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2024-09-22 发布于湖北
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某电厂脱硫石膏脱水异常原因分析及控制措施.docx

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某电厂脱硫石膏脱水异常原因分析及控制措施

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摘要：燃煤电厂石灰石-石膏烟气脱硫系统运行过程中，石膏脱水困难是较为常见的问题，本文结合实际对某电厂脱硫石膏脱水异常原因进行分析，表明浆液密度、浆液氧化程度、浆液中杂质含量、石膏脱水系统及废水处理系统设备的运行均影响石膏脱水的效果，并提出了一系列控制措施。

关键词：烟气脱硫工艺；石膏脱水；控制措施；

一、背景

某电厂烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计标准为入口二氧化硫浓度低于2736mg/Nm3时，出口排放标准不超过35mg/Nm3。

二、问题描述

自5月24日起，2号脱硫系统（1号脱硫系统停运）出现异常，吸收塔浆液起泡严重，浆液品质差，石膏含水量增大、处置困难。根据查阅该电厂2020年4至6月份石膏化验报告得知，自5月11日后，石膏含水率均超过20%。

图1石膏外库石膏情况图2石膏脱水皮带机脱水情况

三．原因分析

经过现场收资、数据核算及与电厂运行、设备人员沟通，分析该电厂2号机脱硫石膏异常主要问题如下：

通过图2看出，石膏在脱水皮带上脱水效果很好，但石膏落入石膏库后，石膏内水分不久后就会溢出。后经取样发现，石膏颗粒度小，沉降困难，且浆液中有大量泡沫。

图3、42号脱硫浆液取样情况

（一）氧化情况

6月10日，15:00对2号吸收塔浆液进行取样。通过检测，半水亚硫酸钙含量0.2%。依据该电厂运行规程可知FGD入口烟气量为1189756Nm3/h（标态，干基，α=1.4），入口二氧化硫浓度为2736mg/Nm3(标态，干基，α=1.4)，出口二氧化硫浓度为30mg/Nm3(标态，干基，6%O2)。

需要的理论氧气量为：

S=(C1-C2)×Q=(2736-30)×1189756/64/2=25.15kmol

所需空气流量：

Qreq=S×22.4/(0.21)=25.15×22.4/0.21=2683Nm3/h

根据经验，氧化空气要考虑利用率，一般利用率在50%，则实际空气供应量Q实际＝2683×2=5366Nm3/h。目前所用氧化风机为罗茨式氧化风机，流量：10164Nm3/h，压升：98kPa，电机功率：450kW，电机型号:YXKK450-6。根据计算结果，一用一备情况下，能够满足吸收塔总氧化需求。

（二）石膏浆液停留时间

2号吸收塔内径15.2m,平均液位控制在11.3m,石膏排出泵流量100m3/h。经核算，石膏浆液停留时间约20h。（设计不小于15h）。

（三）脱硫工艺水

该电厂脱硫工艺水取用电厂循环水，经与电厂运行人员询问，电厂每年6至8月份，石膏均存在不同程度“拉稀”现象。经查循环水化验记录，4、5月份氯离子含量分别为370mg/L、648mg/L，可以判断因气温升高，循环水塔蒸发量大，水质对吸收塔浆液有影响。

查循环水加药记录，投加稳定剂、阻垢剂、氯锭进行循环水处理，每月加药量大，仅稳定剂每月加入7.5吨，4月、6月加入杀菌剂10吨。6月10日10：00至18:00，取用消防水作为脱硫工艺水使用（约100吨），6月11日上午09:30，石膏含水率下降。

（四）湿式电除尘湿除水

该电厂自投产以来，石膏含水率较高，无法达到设计要求，且湿式电除尘器湿除水排入地坑，进入吸收塔内。依据电厂运行规程可知FGD入口烟气量1189756Nm3/h（标态，干基，α=1.4），入口粉尘量13mg/Nm3,出口粉尘量1mg/Nm3。则湿式电除尘器每天排入吸收塔内粉尘量为：1189756×（13-1）×24=343kg

湿除水每天排入吸收塔内343kg干粉尘，因粉尘颗粒数量多、粒径小，使其表面活性高，是造成吸收塔浆液起泡的一个原因。

（五）入口硫份、负荷

通过调取2号机组脱硫入口负荷、二氧化硫浓度历史曲线得知，进入5月份后，机组负荷、二氧化硫浓度均达到机组设计最大值，且存在配煤掺烧现象。

（六）真空皮带机

检查A、B真空皮带机磨损、漏真空严重，运行在-45kPa左右。

（七）石膏旋流器

对石膏旋流器检查，测量底流密度约1300kg/m3,且底流浆液呈柱状流下。4月28日，检修对A、B旋流器沉砂嘴进行更换，更换后，旋流效果不理想。

（八）运行调整

因吸收塔浆液起泡严重，经运行人员反映，采购的消泡剂消泡、抑泡效果差。塔内存在大量起泡，影响运行调整。

因石膏晶体过小，判断其在塔内反应不从分，塔内气泡及惰性物质影响其反应。从提高吸收塔浆液液位并增加浆液停留时间进行调整。因浆液起泡，造成虚假液位，提高液位存在浆液倒灌风险，且大量泡沫存在浆液中，造成密度计跳变，影响运行调整。5月31日将2号吸收塔浆液导至事故浆液箱1.7米，6月11日，将2号吸收塔浆液导至事故浆液箱1.