基于液气比的湿法脱硫系统的运行优化研究

获悉：石灰石—石膏湿法烟气脱硫是一种比较成熟、脱硫效率较高的脱硫技术。阐述了这种方法的化学基础和过程动力学，研究了影响烟气脱硫效率的主要因素，并讨论了液气比对提高脱硫效率和降低成本的影响。通过对某公司脱硫系统的优化调整，系统运行稳定，节能效果明显。根据机组负荷控制液气比在11L/m3左右，脱硫系统的安全性和经济性均可保证，并有广泛地推广空间。基于液气比的湿法脱硫系统的运行优化研究
随着我国电力工业的快速发展，火电行业SO2排放比重将持续增大，控制SO2排放是我国当前环保工作的重点之一。石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术具有技术成熟、设备运行可靠;投资较省且具备足够高的脱硫效率;工艺简单、运行成本低;脱硫吸收剂要有稳定可靠的来源等特点。
影响石灰石—石膏湿法脱硫性能的主要技术参数有烟气量、液气比、原烟气SO2浓度、吸收剂浆液pH、循环浆液固体物浓度和固体物停留时间。pH值的大小影响着脱硫效率、钙/硫比、石灰石的利用率和石膏的品质，因此pH值的调整范围也是有限的。
pH值越高，脱硫效率越高，但石灰石耗量会增加，并使石膏中碳酸钙含量增加，石膏纯度降低。在实际运行中，根据脱硫效率和石膏品质等因素的制约，pH值做为重要参数在已投运的FGD系统中得以严格控制。由于目前各发电机组的运行负荷与脱硫设计工况相差较大，液气比是影响脱硫系统运行的重要参数，研究液气比对脱硫效率的影响具有重要意义。
1湿法脱硫的化学基础与过程动力学
石灰石—石膏湿法烟气脱硫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、结晶的一体化。
湿法烟气脱硫大都采用停滞膜理论［1］，将俘获SO2的物理吸收过程假定以薄膜扩散方式进行的。在气、液间的相界面处形成两个有效的气膜和液膜层流区，在这两个膜层中发生的物质迁移主要是分子扩散的结果，物质迁移方向界面垂直，不受外部湍流液体的干扰。
涉及的动力学步骤主要包括:SO2气相主体扩散;SO2气膜扩散;SO2溶解于脱硫液相中;SO2与水生成H2SO3、H+和HSO——3;HSO——3;离解成SO2——3;SO2水合物和离子液膜扩散;Ca(OH)2或CaCO3的溶解;Ca(OH)2或CaCO3与H+反应得到Ca2+;Ca2+与SO2——3生成沉淀物CaSO3。
同时，伴随着发生中和、氧化反应和结晶、分离过程，在具体的工程操作过程中，许多实际因素和条14件都影响整个脱硫过程。研究表明，石灰石湿法烟气脱硫的动力学控制主要集中在两相膜的质量传递过程中，主体扩散与界面反应阻力相对很小。
脱硫塔内液滴的物质交换主要受两种因素的主导:液体内部的流动和物质的浓度梯度。由于存在液滴内部湍流造成液体内部的循环流动，使液滴中的物质交换加剧，液体中溶解的物质从内部迁移到相界面，使相界面上与气体接触的反应物浓度变化缓慢，并保持长时间的接触，足以使反应物浓度在返回到液滴内部前与气态物发生反应。
在液体中的化学反应也会使反应物的浓度梯度加大，加速物质的交换，液滴内部的物质交换和发生的化学反应也比界面上的物质交换速度快。石灰石湿法烟气脱硫随着系统的不断简化和改进，脱硫率可达到95%以上，其可靠性也得到了大幅度的提高，投资费用也有较大程度的降低。
尽管如此，实际应用中仍有许多问题急需解决，投资和运行费用仍较高，复杂的三相脱硫系统中几乎不可能确定准确的反应速度以及反应组分的状态，许多脱硫工艺及主要建立在经验的基础上，根据工程来选定合适的设计和运行参数仍是每个FGD系统所必须首要面对的重要实际问题。
2温度和液气比对脱硫效率的影响
吸收塔洗涤液的温度对脱硫效率影响较大。从传质方程来看，吸收液温度对传质的影响有两个方面:首先，在其他参数不变的情况下，温度越低，总传质系数越大，从这个方面看，低温有利于传质的强化;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后可能会重新分解出SO2，从而使脱硫效率下降。在一定范围内调节液气比可显著地影响吸收温度，当液气比增大时，加大了液雾喷淋密度，相当于增大了传质单元数，在提高了脱硫效率的时候，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硫效率，若依此趋势，当液气比增大致一定程度时，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，此时的脱硫效率受液气比的影响就不大了。反而因为液气比的增加，加大了除湿负担。浙江半山电厂运行结果也证实了这一点，实际运行过程中，机组负荷变化频繁，FGD进口烟温也随之波动，对脱硫效率有一定的影响。
浙江半山电厂的测试结果，在进口烟气浓度和氧量基本不变的工况下，当进入吸收塔的烟温为96℃时，脱硫效率为92．1%;当烟温升到103℃时，脱硫效率已下降至84．8%。目前，实际工程一般控制洗涤液的温度在60℃以下。在40℃左右，CaSO4˙2H2O的溶解性最好，这就是说在冷的和热的组件上都能经常观察到石膏沉淀物。
试验表明，温度小于40℃时，随着温度的降低，二水硫酸钙的溶解度逐渐下降。当温度大于66℃时，二水石膏将脱水成为无水石膏，这就是在热的组件上也会有石膏沉淀物的原因。为了使CaSO4以石膏CaSO4˙2H2O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40——60℃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。
3基于液气比优化的工程实例
3．1系统简介
国电某公司2×410t/h煤粉炉配2×110MW热电联产机组，脱硫改造采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，100%处理烟气量，设计脱硫效率大于95%，两炉一塔，不设GGH。
当脱硫系统因故停运时，烟气通过旁路烟道，直接进入原烟囱排放，不影响机组正常运行，保证城市供热系统的正常运行。两炉一塔脱硫系统中，除增压风机及其烟道外，其余设备均为两炉公用系统。设计3台浆液循环泵，循环泵在脱硫系统主保护中按“三选二”逻辑组态。
氧化风机及其余400V转机均按一运一备设置。2010年1月15日168h试运后，一直存在电耗较大，占厂用电率较高的问题。双机组运行时占发电量2．1%，单机组运行时占发电量3．3%。
3．2工况分析
脱硫系统设计3台浆液循环泵，双机组满负荷运行时液气比为17．3L/m3。浆液循环泵在脱硫系统主保护中按“三选二”逻辑组态，DCS系统对1、2、3号浆液循环泵的运行状态通过DSCOUNT模块计数，当系统统计浆液循环泵运行数量少于2台时，发烟气系统故障信号，FGD保护及增压风机保护动作，增压风机跳闸，旁路挡板门打开。
液气比是脱硫系统正常运行的重要参数，根据锅炉负荷及浆液循环泵运行台数的不同，对液气比进行了核算，结果见表1。
3．3改造方案论证及实施
浆液循环泵是根据管道阻力系统严格设计的离心泵，无出口门及逆止门，运行流量固定，不可节流调节。进入脱硫系统的烟气量由机组负荷决定，在烟气量一定的前提下，改变液气比的方式为改变浆液循环泵的运行数量。
设计燃煤硫分为1．2%，而实际入炉煤硫分为0．5%——0．7%，吸收塔及烟气系统设计余量较大，双炉满负荷期间采用2台浆液循环泵运行可达到设计脱硫效率，此时的液气比为11．5L/m3。双炉满负荷运行工况下，采用单台浆液循环泵运行时，液气比为5．8L/m3，脱硫出口净烟气温度维持在设计值46℃，可保证脱硫系统设备正常运行，但过低的液气比会使脱硫效率降低。
从上述分析可知，液气比维持在11L/m3左右可保证脱硫系统正常运行且脱硫效率达至95%以上。从表1中可知，单炉满负荷运行时，运行1台浆液循环泵可满足系统要求。在DCS系统中，对所有应用“浆液循环泵运行台数DSCOUNT计数模块”的逻辑关系，通过对内部参数的设定，均修改为“三选一”，即只要有1台浆液循环泵运行，可保证脱硫系统安全运行。
3．4改造后运行效果
脱硫系统1、2、3号浆液循环泵的功消耗功率分别为630kW，710kW，800kW，石灰石供浆管设置在2号和3号泵入口处。因原系统逻辑功能设计可双泵运行，故在单机组节能效果比较时仅考虑由2台泵优化至1台泵运行的工况，各工况下脱硫效率达到95%，且厂用电下降幅度较大，经济性明显。厂用电下降的数值统计见表2。
减少浆液循环泵的运行台数，使烟气系统的阻力降低，有效减弱了吸收塔入口处原烟气对下降液滴的卷吸。增压风机的能耗有所下降，同时合理分配增压风机与引风机的负荷比例，各风机均在相对高效区工作地。通过对烟气系统的运行优化，增压风机与引风机的电流之和在满负荷时下降了15——17A，在80%负荷时下降了12——13A，对应于厂用电率分别下降了0．14%、0．15%。
停运3号浆液循环泵后，增加了喷淋层与除雾器的间距，提高了除雾效果，净烟道冷凝液减少，减弱了对净烟道与烟囱的腐蚀。
4结语
虽然本文涉及到的基于液气比的系统优化运行方式是在两炉一塔脱硫系统中讨论研究的，但因目前火电机组的负荷率大多在60%——70%之间，液气比的优化可在所有石灰石——石膏湿法烟气脱硫系统适用且推广。在保证脱硫效率的前提下，通过改变浆液循环泵运行方式控制液气在11L/m3左右，是脱硫系统安全、经济运行的重要途径。
增压风机与引风机负荷合理分配的方案，需经现场多工况试验确定，并按操作规程的方式予以规范执行。更多环保新闻，请关注第一
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