串联吸收塔烟气脱硫改造技术2016.doc

串联吸收塔烟气脱硫改造技术 1 前言 我国煤的硫份变化范围较大，从0.1%到10%都有。从总体上看，我国属于硫煤储量较多的国家，据统计，我国煤炭资源中有大约30%的煤硫含量在2%以上，尤其西南地区有些煤田含硫量高达10%。目前我国所采煤炭中约1/6为高硫煤，中、低硫类开采较大，有些优质低硫煤煤田已面临资源枯竭，如：著名的大同煤田，优质低硫煤最多只能开采15年。因而，我们随着时间的推移，不得不越来越多的面临中、高硫煤的使用。 SO2是造成大气污染的主要污染物之一，有效控制工业烟气中SO2是当前刻不容缓的环保课题。我国2011年全国二氧化硫排放量高达2217.9万吨，已成为世界SO2排放第一大国。由此造成的经济损失超过5000亿元人民币。我国每年排入大气的87%的SO2来源于煤的直接燃烧。其中大约一半来自于火力发电厂，随着我国工业化进程的不断加快，SO2的排放量也日渐增多。为降低排入大气的SO2总量，GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》已经实施，新建电厂SO2排放标准更加严格，要求排放不大于100mg/Nm3 。 由上可知。中国未来脱硫行业的发展趋势时，随着燃用煤种含硫量的越来越高，火电厂大气污染物排放标准也会越来越严格，如此，将会要求烟气脱硫系统的脱硫效率也随之越来越高。 2 目前国内脱硫系统现状 　　当前世界上已开发的并已稳定运行的湿法烟气脱硫技术和干法循环流化床技术、以及半干法烟气脱硫技术。据有关统计表明，湿法烟气脱硫技术占世界上已经安装并稳定运行的电厂烟气脱硫装机总容量的85，尤其日本占98%，美国占92%。我国20万千瓦机组以上的大中型电厂，湿法脱硫也占脱硫总装机容量的90%，60万千瓦以及以上的大型机组脱硫，至今全部采用湿法烟气脱硫技术。 脱硫系统在去除烟气中SO2的同时，也需要消耗很大部分的能源，如水、气、石灰石、电等，煤种含硫量越高，需要的脱硫效率也越高，同时消耗的能源也越高，国内目前湿法脱硫效率在95%左右，普遍采用单吸收塔，采用的脱硫工艺以石灰石石膏-湿法脱硫工艺为主。 湿法脱硫工艺在所有脱硫工艺中，系统运行时的电耗最高，通常占发电量的0.6～1%左右，高硫煤机组可高到3%以上，随着煤的含硫量升高以及脱硫效率的增加，脱硫系统的耗电也会随之增加，在湿法脱硫系统中，主要的大型耗电设备为：脱硫升压风机、吸收塔浆液循环泵、石灰石球磨机、石膏脱水真空泵以及氧化风机等，其中脱硫升压风机、吸收塔浆液循环泵运行电耗占整个脱硫系统运行电耗的60%左右。 　　3单塔和串连吸收塔的电耗性能比较 　　湿法脱硫系统设置单个吸收塔和设置两个吸收塔串联运行，在整个脱硫系统而言，主要的区别在于吸收塔设置不一样，所以所牵涉到的电耗上有区别的设备仅仅包含吸收塔浆液循环泵电耗以及克服烟气通过吸收塔造成的压力损失造成的脱硫升压风机电耗增加的不同，以单台600MW机组为例，其烟气成份条件如下： 　　烟气量：2200000Nm3/h (标态、湿基、实际O2) 烟气排烟温度：125 ℃ 　　入口烟气成份：H2O:7.5 Vol%(标态、湿基、实际O2) 　　O2:5.55 Vol%(标态、湿基、实际O2) 　　入口烟气SO2含量：10000Nm3/h (标态、干基、6 Vol%O2)，相当于4.2%的煤含硫量。 　　满足环保排放，脱硫效率不低于99%。 按照单个吸收塔设置，吸收塔的脱硫效率不得低于99%，如果按照2个吸收塔串联配置，每个吸收塔脱硫效率按照不低于90%，整体效率为90%+(1-90%)×90%=99%，其最终脱硫效率是同等的。 3.1 按照单个吸收塔设置 　　吸收塔脱硫效率的高低与许多因素有关，但其根本影响因素是浆液循环量的大小，就是循环浆液量和烟气流量的比值，俗称液气比，液气比越高，脱硫效率也越高，下表是根据MHI公司开发的吸收塔(液柱塔)脱硫性能计算软件，在同等条件下，浆液循环量(m3/h)同脱硫效率的关系曲线： 　　通过上曲线发现，脱硫效率随着浆液循环量的增加而提高，但是随着浆液循环量增加的比例越来越大，脱硫效率提高的比例却越来越小。在浆液循环量增加的同时，吸收塔浆液喷嘴的背压和烟气通过吸收塔的产生的压力损失也同时增加。 由于吸收塔喷嘴的个数和尺寸相同，每个喷嘴需要的背压与通过喷嘴的浆液流速v2成正比，喷嘴流速为v=Q/n×s，其中Q为浆液循环量，n为喷嘴个数，s为单个喷嘴截面积，由此可得出吸收塔背压的增加与浆液循环量的平方成正比。烟气流经吸收塔喷淋区时，受到吸收塔内喷淋浆液的阻挡，产生阻力，烟气压力损失浆液循环量成正比。但是在实际工况中，考虑到喷淋管道和喷嘴的特殊结构产生的影响，吸收塔喷嘴背压和烟气流经吸收塔阻力随循环浆液量增加时产生的变化要复杂一些，根据MHI公司开发的吸收塔(液柱塔)脱硫性能计算软件计算： 脱硫效率