【硫老师】火力发电厂脱硫技术问题及解决方案

2.4石膏浆液pH值

石膏浆液的pH值是影响石灰石-石膏脱硫系统的重要运行参数，也是影响脱硫石膏品质的重要因素。提高浆液pH值利于SO2吸收，但导致设备结垢程度增加;降低pH值将使SO2吸收速度变慢。浆液pH值下降到4时，SO2吸收速度几乎为零。此外，浆液pH值还影响石灰石、二水石膏和半水亚硫酸钙溶解度，影响吸收反应的进行。

2.5氧化反应

氧化反应程度影响脱硫石膏品质。一般而言，吸收塔内设置有空气氧化装置，氧化方式为强制氧化。氧化反应使得大量亚硫酸氢根转化成硫酸根，进而形成硫

酸钙，生成石膏产品。为了提高脱硫石膏产量，常设置氧化风机，往浆液中鼓入过剩空气，使氧化率高于95%。若氧化率低于此数值，将出现亚硫酸钙与硫酸钙混合晶体、结垢现象，影响脱硫石膏品质。

3 火力发电厂脱硫技术问题的解决方案

3.1 降低吸收塔烟气温度

烟温越低，越有利于脱硫率的提高，但由于雾化不均匀，如果控制温度较低就存在部分区域温度过低，这部分烟气进入后除尘器，低于露点，存在腐蚀或脱硫灰结块的问题，影响后除尘器的收尘效果，只有均匀的温度控制，才能有利于提高脱硫率和增加后除尘的使用寿命。保证脱硫系统稳定的经济运行，必须控制锅炉烟气的排放量，严格控制烟温、烟尘含量和含硫量在合理范围之内，否则以上参数超出设计范围，除尘效率和脱硫效率会有明显变化。

3.2 增加喷嘴数目，优化雾化方式

喷嘴方式和雾化方式的不同也会影响火力发电厂的脱硫率问题。通过对喷嘴数目及雾化不同的A、B两个火力发电厂进行对比分析，我们发现A电厂采用六个喷嘴，雾化控制的面积较小，死角相对较少，有利于提高烟气中的SO2和消石灰的反应空间，而B采用四个喷嘴，在吸收塔中均匀分布于四个角，雾化时存在较大的死角，分布不均，部分烟气存在旁路问题。

3.3 优化大灰斗循环灰进入装置

大灰斗循环灰进入装置对于提高火力发电厂的脱硫率也是很重要的。实践证明大灰斗循环灰进入的部位不同，火力发电厂的脱硫率也不同。大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管上部与大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管中部的两个火力发电厂相比，大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管中部有利于循环灰的均匀分布和流化，提高烟气与循环灰的均匀接触，提高了循环灰的利用，有利于烟气中SO2的吸收，这便提高了火力发电厂的脱硫率。

3.4 提高预除尘器的除尘效率

对于火力发电厂的脱硫率来说，提高预除尘器的除尘效率对于脱硫率也相当重要。预除尘器除尘效率差异对于脱硫效率的影响是很大的，A火力发电厂的预除尘器除尘效率为70%～75%，B火力发电厂的预除尘器的除尘效率达到了98%，对于这两个具有不同除尘效率的火力发电厂来说，由于B电厂的除尘效率高，在脱硫吸收塔中粉煤灰的浓度低，相应提高了吸收塔中消石灰和SO2的反应机会，提高了消石灰的利用率，也提高了脱硫效率。

3.5 多样性的增容改造

石膏湿法烟气脱硫增容改造技术方案必须由专业咨询单位对各种方案进行可行性研究报告，原则上要求技术可行、运行可靠、投资成本低，设备性价比高。另需考虑充分利用现有脱硫系统设备，公用系统等，最大限度的减少新设备的投入成本。选择方案时，应考虑锅炉燃煤含硫量以及对以后煤质变化的适应性，并且出口SO2浓度满足国家规定的SO2排放标准，最大程度的减少排放量。选择改造方案时，需考虑工期因素。增容改造工程一般70天左右，工期紧。选择时，要求方案施工周期短，施工方便。

3.6 做好煤质选择工作

煤质的选择对于660MW机组提高脱硫率的作用是比较大的，设计使用的煤质不同，对于脱硫率的影响也不同，因此，为了提高火力发电厂的脱硫率，我们必须保证煤质质量。一般情况下设计煤的含硫量为0.6%～0.8%，在此情况下电厂吸收塔入口烟气中SO2的浓度一般为2400  mg/Nm3～2500mg/Nm3，而为了提高火力发电厂的脱硫率，我们一般将煤种的含硫量控制在1.0%～1.2%，此时火力发电厂吸收塔入口SO2浓度为3000mg/Nm3～4600mg/Nm3。

4 结束语

目前，中国火力发电厂在脱硫问题上常用的两种方式是半干法和湿法，但当前中国火力发电厂的脱硫技术受到不同程度的制约，需要我们从火力发电厂的脱硫技术发展现状入手，加强理论创新，促进火力发电厂脱硫工艺再上新台阶。