随着国家环保政策的日益严格，火电厂烟气脱 硫技术监督工作越来越受到重视。做好脱硫技术 监督工作，可确保火电厂脱硫装置的安全、稳定、经 济运行，保证烟气达标排放，及时发现脱硫设施运 行中存在的问题，并提出解决方案，最大限度地发 挥脱硫装置的效能，使其健康、经济、长周期稳定运行。本文就火电厂烟气脱硫技术监督过程中发现 的问题进行探讨，以供同类电厂借鉴。 1 火电厂烟气脱硫技术监督的目的及任务

脱硫技术监督的目的是以相关的法律、法规、 标准为依据，以环境监测为手段，以火电厂燃料、原 材料、水源、环保设施和污染物排放为对象，以烟气 达标排放与节能减排为目标，对脱硫设施（备）的健 康水平及有关安全、稳定、经济运行的重要参数、性 能、指标进行监督、检查、评价，保证其在良好状态 或允许范围内运行^{[1, 2, 3]}。

火电厂烟气脱硫技术监督的任务是实现对脱 硫装置建设项目在可研阶段、环境影响评价阶段及 脱硫设施在设计、选型、监造、安装、调试、验收、运 行、检修、改造等各个环节的全过程监督。 2 烟气脱硫技术监督中发现的问题及处理 2.1 低品质石灰石脱硫运行参数控制 2.1.1 数据分析

根据某电厂报送的环保技术监督报表核实脱 硫设施处理的烟气量、原烟气中SO₂质量浓度、脱硫 效率等，核算SO₂脱除量；根据脱硫剂（如石灰石）的 品质纯度、用量及脱硫副产品石膏的纯度，CaCO₃、 CaSO3·0.5H2O 质量分数，分析石灰石用量是否合 理，钙硫比是否符合设计要求，以发现运行中存在 的问题。

对环保技术监督报表进行分析后确定该电厂 石灰石用量偏大，钙硫比、石膏中CaCO₃ 残留量超 标。造成此结果的原因一般有以下几个方面：

（1） 石灰石品质差或磨制细度不达标；

（2） 吸收塔浆液pH值控制不合理；

（3） 吸收塔浆液密度控制不合理；

（4） 石膏旋流器压力控制不合理。 2.1.2 现场检查

通过深入现场检查，确定pH 值控制范围为 5.2～5.8，石灰石磨制细度满足63 μm（325目）90% 通过率，吸收塔浆液密度和石膏旋流器压力等指标 也在正常范围；但是石灰石的纯度只有79.14%，未 达到设计要求的CaCO₃质量分数在90%以上。调查 得知，符合设计要求的石灰石不易取得。 2.1.3 pH值调整

针对该电厂石灰石存在的问题，建议适当降低 吸收塔浆液pH值，以提高石灰石利用率，从而减少 石灰石用量及石膏中CaCO₃残留量。经现场试验， 确定pH值合理控制范围为4.8～5.0。 pH 值调整前后，脱硫装置运行数据如表 1 所 示。通过调整pH值运行参数，保证了脱硫效率维持 在正常水平，石灰石用量大幅降低，石膏中CaCO₃残 留量控制在了合理水平，石膏品质提升；同时也减 轻了石灰石制浆系统的运行负荷，降低了石灰石磨 机的磨损，节能减排效果明显。

表 1(Table 1)

表 1 pH值调整前、后脱硫装置运行数据

表 1 pH值调整前、后脱硫装置运行数据

2.2.1 采用碘量法测定SO₂质量浓度

火电厂烟气在线监测系统（CEMS）一般采用红 外法对SO₂质量浓度进行监测，用于SO₂质量浓度监 测比对的便携式仪器通常采用电化学法。一般情 况下，电化学法精度低于红外法，且易受CO的干扰 （正干扰），发电机组在较大负荷下运行时，烟气中 氧量控制均比较低，容易出现CO质量浓度超标问 题。

某电厂在接受当地环保部门的例行检查时，发 现便携式仪器测得的SO₂质量浓度远大于CEMS数 据，被认为存在SO₂质量浓度超标排放且有人为对 CEMS数据进行修改的嫌疑。随后进行现场检测比 对，后采用碘量法检测比对，CEMS数据显示正确。 2.2.2 烟气速度场系数修正

大部分电厂由于空间局限，安装CEMS的混合 烟道直管段较短，难以满足《GB/T 16157—1996 固 定污染源排气颗粒物测定与气态污染物采样方法》 关于测点安装位置的要求^[2]，造成所测SO₂质量浓度 与实测数据偏差较大。

由于该电厂也存在测点安装位置不合要求的 问题，使得CEMS所测数据长期偏大。在技术监督 过程中对烟气速度场系数进行修正，由原来的1.0 修正为0.47。修正后，该厂CEMS数据能够真实反 映SO₂质量浓度。修正试验数据如表 2所示。

表 2(Table 2)

表 2 烟气速度场系数修正试验数据

表 2 烟气速度场系数修正试验数据

通过对烟气速度场系数的修正，解决了该电厂 CEMS所测SO₂质量浓度长期不准确的问题，同时能够合理核算排污量，降低电厂烟气颗粒物及气态污 染物排污费50%以上。 2.3 GGH泄漏导致脱硫效率低的诊断

某电厂脱硫系统增容改造后各项运行参数控 制正常，但性能考核试验显示脱硫效率无法达到设 计要求。在技术监督过程中，通过增加测点对GGH 密封性能进行测试，发现该厂GGH烟气换热器漏风 率远大于设计值（不大于1%），因此判定脱硫效率不 达标原因主要由于GGH泄漏所致。对GGH进行维 修改造后，脱硫效率达标。GGH改造前、后脱硫效 率对比见表 3所示。

表 3(Table 3)

表 3 改造前、后GGH脱硫效率对比

表 3 改造前、后GGH脱硫效率对比

吸收塔浆液密度控制一般都依靠在线密度计 实时监测，由于在线密度计受安装位置、介质流速、 日常维护（如冲洗周期频率）等因素影响，经常出现 显示不正确、波动大等问题，给运行控制带来影 响。在技术监督过程中，建议电厂采用借助吸收塔 监测液位的压力变送器数据辅助计算吸收塔浆液 密度的方法进行实时监测。采取以上方法后，得到 的浆液密度准确，无需增加设备。此方法的原理是 依据以下公式来间接计算浆液密度ρ^[2]：

g—重力加速度，m/s²

脱硫技术监督工作是包含技术管理、技术分 析、疑难问题解决和设备状态分析在内且涉及多个 环节的基础性工作。以烟气达标排放为目标，并 持续改进、优化脱硫装置运行，才是脱硫技术监督的落脚点，监督的关键 在于通过对试验和检验数据的分析，准确指出存在 的问题，并提出针对性措施。针对本文监督过程中 发现的问题提出以下建议：

（1） 当脱硫吸收剂、吸收塔浆液、脱硫副产品 石膏等性能指标（如脱硫吸收剂活性、纯度、细度， 吸收塔浆液pH值、密度，石膏中CaSO₄·2H₂O、Cl^-、 CaCO₃、CaSO₃·0.5H₂O、H₂O等质量分数等）、脱硫装 置运行重要参数及CEMS等测量数据均合理，但脱 硫效率、排放的SO₂ 质量浓度仍不达标时，应考虑 GGH漏风率是否符合设计要求。GGH泄漏对脱硫 效率及SO₂质量浓度的影响往往容易被忽视，在脱 硫竣工验收性能考核试验及脱硫检修前、后应对 GGH漏风率进行测试，如发现其漏风率超标，应采 取相应措施进行处理。

（2） 由于CEMS 安装不能满足《GB/T 16157— 1996 固定污染源排气颗粒物测定与气态污染物采 样方法》^[2]的位置要求，而造成实测烟气量偏差较大 的问题，应对烟气速度场系数进行修正。

（3） 建议采样精度较高的碘量法对CEMS进行 定期比对^{[4, 5]}。

（4） 建议利用现有液位监测的压力变送器数 据，并结合浆液密度在线监测密度计数据计算浆液 密度。依据公式ΔP=ρgΔH 间接计算浆液密度ρ，以 增加脱硫系统运行的可靠性。