脱硫装置脱硫效率影响因素分析

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1、脱硫装置脱硫效率影响因素分析*国家科技支撑计划资助（2007BAC24B00）张宽友中电投远达环保工程有限公司，重庆市401122InfluencingFactorAnalysisforDesulphurizationEfficiencyofa360MWPowerPlantZhangKuanyouNo.96JjnyuRd.ChongqingNorthZoneChongqingChina,401122ABSTRACT:ThedesulphurizationefficiencyofFGDplantofacert

2、ainpowerplantdescendedafternearten-yearsoperation,whichwasmainlycausedbychangesofdesigncoal.Throughtechnicalretrofit,theefficiencyhasbeenimprovedandreached93℅~95℅.Thisthesisfocusedonanalyzingthemaininfluencingfactorsofthedesulphurizationefficiency:powerofg

3、enerator,oxidationair,absorberliquidlevel,slurrypHvalue,fluegastemperature,nozzleverticalityetc..MeasurestoimprovedefoaminslurrytankandtoaddtheabsorberinternalsforimprovingG/Lmasstransferweresuggestedforincreasingthedesulphurizationefficiencyfurther.KEYWOR

4、DS:DesulphurizationEfficiency;InfluencingFactor;Analysis摘要：某电厂脱硫装置运行近十年后，脱硫效率下降，主要为设计煤种改变所致，经过技改后脱硫效率有所提高，达到93℅~95℅。本文就影响脱硫效率的主要因素：发电机功率、氧化空气、吸收塔液位、浆液pH值、烟气温度、喷嘴垂直度等进行分析，建议采取改善浆液池切泡、增加塔内构件改善气液传质等措施进一步提高脱硫效率。关键词：脱硫效率；影响因素；分析1概述某2×360MW燃煤机组脱硫装置采用石灰石湿法脱硫液柱塔技术

5、，一炉一塔配置，单台脱硫装置设计处理能力为对应机组锅炉烟气量的85%，即烟气量915500m3N/H(w)，SO23500ppm(w),烟气温度142℃，FGD脱硫效率不低于95%。图1原装置设计系统图原装置工艺流程如下：锅炉引风机后的烟气经换热器降温后进入顺流塔预脱硫，再经U颈进入逆流塔继续脱硫净化，FGD出口烟气经换热器加热后通过增压风机送到烟囱排放；当脱硫装置停运或事故时，FGD装置入口挡板关闭，烟气由旁路烟道排向烟囱；旁路烟道不设置关断门，烟气量大小通过增压风机导叶开度进行调节；每套脱硫装置浆液循环

6、泵设计4台，母管制喷淋。氧化风机设计1台，塔内氧化风喷嘴出口距塔底高度约300mm，喷口直径为DN15布置数量较多；循环泵进口浆池为切泡池，切泡池与氧化池通过隔墙隔离，隔墙高度3000mm；氧化池浆液超过3000mm时，才能达到切泡池；吸收塔调整运行液位5700mm；反应生成的石膏浆液一部分通过脱水系统生成石膏，一部分直接通过抛浆系统排出装置。2装置技改为适应高硫煤种，该电厂脱硫装置于2008年至2009年进行改造，FGD进出口烟道内加热器取消，浆液循环量由原来的22500m3/h增加到42500m3/h。

7、液汽比由原来的20.4增加到35.4，吸收塔浆池运行液位仍然为5700mm，浆池容积由799m3增加到1325㎏m3。浆液循环时间由原来的2.13min缩短至1.87min。吸收塔浆池中石膏停留时间由原来的10.133h增加到12.44h。烟气量由原来的1087200Nm3/h增加到1200000Nm3/h，烟气温度由原来的142℃提高到152℃，顺流塔空塔烟气的流速由原设计14.1m/s降低到9.69m/s。顺流塔Ug流速维持在7.96m/s。逆流塔空塔烟气的流速由原设计4.66m/s降低到3.91m/s

8、。逆流塔Ug流速维持在3.81m/s。吸收塔出口烟气温度由原设计48.9℃提高53℃。浆液循环泵在原有4台各7500m3/h基础上增加2台各10000m3/h的浆液循环泵，在原氧化风机1台35000Nm3/h基础上增加1台30000Nm3/h的氧化风机。脱水系统新增一套皮带脱水机，扩容后的吸收塔浆液移出吸收塔仍采用一半脱水一半抛浆的方式。3改造后装置运行参数为进一步提升脱硫效率而采取新的措施提供可靠的数据支持，调