楊世璠

(國電甘肅電力有限公司，甘肅 蘭州 730010)

0 引言

隨著我國電力工業(yè)的快速發(fā)展，火電行業(yè)SO2排放比重將持續(xù)增大，控制SO2排放是我國當(dāng)前環(huán)保工作的重點(diǎn)之一。石灰石—石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)具有技術(shù)成熟、設(shè)備運(yùn)行可靠;投資較省且具備足夠高的脫硫效率;工藝簡單、運(yùn)行成本低;脫硫吸收劑要有穩(wěn)定可靠的來源等特點(diǎn)。

影響石灰石—石膏濕法脫硫性能的主要技術(shù)參數(shù)有煙氣量、液氣比、原煙氣SO2濃度、吸收劑漿液pH、循環(huán)漿液固體物濃度和固體物停留時間。pH值的大小影響著脫硫效率、鈣/硫比、石灰石的利用率和石膏的品質(zhì)，因此pH 值的調(diào)整范圍也是有限的。pH 值越高，脫硫效率越高，但石灰石耗量會增加，并使石膏中碳酸鈣含量增加，石膏純度降低。在實(shí)際運(yùn)行中，根據(jù)脫硫效率和石膏品質(zhì)等因素的制約，pH 值做為重要參數(shù)在已投運(yùn)的FGD 系統(tǒng)中得以嚴(yán)格控制。由于目前各發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行負(fù)荷與脫硫設(shè)計工況相差較大，液氣比是影響脫硫系統(tǒng)運(yùn)行的重要參數(shù)，研究液氣比對脫硫效率的影響具有重要意義。

1 濕法脫硫的化學(xué)基礎(chǔ)與過程動力學(xué)

石灰石—石膏濕法煙氣脫硫是利用石灰石漿液作吸收劑，吸收煙氣中的SO2，經(jīng)過一系列的化學(xué)反應(yīng)，最后生成石膏。世界發(fā)達(dá)國家20 世紀(jì)80年代開始進(jìn)入第2 代石灰石濕法工藝，在吸收塔內(nèi)實(shí)現(xiàn)了煙氣預(yù)冷卻及SO2吸收、氧化、結(jié)晶的一體化。

濕法煙氣脫硫大都采用停滯膜理論［1］，將俘獲SO2的物理吸收過程假定以薄膜擴(kuò)散方式進(jìn)行的。在氣、液間的相界面處形成兩個有效的氣膜和液膜層流區(qū)，在這兩個膜層中發(fā)生的物質(zhì)遷移主要是分子擴(kuò)散的結(jié)果，物質(zhì)遷移方向界面垂直，不受外部湍流液體的干擾。涉及的動力學(xué)步驟主要包括:SO2氣相主體擴(kuò)散;SO2氣膜擴(kuò)散;SO2溶解于脫硫液相中;SO2與水生成H2SO3、H+和HSO3－;HSO3－;離解成SO23－;SO2水合物和離子液膜擴(kuò)散;Ca(OH)2或CaCO3的溶解;Ca(OH)2或CaCO3與H+反應(yīng)得到Ca2+;Ca2+與SO23－生成沉淀物CaSO3。

同時，伴隨著發(fā)生中和、氧化反應(yīng)和結(jié)晶、分離過程，在具體的工程操作過程中，許多實(shí)際因素和條件都影響整個脫硫過程。研究表明，石灰石濕法煙氣脫硫的動力學(xué)控制主要集中在兩相膜的質(zhì)量傳遞過程中，主體擴(kuò)散與界面反應(yīng)阻力相對很小。

脫硫塔內(nèi)液滴的物質(zhì)交換主要受兩種因素的主導(dǎo):液體內(nèi)部的流動和物質(zhì)的濃度梯度。由于存在液滴內(nèi)部湍流造成液體內(nèi)部的循環(huán)流動，使液滴中的物質(zhì)交換加劇，液體中溶解的物質(zhì)從內(nèi)部遷移到相界面，使相界面上與氣體接觸的反應(yīng)物濃度變化緩慢，并保持長時間的接觸，足以使反應(yīng)物濃度在返回到液滴內(nèi)部前與氣態(tài)物發(fā)生反應(yīng)。在液體中的化學(xué)反應(yīng)也會使反應(yīng)物的濃度梯度加大，加速物質(zhì)的交換，液滴內(nèi)部的物質(zhì)交換和發(fā)生的化學(xué)反應(yīng)也比界面上的物質(zhì)交換速度快。

石灰石濕法煙氣脫硫隨著系統(tǒng)的不斷簡化和改進(jìn)，脫硫率可達(dá)到95%以上，其可靠性也得到了大幅度的提高，投資費(fèi)用也有較大程度的降低。盡管如此，實(shí)際應(yīng)用中仍有許多問題急需解決，投資和運(yùn)行費(fèi)用仍較高，復(fù)雜的三相脫硫系統(tǒng)中幾乎不可能確定準(zhǔn)確的反應(yīng)速度以及反應(yīng)組分的狀態(tài)，許多脫硫工藝及主要建立在經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，根據(jù)工程來選定合適的設(shè)計和運(yùn)行參數(shù)仍是每個FGD 系統(tǒng)所必須首要面對的重要實(shí)際問題。

2 溫度和液氣比對脫硫效率的影響

吸收塔洗滌液的溫度對脫硫效率影響較大。從傳質(zhì)方程來看，吸收液溫度對傳質(zhì)的影響有兩個方面:首先，在其他參數(shù)不變的情況下，溫度越低，總傳質(zhì)系數(shù)越大，從這個方面看，低溫有利于傳質(zhì)的強(qiáng)化;另一方面，吸收液溫度越低，SO2溶解度越大，也導(dǎo)致總傳質(zhì)系數(shù)越大，從這個方面看，低溫也是有利于傳質(zhì)。另外，溫度較高，SO2溶解生成H2SO3后可能會重新分解出SO2，從而使脫硫效率下降。在一定范圍內(nèi)調(diào)節(jié)液氣比可顯著地影響吸收溫度，當(dāng)液氣比增大時，加大了液霧噴淋密度，相當(dāng)于增大了傳質(zhì)單元數(shù)，在提高了脫硫效率的時候，由于煙氣與大面積吸收液相接觸，熱濕交換程度提高，進(jìn)入煙氣中的水蒸汽量增多，導(dǎo)致出口煙氣溫度降低。系統(tǒng)出口煙氣溫度與絕熱飽和溫度的差值減小，含濕量增多，飽和程度提高，總的效果也提高了脫硫效率，若依此趨勢，當(dāng)液氣比增大致一定程度時，熱濕交換非常充分，出口煙氣達(dá)到飽和，出口吸收液溫度減小到一定值。在此基礎(chǔ)上再增加液氣比，出口煙氣仍維持飽和狀態(tài)，其干球溫度有所降低，出口吸收液溫度也有小幅度降低，但幾乎可以忽略不計，此時的脫硫效率受液氣比的影響就不大了。反而因?yàn)橐簹獗鹊脑黾?，加大了除濕?fù)擔(dān)。浙江半山電廠運(yùn)行結(jié)果也證實(shí)了這一點(diǎn)，實(shí)際運(yùn)行過程中，機(jī)組負(fù)荷變化頻繁，F(xiàn)GD 進(jìn)口煙溫也隨之波動，對脫硫效率有一定的影響。浙江半山電廠的測試結(jié)果，在進(jìn)口煙氣濃度和氧量基本不變的工況下，當(dāng)進(jìn)入吸收塔的煙溫為96 ℃時，脫硫效率為92.1%;當(dāng)煙溫升到103 ℃時，脫硫效率已下降至84.8%。目前，實(shí)際工程一般控制洗滌液的溫度在60 ℃以下。

在40 ℃左右，CaSO4·2H2O 的溶解性最好，這就是說在冷的和熱的組件上都能經(jīng)常觀察到石膏沉淀物。試驗(yàn)表明，溫度小于40 ℃時，隨著溫度的降低，二水硫酸鈣的溶解度逐漸下降。當(dāng)溫度大于66 ℃時，二水石膏將脫水成為無水石膏，這就是在熱的組件上也會有石膏沉淀物的原因。為了使CaSO4以石膏CaSO4·2H2O 的形式從溶液中析出，工藝控制上要求將石膏的結(jié)晶溫度控制在40～60 ℃之間。這樣，既可以保證生成合格的石膏顆粒，也避免了系統(tǒng)的結(jié)垢。

3 基于液氣比優(yōu)化的工程實(shí)例

3.1 系統(tǒng)簡介

國電某公司2×410 t/h 煤粉爐配2×110 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，脫硫改造采用石灰石—石膏濕法脫硫工藝，100% 處理煙氣量，設(shè)計脫硫效率大于95%，兩爐一塔，不設(shè)GGH。當(dāng)脫硫系統(tǒng)因故停運(yùn)時，煙氣通過旁路煙道，直接進(jìn)入原煙囪排放，不影響機(jī)組正常運(yùn)行，保證城市供熱系統(tǒng)的正常運(yùn)行。

兩爐一塔脫硫系統(tǒng)中，除增壓風(fēng)機(jī)及其煙道外，其余設(shè)備均為兩爐公用系統(tǒng)。設(shè)計3 臺漿液循環(huán)泵，循環(huán)泵在脫硫系統(tǒng)主保護(hù)中按“三選二”邏輯組態(tài)。氧化風(fēng)機(jī)及其余400 V 轉(zhuǎn)機(jī)均按一運(yùn)一備設(shè)置。2010年1月15日168 h 試運(yùn)后，一直存在電耗較大，占廠用電率較高的問題。雙機(jī)組運(yùn)行時占發(fā)電量2.1%，單機(jī)組運(yùn)行時占發(fā)電量3.3%。

3.2 工況分析

脫硫系統(tǒng)設(shè)計3 臺漿液循環(huán)泵，雙機(jī)組滿負(fù)荷運(yùn)行時液氣比為17.3 L/m3。漿液循環(huán)泵在脫硫系統(tǒng)主保護(hù)中按“三選二”邏輯組態(tài)，DCS 系統(tǒng)對1、2、3號漿液循環(huán)泵的運(yùn)行狀態(tài)通過DS COUNT 模塊計數(shù)，當(dāng)系統(tǒng)統(tǒng)計漿液循環(huán)泵運(yùn)行數(shù)量少于2 臺時，發(fā)煙氣系統(tǒng)故障信號，F(xiàn)GD 保護(hù)及增壓風(fēng)機(jī)保護(hù)動作，增壓風(fēng)機(jī)跳閘，旁路擋板門打開。

液氣比是脫硫系統(tǒng)正常運(yùn)行的重要參數(shù)，根據(jù)鍋爐負(fù)荷及漿液循環(huán)泵運(yùn)行臺數(shù)的不同，對液氣比進(jìn)行了核算，結(jié)果見表1。

表1 液氣比隨工況變化 L/m3

3.3 改造方案論證及實(shí)施

漿液循環(huán)泵是根據(jù)管道阻力系統(tǒng)嚴(yán)格設(shè)計的離心泵，無出口門及逆止門，運(yùn)行流量固定，不可節(jié)流調(diào)節(jié)。進(jìn)入脫硫系統(tǒng)的煙氣量由機(jī)組負(fù)荷決定，在煙氣量一定的前提下，改變液氣比的方式為改變漿液循環(huán)泵的運(yùn)行數(shù)量。

設(shè)計燃煤硫分為1.2%，而實(shí)際入爐煤硫分為0.5%～0.7%，吸收塔及煙氣系統(tǒng)設(shè)計余量較大，雙爐滿負(fù)荷期間采用2 臺漿液循環(huán)泵運(yùn)行可達(dá)到設(shè)計脫硫效率，此時的液氣比為11.5 L/m3。雙爐滿負(fù)荷運(yùn)行工況下，采用單臺漿液循環(huán)泵運(yùn)行時，液氣比為5.8 L/m3，脫硫出口凈煙氣溫度維持在設(shè)計值46 ℃，可保證脫硫系統(tǒng)設(shè)備正常運(yùn)行，但過低的液氣比會使脫硫效率降低。

從上述分析可知，液氣比維持在11 L/m3左右可保證脫硫系統(tǒng)正常運(yùn)行且脫硫效率達(dá)至95%以上。從表1中可知，單爐滿負(fù)荷運(yùn)行時，運(yùn)行1 臺漿液循環(huán)泵可滿足系統(tǒng)要求。

在DCS 系統(tǒng)中，對所有應(yīng)用“漿液循環(huán)泵運(yùn)行臺數(shù)DS COUNT 計數(shù)模塊”的邏輯關(guān)系，通過對內(nèi)部參數(shù)的設(shè)定，均修改為“三選一”，即只要有1 臺漿液循環(huán)泵運(yùn)行，可保證脫硫系統(tǒng)安全運(yùn)行。

3.4 改造后運(yùn)行效果

脫硫系統(tǒng)1、2、3號漿液循環(huán)泵的功消耗功率分別為630 kW，710 kW，800 kW，石灰石供漿管設(shè)置在2號和3號泵入口處。因原系統(tǒng)邏輯功能設(shè)計可雙泵運(yùn)行，故在單機(jī)組節(jié)能效果比較時僅考慮由2 臺泵優(yōu)化至1 臺泵運(yùn)行的工況，各工況下脫硫效率達(dá)到95%，且廠用電下降幅度較大，經(jīng)濟(jì)性明顯。廠用電下降的數(shù)值統(tǒng)計見表2。

表2 單、雙爐運(yùn)行期間廠用電下降

減少漿液循環(huán)泵的運(yùn)行臺數(shù)，使煙氣系統(tǒng)的阻力降低，有效減弱了吸收塔入口處原煙氣對下降液滴的卷吸。增壓風(fēng)機(jī)的能耗有所下降，同時合理分配增壓風(fēng)機(jī)與引風(fēng)機(jī)的負(fù)荷比例，各風(fēng)機(jī)均在相對高效區(qū)工作地。通過對煙氣系統(tǒng)的運(yùn)行優(yōu)化，增壓風(fēng)機(jī)與引風(fēng)機(jī)的電流之和在滿負(fù)荷時下降了15～17 A，在80%負(fù)荷時下降了12～13 A，對應(yīng)于廠用電率分別下降了0.14%、0.15%。

停運(yùn)3號漿液循環(huán)泵后，增加了噴淋層與除霧器的間距，提高了除霧效果，凈煙道冷凝液減少，減弱了對凈煙道與煙囪的腐蝕。

4 結(jié)語

雖然本文涉及到的基于液氣比的系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行方式是在兩爐一塔脫硫系統(tǒng)中討論研究的，但因目前火電機(jī)組的負(fù)荷率大多在60%～70%之間，液氣比的優(yōu)化可在所有石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)適用且推廣。在保證脫硫效率的前提下，通過改變漿液循環(huán)泵運(yùn)行方式控制液氣在11 L/m3左右，是脫硫系統(tǒng)安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的重要途徑。增壓風(fēng)機(jī)與引風(fēng)機(jī)負(fù)荷合理分配的方案，需經(jīng)現(xiàn)場多工況試驗(yàn)確定，并按操作規(guī)程的方式予以規(guī)范執(zhí)行。

［1］王啟軍，亓?xí)詵|.濕法煙氣脫硫工藝中噴淋塔傳質(zhì)性能的理論分析［J］.山西能源與節(jié)能，2005，38(3):30－33.

［2］程 亮，趙愛軍，李庚陸，等.火電廠濕法煙氣脫硫效率的仿真研究［C］.2011 清潔高效燃煤發(fā)電技術(shù)協(xié)作網(wǎng)論文集.2011.

［3］DL/T 1149－2010，火電廠石灰石∕石灰－石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)運(yùn)行導(dǎo)則［S］.