郝潤龍， 趙 毅， 郭天祥

(華北電力大學 環(huán)境科學與工程學院，河北保定 071003)

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燃煤煙氣濕法脫硫系統(tǒng)模型及優(yōu)化運行

郝潤龍， 趙 毅， 郭天祥

(華北電力大學 環(huán)境科學與工程學院，河北保定 071003)

針對濕式石灰石-石膏法脫硫工藝能耗偏高的缺陷，通過研究氣-氣換熱器(GGH)、除霧器、增壓風機、循環(huán)漿液泵和氧化風機等設備運行情況，并結(jié)合流體力學基本原理，推導出增壓風機、氧化風機和循環(huán)漿液泵的數(shù)學模型.以某600 MW燃煤電廠脫硫系統(tǒng)為例，得出了脫硫系統(tǒng)阻塞率與GGH壓差和除霧器壓差的特征曲線，以及總阻力系數(shù)與GGH阻塞率和除霧器阻塞率的關系.結(jié)果表明：當阻塞率>0.3時，GGH和除霧器需進行吹掃，同時在運行過程中也要保證總阻力系數(shù)<0.003；循環(huán)漿液泵的優(yōu)化組合可實現(xiàn)脫硫系統(tǒng)節(jié)能降耗和增壓風機的優(yōu)化運行；根據(jù)SO2質(zhì)量濃度和煙氣量變化來優(yōu)化氧化風機出力，亦可促進脫硫系統(tǒng)的優(yōu)化運行.

濕法煙氣脫硫； 數(shù)學模型； 能耗分析； 優(yōu)化運行

濕式石灰石-石膏法是我國燃煤電廠應用的主流技術，該技術具有成熟、脫硫效率高和煙氣適用范圍寬等優(yōu)點.但由于其系統(tǒng)復雜，普遍存在能耗偏高的不足，因此，脫硫設備的節(jié)能降耗及經(jīng)濟運行成為目前研究的熱點.此外，在國家“十二五”規(guī)劃中，對火電廠SO2排放提出了更嚴格的標準，脫硫系統(tǒng)的節(jié)能優(yōu)化運行對實現(xiàn)企業(yè)效益和社會效益的雙贏具有重要意義.

1 WFGD系統(tǒng)及其設備模型建立

濕式石灰石-石膏煙氣脫硫(WFGD)系統(tǒng)的主要耗能設備是循環(huán)漿液泵、增壓風機和氧化風機，煙氣量變化是影響以上3種設備能耗的主要原因.同時由氣-氣換熱器(GGH)和除霧器形成的局部阻力及煙道的沿程阻力也將直接影響增壓風機的能耗.盡管目前有些煙氣脫硫系統(tǒng)采用煙氣系統(tǒng)優(yōu)化、吸收系統(tǒng)優(yōu)化、變負荷運行系統(tǒng)優(yōu)化[1]和利用混合吸收劑[2]等措施來實現(xiàn)系統(tǒng)節(jié)能，但由于缺少理論指導，節(jié)能效果不甚理想.因此，筆者通過建立循環(huán)漿液泵、增壓風機和氧化風機的數(shù)學模型，對脫硫系統(tǒng)進行節(jié)能優(yōu)化分析.

1.1 數(shù)學模型

氣固兩相的相互作用包括質(zhì)量、動量和能量傳遞，其中質(zhì)量傳遞由兩相之間的氣動阻力產(chǎn)生，增壓風機模型的建立主要依據(jù)GGH阻力、除霧器阻力和煙氣量等因素.其中煙氣量變化將直接影響增壓風機的功率，增壓風機全壓、進口流量及風機軸功率的關系如式(1)所示：

(1)

式中：P風機為風機軸功率，kW；p為風機全壓，Pa；Q煙為煙氣量，m3/s；η總效率為風機效率.

風機全壓與GGH壓差、除霧器壓差有關，設備的阻力是二者產(chǎn)生的主要原因，其與質(zhì)量氣體動能有關.關系式可表示為

(2)

式中：v為氣體流速，m/s；ρ為氣體密度，kg/m3；ζ為設備阻力系數(shù).

1.1.1 GGH壓差模型

GGH壓差包含原煙氣側(cè)和凈煙氣側(cè)壓差，設GGH有效面積為S，煙氣流通截面積為S/2，則總壓差可表示為

(3)

式中：pG為GGH壓差，Pa；ζG為GGH阻力系數(shù)；ρq為煙氣密度，kg/m3；vq為煙氣流速，m/s.

其中，GGH壓差與GGH有效面積有關，有效面積越小則壓差越大.實際運行過程中，飛灰沉積會引起GGH阻塞，從而導致有效面積減小，并造成GGH壓差變大.因此，GGH的阻塞程度與GGH壓差有關.定義GGH阻塞率bG來反映GGH阻塞程度，而GGH阻塞率bG與GGH有效面積有關：

(4)

式中：SG為GGH設計有效面積，m2

將式(4)代入式(3)可得GGH壓差模型：

(5)

1.1.2 除霧器壓差模型

(6)

1.1.3 增壓風機數(shù)學模型

根據(jù)式(1)、式(5)和式(6)，得出增壓風機功率P風機，增與煙氣量、GGH阻塞率和除霧器阻塞率的關系模型如下：

(7)

1.2 循環(huán)漿液泵數(shù)學模型

循環(huán)漿液泵能耗主要由煙氣量、液氣比及漿液噴淋高度決定.脫硫效率η脫由液氣比f決定，SO2濃度和液氣比變化不大時，脫硫效率基本不變[3].由液氣比公式可得到循環(huán)漿液量，則漿液流速vl為

(8)

式中：Sl為循環(huán)漿液泵管道截面積，m2.

單位漿液量的能耗Pl可表示成漿液動能與勢能之和的形式：

(9)

式中：ρl為循環(huán)漿液密度，kg/m3；h為循環(huán)槳液泵揚程，m；ξl為循環(huán)漿液泵阻力系數(shù)；g為重力加速度，m/s2.

循環(huán)漿液泵能耗P泵可用Pl表示：

(10)

(11)

式中：P泵為循環(huán)漿液泵功率，kW.

1.3 氧化風機數(shù)學模型

氧化風機能耗主要由鼓入的空氣量決定，而鼓入的空氣量與煙氣量和SO2濃度有關.空氣量越多就越能充分氧化CaSO3，從而獲得高品質(zhì)石膏，但同時氧化風機能耗升高；空氣量少則難以實現(xiàn)CaSO3完全氧化.因此，鼓入適量空氣既能保證氧化效果也能實現(xiàn)氧化風機的節(jié)能運行.

單位時間內(nèi)煙氣中SO2的體積流量為

(12)

式中：qV,SO2為SO2的體積流量，m3/s；ρin為入口SO2質(zhì)量濃度，mg/m3.

當煙氣中氧體積分數(shù)超過6%時，吸收塔噴淋區(qū)SO2的氧化效率η1=50%～60%.且鼓入的空氣中的氧氣不能被全部利用，實踐證明氧氣的利用率為η2=25%～30%[4]，空氣中氧體積分數(shù)為21%，則所需的空氣量為

氧化風機設備阻力主要是由出氣口局部阻力及管道沿程阻力引起的，且氧化風機出力可表示為質(zhì)量氣體動能形式：

(14)

式中：ρ空為空氣密度，kg/m3；ξ氧為氧化風機阻力系數(shù)；S氧為氧化風機管道截面積，m2.

由于出氣口布置在漿液槽中，則由浸沒漿液槽而造成的壓降為

p液=ρlgh′

(15)

式中：p液為液壓，Pa；h′為深度，m.

由式(13)～式(15)可得出氧化風機能耗公式為

(p液+P風機，氧)Q空=P羅茨η總效率

(16)

(17)

式中：P羅茨為氧化風機功率，kW.

2 WFGD系統(tǒng)節(jié)能運行分析和方案

以某600 MW燃煤電廠脫硫系統(tǒng)為例，煙道布置增壓風機和GGH，吸收塔內(nèi)安裝一套兩級除霧器及沖洗系統(tǒng)、3臺循環(huán)漿液泵，塔底裝備1臺氧化風機.脫硫島內(nèi)廠用電電壓等級分為6 kV和380 V 2種，其中6 kV電機中，增壓風機和循環(huán)漿液泵是主要耗能設備.選取鍋爐15個運行工況數(shù)據(jù)來分析不同鍋爐負荷下的設備能耗，具體數(shù)據(jù)見表1.增壓風機、循環(huán)漿液泵和氧化風機的參數(shù)見表2.

表1 運行工況

圖1給出了不同阻塞率下GGH壓差和除霧器壓差與煙氣量的關系.從圖1可以看出，GGH壓差和除霧器壓差隨煙氣量的增加而迅速增大，當負荷超過70%(煙氣量約為1.80×106m3/h)時，2個壓差均極速增大.為了便于分析，將其分為低壓區(qū)(A、B)、高壓區(qū)(C)和警報區(qū)(D)(壓差已影響系統(tǒng)正常運行).A區(qū)影響較小暫不討論.B區(qū)阻塞率變化范圍為0.1～0.3，當阻塞率增加0.1時，GGH壓差增大約200 Pa.C區(qū)和D區(qū)為高煙氣量高阻塞率區(qū)，此時阻塞率對壓差的影響顯著，當阻塞率增加0.1時，GGH壓差則增大700～1 200 Pa.此外，由圖1還可知，0.3是阻塞警戒值，當阻塞率≤0.3時，GGH壓差和除霧器壓差幾乎都處于低壓區(qū)，當阻塞率>0.3后，阻塞率的影響顯著增加，需立即對GGH、除霧器進行吹掃.

表2 WFGD系統(tǒng)參數(shù)

圖2給出了GGH阻塞率和除霧器阻塞率與總阻力系數(shù)(TRC)的關系.總阻力系數(shù)是描述GGH和除霧器協(xié)同影響設備阻力變化的重要參數(shù)，其與二者的阻塞率有關，也與二者流通截面積有關.引起GGH阻塞的主要原因是原煙氣側(cè)飛灰沉積以及凈煙氣側(cè)煙氣帶水導致GGH結(jié)垢[5]；引起除霧器堵塞的主要原因是脫硫石膏在V形板上沉積.由圖2可知，GGH是影響TRC的主要因素，圖中虛線為過渡線，過渡線以上說明設備總阻力接近風機額定出力，此時需要對GGH和除霧器進行吹掃.

圖3給出了增壓風機功率與煙氣量和總阻力系數(shù)的關系.由式(7)可知，煙氣量是影響增壓風機功率的最主要因素.從圖3可以看出，當位于低煙氣量區(qū)時(煙氣量約為600 m3/s)，增壓風機功率低于1 500 kW且隨煙氣量及TRC的增加而緩慢提高，風機低頻運行；進入高煙氣量、低TRC區(qū)(總阻力系數(shù)<0.002 5)，增壓風機功率隨煙氣量的增加而緩慢提高，但仍可控于1 500 kW；進入高煙氣量、高TRC區(qū)(總阻力系數(shù)>0.003，上三角區(qū))，增壓風機功率隨煙氣量及TRC的增加而迅速提高，增壓風機處于滿負荷甚至超負荷運行.綜上所述，低煙氣量區(qū)，煙氣量變化是影響增壓風機功率的主要因素；高煙氣量區(qū)，增壓風機功率受煙氣量和TRC共同影響.需要指出，當長期處于高負荷區(qū)運行時(高煙氣量)，TRC的控制尤為重要，此時TRC每增加0.001，增壓風機功率升高約700 kW，因此，運行過程中盡量使總阻力系數(shù)<0.003.另外，加強煙道密封、控制漏風量和減小系統(tǒng)內(nèi)外壓差也有利于增壓風機的優(yōu)化運行[6].

(a)

(b)

Fig.1 Differential pressure of GGH/demister vs. flue gas volume at different blocking rates

圖2 GGH阻塞率、除霧器阻塞率與總阻力系數(shù)關系圖

Fig.2 Blocking rate of GGH/demister vs. total resistance coefficient

圖3 增壓風機功率與煙氣量和總阻力系數(shù)的關系

Fig.3 Power of booster fan vs. flue gas volume and total resistance coefficient

圖4給出了循環(huán)漿液泵功率與煙氣量和液氣比的關系，其中循環(huán)漿液泵功率是3臺循環(huán)漿液泵功率之和(2臺1 600 kW、1臺2 800 kW).根據(jù)實際運行工況，脫硫效率為92%～98%時，液氣比為15～20 L/m3.由圖4可知，在低煙氣量時(煙氣量<380 m3/s)，循環(huán)漿液泵功率<3 200 kW，運行2臺循環(huán)漿液泵即可；低液氣比(15～18 L/m3)、中煙氣量(380～570 m3/s)時，循環(huán)漿液泵功率<4 400 kW，運行1臺1 600 kW和1臺2 800 kW循環(huán)漿液泵即可；中煙氣量、高液氣比(18～20 L/m3)和高煙氣量時，循環(huán)漿液泵功率均超過4 400 kW，須運行3臺循環(huán)漿液泵才能滿足要求.圖中虛線是警報線，當循環(huán)漿液泵功率超過此線時，應在滿足排放標準的前提下調(diào)整液氣比來避免循環(huán)漿液泵超負荷運行.當煙氣量>640 m3/s時，3臺循環(huán)漿液泵滿負荷運行可使液氣比穩(wěn)定于15～18 L/m3(脫硫效率約為95%).此外，當鍋爐滿負荷運行時不宜追求高脫硫效率，因為當脫硫效率提高3%，循環(huán)漿液泵功率將增加超過1 000 kW，這對其經(jīng)濟運行不利.同時，循環(huán)漿液泵的優(yōu)化組合運行不僅可以降低能耗，也能降低吸收塔內(nèi)壓降，有利于增壓風機節(jié)能.

圖4 循環(huán)漿液泵功率與煙氣量和液氣比的關系

Fig.4 Power of slurry circulating pump vs. flue gas volume and liquid-gas ratio

圖5給出了氧化風機功率與煙氣量和SO2質(zhì)量濃度的關系.由圖5可知，氧化風機功率受煙氣量和SO2質(zhì)量濃度共同影響.低煙氣量(煙氣量<530 m3/s)或低SO2質(zhì)量濃度(<1 700 mg/m3)時，氧化風機功率<30 kW；高煙氣量(>530 m3/s)高SO2質(zhì)量濃度(>1 700 mg/m3)時，氧化風機功率為40～50 kW.在實際運行時，以此圖為參考，通過SO2質(zhì)量濃度和煙氣量變化來調(diào)整氧化風機出力，并防止鼓入過量空氣[7]，保證氧化風機、增壓風機和循環(huán)漿液泵的優(yōu)化運行.

圖5 氧化風機功率與煙氣量和SO2質(zhì)量濃度的關系

Fig.5 Power of oxidation fan vs. flue gas volume and SO2concentration

3 結(jié) 論

(1)當阻塞率≤0.3時，GGH壓差和除霧器壓差幾乎都處于低壓區(qū)；當阻塞率>0.3后，阻塞率的影響顯著，需立即對GGH、除霧器進行吹掃.

(2)運行過程中盡量使總阻力系數(shù)<0.003.另外，加強煙道密封、控制漏風量和減小系統(tǒng)內(nèi)外壓差也有利于增壓風機的優(yōu)化運行.

(3)循環(huán)漿液泵的優(yōu)化組合有利于脫硫系統(tǒng)節(jié)能降耗和增壓風機優(yōu)化運行.

(4)通過優(yōu)化SO2質(zhì)量濃度和煙氣量變化來調(diào)整氧化風機出力，并防止鼓入過量空氣，可以保證氧化風機、增壓風機和循環(huán)漿液泵的優(yōu)化運行.

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Modeling and Operation Optimization of Wet Flue Gas Desulfurization Systems

HAORunlong,ZHAOYi,GUOTianxiang

(School of Environmental Science and Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, Hebei Province, China)

To solve the problem of high energy consumption existing in wet limestone-gypsum desulfurization process, mathematical models were set up for the booster fan, slurry circulating pump and oxidation fan by studying the working conditions of the gas-gas heater (GGH), demister, booster fan, slurry circulating pump and oxidation fan, etc., and based on the theory of fluid mechanics. With these models, characteristic curves between the differential pressure of GGH/demister and the system blocking rate were got for the desulfurization system in a certain 600 MW coal-fired power plant, while relations between the total resistance coefficient and the blocking rate of GGH/demister were obtained. Results show that when the blocking rate is over 0.3, the GGH and demister should be swept, and the total resistance coefficient should be kept below 0.003 during operation. Through optimal combination of slurry circulating pumps, energy saving of the wet flue gas desulfurization (WFGD) system and operation optimization of the booster fan could be realized; the operation optimization of WFGD system could also be achieved by optimizing the oxidation fan according to the variation of SO2mass concentration and flue gas flow.

wet flue gas desulfurization; mathematical model; energy consumption analysis; operation optimization

2015-12-24

2016-01-12

國家高技術研究發(fā)展計劃(863計劃)資助項目(2013AA065403)；中央高?；究蒲袠I(yè)務費資助項目(2015ZZD07)；北京市重大科技成果轉(zhuǎn)化培育基金資助項目(Z151100002815012)；國家科技支撐計劃資助項目(2014BAC23B04-06)

郝潤龍(1988-)，男，河北邯鄲人，講師，博士，研究方向為大氣污染控制.電話(Tel．)：13582053173； E-mail：runlong880805@163.com.

1674-7607(2016)10-0822-05

X701.3

A 學科分類號：610.30