幽建菊，许雪松，薛建明，陈焱

(国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

湿法脱硫多因素引起的浆液恶化原因分析及处理措施

幽建菊，许雪松，薛建明，陈焱

(国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

在石灰石—石膏湿法脱硫系统中，吸收塔浆液恶化是系统运行经常出现的问题，浆液恶化不仅易影响浆液pH值，降低系统的脱硫效率，还会造成脱硫副产物石膏脱水困难。为此，结合2×600MW机组湿法脱硫系统浆液恶化问题，通过检测与分析探讨了引起浆液品质变差的原因，并提出了解决措施。

湿法脱硫;浆液恶化;处理措施

0 引言

石灰石—石膏湿法脱硫系统中吸收塔浆液的化学成分非常复杂，要使系统能持续稳定运行，必须保证石膏浆液具有良好的品质［1］，当石膏浆液恶化后，虽然浆液中的CaCO3含量很高，但浆液pH值和脱硫效率却很低，严重恶化的浆液甚至会完全失去脱硫能力，同时，由于浆液品质变差后，还会造成脱硫副产物脱水困难［2－4］。因此可以说，石膏浆液的品质是整个脱硫工艺完成的基础。

某电厂2×600MW燃煤机组配套脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，塔径Φ16.5m，塔高约40m，系统设置4台循环泵。氧化风机共3台，二运一备，但氧化风机出口风压、风量都低于设计值。烟气流量2160000m3/h，脱硫系统入口SO2浓度约5000mg/m3，设计脱硫效率96%，设计条件下系统出口SO2浓度200mg/m3。运行不正常时，主要表现为:石膏浆液pH值4.0～4.5，浆液中石灰石含量11%，脱硫效率约70%，旋流器底流浆液有灰黑色泡沫，石膏浆液脱水困难。

结合电厂脱硫装置相关设备的配备情况，并对浆液的成分进行全面检测分析，诊断确定浆液恶化是由于多种因素导致的吸收剂失效，同时，造成脱水困难也是氧化效果差和飞灰等多方面的原因引起的。通过对氧化风机系统和脱硫废水处理系统的调整，并加入强碱，改善石膏浆液的品质，最终使脱硫装置恢复了正常运行［5－9］。

1 湿法脱硫中石膏浆液的品质

石膏浆液的品质好坏主要体现在浆液的脱硫能力、氧化效果、腐蚀性等，要考察石膏浆液的品质，主要通过对浆液液相及石膏进行化学分析来判断。液相分析的主要指标有pH值、密度以及、Al3+、Cl－、F－等可溶性离子的含量，石膏分析的主要指标有CaSO4·2H2O、CaSO3·1/2H2O、CaCO3、酸不溶物等的含量以及含水量。

石膏分析可以了解脱硫副产物的纯度以及脱水性能，能大致反应出浆液的氧化程度。合格的石膏要求CaSO4·2H2O含量大于90%，含量过低会影响副产物的再利用;CaSO3·1/2H2O含量小于1%，含量过高表明浆液的氧化不充分;CaCO3的含量小于3%，浆液保持适当的CaCO3含量很重要，过高会使石灰石利用率降低、副产物达不到商业要求，过低会降低浆液的碱度以及缓冲能力，脱硫效率得不到保障;酸不溶物主要是粉尘及其他杂质，含量过高会影响石膏颜色和建材品质，同时造成脱水困难;晶体的尺寸要求均匀，理想的粒径指标大于50μm，一般要求大于25μm，粒径过小不利于脱水［10］。

通过浆液的液相分析可以了解浆液的脱硫能力、结垢性、氧化效果、腐蚀性等。

pH值通常控制在5.0～5.8，过大会导致石灰石利用率降低，过小会使浆液的脱硫能力下降［11－16］。浆液密度控制在1080～1150kg/m3，密度过高会增加浆液对设备的磨损;密度过低，晶体不容易长大，还会增加结垢的可能。浆液中的含量可以比较准确地衡量浆液氧化的程度，过量的亚硫酸钙会导致吸收剂致盲。Al3+含量过高会和F－反应生成AlFx络合物，包裹在CaCO3表面使浆液中毒。Cl－、F－等含量过高会增加浆液的腐蚀性。一般情况下，脱硫系统运行过程中浆液液相及石膏品质控制指标如表1所示。

表1 浆液液相及石膏品质控制指标

2 导致浆液恶化的原因

在浆液系统中，保持其他条件不变，有时会出现石灰石的耗量不正常增加，pH值反而不断下降、石灰石利用率下降的情况，这种浆液恶化的情况，往往是石灰石被“包裹”造成的。“包裹”物覆盖在石灰石颗粒的外表面，阻止石灰石的进一步溶解。一般情况下，包裹物主要是亚硫酸盐或AlFx络合物。

亚硫酸盐的包裹主要发生在启动、负荷变化或不完全氧化期间，当CaSO3未被充分氧化，同时又没有足够的CaSO3晶种时，CaSO3将沉积于石灰石表面，阻止石灰石分解。

另一种包裹物主要是液相中F－离子与Al3+离子反应形成的AlFx络合物。研究发现，即使液相中的AlFx浓度很低也会阻碍石灰石的溶解，同时，溶液中其他离子的浓度也十分容易触发石灰石Al－F包裹［17－21］。

3 运行浆液品质的诊断

湿法脱硫的工艺介质来源复杂，涉及的反应过程也很多，因此可能会同时有多种因素导致浆液品质变差，要对浆液运行状态作出准确诊断，必须对浆液成份进行全面的采样分析。表2列出了浆液液相和石膏的成分检测结果。

表2 浆液液相及石膏成分检测

从检测结果来看，石膏中CaSO4·2H2O的含量只有56.3%，远低于设计值90%;CaSO3·1/2H2O含量为27.9%，高出控制指标23倍;离子浓度0.88mol/L，都说明系统的氧化效果非常差。CaCO3含量为11.3%，而浆液pH值只有4.1，说明浆液中残余的石灰石颗粒大部分未溶解;Al3+离子含量为15.3mg/L，Cl－离子含量9830mg/L，均高于控制指标;酸不溶物含量较高，达到1.9%。

观察进入脱水系统的石膏，发现其上层有灰黑色泡沫状物质，几乎无法脱水，部分石膏饼似已脱水干燥，但经过振动或挤压很快又有水渗出。

从上述分析可知，在浆液pH值比较低时，吸收剂石灰石的利用率仍然很低，结合浆液脱水难的特征，可以推断浆液恶化的主要因素有两个:一是氧化效果较差，过量的CaSO3·1/2H2O使吸收剂致盲;二是AlFx络合物包裹使吸收剂失去反应活性。而石膏上层有颜色发灰、发黑的泡沫状物质，是由于过量的飞灰进入浆液导致的。

4 处理措施

考虑到电厂由于废水处理系统故障，一直未排放废水，可能是浆液杂质含量过高，临时加大废水的排放量，经过约4h的排放，灰黑色泡沫状物质明显少了，浆液呈现黄白色，但脱水仍然困难。

配制了浓度10%～12%的NaOH溶液，通过吸收塔地坑泵加入吸收塔，将石膏浆液pH值提高到5.5，同时，持续排出脱硫废水，AlFx络合物包裹的问题得到了解决，Al3+离子和F－离子主要以CaF2和Al(OH)3沉淀的方式被排出系统。脱硫效率有所回升，浆液中的Al3+浓度已经下降至2.3mg/L。将脱硫系统3台氧化风机设为同时运行，此时氧化倍率约为2.5，经过24h后，浆夜pH值维持在5.3左右，脱硫效率达到了90%以上，石膏浆液脱水也有了明显的改善;48h后，脱硫系统完全恢复了正常运行。在整个恶化浆液的恢复过程中，连续对石膏进行取样分析，其中CaCO3和CaSO3·1/2H2O的百分含量变化过程如图1所示。

图1 石膏中CaCO3和CaSO3·1/2H2O含量变化

5 结语

(1)AlFx络合物包裹引起的吸收剂中毒，以及亚硫酸盐引起的吸收剂致盲，均会使浆液恶化，当出现多种影响因素时，需综合考虑，分阶段处理。

(2)废水处理系统在电厂脱硫装置中属于薄弱环节，长时间不运行会使浆液中各类有害物质积聚，从而导致浆液恶化，在处理与浆液品质相关的问题时，应把废水的排放作为重点来考虑。

(3)吸收塔浆液恶化时，如果由于浆液中酸不溶物过高，致使石膏脱水系统出现问题，如脱水困难，石膏颜色发黑等，应单独进行处理，避免对浆液品质的改善造成影响。

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Analysis of slurry deterioration problem caused by multi－factors and solving measures in wet flue gas desulfurization system

The slurry deterioration is a very common phenomenon that has very big damage to the regular operation of limestone－gypsum desulfurization system in thermal power plants.It not only has influence on lowering slurry pH value and the desulfurization efficiency，but also makes the gypsum dewater difficult.Based on the analysis of the slurry deterioration problem existing in wet FGD system of the 2×600MW units，the reasons which leading to slurry quality worse are found out by means of detection and analysis.Finally，the corresponding solving measure are put out and the normal operation of FGD equipment are ensured.

wet flue gas desulfurization;slurry deterioration;solving measure

X701.3

B

1674－8069(2012)04－043－03

2012-05-03;

2012-06-21

幽建菊(1968－)，女，山东阳信人，硕士，注册咨询工程师，长期从事火电厂烟气脱硫技术的研究及咨询工作。E－mail: youjianju@nepri.com