影响脱硫效率的因素

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1、影响湿法烟气脱硫效率的因素分析摘要：通过对湿法烟气脱硫工艺过程的分析和系统调试结果，总结出原烟气中氧量、粉尘、温度等参数的变化和工艺过程控制、设备运行方式的改变对烟气脱硫效率的影响规律，对运行实践有一定的指导意义。关键词：烟气脱硫；二氧化硫；脱硫率；影响因素1前言湿式石灰石－石膏烟气脱硫（以下简称FGD）是目前世界上技术最成熟、实用业绩最多、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率在90％以上，副产品石膏可回收利用。杭州半山发电有限公司采用德国斯泰米勒公司石灰石－石膏湿法工艺，处理4、5号炉2×125MW机组的全部燃煤烟气，最大处理烟气量1．0×106m3／h（湿），

2、脱硫率在95％以上，FGD出口SO2排放浓度＜180mg／m3，作为烟气脱硫的副产品石膏，其纯度＞90％，含水率＜10％。湿法烟气脱硫工艺涉及到一系列的化学和物理过程，脱硫效率取决于多种因素。在原料方面，工艺水品质、石灰石粉的纯度和颗粒细度等直接影响脱硫化学反应活性；在工艺控制方面，石灰石粉的制浆浓度、石膏旋流站排出的废水流量设定等都与脱硫率有关，而FGD关键设备的运行和控制方式将决定脱硫效果和终产物石膏的品质；机组原烟气参数如温度、SO2浓度、氧量、粉尘浓度等也不同程度地影响脱硫反应进程。本文旨在探讨原烟气与脱硫剂的接触反应时间、原烟气参数的变动、吸收塔浆液p

3、H值、石膏浆液密度等因素对烟气脱硫效率的影响规律，为优化系统运行、提高脱硫效率提供参考。2湿法脱硫工艺过程分析FGD包括增压风机、气－气加热器、吸收塔、石灰石制浆系统、石膏脱水系统和废水处理等部分，其中吸收塔是烟气脱硫反应的关键部分，见图1所示。湿法烟气脱硫工艺的主要原理是以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔（洗涤塔）内对含有SO2的烟气进行喷淋洗涤，使SO2与浆液中的碱性物质发生化学反应生成CaSO3和CaSO4而将SO2去除，其化学反应如下：气相部分：SO2＋H2O＋1／2O2→H2SO4液相部分：H2SO4＋CaCO3＋H2O→CaSO4·2H2O＋CO2↑吸

4、收塔由两层搅拌器（上、下各3台）、浆液喷淋盘（4层，交错排列）、两级除雾器组成，在添加新鲜石灰石浆液的情况下，石灰石、石膏和水的混合物通过4台循环泵至喷淋盘，浆液经喷嘴雾化成雾滴，从上部向下喷洒。烟气分别从4、5号炉烟道引出，经增压风机至气－气加热器，烟温从135℃降至100℃左右，然后进入吸收塔下部，在塔内上升过程中与雾滴充分接触，大部分SO2、SO3、HCl等从烟气中去除，反应后的净烟气通过除雾器，以除去夹带的液滴，然后进入气－气加热器被加热后排至烟囱。在吸收塔内，通过氧化风机将空气引入到浆液中，再经搅拌器搅拌使氧充分注入浆液，这样既保证了被吸收的SO2与浆

5、液反应后生成的HSO3－完全氧化成SO42－，又减少了浆液发生结垢的可能性，使石膏CaSO4·2H2O结晶析出，在吸收塔内停留一定时间后，通过石膏外排泵送至石膏旋流站。经旋流器分离的高浓度石膏浆液进入真空皮带机脱水形成水分少于10％的石膏，低浓度的旋流溢流液则返回至吸收塔继续反应或进入废水处理系统。从湿法烟气脱硫工艺过程和化学反应历程不难发现，提高烟气与混合浆液的接触反应时间、增加浆液循环量、增加氧量、控制吸收塔浆液合理的pH值等措施都将有利于SO2的吸收、脱硫率的提高和石膏的形成。3影响脱硫率的因素分析湿法烟气脱硫效率与原烟气参数和设备运行方式等有直接关系，而

6、且许多因素是共同作用的。半山发电厂4、5号机组燃煤平均含硫率为0．8％，进入吸收塔的烟气中SO2浓度在1500mg／m3（干）左右，由于煤种的变换，实际运行中SO2进口浓度在900mg／m3～3500mg／m3之间波动，脱硫率也不十分稳定，当原烟气中SO2突然升高时，脱硫率会有所下降，但若能有效地控制设备运行方式，就能保证FGD有较高而稳定的脱硫率。表1收集了在FGD整套启动调试和试运行期间，比较典型的各种工况下的运行参数，从中可以发现吸收塔浆液pH变化、循环泵运行方式、氧化风机投运台数等对脱硫率的影响规律。3．1烟气与脱硫剂接触时间烟气自气－气加热器进入吸收塔

7、后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应，接触时间越长，反应进行得越完全。每层喷淋盘对应一台循环泵，排列顺序为1、2、3、4号自下而上（见图1），4号循环泵对应的喷淋盘位置最高，与烟气接触洗涤的时间最长，因此投运4号循环泵有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫率也高。从表1实际运行的情况可以发现，在处理1台机组烟气时，不论运行哪3台循环泵都能保持很高的脱硫率，而运行2台循环泵时如果开启4号循环泵，则脱硫率可比运行其它循环泵时的脱硫率高出1～2％，效果显著；处理2台机组烟气时，2、3、4循环泵联合运行时的脱硫率要比1、2、3号泵联合运行时高出3％以上，

8、可见，4号循环泵的投运对