影响脱硫效率的因素

浅析影响脱硫效率的因素 近年来，大气质量变差，随着人们对良好环境的渴望，国家对环保的要求越来越严格。许多火电厂已建和正建脱硫装置（FGD），进一步净化烟气，使其达到排放标准。国内大部分采用了石灰石-石膏湿法脱硫。对250MW机组烟气脱硫（FGD）装置脱硫效率的几项参数进行研究分析，查找出影响土力学的几个主要因素，并提出解决措施，使之达到最优的脱硫效率。 石灰石-石膏湿法脱硫的基本原理：烟气经过电除尘后由增压风机送入吸收塔内。烟气中的SO2与吸收塔喷淋层喷下的石灰石浆液发生反应生成HSO3-，反应如下：SO2+H2OH2SO3，H2SO3H+HSO3-。其中部分HSO3-在喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3-在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO3- +12O2HSO4-，HSO4-H+SO42-。吸收塔内浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使浆液保持一定的PH值。中和后的浆液在吸收塔内循环。反应如下：Ca2+CO32-+2H+SO42-+H2OCaSO42H2O+CO2，2H+CO32-H2O+CO2。脱硫后的烟气经吸收塔顶部的除雾器去除水分后，被净化的烟气经烟囱排向大气中，生成的石膏副产品留作他用。从此可以看出，浆液的PH值、烟气的性质、吸收剂的质量、液气比、等是影响脱硫效率的主要因素。 吸收塔浆液的PH值。PH值是影响脱硫效率、脱硫产物成分的关键参数。PH值太高，说明脱硫剂用量大于反应所需量，造成脱硫剂的利用率降低。当PH值6时，虽然SO2的吸收好，但是Ca2+浓度减小，影响Ca2+析出，同时也容易使设备堵塞和结垢。而PH值太低，则影响脱硫效率，不能使烟气中SO2的含量达到预期的效果。当PH值4时，几乎就不吸收SO2。所以必须在运行中监测好PH值，及时加减脱硫剂，保证脱硫效率的同时，也提高脱硫剂的利用率和脱硫产物的品质。一般PH值控制在56之间。 烟气性质的影响。进入脱硫塔的烟气，其浓度、含尘量、流速都对脱硫效率有一定的影响。相同条件下，烟气中的SO2浓度越高，脱硫效率越低，相反，若SO2浓度越低，脱硫效率越高。在其他条件相同时，烟气温度越高，脱硫效率下降。烟气含尘量越高，SO2吸收效果越差。原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了Ca2+和脱硫剂的接触，飞灰中的一些重金属抑制Ca2+与HSO3-反应，降低了脱硫效率。脱硫塔内烟气流动速度影响了烟气和脱硫浆液的接触时间，流速越快，接触时间短。在相同条件下，脱硫效率就可能低，同时，烟气流速也影响烟气中携带的水含量，烟气流速越高，烟气中携带的浆滴越多。 脱硫剂的细度和纯度。脱硫剂越细其表面积越小，越有利于脱硫效率的提高，石灰石粒度要求90%通过325目筛。同时，脱硫剂纯度越高，脱硫效果越好，石灰石的纯度要求大于85%。液气比。循环浆液与烟气流量的比例即液气比，是影响脱硫效率的重要参数。为保证一定的脱硫效率，针对不同SO2浓度的烟气，不同的烟气SO2排放要求，不同性质的脱硫剂，不同的脱硫反应塔结构，就需要不同的液气比。在相同的条件下，液气比越大，烟气出口的温度就越低。所以，要根据具体情况来开启循环浆液泵的数量，使得在保证脱硫效率的同时，降低运行费用。在脱硫系统运行期间，结合烟气脱硫系统的实际运行情况，对影响脱硫效率的因素进行分析，并采取措施及时调整，保证烟气脱硫安全高效的运行。吸收塔浆液PH值的影响。在运行期间，吸收塔喷淋层喷嘴堵塞、循环浆液泵开启量不足、循环浆液泵叶轮磨损严重、脱硫剂密度低、脱硫剂供给量下降等都会导致液气比（钙硫比）降低，导致脱硫效率达不到95%以上。从运行中观察，PH值控制在5.25.8之间最为合适。既能达到脱硫效果，又能节约成本。入口烟气SO2的浓度的影响。在运行中，入炉煤质硫分达到1.71.8%，为高硫煤，入口烟气中SO2浓度达到3500mgNm3，此时吸收塔内的钙硫比低，不能达到脱硫率为95%以上。这时，只有降低机组负荷或进行混煤掺烧进行调整，再则，只有更换入炉煤质。以此来保证烟气脱硫效率和SO2排放标准。吸收塔液位的影响。在脱硫系统运行中，吸收塔的液位对脱硫效率也有一定的影响。当液位升高时，钙硫比增大，SO2的吸收效果就好。液位比正常液位低0.8m时，脱硫效率降低到95%以下。在实际运行中，吸收塔液位控制在7.5m8.0m之间，以保证脱硫效率。烟气旁路挡板门不严。已建火力发电厂大部分存在烟气旁路挡板门。在运行中发现，所有条件不变的情况下，SO2超标排放，经过调整仍然达不到效果。经实地检测发现，吸收塔净烟气出口处SO2的浓度为167mg/Nm3，而烟囱测点处SO2的浓度为258mg/Nm3。分析认为，烟气旁路挡板门不严造成。未净化的烟气经