影响湿法脱硫装置脱硫效率的主要原因及措施应对

1、影响湿法脱硫装置脱硫效率的主要原因及措施应对王祖涛华电国际邹县发电厂，山东邹城 273522；Main Influencing Factors of Desulphurization Effects by Wet Desulphurization and Solutions Wang ZutaoHuadian International Zouxian Power Plant ZouCheng in Shandong post code:273522ABSTRACT: It summerizes the technics of limestone-gypsum wet desulphuriza

2、tion technology in large coal fuel electric plants.Combining with the operating situation of fuel gas desulfurization by 21000 MW in Zouxian Power Plant in Shandong ， and analyzing the parameters of the influencing factors of fuel gas desulfurization (FGD), it fidns out the main influencing factors

3、and the relevant solutions in order to reach the optimalizing desulphurization effects.KEY WORD: influencing; wet desulphurization; desulphurization effects; factors; solutions摘要：概述大型燃煤火力发电厂石灰石-石膏湿法脱硫技术的工艺原理。结合山东省邹县电厂21000 MW机组烟气脱硫系统的运行实际，对影响湿法烟气脱硫(FGD)装置脱硫效率的几项参数进行研究分析，查找出造成脱硫效率过低的主要原因，并提出解决的措施，使之达

4、到最优的脱硫效率。关键词：影响；湿法脱硫；脱硫效率；原因；措施1 湿法脱硫原理及工艺流程1.1脱硫原理湿法烟气脱硫的基本原理主要是利用SO2在水中有中等的溶解度，溶于水后生成H2SO3，然后与碱性物质(石灰石粉)发生反应，在一定条件下生成稳定的盐，从而脱去烟气中的SO2。主要反应主要有如下几个过程：SO2H2OHSO3HCaCO3HHCO3Ca2HSO31/2O2SO42HSO42Ca22H2OCaSO42H2O经过上述反应后，烟气中的硫分被去除，随喷淋浆液落入吸收塔底部的沉淀池内；净化后的烟气经烟囱排入大气。1.2 湿法脱硫工艺流程从电除尘器出来的烟气通过增压风机（BUF）加压后进入烟气换热

5、器（GGH），烟气被冷却后进入吸收塔内部（Abs），并与喷淋而下的石灰石浆液相混合。浆液中的部分水份被烟气加热后蒸发带走，烟气进一步冷却。烟气经循环石灰石浆液的洗涤，可将烟气中95%以上的硫脱除，同时还能将烟气中近100%的氯化氢除去。在吸收器的顶部，通常设置23级除雾器，并采用工艺水进行定期冲洗，反应后的净烟气穿过除雾器Me，除去悬浮水滴。脱硫后的烟气离开吸收塔以后，在进入烟囱之前，再次穿过GGH换热器，进行升温。吸收塔出口温度一般为50-70，这主要取决于燃烧的燃料类型。烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定下来。在我国，有GGH的脱硫，烟囱的最低气温一般是80，无GGH的脱硫，其温度在

6、50左右。大部分脱硫烟道都配备有旁路挡板（正常情况下处于关闭状态）。在紧急情况下或启动时，旁路挡板打开，以使烟气绕过二氧化硫脱除装置，直接排入烟囱。石灰石-石膏浆液由吸收塔沉淀池中经浆液循环泵输送至吸收塔上部的喷淋管道中。在石灰石-石膏浆液沿喷雾塔下落过程中它与上升的烟气接触。烟气中的SO2溶入水溶液中，并被其中的碱性物质中和，从而使烟气中的硫脱除。石灰石中的碳酸钙与二氧化硫和氧（空气中的氧）发生反应，并最终生成石膏，这些石膏在沉淀池中从溶液中析出。石膏浆液由石膏排出泵从吸收塔沉淀池中抽出，经浓缩、脱水和洗涤后先储存起来，然后再经汽车运走。图一：湿法脱硫工艺流程图2 影响脱硫效率的因素分析从湿

7、法脱硫的反应原理及工艺流程中不难看出，脱硫的化学反应过程主要集中在吸收塔内部，因此本文着重针对影响吸收塔脱硫效率的主要因素进行分析。2.1 传质理论在吸收塔内，SO2的吸收可用双膜理论描述，吸收反应经历以下3个过程：(1)SO2从气相透过气膜向气液界面传递、扩散；(2) SO2在液膜表面溶解；(3) SO2从气液界面透过液膜向液相传递并随即与钙基吸收剂发生化学反应。吸收塔内的传质过程可用以下双膜模型公式表示：NTU=K(L/G)(K1V+K2)(K3Ct+K4) NTU =（y1-y2）/(y1-y-y2)ln(y1-y)/y2) （%）=（y1-y2）/y1100 其中：NTU 传质单元数；

8、烟气大气浆液烟囱氧化风机增压风机吸收塔GGH换热器K1,K2,K3,K4常量；K 喷淋层布置相关系数；(L/G)液气比（L/m3），与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量；V 烟气流速（m/s），烟气在吸收塔内的平均流速；C t吸收剂浓度（kg/ m3）；、常数，其相互关系为：1 0；y1吸收塔入口处SO2浓度（mg/L）；y2吸收塔出口处SO2浓度（mg/L）；y吸收塔内SO2平衡浓度（mg/L）；吸收塔脱硫效率（% ）。2.2 传质单元数与脱硫效率的关系图一 传质单元数与脱硫效率关系湿法脱硫装置中，传质单元数综合表征烟气中的SO2在吸收塔内被吸收和反应的剧烈程度。如图一所示：随着传质

9、单元数的不断增大，吸收塔的脱硫效率也不断增高。因此，要提高吸收塔的脱硫效率，必须先查找出影响传质单元数的主要因素。2.3 影响脱硫效率的主要因素从式(1) (2)(3)可看出影响传质单元数的主要因素为：液气比、烟气流速、钙硫比（吸收剂浓度）、吸收塔的结构等。结合脱硫装置实际运行状况，进而可分析出影响脱硫效率的八大主要因素，如下所示： 液气比液气比越大，代表气液接触机率增加。新鲜的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触后，SO2等气体与石灰石浆液充分接触，加大了CaCO3与SO2的反应机会，从而提高了SO2的去除率，脱硫效率增大。反之，当吸收塔喷淋喷嘴堵塞或浆液循环泵投入数量不足时，石灰石浆液循环量降低

10、，从而导致液气比降低，烟气中的SO2会反应不充分，并产生逃逸，从而导致脱硫效率降低。 烟气流速在其它参数恒定的情况下，提高烟气流速可提高气液两相的湍动，降低烟气与液滴间的膜厚度，提高传质系数。另外，喷淋液滴的下降速度将相对降低，使单位体积内浆液量增大，增大了传质面积，使传质单元数得以提高，增加了脱硫效率。当增压风机叶片、GGH换热面或除雾器组件结垢时，将会降低烟气流速，导致传质单元数下降，脱硫效率降低。 吸收剂质量吸收剂的质量主要由石灰石粒度及纯度来表示。石灰石颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率越高。当石灰石浆液粒度大、纯度低时，石灰石浆液与SO2间的反应就会产生

11、阻碍，导致脱硫效率下降。 吸收液的pH值由吸收塔内反应历程不难发现，低pH的浆液环境影响SO2的吸收，高pH则不利于Ca2的析出，二者互相对立。低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，却使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH过低时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀，影响脱硫效率。而当加入的石灰石粉过多，浆液PH过高时，吸收剂（CaCO3）的溶解度较低，会引起吸收剂的过饱和凝聚，最终使反应的表面积减少，也会降低脱硫效率。 氧化空气量O2参与烟气脱硫的化学过程，使4HSO3氧化为SO42，是吸收塔内化学反应的有效催化剂。氧化空气量过少时，浆液中CaS

12、O42H2O的形成会变慢，脱硫效率也会呈下降趋势。 烟尘浓度原烟气中的飞灰含量过高时，将在一定程度上阻碍SO2与脱硫剂的接触，降低石灰石中Ca2的溶解速率，同时飞灰中不断溶出的一些重金属会抑制Ca2与HSO3-的反应。烟气中粉尘含量持续超过设计允许量，将使脱硫效率大为下降，喷嘴堵塞。 烟气温度当入口烟温过高时，不利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3，并会使吸收塔内除雾器叶片等部件高温变形损坏。同时，出口烟气中的水蒸汽含量过高，对烟道、膨胀节及烟囱等设备造成腐蚀，在一定程度上增加了系统缺陷，降低了脱硫效率。 烟气与脱硫剂接触时间原烟气自GGH换热器进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆

13、液雾滴接触反应，接触时间过短，会使反应进行的不完全，部分SO2气体甚至来不及反应就被带出吸收塔，导致脱硫效率下降。3 提高湿法脱硫装置效率的措施湿法FGD是一个复杂的系统装置。虽然由于燃煤特性、机组特性、场地条件及用户要求等诸多原始条件的影响，每一套湿法FGD装置都存在一定差异，但由于脱硫原理相同，处理措施也都相似。本文结合邹县发电厂21000 MW机组烟气脱硫系统的运行实际。针对影响脱硫效率的最主要因素，提出具体措施进行解决，从而提高火电厂二氧化硫减排水平。3.1 提高液气比液气比决定酸性气体吸收所需要的吸收表面。在其它参数恒定的情况下，提高液气比相当于增大了吸收塔内的喷淋密度使液气间的接触

14、面积增大，传质单元数将随之增大，脱硫效率也将增大。提高液气比、增大浆液量，主要可从以下两方面入手： 确保浆液循环泵投入率浆液循环泵是循环浆液的重要输送设备，一般不应低于2台运行。因此，在日常维护中要密切监控浆液循环泵的运行状况，并定期对备用泵进行切换试验，确保浆液循环泵的投入率，增大浆液循环量，提高脱硫效率。 确保喷淋喷嘴畅通喷淋喷嘴是循环浆液的唯一出口，如有堵塞将直接影响浆液循环量。在实际应用中，喷淋喷嘴内径一般100mm，并将浆液输送管道设计为内衬陶瓷管道，从而避免橡胶管道内衬脱落造成的喷淋喷嘴堵塞，从而确保喷淋喷嘴完好率，提高吸收塔内浆液覆盖率，增大液气比。3.2 保障烟气流速提高烟气流

15、速，在一定程度上能提高烟气与浆液的化学反应。在湿法脱硫工艺流程中可以看出，烟气通过的设备主要有增压风机、GGH换热器和吸收塔，因此，结合实际情况，可通过采取以下措施保障烟气流速。 定期清理增压风机叶片增压风机叶片积垢会降低增压风机出力，使除尘后的烟气不能获得足够的动能，从而降低烟气流速，影响脱硫效率。因此必须定期对增压风机叶片进行清理。 及时冲洗GGH换热面由于吸收塔反应后的出口烟气温度较低，一部分浆液会凝固沉积在GGH换热面上，降低换热效果，并堵塞流道。可间隔适当时间开启高压冲洗水对换热面进行清洗，减少换热面的积垢，提高烟气流速。 保障除雾器冲洗水稳定运行为确保充分去除掉烟气中的雾滴，除雾器

16、组件的流道一般设计为S型，流动阻力较大。浆液中的不溶颗粒很容易就附着在除雾器叶片上，阻塞通道，降低烟气流速。因此必须时刻监视除雾器冲洗水系统的运行状况，避免出现因冲洗水压力不足、管道喷嘴堵塞等缺陷引起的除雾器组件结垢。3.3提高吸收剂质量为增强吸收塔内的脱硫反应效果，必须提高吸收剂的质量。一般对吸收剂（石灰石粉）有着严格的要求。通常为：纯度在90% 以上，不准掺杂砂粒、沙石等杂质；粒度达到90%通过325目筛或250目筛的标准要求，从而有利于产生优质脱硫石膏，有利于提高脱硫效率。3.4保持吸收液的pH值在最优值总结脱硫系统的运行经验发现：pH值在5.56之间时，二氧化硫吸收效果最佳。具体方法可

17、根据吸收塔内pH的变化调整石灰石供浆调节门的开度，增大或减少石灰石浆液量。3.5 保障氧化空气量一般吸收塔氧化风机应每半月清理一次入口滤网，并对阀门、管道进行检查，确保一台氧化风机运行，保持吸收塔内氧化区内氧量的充足，从而使CaSO42H2O的形成加快，提高脱硫效率。3.6 控制烟气中的粉尘浓度一般湿法脱硫装置的入口烟道处都装有烟气测量系统，要求FGD入口粉尘含量小于200mg/m3。降低烟气中的粉尘浓度，可以通过减少燃煤中的灰分含量、增加电除尘电场投入率、提高电除尘振打性能、避免粉尘二次飞扬等措施来控制。3.7 降低烟气温度进入吸收塔烟气温度越低，越利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3，即：低温有利于吸收。通常，可采用加强GGH换热效果，将烟气冷却到60左右送入吸收塔内部最为适宜。3.8 延长烟气与脱硫剂接触时间延长烟气与脱硫剂接触时间。一是在设计时提高喷淋管道的高度。二是在运行时优先投运对应高位喷淋层的浆液循环泵，从而促使烟气和脱硫剂充分反应，提高脱硫效率。4 总结综上所述，通过对影响湿法脱硫装置脱硫效率的主要原因进行分析可以看出，影响吸收塔脱硫效率的因素较多，且这些因素又相互关联。因此，根据具体情况来选定合适的设计和运行参数、制订相应的应对措施是每家燃煤火力发电厂都必须考虑的重要课题。参数选择不当，措施制订不详，都将使系统的运行和