韩金山
（国投哈密发电有限公司新疆哈密839000）
摘要：通过对湿法烟气脱硫工艺过程的分析和系统调试结果，总结出原烟气中氧量、粉尘、温度等参数的变化和工艺过程控制、设备运行方式的改变对净烟气脱硫效率的影响规律，对运行人员的调整有一定的指导意义。
关键词：烟气脱硫；二氧化硫；脱硫率；
1前言
国投哈密电厂自分别于2014年11月、12月建成投产以来,发现有时脱硫效率达不到设计效果,排出的SO2质量浓度较高。对此,我们根据投产以来的运行经验,结合现场实际,进行了对比和调整试验,分析了运行数据,取得了一定成果,本文旨在探讨原烟气与脱硫剂的接触反应时间、原烟气参数的变动、吸收塔浆液PH值、石膏浆液密度等因素对烟气脱硫效率的影响规律，为期望优化系统运行、增加运行人员的调整手段和提高脱硫效率提供参考。
2湿法脱硫工艺过程分析
FGD包括氧化风机、烟气换热器、吸收塔、石灰石制浆系统、石膏脱水系统和废水处理等部分，其中吸收塔是烟气脱硫反应的关键部分。湿法烟气脱硫工艺的主要原理是以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对含有SO2的烟气进行喷淋洗涤，使SO2与浆液中的碱性物质发生化学反应生成CaSO3和CaSO4而将SO2去除。烟气从炉侧烟道引出，经烟气换热器后烟温从140℃降至110℃左右，然后进入吸收塔下部，在塔内上升过程中与雾滴充分接触，大部分SO2、SO3、HC1等从烟气中去除，反应后的净烟气通过除雾器，以除去夹带的液滴，温度降至50℃，然后排至烟囱。
3影响脱硫率的因素分析
国投哈密发电有限公司1、2号机组燃煤平均含硫率为0.6％，实际运行中SO2进口浓度在1600mg／m3～2800mg／m3之间波动，脱硫率也不十分稳定，但若能有效地控制设备运行方式，就能保证FGD有较高而稳定的脱硫率，本文收集了在国投哈密电厂FGD整套启动调试和试运行期间，比较典型的各种工况下的运行参数，从中可以找出吸收塔浆液PH变化、循环泵运行方式、氧化风机投运台数等对脱硫率的影响规律。
3.1烟气与脱硫剂接触时间
烟气自烟气换热器降温进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应，接触时间越长，反应进行得越完全。每层喷淋盘对应一台浆液循环泵，排列顺序为1、2、3、4、5号自下而上，5号浆液循环泵对应的喷淋盘位置最高，与烟气接触洗涤的时间最长，因此投运5号浆液循环泵有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫率也高。实际运行的情况发现，在处理锅炉烟气时，不论运行哪4台浆液循环泵都能保持很高的脱硫率，而运行4台循环泵时如果开启5号循环泵，则脱硫率可比运行其它循环泵时的脱硫率高出2％，效果显著；2、3、4、5浆液循环泵联合运行时的脱硫率要比1、2、3、4号泵联合运行时高出3％以上，可见，5号浆液循环泵的投运对提高脱硫率效果显著，4号浆液循环泵的影响次之，3号、2号依次减弱，也就是说，烟气与脱硫剂的接触时间越长，脱硫率越高。另外，新鲜的石灰石浆液是通过4号或5号循环管注入的，所以4、5号浆液循环泵的投运与否将直接影响脱硫率。
3.2氧量
吸收塔氧化风机将氧化空气鼓入反应池中与浆液反应。一部分HSO3在吸收塔喷淋区被烟气中的氧气氧化，剩余部分的HSO3在反应池中被氧化空气完全氧化。O2参与烟气脱硫的化学过程中，使4HSO3氧化为SO42，表明了接收机组烟气时，在烟气量、SO2浓度、烟温等参数基本恒定的情况下氧量对脱硫率的影响，随着烟气中O2含量的增加，CaSO4?2H2O的形成加快，脱硫率也呈上升趋势。当原烟气中氧量一定时，可人为的往吸收塔浆液中增加氧气，所以多投运氧化风机可提高脱硫率。当烟气中O2含量为6．0％以下时，运行2台氧化风机比运行1台氧化风机的脱硫率高出2％左右。
3.3石膏浆液密度
随着烟气与脱硫剂反应的进行，吸收塔的浆液密度不断升高，通过吸收塔浆液化学成分的取样分析结果，当密度＞1150kg／m3时，混合浆液中CaCO3和CaSO4?2H2O的浓度已趋于饱和，CaSO4?2H2O对SO2的吸收有抑制作用，脱硫率会有所下降；而石膏浆液密度过低（＜1070kg／m3时，说明浆液中CaSO4?2H2O的含量较低，CaCO3的相对含量升高，此时如果排出吸收塔，将导致石膏中CaCO3含量增高，品质降低，而且浪费了脱硫剂石灰石。因此运行中控制石膏浆液密度在一合适的范围内（1090～1130kg／m3），有利于FGD的有效、经济运行。
3.4烟尘
原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了SO2与脱硫剂的接触，降低了石灰石中Ca2的溶解速率，同时飞灰中不断溶出的一些重金属如Hg、Mg、Cd、Zn等离子会抑制Ca2与HSO3的反应。试验证明，如果烟气中粉尘含量持续超过100mg／nm3（湿），则将使脱硫率下降1％～2％，并且石膏中CaSO4?2H2O的含量降低，白度减少，影响了品质。
3.5烟气温度
进入吸收塔的烟气温度越低，越利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3，所以高温的原烟气先经过烟气换热器降温后再进入吸收塔与脱硫剂接触有利于SO2的吸收。实际运行结果也证实了这一点，在处理锅炉满负荷烟气、运行5台浆液循环泵、进口烟气SO2浓度和氧量基本不变的工况下，当进入吸收塔的烟温为115℃时，脱硫率为96．8％；当烟温升到140℃时，脱硫率已下降至93.1％。
3.6入口SO2质量浓度
当燃料含硫量增加时,烟气中SO2质量浓度也随之上升,在其他运行条件不变的情况下脱硫效率将下降。一般来说,在脱硫装置一定的情况下,脱硫效率存在一个峰值,即在某一质量浓度下脱硫效率达到最高,当SO2质量浓度低于这个值时,脱硫效率随SO2质量浓度的增加而有所增加;超过此值时,较高质量浓度的SO2将迅速耗尽液相碱度,导致吸收SO2的液膜阻力增加,脱硫效率随SO2质量浓度的增加而急剧减小,当吸收塔入口SO2质量浓度增加,而进入吸收塔内氧化空气未增加,特别是当SO2质量浓度超过设计值,氧化空气量不足时,由于浆液严重氧化不足,浆液中会出现过量的HSO3,甚至超过其饱和度,降低脱硫效率。
4结论
（1）湿法烟气脱硫过程中，烟气与脱硫剂的接触反应时间越长、吸收塔浆液循环量越多越有利于脱硫率的提高。
（2）进入吸收塔的原烟气中O2含量高、粉尘浓度低、烟温低等都对脱硫反应有利，当氧量一定时，增开一台氧化风机能提高脱硫效率。
（3）保持吸收塔浆液PH在5.4～5.6之间，可使FGD保持较好的脱硫效果和石膏品质，PH太高不利于Ca2的析出和石灰石的充分利用，PH过低则影响SO2的吸收。
（4）吸收塔浆液密度过高会降低脱硫率，过低时脱硫剂的利用不彻底，保持浆液密度在1090～1100kg／m3之间，可获得较好的脱硫效果。
（5）过高的烟气入口SO2质量浓度使得运行调整极为困难,脱硫效率经常不能达到要求,采购符合设计要求的煤种,降低进入脱硫系统烟气的SO2质量浓度是保证脱硫效率的重要前提。
参考文献
[1]周至祥,段建中,薛建明等.《湿法烟气脱硫工艺技术全程控制指导手册》ISBN978-7-5083-4125-5北京:中国电力出版社,2009.
[2]钟秦等.《燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例》,ISBN：978-7-122-00321-8北京:化学工业出版社,2007.
[3]曾庭华,杨华,廖永进,郭斌等.《湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行》.ISBN：978-7-5083-6671-5北京:中国电力出版社,2008.