石灰石湿法烟气脱硫效率与节能运行的分析

石灰石湿法烟气脱硫效率与节能运行的分析摘要：随着社会的发展和人民生活水平的提升，供热量和供热面积已经供过于求，但随之而来的环境问题逐渐凸显出来，如何贯彻落实节能减排、做好环境保护工作已成为我们面临的首要问题。石灰石湿法烟气脱硫（FGD）是一种比较成熟、应用较普遍的脱硫技术。文章分析了脱硫效率与节能运行之间的影响关系，讨论了提高脱硫效率和降低成本的几个主要途径。关键词湿法烟气脱硫，效率，经济运行二氧化硫是我国环境污染的主要来源，其中火电二氧化硫排放量占我国二氧化硫排放总量的50%以上，据相关数据统计，2010年底我国电力总装机容量为9.5亿KW，火电就占了7亿KW，而瞻观我国能源结构现状和特点，火力发电仍然是未来供热、供电的主要来源。换言之，我国二氧化硫排放量仍会呈现增长趋势。由此可见，我国面临着严峻的环境问题，而节能减排、环境保护的落实工作难度也将会增加。石灰石-石膏法脱硫是我国目前使用最广泛的烟气脱硫措施，随着污染物排放标准的不断提升，该方法也逐渐的优化改进。1脱硫效率与节能运行相互影响1.1pH值对脱硫效率的影响根据化学反应平衡计算脱硫反应方向很大程度上取决于吸收浆液的pH值，pH值越大，S02的溶解度越大，越有利于传质。然而，Ca2+浓度随pH值的增大而减小，因此pH值的增大不利于石灰石的溶解。实践表明，对于较高质量石膏的产生，保持浆液的pH值在4.5~5左右应该是比较理想的。在实际生产中，为了提高石灰石的溶解度并防止吸收塔内结垢，一般将浆液pH值控制在5~6之间，在此条件下，保证了石灰石的溶解度，又可保证脱硫效率，降低成本。1.2钙硫比（Ca/S）对脱硫效率的影响烟气脱硫的钙硫比（Ca/S）是反映经济性的重要指标。钙硫摩尔比是指每脱除1molSO2所需加入系统的CaCO3摩尔数，它反应单位时间内吸收剂原料的供给量，通常以浆液中吸收剂浓度作为衡量度量，从理论上讲，钙硫摩尔比为1。在保持浆液量不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔内吸收剂的量相应增大，引起浆液pH值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使SO2吸收量增加，提高脱硫效率。但由于吸收剂的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起吸收剂的过饱和凝聚，最终使反应的表面积减少，降低中和反应速率，影响脱硫效率。实践表明，一般吸收塔的浆液浓度选择在20%～30%为宜，钙硫比控制在在1.02～1.05之间。1.3石灰石吸收剂的特性、添加剂及其对脱硫效率的影响石灰石吸收剂的准备是根据吸收塔内浆液pH值、烟气中S02含量及烟气量来调节的，高纯度的吸收剂将有利于产生优质脱硫石膏，设计要求石灰石中CaO质量分数为52％～55％，浆液中石灰石的质量分数为30％。石灰石颗粒越小比表面积越大，颗粒的比表面积大小也是影响固体颗粒溶解速度的一个重要因素。比表面积大则反应活性高，溶解速度快，原则上还有溶解速率对颗粒大小的依赖关系。在实际中希望获得尽可能小的、具有较大比表面积的小粒度分布。以强烈搅拌来加快物质从颗粒表面向液相的转移，也会加快石灰石的溶解速度。为了尽可能提高浆液的化学反应活性，增大石灰石颗粒的比表面积是必要的。因此，在石灰石湿法中使用的石灰石粉，其颗粒粒径大都是40—60um。然而过高的吸收剂纯度和过细的粒度会导致吸收剂制备价格的上升，使系统运行成本增加。添加剂大致分为有机类、无机类。有机类主要包括如二元羧酸、己二酸、戊二酸、丁二酸等，无机类研究较多的是2价的镁粒子添加剂。据国外研究[3]，有机酸可强化传质，促进S02、Ca(OH)2或CaCO3的溶解，并增加了传质－反应的有效面积，从而提高了总反应速率，最终提高了SO2的脱除率。合理添加添加剂，可以在保证脱硫效率的前提下，适当调整运行工况，达到经济运行的目的。1.4浆液停留时间浆液停留时间是吸收塔氧化池浆液最大容积与再循环浆液量之比。浆液在浆液池内停留时间长不仅有助于浆液中石灰石颗粒与烟气中SO2的反应，还能有足够的时间使反应生成物CaSO3被氧化为CaSO4，形成均匀的高纯度的石膏。但是过分延长浆液停留时间会使浆液池容积增大，氧化风量和搅拌器功率增大，投资加大。一般浆液停留时间设计在4.4min左右为宜。1.5吸收液的过饱和度石灰石浆液吸收SO2后生成CaSO3和CaSO4，在循环操作中，饱和或过饱和的溶液会在设备或管道表面结晶引起堵塞，故吸收液应维持在饱和度以下。CaSO3和CaSO4溶解度随温度变化不大，但两者都能强烈发生过饱和，而且降温的难以使两者从溶液中结晶出来。由于溶解的盐类在同一盐的晶体上结晶比在异类粒子上结晶要快得多，故在循环母液中添加CaSO4・2H2O作为品种，使CaSO4过饱和度降低至正常浓度，可以减少因CaSO4而引起的结垢。CaSO4晶种的作用较小，通常是在脱硫系统中设置氧气槽将CaSO3氧化成CaSO4，从而不致干扰CaSO4・2H2O结晶。1.6烟尘原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了SO2与脱硫剂的接触，降低了石灰石中Ca2+的溶解速率，同时飞灰中不断溶出的一些重金属如Hg、Mg、Cd、Zn等离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应。试验证明，如果烟气中粉尘含量持续超过400mg／m3(干基)，则将使脱硫效率下降1％～2％，并且石膏中CaSO4・2H2O的含量降低，白度减少，影响了品质。总之，石灰石湿法烟气脱硫的脱硫效率受众多因素的影响。然而，脱硫效率的增加也将显著增加脱硫的投资和运行成本，几乎呈指数关系。当脱硫效率从30％提高到50％，成本增加1倍；脱硫效率提高到70％，成本增加4倍。越到高脱硫效率时，则增长越厉害，过高的脱硫效率控制也引发可靠性问题。1.1L/g对脱硫效率的影响L/g这一指标主要通过浆液循环系统实现，而浆液循环泵是实现气液传质的动力来源，也是FGD系统中耗电量最大的设备，一般占整个FGD系统电耗的35%~45%，因此其优化运行对于降低系统电耗意义重大。而浆液循环泵的投入量直接影响液气比（L/g），而在一定范围内调节液气比可显著地影响吸收液温度，而吸收塔吸收液温度对脱硫效率影响较大。首先，低温有利于传质的强化；另一方面，吸收液温度越低，SO2溶解度越大，总传质系数也增大，从这个方面看，低温也有利于传质。另外，温度较高SO2溶解生成H2SO3后可能还会重新分解出SO2，反应不稳定，从而使脱硫效率下降。当液气比（L/g）增大时，相当于加大了浆液雾喷淋密度，增加了气液有效接触面积，进而增大了传质单元数，提高了脱硫效率。同时烟气与大面积吸收液相接触，热湿交换程度提高，烟气中的水蒸汽量增多，使出口烟气温度降低。系统出口烟气温度与绝热饱和温度的差值减小，含湿量增多，饱和程度提高，总的效果也提高了脱硫效率。若依此趋势，当液气比增大到一定程度时，热湿交换非常充分，出口烟气达到饱和，出口吸收液温度减小到一定值。在此基础上再增加液气比，出口吸收液温度也有小幅度降低，但几乎可以忽略不计，此时的脱硫效率随液气比的变化就不大了[2]，反而因为液气比（L/g）的增加，增加能耗，加大了除雾器除湿负担。目前，实际生产中一般控制吸收浆液的温度在50℃～60℃之间。为了使CaSO4以石膏CaSO4·2H20的形式从溶液中析出，工艺控制上要求将石膏的结晶温度控制在40～60℃之间。（）这样，既可以保证生成合格的石膏颗粒，也避免了系统的结垢，同时也可在保证脱硫效率的情况下降低能耗。2.石灰石湿法脱硫取消烟气热交换器(GGH)显著降低初期投资和能耗，提高脱硫效率GGH存在系统复杂，初投资大，运行和维护费高，设备腐蚀、结垢和泄漏，是湿法脱硫系统中故障率最高的设备。不设GGH可以提高整体脱硫工艺的可靠性，减少维护量，还可降低系统阻力约1200Pa和漏风率，可降低能耗和提高脱硫效率。美国烟气脱硫大部分都不设置GGH；德国近期建设的烟气脱硫也不再安装GGH，看来是今后的发展趋势。2.1酸露点温度是设不设GGH的重要因素普遍都认为脱硫后的烟气经过GGH加热后，烟气温度升高至80cc，可以避开酸露点温度，减轻对尾部烟道和烟囱的腐蚀。事实证明不管有没有GGH，烟道和烟囱仍受到不同程度的腐蚀。在一些投用烟气脱硫较早的电厂经过几年运行后检查，都发现较严重的腐蚀。究其原因，主要是脱硫后SO2虽大量减少，但SO3减去很少，加之脱硫后烟气水分增加，当这些腐蚀性气体溶于水中，结露后就产生腐蚀烟道和烟囱的情况。酸露点的计算受几种因素相互的影响非常复杂。从计算可以得出，脱硫前酸露点温度在100～125℃，而脱硫后酸露点温度在90～145℃范围[4]。所以脱硫后从计算和实测值酸露点温度都高于GGH出口烟气温度80℃，说明尾部烟道和烟囱仍会结露受到腐蚀，所以有没有GGH都应考虑烟囱防腐，取消GGH节省的投资用于建设烟囱防腐设施是合适的。2.2不设置GGH对烟气抬升高度的影响不设置GGH，烟气温度在50℃左右，要比设置GGH低30℃，在环境湿度未达饱和的条件下不利污染物扩散；在环境湿度饱和条件下，设不设GGH，落地污染物浓度不会增加。在前一种情况下，落地污染物浓度最多高20％左右，其中主要是NO，浓度较大，但从环境角度来看不会使环境污染加大，分项考核仍能符合国家二级标准限值。3结语石灰石湿法烟气脱硫（FGD）技术初期投资高和运行成本高是其比较难解决的问题。因此，积极研究有效、节省和结构简单的脱硫工艺是仍是今后的主要任务。参考文献[2]杨飚．二氧化硫减排技术与烟气脱硫工程[M]．北京：冶金工业出版社，2004．[3]FrandsenJBw，kiilS，JolmssonJE.OptimizationofaWetFGDPilotPlantUsingFineLimestoneandOrganicAcids[J].ChemicaEngineeringScimce,2001,56:3275-3287[4]赵鹏高，马国骏，王宝德，等．石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气再热器[J]．中网电力，2005(11)：62—65．