影响湿法脱硫装置脱硫效率的主要原因及措施应对

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 Zutao

Huadian International Zouxian Power Plant ZouCheng in Shandong post code:273522

ABSTRACT:It summerizes the technics of limestone-gypsum wet desulphurization technology in large coal fuel electric bining with the operating situation of fuel gas desulfurization by 2×1000 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 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2×1000 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：

SO2＋H2O＝HSO3－＋H＋

CaCO3＋H＋＝HCO3－＋Ca2＋

HSO3－＋1/2O2＝SO42－＋H＋

SO42－＋Ca2＋＋2H2O＝CaSO4•2H2O

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2～3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。

从湿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，SO 2的吸收可用双膜理论描述，吸收反应经历以下3个过程：

(1)SO 2从气相透过气膜向气液界面传递、扩散；

(2) SO 2在液膜表面溶解；

(3) SO 2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 )α×(K1×V β+K2)×(K3×C tγ+K4) ⑴ NTU =（y1-y2）/(y1-y θ-y2)×ln((y1-y θ)/y2) ⑵ Η（%）=（y1-y2）/y1×100 ⑶

其中：

NTU —传质单元数； K1,K2,K3,,K4—常量； K —喷淋层布置相关系数；

(L/G )—液气比（L/m 3），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/ m 3）；

α、β、γ—常数，其相互关系为：1>α> β> γ> 0；

y1—吸收塔入口处SO 2浓度（mg/L ）； y2—吸收塔出口处SO 2浓度（mg/L ）； y θ—吸收塔内SO 2平衡浓度（mg/L ）； η—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：

2.3.1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，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。

2.3.2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。

2.3.3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间的反应就会产生阻碍，导致脱硫效率下降。

2.3.4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。

2.3.5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CaSO4•2H2O的形成会变慢，脱硫效率也会呈下降趋势。

2.3.6 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。

2.3.7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。

2.3.8烟气与脱硫剂接触时间