石灰石湿法烟气脱硫效率与经济运行的分析

1、石灰石湿法烟气脱硫效率与经济运行的分析摘要：石灰石湿法烟气脱硫（FGD）是一种比较成熟、脱硫效率较高的脱硫技术。分析了脱硫效率与经济运行之间的影响关系，讨论了提高脱硫效率和降低成本的几个主要途径。关键词：湿法烟气脱硫， 效率 ，经济运行1 湿法烟气脱硫工艺的现状及其带来的新问题 石灰石湿法烟气脱硫（FGD）是利用石灰石浆液作吸收剂，吸收烟气中的SO2，经过一系列的化学反应，最后生成石膏。世界发达国家20世纪80年代开始进入第2代石灰石湿法工艺，在吸收塔内实现了烟气预冷却及SO2吸收、氧化、结晶的烟气入口氧化空气一体化。吸收塔内的反应、传递也极为复杂，主要的化学反应为： CaCO3+SO2+1/

2、2O2+2H2O=CaSO42H2O+CO2 据统计湿法脱硫占世界安装烟气脱硫的机组总容量的85，其中石灰石法占36.7，其他湿法脱硫技术约占48.3。在我国，所有投运和在建脱硫工艺技术中，石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺技术占90以上。因为这种工艺最为成熟，运行较为可靠，所以我国现行政策规定200 MW及以上机组都得采用石灰石一石膏湿法脱硫。湿法脱硫的广泛应用，极大的降低了火电厂SO2的排放量，减少了因造成的环境污染，保护了环境，但同时也带来了设备投资高，水、电、石灰石消耗量大，运行费用高，后期维护费用高的新问题。 目前，国产脱硫设备的价格由为300500 元/千瓦，一台300MW机组的设备投资

3、就要投入一亿元；而脱硫设备一年的运行费在1000万左右。同时由于脱硫设备的在强酸强碱环境下运行，设备的腐蚀和磨损又带来了巨大维护量和后期投入。业内人士估算，由于脱硫每度电发电成本将增加约1.5分钱左右，大大高于国家收取的SO2排放费用，而电厂实行厂网分开，竞价上网，电厂脱硫增加了成本，使安装了脱硫设备的电厂因费用高而难以承受。 可以看出，提高湿法脱硫效率，降低湿法脱硫能耗，减少脱硫运行成本,是火电厂急需解决的问题。 2脱硫率与经济运行相互影响 2.1循环浆液泵对脱硫率的影响 循环浆液泵是FGD系统的最大的耗电设备，一般占整个FGD系统电耗的35%45%，因此其优化运行对于降低系统电耗意义重大。

4、而循环浆液泵可调节吸收塔内的液气比，在一定范围内调节液气比可显著地影响吸收液温度，而吸收塔吸收液温度对脱硫率影响较大。首先，低温有利于传质的强化【1】；另一方面，吸收液温度越低，SO2溶解度越大，也导致总传质系数越大，从这个方面看，低温也是有利于传质。另外，温度较高SO2溶解生成H2SO3后可能也会重新分解出SO2，从而使脱硫率下降。当液气比增大时，加大了液雾喷琳密度，相当于增大了传质单元数，在提高了脱硫率的时候，由于烟气与大面积吸收液相接触，热湿交换程度提高，进入烟气中的水蒸汽量增多，导致出口烟气温度降低。系统出口烟气温度与绝热饱和温度的差值减小，含湿量增多，饱和程度提高，总的效果也提高了脱

5、硫率。若依此趋势，当液气比增大到一定程度时，热湿交换非常充分，出口烟气达到饱和，出口吸收液温度减小到一定值。在此基础上再增加液气比，出口烟气仍维持饱和状态，其干球温度有所降低，出口吸收液温度也有小幅度降低，但几乎可以忽略不计，此时的脱硫率随液气比的影响就不大了【2】，反而因为液气比的增加，增加能耗，加大了除湿负担。目前，实际工程一般控制吸收液的温度在60以下。为了使CaSO4以石膏CaSO42 H2 0的形式从溶液中析出，工艺控制上要求将石膏的结晶温度控制在4060。C之间。这样，既可以保证生成合格的石膏颗粒，也避免了系统的结垢，同时也可在保证脱硫率的情况下降低能耗。 2.2 pH值对脱硫率的

6、影响 根据化学反应平衡计算脱硫反应方向很大程度上取决于吸收液的pH值， pH值越大，S02的溶解度越大，越有利于传质。然而，Ca2+浓度随pH值的增大而减小，这就是说pH值的增大不利于石灰石的溶解。浆液pH值的变化改变亚硫酸盐的氧化速率，可能直接影响石膏的相对过饱和度。研究表明，对于较高质量石膏的产生，保持浆液的pH值在4.5左右应该是比较理想的。在实际石灰石烟气脱硫工程中，为了提高石灰石的溶解并防止塔内结垢，一般将pH值控制在56之间，在此条件下，被吸收的SO2主要以HSO3的形式存在。因此，对于NaOH的添加要控制在合理的范围内，以控制成本，保证脱硫效率 2.3钙硫比对脱硫率的影响 烟气脱

7、硫的钙硫比是评价和反映经济性的重要指标，它也是一个取决于吸收剂活性的操作参数。该参数的一个意义是：为除去SO2，实际与理论所需吸收剂质量之比。为便于比较，钙硫比的化学过量比必须应用于系统从入口到出口测得相同的S02浓度降低率。每个脱硫系统有一个范围，在这个钙硫比范围内，运行费用较低。一些实验数据也表明，钙硫比增加，脱硫率增加。理论上，从烟气中脱除1 kgSO2：所需的石灰和石灰石量分别为0.875 Kg和1.562 5 kg(假定两者的纯度均为100)石灰和石灰石的活性差别很大，典型石灰法系统的化学过量比为1.051.15，石灰石法系统的则为1.251.60，上述化学过量比是相对于约90的SO

8、2脱除率而言的。根据这些化学过量比以及脱S02所需的吸收剂理论质量可知，为达到相同的SO2脱除率，石灰石法系统所需的吸收剂质量约为石灰系统的2.3倍。 2.4石灰石吸收剂的特性、添加剂及其对脱硫率的影响 石灰石吸收剂的准备是根据吸收塔内浆液pH值、烟气中S02含量及烟气量来调节的，高纯度的吸收剂将有利于产生优质脱硫石膏，设计要求石灰石中CaO质量分数为5255，浆液中石灰石的质量分数为30。石灰石颗粒越小比表面积越大，颗粒的比表面积大小也是影响固体颗粒溶解速度的一个重要因素。比表面积大则反应活性高，溶解速度快，原则上还有溶解速率对颗粒大小的依赖关系。在实际中希望获得尽可能小的、具有较大比表面积

9、的小粒度分布。以强烈搅拌来加快物质从颗粒表面向液相的转移，也会加快石灰石的溶解速度。为了尽可能提高浆液的化学反应活性，增大石灰石颗粒的比表面积是必要的。因此，在石灰石湿法中使用的石灰石粉，其颗粒粒径大都是4060um。然而过高的吸收剂纯度和过细的粒度会导致吸收剂制备价格的上升，使系统运行成本增加。 添加剂大致分为有机类、无机类。有机类主要包括如二元羧酸、己二酸、戊二酸、丁二酸等，无机类研究较多的是2价的镁粒子添加剂。据国外研究【3】，有机酸可强化传质，促进S02、Ca(OH)2或CaCO3的溶解，并增加了传质反应的有效面积，从而提高了总反应速率，最终提高了SO2的脱除率。合理添加添加剂，可以在

10、保证脱硫效率的前提下，适当调整运行工况，达到经济运行的目的。 总之，石灰石湿法烟气脱硫的脱硫率受众多因素的影响。然而，脱硫率的增加也将显著增加脱硫的投资和运行成本，几乎呈指数关系。当脱硫率从30提高到50，成本增加1倍；脱硫率提高到70，成本增加4倍。越到高脱硫率时，则增长越厉害，过高的脱硫率控制也引发可靠性问题。 3.石灰石湿法脱硫取消烟气热交换器(GGH)显著降低初期投资和能耗，提高脱硫率 GGH存在系统复杂，初投资大，运行和维护费高，设备腐蚀、结垢和泄漏，是湿法脱硫系统中故障率最高的设备。不设GGH可以提高整体脱硫工艺的可靠性，减少维护量，还可降低系统阻力约1 200 Pa和漏风率，可降

11、低能耗和提高脱硫率。美国烟气脱硫大部分都不设置GGH；德国近期建设的烟气脱硫也不再安装GGH，看来是今后的发展趋势。 3.1酸露点温度是设不设GGH的重要因素 普遍都认为脱硫后的烟气经过GGH加热后，烟气温度升高至80cc，可以避开酸露点温度，减轻对尾部烟道和烟囱的腐蚀。事实证明不管有没有GGH，烟道和烟囱仍受到不同程度的腐蚀。在一些投用烟气脱硫较早的电厂经过几年运行后检查，都发现较严重的腐蚀。究其原因，主要是脱硫后SO2虽大量减少，但SO3减去很少，加之脱硫后烟气水分增加，当这些腐蚀性气体溶于水中，结露后就产生腐蚀烟道和烟囱的情况。 酸露点的计算受几种因素相互的影响非常复杂。从计算可以得出，

12、脱硫前酸露点温度在100125，而脱硫后酸露点温度在90145范围【4】。所以脱硫后从计算和实测值酸露点温度都高于GGH出口烟气温度80，说明尾部烟道和烟囱仍会结露受到腐蚀，所以有没有GGH都应考虑烟囱防腐，取消GGH节省的投资用于建设烟囱防腐设施是合适的。 3.2不设置GGH对烟气抬升高度的影响 不设置GGH，烟气温度在50左右，要比设置GGH低30，在环境湿度未达饱和的条件下不利污染物扩散；在环境湿度饱和条件下，设不设GGH，落地污染物浓度不会增加。在前一种情况下，落地污染物浓度最多高20左右，其中主要是NO，浓度较大，但从环境角度来看不会使环境污染加大，分项考核仍能符合国家二级标准限值。

13、 4结语 石灰石湿法烟气脱硫（FGD）技术初期投资高和运行成本高是其比较难解决的问题。因此，积极研究有效、节省和结构简单的脱硫工艺是仍是今后的主要任务。 参考文献 【1】王启军，亓晓东湿法烟气脱硫工艺中喷淋塔传质性能的理论分析山西能源与节能200538(3)：3033 【2】杨飚二氧化硫减排技术与烟气脱硫工程北京：冶金工业出版社，2004 【3】 Frandsen J B w，kiil S，Jolmsson J E.Optimization of a Wet FGD Pilot Plant Using Fine Limestone and Organic Acids.Chemica Engineering Scimce,2001,56:3275-3287 【4】赵鹏高，