1、电站湿法脱硫系统优化探讨摘要：随着国家新的环保标准的颁布和实施，对电站脱硫系统的脱硫性能及装置可靠性的要求也进一步提高。为此，针对影响脱硫系统效率和可靠性的几个关键问题，如事故喷淋冷却、烟囱凝结水处置、脱硫塔系统优化和结构设计、烟道与烟囱的一体化连接以及公用系统配置等，进行了较为详细的分析，并在总结以往设计经验的基础上提出了一系列改进措施，力求在保证高脱硫效率的同时，使系统具有较高的可靠性。 关键词：电站；湿法脱硫；系统优化 中图分类号： TM4 文献标识码： A 引言 影响湿法脱硫系统效率及可靠性的因素有很多，本文主要对湿法脱硫系统中影响可靠性的几个关键问题进行总结、论述和分析，以期对湿法脱
2、硫系统的设计和安全提供一些行之有效的技术和方法。 一、事故喷淋冷却技术优化 脱硫吸收塔多采用橡胶内衬、玻璃钢、聚丙烯等有机材料，当发生烟气超温、厂用电全停或浆液循环泵失电等故障，极易发生损坏，以致影响机组运行。因此，在脱硫系统中通常都需要设置事故喷淋系统，以有效保护吸收塔内部件和防腐涂层。在脱硫系统运行过程中出现烟气超温事故的情况主要包括以下两种。 1、在锅炉空气预热器故障 在锅炉空气预热器故障状态下，排烟温度将达到 360 摄氏度左右，由于此时吸收塔浆液循环泵维持运行，塔内有足够冷却浆液，只要入口烟温降至 180 摄氏度即可满足安全要求，所以事故冷却水量按照烟气温度由 360 摄氏度冷却至吸
3、收塔入口的 180 摄氏度考虑。 在厂用电全停或者脱硫系统浆液循环泵失电的情况下 吸收塔内已无浆液对烟气进行冷却，此时，正常的烟气温度为 120摄氏度左右，而吸收塔塔内防腐内衬耐温一般是 80-90 摄氏度，除雾器耐温一般是 80 摄氏度，冷却水系统所需水量按烟气极限烟温 180 摄氏度冷却至 80 摄氏度考虑。 如考虑满足上述两种情况同时发生的冷却要求，即故障烟气从 360摄氏度冷却至 80 摄氏度，对冷却水量的需求将大大增加，以 600MW 级机组为例，单台机组的冷却水量计算值将超过 600t/h，而这不论对于设计还是对于运行而言都是不现实的。鉴于这种事故出现的几率极低，事故喷淋冷却系统的
4、设计能力按空预器故障状态下排烟温度由 360 摄氏度降至 180 摄氏度考虑更为合适。需要说明的是，为确保故障工况吸收塔入口的安全，目前大多新建机组都采用了吸收塔入口段贴衬 2mmC276 合金的防腐措施，该措施兼有良好的耐高温性能。建议未采用该措施的吸收塔予以采用。通常事故喷淋系统的配置主要分事故水箱供水和压力供水两种，前者需在吸收塔入口烟道上部或出口烟道上部安装高位水箱，脱硫系统启动时，水箱内的水借助高差流入布置于烟道内的冷却喷淋系统。二、烟囱凝结水及其优化 1、烟囱内壁凝结水的产生及特点 湿法脱硫系统取消旁路后，为提高系统的投运率，基本不再设置故障率相对较高的烟气换热器，因此吸收塔出口处
5、 40-50 摄氏度的饱和湿烟气携带大量的水蒸气将直接通过烟囱排放。虽然通常会在吸收塔顶部设置 2 级除雾器，拦截粒径大于 20m 的液滴，但仍有大量液滴会被烟气携带进入烟囱。而湿法脱硫工艺对烟气中 SO3 的去除率约为 20%-30%，因此净烟气中的 SO3 形成了饱和硫酸蒸汽，其在烟气温度下降时极易在烟囱的内壁结露，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。根据理论计算结果并结合已投产北方地区电厂的湿烟囱运行经验，1 台 600、MW 机组锅炉经湿烟囱排放的凝结水量通常可以达到 5-10t/h。 湿烟囱内形成的酸液 pH 值低，主要成分为稀硫酸，并含有盐酸、氢氟酸及少量盐类，酸液的温度为 40-80 摄氏
6、度，对钢材的腐蚀性极强，腐蚀速度比常温时高出 3-8 倍，且酸蒸汽渗透性较强。因此，对于湿烟囱而言，除了要在内壁加强有效防腐外，及时排出酸液并对酸液进行处理更为重要。 2、烟囱内壁凝结水的排出方式 设计烟囱时，要使烟囱内壁流下的凝结水不在烟囱底部积存，并且凝结水能够向水平烟道方向流出。与烟囱钢内筒相接的水平烟道防腐等级要与烟囱钢内筒一致，最好采用复合钛板或贴衬进口玻璃砖，且内筒连接处不设膨胀节，确保烟囱钢内筒与内部水平烟道成为一个整体，以完全避免酸液在筒身内的泄漏。 非金属烟道膨胀节位置通常设置在筒身外 500mm 处，并通过法兰与内衬玻璃鳞片的钢烟道相连，膨胀节和烟囱外筒筒身之间净烟道底部设
7、集液槽，用于收集酸液，膨胀节底部设排水口。烟道集液槽的槽底要贴衬合金，并设计成一定的坡度，坡向排液管，排液管采用玻璃钢或碳钢衬橡胶管道。 三、吸收塔系统优化 1、脱硫塔入口形式优化 由于受到场地和其他条件的限制，目前运行的火电机组脱硫系统中大部分吸收塔采用了单入口，仅少数采用双入口。对于大型吸收塔，双侧进气更有利于塔内气液的均匀混合。 入口上升区域的流场则存在明显的区别，单入口塔中，随着烟气进入塔内后流通面积突然扩展，在入口和液面之间形成一较大回流区域，易造成浆液在入口的堆积。而双入口塔中，两侧进入塔内的烟气对撞并向上下和左右两侧流动，在入口左右两侧形成四个小尺度涡流，入口侧壁面仅有较少高速和
8、回流区域。显然，双侧进气方式与传统单入口相比，可以使入塔烟气更早形成均匀流场，有利于促进塔内 SO2 的吸收反应。 双侧进气不仅在流场上有以上优势，对于脱硫旁路取消后的大型机组而言，在布置上也是可取的，尤其适用于引风机横向布置的情况，此时吸收塔可置于两风机之间，中心与锅炉中心线对齐，炉后占地可大为缩小，且两侧进气条件基本对称。 2、提高吸收塔吸收效率的措施 壁流逃逸是导致脱硫塔内气体分布不均匀和脱硫效率下降的主要因素，目前脱硫系统优化均将改善浆液与烟气接触和减小脱硫塔内壁流逃逸作为提高脱硫效率的主要措施。 为避免出现风险，确保喷淋塔运行的安全性和可靠性，在不增加额外设施或构件的情况下，通过流场
9、优化保证塔内流场的均匀分布，以达到最优脱硫效果，不失为一个很好的选择。目前主要采用计算机流体模拟技术对塔内流场进行模拟，并在此基础上结合物模实验对塔内喷淋层、除雾器和吸收塔进出口结构等具有整流效果的内构件进行设计优化。塔内喷淋层、喷嘴的合理选择和布置对烟气均匀分布起着非常重要的作用，为保证塔内气体分布均匀，必须保证塔内不同高度处截面上阻力均匀，而均匀布置的喷嘴通常无法达到这种效果。因此，在设计过程中应根据塔内烟气流场的 CFD 模拟情况，选用独特的喷嘴布置形式，即对塔内不同区域设计不同的喷嘴形式、不同的喷射角度、不同的安装密度和喷淋密度,以保证其能对整个塔体有效横截面进行充分合理的覆盖，在减少
10、对塔壁造成冲刷的前提下，避免烟气从塔壁逃逸。若在塔壁区域设置小角度的实心锥喷嘴，在塔中心区域布置双向偏心喷嘴或同向双偏心空心锥喷嘴，则可增加塔壁区域烟气阻力，因而可有效防止烟气从塔壁区域逃逸。 此外，改变脱硫塔的出口结构也可以起到优化塔内流场的作用，传统侧出形式的出口会导致部分烟气在塔出口侧壁流速偏高，影响塔内气体均布，所以宜采用塔顶中心排烟，这样对形成塔内均匀流场能够起到积极的作用。 结束语 电站脱硫系统取消旁路后，脱硫系统的可靠性将直接影响机组的安全稳定运行。采用本文给出的技术和方法有助于提高脱硫系统的脱硫效率及运行可靠性。特别需要指出的是，除设计优化外，脱硫系统的性能和可靠性还取决于运行管理水平，只有对水质、石灰石品质等进行严格有效的控制，维持运行关键参数如 pH 值、钙离子浓度、氯离子浓度、浆液密度、液位等的稳定，才能确保整个脱硫装置长期安全运行。 参考文献 1曾庭华,杨华,马斌,王力.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化.中国电力出版社,2010 年 1 月. 2刘忠，王春波，纪立国等.电厂燃煤锅炉石灰水湿法烟气脱硫装置运行与控制.中国电力出版社,2010 年 9 月.
