脱硫系统效率下降原因分析与处理措施 - 2025

　　

某电厂脱硫系统效率下降原因分析与处理措施

王 猛，刘井岚 ，张其龙，李济琛，刘天禹，周灿

（华电电力科学研究院有限公司，山东，济南，250000）

摘要：某电厂3号机组脱硫效率出现明显下降，二氧化硫排放存在超标风险。介绍了石灰石及浆液品质、运行pH等因素对脱硫效率的影响。结合现场脱硫运行情况进行排查，分析脱硫效率下降的原因，提出整改方案，以期对脱硫运行管理提供参考。

关键词：湿法脱硫；脱硫效率；浆液循环泵

Analysis and Treatment Measures of Abnormal Desulfurization Efficiency of a Power Plant

（HUADIAN ELECTRIC POWER RESEARCH INSTITUTE Co.,LTD shandong jinan）

abstract: The desulfurization efficiency of unit 3 in a power plant has been significantly reduced, and there is a risk of excessive sulfur dioxide emissions. This article introduces the influence of the slurry and limestone quality, operating pH and other factors on the desulfurization efficiency, investigates the on-site desulfurization operation, analyzes the reasons for the decline in desulfurization efficiency, proposes rectification plans, and proposes solutions in order to provide a reference for the desulfurization operation management.

Keyword: desulfurization; desulfurization efficiency; slurry circulating pump

某电厂3号机组脱硫设施采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，采用单塔配置，吸收塔配置5台浆液循环泵。2024年6月机组检修启机以来，3号机组脱硫设施脱硫效率下降明显，当机组负荷为700MW、原烟气SO₂浓度为2600mg/m³（标干，6%O₂）时，在五台浆液循环泵全开的工况下，外排口SO₂浓度接近超标水平，为了保证SO₂达标排放，机组只能控制负荷运行。9月停机期间，对B、C、D、E喷淋层支管及喷嘴进行了检查，因检修时间较短，未对A喷淋层进行检修，启机后，3号机组脱硫设施再次出现脱硫效率下降的问题，难以稳定长时间带高负荷，影响了脱硫设施及机组的安全经济稳定运行。

1、运行参数的排查

1.1 脱硫设施设计裕量

为了了解该电厂3号机组脱硫设施的设计裕量，对集团内所有采用单塔配置方式的脱硫设施的设计裕量进行了对比，发现该机组脱硫设施的设计最大液气比为19.96，分别小于其他电厂同装机容量机组26.26、24.40、21.90的设计值，设计裕量最小，当浆液喷淋系统等设备发生故障时，脱硫设施脱硫效率的设备敏感性较其他发电企业强。

1.2 脱硫设施运行烟气量

为了了解3号机组脱硫设施实际运行烟气量及液气比，开展了3号机组脱硫设施运行烟气量测试试验，在机组86.19%、91.43%的负荷率下，3号机组脱硫设施实际运行烟气量分别为2924090m³/h（标干，6%O₂）、3224338m³/h（标干，6%O₂），其中91.43%的负荷率下的烟气量超过了超低排放改造性能考核期间97.67%机组负荷率下3114628m³/h（标干，6%O₂）的烟气量，脱硫设施存在烟气量偏高的问题。在该工况下的运行液气比为19.4，低于19.92的设计值标准，也低于性能测试期间20.2的运行值。

1.3 脱硫浆液pH表计校验及代表查验

为了了解脱硫浆液pH表计的代表性，现场对pH表计进行了校验，现场表计在线示值为5.8，标准表计示值为5.9，pH表计较为准确。

为了考察pH表计对吸收塔内脱硫浆液的代表性，在脉冲悬浮泵、浆液循环泵入口等处对其进行了现场测试，如表1-3所示。发现除供浆泵及3A浆液循环泵（紧邻供浆泵入口）入口处浆液pH较高以外，其余各处的浆液pH在5.71~6.13内，与在线表计5.70的示值最大偏差约为0.42，吸收塔内各处浆液的pH均匀度尚可。

在实际调整过程中，发现3号吸收塔浆液pH在5.9左右时，脱硫效率最佳控制值超过了单塔5.0~5.8的控制范围，侧面说明设备出力受到一定限制，需要提高浆液pH以提高SO₂的吸收效率^[1]。

表1-3 3号脱硫吸收塔不同位置pH测量值

1.3 脱硫浆液pH表计校验及代表查验

采用紫外便携式烟气分析仪对3号机组外排口CEMS处的SO₂浓度进行了测试，并与在线表计进行了比对，结果如表1-4所示。测试数据显示，在CEMS处便携式分析仪测得的氧含量普遍比在线表计高0.46~0.75，便携式分析仪测得的SO2含量普遍比与在线表计基本一致。

表1-4 3号外排口CEMS处烟气氧含量与SO₂浓度测试比对值

2、脱硫浆液参数及沉降特性

2.1脱硫浆液沉降特性

在吸收塔脉冲悬浮泵出口管道pH表计处，对吸收塔浆液进行了取样并开展了沉降试验，以辅助判断吸收塔浆液的品质及结晶状态，通过沉降试验发现，浆液达到完全沉降的时间约为4h，沉降时间正常，灰黑色杂质较多，浆液品质较好，瓶底底部沉降物0~2/3H部分固体板结状态良好，上2/3H ~H处较为松软，石膏粒径偏细，石膏结晶状态较差，这主要与浆液排泥量少、浆液循环泵开启台数多、浆液停留时间短有关。在本案例中，不是影响脱硫效率的主要原因。

2.2 脱硫浆液pH调节特性

为了考察石灰石浆液的反应活性及浆液品质，12月22日，9:00~10:00开展了脱硫浆液pH调节特性试验，数据如表2-1、2-2所示。在添加200kg脱硫增效剂的情况下，将吸收塔供浆量由20m³/h提升至56m³/h的14min时间内，浆液pH平均由5.57上升至5.98，上升值为0.41。将吸收塔供浆量依次由56m³/h下降至40m³/h、20m³/h、0的50min时，浆液pH由5.98下降至5.75，下降值为0.23，吸收塔浆液pH值调节特性良好。为了考察增效剂对pH响应特性的影响，10月23日，9:00~10:00，在未添加增效剂的情况下开展了脱硫浆液pH调节特性对比试验，数据如表2-3所示。将吸收塔供浆量由29m3/h提升至41m3/h的15min时间内，浆液pH平均由5.78上升至5.87，平均上升值为0.09，继续将吸收塔供浆量由41m³/h提升至50m3/h,15分钟时间内，浆液pH平均由5.87上升至6.00，平均上升值为0.13，低于添加增效剂情况下0.41的上升值。在不添加脱硫增效剂的情况下，石灰石的溶解速率偏慢，低于15~20min内0.3~0.4的运行经验值，只能通过过量供浆来提高pH。

表2-1 脱硫浆液pH调节特性试验（添加脱硫增效剂）

试验时间：12月22日，9:00~10:00，机组工况：负荷：633~700MW，原烟气SO₂浓度：2320mg/m³，液位：11.5m，密度：1107kg/m³，添加增效剂150吨/h。

表2-2 脱硫浆液pH调节特性试验（添加脱硫增效剂）

试验时间：12月22日，9:00~10:00。机组工况：负荷：700~790MW，原烟气SO₂浓度：2440mg/m³，液位：10.5m，密度：1109kg/m³，未添加脱硫增效剂，添加增效剂150吨/h。

表2-3 脱硫浆液pH调节特性试验（未添加脱硫增效剂）

试验时间：10月22日，9:00~10:00。机组工况：负荷：700~800MW，原烟气SO₂浓度：2405mg/m³，液位：12.4m，密度：1127kg/m³，未添加脱硫增效剂，未添加增效剂。

2.3脱硫石灰石品质检测

对3号机组脱硫效率下降期间相关批次的石灰石粉开展了活性、细度等检测，石灰石粉细度的自检结果显示，石灰石浆液的细度及纯度分别满足≤58μm、≥90%的品质要求，氧化镁及酸不溶物含量亦达到脱硫用石灰石粉的设计要求。石灰石活性分别为15226s、7809s，3号机组脱硫设施脱硫效率下降后，发电企业及时调整了石灰石品质，目前，石灰石活性接近标准值，但脱硫效率仍未明显好转。判断石灰石活性不是本次脱硫效率下降的主要因素。

3设备运行情况

为了了解3号机组脱硫设施脱硫效率下降问题产生的原因，对脱硫浆液循环泵、氧化风机运行情况进行了现场查评，并调取了脱硫浆液循环泵及氧化风机运行参数的历史趋势。

3.1浆液循环泵运行参数变化趋势

调阅了2019年~2024年五年内的3号机组脱硫浆液循环泵的电压、电流等运行参数。

A浆液循环泵：2021年7月，液位：10.5m，浆液密度：1095kg/m³，运行电流约为60.8A，2024年10月，液位：11.5m，浆液密度：1150kg/m³，运行电流约为60.3A~60.6A，在液位增加1m，浆液密度增加55kg/m³的情况下，A泵的电流略有下降，说明A浆液循环泵进口滤网或对应的喷淋层存在堵塞情况。此外，通过现场A泵的运行声音判断，A泵有抢流喘振的声音，侧面说明滤网的过流面积偏小，导致了流量降低。

B浆液循环泵：2020年10月，液位：10.5m，浆液密度：1140kg/m³，运行电流约为67.3A。2022年3月，液位：11.4m，浆液密度：1160kg/m³，运行电流约为61.8A，在液位计浆液密度均增加的情况下，B泵电流下降5.5A，这与2024年9月检修时，发现B泵喷淋层堵塞喷嘴115个的实际情况相符。2024年10月，液位：11.8m，浆液密度：1150kg/m³，运行电流约为66.6A，在液位增加1.3m，浆液密度增加10kg/m³的情况下，A泵的电流略下降0.7A，说明A浆液循环泵进口滤网或对应的喷淋层存在轻微的堵塞情况，或者是正常波动值，总体看，B泵及其所对应的喷淋层运行指标良好。

C浆液循环泵：2019年8月，液位：10.5m，浆液密度：1160kg/m³，运行电流约为72.4A，2024年10月，液位：11.8m，浆液密度：1150kg/m³，运行电流约为72.3A，电流情况基本持平，，由于吸收塔液位对浆液循环泵电流的影响较小，总体看，C泵及其所对应的喷淋层运行指标良好。

D浆液循环泵：2019年8月，液位：10.4m，浆液密度：1145kg/m³，运行电流约为77.1A，2024年10月，液位：11.8m，浆液密度：1150kg/m³，运行电流约为77.9A，在液位增加1.3m，浆液密度增加10kg/m³的情况下，A泵的电流略下降0.7A，电流情况基本持平，由于吸收塔液位对浆液循环泵电流的影响较小，总体看，C泵及其所对应的喷淋层运行指标良好。

E浆液循环泵：2019年8月，液位：10.4m，浆液密度：1162kg/m³，运行电流约为87.4A，出口浆液压力为407kPa，2024年10月，液位：11.8m，浆液密度：1150kg/m³，运行电流约为82.1A，出口浆液压力为425kPa，在液位增加1.4m，浆液密度略将10kg/m³的情况下，A泵的电流大幅下降5.3A，电流降幅明显，泵出口浆液压力增幅明显，说明E泵入口滤网及其所对应的喷淋层可能存在较为严重的堵塞问题。

脱硫浆液循环泵运行参数的历史趋势结果显示在浆液密度、液位基本保持不变的情况下，C、E浆液循环泵电流及出口压力出现周期性的下降现象，停泵反冲洗后电流及压力恢复正常，说明吸收塔内存在大颗粒杂质周期性的堵塞浆液循环泵滤网，导致循环泵流量下降，结合检修情况，初步判断为吸收塔内壁脱落的玻璃鳞片。

3.2氧化风机

3号机组脱硫吸收塔氧化风管的安装标高为6m，运行液位为11.8m，吸收塔浆液密度为1150kg/m³的工况下，依据公式^[2]（1）计算氧化风管出口处浆液静压为55.2kPa。

（1）

式中：为氧化风管出口处浆液静压，kPa；ρ为吸收塔浆液密度，kg/m³；g为重力加速度常数；h为吸收塔内氧化风管至吸收塔液面高度，m。

根据公式（1）计算结果，依据式（2）计算氧化风管出口处全压值为49.7。

（2）

式中：为氧化风管出口处全压，kPa；为浆液液面压力，kPa，取值为1.5。

氧化风机的运行风压、电流分别为55kPa、51A，设备参数负荷运行规程要求，氧化风机运行正常。

4 结果分析

综上所述，脱硫设施运行烟气量偏高、浆液循环泵进口滤网及对应喷淋层支管堵塞是3号机组脱硫设施脱硫效率下降的主要原因。

5 建议

1）优化燃煤掺配，降低脱硫设施运行烟气量，提高脱硫设施运行液气比；2）利用机组检修机会，对喷淋层进行彻底全面检查，对外观明显堵塞的喷嘴及其支管进行疏通清理，并开展冷态喷淋雾化试验，进一步检验检修效果。3）提高脱硫废水量，宜将脱硫浆液氯离子含量控制在15000mg/m³内，提高脱硫废水污泥排放量，减少浆液杂质在吸收塔内的富集倍率，提高浆液品质。4）合理控制浆液pH及密度，依据现有脱硫设施的运行状况，现阶段可将浆液pH控制在5.6~5.9内，待脱硫效率恢复正常后再控制到5.2~5.8内，浆液密度控制在1080~1170kg/m³内，保证氧化风机运行风量，加强浆液氧化效果，降低循环泵滤网及喷淋层支管等关键设备结垢风险；5）做好石膏脱水机的定期保养维护工作，提高石膏产出量，有效降低脱硫浆液密度，提高浆液杂质排放量。

参考文献：

[1]周至祥，段建中，薛建明. 火电厂烟气湿法脱硫技术手册[M].中国电力出版社，2006.

[2]李秀忠.提高脱硫系统脱硫效率的策略研究[J],2016,火电厂污染物净化与节能技术研讨会论文集.

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