一起电厂脱硫吸收塔浆液起泡事件分析与处理

向海杨

(福能(贵州)发电有限公司，贵州 六盘水 553402)

2020年11月以来，某电厂660 MW发电机组2号炉脱硫吸收塔浆液反复出现大量起泡现象，且吸收塔浆液和脱硫石膏中碳酸钙含量周期性严重超标，最高可达6%(合格标准≤3%)。此问题出现期间，该电厂组织召开脱硫问题专题会议，针对脱硫及电除尘进行检查及分析，找出问题的原因，并采取一系列措施，以解决脱硫吸收塔浆液起泡及浆液、脱硫石膏碳酸钙含量超标问题。

某电厂660 MW发电机组，为东方锅炉厂生产的DG2010/25.31-Ⅱ12锅炉，超临界参数、“W型火焰”燃烧，同期建设烟气除尘、脱硫、脱硝系统，烟气除尘系统采用双室五电场电除尘器。烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法单炉单塔脱硫工艺，每个吸收塔配置5台循环泵及两层托盘，脱硫吸收剂采用石灰石粉。烟气脱硝采用选择性催化还原法脱硝装置，反应器采用3+1布置方式，设计氨的逃逸率不大于2.28 mg/m3(标准状态、干基、过剩空气系数1.4)。

如图1所示，该厂脱硫吸收塔浆液周期性严重起泡，严重影响了脱硫的正常运行，造成脱硫各系统大量溢流泡沫，消耗大量脱硫消泡剂，并增加了环保风险。浆液起泡降低了脱硫效率，脱硫出口排放超标，还造成脱硫浆液及脱硫石膏碳酸钙含量严重超标，大量浪费了石灰石，影响了脱硫石膏品质，影响脱硫石膏的销售。故脱硫吸收塔浆液周期性严重起泡，对该厂脱硫运行造成了严重的影响，务必迅速采取措施，消除该问题。

图1 吸收塔浆液起泡图片

针对脱硫吸收塔周期性严重起泡问题，该厂多次召开专业会，并对该厂的石灰石、吸收塔浆液、脱硫石膏、脱硫工艺水(循环水)、锅炉飞灰等进行逐个取样并化验；
并对脱硝装置、电除尘器、脱硫系统等的运行参数进行统计分析[1]，并邀请专家来厂指导。

2.1 样品取样

为了对脱硫吸收塔浆液起泡原因进行较为详细的排查，2021年1月，对脱硫系统相关原料、介质、副产品等进行了取样，带回电科院化学环保试验室进行分析测试，带回的样品包括：2号吸收塔溢流泡沫；
2号吸收塔浆液；
2号吸收塔石膏；
2号炉A、B侧飞灰。

该厂取样分析测试了2台机组循环水的化学耗氧量。

上述样品项目分析测试结果见表1～8。

2.2 样品测试数据分析

2.2.1 石灰石品质。根据石灰石成分测试结果(见表1)，1号、2号石灰石样品中CaO、MgO、Al2O3、Fe2O3含量在正常范围，石灰石品质良好，符合脱硫用石灰石质量要求。

表1 石灰石成分

2.2.2 脱硫工艺水水质。脱硫工艺水为脱硫运行的补充水，采用汽轮机凝汽器循环水。2021年1月对该厂1/2号机循环水常规项目测试，循环水COD(化学需氧量[2])见表2，CODMn(酸性高锰酸钾氧化法)测试结果来看，循环水中有机物含量无明显异常。该厂近期1/2号机循环水常规项目测试结果见表3，可知循环水水质常规分析项目未出现明显异常。

表2 CODMn测试数据

表3 循环水水质测试

2.2.3 锅炉飞灰成分。从2号炉电除尘器电场飞灰灼烧减量(见表4)可知，2号炉电除尘器电场飞灰灼烧量(<5%)属于正常范围。2号炉电除尘器电场飞灰成分测试结果见表5，飞灰成分主要为硅、铝化合物，未见明显异常；
但飞灰颗粒细小，手感细腻，流动性较差。

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2.2.4 吸收塔泡沫成分。吸收塔泡沫在205 ℃、450 ℃、815 ℃的灼烧减量测试结果见表4，分别代表泡沫中所含的水分(内水和结晶水)、泡沫中有机物含量、碳与碳酸钙灼烧减量。根据表4泡沫灼烧减量，1号泡沫样和2号泡沫样的水分含量分别为15.34%、15.89%，有机物含量(450 ℃灼烧减量与205 ℃灼烧减量之差)分别为1号泡沫样有机物2.36%、2号泡沫样有机物2.47%，可以看出，泡沫样水分(内水和结晶水)含量较大，有机物含量不高。

表4 泡沫、飞灰灼烧减量

由表5可知，泡沫中的二氧化硅含量(1号泡沫样：18.31%;2号泡沫样：5.36%)比1/2号脱硫石膏样中的二氧化硅含量(1号脱硫石膏样：1.46;2号脱硫石膏样：1.19%)高得多，泡沫存在二氧化硅富集的现象，而二氧化硅主要来源于锅炉飞灰(2号炉A/B侧SiO2：38.25/41.85)，表明泡沫中的粉尘含量比脱硫石膏样的粉尘含量高，说明泡沫中含有大量的锅炉飞灰。

表5 泡沫、脱硫石膏、飞灰成分测试结果

2.2.5 吸收塔浆液及脱硫石膏成分。从表6中吸收塔浆液测试结果看，浆液中硫酸钙(CaSO4.2H2O)的含量偏低，亚硫酸钙(CaSO3.1/2H2O)含量正常，碳酸钙(CaCO3)含量偏高，氯离子、氟离子、镁离子含量正常，表明吸收塔中石灰石的溶解情况不是很理想，存在包裹现象。

表6 吸收塔浆液测试结果

吸收塔氧化风量充足，石灰石在吸收塔中的溶解过程受阻，综合石灰石、飞灰、泡沫、石膏样品(见表7，数据正常)测试数据，石灰石溶解过程受阻可能主要来自电除尘器出口的飞灰包裹影响。

表7 脱硫石膏测试结果

2.2.6 飞灰中氨。从飞灰氨(NH+)的测试结果来看(见表8)[3]，在2号炉电除尘器电场的飞灰中均检测出氨根离子超标(1号：803 mg/kg；
2号：680 mg/kg)，表明脱硝系统中有氨逃逸，并被飞灰吸附。结合该厂以往运行检修情况判断，该离子以硫酸氢氨为主要存在形式。

表8 飞灰氨含量(NH4+)

2.3 运行工况数据分析

该厂统计了2020年11月份的2号脱硫入口粉尘的数据，如图2所示。从图2可以看出，在11月份，脱硫入口(即电除尘出口)粉尘数据持续上升，最高可达41 mg/m3，已经较月初的19 mg/m3升高很多，表明2号炉电除尘的性能在持续下降，大量的粉尘进入了脱硫吸收塔。

图2 2号脱硫入口粉尘

该厂在2020年12月对2号炉脱硝系统的氨逃逸率进行了测试，电除尘入口的氨逃逸率在2.0×10-7左右，说明锅炉脱硝系统性能下降，有大量的氨逃逸至电除尘，并且可能在电除尘极板、极线上生成硫酸氢铵并粘连。

3.1 影响因素

根据上述样品取样分析和运行工况数据分析，对影响脱硫浆液起泡的各影响因素进行分析：

3.1.2 脱硫工艺水(循环水)因素。循环水水质监测结果无明显异常，且有机物含量不高，符合脱硫工艺水用水的水质要求，不是问题的原因。

3.1.3 锅炉飞灰因素。锅炉飞灰含碳量以及成分分析结果基本处于正常范围内。泡沫中的二氧化硅含量远高于吸收塔浆液中的二氧化硅含量，二氧化硅含量主要来源于未被电除尘器捕捉的锅炉飞灰，表明飞灰与吸收塔浆液起泡的关联性较大，是引起浆液起泡的主要因素之一。

3.1.4 氨逃逸因素。脱硝系统逃逸的氨与烟气中三氧化硫形成硫酸氢氨，硫酸氢氨具有粘性，会粘连在电除尘极板、极线上，造成电除尘器除尘效率下降，烟尘排放浓度增大。

3.1.5 氧化风量因素。氧化风量大，会增加对吸收塔浆液的扰动，易引起吸收塔浆液起泡。但从吸收塔浆液亚硫酸钙(CaSO3.1/2H2O)测试数据(见表6)正常来看，还不能得出氧化风量偏大这一结论，故氧化风量与吸收塔浆液起泡的关系不大。

从上述多项指标的测试结果及影响因素分析，并结合电除尘入口的氨逃逸率较高，烟气中大量硫酸氢铵粘连在电除尘极板、极线上，降低了电除尘效率，大量飞灰进入吸收塔浆液，初步判定来自电除尘器出口的飞灰是引起吸收塔浆液起泡的主要因素[4-5]。

3.2 停机检查情况

2021年2月，该厂2号机停运检修，电除尘停运后，进入电除尘内部进行检查，发现电除尘电场阳极板、阴极线发生硫酸氢铵裹灰积垢严重(见图3)，阻塞极线放电，导致电除尘二次电流降低，除尘效率下降，飞灰大量进入吸收塔，影响脱硫吸收塔浆液品质并大量起泡。

图3 电除尘极板、极线硫酸氢铵裹灰积垢

4.1 机组运行中采取的措施

针对问题的原因，当机组处于运行状态，无法对电除尘进行检修，故该厂采取了以下措施维持脱硫吸收塔的正常运行。

4.1.1 添加脱硫专用消泡剂，消除泡沫。通过定期添加脱硫专用消泡剂，持续消除浆液中的泡沫，维持了脱硫系统的运行。

4.1.2 加强脱硫废水排放，缓解起泡程度。经石膏旋流器和脱硫废水旋流器分离后，浆液中大部分细小的粉尘颗粒留在了旋流器的溢流中，通过加强脱硫废水排放，可以有效去除浆液中的粉尘，以缓解浆液中粉尘的浓度。

4.1.3 加强石膏脱水，降低吸收塔浆液密度。降低浆液的密度运行，有助于促进浆液的活性，提高脱硫效率。

4.1.4 吸收塔浆液降pH值运行。在二氧化硫排放浓度达标的情况下，维持吸收塔浆液低pH值运行，促进石灰石中碳酸钙的溶解，提高浆液的活性。

4.1.5 进行吸收塔浆液置换。将吸收塔部分浆液倒入事故浆液箱，向吸收塔补充新鲜浆液，暂时提升浆液的活性。

4.2 停机检修

机组停运后，该厂对电除尘器极板、极线进行了水冲洗，完全清除了粘连的硫酸氢铵。并对锅炉脱硝系统进行综合治理，更换脱硝催化剂、清理催化剂积灰等，降低了脱硝的氨逃逸，提升脱硝效率。

4.3 机组启动后状况

经过停机检修后，该厂2号机组启动运行后，带600 MW负荷，脱硫吸收塔入口粉尘浓度最高仅为25 mg/m3，经过机组长时间运行，吸收塔浆液品质良好，未再出现起泡现象。

通过对脱硫系统进行取样并化验分析，及对锅炉、电除尘、脱硫运行参数进行统计分析，找出脱硫浆液长时间持续起泡的原因，即锅炉脱硝系统性能下降氨逃逸高，有大量的氨逃逸至电除尘，并且在电除尘极板、极线上生成硫酸氢铵并粘连，导致锅炉电除尘性能严重下降，锅炉粉尘大量进入脱硫浆液系统，导致了脱硫浆液持续起泡。针对问题原因制定了相应的运行措施和停机检修措施。在机组启动后取得良好效果，解决了脱硫吸收塔浆液起泡问题。

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