石灰石石膏湿法脱硫工艺脱硫效率影响因素.doc

石灰石/石膏湿法脱硫工艺脱硫效率影响因素现阶段我国大气治理市场不断扩大脱硫脱硝工艺更新迭代本文阐述石灰石/石膏湿法脱硫工艺的基本原理以及它的应用状况。本文将以浆液PH值为基准对影响脱硫效果的因素以及规律进行研究并从工艺和设备方面简述如何保障湿法脱硫功效以提升石灰石/石膏湿法脱硫工艺的脱硫效率。一般地影响脱硫效率因素包括有石灰石的活性、液气比、钙硫比等。1引言燃煤过程中会产生并排放二氧化硫(SO2)造成严重的空气污染为实现全国SO2的消减目标就须控制电力行业的SO2排放量。当前我国燃煤机组广泛地运用了石灰石/石膏湿法脱硫(wetfluegasdesulfurization以下简称FGD)这种烟气脱硫工艺FGD的流程、形式和原理在国际上都有着异曲同工之妙。主要运用了包括有石灰石(主要成分是碳酸钙：CaCO3)、石灰(主要成分是氧化钙：CaO)或者碳酸钠(Na2CO3)等浆液作为洗涤剂烟气通过吸收塔会发生化学反应进而达到烟气洗涤的效果从而使烟气中的二氧化硫(SO2)得以去除。最早的石灰石脱硫工艺是在1927年英国为保护高层建筑在泰晤士河岸的电厂得以利用至今已有87年历史。经过不断地对技术、工艺革新完善如今FGD具有以下优点：脱硫效率高基本保证为90%最高可达95%更甚是98%;机组容量大;煤种适应性强;副产品容易回收;运营成本较低等。本文将从影响脱硫效率的因素参数进行分析概述其影响的原因进而为完善FGD系统、提升脱硫效率作理论依据。2FGD脱硫原理这种工艺拥有极其丰富的资源作为吸收剂能广泛地进行商业化开发拥有成本低可回收等优点。当前作为FGD工艺中应用最为广泛地方法石灰石/石灰法对高硫煤的脱硫率能保证至少90%而那些低硫煤则能保证95%的脱硫率。3脱硫效率的影响因素烟气换热器会使燃煤过程中产生的烟气降温冷却进入吸收塔其中的HCl、HF以及灰尘等都会溶入浆液中浆液中的水分会吸收SO2、SO3生成H2SO3其能分解H+和HSO3-与浆液中的CaCO3发生水反应生成二水石膏使得浆液的PH值发生变化。为使吸收塔的脱硫效率得以保障浆液通过循环泵从吸收塔浆池送到塔内喷嘴体系喷淋而下会向吸收塔内持续输送浆液使吸收塔内的浆液PH值保持在5～7之间。3.1吸收塔内浆液的PH值吸收塔中浆液吸收掉SO2的程度决定着脱硫效率的高低而浆液的PH值会使其受到影响。相关实验表明PH值越高越能吸收SO2而越低的PH值更能Ca2+减少成本此二者要求对立因此合理控制浆液PH值不但能最大化提升脱硫效率还能降低成本。浆液的PH值是一个缓慢的变化过程因此也就不能通过监控进行及时控制来达到理想值。随着煤质和荷载的改变烟气流量不断提升脱硫效率逐步下降;通力烟气流动速度越快使得烟气对喷淋浆液的浮力就越高增加了烟气与浆液的混合时间却提升了驼鹿效率;虽然烟气流速慢能更好地吸收SO2但这样容易使烟道发生堵塞等问题。此外相关数据表明混合浆液中CaCO4˙2H2O和CaCO3的浓度达到饱和时其浆液密度ρ=1135Kg/m3而CaCO3˙2H2O会抑制浆液对SO2的吸收使脱硫效率降低;而当浆液密度ρ≤1070Kg/m3时CaCO3的浓度会相对升高CaCO3˙2H2O的浓度变低虽然使得脱硫效率增加但会浪费大量的石灰石浆液使得成本变高。因此建议密度范围为[10701135]。所以稳定浆液PH值不仅是利用阀门来控制浆液的供给量还需要做一个闭合控制回路来控制进入浆液中的SO2的量。根据反应方程式：SO2+CaCO3=CaSO3+CO2↑可以得到CaCO3与SO2的质量关系比为100：64。所以将烟气中SO2的含量作为参照来控制浆液的供给量不但能满足反应的需求还能控制PH值。实验表明当PHlt;5.6时ph越高浆液中就存有更多的caco3脱硫效果越显著但当ph5.7时使得Ca2+难以吸出脱硫效率变化相对缓慢。低PH值能促进溶解但不利于脱硫还会造成设备酸性腐蚀。所以建议浆液PH值的范围[5.45.6]。3.2石灰石活性石灰石中约95%都是方解石其主要是由CaCO3组成的沉积岩其常见的杂质有MgCO3、SiO2、Fe2O3、Al2O3。在FGD系统中会溶解部分MgCO3但大部分的金属杂质即使在强酸下也不会被溶解。溶解过后的MgCO3虽然会提升脱硫效率但其中Mg2+浓度过高会影响石膏的沉淀和脱水进而降低石膏的纯度。SiO2较CaCO3的硬度强需要更多的浆液原料且具有腐蚀性会使设备受到磨损总而言之SiO2会降低石膏纯度以及石灰石活性。而金属离子会生成氟化络合物分布在石灰石之上使得PH值相对偏低。所以石灰石的溶解速率、温度、大小以及溶液中碳酸盐的含量都会觉得石灰石的活性进而影响脱硫效率。3.3液气比单位统计的烟气流量在脱硫吸收塔中用于循环的碱性浆液的体积流量就是液气比其值等于单位时间内浆液的喷淋量和单位时间内湿