運行條件對濕法脫硫系統耗水量影響的實驗研究

張方煒，王自寬，李英偉，譚厚章，許 超

(1.華北電力設計院工程有限公司，北京 100120；2.北方聯合電力有限責任公司，內蒙古 呼和浩特 010020；3.內蒙古上都發電有限責任公司，內蒙古 上都 027200；4.西安交通大學，陜西 西安 710049)

我國已投運的脫硫工藝中以石灰石－石膏濕法煙氣脫硫(簡稱FGD)為主，達90%以上。其具有投資成本低、脫硫效率高、運行可靠等特點，但其缺點是耗水量相對較大。對于北方缺水地區，成為制約電廠建設規模的主要因素之一。深入研究濕法脫硫反應機理，分析耗水量的影響因素，從而在系統擬訂、運行參數等諸多方面采取措施降低濕法脫硫耗水量成為電廠節水的關鍵。

目前進行脫硫系統設計時，耗水量的大小主要是通過物料平衡和熱量平衡計算確定[4]～[6]，而常規理論計算與實際值往往存在偏差。以北方某600MW褐煤機組為例，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置，常規理論計算單臺機組耗水量為90～100t/h(設有煙氣-煙氣換熱器GGH)，實際運行耗水量僅為56.8t/h，遠遠低于設計值。這說明，合理控制吸收塔入口煙溫及液氣比等關鍵參數，濕法脫硫特別是燃褐煤機組的濕法脫硫電廠，其耗水量是可以優化的，這對北方缺水地區采用濕法煙氣脫硫具有重要意義。

對于FGD系統，飽和凈煙氣帶走的蒸發水量占整個系統耗水的主要部分。本文通過模擬電廠實際濕法脫硫裝置，系統研究了不同運行條件下脫硫塔內蒸發水量變化規律及影響因素，對電廠脫硫系統設計和運行提供參考。

1 實驗系統

實驗系統見圖1，整個實驗臺包括煙氣系統、吸收系統、漿液循環系統及測量系統等，與電廠實際FGD系統工藝流程相似。

煙氣系統包括空氣加熱器、蒸汽發生器及SO2氣瓶等，通過空氣配入SO2加水蒸汽來模擬電廠實際煙氣。吸收系統包括噴淋塔、噴頭及除霧器等。煙氣進入噴淋塔完成脫硫后，再經除霧器分離出液滴及水霧。漿液循環系統主要由漿液池、攪拌器、循環泵及管路組成。

實驗中通過引風機擋板調節煙氣流量、通過閥門調節煙氣中水蒸汽濃度、SO2濃度及循環漿液流量。采用濕度測量儀測量煙氣水蒸汽濃度、煙氣分析儀測量SO2濃度、孔板流量計和電磁流量計分別測量煙氣和循環漿液流量。實驗前對熱電偶、孔板流量計等儀器進行了標定。

2 實驗數據處理方法

圖1 實驗系統示意圖

飽和煙氣從塔內帶走的蒸發水量，占整個FGD系統耗水量的90%，本實驗通過測定脫硫塔內水量的變化來衡量脫硫塔內蒸發水量的大小，實驗采用脫硫劑為石灰石，保持脫硫效率90%不變。

定義參數：循環漿液量增加比例=循環漿液增加量/脫硫塔進口煙氣中水量

當循環漿液增加量小于0，則循環漿液量增加比例小于0，漿液池水量減少，需要向系統補水；當循環漿液增加量大于0，則循環漿液量增加比例大于0，漿液池水量增加，此時表明脫硫過程煙氣中水分凝結導致脫硫塔內水位增加，出現這個工況表明這個脫硫過程不但不耗水，反而需要往外排水才能維持正常液位。

3 實驗結果及分析

3.1 入口煙氣溫度對吸收塔蒸發水量的影響

實驗研究了進口煙氣水蒸汽濃度12%，循環漿液溫度維持50℃的情況下，不同煙氣溫度對脫硫蒸發水量的影響，結果見圖2。

圖2 增加量比例隨入口煙氣溫度的變化規律

從圖2可以看出隨著FGD入口溫度的升高，增加量比例降低。這是因為煙氣入口溫度增加，出口煙氣溫度也會上升，煙氣飽和所帶走的水量就越多，實際運行時就需要向系統補入更多的水量。煙氣入口溫度90℃一般對應于安裝有GGH或加裝了煙氣余熱利用裝置的情況，煙氣入口溫度120℃～140℃對應于未安裝GGH或未加裝煙氣余熱利用裝置的情況。可以看出，安裝GGH或加裝了煙氣余熱利用裝置即脫硫吸收塔入口煙溫由常規的120℃～140℃降低至90℃，可以使FGD系統耗水減少30%～40%。

3.2 煙氣水蒸汽濃度對吸收塔蒸發水量的影響

在脫硫吸收塔進口煙溫90℃，循環漿液溫度50℃的情況下，增加量比例隨煙氣水蒸汽濃度的變化規律見圖3。

圖3 增加量比例隨煙氣水蒸汽濃度的變化規律

從圖3可以看出，隨著煙氣水蒸汽濃度升高，增加量比例上升，由負值變為正值，這說明燃燒某些煤種水分及氫含量高的煤種比如褐煤，由于煙氣水分大，脫硫耗水量較小。特別是當煙氣水蒸汽濃度大于16%后，增加量比例為正，此時進口煙氣含有的水蒸汽量大于出口飽和煙氣所含有的水蒸汽量，多余水分凝結，脫硫系統不需要補水，反而需要排水。

煙氣水蒸汽濃度與煤質參數有很大關系，煤質全水分對應煙氣水蒸汽濃度大概范圍見表1。

表1 煤質全水分對應煙氣水蒸汽濃度大小

根據不同煙氣水蒸汽濃度下的實驗結果，計算得到不同煤種脫硫需要補水量見表2。

表2 不同煤種計算脫硫耗水量

內蒙古某電廠為600MW機組，燃用錫林浩特高水分褐煤，煙氣中水蒸汽濃度為14.64%。脫硫耗水量設計值為92t/h，實際運行耗水量為56.8t/h。表2中根據實驗計算值為54.2t/h，與實際情況基本一致。

3.3 液氣比對吸收塔蒸發水量的影響

為了研究吸收塔液氣比對吸收塔蒸發水量的影響，在煙氣水蒸汽濃度12%，進口煙氣溫度90℃情況下，改變液氣比分別為6、13、26。增加量比例的變化規律見圖4。

圖4 增加量比例隨液氣比的變化規律

從圖4可以看出，當液氣比為6時，由于液氣比較小，噴淋漿液的量較少，所以FGD出口煙氣溫度比液氣比為13與20時高，增加量比例較低。隨著液氣比的增加，氣液之間的傳熱面積增加，有效比表面積也越大，噴淋液冷卻效果增加，出口煙溫降低，增加量比例提高。但液氣比達到13以后，出口煙氣達到飽和狀態，此時再增加液氣比，對增加量比例無明顯影響。

4 結論

本文通過模擬電廠實際濕法脫硫裝置，采用漿液池水位變化衡量脫硫系統耗水量大小，系統研究了入口煙氣溫度、煙氣水蒸汽濃度及液氣比對濕法脫硫系統耗水的影響及其規律，得到結論如下：

(1)入口煙氣溫度越低，FGD蒸發耗水量越少。入口煙氣溫度90℃比入口煙氣溫度120℃～140℃時節水30%～40%。因此安裝GGH或煙氣余熱利用裝置有利于節水。

(2)原煤全水分越高，煙氣水蒸汽濃度越大，FGD耗水量越少，因此燃用高水分及氫含量高的煤種如褐煤時，濕法脫硫耗水會明顯減少，當煙氣中水蒸氣濃度達到16%時，可能出現不需要補水反而要排水的情況。

(3)液氣比較小時，隨著液氣比增加，FGD蒸發耗水量減小。但增加到一定值后，液氣比變化對系統蒸發耗水基本無影響。

[1]鐘珊霞，等.影響石灰石—石膏濕法煙氣脫硫系統水平衡的設計因素[J].華電技術，2010，32(2).

[2]余鵬，高小春.石灰石—石膏濕法脫硫系統的經濟運行[J].熱力發電，2007，(7).

[3]陶愛平.濕法FGD系統水平衡[J].電力建設，2008，29(5).

[4]鐘毅，高翔.石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝液相系統分析與計算[J].熱力發電，2007，(12).

[5]宋長清.大機組濕法煙氣脫硫系統用水分析[J].水利電力機械.2006，28(2).

[6]尹連慶，李偉娜，郭靜娟.燃煤電廠濕法煙氣脫硫系統的水平衡分析[J].工業安全與環保.2011，37(1).