脱硫效率影响因素及运行控制措施

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1、影响湿法烟气脱硫效率的因素及运行控制措施前言目前我厂两台600MW及两台1000MW燃煤发电机组所采用的石灰石——石膏湿法烟气脱硫系统运行情况良好，基本能够保持系统安全稳定运行，并且脱硫效率在95%以上。但是，有两套脱硫系统也出现了几次烟气脱硫效率大幅波动的现象，脱脱效率由95%逐渐降到72%。经过对吸收系统的调节，脱硫效率又逐步提高到95%。脱硫效率的不稳定，会造成我厂烟气SO2排放量增加，不能达到节能环保要求。本文将从脱硫系统烟气SO2的吸收反应原理出发，找出影响脱硫效率的主要因素，并制定运行控制措施，以保证我厂烟气脱硫系统的稳定、高效运行。一、脱硫

2、系统整体概述邹县发电厂三、四期工程两台600MW及两台1000MW燃煤发电机组，其烟气脱硫系统共设置四套石灰石——石膏湿法烟气脱硫装置，采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为每台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，其脱硫效率按不小于95%设计。石灰石——石膏湿法烟气脱硫，脱硫剂为石灰石与水配置的悬浮浆液，在吸收塔内烟气中的SO2与石灰石反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理作为副产品外售。烟气系统流程：烟气从锅炉烟道引出，温度约126℃，由增压风机升压后，送至烟气换热器与吸收塔出口的净烟气换热，原烟气温度降至约90℃，随即进入吸

3、收塔，与来自脱硫吸收塔上部喷淋层（三期3层、四期4层）的石灰石浆液逆流接触，进行脱硫吸收反应，在此，烟气被冷却、饱和，烟气中的SO2被吸收。脱硫后的净烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去携带的液滴后至烟气换热器进行加热，温度由43℃上升至约80℃后，通过烟囱排放至大气。二、脱硫吸收塔内SO2的吸收过程烟气中SO2在吸收塔内的吸收反应过程可分为三个区域，即吸收区、氧化区、中和区。1、吸收区内的反应过程：烟气从吸收塔下侧进入与喷淋浆液逆流接触，由于吸收塔内充分的气/液接触，在气-液界面上发生了传质过程，烟气中气态的SO2、SO3等溶解并转变为相应的酸性化合物：S

4、O2+H2OH2SO3SO3+H2OH2SO4烟气中的SO2溶入吸收浆液的过程几乎全部发生在吸收区内，在该区域内仅有部分HSO3-被烟气中的O2氧化成H2SO4。由于浆液和烟气在吸收区的接触时间非常短（仅有数秒），浆液中的CaCO3仅能中和部分已氧化的H2SO4和H2SO3。在此区域内，浆液中的CaCO3只有很少部分参与了化学反应，因此液滴的pH值随着下落急剧下降，其吸收能力也随之减弱。由于在吸收区域内上部pH较高，浆液中HSO3-浓度低，易产生CaSO3·1/2H2O，随着浆液的下落，接触的SO2溶浓度越来越高，使浆液pH值下降较快，此时CaSO3·1

5、/2H2O可转化成Ca（HSO）2。2、氧化区内的反应过程：氧化区是指从吸收塔液面至氧化风管道下方约200mm至300mm处，该区域内的主要反应是：H++HSO3-+1/2O22H++SO42-CaCO3+2H+Ca2++H2O+CO2Ca2++SO42-+2H2OCaSO4·2H2O过量氧化空气均匀地喷入氧化区的下部，将在吸收区形成的未被氧化的HSO3-几乎全部氧化成H+和SO42-，此氧化反应的最佳pH值约为4至4.5，氧化反应产生的H2SO4是强酸，能迅速中和浆液中剩余的CaCO3，生成溶解状态的CaSO4，随着CaSO4的不断生成，当Ca2+、S

6、O42-浓度达到一定的过饱和度时，结晶析出CaSO4·2H2O即石膏。当吸收塔内浆液缓慢通过氧化区时，浆液中过剩的CaCO3含量也逐渐减少，4当浆液到达氧化区底部时，浆液中剩余的CaCO3浓度降到最低值，从此处取浆液送去脱水系统，可获得品质较高的石膏副产品。3、中和区的反应过程在吸收塔氧化区下部被视为中和区，进入中和区的浆液中仍有未中和的H+，向中和区加入新鲜的石灰石浆液，中和剩余的H+，提高浆液的pH值和浆液的活性，使浆液在进入下一循环过程中，能重新吸收SO2，该区域发生的主要化学反应是：CaCO3+2H+Ca2++H2O+CO2Ca2++SO42-+

7、2H2OCaSO4·2H2O三、影响石灰石—石膏烟气湿法脱硫效率的主要因素分析脱硫效率是指，脱硫系统脱除的二氧化硫含量与原烟气中二氧化硫含量的比值。影响脱硫效率的主要因素有：1、通过脱硫系统的烟气量及原烟气中SO2的含量。在脱硫系统设备运行方式一定，运行工况稳定，无其它影响因素时，当处理烟气量及原烟气中SO2的含量升高时，脱硫效率将下降。因为入口SO2的增加，能很快的消耗循环浆液中可提供的碱量，造成浆液液滴吸收SO2的能力减弱。2、通过脱硫系统烟气的性质。1）烟气中所含的灰尘。因灰尘中带入的Al3+与烟气气体中带入的F-形成的络化物达到一定浓度时，会吸附

8、在CaCO3固体颗粒的表面，“封闭”了CaCO3的活性，严重减缓了CaCO3的溶