湿法脱硫吸收塔溢流原因及解决方案

湿法脱硫吸收塔溢流原因及解决方案摘要：在石灰石—石膏湿法脱硫系统运行过程中，由于脱硫工艺水质、入炉煤煤质、粉煤灰成份、锅炉燃烧工况、石灰石粉成份等因素的影响，造成脱硫吸收塔内部形成大量粘性泡沫，严重时会从吸收塔溢流管道或吸收塔排水地坑溢流。

浆液起泡，浆液品质恶化，影响脱硫效率，且对生产现场环境造成污染。

本文从浆液起泡的机理、影响因素进行分析，探讨解决石灰石—石膏湿法脱硫系统吸收塔浆液起泡溢流的方法。

引言：xx项目公司2×300MW热电机组脱硫吸收塔为喷淋空塔，内置烟气隔板，设置三层浆液喷淋层，除雾器布置在脱硫后净烟气烟道，不设GGH，公用石灰石制浆、工艺水及石膏脱水系统。

1状况：自20xx年3月起，#1、#2脱硫吸收塔排水地坑持续发生大量浆液起泡溢流，其中#1吸收塔排水地坑溢流浆液呈黑色，#2吸收塔地坑溢流颜色较浅，并随时间变化逐步呈现黄褐色（见下图）。

针对#1、#2吸收塔排水地坑浆液起泡溢流异常工况的跟踪、分析及治理过程，判断造成此次脱硫吸收塔浆液起泡溢流的原因为多方面原因综合作用的结果，针对目前国内石灰石—石膏湿法脱硫工艺系统中，吸收塔浆液起泡溢流较为常见的几种影响因素，有针对性的收集、整理、统计和分析有关技术参数，采用排除法，查找主要影响因素，有针对性的制定技术管控措施，提高脱硫系统运行的稳定性。

图1：溢流浆液图2：#2吸收塔入口石膏堆积2浆液起泡溢流的影响因素1．吸收塔“虚假”液位；2．脱硫系统前端设备运行工况恶化的影响；3. 脱硫系统本身运行工况的影响；4．脱硫工艺水水质影响；5. 石灰石粉成分的影响；6. 脱硫消泡剂影响因素；2.1吸收塔“虚假”液位对于采用压差式液位计测量吸收塔液位的电厂，由于液位测量装置多采用装在吸收塔下部的，脱硫控制系统(DCS)显示的液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的值，由于密度值的变化造成吸收塔内真实液位高于显示液位，形成“虚假液位’’。

同时吸收塔底部浆液扰动引起液位波动，从而导致吸收塔间歇性溢流。

xx项目#1、#2机组吸收塔排水地坑溢流浆液来自除雾器后疏水管路，起泡溢流浆液主要来自除雾器后冲洗水携带的大量浆液泡沫。

由于脱硫系统除雾器为外置式折板型除雾器，布置在脱硫吸收塔出口净烟气烟道中，另外由于吸收塔内置烟气隔板，浆液泡沫进人除雾器后有两个途径：一是通过烟气携带经喷淋层洗涤后随烟气进人净烟气烟道；二是因吸收塔液位过高造成浆液溢流进人净烟气烟道后被洗涤后烟气携带由于第一种途径需要由吸收塔中部向上经三层喷淋层石灰石浆液冲刷后再折返向下进人净烟气烟道，阻力及洗涤作用均会减少烟气对浆液泡沫的携带，因此第二种途径是浆液泡沫进人吸收塔的主要路径。

图3：#2吸收塔内烟气隔板吸收塔实际液位可以通过公式H=P/ρg计算，式中H为浆液池高度；P为压力变送器测量值；ρ为浆液取样处密度；g为重力加速度。

20xx年3月1 5日9：00，对吸收塔浆液池高度进行计算标定，计算得出液而高度为4.95米．，仪表显示测量高度为5.3米，负误差0.35米。

但是由于计算中所用密度值取样位于吸收塔底部，位置区域介质主要为固液两项。

而测量仪表中密度值采用压力变送器高度差换算得出，位置区域介质为固、液、气三项，所以计算中所用手工监测密度值较仪表测量密度值偏高。

用仪表换算得出的密度值对计算得出的液位进行修正，计算液位为5.6米，正误差0.33米，由于差压式液位计位于距吸收塔零米1.5m标高处，吸收塔内正常液位高度在5.3—5.6米之间，所以计算液位（实际液位）不仅比测量液位高，而且误差会超过0.33米。

实际的高液位造成的后果是容易造成吸收塔内浆液泡沫进入净烟道被烟气携带，进入原烟气烟道对增压风机产生破坏。

实际的低液位可能造成烟气从隔板下短路进入净烟气烟道，造成脱硫出口二氧化硫浓度瞬间偏高。

2.2脱硫系统前端设备运行工况恶化的影响锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分，飞灰中有部分碳颗粒或焦油随烟气进入吸收塔，造成吸收塔浆液有机物含量增加，当上述物质在吸收塔内富集到一定程度时，在循环浆液泵作用下吸收塔内液面容易产生泡沫。

自20xx年2月下旬至3月中旬，#1、#2机组脱硫系统持续发生浆液溢流冒泡问题，从主要影响因素分析，可以分为两个阶段：第一阶段吸收塔桨液溢流起泡以上述原因为主，第一阶段自2月21日至3月2日，#1、#2机组脱硫系统浆液品质急剧恶化，浆液颜色变黑，多次发生黑色浆液自吸收塔地坑中心站-一季度环境监测数据进行分析，对溢流出的浆液泡沫风干后溢流事件通过对锅炉飞灰含碳量、锅炉出口含氧量指标进行跟踪分析，并结合省环境监测取样化验，结果如下：图4:#2增压风机导流叶片1) #1机组自2月19日9：00-16:00持续低氧状态高负荷运行，锅炉出口氧量长时间低于1%；#2机组2月24日4：00-7:00分，3月1日3:00-7:30分，3月2日，11:30-13:30分三个时间段持续维持锅炉出口氧量低于1%；2)省环境监测中心站于20xx年3月2日下午15: 30-16:40之间对#1、#2机组进行污染物监测期间，烟气中CO含量高达1600PPm，且由于一氧化碳难溶于水并积极参与脱硫化学反应，其含量能够说明锅炉缺氧燃烧，燃烧产物不充分；3)通过对溢流浆液风干物进行含碳量化验，化验结果显示该种风干物残留高达25.64%的固定碳，且试验后残留物呈铁红色，含氧化铁较高，说明黑色浆液表面物质即为未完全燃烧的煤粉(见图5)；图5：吸收塔溢流浆液风干物、烧蚀残留物及化验报告4)烟气中未完全燃烧的煤粉在吸收塔内被浆液洗涤，污染吸收塔内部浆液，造成吸收塔溢流；5)锅炉后部除尘器运行状况不佳，烟气粉尘浓度超标，含有大量惰性物质的杂质进入吸收塔后，致使吸收塔浆液重金属含量增高。

重金属离子增多引起浆液表面张力增加，从而使浆液表面起泡；2.3脱硫系统本身运行工况的影响1)脱硫装置脱水系统或废水处理系统不能正常投入，致使吸收塔浆液品质逐渐恶化；2)脱硫工况变化（例如浆液循环泵启停对浆液的扰动）、吸收塔液位调控不稳定、除雾器冲洗效果不好（由于堵塞造成烟气分层流动，外置式除雾器后聚集大量泡沫）等因素造成吸收塔浆液溢流；根据对#1、#2机组脱硫系统吸收塔浆液起泡溢流的时间分析，溢流时间均发生在锅炉升负荷幅度较大和浆液循环泵启动过程中，吸收塔液位发生降低需要通过除雾器大量补水，造成除雾器后疏水量增大，除雾器后聚集的泡沫瞬时间通过疏水管（溢流管）进入吸收塔排水地坑，地坑容积无法容纳造成溢流。

另外，由于启动浆液循环泵，对吸收塔液面造成剧烈扰动，扰动的直接后果是泡沫的大量生成。

图6：清洗过程中的#2吸收塔二级除雾器图7：#2脱硫除雾器疏水管道2.4脱硫工艺水水质影响1)脱硫工艺水中的金属离子(Na+、Mg2+)、氯离子（Cl-）、SS（悬浮物）、COD（化学需氧量）会在脱硫吸收塔内形成碱性物质、络合物及粘性杂质，在吸收塔内浆液析出CO2及富余O2气体工况下，在扰动作用下形成大量泡沫。

2)该厂脱硫系统工艺水水源为循环水回水（工业水系统），循环水水源为城市中水。

3)下表3是对20xx年1-3月份脱硫工艺水、浆液指标的封比表，从表中可以看出，脱硫工艺水水质已经远远偏离脱硫工艺水设计指标，其中由于金属离子及氯离子含量的严重超标，造成脱硫工艺水碱度增加并富氧化性，不仅造成脱硫系统浆液起泡，更严重的后果是恶化浆液品质，降低脱硫效率，腐蚀脱硫设备基体。

4)另外，2月25日对循环水系统添加复合型杀菌剂，是造成3月份吸收塔浆液起泡的直接原因之一。

表3:脱硫工艺水设计指标与实际供水、浆液指标对比表虽然实施脱硫工艺水技改项目引入深井水，但是水量不到10吨/时，对于高达100吨/时补水量的需求，不能从根本上解决脱硫工艺水水质问题。

另外由于中水污泥进入脱硫吸收塔，污泥中沉淀的大量重金属离子和中水悬浮物沉积物随污泥进入脱硫系统也是长期造成脱硫吸收塔浆液起泡的原因。

20 xx年3月1 4日，由于中水系统#1机加池排泥系统故障，清理#1机加池，大量沉积多时的污泥进入脱硫吸收塔，加重了吸收塔浆液的起泡。

2.5石灰石粉成分的影响石灰石粉中含有MgO，如果MgO含量超标不仅影响脱硫效率，而且与SO42-反应会产生大量的泡沫。

目前，该厂使用的石灰石粉主要来自XXX和XXX，石灰石粉矿石MgO含量正常情况下<1%，部分石灰石粉能够达到0.5%以下。

2.6脱硫消泡剂影响因素针对吸收塔浆液起泡现象，直接的措施是在吸收塔排水地坑内加入消泡剂SN-9230T。

消泡剂的使用效果与两个因素有关：一是消泡剂的性质；二是定期添加量是否满足要求。

要考虑所加消泡剂工作原理，是否对整个运行环境产生影响；消泡剂要多次少量添加，一次性加入对系统影响较大，容易形成盲点，引起脱硫效率下降，严重会导致整个系统停运。

3．吸收塔浆液起泡溢流的解决办法3.1吸收塔浆液起泡溢流的原则性处理流程1)要消除已经产生的泡沫：2)要通过运行方式的调整，缓解起泡溢流现象；3)要控制进入吸收塔的各种可能引起吸收塔浆液起泡的物质；3.2针对#1、#2机组吸收塔浆液溢流起泡的具体技术措施1)确定合理的吸收塔运行液位，减小浆液溢流量，防止浆液进入吸收塔入口烟道。

2)改善锅炉燃烧工况，彻底消除#1机组烟风、除尘系统漏风，提高锅炉（额定负荷）出口过量空气系数)≥1.19。

3)暂停#1、#2电除尘器节能运行方式，恢复正常高压供电方式；4)降低排除石膏时的吸收塔浆液密度，加大石膏排除量，保证新鲜浆液的不断补入。

5)加强吸收塔浆液、废水、石灰石浆液、石灰石粉和石膏的化学分析工作，有效监控脱硫系统运行状况，发现浆液品质有恶化趋势应及时采取处理措施。

6)提高脱硫系统运行调控的预判能力，锅炉升负荷及启动浆液循环泵前做好预控措施，避免低液位时短时间通过除雾器大量补水，避免在高液位时启动浆液循环泵；在#1、#2机组脱硫效率≥95%时，停止B或C泵运行，可以有效减少浆液溢流量，避免B泵和C泵组合运行；7)提高脱硫辅控运行人员对入炉煤含硫量及灰份的预控判断，入厂高硫煤进行堆存掺配，保证入炉煤含硫量<0.8%。

值长每班将入厂煤化验单通报脱硫集控，对脱硫入口二氧化硫浓度提前预判，做好预控措施；8)对脱硫工艺水水质的控制措施①首先控制中水水质，在污水处理厂对来水水质指标进行监督，重点监控金属离子(Na+、Mg2+)、氯离子(Cl-)、SS（悬浮物）、COD（化学需氧量）、BOD（生化需氧量），提前通知来水水质，做好预防措施：②降低循环水循环倍率；③技术改造改善脱硫工艺水水质；④将中水污泥连续补充石灰石浆液箱方式改为间断补入；⑤化学专业在对循环水添加复合式杀菌剂前通报发电部脱硫专业，并由化学专业在加药后三日内对脱硫工艺水进行连续监测；⑥控制吸收塔补水。