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摘要：燃煤电厂广泛采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统，而浆液pH值是影响该系统正常运行的关键参数之一。在600 MW燃煤机组脱硫系统上进行不同负荷下的脱硫实验，从而分析浆液pH值对脱硫效率、石膏品质的影响以及浆液pH值与循环泵投运数量的关系，并推荐了不同负荷下浆液pH值的优化控制区间。
关键词：湿法烟气脱硫;浆液pH值;脱硫效率;运行优化
0 引言
为了解决我国严峻的大气污染问题，2014年三部委联合颁布了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，对燃煤电厂大气污染物排放提出了严格的要求。各地认真贯彻国家政策，并根据自身实际情况陆续制定了燃煤电厂超低排放地方标准，力争进一步降低燃煤电厂污染物排放浓度。如江苏2020年发布了《燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）》，其分为两个阶段：Ⅰ阶段颗粒物、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度限值分别为10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3，Ⅱ阶段的标准更为严格，其排放浓度限值分别为5 mg/m3、25 mg/m3和30 mg/m3。新建燃煤发电锅炉即刻执行Ⅱ阶段规定的排放浓度限值，现有燃煤锅炉执行Ⅰ阶段规定的排放标准，但自2023年7月1日起，单台出力300 MW及以上发电机组配套的现有燃煤发电锅炉须执行Ⅱ阶段规定的排放浓度限值[1]。
浆液pH值是影响脱硫系统正常运行的关键参数之一，研究浆液pH值对脱硫系统的影响对机组的节能降耗和优化运行具有重要意义[2]。某电厂2×600 MW发电机组脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔，吸收塔为单回路喷淋空塔，共设4层喷淋层，从上到下分别对应浆液循环泵A、B、C、D。氧化空气系统使用管网式进行强制氧化。本文选取其中一台机组进行脱硫工况调整实验。
1 吸收塔内SO2脱除过程
烟气中SO2在吸收塔的脱除过程是一个复杂的气—液—固三相传质与化学反应过程[3]，大致可分为SO2被液相捕捉、与吸收剂中和反应、亚硫酸氧化反应和石膏结晶析出4个阶段。浆液pH值是影响整个SO2脱除过程的重要因素，它主要受到机组负荷、原烟气SO2浓度、吸收塔内浆液密度以及脱硫石灰石品质的影响。浆液pH值较高有利于SO2的吸收，而低pH值则有助于Ca2+的析出和CO2的释放。研究表明，pH值达到6.1时，浆液达到最佳的二氧化硫吸收效果，CaSO3·1/2H2O的氧化和石灰石的溶解受到严重抑制[4]。
2 浆液pH值对脱硫系统运行的影响
2.1 浆液pH值对脱硫效率的影响
浆液pH测量值是指新鲜石灰石浆液与吸收过烟气中SO2的浆液两者混合物的pH值，其数值大小与pH值测量装置的安装位置有关。本文在保持吸收塔浆液密度近似不变的情况下，对不同机组负荷时pH值与脱硫效率、石膏品质的关系进行实验分析。
燃煤含硫量为0.8%，实验过程中维持机组负荷分别为380 MW、510 MW和满负荷600 MW，并在不同pH值条件下连续运行6 h，计算出这段时间的脱硫效率平均值，其结果如图1、图2、图3所示。从图1可以看出，随着浆液pH值的提高，脱硫效率先逐渐增加，但当pH值高于5.6后，脱硫效率反而出现下降趋势，即在某一机组负荷下存在pH值最优值使得脱硫效率最高。图2、图3的510 MW和600 MW负荷下也有类似规律。对比不同负荷下的结果，要达到最优的脱硫效率，380 MW时浆液pH值需控制在5.6～5.7，510 MW时pH值控制在5.8左右，600 MW负荷时pH值控制在5.8～5.9。由此可见，随着机组负荷的增加，浆液pH值控制最优值略有增加。
分析整理不同机组负荷下的实验结果，为便于比较，设定要求达到的脱硫效率为97%，不同负荷下浆液pH值控制的结果如图4所示。可以看出，随着机组负荷的增加，为达到要求的脱硫效率，需控制浆液pH值相应增大。
2.2 浆液pH值对石膏纯度的影响
浆液pH值对石膏纯度的影响如图5所示，结果表明，浆液pH值相同时，低负荷下获得的石膏纯度优于高负荷下的石膏纯度;石膏的纯度随着浆液pH值的增加而减小，为了满足石膏纯度的要求，需控制浆液pH值的上限值。特别是在高负荷的情况下，如果要获得较高品质的石膏，浆液pH值必须控制在某数值以下，但这样会牺牲一定的脱硫效率，需要综合考量。如本机组在600 MW运行时，若要获得较高纯度的石膏，则浆液pH值需控制在5.8以下。
2.3 浆液pH值对CaSO3氧化的影响
浆液pH值对脱硫浆液中CaSO3·1/2H2O的氧化有很大影响。随着pH值的上升，CaSO3·1/2H2O的溶解度迅速下降，浆液中CaSO3含量会大幅减少，这会明显降低整体氧化反应速率。而过低的pH值虽有利于CaSO3的溶解，但会在石灰石颗粒的表面形成一层pH值较高的膜，使石灰石的表面发生钝化，妨碍其溶解。并且pH值过低会引起SO2的逸出，使脱硫效果变差。因此，过高或过低的pH值都不利于氧化反应的进行。王旭[5]研究发现，pH值在4～6有利于HSO3-的生成，氧化反应能顺利进行。
2.4 浆液pH值与循环泵投运情况的关系
维持机组负荷分别为380 MW、510 MW、600 MW，分析整理不同机组负荷下浆液循环泵投运情况与脱硫数据，并将部分典型实验结果列于表1。如前文所述，随着浆液pH值的增加，脱硫效率呈先增加后减小的趋势，因此，分析的工况数据仅选取脱硫效率随pH值单调增加的区间，以便更好地厘清浆液pH值与循环泵投运情况的关系。
不同机组负荷时烟气量不同，若循环泵数量不变则浆液喷淋量不变，实则反映了液气比的不同。液气比较低时，单位喷淋浆液需要溶解较多的SO2，喷淋浆液在落入浆液池的过程中pH值降低较多，则可通过浆液池中过剩的CaCO3溶解维持较高的pH值，确保脱硫效率达到较大值。分析表1中数据可以发现，高负荷时液气比较小，浆液pH值对脱硫效率的影响更为明显。相同机组负荷下，A、B、C 3台循环泵运行时的液气比小于A、B、C、D 4台循环泵运行时的液气比，因此3台循环泵运行时浆液pH值对脱硫效率的影响更为明显。
吸收塔浆液pH值對脱硫效率的影响与脱硫系统运行负荷和循环泵投运数量息息相关。在循环泵未全部投运的情况下，尤其是高负荷时，可以通过提高吸收塔浆液pH值使脱硫效率显著提高。但吸收塔浆液pH值的提高意味着浆液中石灰石含量的提高，当pH值高于约5.8后，石灰石的溶解度会显著降低，石灰石利用率和石膏品质也会相应降低，所以在实际运行中，吸收塔浆液pH值通常控制在6.0以下。
3 结语
湿法脱硫吸收塔运行实验数据表明，浆液pH值是影响脱硫效率的重要参数，不同机组负荷时pH值优化运行的区间略有差别。部分运行工况下适当提高浆液pH值可减少循环泵的投运数量，且仍满足脱硫效率和SO2排放浓度要求。本文的分析讨论能为湿法脱硫系统的优化运行提供一些借鉴。
[参考文献]
[1] 燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）[Z]，2020.
[2] 杜谦，马春元，董勇，等.循环浆液pH值对湿法烟气脱硫过程的影响[J].热能动力工程，2006，21（5）：491-495.
[3] 陈尔鲁.湿法烟气脱硫过程建模与优化[D].杭州：浙江大学，2016.
[4] 蓝琨.浆液pH值对石灰石石膏法脱硫效率及传质特性影响的研究[J].机电信息，2013（3）：132-133.
[5] 王旭.湿法烟气脱硫浆液氧化系统关键问题分析[J].低碳世界，2015（25）：1-2.
收稿日期：2021-07-23
作者简介：谈智玲（1973—），男，湖北孝感人，工程师，研究方向：火力发电厂热能动力工程。
关键词：湿法烟气脱硫;浆液pH值;脱硫效率;运行优化
0 引言
为了解决我国严峻的大气污染问题，2014年三部委联合颁布了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，对燃煤电厂大气污染物排放提出了严格的要求。各地认真贯彻国家政策，并根据自身实际情况陆续制定了燃煤电厂超低排放地方标准，力争进一步降低燃煤电厂污染物排放浓度。如江苏2020年发布了《燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）》，其分为两个阶段：Ⅰ阶段颗粒物、二氧化硫、氮氧化物的排放浓度限值分别为10 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3，Ⅱ阶段的标准更为严格，其排放浓度限值分别为5 mg/m3、25 mg/m3和30 mg/m3。新建燃煤发电锅炉即刻执行Ⅱ阶段规定的排放浓度限值，现有燃煤锅炉执行Ⅰ阶段规定的排放标准，但自2023年7月1日起，单台出力300 MW及以上发电机组配套的现有燃煤发电锅炉须执行Ⅱ阶段规定的排放浓度限值[1]。
浆液pH值是影响脱硫系统正常运行的关键参数之一，研究浆液pH值对脱硫系统的影响对机组的节能降耗和优化运行具有重要意义[2]。某电厂2×600 MW发电机组脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔，吸收塔为单回路喷淋空塔，共设4层喷淋层，从上到下分别对应浆液循环泵A、B、C、D。氧化空气系统使用管网式进行强制氧化。本文选取其中一台机组进行脱硫工况调整实验。
1 吸收塔内SO2脱除过程
烟气中SO2在吸收塔的脱除过程是一个复杂的气—液—固三相传质与化学反应过程[3]，大致可分为SO2被液相捕捉、与吸收剂中和反应、亚硫酸氧化反应和石膏结晶析出4个阶段。浆液pH值是影响整个SO2脱除过程的重要因素，它主要受到机组负荷、原烟气SO2浓度、吸收塔内浆液密度以及脱硫石灰石品质的影响。浆液pH值较高有利于SO2的吸收，而低pH值则有助于Ca2+的析出和CO2的释放。研究表明，pH值达到6.1时，浆液达到最佳的二氧化硫吸收效果，CaSO3·1/2H2O的氧化和石灰石的溶解受到严重抑制[4]。
2 浆液pH值对脱硫系统运行的影响
2.1 浆液pH值对脱硫效率的影响
浆液pH测量值是指新鲜石灰石浆液与吸收过烟气中SO2的浆液两者混合物的pH值，其数值大小与pH值测量装置的安装位置有关。本文在保持吸收塔浆液密度近似不变的情况下，对不同机组负荷时pH值与脱硫效率、石膏品质的关系进行实验分析。
燃煤含硫量为0.8%，实验过程中维持机组负荷分别为380 MW、510 MW和满负荷600 MW，并在不同pH值条件下连续运行6 h，计算出这段时间的脱硫效率平均值，其结果如图1、图2、图3所示。从图1可以看出，随着浆液pH值的提高，脱硫效率先逐渐增加，但当pH值高于5.6后，脱硫效率反而出现下降趋势，即在某一机组负荷下存在pH值最优值使得脱硫效率最高。图2、图3的510 MW和600 MW负荷下也有类似规律。对比不同负荷下的结果，要达到最优的脱硫效率，380 MW时浆液pH值需控制在5.6～5.7，510 MW时pH值控制在5.8左右，600 MW负荷时pH值控制在5.8～5.9。由此可见，随着机组负荷的增加，浆液pH值控制最优值略有增加。
分析整理不同机组负荷下的实验结果，为便于比较，设定要求达到的脱硫效率为97%，不同负荷下浆液pH值控制的结果如图4所示。可以看出，随着机组负荷的增加，为达到要求的脱硫效率，需控制浆液pH值相应增大。
2.2 浆液pH值对石膏纯度的影响
浆液pH值对石膏纯度的影响如图5所示，结果表明，浆液pH值相同时，低负荷下获得的石膏纯度优于高负荷下的石膏纯度;石膏的纯度随着浆液pH值的增加而减小，为了满足石膏纯度的要求，需控制浆液pH值的上限值。特别是在高负荷的情况下，如果要获得较高品质的石膏，浆液pH值必须控制在某数值以下，但这样会牺牲一定的脱硫效率，需要综合考量。如本机组在600 MW运行时，若要获得较高纯度的石膏，则浆液pH值需控制在5.8以下。
2.3 浆液pH值对CaSO3氧化的影响
浆液pH值对脱硫浆液中CaSO3·1/2H2O的氧化有很大影响。随着pH值的上升，CaSO3·1/2H2O的溶解度迅速下降，浆液中CaSO3含量会大幅减少，这会明显降低整体氧化反应速率。而过低的pH值虽有利于CaSO3的溶解，但会在石灰石颗粒的表面形成一层pH值较高的膜，使石灰石的表面发生钝化，妨碍其溶解。并且pH值过低会引起SO2的逸出，使脱硫效果变差。因此，过高或过低的pH值都不利于氧化反应的进行。王旭[5]研究发现，pH值在4～6有利于HSO3-的生成，氧化反应能顺利进行。
2.4 浆液pH值与循环泵投运情况的关系
维持机组负荷分别为380 MW、510 MW、600 MW，分析整理不同机组负荷下浆液循环泵投运情况与脱硫数据，并将部分典型实验结果列于表1。如前文所述，随着浆液pH值的增加，脱硫效率呈先增加后减小的趋势，因此，分析的工况数据仅选取脱硫效率随pH值单调增加的区间，以便更好地厘清浆液pH值与循环泵投运情况的关系。
不同机组负荷时烟气量不同，若循环泵数量不变则浆液喷淋量不变，实则反映了液气比的不同。液气比较低时，单位喷淋浆液需要溶解较多的SO2，喷淋浆液在落入浆液池的过程中pH值降低较多，则可通过浆液池中过剩的CaCO3溶解维持较高的pH值，确保脱硫效率达到较大值。分析表1中数据可以发现，高负荷时液气比较小，浆液pH值对脱硫效率的影响更为明显。相同机组负荷下，A、B、C 3台循环泵运行时的液气比小于A、B、C、D 4台循环泵运行时的液气比，因此3台循环泵运行时浆液pH值对脱硫效率的影响更为明显。
吸收塔浆液pH值對脱硫效率的影响与脱硫系统运行负荷和循环泵投运数量息息相关。在循环泵未全部投运的情况下，尤其是高负荷时，可以通过提高吸收塔浆液pH值使脱硫效率显著提高。但吸收塔浆液pH值的提高意味着浆液中石灰石含量的提高，当pH值高于约5.8后，石灰石的溶解度会显著降低，石灰石利用率和石膏品质也会相应降低，所以在实际运行中，吸收塔浆液pH值通常控制在6.0以下。
3 结语
湿法脱硫吸收塔运行实验数据表明，浆液pH值是影响脱硫效率的重要参数，不同机组负荷时pH值优化运行的区间略有差别。部分运行工况下适当提高浆液pH值可减少循环泵的投运数量，且仍满足脱硫效率和SO2排放浓度要求。本文的分析讨论能为湿法脱硫系统的优化运行提供一些借鉴。
[参考文献]
[1] 燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）[Z]，2020.
[2] 杜谦，马春元，董勇，等.循环浆液pH值对湿法烟气脱硫过程的影响[J].热能动力工程，2006，21（5）：491-495.
[3] 陈尔鲁.湿法烟气脱硫过程建模与优化[D].杭州：浙江大学，2016.
[4] 蓝琨.浆液pH值对石灰石石膏法脱硫效率及传质特性影响的研究[J].机电信息，2013（3）：132-133.
[5] 王旭.湿法烟气脱硫浆液氧化系统关键问题分析[J].低碳世界，2015（25）：1-2.
收稿日期：2021-07-23
作者简介：谈智玲（1973—），男，湖北孝感人，工程师，研究方向：火力发电厂热能动力工程。