石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计（精选8篇）
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇1
石灰石-石膏法烟气脱硫费用分析
分析燃煤电厂烟气脱硫治理费用的构成及新老机组、不同工艺在治理费用方面的区别;以主流烟气脱硫工艺即典型的石灰石-石膏法烟气脱硫工艺为对象,以煤的含硫量为0.5%、1.0%、2.0%为测算分析条件,以现行的.国家及行业规定的有关财务费用、税收及取费标准等规定为依据,测算单位SO2控制费用及单位千瓦时SO2控制费用;对测算的结果进行不确定性、敏感性等的分析;得出投资约占总成本费用的45%、煤的含硫量对电价增量的敏感性较小、而对脱除每千克SO2经济性的敏感性很大的结论;提出烟气脱硫应当首先在高硫煤电厂进行,烟气脱硫的合理成本应计入电价,积极促进排污交易以降低SO2排放总量,加强对烟气脱硫设施监督管理等的建议.
作 者：王志轩 彭俊 张家杰 成先红 作者单位：王志轩(中国电力企业联合会,环保与资源节约部,北京,100761)
彭俊,张家杰,成先红(北京国电龙源环保工程有限公司,北京,100761)
刊 名：中国电力 ISTIC PKU英文刊名：ELECTRIC POWER年，卷(期)：37(2)分类号：X701.3关键词：火电厂 烟气脱硫 石灰石-石膏法 治理费用
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇2
1 石灰石石膏法原理
石灰石—石膏法目前为世界上最成熟的脱硫工艺, 其主要原理为, 石灰石吸收烟气中的[4], 并将分离出的抛弃处
理, 也可以将其氧化为1做石膏回收处理。[1]
石灰石为吸收剂, 石灰石粉碎后加水混合后制成吸收剂浆液, 当吸收剂浆液在FGD吸收塔内与烟气混合, 烟气中的[4]与浆液中的Ca CO3发生化学反应被吸收, 最终反应产物为石膏, 脱硫后的烟气需要经过涂雾器再经换热器升温后排入烟囱。吸收塔底部中的脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收利用。
2 主要工艺系统设备
目前石灰石石膏法脱硫工艺系统主要由烟气系统、吸收系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、废除处理系统五大部分组成。[2]
2.1 烟气系统
其主要包括烟道、烟气挡板、密封风机和气-气加热器等相关设备。从锅炉引风机上排出的烟气经除尘后, 通过气-气加热器冷却降温, 接着烟气从吸收塔内进行脱硫洗涤后被传输至吸收塔。
2.2 吸收系统
吸收塔是FGD设备的核心装置系统。按照烟气和循环浆液在吸收塔内的流动方向, 可以将吸收塔分成逆流塔和顺流塔两大类。基于充分利用顺、逆流塔的优点以及减小单个吸收塔的塔径和降低塔高度, 也有采用顺、逆流串联组合双塔的流程布置。吸收塔除了浆液和烟气的相对流动方向不同外, 主要差别是通过何种方式来增大吸收浆液表面积, 来提高二氧化硫从烟气到浆液的传质速率。石灰石湿法工艺中按此分类的塔类型有:喷淋空塔、有多孔塔盘的喷淋塔、喷淋填料塔、双循环湿式洗涤器、喷射鼓泡反应器及双接触液柱塔。
2.3 浆液制备系统
浆液制备系统中的干粉制浆方式, 粉仓下部设有2个下粉口, 并接有落粉管及星型给料机, 浆液箱上部装有搅拌机, 在浆液箱中石灰石粉与溢流液混合生成浓度为30%的石灰石浆液。浆液制备系统的主要是向吸收系统中提供石灰石浆液。
2.4 石膏脱水系统
石膏脱水系统主要包括水力旋流器和真空皮带脱水机。其主要利用离心分离的原理, 分离出颗粒细小的结晶继续与脱硫反应, 颗粒粗大的结晶通过真空皮脱水机去除粗大结晶颗粒之间的游离水。
2.5 废水处理系统
其主要由废水池、水泵、管道、阀门四大部分组成。废除处理主要分为四个步骤, 分别为废水中和、重金属沉淀、絮凝和澄清/浓缩。
3 石灰石石膏法烟气脱硫现今存在的问题及解决办法
现在国内大部分电厂都采用的是石灰石石膏法烟气脱硫技术。但是技术确实参差不齐。主要都存在结垢及堵塞、腐蚀及磨损等棘手的问题。解决此两项问题事关重要。
3.1 结垢和堵塞
火电厂石灰石石膏法烟气脱硫技术中, 经常出现设备堵塞现象。结垢会增到能耗, 情况严重时可造成增压风机出现喘振现象。因此, 设备结垢和堵塞问题成为了设备可否长期运行的关键, 了解造成结垢和堵塞的原因也成了首要关注问题。在工艺流程操作中, 很多方法可以防止结垢和堵塞的发生。除尘方面, 要严格控制吸收系统中所进入的烟尘量, 严把控制液的PH值, 控制吸收液中的水分蒸发量。严格控制大颗粒结晶物质的饱和程度。选择吸收系统设备方面, 需优先考虑用不易出现结垢及耐腐蚀现象的材质作吸收设备。[3]
3.2 腐蚀及磨损
烟气脱硫技术中的腐蚀及磨损是湿法中常见的问题, 腐蚀主要发生在热交换器、烟道和吸收塔等处。选材方面要采用不易腐蚀材质作换热器、烟道及吸收塔。从而降低工艺操作中降低腐蚀率。[4]
4 结语
石灰石石膏湿法喷淋脱硫其脱硫效率较高、运行稳定成熟, 得到国内广泛的认可。我国在烟气脱硫技术基础上, 需进一步对烟气脱硫系统进行优化与开发, 使烟气脱硫技术有着更可观的发展前景, 及更符合中国国情的烟气脱硫技术。
参考文献
[1]李小宇, 朱跃, 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统工艺设计初探[M], 哈尔滨:锅炉制造, 2007.
[2]湿法讲义[J], 北京烟气脱硫技术专题研修班培训教材, 2005.
[3]王辉, 王少权, 石灰石石膏湿法烟气脱硫的水平衡问题探讨:环境污染与防治, 2008.
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇3
摘要：石灰石-石膏湿法脱硫技术由于其技术成熟、运行可靠性高、脱硫效率高、适用煤种范围广等优点被广泛应用在大型火力发电厂中，但是也存在一些问题，本文详细介绍了其运行中存在的问题和改进措施，有其优化运行提供了一定的参考。
关键词：石灰石-石膏；结垢；腐蚀；磨损
一、石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述
1 脱硫原理
石灰石的主要成分为CaCO3，属弱酸强碱盐，难溶于水。石灰石作为脱硫剂的循环浆液与含SO2的烟气充分接触，SO2等酸性气体被水吸收，并溶解于水，产生的H+促进难溶于水的石灰石溶解，产生Ca2+和CO2，，CO2在酸性条件下逸出，Ca2+与生成的SO32-结合生成难溶于水的CaSO3·1/2H2O。CaSO3·1/2H2O属于中间产品，不稳定，不宜露天堆放，须对其强制氧化，使之转化为稳定的CaSO4·2H20，从而达到脱硫的目的。
2 工艺流程
石灰石-石膏湿法烟气脱硫的工艺流程见图1-1。
火力发電机组锅炉排放的高温烟气经除尘器后，进入脱硫系统。经烟气加热器（GGH）净化的湿烟气冷却后，进入吸收塔，与含有CaCO3的循环浆液逆流接触充分反应，烟气中的绝大部分S02溶解于循环浆液并被吸收，同时烟气中的灰尘也被洗涤，进入循环液中。烟气经吸收塔上部的气液分离器后出吸收塔，经烟气加热器加热后，从烟囱排出。
循环浆液中的水溶解吸收S02后，产生H+、HSO3-和SO32-，PH值下降，促使其中的CaCO3离解，生成Ca2+ 和CO32-。在酸性条件下，CO32-将转化为HCO3-，随着H+浓度的增加，HCO3-进一步转化为H2CO3，H2CO3不稳定，分解产生CO2气体逸出。Ca2+与HSO3-及SO32-生成不稳定的亚硫酸氢盐和亚硫酸盐。由于烟气中含有O2，部分亚硫酸盐被氧化为硫酸盐，但氧化率很小，而且容易在设备、喷咀及管道内表面结垢，因此，为避免二次污染和结垢的发生，必须将其强制氧化，将不稳定的亚硫酸盐转变为稳定的硫酸盐。
二 石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术运行中存在的问题
1.结垢和沉积。结垢主要有3种形式：一是灰垢，主要集中在吸收塔入口干/湿交界处，原因是高温烟气中的灰分在遇到喷淋液的阻力后，与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口，且越积越多；二是石膏垢，当吸收塔的石膏浆液中的CaSO4过饱和度大于或等于1.4时，溶液中的CaSO4就会在吸收塔内各组件表面析出结晶形成石膏垢；三是当浆液中CaSO3浓度偏高时就会与CaSO4同时结晶析出，形成混合结晶Ca（SO3）x·（SO4）·1/2H2O，即CCS垢。结垢和沉积将使管道堵塞、磨损、腐蚀，以及系统阻力增加，从而使烟气的流通面积减小，流速增大，烟气与浆液的接触几率减小，导致脱硫效率降低。
2.设备磨损。由于流体（烟气和石灰石浆液）中含有固体颗粒，流速高，当流体流过脱硫设备及管道时对相关部位产生切向切削和法向冲击而造成磨损，特别是当流体中含有剥落的垢块时磨损更加严重。磨损使浆泵等脱硫设备及管道的运行不稳定，从而降低脱硫效率。
3.设备腐蚀。腐蚀主要发生在热交换器、烟道和吸收塔等处。为满足吸收塔的进口烟温要求，流经热交换器的烟气温度可能会降至酸露点，烟气中的硫酸蒸汽凝结并附着于受热面，从而产生低温腐蚀，并会引起受热面粘结烟尘，导致堵塞加重。腐蚀使换热设备的运行可靠性降低，可用率下降，直接影响脱硫系统的运行效果。
三 改进措施
1 防止结垢和堵塞措施
①型式合适。目前用于湿法烟气脱硫系统的典型吸收塔有喷淋塔、填料塔、多孔板塔、液柱塔等，使用最为广泛的是喷淋洗涤塔（塔内无复杂的结构部件）。
②结构简单。内部结构不能复杂，一般采用无浆液停滞的塔结构。如重庆珞璜电厂就选用中空的液柱塔，塔内设置上百个陶瓷喷嘴，喷嘴喷出约6m高的液柱，烟气与脱硫浆液逆流接触，从而使塔内结垢大大减少。
③液气比要适当。注意选用适当的液汽比，设计合适的循环液量、吸收塔液室容量，以控制石膏的饱和度，并确保石膏晶种的生成。
④选择合理的工艺。如在吸收塔入口烟道增加冲洗水喷嘴，定期冲洗结尘，以减少结垢。
2 防止磨损
①设计时设备采用耐磨材料，并加内衬（如泵采用衬胶技术）或涂敷耐磨损材料；磨损严重部位（如管道的弯头、三通以及变径管等），可采取特殊防护措施，其备件应采用防磨材料制造，以便维修和更换。
②运行时采用合理的流速（金属磨损与流速的3～3.5次方成正比关系）；并控制流体中的固体颗粒含量（撞击次数越多磨损越多），如对进入吸收塔前的烟气进行高效除尘（静电除尘）；还要加强运行监控，以减少进入泵内的空气量，调整好吸入侧护板与叶轮之间的间隙，以减少气蚀磨损。
③检修时应加强对磨损严重部位的检测和修复。
3 防止腐蚀
①优化设计 根据流体的组成、温度和浓度等使用耐腐材料，并考虑防腐内衬的施工。如重庆珞璜电厂二期脱硫系统热交换器采用ND钢，并设计成光管式，减小壁厚，加大肋片厚度，增加肋片间距；吸收塔采用内衬玻璃鳞片树脂技术，不但基本解决了低腐问题，减少了维护费用，而且提高了运行的可靠性。又如连州电厂采用不锈钢、氯丁基橡胶、玻璃鳞片涂层和玻璃钢等防腐材料，有效地解决了腐蚀问题。
②加强运行监测和维护 如pH值范围的监测，因为控制pH值对脱硫效率和防止氧化皮有重大作用，但不适当地降低pH值也会导致加速腐蚀。因此，运行时要及时清理沉积物和氧化皮，否则会增加点蚀和缝隙腐蚀。
四 结束语：石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术鉴于其技术成熟、运行可靠性高、脱硫效率高等优点被广泛应用在火力发电厂的烟气脱硫，本文从实际运行中存在的问题作了深刻的阐述和分析，总结和提炼了对应的防止措施，可供有关单位参考也借鉴。
参考文献
[1]贾立军，刘炳光.我国烟气脱硫技术综述.盐业与化工.2006，35.
[2]王富勇.湿式石灰石-石膏法脱硫技术及分析.上海电力学院学报.2005，21.
[3]黄松荣，王刚.燃煤脱硫技术.工业安全与环保.2005，31.
[4]许红，刘尧祥.燃煤电厂烟气脱硫现状及其工艺.中国煤炭.2006，32.
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇4
摘要：本文介绍了华电内蒙古能源有限公司卓资发电分公司的烟气脱硫系统及石灰石-石膏湿法脱硫机理,并分析了该电厂脱硫系统中存在的问题及解决方案.作 者：吕海莉 孙建国 作者单位：吕海莉(内蒙古工业大学能源与动力工程学院,内蒙古,呼和浩特,010051)
孙建国(华电蒙能卓资分公司,内蒙古,乌兰察布,012300)
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇5
蔡贵辉
（湖南永清脱硫有限公司，长沙410005）
摘要：本文通过对湿法烟气脱硫工艺与腐蚀现象的分析，对湿法烟气脱硫设备阀门材料的选用进行了探讨。
关键词：石灰石－石膏湿法脱硫工艺 腐蚀 阀门 蝶阀 材料选用
Investigation and Ways to Material Selection for Valves
in Wet Limestone & Gypsum Flue Gas Desulphurization Technology
Cai Guihui(Hunan Yonker Desulphurization Co., Ltd)Abstract
By analyzing the wet limestone & gypsum flue gas desulphurization technology and corrosion phenomena, this paper discussed the material selection of vales in wet limestone & gypsum flue gas desulphurization system.Keywords
wet limestone & gypsum flue gas desulphurization technology, corrosion, valve, butterfly valve, material selection
0 引言
腐蚀是材料在环境的作用下引起的破坏或变质。金属和合金的腐蚀主要是由于化学或电化学作用引起的破坏，有时还同时伴有机械、物理或生物作用。非金属的破坏一般由于化学或物理作用引起，如氧化、溶解、膨胀等。
石灰石－石膏湿法烟气脱硫装臵因其工艺技术成熟、煤种适用面宽、脱硫效率高、成本较低而成为国内外火电厂烟气脱硫系统的主流装臵，但是该装臵所用的石灰石－石膏湿法脱硫工艺造成整个系统的工作环境恶劣、防腐蚀工程量大，对系统设备的防腐性能提出了较高的要求。
阀门是流体输送系统中的重要控制设备，改变通路断面和介质流动方向，具有截断、调节、导流、防止逆流、稳压、分流或溢流泄压等功能，在整个脱硫过程中，阀门性能的优劣直接关系到整个脱硫系统能否正常有序高效运行。笔者根据多年的阀门设计制造经验，综合现在石灰石－石膏湿法烟气脱硫工况条件，就阀门防腐材料选用对策作如下分析与探讨。1 石灰石－石膏湿法脱硫工艺原理
石灰石－石膏湿法脱硫工艺是石灰石（CaCO3）经磨碎后加水制成浆液作为吸收剂，与降温后进入吸收塔的烟气接触、混合，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3 及加入的空气进行化学反应，最后生成石膏。脱硫后的烟气经除雾、换热升温后通过烟囱排放。该工艺系统包括烟气烟道、烟气脱硫、石灰石制备、石膏处理和废水处理几大部分。其主要的化学反应过程如下： ①．SO2 + H2O → H2SO3 吸收
②． CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和 ③． CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化 ④． CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶 ⑤． CaSO4 + 2H2O → CaSO4•2H2O 结晶 ⑥． CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH控制
另外，燃煤产生的卤化物（氯化物、氟化物）和氮化物的含量，除本身具有腐蚀作用外，会强化腐蚀环境PH值的变化，强化硫酸盐的腐蚀作用，具有强氧化性。2 主要腐蚀现象及腐蚀环境 2.1 主要腐蚀现象
烟气脱硫系统的腐蚀现象非常复杂，形式上有均匀腐蚀（一般腐蚀）和局部腐蚀（缝隙腐蚀、点腐蚀、晶间腐蚀、应力腐蚀、疲劳腐蚀等），以及物理腐蚀（磨损腐蚀、气泡腐蚀和冲刷腐蚀）、电化学腐蚀等，又因温度、运行工况等因素交织，整个腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的复杂过程。
非金属材料的化学腐蚀较缓慢，而物理腐蚀破坏较迅速，是造成非金属腐蚀的主要原因。物理腐蚀主要表现为溶胀、鼓泡、分层、剥离、开裂、脱胶等现象，其起因主要由腐蚀介质的渗透和应力腐蚀所致。
烟气中的SO2、HCl、HF和NxO等酸性气体在与液体接触时，生成相应的酸液，其SO32－、Cl－、SO42－对金属有很强的腐蚀性，对防腐内衬亦有很强的扩散渗透破坏作用。
安放有垫圈的部位或附着沉积物的金属表面易发生缝隙腐蚀。
如果钝化膜再生得不够快，点腐蚀就会加速，使腐蚀程度加深。一般在含有氯化物的水溶液中易发生此类点腐蚀。
金属表面与水及电解质接触处易形成电化学腐蚀（此现象在不同金属之间的法兰连接处、焊缝处比较常见）。
溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐随溶液渗入防腐内衬及其毛细孔内，当系统停运后，逐渐变干，溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐析出并结晶，随后体积发生膨胀，使防腐内衬产生应力，发生剥离损坏。
浆液中含有的固态物，在一定流速下对系统设备有一定的冲刷作用，形成冲刷腐蚀。
……
2.2 主要腐蚀环境
按阀门使用区域划，将脱硫系统划分为制浆区、石膏浆液排出区、真空皮带脱水机系统区、工艺水箱区等区域。制浆区浆液中主要含有CaCO3颗粒和悬浮液，pH值一般在8左右，固体颗粒含量大（约28～32%），流速大，对设备冲刷作用较剧烈。如果制备石灰石浆液的工艺水是利用真空皮带脱水机冲洗石膏用的过滤水，则石灰石浆液中也会含有氯离子、硫酸根离子和亚硫酸根离子，氯离子的质量分数可达到2х10-2左右，浆液供应系统内可能会发生酸性腐蚀。
石膏浆液排出区：吸收塔内浆液pH值为5～6，氯离子浓度为2х10-2左右，含固量较大（14～16%），流速大则有冲刷。排出石膏浆液中主要含有氯离子、硫酸根离子和亚硫酸根离子，氯离子浓度为2х10-2以上，该区会发生酸性腐蚀。
真空皮带脱水机系统区：石膏浆液经水力旋流器一级脱水后，再经真空皮脱水机二级脱水，石膏浆液进一步脱水至含固率达到90%以上，已澄清的液体的含固率低（3～4%），冲刷磨损小，浆液中也会含有氯离子、硫酸根离子和亚硫酸根离子，氯离子的质量分数可能达到2х10-2左右，该区内可能会发生酸性腐蚀。
工艺水箱区：湿法脱硫系统中的吸收剂浆液制备、除雾器冲洗、石膏冲洗、浆液管道冲洗、设备冷却等需要大量水源，对水质无特殊要求，采用电厂循环水，则浆液中也会含有氯离子、硫酸根离子和亚硫酸根离子，氯离子的质量分数可能达到2х10-2左右，浆液供应系统内可能会发生酸性腐蚀。
根据上述主要腐蚀环境的分析，脱硫系统阀门的工况较为恶劣，尤以石膏浆液排出区腐蚀环境最为苛刻。以下阀门材料选用对策便依此腐蚀环境进行分析与探讨，其它腐蚀环境中的阀门材料选用可参照选用。3 阀门材料选用对策
阀门主要零件材质选择，首先考虑的是工作介质的物理特性（如温度、压力）和化学特性（腐蚀性），同时要考虑介质的清洁程度（有无固体颗粒，颗粒的密度等），再参照国家和使用单位的有关规定和要求选择。
阀门的主要组成部件有阀体、阀板、阀杆、阀座及轴封等。阀门种类繁多，其中蝶阀因其结构长度短、启闭速度快、具有截止、导通及调节流量等综合功能优势，在脱硫系统中无论是制浆区、石膏浆液排出区、真空皮带脱水机系统区还是工艺水箱区均应用广泛，下面就以蝶阀为例对阀门材料的选用对策进行分析探讨（其它类型阀门可参照选用）。蝶阀按密封材质的不同可分为金属密封蝶阀与橡胶密封蝶阀。金属密封蝶阀是金属对金属形成密封副，橡胶密封蝶阀是金属对橡胶或橡胶对橡胶形成密封副。3.1蝶阀运行工况分析
蝶阀与介质接触的部位主要为阀板、阀体、阀座、阀轴及轴封，如下图示：
阀杆在动力源的驱动下，带动阀板开启、阀体阀板阀杆介质流向关闭或调节流量，从而实现对介质流的控制。阀板始终处于介质流中，介质（带有固体颗粒）对其的冲刷磨损无可避免。当阀板开度较小（约0～15°），阀板对流体形成的节流效应，常常会引起冲刷和汽蚀（此工况在实际工作中应尽量避免）。在阀门的关闭过程中，阀门密封副之间会产生一定的滑移和摩擦、挤压作用，以形成一定的弹性变形，以起到密封作用，在这个过程中，密封副因滑移和挤压造成磨损。故除整个阀板受介质浸泡、冲刷腐蚀外，密封副局部还将承受严重的汽蚀和冲刷磨损，以及受固体颗粒的磨料磨损及破坏等。这种工况对阀板的密封副材质提出了较高的要求，除了要抗介质腐蚀外，还要抗挤压磨损。
阀体是介质通流部件，介质在其中通过或停留。阀体受一般腐蚀与冲刷腐蚀。
阀杆在动力源驱动下带动阀板转动，承受扭矩与弯矩作用，易发生应力腐蚀破裂。阀杆与轴套材质的不同、阀杆与轴封材质不同，或存在电价差，会导致发生电化学腐蚀。轴封处淤积或沉积介质，存在缝隙，可能发生缝隙腐蚀与点腐蚀。3.2 金属密封蝶阀材料选用对策
在烟气脱硫的实际运行中，我们发现阀体和阀板常采用316L不锈钢，有的项目采用双相不锈钢，但是通过2～3年实际工况运行后，蝶阀的腐蚀与磨损十分严重，不得不重新更换阀门。
针对烟气脱硫浆液特性：磨损性、腐蚀性和强氧化性等，常采用Ni-Cr-Mo合金制作阀板、阀座与轴。由于Ni-Cr-Mo合金材料牌号很多，有蒙乃尔合金、哈氏合金（牌号如DIN标准的2.4602、2.4686、2.4605）,超级奥氏体合金（牌号如DIN标准的1.4529、1.4539）、超级双相不锈钢（牌号如DIN标准的1.4588、1.4593）、双相不锈钢（牌号如DIN标准的1.4507、1.4602、1.4469）等等。
在欧美国家的烟气脱硫系统中，浆液阀门的蝶板大都采用哈氏合金（哈氏合金材料在脱硫领域得到广泛应用是世界公认的），后来蒂森克努伯不锈钢公司开发出含Mo6%的超级奥氏体防腐合金—DIN1.4529，也称926合金（或称6钼合金），专门针对烟气脱硫进行试验开发，目前在湿法脱硫工艺系统中，阀门的阀板已成功采用DIN1.4529材料，具有良好的机械强度、机加工和焊接性能，且无焊缝开裂问题，并具有良好的热稳定性，除可承受一般腐蚀外，还可承受冲刷磨损及挤压磨损，使用效果较为理想，国际上有使用十多年未出现腐蚀的例子。DIN1.4529材料价格昂贵，阀门阀体、阀板材料整体采用DIN1.4529制作，直接增加了阀门的造价，增加了脱硫成本。对于阀体、阀板我们可考虑使用碳钢内衬DIN1.4529的可行性。对于阀杆，为了提高性价比，也可采用碳钢衬DIN1.4529材料（包焊DIN1.4529薄皮）。
金属密封蝶阀虽然价格高于橡胶密封蝶阀，但由于具有使用寿命长，性价比较高，较橡胶密封蝶阀更受市场的欢迎。3.3 橡胶密封蝶阀材料选用对策
橡胶密封蝶阀如果是“金属对橡胶”（金属与橡胶构成的密封副）的密封，则对金属密封圈材料采用DIN1.4529。橡胶中丁腈橡胶NBR、氟橡胶FPM、填充聚四氟乙烯PTFE、乙丙橡胶EPDM等都应用较广，其各自特性如下：
乙丙橡胶EPDM：密度小，色浅成本低，耐化学稳定性好（仅不耐浓硝酸），耐臭氧，耐老化性优异，电绝缘好,冲击弹性较好；但不耐一般矿物油系润滑油及液压油。适用于耐热-50度～120度。
丁腈橡胶NBR：耐汽油及脂肪烃油类性能好。有中丙烯腈橡胶（耐油、耐磨、耐老化性好。但不适用于磷酸，脂系液压油及含添加剂的齿轮油）与高丙烯腈橡胶（耐燃料油、汽油、及矿物油性能最好，丙烯脂含量高，耐油性好，但耐寒性差）。适用温度-30度～120度，应用广泛。适用于耐油性要求高的场合。
氟橡胶FPM：耐高温300度，不怕酸碱，耐油性是最好的。电绝缘机械性、耐化学药品、臭氧、大气老化作用都好，但加工性差、耐寒差，价贵，适用温度-20度～250度。
填充聚四氟乙烯PTFE：耐磨性极佳，耐热、耐寒、耐溶剂、耐腐蚀性能好，具有低的透气性但弹性极差，膨胀系数大。用于高温或低温条件下的酸、碱、盐、溶剂等强腐蚀性介质。
以上橡胶中的乙丙橡胶EPDM在脱硫系统中以其综合性能优、价廉物美而应用较广。
虽然橡胶的化学腐蚀较缓慢，而物理腐蚀破坏较迅速，在腐蚀介质的渗透和应力下腐蚀，表现为溶胀、鼓泡、分层、剥离、开裂、脱胶等。所以，橡胶密封蝶阀寿命较低，一股为3～5年。但是，橡胶密封蝶阀因价格低，一次投入少，橡胶密封圈易于更换，而致橡胶密封蝶阀亦被广泛应用于湿法脱硫系统中。4 结论
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇6
大家知道,在我国脱硫行业的兴起始于2002前后,至今不过6年左右时间,虽然80年代末和90年代初中国就开始建设了脱硫设施,但那只是少数几个国外试验和赞助项目,没有形成行业和规模。脱硫在我国仍是新生事物,很多技术平台仍是建立在国外技术支持基础之上。时间短和经验少是国内脱硫行业的现状,到目前为止相应的行业规范也很模糊。在经验上,能完整的经历3个脱硫项目建设的已是元老级人员,能经历两种或多种不同脱硫工艺建设的那更是凤毛麟角。所以,不同脱硫工艺之间的沟通交流是我们提高认识能力的有效途径。
“节能环保”这一新生经济和社会效益的指标,是我们今后工作的目标,围绕这一目标,要求我们在大气污染防治方面能合理选择治理方式方法,做到经济合理,不浪费资源,不折扣效果。
1 两种脱硫工艺技术比较
在众多的烟气脱硫工艺中,旋转喷雾干燥半干法和石灰石-石膏湿法脱硫工艺是技术最成熟、应用最广泛的两种脱硫工艺,分别占市场的10%和85%左右。这两种脱硫工艺一方面能满足烟气脱硫的要求,不产生二次污染;另一方面工程建设的成本较低,系统运行稳定可靠。应该说,用好这两种工艺,基本能满足我们脱硫市场的需要。但是,究竟是采用旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺还是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,还需要我们根据具体的使用情况分析比较,以达到经济合理。以下对两者在脱硫性能、脱硫产物、建设成本、运行维护费用等方面谈些感想。
烟气脱硫主要是指对烟气中的SO2进行处理,使其形成无污染可利用的脱硫产物。脱硫系统基本可分成烟气的组织引导、SO2的脱除、脱硫剂的提供、脱硫产物的产生等四部分。不同的脱硫工艺主要是SO2的脱除部分不同,其他部分相同或大同小异。旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺和石灰石-石膏湿法脱硫工艺也主要是SO2的脱除部分不同,其他部分稍有区别。
1.1 反应原理和工艺流程不同
图1为典型的旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺流程图。需要脱硫的原烟气,通过吸收塔的中心和顶部分配器,使烟气在吸收塔内均匀合理的分布,与布置在塔顶的雾化器喷出的石灰浆液滴充分混合,烟气中的SO2和其他有害气体与脱硫剂Ca(OH)2反应,生成CaSO3和CaSO4颗粒,通过吸收塔后的除尘器将烟气中的粉尘颗粒收集下来,循环制浆利用,脱硫除尘后的净烟气通过烟囱排出。同时,吸收塔内沉降的粉尘作为脱硫产物排出系统。
吸收塔中的SO2的脱除原理如下:
Ca(OH)2+SO2=CaSO3+H2O (1)
Ca(OH)2+SO3=CaSO4+H2O (2)
Ca(OH)2+CO2=CaCO3+H2O (4)
Ca(OH)2+2HCl=CaCl2+2H2O (5)
Ca(OH)2+2HF=CaF2+2H2O (6)
图2为石灰石-石膏湿法典型脱硫工艺图。烟气通过吸收塔下部区域,自下而上流经塔体,石灰石/石膏浆液通过多台循环泵从塔底吸入,送入布置在吸收塔上部的喷淋管,通过喷嘴喷射形成喷淋,液滴中的石灰石再与烟气中的二氧化硫接触反应,烟气中的二氧化硫被脱除。同时亚硫酸钙经氧化形成副产品石膏(CaSO4·2H2O),经石膏脱水形成废水。
吸收塔中的SO2的脱除原理如下:
1.2 脱硫性能、脱硫产物不同
对比旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺和石灰石-石膏湿法脱硫工艺:旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺采用的石灰浆液,经雾化器雾化成小液滴,液滴与烟气中的二氧化硫反应,实现脱硫过程,同时脱硫产物为干态;而石灰石-石膏湿法脱硫工艺采用的石灰石/石膏浆液,经循环泵送至喷淋管喷嘴,形成小液滴,液滴与烟气中的二氧化硫反应,实现脱硫过程,同时脱硫产物为湿态。我们发现两者主要特点:① 两者脱硫剂均为浆液,脱硫产物一为干态一为浆液,所以一为半干法一为湿法。② 两者浆液的组织分配一为雾化一为喷淋,都是为了使液滴在吸收塔内分布均匀,以利于烟气中二氧化硫脱除。正是这两个重要的特点,形成了旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺和石灰石-石膏湿法脱硫工艺两种重要的脱硫工艺,两种脱硫工艺在脱硫性能、脱硫产物等方面有重大不同。
1.2.1 含硫量的适应性
由于旋转喷雾干燥半干法脱硫产物是干态,送入吸收塔的浆液是要靠烟气来完全干燥的,而烟气的进出口温差是有限度的,这就决定了送入吸收塔的浆液也是有最大限量的,否则就无法将浆液全部干燥。脱硫剂量与浆液量成正比,而脱硫量与脱硫剂送入量正相关。所以脱硫量是受吸收塔进出口温差限制的,不能无限增大。通常,国内煤质含硫小于2%脱硫效率基本可达90%,高时可达到95%以上;而石灰石-石膏湿法脱硫产物是湿态,理论上可适合国内所有煤种含硫量。
1.2.2 脱硫效率的适应性
由于旋转喷雾干燥半干法脱硫效率与关键参数Ca/S(钙硫比)正相关,当前面所说煤质含S很高时,由于送入吸收塔的含钙浆液量受限,Ca/S得到限制,所以脱硫效率会有上限,上限的具体情况不同的工程会有差别,低硫煤效率可高达99%,高硫煤效率则可能很低。而不象石灰石-石膏湿法那样,理论都可达到100%。
1.2.3 机组容量的适应性
理论上两种工艺都无容量限制,但由于旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺发展时间远小于石灰石-石膏湿法脱硫工艺,目前最大单塔容量业绩为450MW(最大机组容量为900MW,一炉两塔),而不象石灰石-石膏湿法脱硫工艺最大单塔容量1000MW,且运行都很稳定安全。
1.2.4 脱硫产物的不同
旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺脱硫产物是干态,可通过气力或机械输送到指定灰库,处理比较简单;而石灰石-石膏湿法脱硫产物是湿态,需要经过脱水机脱水,同时产生废水需要处理,系统复杂。
此外,两种工艺由于工艺特性不一样,设备和选材也不一样,湿法需要考虑石膏浆液介质的腐蚀性,选材较复杂;而半干法通常则为碳钢。
以上主要说明两种工艺在脱硫性能、脱硫产物等方面的主要区别,其他如烟气的组织引入、脱硫剂的提供等则大同小异,两者没有本质的区别,在此不予详细比较。
需要特别说明的是,虽然石灰石-石膏湿法脱硫工艺在脱硫性能如煤种含硫量、脱硫效率、机组的容量适应上有一定优势,但在建设成本、建设周期、设备占地、运行费用、维护成本等方面远没有旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺优势明显。这主要是由于这两大工艺的系统组成、设备的配置、材料的施工工艺等不同而不同,关注过这两种脱硫工艺的都很清楚,由于篇幅有限,在次不予展开。
2 结束语
总体而言,各种脱硫工艺没有绝对的好坏之分,就如旋转喷雾干燥半干法脱硫工艺和石灰石-石膏湿法脱硫工艺,也不是说两者谁好谁坏,关键是要适合,适合工程情况,适合业主的需要。作为建设者,我们需要充分了解两者的特性,根据工程的实际情况,经济合理的选择合适的脱硫工艺,既要满足脱硫的目标需要,又要考虑初次成本投入和后续的资金投入,量入为出。这既能充分享受社会发展带来的科技成果,又能为我们的社会发展贡献更大的力量,把我们的国家建设得更加文明富强。
摘要：喷雾干燥法与石灰石石膏法是目前应用最广泛的两种脱硫工艺,两者在脱硫性能、煤种及机组适应性、运行维护费用等方面各有优劣。喷雾干燥法适合低硫煤、低效率、中小机组,且运行维护费较低;而石灰石石膏法则能满足高硫煤、高效率、大机组的要求,但运行维护费较高。
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇7
为了满足日益严格的环保要求，以燃煤为主力的电站已经开始建设烟气脱硫装置，而在火电厂上应用最突出、最成熟、运行最可靠，吸收剂利用率最高的就是石灰石—石膏湿法脱硫技术，其主要原理是采用石灰石粉制成浆液作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最后以石膏晶体析出。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，利用脱硫增压风机的压头将脱硫烟气经烟囱排入大气。
1 工程概况
该电厂全厂规划装机容量600MW,1997—1998年，一期工程建成2台200MW机组，剩余部分将在二期工程建设。本工程是在一期工程（1、2号机组），安装一套石灰石———石膏湿法脱硫装置，采用二炉一塔方式，脱硫装置的烟气处理能力为两台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，石灰石浆液制备系统、石膏脱水、工艺水、压缩空气、废水处理等为两台机组公用。脱硫效率大于95%设计。
该电厂2×200MW机组烟气脱硫装置由工艺系统、仪表和控制系统、电气系统组成，其中工艺系统可以分为烟气系统、吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、废水处理系统、压缩空气系统。
2 脱硫系统组成及配置
2.1 工艺系统
2.1.1 烟气系统
从电厂1、2号锅炉来的原烟气，经过两台原烟气进口挡板后，各自进入1、2号增压风机，升压后经过两台增压风机出口挡板，汇合进入GGH。原烟气经GGH降温后进入吸收塔进行洗涤，洗涤后的烟气经除雾器除去水雾后，经过GGH加热至80℃后，接入净烟道经出口挡板门由烟囱排放。
本工程每台炉配置一台净叶可调增压风机，用于克服FGD装置造成的烟气压降，两套增压风机均布置在GGH的上游。增压风机的性能能满足锅炉负荷波动时的正常运行，并留有一定余量。
两台机组设置一台回转再生式烟气换热器，利用FGD上游的热烟气加热FGD下游的净烟气，换热元件采用进口高品质的低碳钢镀搪瓷，保证在设计工况下烟气烟囱入口的烟气温度不低于80℃。烟气换热器转子采用中心驱动方式，设有两台电动驱动装置，一台主驱动，一台辅助驱动，两者互为备用。为防止GGH传热面间的沉积结垢而影响传热，增大阻力，减少寿命，系统配置有清扫装置，在净烟气测设置有全伸缩式吹灰器，在正常运行时通过设置在脱硫岛内的压缩空气每天进行吹扫，当压降超过给定最大值时，启动高压水泵在线冲洗，当FGD装置停运检修时，采用低压水对换热器进行冲洗。此外，GGH还设有一台低泄漏风机和一台密封风机，防止未处理烟气对净化烟气的污染，使GGH漏风率小于1%。
1、2号机组烟气系统中分别安装有原烟道入口挡板、净烟道出口挡板、旁路挡板和增压风机出口挡板，为保证烟道挡板的气密性，对原烟气挡板、净烟气挡板、旁路挡板设置有低压密封风系统，对增压风机出口挡板设置有高压密封风系统。当FGD系统正常运行时，进、出口挡板门开，旁路挡板关闭，烟气进入吸收塔进行脱硫。当FGD入口温度超过故障烟温或发生故障时，进、出口挡板门关，旁路挡板开。当一台锅炉运行时，为保证脱硫高温烟气不反串到另一测烟道，将另一测增压风机出口挡板门关闭，同时，当一台增压风机发生故障需要检修时，通过关闭增压风机出口挡板门隔离运行机组一测的烟气，保证检修人员的安全。
2.1.2 吸收系统
本工程采用两炉一塔方案，吸收塔为逆流喷雾塔。吸收塔本体采用碳钢制作，内表面采用玻璃鳞片树脂内衬，吸收塔入口段采用进口C276合金衬板制作。
由GGH降温后的烟气进入喷淋吸收塔进行脱硫。吸收剂浆液通过单元配置的循环泵从吸收塔浆池送至喷雾系统，在吸收塔内，烟气与石灰石/石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，烟气中的HCL和HF也与浆液中的石灰石反应而被吸收，脱硫后的饱和烟气温度约50℃，经吸收塔顶部的两级除雾器除去夹带的雾滴后，在经过GGH换热升温后排入烟囱。底部的持液槽中，通过氧化风机将空气鼓入吸收塔浆池，将亚硫酸钙强制氧化成硫酸钙，过饱和的硫酸钙溶液结晶生成石膏。产生的石膏浆液通过石膏浆液排出泵连续抽出，送至石膏水力旋流器进行脱水或将浆液送回吸收塔。
吸收塔设置有四层喷淋层，每台循环泵连接一层喷淋层。喷淋层采用进口FRP材料。为了保证浆液雾滴充分均匀地分布在整个吸收塔断面上，喷淋层上布置有合理的喷嘴，喷嘴选用SIC材质的旋转空心锥型，喷淋重叠率可高达250%。有效的喷嘴设计，保证吸收塔的脱硫效率。吸收塔浆液循环泵将石灰石浆液输送到喷嘴，通过喷嘴将液滴细密地喷淋到烟气区。根据电厂机组运行情况，两台炉运行时，开启4层喷淋层，一台炉运行时，喷淋层只开启三台运行。
脱硫后的烟气经过顶部的两级平板式除雾器，将净烟气中的液滴控制在75mg/Nm3以下，为了保证吸收塔在低压损下运行，对一级除去器的底部和顶部及二级除去器的底部进行间断的冲洗，防止烟气携带的固体颗粒附着在叶片上积聚成垢，增大阻力。同时通过冲洗水的补充维持了整个FGD系统的水量平衡。
为使脱硫反应后的亚硫酸钙迅速氧化成硫酸钙，吸收塔设置氧化空气系统，本工程设置两台氧化风机，四套镍基合金制作的氧化空气管。两台炉运行时，开启二台氧化风机，一台炉运行时，开启一台运行，两台互为备用。
氧化空气进入吸收塔时，使氧化空气冷却到安全值，防止颗粒物在每个氧枪干/湿界面的聚积。在吸收塔底部浆池内，设置四台侧进式吸收塔搅拌器，用来将塔内的浆液维持在流动状态，使石灰石固体颗粒在浆液中也保持悬浮状态，保证浆液对SO2的吸收和反应能力。同时氧化空气管的出口非常靠近搅拌器，搅拌器产生的高剪切力使空气分裂成细小的气泡并均匀地分散在浆液中，从而使空气和浆液得以充分混合，增大了气液接触面积，进而实现了高氧化率。
2.1.3 石灰石浆液制备系统
石灰石制备系统主要作用是为烟气脱硫装置制备吸收剂浆液，石灰石粉（90%过325目）从武汉地区周边的乌龙泉矿用汽车罐车送至现场，用现场设置的压缩空气将罐车内的石灰石粉送至石灰石粉仓，为了防止石灰石粉在仓内堆积板结，设置有两台气化风机和一套电加热系统。石灰石粉通过电动插板阀、琐气阀、称重给料机下料到石灰石浆液箱。在浆液箱内，石灰石粉与加入的工艺水或滤液水箱返回的滤液在搅拌作用下配成含固量约30%的浆液，石灰石浆液的供给由氧化槽内浆液的pH值控制，对pH值设置上限值裕下限值，当PH值达到上限值时，停供石灰石浆液，当pH值到达下限值时，供给石灰石浆液。石灰石浆液通过浆液泵输送到石灰石浆液箱。本系统主要配置有一座两台炉BMCR三天容量的石灰石粉仓、一个石灰石浆液箱、两台石灰石浆液输送泵等。
2.1.4 石膏脱水系统
本工程石膏脱水系统为电厂两台炉脱硫装置共用，包括一台石膏旋流器、一台废水旋流器、一台真空皮带过滤机和真空泵、一套滤布冲洗水箱和滤布冲洗水泵、一套滤饼冲洗水箱和滤饼冲洗水泵、及滤液罐、石膏浆液溢流罐和泵、阀门附件等设施
脱硫系统正常运行时，在吸收塔浆液池中不断产生石膏，为了使浆液密度保持在设计的运行范围内，需将石膏浆液（15%固体含量）从吸收塔中抽出，送至石膏脱水系统脱水，分离出石膏，从而保证吸收塔内浆液石灰石的含量、浓度及吸收塔的脱硫效率。
本系统设计石膏脱水系统为一套，采用两级脱水方式。一级脱水系统包括石膏水力旋流器、石膏旋流器溢流浆液箱、石膏旋流器溢流浆液箱搅拌器、溢流浆液泵等。二级脱水系统包括真空皮带脱水机，真空泵及冲洗系统。设置1台真空皮带过滤机，出力为两炉BMCR工况产生石膏量的150%。
石膏脱水后含水量降到10%以下。在过滤过程中对石膏滤饼进行冲洗以降低氯离子含量，从而保证石膏的品质。
吸收塔浆液池中的石膏浆液通过吸收塔排出泵排入石膏水力旋流器。水力旋流器具有双重作用：即石膏浆液预脱水和石膏晶体分级。进入水力旋流器的石膏悬浮液切向流动产生离心运动，细小的微粒从旋流器的中心向上流动形成含固浓度4%的溢流，水力旋流器中重的固体微粒被抛向旋流器壁，并向下流动，形成含固浓度为50%的底流。旋流器溢流经一节流孔板流至石膏旋流器溢流浆液箱，溢流浆液泵将溢流浆液排出，一部分返回吸收塔，另一部分至废水旋流器，经废水旋流器后，排出一部分进入废水处理系统。排出废水是为了降低脱硫系统中氯粒子浓度和其他杂质的含量，保证脱硫系统的稳定正常运行。石膏水力旋流器的底流自流至真空皮带脱水机进行二级脱水过滤。
经真空带式过滤机脱水后的石膏滤饼通过配置的皮带卸料机运往石膏库。石膏库内石膏均匀堆放，最后石膏由卡车运出。
2.1.5 工艺水系统
本工程工艺水系统主要包括工艺水箱和工艺水泵，工艺水由电厂原有的水泵输送到FGD区域的工艺水箱，水通过工艺水泵送至FGD系统的各用水点。
系统主要用户有：吸收塔蒸发水、石灰石浆液制备用水、石膏结晶水、表面水；氧化空气增湿水、除雾器、真空皮带脱水机及GGH高低压、所有浆液输送设备、输送管路的冲洗水、以及设备的冷却水、密封水。本系统配置有一个工艺水箱，两台工艺水泵及必要的管路阀门。
2.1.6 排放系统
排放系统包括事故浆液箱和地坑系统，事故浆液箱用于当吸收塔在检修，小修，停运或事故情况下排放储存吸收塔浆液池中的浆液，通过吸收塔排出泵可将吸收塔中的浆液输送到事故浆液箱中；吸收塔启动时，设置的一台事故浆液泵可从事故浆液箱将浆液输送回吸收塔。
地坑系统用来收集吸收塔区正常运行，清洗和检修中产生的排出物，吸收塔区域，石膏脱水区各设置一个排水坑。吸收塔排水坑内的浆液由坑泵送至吸收塔浆池或事故浆液箱，石膏脱水区排水坑内的浆液由坑泵送至滤液箱。
2.1.7 废水处理系统
本工程设独立的废水处理系统，装置处理能力按2台机组FGD的容量设计。脱硫废水处理系统大概可分为三个子系统：废水处理系统、加药系统、污泥脱水处理系统。处理后的排放水满足国家的废水排放标准，通过厂区废水系统排放。
2.1.8 压缩空气系统
本工程设置独立的压缩空气系统，应业主要求统一布置在电厂的空压机房，与主机供气系统连通。本系统设置有一台螺杆式空气压缩机，用于供给FGD系统的仪用气和杂用气，杂用气直接通过一台储气罐供给系统内最大的系统用气点-GGH吹灰器的吹扫。仪用气经储气罐后配置的除尘、除油水及冷冻干燥机供给系统内的仪表用气，CEMS管路及分析测量装置的吹扫用气、真空皮带机的纠偏、石灰石粉仓顶脉冲除尘、废水处理系统气动设备等。
2.2 电气系统
脱硫系统电源引自厂用电系统，厂用变压器根据新增脱硫负荷进行扩容改造。脱硫系统电压等级中压为6kV，低压为380/220V。380/220V系统中性点接地方式为直接接地。
脱硫系统设6kV脱硫段，采用单母线接线形式。6kV脱硫段从新增厂用脱硫变110kV/6.3kV二次侧引入。脱硫系统6kV负荷接至6k V脱硫段。
380/220V系统采用PC（动力中心）、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。脱硫PC段采用单母线接线形式，其电源由脱硫6kV母线上的低压脱硫变压器供给，变压器容量为1800kVA。脱硫保安段与柴油发电机组、脱硫PC段之间设联络开关，自动切换，正常时保安段电源由脱硫PC段提供，当脱硫变故障时，确保脱硫变切除后柴油发电机组联络开关才合闸，由保安段柴油发电机组带全部脱硫保安负荷，脱硫系统MCC电源由脱硫PC段提供。
2.3 仪表和控制系统
脱硫装置所采用的分散控制系统（DCS）由上海新华控制工程公司提供，实现FGD系统及公用系统的监视和集中控制，分散控制系统（DCS）对所有设备进行操作，控制和监测；参数自动巡回检测，数据处理，制表打印，参数越限报警等均由DCS实现。DCS系统布置在脱硫电气控制室内，控制室内设3个FGD-DCS操作员站；工程师室设1个FGD-DCS工程师站。
3 该电厂烟气脱硫系统建设经验探讨和思考
该电厂烟气脱硫系统自2008年4月投运商业运行以来，系统运行正常，通过工程建设，也积累许多经验值得探讨和思考。该工程采用的总包的方式进行，在脱硫工程设计、设备选型、施工难免会存在不足、有待优化和改进。
(1)GGH的压差控制是非常重要的。大部分GGH设备运行一定时间后都会因为煤质、除尘器运行以及在线吹扫效果不好，因操作工长期不进行冲洗等综合因素，造成GGH堵灰、结垢。轻者导致增压风机运行阻力增大，能耗增加，增加运行成本，严重时导致增压风机过栽跳闸或旁路烟道门自行打开，脱硫系统无法正常进行。鉴于电厂自身资源，通过实时观察压差，可建议改用蒸汽吹扫。因为煤燃烧后的灰分多为粘性灰，用蒸汽吹灰可加热灰层，降低粘附力，效果远远好于压缩空气吹灰，其次，高温高压的蒸汽与0.5～0.8MPa的空气相比，焓值相差数倍，蒸汽经过吹灰器的初速度远高于空气，射流刚度远大于空气射流。高温蒸汽有效降低了GGH沉积物的黏性，容易使GGH转子上的沉积物脱落。另外，建议少用高压水清洗，由于一些电厂投运高压水清洗时，未按低转速转动GGH或吹灰器运动过快，造成清洗不彻底，积灰在GGH内逐步板结，造成GGH堵塞越来越严重。
(2）关于石膏品质的问题。浆液PH值的控制和FGD入口飞灰的浓度是影响石膏品质的主要因素，高PH值表明碱量过剩，对吸收SO2是有利的，但是不太经济，低的PH值有利于石灰石溶解、HSO3-的氧化和石膏的结晶。所以，PH值应保持在一个适当的范围（5.4～5.8），保证石膏品质，必须控制好吸收塔浆液内的浓度。其次，入口飞灰浓度过大，脱硫系统本身有一定的除尘效率，飞灰聚积在浆液中的固体表面，不仅影响传质，而大部分会经过后续脱水存在于石膏中，成分杂质过高，石膏纯度不高，影响石膏品质。一般FGD入口飞灰靠电厂锅炉后的电除尘器去除，所以，电除尘器的除尘效果关系着最终石膏的品质。本工程由于入口飞灰的实际浓度超出设计时浓度，导致石膏外观颜色暗淡，品质不太理想。
(3）两炉一塔方案中，为满足电厂单台炉运行时，在两台机组的增压风机的出口设置有挡板门，由于该挡板门处于原烟气中，一般采用的是碳钢材质的，未进行防腐，根据多年的脱硫运行经验和实例，系统在单测运行时，烟气长期聚积在此冷凝，同时积灰也会板结，因此，对于此方案布置的挡板门，也必须采取防腐措施，注意此处的积灰情况，防止挡板门不易正常开启。所以，针对该电厂长期一台炉运行的情况，在机组倒换前要及时请灰，注意挡板腐蚀情况，必要时更换为耐腐蚀合金档板门。
(4）该电厂地处武汉，而武汉地处华中，四季分明，一年大部分时间都比较温暖，但冬天也非常寒冷，现有输送浆液的管道未采取保温措施，对未来难得一遇的持续周期长、极端寒冷的天气，要采取预先性措施，防止设备及管道冻坏，造成脱硫系统无法运行。
(5)针对工艺设备选型方面,应尽量选用品质高端、材质可靠、技术产品成熟的企业产品。工艺要求较高的位置，在性价比较高的前提下,优先选用国产;国内无法满足要求时,再考虑选用国外设备。
4 结语
通过对该自备电厂脱硫湿法石灰石—石膏法的工程设计和实践，应加强工程实施后的优化事在必行，进行科学监管力度，重视运行参数的分析、记录和监控，采用合理的检测策略是提高脱硫装置运行可靠性的有效方法；脱硫装置的正常运行，才能为十一五节能和减排贡献一点作用。
参考文献
[1]钟秦,编著.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例.化学工业出版社,2002,4.
石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇8
神华神皖池州九华发电公司有2台320MW机组, 烟气系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫, 自2005年该机组投产以来, 脱硫系统运行稳定。但是该公司自2012年将脱硫系统改为随机启动后, 便出现了浆液pH值偏低的现象, 经专业分析认定为:浆液中毒导致pH值异常降低。通过运行调整并采取预防性措施, 解决了浆液中毒的问题, 保证了机组的安全运行。
2012年11月17日, 2#机组C修后启动, 本次启动为保证脱硫系统100%投运率, 脱硫系统由原来的常规启动方式改为随机启动, 常规启动方式是在电除尘温箱温度达到100℃时投入电除尘, 电除尘投入稳定运行后, 机组负荷达到120MW投入脱硫系统运行, 而随机启动是在锅炉点火前便投入电除尘脱硫系统运行。由于运行方式发生了较大的变动, 机组启动后于11月19日便出现吸收塔浆液异常现象, 19日大夜班5∶00, 浆液pH值降至运行最低值5.2, 通过常规补石灰石浆液的方法, 浆液pH值没有上升, 运行人员又加大补浆量, 此时pH值不升而加速下降, 脱硫效率也有下降趋势, 如果再不采取有效措施将影响烟气达标排放。19∶30停止向吸收塔进石灰石浆液, 此时pH值已降至4.6, 浆液密度1102kg/m3;21∶35时, pH值降至4.0, 开始1～2t小流量补石灰石浆液, 同时启动备用氧化风机, 1h后补石灰石浆液量加至4t/h, 此时pH值出现回升趋势, 此后每30min增加1～2t石灰石浆液, 最高不超过10t, 此期间负荷和脱硫系统入口含硫量没有较大的变化;20日2∶00时, pH值1恢复至4.86, pH值2恢复至4.82;20日14∶00时, pH值恢复至正常值5.2后降低补石灰石浆液量, pH值仍快速上升;14∶15时, 停止1台氧化风机运行。
2 原因分析
2.1 浆液中毒时石膏成分分析 (见表1)
从表1可以看出, 石膏附着水含量偏大, 含固量降低, 特别是石膏的含量远远低于标准值, 而石膏中石灰石的含量是标准值的近10倍之多, 浆液中的大量石灰石并没有参加反应, 而出石膏时显示的1115kg/m3浆液密度, 并不是石灰石参加反应形成石膏后的密度, 实际上浆液中大部分是没有参加反应的石灰石。
2.2 浆液中毒的直接原因
本次机组启动方式为脱硫系统随机启动, 随机启动过程中有大量未燃尽的煤粉进入吸收塔, 在吸收塔浆液内形成一个稳定的化合物, 附着在石灰石颗粒表面, 影响石灰石颗粒的溶解反应, 导致石灰石浆液对pH值的调整无效;导致浆液中毒, 此时如果大量补充石灰石浆液, 将会进一步阻止石灰石的溶解, pH值得将继续下降。
2.3 其他原因分析
1) 机组启动过程中由于负荷上升, 烟气量突变会导致进入吸收塔的烟气含硫量突变, 造成吸收塔内反应加剧, CaCO3含量减少, pH值下降, 为保证脱硫效率要增加石灰石供浆量以提高吸收塔的pH值, 但由于反应加剧, 吸收塔浆液中的亚硫酸钙含量大幅增加, 若此时不增加氧量使亚硫酸钙迅速反应成CaSO4·2H2O (生石膏) , 则由于CaSO3·1/2H2O (半水亚硫酸钙) 可溶解性强, 先溶于水中, 而CaCO3溶解较慢, 过饱和后形成固体沉积, 造成“石灰石盲区”。
2) 吸收塔浆液密度高没有及时外排, 浆液中的CaSO4·2H2O饱和会抑制CaCO3溶解反应。
3) 工艺水水质差, 系统中的Cl-浓度高, 浆液中的Cl-含量增加, 氯化物有抑制吸收剂的溶解。
4) 石灰石粉品质差, 粒度通过率不合格、石灰石纯度降低, 也能引起吸收塔浆液发生石灰石盲区, 降低反应效果。
5) 氟离子超标。浆液中的三价铝和氟离子反应生成AlF3和其他物质的络合物, 呈粘性的絮凝状态, 附着于石灰石表面。 这会导致:封闭石灰石颗粒表面, 阻止其溶解, 降低了浆液的pH值, 通过化学化验也进一步验证了浆液中的确含有大量氟离子, 这主要是煤碳中含有氟离子。
6) 废水排放量小, 会导致浆液中氯离子超标, 影响反应效果。
2.4 浆液中毒的现象
1) 吸收塔pH值异常降低, 低于正常运行控制值下限5.2。
2) 吸收塔pH值降低后, 通过加大补浆量pH值不升反而降低。
3) 吸收塔浆液密度较正常运行时升高较快。
4) 出石膏时, 真空皮带机脱水困难, 石膏含水率大于10%。
5) 石膏颜色异常, 发黑。
6) pH值异常时, 吸收塔溢流口常伴随发泡现象, 泡沫发黑。
7) 严重时脱硫效率下降无法维持。
8) 化验浆液成分亚硫酸根离子偏高。
9) 浆液内氟离子、铝离子含量超标。
3 防范措施
3.1 加强启动过程监控
1) 在机组启动过程中, 特别是冷态启动时, 要在炉膛温度达到300℃时投粉, 提高电除尘参数, 尽量减少未燃尽的煤粉进入吸收塔, 降低煤粉对吸收塔浆液的污染程度。
2) 保证石灰石粉品质合格, 纯度在95%以上, 粒度通过率要满足250目筛子95%的通过率。
3.2 预防性调整
1) 在机组正常运行过程中, 保证煤炭品质合格, 电除尘粉尘浓度不超标。
2) 在机组启动过程中, 当发现pH值有降低迹象时, 可提前往吸收塔浆液中加入100kg氢氧化钙, 加入量为10kg/h, 加入排水坑完全溶解后, 打入吸收塔。
3.3 运行调整
当机组启动后或运行中发现浆液中毒, pH值降低时可通过采取如下措施使pH值恢复正常, 保证脱硫系统安全运行。
1) 即停止向吸收塔补浆液。
2) pH值降至4.0时启动备用氧化风机。
3) pH值降至4.0时, 开始小流量补浆液1～2kg/m3。
4) 以后每隔30min增加1kg/m3浆液, 观察pH值变化情况, 应该缓慢上升, 补至最高不超过10kg/m3。
5) 此期间石膏密度达到1115kg/m3正常出石膏, 密度降至1095kg/m3停止出石膏, 出石膏过程中要加强对石膏的检查, 如果因密度低, 石膏不成形, 可暂时停止出石膏。
6) 加大废水排放量。
7) 从运行正常的吸收塔排放合格浆液至pH值异常吸收塔, 进行浆液置换。
8) 加入适量的Ca (OH) 2, 观察pH值变化情况。
9) 根据煤种和负荷及灰量, 调整电除尘参数。
10) 如采取上述方法仍不见效, 进行浆液转换, 排放部分不合格浆液, 加入新鲜浆液。
4 结论
针对神华神皖池州九华发电公司2012年11月17日2#机组启动后出现的浆液中毒现象, 通过分析得出如下结论:
1) 机组启动过程中, 大量未燃尽的煤粉进入吸收塔阻止了石灰石与烟气中的二氧化硫反应是导致pH值降低的直接原因。
2) 当运行人员发现pH值降低, 加大石灰石补浆量进一步阻止了石灰石的溶解, 是导致pH值下降的间接原因。
3) 运行过程中, 如因电除尘效果不佳、煤种改变导致大量粉尘或重金属粒子进入吸收塔, 也会引发浆液中毒, 使浆液pH值降低。
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