1 前言

我國(guó)煤的硫份變化范圍較大，從0.1%到10%都有。從總體上看，我國(guó)屬于硫煤儲(chǔ)量較多的國(guó)家，據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)煤炭資源中有大約30%的煤硫含量在2%以上，尤其西南地區(qū)有些煤田含硫量高達(dá)10％。目前我國(guó)所采煤炭中約1/6為高硫煤，中、低硫類(lèi)開(kāi)采較大，有些優(yōu)質(zhì)低硫煤煤田已面臨資源枯竭，如：著名的大同煤田，優(yōu)質(zhì)低硫煤 多只能開(kāi)采15年。因而，我們隨著時(shí)間的推移，不得不越來(lái)越多的面臨中、高硫煤的使用。

SO2是造成大氣污染的主要污染物之一，有效控制工業(yè)煙氣中SO2是當(dāng)前刻不容緩的環(huán)保課題。我國(guó)2011年全國(guó)二氧化硫排放量高達(dá)2217.9萬(wàn)噸，已成為世界SO2排放 一大國(guó)。由此造成的經(jīng)濟(jì)損失超過(guò)5000億元人民幣。我國(guó)每年排入大氣的87％的SO2來(lái)源于煤的直接燃燒。其中大約一半來(lái)自于火力發(fā)電廠，隨著我國(guó)工業(yè)化進(jìn)程的不斷加快，SO2的排放量也日漸增多。為降低排入大氣的SO2總量，GB13223-2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》已經(jīng)實(shí)施，新建電廠SO2排放標(biāo)準(zhǔn)更加嚴(yán)格，要求排放不大于100mg/Nm3 。

由上可知。中國(guó)未來(lái)脫硫行業(yè)的發(fā)展趨勢(shì)時(shí)，隨著燃用煤種含硫量的越來(lái)越高，火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)也會(huì)越來(lái)越嚴(yán)格，如此，將會(huì)要求煙氣脫硫系統(tǒng)的脫硫效率也隨之越來(lái)越高。

2 目前國(guó)內(nèi)脫硫系統(tǒng)現(xiàn)狀

當(dāng)前世界上已開(kāi)發(fā)的并已穩(wěn)定運(yùn)行的濕法煙氣脫硫技術(shù)和干法循環(huán)流化床技術(shù)、以及半干法煙氣脫硫技術(shù)。據(jù)有關(guān)統(tǒng)計(jì)表明，濕法煙氣脫硫技術(shù)占世界上已經(jīng)安裝并穩(wěn)定運(yùn)行的電廠煙氣脫硫裝機(jī)總?cè)萘康?5，尤其日本占98％，美國(guó)占92％。我國(guó)20萬(wàn)千瓦機(jī)組以上的大中型電廠，濕法脫硫也占脫硫總裝機(jī)容量的90％，60萬(wàn)千瓦以及以上的大型機(jī)組脫硫，至今全部采用濕法煙氣脫硫技術(shù)。

脫硫系統(tǒng)在去除煙氣中SO2的同時(shí)，也需要消耗很大部分的能源，如水、氣、石灰石、電等，煤種含硫量越高，需要的脫硫效率也越高，同時(shí)消耗的能源也越高，國(guó)內(nèi)目前濕法脫硫效率在95％左右，普遍采用單吸收塔，采用的脫硫工藝以石灰石石膏－濕法脫硫工藝為主。

濕法脫硫工藝在所有脫硫工藝中，系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)的電耗 高，通常占發(fā)電量的0.6～1％左右，高硫煤機(jī)組可高到3%以上，隨著煤的含硫量升高以及脫硫效率的增加，脫硫系統(tǒng)的耗電也會(huì)隨之增加，在濕法脫硫系統(tǒng)中，主要的大型耗電設(shè)備為：脫硫升壓風(fēng)機(jī)、吸收塔漿液循環(huán)泵、石灰石球磨機(jī)、石膏脫水真空泵以及氧化風(fēng)機(jī)等，其中脫硫升壓風(fēng)機(jī)、吸收塔漿液循環(huán)泵運(yùn)行電耗占整個(gè)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行電耗的60%左右。

3單塔和串連吸收塔的電耗性能比較

濕法脫硫系統(tǒng)設(shè)置單個(gè)吸收塔和設(shè)置兩個(gè)吸收塔串聯(lián)運(yùn)行，在整個(gè)脫硫系統(tǒng)而言，主要的區(qū)別在于吸收塔設(shè)置不一樣，所以所牽涉到的電耗上有區(qū)別的設(shè)備僅僅包含吸收塔漿液循環(huán)泵電耗以及克服煙氣通過(guò)吸收塔造成的壓力損失造成的脫硫升壓風(fēng)機(jī)電耗增加的不同，以單臺(tái)600MW機(jī)組為例，其煙氣成份條件如下：

煙氣量：2200000Nm3/h (標(biāo)態(tài)、濕基、實(shí)際O2)

煙氣排煙溫度：125 ℃

入口煙氣成份：H2O:7.5 Vol%(標(biāo)態(tài)、濕基、實(shí)際O2)

O2:5.55 Vol%(標(biāo)態(tài)、濕基、實(shí)際O2)

入口煙氣SO2含量：10000Nm3/h (標(biāo)態(tài)、干基、6 Vol%O2)，相當(dāng)于4.2％的煤含硫量。

滿(mǎn)足環(huán)保排放，脫硫效率不低于99%。

按照單個(gè)吸收塔設(shè)置，吸收塔的脫硫效率不得低于99%，如果按照2個(gè)吸收塔串聯(lián)配置，每個(gè)吸收塔脫硫效率按照不低于90％，整體效率為90％＋（1－90％）×90％＝99％，其 終脫硫效率是同等的。

3.1 按照單個(gè)吸收塔設(shè)置

吸收塔脫硫效率的高低與許多因素有關(guān)，但其根本影響因素是漿液循環(huán)量的大小，就是循環(huán)漿液量和煙氣流量的比值，俗稱(chēng)液氣比，液氣比越高，脫硫效率也越高，下表是根據(jù)MHI公司開(kāi)發(fā)的吸收塔（液柱塔）脫硫性能計(jì)算軟件，在同等條件下，漿液循環(huán)量（m3/h）同脫硫效率的關(guān)系曲線(xiàn)：

通過(guò)上曲線(xiàn)發(fā)現(xiàn)，脫硫效率隨著漿液循環(huán)量的增加而提高，但是隨著漿液循環(huán)量增加的比例越來(lái)越大，脫硫效率提高的比例卻越來(lái)越小。在漿液循環(huán)量增加的同時(shí)，吸收塔漿液噴嘴的背壓和煙氣通過(guò)吸收塔的產(chǎn)生的壓力損失也同時(shí)增加。

由于吸收塔噴嘴的個(gè)數(shù)和尺寸相同，每個(gè)噴嘴需要的背壓與通過(guò)噴嘴的漿液流速v2成正比，噴嘴流速為v＝Q/n×s，其中Q為漿液循環(huán)量，n為噴嘴個(gè)數(shù)，s為單個(gè)噴嘴截面積，由此可得出吸收塔背壓的增加與漿液循環(huán)量的平方成正比。煙氣流經(jīng)吸收塔噴淋區(qū)時(shí)，受到吸收塔內(nèi)噴淋漿液的阻擋，產(chǎn)生阻力，煙氣壓力損失漿液循環(huán)量成正比。但是在實(shí)際工況中，考慮到噴淋管道和噴嘴的特殊結(jié)構(gòu)產(chǎn)生的影響，吸收塔噴嘴背壓和煙氣流經(jīng)吸收塔阻力隨循環(huán)漿液量增加時(shí)產(chǎn)生的變化要復(fù)雜一些，根據(jù)MHI公司開(kāi)發(fā)的吸收塔（液柱塔）脫硫性能計(jì)算軟件計(jì)算：

脫硫效率在99％時(shí)，漿液循環(huán)量為93000m3/h，吸收塔噴嘴背壓為25.5mH，煙氣流經(jīng)吸收塔阻力為2790Pa。脫硫效率在90％時(shí)，漿液循環(huán)量為50800m3/h，吸收塔噴嘴背壓為8.4mH，煙氣流經(jīng)吸收塔阻力為1520Pa。

吸收塔循環(huán)漿液泵一般為離心泵，負(fù)責(zé)將漿池中的石膏漿液送至噴嘴，并在噴嘴處產(chǎn)生一定的背壓，使得漿液通過(guò)噴嘴形成噴淋層達(dá)到吸收SO2的目的。

漿液循環(huán)泵的軸功率為：N=Q×H×ρ×g÷η

其中 Q:為漿液泵額定流量,單位：m3/s，

H:揚(yáng)程,單位：米

ρ:漿液密度,單位：1000Kg/m3,對(duì)于液柱塔 ,30%濃度漿液的密度為1250 Kg/m3.

η:離心漿液泵效率(本示例取85%)

漿液泵揚(yáng)程H=吸收塔噴嘴背壓+管道壓力損失(一般取3mH)+噴嘴凈高差壓(本示例取6.9mH)

循環(huán)泵運(yùn)行電耗P=N÷ηl÷ηd

其中 P: 循環(huán)泵運(yùn)行電耗

ηl:離心漿液泵聯(lián)軸器傳動(dòng)效率(1、直聯(lián)取1；2、聯(lián)軸器聯(lián)接取0.95~0.98；本示例取98%)

ηd:離心漿液泵電機(jī)效率(本示例取95%)

脫硫效率在99％時(shí)，循環(huán)泵運(yùn)行電耗:

P=93000÷3600×(25.5+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=14156KW

脫硫效率在90％時(shí)，循環(huán)泵運(yùn)行電耗:

P=50800÷3600×(8.4+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=3997KW

脫硫升壓風(fēng)機(jī)一般為軸流風(fēng)機(jī),用以克服煙氣流經(jīng)脫硫系統(tǒng)產(chǎn)生的壓力損失。

升壓風(fēng)機(jī)的軸功率為:N=Q×p÷（3600×1000×η0）
Q—風(fēng)量，m3/s；
p—風(fēng)機(jī)的全風(fēng)壓，Pa；
η0—風(fēng)機(jī)的效率;

Q=Q0×(273+T) ÷273

Q0—標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下風(fēng)量，Nm3/s；

T—實(shí)際煙氣溫度

升壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行電耗P=N÷ηl÷ηd

其中 P: 升壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行電耗

ηl: 升壓風(fēng)機(jī)聯(lián)軸器傳動(dòng)效率(1、直聯(lián)取1；2、聯(lián)軸器聯(lián)接取0.95~0.98；本示例取98%)

ηd: 升壓風(fēng)機(jī)電機(jī)效率(本示例取95%)

脫硫效率在99％時(shí)，升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗:

P=2200000×(273+125)÷273×2790 ÷（3600×1000×0.85）÷0.98÷0.95=3141KW

脫硫效率在90％時(shí)，升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗:

P=2200000×(273+125)÷273×1520 ÷（3600×1000×0.85）÷0.98÷0.95=1711KW

通過(guò)以上計(jì)算分析，在設(shè)置單個(gè)吸收塔時(shí)，當(dāng)脫硫效率在99％時(shí)，循環(huán)泵運(yùn)行電耗與升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗總和為14156＋3141＝17297KW；

3.2 按照雙吸收塔串聯(lián)設(shè)置

為保證脫硫系統(tǒng)整體脫硫效率達(dá)到99％，雙塔串聯(lián)時(shí)，一級(jí)吸收塔脫硫效率為90％時(shí)，二級(jí)吸收塔脫硫效率不得低于90％，按照單個(gè)吸收塔脫硫效率在90％時(shí)，漿液循環(huán)泵運(yùn)行電耗與升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗總和為3997＋1711＝5708KW；如二級(jí)吸收塔設(shè)置同一級(jí)吸收塔相同，按照雙塔串聯(lián)設(shè)置總脫硫效率在99％時(shí)，循環(huán)泵運(yùn)行電耗與升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗總和為5708×2＝11416KW；遠(yuǎn)低于單級(jí)吸收塔總電耗17297KW。

在實(shí)際工況時(shí)，二級(jí)吸收塔入口煙氣溫度經(jīng)過(guò)一級(jí)吸收塔冷卻后大大降低，而且入口煙氣SO2含量只有一級(jí)吸收塔入口10％，相當(dāng)于燃用超低硫煤，其達(dá)到90％脫硫效率時(shí)的液氣比要遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于一級(jí)吸收塔，按照MHI公司開(kāi)發(fā)的吸收塔（液柱塔）脫硫性能計(jì)算軟件，在同等條件下，二級(jí)吸收塔漿液循環(huán)量（m3/h）同脫硫效率的關(guān)系曲線(xiàn)：

根據(jù)軟件計(jì)算：二級(jí)吸收塔脫硫效率在90％時(shí)，漿液循環(huán)量為21000m3/h，吸收塔噴嘴背壓為4.4mH，煙氣流經(jīng)吸收塔阻力為520Pa。

二級(jí)吸收塔脫硫效率在90％時(shí)，循環(huán)泵運(yùn)行電耗:

P=21000÷3600×(4.4+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=1291KW

二級(jí)吸收塔脫硫效率在90％時(shí)，升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗（考慮雙塔串聯(lián)時(shí)煙道走向復(fù)雜，需要增加200Pa的煙道壓損）:

P=2200000×(273+125)÷273×(520+200)÷(3600×1000×0.85)÷0.98÷0.95=811KW

3.3 比較分析

如此實(shí)際上按照雙塔串聯(lián)設(shè)置總脫硫效率在99％時(shí)，循環(huán)泵運(yùn)行電耗與升壓風(fēng)機(jī)為克服煙氣流經(jīng)吸收塔阻力需要的運(yùn)行電耗總和為5708＋1291＋811＝7810KW；比單級(jí)吸收塔總電耗低9487KW。由此可見(jiàn)，雙塔串聯(lián)雖然設(shè)置了兩級(jí)吸收塔，總耗電量反而大大降低。這是因?yàn)殡m然脫硫效率隨著漿液循環(huán)量的增加而提高，但是隨著漿液循環(huán)量增加的比例越大，脫硫效率提高的比例卻越來(lái)越小，當(dāng)脫硫效率超過(guò)97％時(shí)，隨著漿液循環(huán)量增加，脫硫效率提高已經(jīng)非常困難。這就造成了，當(dāng)采用雙塔串聯(lián)時(shí)電耗反而會(huì)遠(yuǎn)遠(yuǎn)降低。

4 雙塔串聯(lián)在實(shí)際工程中的應(yīng)用

國(guó)內(nèi)外有許多工程燃用高硫煤種，為滿(mǎn)足環(huán)保排放，需要非常高的脫硫效率，其脫硫系統(tǒng)均采用雙塔串聯(lián)，尤其U型雙液柱塔串聯(lián)，由于液柱塔外形為方形，在整體布置中具有極大的優(yōu)勢(shì)，其雙塔漿液池可以非常方便的結(jié)合成一個(gè)漿液池，對(duì)于石膏漿液的氧化和后續(xù)處理非常容易，大唐桂冠合山發(fā)電廠#3機(jī)組脫硫系統(tǒng)，燃煤含硫量 高達(dá)到5.2%，該機(jī)組采用U形液柱塔，雙塔串聯(lián)，總體脫硫效率高達(dá)98.4，該機(jī)組已于2011年成功投入商業(yè)運(yùn)行，在滿(mǎn)負(fù)荷工況下，脫硫效率不低于設(shè)計(jì)值，脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)電耗不到9950KW，實(shí)際運(yùn)行不超過(guò)9900KW，按等量煙氣量、等量SO2濃度、等量脫硫效率相同的系統(tǒng)配置，#3脫硫U型塔技術(shù)比其它同類(lèi)脫硫技術(shù)運(yùn)行電耗要少近6000KW，約占整個(gè)機(jī)組發(fā)電量的1%，可以說(shuō)雙塔串聯(lián)設(shè)置的經(jīng)濟(jì)性是其 突出的閃光點(diǎn)，也是其它單塔脫硫技術(shù)望塵莫及的。這一技術(shù)的推廣，將會(huì)給大機(jī)組、高硫煤、高效率的等同類(lèi)脫硫機(jī)組帶來(lái)巨大的經(jīng)濟(jì)效益，大大降低整體行業(yè)的電能消耗。

5 結(jié)論

目前國(guó)內(nèi)燃煤機(jī)組仍然以燃燒低硫煤為主，隨著低硫煤炭資源的逐漸消耗，燃用中高硫煤中是未來(lái)不可避免的國(guó)情，按照上文分析的實(shí)例中，燃用高硫煤種，按照一年運(yùn)行5500h，電價(jià)為0.35元，單塔比雙塔一年運(yùn)行電費(fèi)要高出1800萬(wàn)，由此可見(jiàn)，當(dāng)燃用高硫煤中時(shí)，為滿(mǎn)足環(huán)保排放要求，必須達(dá)到比較高的脫硫效率，選用單個(gè)吸收塔運(yùn)行已經(jīng)非常的不經(jīng)濟(jì)，造成巨大的能源浪費(fèi)，與脫硫系統(tǒng)環(huán)保宗旨嚴(yán)重向背，采用雙塔串聯(lián)運(yùn)行是未來(lái)脫硫系統(tǒng)必然的趨勢(shì)。