维普资讯 http://www.cqvip.com 增 刊 能源环境保护 ２００８年５月 Ｅａａｅｒｇｙ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌ Ｐ】 ｔｅｃｄ０ｎ Ｍａｙ．，２Ｏ０８ 燃煤电厂烟气脱硫存在的问题和建议 方志星 ，周祖飞２ （１．浙江省能源集团有限公司，浙江杭州３１０００７； ２．浙江省电力试验研究院，浙江杭州３１００１４） 摘要：针对燃煤电厂已投运湿法烟气脱硫系统普遍存在的问题，结合有关法规要求，从技 术可靠性和经济性角度分析火电厂烟气脱硫项目决策和工艺选择时应注意的问题，提出 设计合理的脱硫效率、选取准确的原始烟气参数、配置可靠的系统设备等方面的建议，以 优化烟气脱硫系统的设计。 关键词：烟气脱硫；脱硫率；设计；建议 中图分类号￣．Ｘ７０１．３ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００６—８７５９（２００８）增．００４２。０４ ＣｏＮＳⅡ）ＥＲ Ｔ］［ａＩＩ ＦｏＲ ＦＧＤ ＤＥＳＩＧＮ ＩＮ ＣｏＡＬ— 田：ＥＤ ＰｏＷＥＲ ＰＬＡＮＴ ＦＡＮＧ Ｚｈｉ—ｘｉｎｇｌ，ＺＨＯＵ Ｚｕ—ｆｅｉ ｆ １．Ｚｈｅｊｉａｎｇ Ｐｒｏｖｉｎｃｉａｌ Ｅｎｅｒｇｙ Ｇｒｏｕｐ Ｃｏ．，ｌ＿ｚｄ，Ｈａｎｇｚｈｏｕ ３１０００７，Ｃｈｉｎａ； ２．姗 Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｈａｎｇｚｈｏｕ ３１００１４，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｄｉｓａｄｖａｎｔａｇｅ ｏｆ ｔｈｅ ｒｕｎｎｉｎｇ ｗｅｔ ｌｆｕｅ ｇａｓ ｄｅｓｕｌｆｕｆｉｚａｆｉｏｎ（ＦＧＤ）ｓｙｓｔｅｍ ｉｎ ｃｏａｌ—ｆｉｒｅｄ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔ ａｎｄ ｌｉｎｋｉｎｇ ｃｏｒｒｅｌａｔｉｖｅ ｌａｗ ａｎｄ ｃｒｉｔｅｒｉｏｎ，Ｂｏｎｅ ｐｒｏｂｌｅｍｓ ｗｅｒｅ ｓｔｕｄｉｅｄ ａｂｏｕｔ ｄｅｃｉｓｉｏｎ—ｍａｋａ￣ａｎｄ ｃｈｏｏｓｉｇｎ ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ ｏｆ ＦＧＤ ｐｒｏｊｅｃｔｓ ｆｏｒｍ ｔｈｅ ｔｃｅｈｎｏｌｏｇｙ＇ｒｅｌｉａｂｉｌｉｔｙ ａｎｄ ｑ￣３ｏｎ－ ｏｍｉｚａｔｉｏｎ．Ｉｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｏｐｔｉｍｉｚｅ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎｉｎｇ ｏｆ ＦＧＤ，Ｂｏｎｅ ｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎ ｗｅｒｅ ａｌｓｏ ｉｎｖｏｌｖｅｄ ｉｎ ｗｈｉｃｈ ｃｏｎｆｉｒｍｉｎｇ ｔｈｅ ｒｅａｓｏｎａｂｌｅ ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚｅ ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ，ｓｅｌｅｃｔｉｎｇ ｔｈｅ ｅｘａｃｔ ｏｒｉｇｉｎａｌ ｐａｒａｍｅｔｅｒｓ ｏｆ ｆｌｕｅ ｇａｓ ｎａｄ ｅｑｕｉｐｐｉｎｇ ｒｅｌｉａｂｌｅ ｄｅｖｉｃｅ． Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｆｌｕｅ ｇａｓ ｄｅｓｕｌｆｕｆｉｚａｔｉｏｎ；ｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚｅ ｅｆｉｆｃｉｅｎｃｙ；ｄｅｓｉｇｎ；ｓｕｇｇｅｓｔｉｏｎ 随着电力建设的快速发展和环境保护的日益 行等国家及行业规范出台较晚或不够完善，脱硫 重视，我国的烟气脱硫工作取得了重要进展，越来 设施缺乏科学的评价体系。在管理上，脱硫公司良 越多的烟气脱硫系统在燃煤发电厂投产运行。与 莠不齐，招投标中存在低价竞争现象，使脱硫整体 此同时，脱硫设施投运后暴露出来的问题也日益 设备性能低劣，建设过程又缺少有效的质量监 突现，如投运率不高、可靠性差、经济性低下等，有 督。从技术上分析，不少问题的出现则是由于脱硫 些问题甚至严重困扰着脱硫电厂，成为发电企业 设计不合理、不规范引起的。燃煤电厂脱硫项目的 新的包袱。原因是多方面的，在法规上，有关烟气 决策和脱硫工艺的选择应以国家和行业法规为依 脱硫的设计、设备建造、施工、调试、性能考核、运 据，脱硫系统的设计也必须从运行的可靠性和经 济性出发，是本文目的所在。 收稿日期：２００７—１２—１０ 第一作者简介：方志星（１９６３一），男，浙江浦江人。硕士。高级工程 １ 科学决策脱硫项目和脱硫工艺 师，主要从事火力发电厂环境保护技术及管理工作。 目前普遍存在一种不理性、盲目跟风现象，表 维普资讯 http://www.cqvip.com 方志星等燃煤电厂烟气脱硫存在的问题和建议 ’４３・ 现为燃煤电厂都争着上脱硫项目，而且不顾机组 容量、燃煤硫份、锅炉特性等具体情况，基本上选 择投资高、占地大、工艺复杂的石灰石一石膏湿法 工艺，有些忽视所在地的环境、气象等条件，一律 都在燃烧低硫煤，有的实际燃煤硫份已在０．５％以 下，若采用石灰石一石膏湿法工艺，投资大，运行费 用高，而换来的Ｓ０：脱除总量却不大，这种高成本 低效益的做法不值得提倡。 配置烟气换热器。这些行为既没有法律依据，也 缺乏科学态度。机组要不要脱硫？采用何种脱硫 工艺？必须遵循符合法规、技术可靠、资源节约的 ２ 设计合理的脱硫效率 目前有不少石灰石一石膏湿法脱硫系统按 原则，进行综合论证、科学决策。 《火电厂大气污染物排放标准》规定，执行第 １、２时段排放控制要求的电厂，在２０１０年前ＳＯ： 允许排放浓度为２ １００毫克／立方米，这是一个相 对较松的标准，在现阶段只要选择硫份低于 ０．８％的煤就能保证达标排放，而不必马上安装烟 气脱硫设施。从ＳＯ：总量控制角度来说，我国目前 还存在相当数量的、短期内不可能拆除的中小型、 热电联产机组，它们热效低、煤耗高、燃煤硫份高、 污染大，对其实施脱硫所减少的ＳＯ：排放量是相 当可观的，以此来换取大容量机组的脱硫对总量 控制是非常有利的。因为小机组脱硫可选用干 法、半干法、ＣＦＢ、简易湿法等多种工艺，与大机组 相比，在技术可靠性、工程投资、运行费用等方面， 都占具优势。有些地区仅将脱硫目光投向高效 率、低煤耗、燃烧低硫煤的大机组，而放弃对小机 组的脱硫改造，是极不合理的。 选择合适的脱硫工艺是项目可行性论证的一 个关键环节，《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 按机组容量和燃煤硫份对脱硫工艺选择提出的原 则要求，是十分合理并具有指导意义的。燃用Ｓａｒ ＜２％煤且容量小于２００ＭＷ的机组，首选干法、半 干法工艺；燃用Ｓａｔ＜ｌ％煤且位于滨海的电厂可选 择海水法工艺；燃用Ｓａｒａ＞２％煤或大于２００ＭＷ的 机组，才重点考虑石灰石一石膏湿法工艺。虽然石 灰石一石膏湿法是目前应用最多、技术较成熟的脱 硫工艺，但它也有缺点和局限性，电厂必须考虑锅 炉特性、燃煤硫份、石灰石来源、石膏出路、脱硫废 水的排放及处置、场地与空间布置条件等具体情 况，对于旧机组加装脱硫装置，更应关注机组剩余 寿命、脱硫占地、烟道接口、烟囱防腐等特殊问题。 经济性也是决定脱硫工艺的重要因素，对燃烧高硫 煤的烟气进行脱硫，经济效益相对较好，当硫份低 于０．７％时，脱硫设施的投入与效益就不成比例， 经济性会越来越差。近几年我国沿海地区不少电厂 ９５％的效率来设计，并且把它作为性能保证值和 运行中一个不可逾越的硬指标，某些地方环保和 电力主管部门更是以单纯的脱硫率作为机组脱硫 电价的考核指标，是不够严谨、缺乏科学依据的， 这种片面追求高脱硫率的行为已成为脱硫设施健 康稳定运行的“绊脚石”。 ２．１ 法规中没有脱硫率的要求 当前我国对火电厂ＳＯ：排放的控制中，有 浓度排放标准、总量控制要求和环境影响评价的行 政审批要求，并没有对脱硫率作出具体规定，已在 国外推行并在国内酝酿中的“ＳＯ：排污权交易制度” 也与脱硫率高低无关。《脱硫设计技术规程》中也推 荐石灰石一石膏湿法工艺的脱硫率按不低于９０％ 设计，这是一个比较理性的指标，但很多电厂却要 求达到９５％，既无必要，在实践中也是得不偿失 的。对于Ｓ０：的脱除来说脱硫率当然越高越好，特 别是燃煤硫份较高时，但假如燃煤硫份较低，提高 脱硫率对Ｓｏ：排放的降低就不明显，比如脱硫人口 ＳＯ：浓度为１ ５００毫克／立方米时，提高１％的脱硫 率只减少Ｓ０：浓度１５毫克／立方米，硫份越低，减排 ｓ０：的量越少。可见，单纯以脱硫率来衡量脱硫效果 的做法不可取，国外的脱硫装置一般就没有脱硫效 率的，仅对出口的ＳＯ：排放浓度有要求。 ２．２ 脱硫率的确定应分析经济性 虽然石灰石一石膏湿法的脱硫率达到９５％ 在技术上是可行的，但必须以优质的设备和昂贵 的投资为代价。实践证明，当脱硫率大于９０％后， 要继续提高越来越难，要达到某一脱硫率，硫份高 的相对容易，硫份越低则越难。一套湿法脱硫装置 要提高脱硫率，相应的吸收塔烟气吸收区容量必 须扩大，循环泵、增压风机等主设备的性能和造价 必然增加，燃煤硫份越低，配置的设备要求越高， 越不经济。所以设计的脱硫率必须适度，尤其是燃 烧低硫煤的机组。盲目提高脱硫率后ＳＯ：的减少 量非常有限，经济性却大大降低。 维普资讯 http://www.cqvip.com
・４４・ 能源环境保护 ２Ｏ０８年增刊 ２．３ 高脱硫率的设计不利于运行 脱硫率的实现必须在系统各运行参数都处于 理想的设计值附近，一旦条件发生变化，如燃煤硫 份、石灰石品质、水质等超出设计允许范围，运行就 变得复杂。此时应该放弃脱硫率的要求，首先确保 系统的稳定运行，待条件改善后再行调整，否则不 但脱硫率保不住，运行也可能失控。表１为某湿法 脱硫系统在入口ｓｏ 浓度已超过设计值（２ ５００毫 克／立方米，效率９５％）条件下的运行参数和经济 指标。为了满足９５％的效率，只能不断增加石灰 石浆液加入量，结果使石膏中ＣａＣＯ，含量逐渐上 升，相应的石灰石粉耗、电耗显著增加，实际上最 后已不可能达到９５％的脱硫率。随后就出现了可 怕的“石灰石闭塞”现象，浆液ｐＨ无法调整，脱硫 率下降到８５％左右，最后不得不停运脱硫系统， 采取吸收塔排浆置换等措施，其损失肯定大于牺 牲几个脱硫率的代价。 类似的案例在不少脱硫电厂出现过，如果运 行时以９０％的脱硫率作要求，出现这种恶果的可 能性就小得多。因此，将高脱硫率当作性能保证 指标，只会满足表面上的虚荣，对运行弊多利少， 应根据技术规范和电厂实际，设计合理的脱硫率， 纠正片面追求高脱硫率的倾向。 表１ 某湿法脱硫系统在超出设计硫份下的运行参数 ３ 选取准确的原始烟气参数 ３．１烟气量 目前已投运的脱硫设施中与实际运行烟气量 十分匹配的湿法脱硫装置并不多，尤其是旧机组 加装脱硫的改造工程。旧机组烟气量受锅炉燃烧 效率、煤种、过剩空气量及漏风的影响较多，脱硫 设计应以实测的烟气量为基础，且充分考虑不同 工况下的波动情况。如果设计值偏大，吸收塔、增 压风机、ＧＧＨ等主设备的选型也偏大，增加了工程 造价，也不利于投产后的经济运行，例如某早期投 产的１２５ＭＷ脱硫装置，设计烟气量远大于实际值， 最大负荷运行时增压风机动叶只需５５％一６Ｏ％的 开度，其它设备也普遍偏大，造成浪费；反之，若设 计烟气量偏小，脱硫装置就处理不了全部烟气，只 能部分走旁路，不但影响脱硫效果，而且增加了机 组引风机的负担，影响锅炉的运行安全。 ３．２ 烟温 脱硫入口烟温即锅炉排烟温度是一个受季节、 煤种、锅炉负荷、燃烧工况等多种因素影响的参数， 设计时须提供准确的烟温变化范围，特别是对设置 ＧＧＨ的脱硫系统。烟温的选取关系到换热面积的 大小，如果实际烟温低于设计值，ＧＧＨ就达不到净 烟气的升温要求。有些电厂过于保守，唯恐脱硫出 口烟温太低，往往将下限的排烟温度提供给设计 者，结果造成不应有的加大了换热面积的ＧＧＨ，投 运后烟气阻力增加，增压风机的电耗也增加。 ３．３ 入口ＳＯ 浓度 脱硫系统的一些关键设计都以入口烟气的 ｓＯ 浓度为依据，ｓｏ 浓度的选取应充分考虑电厂 实际煤质的变化情况，设计时必须谨慎。近几年由 于电煤供应紧张，燃煤硫份千变万化，客观上给入 口ｓＯ 浓度的确定增加了难度，但总体上应以锅 炉的设计煤种为依据，偏差太大肯定影响运行。例 如已经投运的西南地区某电厂脱硫系统按２．３％ 的硫份设计，而实际燃煤含硫量达到４．５％以上， 大大高于设计值，系统达不到设计的性能指标和 ｓＯ 排放浓度要求，造成很被动的局面。如果设计 值比实际入口ｓｏ 浓度高，脱硫率固然有了保证， 但设备效率降低，脱除单位ｓｏ 的成本增加，系统 的经济性就下降。如某６００ＭＷ机组按０．７５％硫份 设计湿法脱硫装置，实际运行的燃煤硫份一般都 在０．５％以下，运行３台循环泵时脱硫率远高于设 计值，若运行２台循环泵又达不到，经济性很差。 选取准确的原始烟气参数是确保脱硫系统可 靠稳定运行的基础，除了以上三个比较重要的参 数，原烟气中的ＨＣＩ、Ｉ－ＩＦ浓度也不容忽视，有些脱硫 设计前不了解燃煤中ｃｌ的含量或不作烟气ＨＣ１浓 度的实测，一律按入口ＨＥ１为５０毫克／立方米来设 计，事实上现在烟气中的ＨＥ１经常会超过１００毫 克／立方米，使脱硫废水的实际排放量大于设计值， 原设计的废水处理系统容量就不够，应引起重视。 ４ 配置可靠的系统设备 维普资讯 http://www.cqvip.com
方志星等燃煤￣Ｅ）－－烟气脱硫存在的问题和建议 ・４５・ ４．１ 慎重设置烟气换热器 ＧＧＨ的堵塞、系统阻力增大已成为目前影响 石灰石一石膏湿法脱硫设施稳定运行的主要因 脱硫出口烟道安装ＣＥＭＳ的截面气流分布很不均 匀，上部及一侧的Ｓｏ 浓度明显大于下方及男一 侧，而在线监测探头恰好位于ｓＯ 浓度高的一侧， 素。安装ＧＧＨ虽然能提高排烟温度，有利于烟气 扩散，但由它带来的种种弊端不容忽视，目前专家 们也比较趋向认同于取消烟气换热器，《脱硫设计 技术规程》中也指出，在满足环保要求且烟道和烟 使监测值偏大，即显示的脱硫率比实际低，运行人 员总以为未达到设计的脱硫率，造成不应有的麻 烦。因此，科学计算烟道气流分布规律，合理选择最 具代表ｆ生的位置来安装ＣＥＭＳ，确保监测结果的准 囱有完善的防腐和排水措施时可不设烟气换热 器。另一个值得商榷的问题是ＧＧＨ净烟气出口温 度不低于８０ｃｃ的要求缺乏科学依据，因为这一温 度仍低于脱硫烟气９０ｃｃ一１２０￣Ｃ的酸露点，在尾部 烟道和烟囱中会产生酸凝结液，严格地说，即使安 装了ＧＧＨ，仍须对烟道和烟囱作防腐处理。出口 ８０ｃｃ的要求束缚了ＧＧＨ的设计，一般都采用增大 换热面积的方法，极易造成投运后的ＧＧＨ堵塞、吹 扫效果差、故障频发。此外，现在大部分新机组及一 些燃烧效率高的锅炉排烟温度已经较低，有的甚至 低于１２０￣Ｃ，如果再要求其脱硫后烟温大于８０ｃｃ， 烟气换热器的设计就更加困难。 ４．２ 配置可靠的烟气连续监测系统 脱硫工艺的控制及调整都有赖于烟气连续监 测系统（ＣＥＭＳ）的准确性和可靠性，但目前ＣＥＭＳ 的故障率高、测量不准确、数据不稳定等现象非常 突出，由此导致脱硫系统运行异常的例子屡见不 鲜。ＳＯ 监测浓度若出现偏差，脱硫率就不真实；入 口烟气流量测不准影响浆液ｐＨ的自动控制；压力 测量不稳定则影响到烟气系统的保护控制，甚至波 及锅炉的安全运行。这些问题都与当初ＣＥＭＳ硬、 软件的设计有关，例如在线的氧量、湿度、烟尘等监 测装置可靠性较差，吸收塔入口烟气量的监测值普 遍不准，只能用增压风机自带的、准确性较差的流 量计来代替，影响了系统脱硫率的自动控制。 ＣＥＭＳ普遍存在的另一个问题是仪器的安装 位置不符合规范要求，使监测数据不真实或不具 代表性，尤其是Ｓｏ 浓度和烟气量的监测。安装位 置不合理主要有两种情况，一是符合前、后直管段 安装要求的烟道难找，这是多数脱硫系统的通病， 只能选一个相对较好的位置来安装，带来的主要 问题是烟气流速测量偏差。二是烟道气流分布不 均匀，象两台机组合用一套脱硫装置的入口烟道 以及不设置ＧＧＨ的出口烟道，使Ｓｏ：等污染物浓 度的监测值往往不具代表性。例如在试验中发现某 确性、有效ｆ生是脱硫设计的一项重要任务。 ４．３ 采用合适的脱硫废水处置方式 大多数石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置都配 有废水处理系统，且基本上采用沉淀一絮凝一澄 清的处理工艺，该工艺已被实践证明存在处理效 果不佳、运行复杂、投运率低等问题，有些电厂的 处理设施根本无法投运，有些则不作实质处理仅将 浊清分开，最后还得依靠灰渣系统来处理。该工艺 的缺陷集中表现在：（１）对ＣＯＤ、氟化物的去除效果 差，出水中该两项指标一般都达不到外排标准；（２） 自动化程度不高、操作繁琐，石灰乳的配制浓度一 般不作在线监测且很难保持稳定，对三联反应池的 ｐＨ能力差；（３）加药系统不可靠，国产的生石 灰杂质多，使石灰乳加药泵、加药管容易堵塞。 《石灰石一石膏法烟气脱硫工程技术规范》中 明确脱硫废水处置方式应结合全厂水务管理、电厂 除灰方式及排放条件等综合因素确定，并没有强制 要求设立单独的处理系统。脱硫废水处置方式的设 计一定要科学、合理、因地制宜，像一些采用水力出 灰（渣）、有专用贮灰场的电厂完全可以将脱硫废水 纳入灰渣系统去处理排放。把流量不大的脱硫废水 排到烟道中进行蒸发处理，或作简单预处理后排入 电厂的废水综合处理系统等都是可选方式。如果非 得要配套的脱硫废水处理系统，则必须对现行 的处理工艺进行优化、完善，不能延续错误。 ５ 结语 设计是烟气脱硫设施可靠、经济运行的基础 和关键环节，目前，工艺选择单一、片面追求高脱 硫率、随意选取原始烟气参数及系统设备配置不 合理等现象在各地都有不同程度的存在，应引起 充分关注。目的就是使燃煤电厂的烟气脱硫系统 设计工作尽快步入科学、理性的发展轨道，使脱硫 系统能健康、稳定地运行，使脱硫设施真正发挥其 社会、经济和环保效益。
