張錫乾，楊彭飛，吳沖

（中國華電科工集團有限公司，北京100070）

0 引言

燃煤電廠鍋爐運行過程中產(chǎn)生的煙氣中含有大量有害氣體及細顆粒物，后者會在煙囪出口形成氣溶膠，是形成霾的原因之一。實現(xiàn)煙氣凈化已成為當前大氣污染治理的當務之急。目前，燃煤電廠90%以上的脫硫設施采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，脫硫塔出口煙氣溫度為48～52℃［1-2］。濕法脫硫塔中煙氣與脫硫漿液逆向接觸，脫硫漿液中的水分吸收煙氣熱量變?yōu)樗魵馀c煙氣混合，使煙氣露點溫度和絕對含濕量逐漸升高形成飽和煙氣，并直接排入大氣。由于煙囪出口溫度較低，煙氣與冷空氣接觸過程中，煙氣中的飽和水蒸氣以空氣中的超細粉塵顆粒為凝結(jié)核發(fā)生凝結(jié)，形成氣溶膠等顆粒物［3-4］。燃煤電廠濕法脫硫系統(tǒng)運行時，需要通過控制脫硫塔內(nèi)漿液的pH值、Cl-的質(zhì)量濃度等參數(shù)，以確保脫硫效率和石膏品質(zhì)不受影響，同時需定期對脫硫系統(tǒng)進行排污和補水［5］。另外，由于脫硫塔入口煙氣溫度為110～140℃，高于脫硫系統(tǒng)運行溫度，因此需要對脫硫入口煙氣進行噴水降溫，保證脫硫效率［6］；同時，脫硫出口煙氣攜帶大量水蒸氣，石膏漿液的排出及反應等造成吸收塔水分流失，因此需要不定期對脫硫系統(tǒng)進行補水，以維持系統(tǒng)水平衡。由于濕法脫硫系統(tǒng)耗水量較大，對處于北方缺水地區(qū)燃煤機組影響較大［6-7］。

針對燃煤電廠煙氣中的超細顆粒物和氣溶膠等污染物排放及煙氣冷卻節(jié)水問題，多數(shù)電廠采用降低煙氣溫度的方法進行處理［8-11］，部分電廠通過在脫硫循環(huán)漿液管道上增設漿液冷卻裝置降低煙氣飽和溫度和含濕量，從而脫除煙氣中的超細顆粒物和氣溶膠等污染物，并取得節(jié)水效果，減少吸收塔補水［12］。但是由于在漿液循環(huán)管道上增設煙氣冷凝裝置后管道阻力增大，導致漿液循環(huán)泵出力不足，脫硫效率降低。脫硫塔漿液噴嘴長時間運行易堵塞，也容易造成漿液管道阻力增加。

為解決管道阻力增大導致原漿液循環(huán)泵出力不足問題，提出在脫硫系統(tǒng)漿液循環(huán)管道上加裝引射增壓裝置的設計方案，該裝置在燃煤電廠改造尤其是安裝空間受限場合具有良好的應用價值。

1 引射增壓裝置簡介

1.1 引射增壓裝置的結(jié)構(gòu)

引射增壓裝置在工業(yè)生產(chǎn)中應用廣泛［13-14］，其結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要包括工作流體管道、工作流體噴嘴、接收室、混合管、擴壓管5部分。

圖1 引射增壓裝置結(jié)構(gòu)Fig.1 Schematic of the slurry injection and pressurization device

1.2 引射增壓裝置在脫硫系統(tǒng)中的應用設想

引射增壓裝置的工質(zhì)分為工作流體和引射流體。在脫硫系統(tǒng)中，其工作流體和引射流體均為脫硫漿液。脫硫漿液引射增壓裝置工作流程如圖2所示，脫硫塔內(nèi)的脫硫漿液經(jīng)電動蝶閥進入漿液循環(huán)泵進行增壓，然后進入漿液冷卻裝置與冷媒水進行換熱降溫。漿液經(jīng)過漿冷卻裝置后的壓力損失約為10 kPa，導致原漿液循環(huán)泵出力無法滿足脫硫噴淋層漿液噴嘴出口的壓力，造成脫硫效率下降。若對原漿液循環(huán)泵進行更換或改造，工期較長且費用較高。安裝引射升壓裝置可提高漿液循環(huán)管道內(nèi)的壓力，保證脫硫效率。

圖2 脫硫漿液引射增壓裝置系統(tǒng)工作流程Fig.2 Flow chart of the slurry injection and pressurization device

如圖2所示，在安裝有漿液冷卻裝置的漿液循環(huán)管道下游位置安裝引射增壓裝置。漿液冷卻裝置出口的部分漿液作為工作流體，其余漿液作為引射流體，利用工作流體引射漿液冷卻裝置出口的引射流體。工作流體先經(jīng)過升壓泵增壓到pp，通過工作流體噴嘴后壓力從pp降低到pH。隨著與噴嘴距離的增加，工作流體在接受室出口處壓力進一步降低到p2。在壓差和高速工作流體的卷吸作用下，引射流體進入混合管并在管內(nèi)發(fā)生劇烈的湍流作用，速度場逐漸趨于均衡，同時壓力升高。在混合管出口處，由于進入擴壓管的作用使混合漿液的速度降低，壓力升高到pc［13-15］。漿液經(jīng)引射升壓裝置后壓力從pH升高到pc，壓差為10～50 kPa，可抵消漿液冷卻裝置產(chǎn)生的阻力，保證脫硫效率達標。

2 引射增壓裝置的設計計算

引射增壓裝置的內(nèi)部流動復雜，工作流體速度大、混合流體產(chǎn)生的回流等引起高雷諾湍流流動。本文在索科洛夫［14］的一維噴射器設計理論基礎上，結(jié)合動量定理等基本定律，整理出適用于濕法脫硫系統(tǒng)的漿液引射增壓裝置理論設計計算方法。

2.1 引射增壓裝置的特性方程

本文研究的流體為濕法脫硫石灰石-石膏漿液，屬于非彈性介質(zhì)，各漿液比容相等，因此通過工作流體噴嘴的介質(zhì)流量與介質(zhì)流速成正比。引射增壓裝置的特性曲線方程可根據(jù)非彈性介質(zhì)的動力定理直接推導出來，見式（1）

比值Δpc/Δpp是引射增壓裝置的相對壓降，從式（1）中可以看出，Δpc/Δpp取決于Sp1/S3、各個部件的速度系數(shù)和引射系數(shù)u，而不取決于Δpp。

另外，式（1）中假設了工作噴嘴出口截面和混合室入口截面之間的工作流體界面保持不變，且僅當S3/Sp1≥4時適用。由于脫硫漿液引射增壓裝置屬于低壓引射，當S3/Sp1＜4時對應的引射裝置是高壓引射，在此不進行討論。

2.2 引射增壓裝置最佳截面比的計算

引射增壓裝置的最佳截面比可根據(jù)式（1）推導出來。假設Δpp和引射系數(shù)u為已知，最佳截面比S3/Sp1可對式（1）進行d（Δpc）/d（S3/Sp1）=0微分求解。假設n是常數(shù)，得到

對于給定了Δpc和Δpp的案例，對公式進行了進一步的簡化，通過聯(lián)立式（2）和式（3）可推導出引射增壓裝置的相對壓力降和最佳截面比的計算公式

2.3 噴射系數(shù)的計算

對于給定了Δpc和Δpp但未給定引射系數(shù)u的工程案例，通常先利用式（4）對最佳截面比S3/Sp1進行求解，進而求得n的具體值。式（3）可簡化為關于引射系數(shù)u的一元二次方程，對其進行求解，得到

通過上述公式可求得最佳引射系數(shù)u。

2.4 結(jié)構(gòu)尺寸的計算

引射增壓裝置的最佳截面比在式（2）中已經(jīng)進行了詳細的闡述，在已知工作流體、引射流體或混合流體其中任一參數(shù)時，結(jié)合引射系數(shù)u可計算出工作噴嘴出口的面積為

式中：α為接收室的夾角，一般取值45°。

擴壓管長度及混合管出口截面至擴壓管出口截面的距離

式中：β為經(jīng)驗系數(shù)，取值范圍為3.4～6.0。

擴壓管出口直徑

式中：γ為擴壓管的張角，取值范圍為6°～15°。

3 針對脫硫系統(tǒng)的引射增壓裝置設計計算

根據(jù)第2節(jié)引射增壓裝置的理論計算，結(jié)合某項目石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)的運行參數(shù)及工作漿液、引射漿液的性質(zhì)，編寫了引射增壓裝置的計算程序，并計算出應用于脫硫系統(tǒng)的引射增壓裝置幾何尺寸和運行參數(shù)。脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)見表1。

表1 脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)Tab.1 Operation parametersof thedesulfurization system

設計工況下引射增壓裝置的工作漿液、引射漿液以及混合漿液具體參數(shù)見表2。

表2 脫硫漿液參數(shù)Tab.2 Parameters of desulfurization slurry

采用上述設計參數(shù)通過程序?qū)σ湓鰤貉b置進行計算，得到引射增壓裝置的設計結(jié)果。圖3為引射增壓裝置的結(jié)構(gòu)簡圖，部分幾何尺寸見表3。

圖3 引射增壓裝置簡圖Fig.3 Schematic of the injection and pressurization device

表3 引射增壓裝置幾何尺寸Tab.3 Geometric dimensionsof theinjection and pressurization device mm

表3中引射增壓裝置的幾何尺寸能夠滿足脫硫系統(tǒng)的安裝要求，且根據(jù)理論計算能夠保證脫硫系統(tǒng)正常運行。

4 結(jié)論

本文針對燃煤電廠漿液冷卻消除石膏雨、脫硫節(jié)水及減少氣溶膠等可凝結(jié)顆粒物技術存在漿液循環(huán)管阻力增加導致脫硫效率下降的問題，提出在漿液冷卻裝置下游增設引射增壓裝置的技術方案，詳細分析了引射增壓裝置的工作原理及其在濕法脫硫系統(tǒng)上應用的設想。以索科洛夫一維設計理論為基礎，結(jié)合脫硫系統(tǒng)的實際運行條件，從流體力學角度進行了理論分析，給出了脫硫漿液引射增壓裝置設計理論計算。采用該方法編寫了計算引射增壓裝置幾何尺寸的程序，并針對某脫硫項目進行了引射增壓裝置的方案設計，理論上驗證了設計方法的可行性，為引射增壓裝置的實際設計提供了理論指導。