運(yùn)行條件對(duì)濕法脫硫系統(tǒng)耗水量影響的實(shí)驗(yàn)研究

張方煒，王自寬，李英偉，譚厚章，許 超

(1.華北電力設(shè)計(jì)院工程有限公司，北京 100120；2.北方聯(lián)合電力有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010020；3.內(nèi)蒙古上都發(fā)電有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 上都 027200；4.西安交通大學(xué)，陜西 西安 710049)

我國(guó)已投運(yùn)的脫硫工藝中以石灰石－石膏濕法煙氣脫硫(簡(jiǎn)稱FGD)為主，達(dá)90%以上。其具有投資成本低、脫硫效率高、運(yùn)行可靠等特點(diǎn)，但其缺點(diǎn)是耗水量相對(duì)較大。對(duì)于北方缺水地區(qū)，成為制約電廠建設(shè)規(guī)模的主要因素之一。深入研究濕法脫硫反應(yīng)機(jī)理，分析耗水量的影響因素，從而在系統(tǒng)擬訂、運(yùn)行參數(shù)等諸多方面采取措施降低濕法脫硫耗水量成為電廠節(jié)水的關(guān)鍵。

目前進(jìn)行脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)時(shí)，耗水量的大小主要是通過物料平衡和熱量平衡計(jì)算確定[4]～[6]，而常規(guī)理論計(jì)算與實(shí)際值往往存在偏差。以北方某600MW褐煤機(jī)組為例，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置，常規(guī)理論計(jì)算單臺(tái)機(jī)組耗水量為90～100t/h(設(shè)有煙氣-煙氣換熱器GGH)，實(shí)際運(yùn)行耗水量?jī)H為56.8t/h，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值。這說明，合理控制吸收塔入口煙溫及液氣比等關(guān)鍵參數(shù)，濕法脫硫特別是燃褐煤機(jī)組的濕法脫硫電廠，其耗水量是可以優(yōu)化的，這對(duì)北方缺水地區(qū)采用濕法煙氣脫硫具有重要意義。

對(duì)于FGD系統(tǒng)，飽和凈煙氣帶走的蒸發(fā)水量占整個(gè)系統(tǒng)耗水的主要部分。本文通過模擬電廠實(shí)際濕法脫硫裝置，系統(tǒng)研究了不同運(yùn)行條件下脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)水量變化規(guī)律及影響因素，對(duì)電廠脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)和運(yùn)行提供參考。

1 實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)

實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)見圖1，整個(gè)實(shí)驗(yàn)臺(tái)包括煙氣系統(tǒng)、吸收系統(tǒng)、漿液循環(huán)系統(tǒng)及測(cè)量系統(tǒng)等，與電廠實(shí)際FGD系統(tǒng)工藝流程相似。

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

實(shí)驗(yàn)中通過引風(fēng)機(jī)擋板調(diào)節(jié)煙氣流量、通過閥門調(diào)節(jié)煙氣中水蒸汽濃度、SO2濃度及循環(huán)漿液流量。采用濕度測(cè)量?jī)x測(cè)量煙氣水蒸汽濃度、煙氣分析儀測(cè)量SO2濃度、孔板流量計(jì)和電磁流量計(jì)分別測(cè)量煙氣和循環(huán)漿液流量。實(shí)驗(yàn)前對(duì)熱電偶、孔板流量計(jì)等儀器進(jìn)行了標(biāo)定。

2 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)處理方法

圖1 實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)示意圖

飽和煙氣從塔內(nèi)帶走的蒸發(fā)水量，占整個(gè)FGD系統(tǒng)耗水量的90%，本實(shí)驗(yàn)通過測(cè)定脫硫塔內(nèi)水量的變化來衡量脫硫塔內(nèi)蒸發(fā)水量的大小，實(shí)驗(yàn)采用脫硫劑為石灰石，保持脫硫效率90%不變。

定義參數(shù)：循環(huán)漿液量增加比例=循環(huán)漿液增加量/脫硫塔進(jìn)口煙氣中水量

當(dāng)循環(huán)漿液增加量小于0，則循環(huán)漿液量增加比例小于0，漿液池水量減少，需要向系統(tǒng)補(bǔ)水；當(dāng)循環(huán)漿液增加量大于0，則循環(huán)漿液量增加比例大于0，漿液池水量增加，此時(shí)表明脫硫過程煙氣中水分凝結(jié)導(dǎo)致脫硫塔內(nèi)水位增加，出現(xiàn)這個(gè)工況表明這個(gè)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(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

3.1 入口煙氣溫度對(duì)吸收塔蒸發(fā)水量的影響

實(shí)驗(yàn)研究了進(jìn)口煙氣水蒸汽濃度12%，循環(huán)漿液溫度維持50℃的情況下，不同煙氣溫度對(duì)脫硫蒸發(fā)水量的影響，結(jié)果見圖2。

圖2 增加量比例隨入口煙氣溫度的變化規(guī)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?yàn)闊煔馊肟跍囟仍黾樱隹跓煔鉁囟纫矔?huì)上升，煙氣飽和所帶走的水量就越多，實(shí)際運(yùn)行時(shí)就需要向系統(tǒng)補(bǔ)入更多的水量。煙氣入口溫度90℃一般對(duì)應(yīng)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(duì)應(yīng)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(guī)的120℃～140℃降低至90℃，可以使FGD系統(tǒng)耗水減少30%～40%。

3.2 煙氣水蒸汽濃度對(duì)吸收塔蒸發(fā)水量的影響

在脫硫吸收塔進(jìn)口煙溫90℃，循環(huán)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(guī)律見圖3。

圖3 增加量比例隨煙氣水蒸汽濃度的變化規(guī)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(fù)值變?yōu)檎担@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(dāng)煙氣水蒸汽濃度大于16%后，增加量比例為正，此時(shí)進(jìn)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(jié)，脫硫系統(tǒng)不需要補(bǔ)水，反而需要排水。

煙氣水蒸汽濃度與煤質(zhì)參數(shù)有很大關(guān)系，煤質(zhì)全水分對(duì)應(yīng)煙氣水蒸汽濃度大概范圍見表1。

表1 煤質(zhì)全水分對(duì)應(yīng)煙氣水蒸汽濃度大小

根據(jù)不同煙氣水蒸汽濃度下的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，計(jì)算得到不同煤種脫硫需要補(bǔ)水量見表2。

表2 不同煤種計(jì)算脫硫耗水量

內(nèi)蒙古某電廠為600MW機(jī)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(shè)計(jì)值為92t/h，實(shí)際運(yùn)行耗水量為56.8t/h。表2中根據(jù)實(shí)驗(yàn)計(jì)算值為54.2t/h，與實(shí)際情況基本一致。

3.3 液氣比對(duì)吸收塔蒸發(fā)水量的影響

為了研究吸收塔液氣比對(duì)吸收塔蒸發(fā)水量的影響，在煙氣水蒸汽濃度12%，進(jìn)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(guī)律見圖4。

圖4 增加量比例隨液氣比的變化規(guī)律

從圖4可以看出，當(dāng)液氣比為6時(shí)，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(shí)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(dá)到13以后，出口煙氣達(dá)到飽和狀態(tài)，此時(shí)再增加液氣比，對(duì)增加量比例無明顯影響。

4 結(jié)論

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

(1)入口煙氣溫度越低，F(xiàn)GD蒸發(fā)耗水量越少。入口煙氣溫度90℃比入口煙氣溫度120℃～140℃時(shí)節(jié)水30%～40%。因此安裝GGH或煙氣余熱利用裝置有利于節(jié)水。

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

(3)液氣比較小時(shí)，隨著液氣比增加，F(xiàn)GD蒸發(fā)耗水量減小。但增加到一定值后，液氣比變化對(duì)系統(tǒng)蒸發(fā)耗水基本無影響。

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