脫硫裝置脫硫效率受哪些因素影響?

　　某電廠脫硫裝置運行近十年后，脫硫效率下降，主要為設計煤種改變所致，經過技改后脫硫效率有所提高，達到93℅~95℅。本文就影響脫硫效率的主要因素：發電機功率、氧化空氣、吸收塔液位、漿液pH值、煙氣溫度、噴嘴垂直度等進行分析，建議采取改善漿液池切泡、增加塔內構件改善氣液傳質等措施進一步提高脫硫效率。

　　1.原裝置工藝流程如下：鍋爐引風機后的煙氣經換熱器降溫后進入順流塔預脫硫，再經U頸進入逆流塔繼續脫硫凈化，FGD出口煙氣經換熱器加熱后通過增壓風機送到煙囪排放;當脫硫裝置停運或事故時，FGD裝置入口擋板關閉，煙氣由旁路煙道排向煙囪;旁路煙道不設置關斷門，煙氣量大小通過增壓風機導葉開度進行調節;每套脫硫裝置漿液循環泵設計4臺，母管制噴淋。氧化風機設計1臺，塔內氧化風噴嘴出口距塔底高度約300mm，噴口直徑為DN15布置數量較多;循環泵進口漿池為切泡池，切泡池與氧化池通過隔墻隔離，隔墻高度3000mm;氧化池漿液超過3000mm時，才能達到切泡池;吸收塔調整運行液位5700mm;反應生成的石膏漿液一部分通過脫水系統生成石膏，一部分直接通過拋漿系統排出裝置。

　　2.裝置技改

　　為適應高硫煤種，該電廠脫硫裝置于2008年至2009年進行改造，FGD進出口煙道內加熱器取消，漿液循環量由原來的22500m3/h增加到42500m3/h。液汽比由原來的20.4增加到35.4，吸收塔漿池運行液位仍然為5700mm，漿池容積由799 m3增加到1325㎏m3。漿液循環時間由原來的2.13min縮短至1.87min。吸收塔漿池中石膏停留時間由原來的10.133h增加到12.44h。煙氣量由原來的1087200Nm3/h增加到1200000Nm3/h，煙氣溫度由原來的142℃提高到152℃，順流塔空塔煙氣的流速由原設計14.1m/s降低到9.69m/s。順流塔Ug流速維持在7.96m/s。逆流塔空塔煙氣的流速由原設計4.66m/s降低到3.91m/s。逆流塔Ug流速維持在3.81m/s。吸收塔出口煙氣溫度由原設計48.9℃提高53℃。漿液循環泵在原有4臺各7500m3/h基礎上增加2臺各10000m3/h 的漿液循環泵，在原氧化風機1臺35000Nm3/h基礎上增加1臺30000 Nm3/h的氧化風機。脫水系統新增一套皮帶脫水機，擴容后的吸收塔漿液移出吸收塔仍采用一半脫水一半拋漿的方式。

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