熱電廠脫硫系統工藝用水分析
摘要：通過分析燃煤電廠氨法脫硫工藝補水分析，使用新鮮水、循環水等作為工藝水帶入的鈣鎂離子在脫硫系統內循環，不斷被濃縮，導致脫硫系統局部存在結垢、堵塞和磨損，影響脫硫裝置的穩定運行，設備運行可靠性低，成為制約脫硫裝置長周期運行的瓶頸問題之一，通過優化用水，實現熱電廠脫硫系統穩定運行環保達標的目標。
關鍵詞：熱電廠；氨法脫硫；結垢；新鮮水
某熱電廠6臺60MW汽輪發電機組和6臺410t/h煤粉鍋爐于1988年1月投產和2005年10月投產；2臺65MW汽輪發電機組和2臺410t/h煤粉鍋爐于1998年12月投產，主要擔負向煉油、化工裝置供熱和供電任務。鍋爐氨法脫硫超低排放工程2015年3月份改造完成開工，到2018年2月份，歷時23個月完成超低排放任務，實現了8臺燃煤鍋爐的超潔凈排放改造任務。熱電廠配套水處理裝置包括1800t/h雙室浮床離子交換水處理裝置、860t/h三室浮床離子交換水處理裝置、400t/h反滲透水處理裝置、200t/h污水回用裝置、1×24000t/h循環水裝置、2×16000t/h循環水裝置，依托現有水處理裝置和水源實現對脫硫裝置的供水。
氨法脫硫是用液氨或氨水作為脫硫劑，脫出燃煤電廠煙氣中SO2，分為吸收、氧化、濃縮、離心分離和干燥等幾個步驟，把煙氣中的SO2轉化成可利用的（NH4)2SO4固體。氨法脫硫原設計使用新鮮水作為工藝補水，主要用于塔內循環、設備冷卻、設備沖洗等，無生產廢水產生，新鮮水帶入的鈣鎂離子在脫硫系統內循環，被不斷濃縮、結晶，其中一部分結晶同硫酸銨產品帶出，另一部分結晶在鍋爐超潔凈排放改造運行過程中存留在系統中，導致系統局部存在結垢、堵塞，降低了設備運行的可靠性，部分管線結垢問題尤為突出，成為制約裝置長周期穩定運行的瓶頸問題之一。
1 使用新鮮水或循環冷卻水的危害
1.1 濃縮段噴淋層及濃縮段塔壁結垢降低脫硫效率
工藝用水使用新鮮水或循環冷卻水作為補充水，被不斷蒸發濃縮，在管道內壁結垢加速管道磨損及堵塞，降低設備使用壽命，造成管道堵塞見圖1。
在質地堅硬的結垢層脫落時，損壞防腐涂層，加速設備腐蝕、造成設備塔體滲漏，脫落的結垢層散落在吸收塔底部，造成風管堵塞，循環泵入口濾網堵塞，造成循環系統脫硫效率降低，增加檢修維護工作量。小的結垢體會通過漿液循環泵輸送至漿液噴淋層，在此過程中會加速漿液循環泵葉輪的磨損，造成噴嘴堵塞堵塞、脫落，噴淋層堵塞等見圖2。
1.2 氧化段高含鹽量運行增加結垢幾率
工藝用水使用新鮮水或循環冷卻水作為補充水，被不斷蒸發濃縮，在加氨濃度變化較大時pH值局部劇烈變動，結垢異常明顯，氧化段噴淋層、噴嘴結垢，降低噴淋流量和濃縮效果，流速降低部位會因為系統留存的灰量增加導致堵塞，硫酸銨結晶量減少，影響運行效果。
1.3 pH計電極結垢導致失效
pH計是氨法脫硫工藝中加氨量控制的主要儀表，主要測量單元為pH電極。對于pH電極，內充填有含飽和AgCl的3mol/Lkcl緩沖溶液，pH值為7。Ag/AgCl內參比電極的電位是恒定不變的，它與待測試液中的H+活度（pH）無關。當浸泡好的玻璃膜電極進入待測試液時，電極膜外層的水化層與試液接觸，由于H+活度變化，將使電極表面外層的水化層離解平衡發生移動，此時，就可能有額外的H+由溶液進入水化層，或由水化層轉入溶液，因而膜外層的固液界面上電荷分布不同，跨越膜的兩側界面的電勢差發生改變，這個改變與試液中的［H+］有關。由于循環液結垢傾向嚴重，測量單元電極很快結垢或結晶，阻止電極表面外層的水化層離解平衡發生移動，使pH計指示失真，失去了加氨指導依據，只能改為其它儀表參數控制加氨量，導致氨法脫硫加氨量的控制精度低，pH值波動大，增加了漿液循環系統結垢傾向，降低了超低排放的可靠性。
2 原因分析
2.1 使用新鮮水作為工藝水的影響
新鮮水來源于地下水與引黃河水混水，水質見表1，設計直接作為氨法脫硫工藝用水之一，脫硫塔單臺蒸發量不斷進行，保有水量不變,循環量一定，運行溫度在50~70℃，隨著水在開式循環系統中的濃縮，各種離子濃度不斷增高，硫酸鈣等因達到其溶度積而成為過飽和溶液，裝置不斷蒸發濃縮，濃縮時其中的硫酸鈣，隨著溫度升高，水的蒸發，濃度逐漸增大，當其濃度超過溶解度之后壁面附近溶液的過飽和會生成沉淀析出，并沉積在流通管壁表面上，在50~82℃之間為CaSO4·1/2H2O，從而形成致密堅硬的硫酸鈣垢。根據某美國公司提出的硫酸鈣指數
（單位為CaCO3，mg/L）＞5×105時，有硫酸鈣析出。根據某日本公司提出的硫酸鈣指數（水溫40℃）。
（單位為mg/L）＞1×106時，有硫酸鈣析出。溶液中的硫酸鈣晶體由于濃度差的作用而向壁面擴散，最終完全覆蓋于接觸壁面上，此時結垢過程為傳質控制；此外，溶液中的Ca2+和SO42-也會由于濃度差的作用而向壁面擴散，并附著于壁面上，在電荷引力的作用下相互連接在壁面上形成硫酸鈣結晶，最終完全覆蓋于接觸壁面。
2.2 循環水冷卻水對脫硫循環系統的影響
設計機泵機封冷卻水、部分沖洗水使用電廠凝汽器用循環水，冷卻水排地溝經地坑泵回收至脫硫塔。熱電廠的循環冷卻水水源為黃河水與地下水混水，采用濃縮倍率在4.0以上運行，2018年11月份上半月循環冷卻水水質見表2，為阻止系統結垢腐蝕，采用加硫酸和低磷配方處理的循環水穩定、分散、緩蝕阻垢藥劑技術處理，加硫酸控制pH值，加緩蝕劑防止金屬腐蝕，控制氯離子小于1000mg/L防止金屬材質不出現點蝕，加阻垢分散劑控制鈣硬與堿度之和小于1500mg/L在換熱器表面不出現結垢，在循環水系統穩定運行條件下不結垢。當循環水進入脫硫系統，水質穩定阻垢緩蝕劑很快失效且不能補加，過濃的循環水水質加快了脫硫系統結垢。
2.3 系統積灰、其它低品質水進入的影響
在實際運行中，煙氣攜帶少量灰塵進入脫硫系統，主要是布袋除塵器除塵后的余量，一般小于10mg/Nm3，煤灰化學分析：粉煤灰化學分析見表3，灰的進入溶解加沉積，影響循環漿液的品質，加速結垢與磨損。
部分設備如塔、循環槽、地坑等運行積灰，需要沖洗，使用的水質是雜質比較多的循環水、消防水和其他水源，之后進入脫硫循環系統。因循環水、消防水和其他水源為新鮮水一部分，濁度較高，進入脫硫循環系統，一定程度上影響脫硫用水品質。
2.4 加氨影響
實踐中，氨法脫硫的加氨方式為液氨或氨水與氧化液混合用于脫硫，加氨量隨著脫硫煙氣二氧化硫量增加，加氨量變化導致局部氨濃度不均，pH值高增加結垢傾向。硬垢的形成于pH值的控制，通常pH值的控制與加氨的平穩性有直接影響，當脫硫漿液的相對飽和濃度達到定值，硫酸鈣按異相成核作用從懸浮液中晶體表面生長，當飽和度達到更高值，也就是在超出引起均相成核作用的臨界飽和度的情況下，硫酸鈣漿液中會形成新晶核。與此同時，吸收段內也會有微小晶核生長，形成堅硬垢淀，并作為硫酸鈣結晶析出。通常硫酸鈣的臨界相對飽和濃度只有達到140%時才會發生均相成核作用，但是當pH處于低值，會析出少量硫酸鈣結晶的垢。因此，必須使pH維持在一個相對穩定的狀態，以防結晶的垢析出。
當漿液中亞硫酸鈣濃度偏高時就會作為結晶與硫酸鈣同時析出并生成混合結晶［Ca(SO3）x·（SO4）x·1/2H2O］，在吸收塔內各組件表面以低于石膏垢生長的速度生長并逐漸形成片狀垢層。但氧化后這種垢層很少出現。pH處于低值時能夠充分氧化。
3 措施及效果
3.1 用除鹽水取代新鮮水降低系統含鹽量，減少結垢發生
根據水處理裝置總一、二除鹽水產量2460t/h，水處理裝置能力設計余量大，且1、2號機組到期停運，水處理裝置富余量大，依據企業實際改造脫硫工藝用水為化學水處理二級除鹽水，除鹽水水質見表3，從根本上解決水源品質問題，減少結垢發生。
3.2 控制循環水使用量
結合脫硫系統機泵的啟停和機封水使用，控制使用量，用二級除鹽水代替部分機封水，減少高濃度的循環水進入脫硫循環系統，減少鈣、鎂等易導致結垢離子的進入。
經過一個運行周期的檢查，管線結垢明顯減輕見圖3，通過優化工藝，可在下一步改造后，完全禁止循環水進入脫硫循環系統，改變脫硫循環系統管線結垢快問題。
3.3 阻止灰及低品質水的進入
加強布袋除塵器運行的管理，控制脫硫塔入口的煙塵量，正常運行小于5mg/Nm3，異常情況一般小于20mg/Nm3，運行時間控制不損害漿液循環系統結晶惡化。對裝置區各種用途的水源優化使用。對雨排系統進行優化，脫硫漿液污染區域與正常生產區域隔離，脫硫漿液污染區域地面全部硬化防腐，收集雨水和沖洗水等通過專用地溝和管道進入收集池，回脫硫塔循環使用，不進入雨排等公用系統，而雨排系統雨水不再作為工藝補水。除塵區域地面沖洗水（循環使用的鍋爐沖灰、沖渣水）、雨水通過控制不再進入脫硫漿液污染區域地面收集池，減少污染脫硫循環系統。
3.4 控制pH計電極失效，實現平穩加氨
針對pH計測量單元電極很快結垢和結晶，使pH計指示失真，失去加氨指導依據，將玻璃膜點擊更換成固體電極，采用了新式固體聚合物參比電解質，進行準確pH測量的同時使用壽命長，即使在最惡劣的工業環境下也可保持良好性能。改造為增加自動定期沖洗裝置，每4h用除鹽水沖洗測量電極杯，及時沖洗掉結晶在測量電極上的硫酸銨和沉積在電極上的鹽類污染物，防止結晶和結垢，防止pH計電極失效，延長使用壽命提高加氨控制精度，保持加氨穩定。
4 結束語
綜上所述，在熱電廠脫硫系統運行中，氨法脫硫用水水質在設計中應為重點關注依據之一，以確保運行指標符合要求。脫硫設備的運行狀態以及脫硫效率與補充水的水質高低變化有直接的關系。鈣鎂離子含量高，若高控則提高了系統含鹽量，從而提高脫硫系統結垢傾向，長周期穩定運行受到影響，降低了系統可靠性和脫硫效率。因此，脫硫工藝水水質的優化應根據電廠實際情況，在達到要求脫硫率的前提下謀求最佳值，一般控制使用軟化水或除鹽水為最佳范圍。
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