由工业生产造成的二氧化硫排放约占二氧化硫总排放量的80%，而其中电力工业又是工业中的排放大户。因此，控制二氧化硫的排放，已成为电力工业环境治理的主要任务。为此，国家环保总局与国家质量技术监督检验检疫总局颁布了《火电厂大气污染物排放标准》。该标准对火力发电厂烟尘、二氧化硫最高允许排放标准和排放速率进行了更加科学、更加严格的规定。对于新建电厂采用高效烟气脱硫（flue gas desulferization--简称FGD）系统显得尤为重要。

在实际生产中，如果不能针对具体情况正确处理腐蚀、结垢、堵塞等技术问题，将达不到预期的脱硫效果。本文就烟气湿法脱硫工艺原理及日常运行中存在的技术问题、处理方法及影响脱硫效率的主要因素做如下简要探讨。

1 脱硫系统的结垢、堵塞与处理方法

1. 1结垢、堵塞机理

（1） 石膏浓度过饱和后会出现晶束，进而形成晶种、晶体。石膏结晶是一个动态平衡过程，新晶种的形成和晶体长大同时进行，只有结晶到一定程度才被允许排出，因此石膏浆液在吸收塔内应有足够的停留时间，即保持石膏的过饱和状态。实践经验表明，如果相对过饱和度过高（＞1.4），就易形成晶核或层状、针状晶体，晶核会在其它物质的表面上生长，就易发生吸收塔结垢、沉积现象。经验表明比较理想的石膏相对过饱和度应控制在1.25～1.30。

（2） 在系统严重缺氧和氧化反应程度极低的条件下，将生成一种产物CSS—称为软垢，使系统发生结垢，甚至堵塞。其中，软垢CSS的分子式为Ca(SO₃)_0.8(SO₄)_0.21/2H₂O。

（3） 吸收液pH值的剧烈变化

SO₂的吸收反应大部分在烟气与喷淋浆液接触的瞬间就完成，而石灰石的溶解和石膏结晶则需要一定时间才能达到平衡，吸收塔浆液中有HSO₃^-、SO₃^2-、CO₃^2-、SO₄^2-、Ca²⁺、Mg²⁺、Cl^-等离子，pH值对它们相互之间的反应影响很大。高pH值的浆液有利于SO₂的吸收，但调试中发现，当pH＞5.9时，石灰石中Ca²⁺的溶出就减慢，SO₃^2-的氧化也受到抑制，浆液中CaSO₃·1／2H₂O就会增加，易发生管道结垢现象。在碱性pH值环境下运行会产生碳酸钙硬垢。反之，如果浆液pH值降低，石灰石中Ca²⁺的溶出就容易，而且对SO₃²ˉ的氧化非常有利，保证了石膏的品质，但亚硫酸盐溶解度急剧上升，硫酸盐溶解度略有下降，在很短时间内，会有石膏大量产生并析出，产生硬垢。pH值较低会使SO₂的吸收受到抑制，脱硫效率将大大降低。

（4） 设备系统停止/运行时，设备管道冲洗不充分，导致浆液沉积、堵塞。

1．2　处理方法

（1） 保证氧化风机向吸收塔充分供气，使氧化反应趋于完全，确保吸收塔浆液中有足够浓度的石膏晶种。

（2） 确保电除尘高压电场的除尘效率，严防喷嘴堵塞。

（3） 在运行中，控制吸收剂水分蒸发速度和蒸发量，使得溶液中石膏过饱和度最大不超过1.4。

（4） 控制溶液的PH值，尤其避免运行中pH值急剧变化，一般控制在4.5～6.0之间。

（5） 吸收液中加入石膏或亚硫酸钙晶种。

（6） 适当增大液气比也是防止系统结垢、堵塞的重要技术措施。

（7） 根据相关系统设备的运行状态（压力、流量、电流等）和各种浆液的化学分析结果来判断结垢的趋势。

（8） 在系统设备停运之前，要对整个脱硫子系统浆液管道进行彻底冲洗，冲洗干净后，将管道和设备内的积水、积浆排尽，以防设备、管道腐蚀和堵塞；在冬季时，还应作好设备管道发生冻结损坏的防范措施。

2 脱硫系统的腐蚀与防腐

2．1腐蚀机理

（1） 烟气中的SO₂、HCl、HF等酸性气体在与液体接触时，生成相应的酸液，其中SO₃^2-、Cl^-、SO₄^2-对金属有很强的腐蚀性，对防腐内衬也有很强的扩散渗透破坏作用。

（2） 存在于同一电解质溶液中的不同金属表面将发生电化学腐蚀。

（3） 结晶腐蚀。溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐随溶液渗入防腐内衬及其疏松孔隙内，当系统停运后，吸收塔内逐渐变干，溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐析出并结晶，随后体积发生膨胀，使防腐内衬产生应力，产生剥离损坏。

（4） 环境温度的影响。由于GGH（烟气—烟气换热器）故障或循环浆液系统故障，导致塔内烟温升高，其防腐材料的使用应力随温度升高而急剧降低。

（5） 脱硫系统设有的箱体、罐体、反应容器内部均设有搅拌器，该设备运行时，对这些容器内表面的防腐材料造成一定冲刷和破坏。

2．2　防腐技术措施

（1） 严格控制吸收塔浆液的pH值在规定范围4.5～6.0，防止PH值急剧变化。

（2） 根据FGD设计的入口烟气温度，选择合理的脱硫设备，并选择与之相配套的防腐内衬，选择与入口烟温、塔内设计温度相匹配的内衬材料以保证脱硫系统设备的安全稳定运行。

（3） 严把防腐内衬的施工质量关。

（4） 施工或检修过程中要严格把关，保证脱硫系统设备、管材合理和优质的焊接工艺。

（5） 脱硫系统设有的箱体、罐体、反应容器内部的防腐材料要符合环保及国家规定控制危险源所必须的相关要求。

3 影响脱硫效率的因素分析

3．1　吸收剂的pH值

烟气中SO₂与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：

SO₂ + H₂O → H⁺ + HSO₃^-

HSO₃^- → H⁺+ SO₃^2-

产生的H⁺促进了CaCO₃的溶解，生成一定浓度的Ca²⁺ ：

CaCO₃＋H⁺＝HCO₃^-＋Ca²⁺

Ca²⁺与SO₃^2-或HSO₃^-结合，生成CaSO₃和Ca(HSO₃)₂ ：

Ca²⁺+ SO₃^2-→ CaSO₃

Ca²⁺+2 HSO₃^-→ Ca(HSO₃)₂

反应过程中，一部分SO₃^2-和HSO₃^-被氧化成SO₄^2-和HSO₄^-：

SO₃^2-+ 1/2 O₂→SO₄^2-

HSO₃^- +1/2 O₂→HSO₄^-

最后吸收液中存在的大量SO₃^2-和HSO₃^-，可以通过鼓入空气进行强制氧化转化为SO₄^2-，最后生成石膏结晶：

Ca²⁺+SO₄^2-+2H₂O→CaSO₄·2 H₂O

脱硫反应的基础是溶液中H⁺的生成，只有H⁺的存在才促进了Ca²⁺的生成，因此，吸收速率主要取决于溶液的pH值。故湿式脱硫工艺的应用中控制合适的pH值和保持pH值的稳定是保证脱硫效率的关键。

pH值为6.0时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。而低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，但二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大幅度降低；当pH值为4.5时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。调试阳城电厂新建机组脱硫系统发现浆液pH值在4.5～6.0之间较为妥当。

3．2 液气比及浆液循环量

液气比增大，表明气液接触机率增加，脱硫率增大。但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡，液气比超过一定值后，脱硫率将不在增加。初始的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触，SO₂等气体与石灰石浆液的反应并不完全，需要不断地循环反应，增加浆液的循环量，也就加大了CaCO₃与SO₂的接触反应机会，从而提高了脱硫效率。若脱硫吸收塔浆液循环泵出口的部分喷嘴堵塞，喷淋效果较差；浆液循环泵内部腐蚀或磨损严重，运行压力不足，均会导致脱硫效率下降。

3．3 烟气与吸收剂接触时间

烟气自气－气换热器进入吸收塔后，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。因此，长期投运对应高位喷淋层的浆液循环泵，有利于烟气和脱硫吸收剂的充分反应，相应的脱硫率也高。

3．4 石灰石粒度及纯度

石灰石是目前烟气湿法脱硫中最常用的吸收剂。其脱硫反应活性主要取决于石灰石的粒度和颗粒的表面积之比以及石灰石中CaCO₃的含量。石灰石颗粒越细，纯度越高，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率越高。一般要求石灰石粉的90%能通过325目筛（44μm）或250目筛（63μm），并且CaCO₃含量大于93%。

3．5 氧化空气量

O₂参与烟气脱硫的化学过程，使HSO₃^-氧化为SO₄^2-，随着烟气中O₂含量的增加，CaSO₄·2 H₂O的形成速度加快，脱硫率也呈上升趋势。保证氧化风机向吸收塔的供气量可提高脱硫率。

3．6 烟气中灰尘含量

影响吸收塔内水质的因素之一是烟气中尘埃含量大。由于在脱硫过程中烟气中灰尘大量进入吸收塔内，与塔内石灰石、石膏浆液混合在一起，阻碍了石灰石浆液对SO₂的吸收，降低了石灰石中Ca²⁺的溶解速率，同时烟尘或溶液中不断溶出的一些重金属离子会抑制了Ca²⁺与HSO₃^-的反应。若烟气中粉尘含量持续超过设计允许量（阳城电厂新建机组设计要求FGD入口粉尘含量小于100mg/m³），将使脱硫率大为下降，甚至喷嘴堵塞。同时成品石膏中也含有大量的灰尘及消耗的石灰石量也相应增加，影响石膏品质。

3. 7 烟气温度

若进入FGD吸收塔的烟气温度较高，烟气膨胀，流速和压力增大，会使脱硫效率下降；若进入吸收塔烟气温度越低，越利于SO₂气体溶于浆液，形成HSO₃^-，即：低温有利于吸收，高温有利于解吸。通常，将烟气冷却到60℃左右有利于吸收SO₂；烟气较高温度时，SO₂的吸收效率降低。

3．8 煤质影响

由于燃煤品质的不同，煤中所含的微量物质也不同，某些燃煤烟气中HCl、HF含量较高，由于吸收塔内浆液浓度在20％左右，HCl、HF就会溶解于浆液中而使F^-、Cl^-含量增加，从而影响石灰石浆液对SO₂吸收，影响PH值的测量。

3．9 Cl^-含量

浆液Cl^-对系统性能的影响是潜在的，在系统中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱硫效率，达到一定程度时才会显现，主要是干扰了离子间的反应。通常Cl^-的设计上限为20000mg/L，实际上一般当Cl^-高于12000mg/L时，就表现出对FGD运行的一些负面影响，如pH值的自控能力稍微减弱，副产物石膏中CaCO₃含量略有增加等。浆液Cl^-浓度高低与原烟气中HCl的含量直接相关，也与系统的废水排放量有关。

3．10 烟气流量变化

机组负荷增减时，进入吸收塔的烟气量随之变化。首先要保证增压风机的稳定运行，然后通过控制系统调整石灰石浆液的加入量，以稳定浆液pH值；再适时改变有关设备的运行方式。一般开式喷淋塔的液气比控制在13～16L／m³。因此，可根据实际烟气量来决定增加（或减少）循环泵的运行数量或切换循环泵，不同循环泵之间的优化组合运行方式需经过多次试验后才能确定。氧化空气的量一般为鼓入空气中的氧与洗涤脱除的SO₂摩尔比为1.5左右，所以烟气量变化后也应改变氧化风机向吸收塔的供气量。

3．11 原烟气SO₂浓度波动

火电厂燃煤硫分变动的情况经常发生，原烟气中SO₂浓度并不稳定。SO₂浓度的突然上升往往使吸收塔浆液pH值在短时间内下降，如果此时控制系统跟不上工况变化，就可能造成pH值无法恢复到正常值，降低脱硫效率，影响石膏品质。

3．12 烟气旁路档板密封不严渗漏

正常运行中，烟气旁路档板密封不严渗漏，使得少部分原烟气从旁路烟道通过，与经FGD处理的净烟气相混合，从而导致出口烟气中的SO₂浓度超标，降低了脱硫效率。

3．13 仪表指示影响

在线检测系统（CEMS）传输信号不准，导致控制系统（或人为判断）出现问题，从而影响脱硫效率。因此，保证仪表的准确投运，对于提高脱硫效率尤为重要。

3．14 烟气中含油成分

在特殊情况下，锅炉投油燃烧，来不及退出电除尘、脱硫（FGD）系统，烟气中的油气进入吸收塔，导致石灰石浆液污染，甚至脱硫系统中毒瘫痪。因此，严格执行机组《电除尘、脱硫系统投退管理规定》也是确保脱硫系统安全稳定运行的重要方面。

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