湿法脱硫运行参数对耗水量的影响

以600MW机组的脱硫系统为例,机组满负荷下,吸收塔内烟气可带走水耗高达125m3/h。当前全国燃煤电厂中有90%的电厂采用湿法脱硫工艺，了解影响湿法脱硫系统耗水量的影响因素，对降低系统水消耗量十分关键。

一、分析工具

通过浆液池中循环浆液的液位变化来衡量脱硫系统耗水量。循环浆液净增加率为:

式中:

qv：为循环浆液增加量,即浆液池水量的变化，mL;

 I  ：为循环浆液净增加率,即循环浆液增加量与入口烟气中水量的比值;

qD：为入口烟气水量，是进口烟气水蒸气转化为与之相当的液态水量,mL。

当 qv<0、I<0时,浆液池水量减少,脱硫过程需补充水;

当qv>0、I>0时,浆液池水量增加,脱硫过程不但不需要补充水，浆液池中水位还会增加，运行过程中还会得到烟气中的凝水,即可节水;

当qv=0、I=0时,达到水平衡,脱硫过程不耗水也不节水,理论上为零水耗点。

二、循环浆液温度

分别将纯水、NaOH、MgO、CaCO3作为循环浆液,研究不同循环浆液、不同温度下进口烟气水蒸气浓度分别为 6%、9%、12%、15%、18%时对脱硫系统耗水量的影响。模拟实际脱硫塔烟气入口条件:进口烟气流量为 9.52m3/h,进口烟气温度90℃,液气比为13,SO2浓度为1000mg/m3,出口烟气湿度饱和。试验保证脱硫效率达到90%以上，纯水、NaOH为循环浆液时试验温度为10、30、50、60℃,MgO为循环浆液时试验温度为30、50、60℃,CaCO3为循环浆液时试验温度为50、60℃。循环浆液温度对脱硫系统耗水率的影响如图1所示。

由图1可见,在不同进口烟气水蒸气浓度下，各种循环浆液的I值均随循环浆液温度的升高而下降。I=0的直线为零耗水线,是湿法脱硫系统耗水与节水的分界线。零耗水线与曲线交点对应的横坐标为不同进口烟气水蒸气浓度下的零水耗循环浆液温度临界点(表1)。

由表1可见，同等条件下，NaOH作为循环浆液时脱硫零水耗临界循环浆液温度最高，MgO其次,CaCO3温度最低。这是由于不同循环浆液喷淋时的雾化效果不同,因此存在耗水特性的差异。可见,各种循环浆液在不同的进口烟气水蒸气浓度下，均存在实现湿法脱硫零耗水的循环浆液临界温度，且随进口烟气水蒸气浓度的增加,临界循环浆液温度也增加。

三、进口烟气温度

在保持进口烟气流量为9.52m3/h,进口烟气水蒸气浓度为12%(对应原煤水分25%左右)其他条件不变的情况下,分别研究 MgO、CaCO3循环浆液在进口烟气温度分别为60、90、120、140℃时对脱硫系统耗水量的影响。进口烟气温度对I的影响如图2所示。

由图2可见,在进口烟气中水蒸气浓度不变的情况下,随进口烟气温度的升高,2种循环浆液I均下降,系统耗水量增加。MgO循环浆液在进口烟气温度为140℃时,I=-38.2%,而进口烟温为90℃时,I=-16.8%,可见进口烟温为90℃时的脱硫系统耗水量比140℃时约小50%,当进口烟温降至60℃时,I=11.9%,处于节水状态。

四、进口烟气水蒸气浓度和SO2浓度

在进口烟气温度为90℃,循环浆液温度为 50℃的条件下,不同进口烟气水蒸气浓度对I的影响如图3所示。由图3可见，当进口烟气水蒸气浓度增加时,MgO、CaCO3 2种循环浆液的I值均逐渐增加,最终升至零上,从耗水状态进入节水状态。循环浆液采用 CaCO3,烟气水蒸气浓度为16%时,脱硫系统进入节水状态;循环浆液采用MgO、NaOH,烟气水蒸气浓度分别为14.5%、13.5%时脱硫系统进入节水状态。

循环浆液温度为60℃时,循环浆液采用MgO和CaCO3,进口烟气水蒸气浓度在6%~18%区间时脱硫系统都处于耗水状态;NaOH及纯水也仅有进口烟气水蒸气浓度大于18%才进入节水状态，循环浆液温度为30℃时,循环浆液采用NaOH溶液,进口烟气水蒸气浓度在6%~18%区间的脱硫系统都处在节水状态;循环浆液采用MgO溶液,水蒸气浓度大于7%,也可以实现节水。表2为烟气水蒸气浓度为6%~18%时对应的煤种全水分。

表2 煤种全水分对应烟气水蒸气浓度范围

循环浆液温度为60℃时,采用CaCO3或 MgO作为循环浆液时,燃用大部分煤种脱硫系统都会耗水;而循环浆液温度为50℃,采用CaCO3或 MgO为循环浆液,燃用原煤水分达到40%左右的褐煤时,脱硫系统为节水状态。对于原煤水分较少的贫煤和烟煤,可通过选择合适的脱硫剂,降低循环浆液温度及进口烟气温度,实现零水耗湿法脱硫。在进口烟气水蒸气浓度为12%的情况下，MgO、CaCO3 2种循环浆液在SO2浓度分别为700、1000、1300mg/m3时对I的影响如图4所示。由图4可见,随着SO2浓度的变化,I的变化不大。可见,SO2浓度的变化对系统耗水量影响不大。这是因为水蒸气的汽化潜热非常大,脱硫塔内由于水的相变引起的传质传热交换量远大于SO2吸收反应所产生的热量,故对系统耗水量没有明显影响。

五、结 论

(1)原煤水分含量(对应烟气水蒸汽浓度)对脱硫塔内凝结水量有重要影响,随进口烟气水蒸气浓度的增加,循环浆液温度降低,进口烟温降低,湿法脱硫系统耗水量会逐渐减小。

(2)SO2浓度及脱硫反应对系统耗水量的影响不大。

(3)同样运行参数下,钙法湿法脱硫工艺的耗水最大,其次是镁法脱硫,钠碱法耗水量最少。

(4)对于使用不同循环浆液的湿法脱硫工艺,均存在临界运行参数使得I为零,实现湿法脱硫零水耗。循环浆液温度为50℃,采用CaCO3或MgO为脱硫剂,燃用原煤水分达到40%左右的褐煤时,脱硫系统可实现零水耗运行。而烟煤、贫煤等低水分煤质只要选择适合的脱硫剂和较低的脱硫反应温度,也可实现零水耗湿法脱硫。

(5)在同一脱硫系统下,相同的FGD入口水蒸气浓度、液气比、雾化效果的前提下,随着入口烟气温度的升高、原煤含水量(烟气水蒸气浓度)的减少,耗水率逐渐增加。入口烟气温度每升高10℃，耗水率增加约 5%。