湿法脱硫溶液组分紊乱原因分析及对策

湿法烟气脱硫存在的问题及解决办法摘要：我国是世界上最大的煤炭消费国，煤炭占一次能源消费总量的70%左右。

随着经济的迅猛发展，电力需求日益增加，煤炭消耗量亦迅速攀升，连续多年二氧化硫年排放量居世界首位。

二氧化硫形成的酸雨覆盖了40%以上的国土面积，全国50%以上的城市遭受酸雨的影响，严重危害人类生存环境。

因此，必须结合我国国情，加快烟气脱硫技术设备国产化的步伐。

本文主要阐述了湿法烟气脱硫存在的问题及解决办法。

关键词：烟气脱硫存在问题解决办法目前，我国已把解决烟气脱硫问题纳入国家大政方针并成为治理火电行业和化工行业首要解决的问题。

我国虽从20世纪60年代初开始研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方面的原因，至今还不完全具备200MW以上机组烟气脱硫的设计和设备成套能力。

随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，在未来10年内，至少有40GW以上火电装机容量需安装烟气脱硫装置，显然，这个任务太艰巨，所需的资金很庞大。

因此，必须结合我国国情，加快烟气脱硫技术设备国产化的步伐。

烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。

其中，湿法脱硫是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。

常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。

本文仅就湿法烟气脱硫技术中的富液及烟气处理作一介绍。

1富液的处理用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及地区环境法规的要求，还必须对洗后SO2的富液（含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液）进行合理的处理，既要不浪费资源，又要不造成二次污染。

合理处理废液，往往是湿法烟气脱硫技术成败的关键因素之一。

因此，吸收法烟气脱硫工艺过程设计，需要同时考虑SO2吸收及富液合理的处理。

影响湿法烟气脱硫效率的因素及运行控制措施三、影响石灰石一石膏烟气湿法脱硫效率的主要因素分析脱硫效率是指，脱硫系统脱除的二氧化硫含量与原烟气中二氧化硫含量的比值。

影响脱硫效率的主要因素有：1、通过脱硫系统的烟气量及原烟气中S02的含量。

在脱硫系统设备运行方式一定，运行工况稳定，无其它影响因素时，当处理烟气量及原烟气中S02的含量升高时, 脱硫效率将下降。

因为人口S02的增加，能很快的消耗循环浆液中可提供的碱量，造成浆液液滴吸收S02的能力减弱。

2、通过脱硫系统烟气的性质。

1）烟气中所含的灰尘。

因灰尘中带入的A13+与烟气气体中带入的F-形成的络化物到达一定浓度时，会吸附在CaC03 固体颗粒的表面，“封闭”了CaC03的活性，严重减缓了CaC03 的溶解速度，造成脱硫效率的降低。

2）烟气中的HC1。

当烟气通过脱硫吸收塔时，烟气中的HC1几乎全部溶于吸收浆液中，因C1-比S042-的活性高（盐酸比硫酸酸性更强），更易与CaC03发生反应，生成溶于水的CaC12,从而使浆液中Ca2+的浓度增大，由于同离子效应，其将抑制CaC03的溶解速度，会造成脱硫效率的降低。

同时，由于离子强度和溶液黏度的增大，浆液中离子的扩散速度变慢，致使浆液液滴中有较高的S032-,从而降低了S02向循环浆液中的传质速度，也会造成脱硫效率的降低。

3、循环浆液的pH值。

脱硫系统中，循环浆液的pH值是运行人员控制的主要参数之一，浆液的P H值对脱硫效率的影响最明显。

提高浆液的pH 值就是增加循环浆液中未溶解的石灰石的总量，当循环浆液液滴在吸收塔内下落过程中吸收S02碱度降低后, 液滴中有较多的吸收剂可供溶解，保证循环浆液能够随时具有吸收S02的能力。

同时，提高浆液的pH值就意味着增加了可溶性碱物质的浓度，提高了浆液中和吸收S02的后产生的H+的作用。

因此，提高pH值就可直接提高脱硫系统的脱硫效率。

但是，浆液的pH值也不是越高越好，虽然脱硫效率随pH 值的升高而升高，但当pH值到达一定数值后，再提高pH 值对脱硫效率的影响并不大，因为过高的pH值会使浆液中石灰石的溶解速率急剧下降，同时过高的pH值会造成石灰石量的浪费，并且使石膏含CaC03的量增大，严重降低了石膏的品质。

国内外主流湿法烟气脱硫工艺流程及常见故障处理！目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。

湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。

1湿法脱硫的优点湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。

湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。

2湿法脱硫的缺点生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。

系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。

3工艺流程（1）石灰石／石灰-石膏法：原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。

是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。

目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。

对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。

（2）间接石灰石-石膏法:常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。

原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。

该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。

（3）柠檬吸收法工艺及原理原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。

湿法脱硫控制存在的问题及解决方案石灰石-石膏湿法脱硫系统采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石磨细成粉状后与水混合搅拌成石灰石浆液。

在吸收塔内，石灰石浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3以及进入的氧气进行化学反应被脱除，吸收塔内的石灰石浆液与SO2反应生成石膏浆液，石膏浆液经脱水后制成石膏。

脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，再经换热器加热升温后排入烟囱。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺系统主要包括：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统等。

1 石灰石-石膏湿法脱硫基本工艺流程锅炉烟气经除尘设备除尘后，通过增压风机、气-气换热器(gas-gas heater， GGH)降温后进入吸收塔。

在吸收塔内向上流动的烟气被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。

循环浆液首先通过浆液循环泵向上输送到喷淋层，再通过喷淋层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以脱除烟气中的SO2、SO3、HCl和HF等酸性物质，反应生成的副产物被导入的空气氧化，生成最终产物)))石膏(CaSO4.2H2O)，同时消耗作为吸收剂的石灰石。

在吸收塔中，石灰石浆液与SO2反应生成石膏浆液，这部分石膏浆液通过石膏浆液排出泵排出，进入石膏脱水系统。

脱水系统主要包括石膏水力旋流器、浆液分配器和真空皮带脱水机。

经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，将清洁烟气中所携带的浆液雾滴除去。

同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。

进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞;二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46～55e，再通过GGH(或其它加热设备)将烟气加热到80e以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。

最后，洁净的烟气通过烟囱排向大气.2 FGD主保护存在的问题及解决方案2.1 非增压风机跳闸引起的FGD主保护动作2.1.1 主保护动作条件主保护动作条件为：a) GGH故障;b)锅炉2台引风机跳闸(运行信号消失);c)3台循环泵都停运，没有延时;d) FGD入口温度高于180e;e)任一原烟气入口挡板未全开;f)净烟气出口挡板未全开;g)增压风机运行时，增压风机出口挡板未全开;h)增压风机入口压力p\114kPa或p\-114kPa。

1 前言关键词：湿法脱硫，脱硫技术，水泥窑湿法脱硫水泥窑湿法脱硫沿用火电厂石灰石-石膏法脱硫技术，脱硫剂采用增湿塔或余热锅炉灰，降低了运行成本。

目前，已投运水泥窑湿法脱硫技术的水泥厂在运行过程中存在浆液制备故障、浆液中毒、浆液脱水困难及石膏雨问题，本文阐述了上述问题的解决方案。

2 背景GB4915-2013《水泥工业大气污染物排放标准》规定，2015年7月1日起，现有水泥窑及窑磨一体机SO₂最高允许排放浓度为200mg/Nm³，2014年3月1日起新建水泥窑及窑磨一体机SO₂最高允许排放浓度为200mg/Nm³，重点地区将根据国务院环境保护行政主管部门或省级人民政府决定执行100mg/Nm³更严格的标准。

水泥厂SO₂来自原料和燃料，主要是由原料和燃料中的无机硫与有机硫氧化反应生成。

目前，我国许多水泥熟料生产企业SO₂减排任务十分严峻，每年SO₂排污费用高达几百万元，水泥厂烟气脱硫迫在眉睫，水泥窑湿法脱硫可有效解决窑尾烟气SO₂排放超标的问题。

3 水泥窑湿法脱硫技术水泥窑湿法脱硫技术是沿用火电厂石灰石-石膏法脱硫技术，水泥窑湿法脱硫可利用水泥熟料企业生产过程中的增湿塔或余热锅炉灰作为脱硫剂，可降低成本，水泥窑湿法脱硫技术目前已有部分水泥厂正式投产使用。

脱硫过程：增湿塔或余热锅炉灰制成浆液后输送到吸收塔；吸收塔内浆液经循环泵送到喷淋装置喷淋；烟气在吸收塔中与喷淋的石灰石浆液接触，除掉烟气中的SO₂，脱硫后的净烟气经除雾器除去液滴后，进入烟囱排放；吸收塔内吸收SO₂后生成的亚硫酸钙，经氧化处理生成硫酸钙，从吸收塔内排出的硫酸钙经旋流分离(浓缩)、真空脱水后回收利用。

4 水泥窑湿法脱硫常见问题及分析4.1 浆液制备故障浆液制备是水泥窑湿法脱硫技术关键的一步，制浆不及时或制浆出现故障将影响烟气中SO₂的脱除。

水泥窑湿法脱硫制浆故障一般是从拉链机无法取到增湿塔或余热锅炉灰，导致没有足够的窑灰进行制浆。

湿式氧化法脱硫生产中常见的几个重要问题及分析0 前言以固定床间歇造气生产合成氨醇的化肥企业，其生产环节中的脱硫工艺常采用湿式氧化法脱硫，并辅以干法脱硫作为精脱（如活性炭脱硫剂等），而其中的湿式氧化法脱硫多以栲胶脱硫为主，近几年也配入了一定量的钛菁钴脱硫剂。

但是随着煤气中H2S浓度的不断提高（由原来的每立方煤气中几百毫克涨至几千毫克甚至更高），实际生产中也出现了许多问题，造成生产波动，现根据生产经验，列举关键性几点问题并予以原因分析：1 脱硫效率较低，不能保证出口H2S达标该种情况较为常见，导致生产不能正常运行，甚至被动地减量生产，其主要原因应从以下几方面来考虑（假设脱硫系统的各个设备设计满足生产要求）：（1）先查一下脱硫液成分是否达到生产要求，如果成分较低，考虑把成分提到正常生产要求。

这种情况经常出现在H2S突然涨高时，溶液成分较低而不能保证出口H2S达标，尤其是正常生产煤气中H2S 较低，突然改烧高硫煤时容易发生此类情况。

（2）还是关于脱硫液方面，虽然各项主要成分例如栲胶、钒、碱度等都合格，但还是脱硫率较低，这就要考虑溶液中悬浮硫等其它物质是不是太多了。

例如硫泡沫长时间不能正常溢流出来，造成溶液中悬浮硫含量较多，这一点很重要，因为在我知道的一些企业就出现过该种情况。

经大量提取硫泡沫后，系统也就很快恢复正常，硫化氢达到了工艺要求。

（3）脱硫塔自身内部出现了问题。

前面已经假设塔器等设备正常，那就排除了塔负荷大、液体分布器分布不均匀等问题了，但是有一点不能排除，那就是塔内填料的类型及数量的问题，其实也就是填料的比表面积问题。

在我所在的企业就曾出现过此种情况，当把格栅填料更换为散装填料时，脱硫率大大提高，其主要原因就是填料的表面积增大，气液接触时间长，脱硫效率高的缘故。

但是当我们因为怕堵塔而少装了一部分填料后，脱硫率也随之相应降低（但填料数量绝对在设计要求范围之内）。

（4）脱硫液的循环量是否发生了变化而影响到脱硫效率。

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和预控措施湿法脱硫系统设备常见故障处理方法及预控措施*****一、脱硫系统概述1、湿法脱硫工艺流程石灰石——石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。

其基本工艺流程如下：锅炉烟气经电除尘器除尘后，经过引风机、引风机出口烟道、吸收塔入口烟道，进入吸收塔。

在吸收塔内烟气自下向上流动，被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。

循环浆液自吸收塔底部由浆液循环泵向上输送至吸收塔喷淋层，每个浆液循环泵与其各自的喷淋层相连接（共4层），由塔内设置的布液管道及喷嘴雾化后分散成细小的液滴均匀喷射到吸收塔整个断面，使气体和液体得以充分接触洗涤脱除烟气中的SO2、SO3、HCL和HF。

与此同时，吸收SO2（SO3）后的浆液在吸收塔内“强制氧化工艺”的处理下被导入的空气强制氧化为石膏（CaSO4?2H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。

石灰石与二氧化硫反应，经强制氧化生成的石膏，通过石膏排出泵排出吸收塔，进入石膏脱水系统。

脱水系统主要包括石膏水力旋流器（一级脱水设备）和真空皮带脱水机（二级脱水设备），最终形成湿度小于10%的石膏副产品。

经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。

同时按程序用工艺水对除雾器进行冲洗。

进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46~55℃左右，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。

2、脱硫过程主反应：1．SO2 + H2O → H2SO3 吸收2．CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和3．CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化4．CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3?1/2H2O 结晶5．CaSO4 + 2H2O → CaSO4?2H2O 结晶6．CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH控制吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH 值在5.5~6.2之间。

常见的几种湿法脱硫技术问题及其防治办法剖析湿法烟气脱硫技术较适用于大、中型工业锅炉烟气的脱硫除尘，具有设备简单、易操作、脱硫率高等优点，但在实践中，也存在着结垢堵塞、腐蚀、废液处理等问题。

本期小编针对湿法脱硫技术常见三大问题的形成原因及其防治办法进行简要叙述。

1.结垢堵塞在湿法烟气脱硫中，管道与设备是否结垢堵塞，已成为脱硫装置能否正常运行的关键问题。

要解决结垢堵塞问题，我们需弄清结垢的机理，以及影响和造成结垢堵塞的因素，然后才能有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

对于造成结垢堵塞的原因，有如下3种方式：1）因溶液或料浆中水分蒸发，导致固体沉积；2）Ca(OH)2或CaCO3，沉积或结晶析出，造成结垢；3）CaSO3或CaSO4从溶液中结晶析出，石膏晶种沉淀在设备表面并生长而造成结垢。

但在操作中出现的人为因素也是需重视的原因，如：1）没有严格按操作规程，加入的钙质脱硫剂过量，引起洗涤液pH值过高，促进了CO2的吸收，生成过多的CaCO3，CaSO4等沉淀物质；2)将含尘多的烟气没经严格除尘就进入吸收塔脱硫。

现在还没有完善的方法能绝对地解决此问题。

但一些常见的防止结垢堵塞的方法还是有的，如：1)在工艺操作上，控制吸收液中水分蒸发速度和蒸发量；2)适当控制料浆的pH值。

因为随pH值的升高，CaSO3溶解度明显下降。

所以料浆的pH越低就越不易造成结垢。

但是，若pH值过低，溶液中有较多的CaSO3，易使石灰石粒子表面钝化而抑制了吸收反应的进行，并且过低还易腐蚀设备，所以浆液的pH值应控制适当，一般采用石灰石浆液时，pH值控制为5.8-6.2；3）溶液中易于结晶的物质不能过饱和，保持溶液有一定的晶种；(垒)在吸收液中加入CaSO˙2H20或CaSO3晶种来控制吸收液过饱和并提供足够的沉积表面，使溶解盐优先沉淀在上面。

减少固体物向设备表面的沉积和增长；4)对于难溶的钙质吸收剂要采用较小的浓度和较大的液气比。

燃煤电厂湿法烟气脱硫系统存在的问题和解决办法摘要：燃煤电厂是生产电能的重要环节，其发电量占据总发电量的80%。

但是燃煤电厂在发电过程中会排放较多的二氧化硫等物质对空气环境造成了严重的影响。

燃煤电厂为了有效解决污染物质的排放纷纷采用了湿法烟气脱硫系统。

但是燃煤电厂的湿法烟气脱硫系统处理污染物质的过程当中，总会经受污染物质物理以及化学作用的影响，导致湿法烟气脱硫系统出现了一系列故障，进而影响燃煤电厂的稳定运行，本文针对燃煤电厂中湿法烟气脱硫系统存在的问题进行分析，并提出相应的解决方法来促进我国燃煤电厂有条不紊的运行下去。

关键词：燃煤电厂；湿法烟气脱硫系统；问题；解决办法前言湿法烟气脱硫系统为降低烟气中的污染物质含量做出了有力的贡献，但是由于我国用电需求不断增大，湿法脱硫系统的工作负荷不断增加，同时脱硫系统内部还要经过气态、固态以及液态物质的处理与转化，导致系统在运行过程中会出现一定的腐蚀与“石膏雨”问题，影响烟气的洗涤效果并对周围的生态环境造成严重的影响，因此加强对脱硫系统的中存在问题进行研究是有效解决与提升脱硫系统性能的重要方式。

一、湿法烟气系统存在的问题（一）湿法烟气脱硫系统中“石膏雨”问题锅炉排放出的原烟气在被石灰石浆液进行洗涤的过程当中会伴随一定含量的石膏浆液，为了有效去除石膏浆液，通过在塔顶安装除雾器的方式来将排出烟气中含有的浆液，尽管这种方式可以去除大部分的石膏浆液，但是残留小部分的石膏浆液还会随着烟气流出，在发电的高峰时期，随着机组负荷不断变大，除雾器发生堵塞以及烟气流速过高，就容易出现“石膏雨”的问题[1]；净烟气经过浆液洗涤之后由于其中含有饱和蒸汽水会形成冷凝液，并与烟筒与烟道碰撞的过程中不断膨胀产生雾滴，并同内壁上的冷凝液进行结合，在惯性的作用之下形成夹带大量水滴的烟气，并在气流携带的作用下进入烟气当中，从而形成“雨”的效果，一旦排放会覆盖周围的农作物之上进而影响植物进行光合作用。