安全脱硫（通用12篇）
安全脱硫 篇1
摘要：本文通过研究脱硫防腐施工工程建设的特点, 提出在施工过程中应注意环境因素及危险因素的确定、建立安全施工组织保证措施、职业安全健康环境管理、制定内衬防腐安全技术控制措施和编制应急救援组织措施。通过该讨论希望对脱硫防腐施工起到借鉴作用。
关键词：安全管理,防腐施工,脱硫设施
0 引言
火力发电厂脱硫塔经过长期的运行内部腐蚀情况严重, 尤其是酸腐蚀, 目前很多的技改项目都是针对防腐而进行[1,2]。但是由于此类工程是在原有已经投产的基础上进行改造, 因而在设计、设备选型、现场安装、组装场地等均会受到已投运设备运行安全的影响。
脱硫防腐工程建设区域是一个作业点密集的多维空间。实际工作中, 施工人员在某一固定的作业点处工作, 在其上方、侧上方、下方、侧下方处同时有人工作, 该施工人员就处于立体环境中作业[3,4]。在上方的落物可能会伤害他, 若此人不慎将工具掉下, 也可能危及下方处工作人员安全。即使在同一平面上作业, 相邻的作业人员沟通不好, 也会发生安全事故[5,6]。
1 脱硫防腐施工安全注意事项
1.1 环境因素及危险因素的确定
根据环境因素评价, 可确定本工程重大环境因素为:粉尘、施工废弃物的处置。喷砂作业所产生的大量粉尘与施工废弃物会造成对环境污染以及人员伤害, 须得到有效的控制与处理。
根据危险因素评价, 可确定重大危险因素为:火情和中毒。由于防腐材料含有大量易挥发、易燃烧的有机物质 (如丙酮、苯乙烯以及苯的同系物等等) , 施工区域与库房属于一级防火区域, 杜绝任何的火源。由于防腐材料含有有毒、有害的有机物质 (如丙酮、苯乙烯以及苯的同系物等等) , 会对人体造成中毒、窒息、死亡。
1.2 安全施工组织保证措施
由项目部负责本项目的安全生产管理, 项目经理为该工程施工的第一责任人, 项目安全主管为该项目安全直接责任人, 各班组长负责本班组的安全生产。现场组建应急小分队, 项目经理任组长, 安全主管任副组长, 组员由管理人员和班组长组成, 处理火情、急救、防洪等突发事件。应急小分队成员应经必要的消防、救援知识培训, 接受电厂的培训、调度和指挥, 小分队组长、副组长电话保持24小时畅通, 不能有误。班前安全检查表:工人各自检查自己的安全帽、安全带等是否佩戴整齐, 并确保无安全隐患的前提下方可作业。
1.3 职业安全健康环境管理
施工人员必须严格遵守进厂须知:进入施工现场应正确佩戴安全帽, 登高作业应系好安全带;厂生产区及施工场所不许吸烟、不许私自动火, 若因施工需要必须动火, 应办理动火作业票, 得到允许才能动火作业;不在他人的作业区域逗留, 不乱动厂区设施, 不随地吐痰及乱扔杂物, 施工产生的废物集中堆放处理;
施工人员必须遵守临时用电安全措施。主力电源在业主指定的配电箱中接出, 进入自备电源箱内分支;电缆线一律用橡胶绝缘的铜芯电缆, 并与所接负荷相匹配;实行“一机一闸”并有双重保护的接零接地措施;配电箱应固定设置, 并注意防雨防潮;源箱、变压器、配电开关周围不得有易燃、易爆等腐蚀性物品;所有施工区域和临时库房的照明采用防暴灯照明, 防爆灯外面保护罩良好;防腐施工临时电源采用低压行灯小于或等于36V。
1.4 内衬防腐安全技术控制措施
防腐施工必须根据安装交付条件, 分段施工, 内衬作业区和非作业区用三防胶布或钢板隔断。
喷砂时防污染措施:喷砂作业时, 在被喷砂设备底部设置一个进风口, 架设轴流风机向内鼓风;在设备上部选择一个远离厂区或安装单位施工面的人孔或管接口作为出风口, 安装一台防尘轴流风机向外吹风, 其余管接口或人孔用三防布包扎密闭;在出风口上套上一个大型布袋, 让粉尘经布袋过滤和自然沉降, 定期清理布袋中粉尘, 以减少粉尘对环境的污染。
内衬材料调配区域施工措施:平台选择一处作为材料调配区域, 用瓦楞板进行隔离;配料区域应屏蔽保护周围设备不受污染和损坏。用定滑轮和麻绳送料到各施工作业处;作业完后及时将剩余材料及废料桶运送到原材料库废料场堆放;严禁将内衬材料及施工废料、废桶存放在吸收塔。
1.5 应急救援组织措施
完善应急救援组织措施应建立应急组织小组。制定意外事件、紧急情况的应急事件响应程序。
发生火险、中毒、触电、受伤等应急事件时, 项目部一级、二级应急管理机构现场应急小分队应立即做出响应 (二级应急小组发现险情向一级应急小组负责人通告情况并立即采取救援措施, 一级应急小组接到通告消息后根据情况启动预案响应程序并率领小组成员奔赴事故现场并各负其责开展救援行动) ;应急小组成员应保证手机随时畅通, 并用手机存储电厂消防队、常熟市人民医院急救电话, 以备应急使用。
2 总结
脱硫防腐施工工程应注意环境因素及危险因素的确定、建立安全施工组织保证措施、职业安全健康环境管理、制定内衬防腐安全技术控制措施和编制应急救援组织措施。本文通过讨论以上内容希望对脱硫防腐施工起到借鉴作用。
参考文献
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安全脱硫 篇2
执行单位：脱硫运行值
主题：保证脱硫安全运行技术措施 编写：叶世龙 审定： 批准：
2009年6月1日发布 2009年6月5日实施 技术措施内容：
为了保证脱硫系统的安全稳定运行，杜绝生产人身伤亡事故、杜绝重大环境污染事故、不发生人员误操作、二类障碍，使脱硫烟气排放满足各项规定指标，保证脱硫系统设备在经济的工况下稳定运行，降低脱硫系统耗电量，特制定此措施。
一、脱硫安全管理部分：
1、作为一名脱硫运行人员要严格执行我厂制定的各项规章制度，严格执行“两票三制”。在设备缺陷的销除和检修时一定要办理相应的工作票，各值在月底前整理好工作票交给班长统一交运营公司。
2、在安全生产工作中要认真仔细，保证做到“三不伤害”。进入工作现场一定要戴安全帽，穿工作服，女同志要把辫子盘起来。
3、在上班期间要严格遵守劳动纪律，不得擅自脱离生产岗位，不干和工作无关的事，上班前和上班期间不得饮酒，要以饱满的精神状态投入到工作中。
4、在脱硫运行岗位生产工作中，脱硫运行人员不得进行电气设备的停送电工作。涉及设备停送电的操作由脱硫运行人员填写设备停送电票，并由其他值班人 员审查后交给厂用电班进行操作（停送电票一定要写设备的名称和编号）。
5、为保证机组的安全稳定运行，在进行增压风机系统操作时候一定要先和值长、机长进行联系，在机组运行稳定和得到许可的情况下再进行增压风机、旁路档板、动叶调整的各项操作。工作结束后要及时和值长、机长联系汇报，把联系时间、操作时间、调整原因在运行日志上记录清楚。每次脱硫系统的投入、退出都必须详细记录清楚（主要记录增压风机和旁路档板的操作）。
6、在脱硫设备正常运行时，一定要加强监盘防止箱灌、地坑发生溢流跑水现象，在调整好脱硫系统水平衡的同时要保证机组的脱硫效率达到95%以上，并在设备安全稳定运行的基础上做好脱硫系统的节能工作，坚决杜绝脱硫系统造成的环境污染事故。
7、在脱硫运行人员按时记录脱硫设备的电度统计表单时，不得接触电源段里的电气开关和设备，统计完电量后要尽快离开并锁好门。
8、在脱硫系统设备的启停操作前一定要写操作票，并对设备进行仔细的检查后才可以进行相关操作，各值在月底前整理好操作票交给班长统一交运营公司。在设备启动前，运行人员一定要到现场，检查设备启动前的状况和观察设备运行后的状态。
9、各脱硫运行主值要在班长的安排下组织本班人员在下第一个早班后按时上学习班，进行安全学习、技术培训和工作总结，以便提高大家的技术水平和工作能力。
10、各脱硫运行班长要安排各值人员每月进行一次安全考试，作为班组安全培训资料保存。
11、在脱硫系统各浆液泵停止运行后，必须按规定进行冲洗管路，防止设备和管路出现堵塞现象发生（在冬季要严格执行防冻措施），操作完后在运行日志上记录清楚。
12、脱硫运行人员要严格执行各项安全大检查任务，并把检查结果记录清楚，发现缺陷的要及时下缺陷通知检修处理。安全大检查工作中发现的问题和缺陷除了要把检查记录交运营公司要作为技术资料保留。
13、要认真执行各项保电任务，并制定相关技术措施，并在保电任务期间加强脱硫系统设备的监护力度，坚决杜绝人身轻伤、重大设备损坏事故、环境污染事故。
14、脱硫运行人员要加强系统DCS的监盘、调整力度，保证脱硫的各项环保指标达到规定要求，保证脱硫系统的安全稳定运行。
15、脱硫运行人员要坚决杜绝各种违法活动，不得参与各类邪教组织活动，要爱祖国、爱人民、爱党。
二、脱硫系统正常运行调整要求：
1、脱硫系统吸收塔液位控制在7.5米～8米范围内；
2、脱硫系统吸收塔PH值控制在5.3～5.8范围内，；
3、脱硫系统吸收塔密度控制在1100kg/m3以下；
4、脱硫系统吸收塔除雾器的压差控制在200Pa以下，每两小时定期冲洗一次；
5、石灰石浆液密度位控制在1180kg/m3～1250kg/m3范围内；
6、脱硫吸收塔出口净烟气SO2控制在100mg/Nm3以下，最高不超过200mg/Nm3；
7、脱硫效率控制在95%～97%范围内。
8、在脱硫旁路档板关闭时，必须提前汇报值长和机长，并和机长保持紧密联系，在锅炉负荷不稳定，或升降负荷时不得进行脱硫旁路档板门操作。在规定时间一定要进行旁路档板门的试验工作，保证旁路档板的开关灵活。
9、增压风机的动叶开度调整要用箭头微调不得采用输数调整，每次调整幅度为0.5%。在脱硫系统正常运行时不得将增压风机动叶调整机构的“自动调整方式” 解除为“手动调整方式”运行。
10、在冬季一定要严格执行防冻措施的各项内容，保证系统安全稳定运行。
三、脱硫运行人员巡检和设备异常处理部分：
1、脱硫运行人员要加强设备的巡回检查，每2小时检查一次，并在检查记录本上把巡检人员和检查情况记录清楚。检查时一定要戴好安全帽，凡是检查中有影响运行人员检查的情况一律通知点检进行处理，不得强行爬高下低的进行检查，要保证人身安全。
2、脱硫运行人员在检查中发现缺陷后要及时通知点检和下缺陷通知单，督促检修人员尽快处理缺陷。在发生异常后脱硫班长要及时安排调整运行方式，保证系统的安全稳定运行。重大缺陷要及时汇报相关领导，并采取防范措施，防止事故扩大。
电厂脱硫系统改造探讨 篇3
摘要：随着社会经济的快速发展，电厂作为经济发展过程中的重要支柱，发电技术方面也得到不断提升及完善。而脱硫系统经过改造后的运行更加安全可靠及环保。本文根据多年工作实践，对机组脱硫系统增容及取消旁路的改造进行探讨。
关键词：电厂；脱硫系统；改造
一、概况阐述
随着我国环境污染的日益严重，电厂所排放的SO2加剧了大气污染。我国国家环境保护部环办文件要求，电厂已建的脱硫设施旁路烟道需要拆除，对原有的脱硫系统进行增容改造，达到让机组环保、安全运行。表1 为某电厂脱硫系统的设计参数。
表1 电厂脱硫系统主要设计参数
项目改造前改造后
入口SO2浓度（标干态，60%O2/m）/mg·m-312992200
出口SO2浓度/mg·m-3≤104≤50
脱硫效率/%≥92≥97.7
二、脱硫改造情况
电厂的2号机组脱硫系统改造在先，于2012年11月至2013年2月，1号机组脱硫系统于2013年4月至2013年6月进行改造，改造内容包括脱硫包括烟气系统、吸收系统、吸收剂制备及石膏脱水系统以及电气系统等。
（一）烟气系统改造
烟气系统改造内容：拆除增压风机、旁路挡板门和原烟气挡板门。脱硫系统阻力由引风机克服，原引风机为卧式、单级、轴流式风机，功率3670kW，额定电流为405 A。改造后引风机为卧式、双级、轴流式风机，功率为7400kW，额定电流为805 A。对引风机出口（第一个膨胀节之后）至烟囱之间的烟道进行了优化及加固。在GGH入口原烟段水平直段设置2层事故喷淋。
（二）吸收系统改造
吸收塔浆池区加高2.8 m，浆池容积达到3 513m3，以保证满足浆液的反应时间。在原最上层喷淋层与除雾器之间新增2层喷淋层，吸收塔实行分段提升。改造后吸收塔整体升高了3.6m。每塔配5台浆液循环泵，原3台8 800 m3/ h浆液循环泵保留2台，将另1台更换为流量11700 m3 /h的浆液循环泵，同时新增2台11700 m3/h浆液循环泵。每个吸收塔增加2台4200 m3/h的氧化风机，将原2台67 m3 / h的石膏排出泵更换为97 m3/h的泵。吸收塔原配有7台搅拌器，上层增加3台功率为22 kW的搅拌器，每塔配10台搅拌器。
（三）吸收剂制备及石膏脱水系统改造
制桨系统增容方案采用外购石灰石粉，罐车运输，新增石灰石浆液箱，设置3台石灰石浆液供浆泵，新增一座石灰石粉仓，粉仓容积满足改造后2台炉BMCR工况下3天的石灰石粉耗量。罐车自带的输送风机把石灰石粉输送到仓顶部。新增1套石灰石供浆管路。脱水系统整体更换旋流器，改造前旋流器出力为67 m3/h，改造后出力调整到97 m3/h。拆除原有真空皮带脱水机及其配套设备，更换2台31m2真空皮带脱水机（原真空气皮带脱水机有效过滤面积为15.2m2）。
（四）电气系统改造
每台机组的脱硫6 kV段现一分为二，标示为脱硫6 kV I段和脱硫6 kV II段，两段之间增加母联开关，同时完善原有的快切装置，使两侧电源互为备用1 2号炉各新增加一段脱硫6 kV母线，标示为脱硫6 kV 段，新增两段母线采用单母线分段接线方式（带快切装置），电源从高压厂工作段1号机组6 kV1A2及2号机组6 kV2A2段引接1 2号脱硫系统各新增加一段400 V脱硫PC（动力中心）段及保安MCC（电动机控制中心）段。
三、运行调整
电厂1、2号机组脱硫系统改造后，运行了一段时间，逐步进入安全平稳期 表2为2013年9月3日14∶ 00环保监测数据，当时1号机组负荷700W，2号机组负荷600 MW。
表2 電厂脱硫系统改造后监测数据
项目1号机组2号机组
出口SO2浓度/mg·m-318.5934.53
出口NOx浓度/mg·m-390.7287.62
O2含量/%3.583.90
出口烟尘浓度//mg·m-319.7316.20
烟气温度/℃82.3573.10
烟气流量/m3·h-122322951488786
脱硫效率/%97.0496.99
（一）热工逻辑调整
原先的脱硫装置当脱硫系统故障后可以迅速打开脱硫旁路挡板，使锅炉的原烟气通过旁路进入烟囱排放，而不影响机组的安全运行，只要求在锅炉烟气脱硫通道挡板故障全关的情况下紧急停炉处理当脱硫装置旁路取消后，脱硫系统故障需触发锅炉MFT（主燃料跳闸）信号，电厂1、2号机组脱硫系统相关的热工逻辑调整如下：
（1）增加脱硫系统故障触发锅炉 MFT。脱硫原烟气温度>180℃（三取二），延时180s，锅炉MFT；脱硫净烟气温度>75℃（三取二）且脱硫5台循环浆液泵全停，延时15s，锅炉MFT。
（2）调整炉膛压力低低保护设定值。原炉膛压力低低（-5880Pa）延时3s，锅炉MFT；改造后炉膛压力低低（-4500pa）延时3s，锅炉MFT。
（3）增加相关引风机跳闸条件。机组MFT且炉膛负压低低（二取二）（- 5.5kPa）跳引风机；MFT且FGD 原烟气温度>180℃ 延时 60s 跳引风机；原烟气温度>180℃（三选二）延时480s跳引风机；循环浆液泵全停且净烟气温度>75℃（三选二）延时315s跳引风机。
（二）脱硫系统启停运行调整
在机组启动前执行《吸收塔系统启动前检查卡》，机组引风机启动时如果汽包金属温度大于100℃，必须至少有1台循环浆泵在运行，在锅炉点火、脱硫系统进热烟气前，至少要有2台循环浆液泵在运行。脱硫烟气系统停运前应适当降低吸收塔液位，依次停运循环浆液泵，当吸收塔前烟气温度降至70 ℃ 以下时停运最后 1 台循环浆液泵，锅炉 MFT且原烟气温度低于 40℃时方可停运 GGH。表3是电厂脱硫系统启停条件。
表3 脱硫系统的启停条件
项目改造前改造后
脱硫系
统启动电除尘投运正常锅炉燃烧稳定随机组启动
脱硫系统停止开旁路挡板锅炉MFT且烟气温度降至
70℃以下时停运最后1台循环浆液泵，原烟气温度低于40℃时方可停运GGH
（三）运行情况及调整
2013年5月24日11∶08 时，运行中的2号机组脱硫系统3台循环浆液泵全部跳闸，2台循环浆液在备用未启，11∶12 时，净烟气温度超过 75℃，延时
15s 后锅炉 MFT 动作。脱硫现场检查发现脱硫DCS 系统OPS2号 CPU 相关画面发生蓝屏现象，2号机组脱硫吸收塔相关设备无法操作和监控。最后调查的事故原因是2 号脱硫 DCS 系统（CHR03 柜）双侧 CPU 故障初始化，导致系统 DI（开关量输入信号）与 AI（模拟量输入信号）信号全部置0，导致控制信号输出异常，误发设备保护跳闸信号。为降低跳机风险，设计单位重新对五台循环浆液泵的控制信号重新进行分配，现在 1 号机组已调整一个 CPU控制1、2、5 号循环浆泵，另一个 CPU 控制 3、4 循环浆泵，但 2 号机组循环浆泵控制做了优化处理，CPU分配控制未做调整。
2013 年 5 月，2 号机组多次出现循环浆泵进口电动阀限位故障导致循环浆泵跳闸，循环浆泵排放阀限位故障导致循环浆泵无法启动的情况，其热工逻辑进行了以下调整，见表 4。
表4 循环浆泵逻辑调整
调整前调整后
循环浆泵启动，入口阀非全开，延时1S跳循环浆泵循环浆泵启动，入口阀全关非开，延时1S跳循环浆泵
循环浆泵启动，其排放阀非关，延时1S跳循环浆泵取消
循环浆泵启动条件：循环浆泵排放阀已关取消
自2007年脱硫系统开始运行以来，就一直存在GGH堵塞问题。GGH原烟气或净烟气差压高时导致增压风机马达电流增大，电流会超过额定电流，动叶开度增大。通过在线高压水冲洗和蒸汽吹灰都无法解决，只能开旁路挡板，限制机组负荷在400MW以下停运脱硫系统，进行 GGH 换热元件化学冲洗。每台机组一年要进行2～3 次，2012 年 GGH 冲洗情况见表 5。
表5 2012 年 GGH 换热元件化学冲洗情况
机组限负荷冲洗时间冲洗前GGH压差/ kpa
原烟气净烟气
2号2012-01-01至2012-01-020.8830.040
1号2012-04-28至2012-05-020.6890.789
2号2012-09-15至2012-10-040.7240.882
1号2012-09-291至2012-10-040.6440.701
1號2012-12-31至2013-01-030.7960.880
脱硫系统取消旁路后，如果出现 GGH 烟气差压高影响机组安全运行时，只能在机组停运后才能处理。机组改造时进行了 GGH 换热元件间隙调大，吸收塔整体升高 3.6m，电除尘改为电袋复合除尘器等。脱硫运行中执行了下面规定：及时进行 GGH 吹灰，每个班至少两次，如烟气系统运行工况较差，须增加吹灰频率或连续吹灰；每个夜班执行一次 GGH高压水冲洗；每班至少进行一次除雾器冲洗。现在2台机组的 GGH 烟气差压有了明显的改善，见表6。
表6 1号脱硫系统改造前后的GGH烟气差压
负荷/MW2012年9月9日2013年9月9日
原烟气差压/kpa净烟气差压/kpa原烟气差压/kpa净烟气差压/kpa
3000.2130.2240.1160.136
4000.3870.3620.2060.259
5000.4870.4520.2400.290
6000.5960.5410.2960.348
7000.7060.6300.3690.444
四、结束语
安全脱硫 篇4
1 工艺流程
与Prime G技术相似,DSO汽油加氢技术亦采用两段加氢脱硫。催化汽油与氢气的混合物经换热、加热至一定温度后首先进入一段加氢部分, 即预加氢反应器,在预加氢反应器中脱除二烯烃并发生硫转移的反应,预加氢部分的氢油比低,氢气采用一次通过式的流程; 经一段加氢处理后的催化汽油进入分馏塔,在分馏塔中切割成轻、重汽油馏分,轻汽油的硫含量低,可以直接出装置,重汽油的硫含量高,进入到后续的二段加氢脱硫部分; 二段加氢脱硫部分是在高温临氢条件下的深度脱硫过程,为减少加热炉的设置数量,采用后置加热炉的加热方式,一方面为后续的稳定塔重沸器提供热源,同时将重汽油换热至加氢脱硫反应器所需要的温度进行脱硫反应,二段加氢部分采用循环氢压缩机维持一定的反应氢油比; 经二段加氢处理后的重汽油进入稳定塔以脱除轻组分, 稳定塔底的重汽油与分馏塔顶的轻汽油混合出装置。采用DSO技术的两段汽油加氢脱硫装置流程如图1所示。
2 安全联锁系统设置
2. 1通用安全联锁
2. 1. 1加热炉
本装置共设置有两台加热炉,分别为分馏塔底重沸炉F-101和加氢脱硫反应产物加热炉F102。两台加热炉的安全联锁设置相似。以F-101为例,该加热炉的联锁触发条件为[1]:
a. 加热炉的4路介质进料有两路流量低低;
b. 主燃料气压力低低( 三取二) ;
c. 辅操台按钮启动;
d. 现场紧急按钮启动。
以上4个条件中任意一个条件启动,都需要关闭F-101主燃料气线上的紧急切断阀,隔断热量输入以保护加热炉。同时,当长明灯管线压力低低时,需要同时关闭主燃料气和长明灯管线上的紧急切断阀。该加热炉的安全联锁设置属于国内常规设计,而在Prime G工艺中,F-101的联锁触发条件中还增加了以下3个条件:
a. 加热炉出口温度高高;
b. 分馏塔顶回流罐液位低低;
c. 分馏塔塔釜液位低低。
增加的联锁条件提高了加热炉的安全等级, 但同时也增加了装置的投资,而且从操作角度看, 联锁条件设置越多,加热炉停工越频繁。由于加热炉停工对装置的连续性操作影响很大,实际操作中在保证安全的前提下应尽量减少加热炉熄火、点火的重复过程。本装置中加热炉出口已经设置高温报警、回流罐设置低液位报警、分馏塔塔 釜设置低液位报警,而且当分馏塔塔釜液位低低时,分馏塔重沸炉泵的流量由于自循环的作用不一定会立即达到加热炉联锁动作的触发点,考虑到提高现场应对的及时性等因素,没有增加以上3个触发条件,该加热炉的联锁条件设置遵循了国内常规设计。
2. 1. 2压缩机
本装置共设置有两个位号压缩机,分别为新氢压缩机K-101和循环氢压缩机K-102。
新氢压缩机停机的触发条件为:
a. 新氢压缩机入口分液罐液位高高;
b. 辅操台按钮启动;
c. 现场紧急按钮启动。
Prime G工艺中该压缩机的安全联锁设置与国内的常规设置相似,结合本装置流程的特点,当以上3个触发条件中任意一个条件启动,需停止新氢压缩机外,还要关闭压缩机出口至预加氢系统和加氢脱硫系统管线上的切断阀。
循环氢压缩机停机的触发条件为:
a. 循环氢压缩机入口分液罐液位高高;
b. 辅操台按钮启动;
c. 现场紧急按钮启动。
以上3个触发条件中任意一个条件启动,都需要停止循环氢压缩机、切断加氢脱硫部分的进料和加氢脱硫反应产物加热炉的主燃料气,即整个加氢脱硫系统停工。分析汽油加氢的工艺技术特点,氢气在预加氢系统和加氢脱硫系统中起的作用不大。对预加氢系统,氢气的作用是与二烯烃反应转化成单烯烃,并伴随着轻硫化物向重硫化物的转化等反应,该系统应尽量避免二烯烃聚合引起的飞温对反应系统的损害,而氢气则是造成预加氢反应器超温的关键因素,因此当氢气供料即新氢压缩机停机时,催化裂化汽油继续进料对反应系统是相对安全的,因此不需要切断油进料; 而对加氢脱硫系统,氢气的作用一方面是将有机硫加氢转化为无机硫而除掉,另一方面氢气作为热载体将反应产生的热量带走,因此当循环氢压缩机停机时,为避免超温对反应系统的损害,需要同时切断 油进料和F-102的主燃料 气。而Prime G工艺针对循环氢压缩机的联锁动作造成的结果除了将加氢脱硫系统停工外,还要将整个预加氢系统也联锁停工。本装置的工艺流程( 图1) 与Prime G的工艺流程( 图2 ) 不同,预加氢部分和加氢脱硫部分的流程分割清晰,没有交叉换热的情况。本装置中分馏塔底物料经过E-104、E-101两位号换热器换热后,温度可降至60℃ ,通过设置至原料缓冲罐的返回线使得预加氢系统可以自循环。因此当循环氢压缩机停机后,预加氢系统可以继续循环操作,该设置方法减少了联锁动作,使再次开工的时间大大缩短。
2. 1. 3机泵
为保护机泵,当泵入口容器的液位低低时,设置了机泵停机的联锁保护。国外工艺中对预加氢进料泵、分馏塔的回流泵、塔底抽出泵、稳定塔的回流泵、塔底抽出泵、轻汽油抽出泵和贫胺液进料 泵均设置了入口容器( 如回流罐、塔釜、抽出斗或入口缓冲罐) 液位低低时联锁停机泵的保护措施。本装置中结合安全完整性等级及低液位报警等措施,仅对预加氢进料泵、塔底抽出泵和轻汽油抽出泵设置了液位低低的联锁保护。
2. 2装置独特的安全联锁
2. 2. 1预加氢反应器
为防止飞温对预加氢反应器造成损害,设置有预加氢反应器的高温联锁保护。当预加氢反应器催化剂床层温度高高或反应器出口温度高高时,需关闭预加氢反应系统的新氢进料,并停止预加氢系统的蒸汽加热,同时打开预加氢系统换热器的冷却旁路进行冷却。本装置的预加氢反应器联锁设置与Prime G技术相同。
2. 2. 2加氢脱硫反应器
为防止超温破坏催化剂和加氢脱硫反应器, 设置有对加氢脱硫反应器的高温联锁保护。该反应器保护的联锁触发条件为:
a. 加氢脱硫反应器内部催化剂床层温度高高;
b. 反应器出口温度高高;
c. 循环氢压缩机流量低低。
以上3个条件中的任意一个条件启动,需同时切断加氢脱硫部分的油进料和加热炉F-102的主燃料气。而Prime G技术的联锁动作中还增加了将预加氢部分的进料和加热热源切断的动作。如2. 1. 2节所述,本装置的预加氢部分可以独立循环而不受加氢脱硫部分停工的影响,因此不需要将预加氢系统同时停工。
2. 2. 3预加氢系统紧急泄压
预加氢系统紧急泄压联锁方案借鉴了Prime G工艺技术,当预加氢系统紧急泄压时,启动现场或操作台的紧急泄压按钮,联锁触发结果为打开预加氢反应系统至分馏塔的泄压阀和分馏塔塔顶的泄压阀,关闭预加氢系统的进料与出料,包括新氢进料、油进料、轻汽油抽出、加氢脱硫进料泵、分馏塔回流罐的排气阀和补气阀,停止预加氢系统的供热热源,包括中压蒸汽和分馏塔底加热炉,完成预加氢系统的隔离后将预加氢系统内的物料泄放至分馏塔,进行气液相分离以减少液相损失,油气经分馏塔顶泄压阀泄放至火炬系统[2]。
2. 2. 4加氢脱硫系统紧急泄压
加氢脱硫系统紧急泄压联锁方案也借鉴了Prime G工艺技术,当加氢脱硫系统紧急泄压时, 启动现场或操作台的紧急泄压按钮,联锁触发结果打开加氢脱硫系统的泄压阀,打开稳定塔底重沸器的旁路阀,关闭加氢脱硫系统的进料与出料, 包括油进料、贫胺液进料、酸性水出料、至稳定塔的进料、富胺液出料,停止循环氢压缩机,同时关闭预加氢部分的进料和加热热源,完成上述动作后实现加氢脱硫系统的紧急泄压。
3 结束语
Prime G技术的安全联锁设置考虑的方面比较全面,对国内的汽油加氢装置设置有着很大的启迪作用。安全联锁设置得越全面,装置的安全隐患就越低,同时投资也越高。本装置的安全联锁设置在吸收借鉴Prime G技术的基础上,结合本装置流程特点、安全完整性等级及投资等因素, 在加热炉、压缩机和机泵保护方面沿用了国内的常规设置; 在预加氢反应器和加氢脱硫反应器方面,在不降低安全等级的前提下减少了联锁的动作; 在预加氢系统和加氢脱硫系统的紧急泄压方面与Prime G技术相同。
摘要：介绍了某采用国内DSO技术的催化汽油加氢脱硫装置的安全联锁特点。在吸收借鉴Prime G技术的基础上,结合本装置中一段加氢与二段加氢流程没有交叉、一段加氢可自循环的流程特点及降低投资等因素,在加热炉、压缩机及机泵等设备中,沿用了国内常规的安全联锁设置;在预加氢反应器和加氢脱硫反应器的保护方面,在不降低安全等级的前提下减少了联锁的动作;在预加氢系统和加氢脱硫系统的紧急泄压方面与Prime G技术相同。
关键词：安全联锁,催化裂化汽油,加氢脱硫
参考文献
[1]温世昌,孙方宪,刘成军,等.催化汽油醚化装置的安全联锁特点[J].石油与天然气化工,2012,41(1):35~38
安全脱硫 篇5
各项目建设单位：
在脱硫工程建设过程中,吸收塔筒壁内需要进行防腐衬胶处理,衬胶施工使用的丁基胶水是极易挥发,燃点很低的物质,胶板也是易燃物质,稍有疏漏,就会发生火灾。据不完全统计,全国已发生了脱硫吸收塔失火事故20多起,既造成了重大经济损失,又延误了脱硫工程的工期。2010年5月2日，金陵电厂二期基建脱硫工程#2脱硫吸收塔又发生了火灾事故。随着公司系统脱硫工程项目逐步铺开和相继投运，在发挥环境保护作用的同时，也暴露出了项目建设中安全管理方面的一些问题，脱硫工程的安全管理也是基建工程安全管理的薄弱环节，为进一步认真贯彻集团公司加强安全生产工作，特别是加强脱硫工程安全管理工作的指示精神，强化北方公司脱硫现场安全管理，现将有关脱硫工程安全管理重点工作要求通知如下：
一、进一步提高对安全生产极端重要性的认识，认真贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针。结合隐患排查治理、危险点辨识与控制、强制性条文的执行、事故应急预案编制审核演练、外包工程管理年活动和集团公司、北方公司有关文件的要求，全面排查治理脱硫工程中的事故隐患和薄弱环节。
二、进一步强化责任意识，认真贯彻落实集团公司安全生产责任制，建立健全并严格执行各级、各部门、各类人员的安全责任制及其到位标准，并严格考核。在脱硫工程施工安全监督管理中，项目建设单位、设计单位、供货单位、施工单位、调试单位、监理单位要明确职责，健全安全管理体系，全面履行各自安全生产监督和管理职责，消除监督和管理的盲区和死角。建设单位是脱硫项目施工安全的责任主体，对脱硫工程安全生产负全面管理责任。
三、进一步提高对搞好脱硫工程重要性的认识，脱硫设备按照主设备、主系统同等对待，高标准进行项目建设、施工、调试和检修维护运行管理，根据脱硫系统及设备的特点妥善设置机构，配置人员，做到思想重视、组织到位、责任落实，确保脱硫设施建设、运行中的安全。
四、要求各有关单位按照以下重点要求开展安全管理工作：
1． 严把脱硫施工队伍、人员资质关。
资质审查内容应包括：施工单位、项目负责人、专职管理人员、监理人员、特殊作业人员资质以及大型机械和特种设备检测检验报告等。同时应对施工单位的人员配备，包括技术管理人员、施工人员、专项工种人员等进行核实，保证队伍的整体水平。
严格审查监督标段承包单位的劳务分包行为，督促分包单位依法履行相应的安全责任。项目建设单位、监理单位都应认真细致地从人员来源、机具的来源、有关帐目往来等多方面了解分包及转包情况，一经查实有擅自分包或转包情况，按投标承诺的规定，做出停工退场的严肃处理。
2．保证安全投入，加强安全教育培训。
明确脱硫工程安全生产费用计取、使用、管理等各项具体措施，并落实到建设、施工等责任主体上，确保安全生产投入到位。在项目管理中增加项目安全措施费管理，确保安全措施到位。
采取切实有效措施，加强对施工单位各类从业人员特别是农民工的安全培训教育的监督力度，做到人人接受教育培训，做好教育培训专业化，整治“以考代培”现象，督促施工单位的作业人员依据法律法规、标准规范，严格管理及进行施工作业。防范事故灾难，增强应急处置能力。
3．完善制度，强化落实。
结合集团公司的脱硫设计导则和项目建设实际，建立、规范设计审查程序，并严格施工组织设计、安全技术措施以及专项施工方案（作业指导书）的审核和组织实施工作。
4．加强监督，提高施工安全质量水平。
项目建设单位对项目建设的安全、质量、文明施工负有全面的管理和监督责任，必须建立健全安全保证体系和监督体系，并保证其有效运转。
监理单位必须为脱硫工程配备必要的具有相应资质的监理人员，应明确监理人员的职责，并结合基建监理管理新模式的实施，进一步明确监理的安全责任，加大对监理的考核力度。监理单位在重点部位施工时，必须按规定进行旁站监督检查，保证施工方案的正确执行。并督促做好：
（1）安全设施标准化工作。监督施工单位“临口”、“临边”、高处作业、临时用电、起重机械、爆破及危险危害品存放处等危险部位安全防护工作,并检查安全标志设置的正确、完整和规范性；
（2）安全技术措施落实工作。监督高危作业、重要施工工序、易发生安全事故的薄弱环节的安全技术措施落实，并做好相关旁站监理跟踪检查和平行检验记录；
（3）脱硫工程施工作业过程中各类事故隐患排查、整改以及防范措施制定和落实工作。监督检查施工单位安全生产费用是否用于采购和更新合格的施工安全防护用具和设施，落实安全施工措施，改善安全生产条件；
（4）现场交叉作业施工单位安全管理协议的签订和安全管理职责的履行督促工作。
6．做好试运期间的安全管理工作，落实组织措施和技术方案。严格执行“两票三制”和操作规程，并加强脱硫工程建设与机组运行之间的协调工作，落实脱硫与机组运行的安全预案。7．要完善应急机制，加强重大风险的防范，提高事故的应急处置能力。强化安全技术管理，落实危险性较大的作业项目专项施工方案编制及审查制度。
燃煤电厂烟气湿法脱硫工艺分析 篇6
关键词：湿法脱硫；燃煤电厂；石灰石-石膏脱硫工艺；海水脱硫
一、燃煤电厂湿法脱硫工艺简介
湿法脱硫工艺最早起源于海水脱硫，其原理是利用海水的碱度及其天然特性脱除烟气中的二氧化硫，但是由于其严苛的地域限制，导致该方法的大范围应用存在困难。随着科学技术及化学工业的发展，脱硫工作者开发了湿式石灰石/石灰—石膏脱硫工艺，该方法也是迄今为止应用范围最广、技术发展最成熟、应用情况最稳定的脱硫工艺。在此基础上，脱硫工作者不断突破脱硫工艺的局限性，又先后开发了钠钙双碱法、湿式氨法脱硫工艺等，为湿法脱硫技术的发展做出了重要贡献。湿法脱硫较之半干法、干法脱硫拥有绝对的实用业绩优势，绝大多数电厂烟气脱硫均采用湿法脱硫工艺，其中又以湿式石灰石/石灰—石膏脱硫法应用居多。
二、湿法脱硫工艺的分类
1、石灰石-石膏脱硫工艺
石灰石—石膏脱硫工艺是应用范围最广，也是最为稳定的脱硫工艺，其反应原理如下： → （2-1-1）
→ ↑ （2-1-2）
→ · （2-1-3）
→ · ↑ （2-1-4）
其中，式（2-1-1）和（2-1-2）发生在脱硫塔顶部，也是消除烟气中二氧化硫的主反应；式（2-1-3）和（2-1-4）则发生于脱硫塔底部，不稳定氧化产物亚硫酸钙被氧化为带有结合水的硫酸钙，即带有结晶水的石膏，实现了工业废气的有效利用。该技术具有诸多优点，如：技术发展成熟、应用范围广、脱硫效率高（可达95%及以上）、脱硫剂使用效率高（可达90%及以上）等。同样，该技术也具有一定的局限性，如投资成本高、后期使用成本高、系统设置复杂、易受腐蚀等。但综合权衡，湿式石灰石—石膏脱硫工艺的使用对湿法脱硫工艺的发展具有里程碑式的意义，它极大地减轻了烟气中二氧化硫对生态环境造成的污染压力，同时也为工业废气的再度利用做出了重要贡献。
2、海水脱硫工艺
海水脱硫工艺研发起步最早，其原理是海水中的卤化物、硫酸盐等碱性物质可去除烟气中的二氧化硫。根据化学工艺可将海水脱硫法分为两类：只用海水和向海水中添加适量石灰来调节吸收液的碱度值，而前者应用较为广泛。海水脱硫工艺具有操作简单、原料易取、不易结垢堵塞、脱硫效率高等优点。但是，其应用地域限制较为严格，只能在沿海地区使用，在内陆地区应用较为困难。
3、其它工艺
湿法脱硫工艺投入现场使用的有不下20种，其中应用较为普遍的还有新氨法烟气脱硫技术、镁基吸收法脱硫技术、双碱法脱硫技术等。新氨法脱硫技术主要是利用氨水来吸收含二氧化硫的烟气，该方法的好处是工业废气可再度生产为化肥或是高质量的工业硫酸。由于新氨法脱硫采用液液接触，脱硫效率更为显著。其次，新氨法脱硫也可以通过废料进行工业生产，在一定程度上减轻了前期建设的费用负担。镁基吸收法则是利用 浊液进行脱硫，二氧化硫在吸收器中被吸收生成亚硫酸镁或是硫酸镁，达到脱去烟气中二氧化硫的目的。双碱法脱硫工艺是利用含 的碱性溶液或是氨水与二氧化硫反应，然后再度用中间产物与生石灰等碱性物质反应，最后生成硫酸钙这一无毒无害物质，该方法成本低、无堵塞，是一种经济高效的脱硫手段。
三、湿法脱硫工艺在电厂的应用
湿法脱硫工艺是目前世界范围内发展最为成熟的脱硫手段，其吸收剂原料易得、副产品可回收利用率高、设备运行稳定、达到的环境指标合乎标准。各燃煤电厂可根据电厂自身的燃煤类型、所处地理环境、原材料获取难易程度、划地规模及当地政府环保政策等因素，进行系统梳理和规划，以选取合适的脱硫方法来解决烟气中二氧化硫含量超标的问题。
湿法脱硫技术在我国燃煤电厂中一直作为优先考虑的脱硫工艺，研究表明，湿法脱硫技术相较于干法脱硫技术、半干法脱硫技术，具有投入成本低、设备运行稳定、技术手段成熟等优势。但各电厂在运用该技术手段时也应注意以下几个方面的问题：
（1）重视防堵塞、结垢的防护处理
湿法脱硫工艺在应用时面临的普遍问题就是结垢堵塞情况突出。电厂在实际应用湿法脱硫技术时，应当注意吸收器、氧化槽，尤其注意喷嘴及管道中的结垢情况，定期进行设备清理，并应重视监测观察环节，避免设备由于结垢封堵而难以正常运行。
（2）重视防腐、防磨损设计研究
浆液中的大量电解质及固态颗粒会对设备壁面造成腐蚀磨损，减少设备使用寿命。在设计脱硫设备体系时，应充分考虑到设备内衬、阀门、管道、喷嘴的耐腐蚀程度，积极研发相应的防腐蚀、防磨损改良方案，针对各电厂脱硫手段的特异性展开专项攻关，改善设备腐蚀磨损情况。
（3）注意吸收剂品质及燃煤煤质变化
随着生产进程推进及原煤产源变化，燃煤煤质也会受到诸多因素的影响。不同品质的原煤其化学构成不同，最终灼烧得到的产物也各有不同，各电厂在生产过程中应实时把握这一因素，做好相应的脱硫方案调整，以保证脱硫的高效性及实用性。同时，随着二氧化硫吸收量的不断增多，吸收剂的品质也会发生变化，电厂相关技术人员应注意这一点，做好动态调整规划，将经济效益与脱硫效率控制在合理范围内。
四、结语
本文详述了几种常见的脱硫技术，并对其原理做了简要综述。虽然目前最为普遍的技术仍为石灰石—石膏脱硫工艺，但对其它工艺技术的改革创新仍不容忽视。未来的湿法脱硫技术将更注重对环境达标程度的控制并考虑其综合副产品的利用。在实际的生产过程中，电厂负责人应注意对于脱硫工艺的实时调整，将脱硫措施体系化、过程化，注重对脱硫装置的检修监督，完善脱硫工艺细节，重视相关技术开发，进行脱硫技术工艺改良创新，不断缩小与国外先进水平的差距。
参考文献
[1] 鹿瑶.关于湿法脱硫工艺探析[J].科技创新与应用，2014（11）
[2] 孔火良，吴慧芳，金保升.燃煤电厂烟气脱硫技术及其主要工艺[J].煤矿环境保护，2002（12）
安全脱硫 篇7
随着人类科技进步、生活水平提高, 人们对自身生存环境的要求越来越高, 环境保护意识越来越强, 对破坏环境、污染环境的原因和治理污染方式方法的认识越来越清晰。酸雨破坏环境, 危害健康, 而形成酸雨的主要物质是大气中的二氧化硫和氮氧化物。燃煤火电厂是二氧化硫的排放大户。在治理烟气粉尘污染取得良好效果后, 燃煤火电厂致力于烟气脱硫, 去除烟气中的二氧化硫, 以实现烟气达标排放。目前国内普遍采用的烟气脱硫工艺是石灰石-石膏湿法脱硫。
二、湿法脱硫工程的特点
石灰石-石膏湿法脱硫的基本原理:将石灰石粉加水制成浆液, 作为吸收剂泵入吸收塔, 与烟气充分接触混合, 烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应, 生成硫酸钙, 硫酸钙达到一定饱和度后, 结晶形成二水石膏。
(一) 综合属性
湿法脱硫是完成一系列化学反应的过程, 脱硫装置是应用在燃煤火电厂的环保设备, 因此湿法脱硫工程既有化工行业的属性, 又有环保行业、电力行业的属性, 是三个行业交集的产物, 建设过程中应遵循国家以及三个行业有关的标准、规程、规范, 这是湿法脱硫工程最显著的特点。
(二) 酸碱混合, 內衬防腐
脱硫装置中, 吸收剂制备系统内部介质具有碱性, 烟气及二氧化硫吸收、副产物处置、废水处理等系统内部介质具有酸性。在化学反应过程中, 系统内部介质的酸碱性发生变化。无论酸性介质还是碱性介质, 都具有腐蚀性。为了降低被腐蚀程度、延长使用寿命, 脱硫装置与酸碱介质接触的部位, 包括烟道、管道、容器、设备、沟道、浆液池等, 大量采用內衬防腐工艺。
(三) 酸碱材料
对于无法采用內衬防腐工艺的设备, 如喷淋层、除雾器、仪表探头等, 直接采用耐酸或耐碱材料加工制造。
三、安全管理的策略
(一) 贯彻方针
工程建设必须贯彻执行“安全第一、预防为主、综合治理”的方针, 而“综合治理”的方针为工程建设的安全管理赋予了丰富的内涵。工程建设的安全管理不再是简单地管好安全帽、安全带的事情, 而是在设计、采购、施工、调试等各阶段, 对参与建设的人员和设备、安全设施、使用的材料、应用的方案、作业的环境等因素, 进行全过程和全方位的管理。
(二) 营造氛围, 全员参与
在整个工程建设过程中, 营造“齐抓共管、人人参与”的氛围, 从思想观念上强化每个人的安全意识, 让每个人自觉地参与安全管理, 把要求安全当作是自己的责任和义务。
四、各个阶段安全管理的方法和措施
工程建设经历设计、采购、施工、调试等阶段, 合理方法和有效措施是工程安全管理成功的关键。针对实际安全管理中容易疏忽、需重点关注的问题, 提出如下应对的方法和措施。
(一) 设计阶段
运行维护平台扶梯的设计毋庸置疑, 对于总平面布置、吸收剂制备系统、烟气及二氧化硫吸收系统、副产物处置系统、废水处理系统、热工自动化、电气设备及系统、建筑结构及暖通等, 在布置、结构、强度、出力、容量、工艺流程、防护等级、连锁保护等方面的设计, 是对采购、施工、调试的技术要求, 是保证脱硫装置投产后安全平稳运行的设想。设计人员对此给予充分重视。然而, 对于平台扶梯这些为运行维护人员操作、巡检、检修工作提供安全便利的设施, 设计人员却有所疏忽。对于燃煤火电厂其他部位, 如果平台扶梯欠缺, 可以在调试阶段根据实际需要进行补装, 但这种做法在湿法脱硫工程中却不可行。原因是:脱硫工程的烟道、箱罐在调试之前已经完成内衬防腐, 平台扶梯根部安装所需的电火焊施工会破坏防腐层, 导致烟道、箱罐受到腐蚀, 使用寿命剧减;此外, 烟道、箱罐的外形体积大、位置高, 平台扶梯在烟道、箱罐以外生根固定不适宜。因此, 在施工图设计阶段, 设计人员应充分考虑运行维护工作的需要, 设计足够的平台扶梯。对于缺漏的平台扶梯设计, 应及时出具设计变更, 确保在烟道、箱罐进行内衬防腐前至少完成平台扶梯根部的电火焊工作。
(二) 采购阶段
采购国产材料、设备。我国湿法脱硫技术从欧美日发达国家引进, 经过多年消化吸收, 已拥有多项自主知识产权, 并在国内形成相当规模的脱硫产业。然而一些特殊材料、设备, 如耐酸钢材、浆液循环泵等, 仍需依赖进口, 价格昂贵。为了降低工程造价, 采用国产材料、设备是必然途径。因此, 在确保材料、设备性能满足脱硫装置长期安全稳定运行的前提下, 尽量采购国产材料、设备, 而这样做的前提是对相关的材料、设备及生产厂家进行充分的调研和论证。
(三) 施工阶段
1. 建立职业健康安全与环境管理体系, 开展安全管理工作。
施工阶段是形成实体工程的阶段, 人力、物力、资金大量投入, 影响安全的因素繁多, 危险源大量存在。为了有序、高效地开展安全管理工作, 防范安全事故发生, 保护参建人员的健康与安全, 控制作业现场的各种环境因素对环境的污染和危害, 工程建设组织机构应建立以项目安全委员为核心、专职安全员为骨干、全体参建人员参与的职业健康安全与环境管理体系, 做到目标明确、制度完善、职责分明、管理到位。
2. 防火。
湿法脱硫装置的吸收剂制备、烟气及二氧化硫吸收、副产物处置、废水处理等系统内部流通介质均具有腐蚀性, 烟道、管道、容器、设备、沟道、浆液池等内壁均采取内衬防腐的方式, 延缓被腐蚀时间。防腐原材料含有易燃成分, 容易引起火灾。从以往湿法脱硫工程发生的事故情况来看, 火灾最容易发生, 而且造成财产损失、人员伤亡的后果最严重。因此, 防火工作是湿法脱硫工程施工阶段最为重要的安全管理工作。从电火焊与防腐工序安排、系统隔离、划定严禁烟火警戒区、专人监护、严格办理动火票、禁止电火花等方面着手, 建立防火管理制度, 采取切实可行的措施, 防止火灾事故发生。
3. 防尘防中毒防中暑。
由于工艺技术要求, 需在脱硫装置内部进行大量的内衬防腐施工。内衬防腐施工主要有喷砂除锈和防腐层喷涂两道工序, 喷砂除锈产生的大量粉尘和防腐层喷涂产生的大量涂料颗粒, 飘浮在脱硫装置内部, 对作业人员的呼吸系统造成伤害, 因此必须采取措施防止职业健康安全事故发生。采取配备专用防护装备、专人安全跟踪监护、轮流作业、加强通风排气、架设隔离抑尘网等措施, 防止作业人员中毒中暑, 同时减小污染周边环境。
4. 防触电。
烟道、箱罐是脱硫装置的主要设备, 现场加工制作工程量大。由于它们是钢铁制品, 导电性能好, 并且由于施工人员出汗, 人体电阻降低, 因此在烟道、箱罐内部进行电焊、电动打磨、照明等作业时, 施工人员触电死亡的风险大大增加。在烟道、箱罐内施工应视为在密闭金属空间内施工, 应严格按照密闭金属空间内施工用电的有关安全规程, 采取电路分离、超低压安全照明、漏电保护、良好绝缘、可靠接地等措施, 防止触电事故发生。
(四) 调试阶段
对试运条件检查确认。调试包括单体调试、系统调试和整套启动试运, 是竣工验收前对土建、设备制造和安装等前期建造质量的检验, 考验设备是否能够安全稳定的运行。为确保调试人员安全、设备安全, 应按火力发电建设工程启动试运及验收规程的有关要求, 在调试前填报单机试运条件检查确认表、系统试运条件检查确认表、整套启动试运条件检查确认表, 表中检查内容由专业技术负责人及安全专责提出, 并经评审确定。施工单位组织单机试运条件检查, 调试单位组织系统试运条件、整套启动试运条件的检查, 施工、调试、监理、建设、生产等单位相关专业人员参加检查, 并对检查结果签字确认。
五、结论
环境保护的呼声和要求越来越高, 脱硫装置已经成为燃煤火电厂必备的环保设施。由于环保设施与火电厂其他设施存在较大差异, 因此在工程建设过程中的安全管理也相应发生变化。根据湿法脱硫装置同时具有化工、环保、电力等三个行业属性的特点, 有针对性地策划安全管理, 制定相应的管理制度, 因地制宜地采取防范措施, 将有利于保证脱硫工程进度向前推进, 实现安全顺利投产的目标。
参考文献
[1]中华人民共和国建设部, 国家质量监督检验检疫总局.G B/T50326-2001建设工程项目管理规范[S].2001.
[2]国家环境保护总局.H J/T179-2005火电厂烟气脱硫工程技术规范 (石灰石/石灰-石膏法) [S].2005.
[3]中华人民共和国国家能源局.D L/T5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程[S].2009.
[4]中华人民共和国国家发展和改革委员会.D L/T5196-2004火力发电厂烟气脱硫设计技术规程[S].2004.
安全脱硫 篇8
888脱硫催化剂是长春东狮科贸实业公司研究开发的新一代无毒、高效属一元催化法脱硫脱氰催化剂的新型产品。
888脱硫催化剂中有—NH4SO3和三核酞氰钴聚合团的活性大离子, 且从结构式中可以看出每个酞氰环有8个碳原子组成, 为多电子共轭体系。其中4个氮原子与金属中心原子钴以共价键和配位键结合, 从而形成了载体和电子转移的通道。吸附的O2得到一个电子, 变成O2-, 与H+结合成HO2自由基, 使888的催化反应为自由基反应。
888催化机理可分为四步:
(1) 在溶液终不过将溶解的O2吸附而活化;
(2) 当遇到H2S等含硫化合物时, 将硫化物吸附和氧化反应形成新的化合物析出单质硫;
(3) 新产物从活性大离子的微观表面上解析离去;
(4) “888”大离子重新吸氧携氧而获得再生, 周而复始。由此可见, 888是名符其实的催化剂, 反应前后不改变其质和量, 只充当催化介质。只要888活性大离子保留在吸收液中不被其它物质俘获或溢流出系统外, 其使用寿命相当长久, 使用率高。
2 山西原平化学工业集团有限责任公司 (下称原化) 栲胶脱硫工艺状况
原化联醇脱硫工艺使用半水煤气栲胶脱硫工艺。平时操作要点主要如以下几点:
(1) 经常调整溶液中的总碱度, 催化剂浓度等, 保持各组份要在规定的指标内, 根据生产负荷的变化及进出口硫含量, 适合调整溶液循环量 (即碱度、催化剂浓度、循环量生产正常操作三要素) 。
(2) 加强氧化再生浮选分离, 维护调整喷射器液相压力和温度及溢流量的适度控制, 使再生完全, 浮选回收彻底, 提高吸收溶液的质量。
(3) 强化回收熔硫的操作管理。熔硫温度、压力、流量控制十分重要, 特别要注意进熔硫釜泡沫要滤清, 熔硫后残液回收要进行处理, 最好是经过多级沉降过滤处理, 使其变成清液, 再用空气吹搅补氧恢复活性后方能返回系统, 减少对再生的干扰。真正做到强化回收熔硫优化再生之目的。
(4) 维护运转设备的正常运行, 注意液位控制和安全生产等。要根据自身设备工艺特点, 生产负荷状况、认真细心摸索, 不断优化工艺条件和操作管理水平。
3 原化888法脱硫过程化学反应方程式
脱硫化氢:
催化氧化析硫:
脱有机硫:
催化氧化析硫:
溶液再生:Na HCO3+Na OH=Na2CO3+H2O (式11)
催化剂再生: (888吸附O2恢复活性不存在价数得失, 只是由失氧态变成携氧态)
反应 (1) 为可逆反应, 若尽快将反应生成物Na HS进一步氧化可以加快反应向右进行, 提高反应效率。此外, 析硫反应 (3) 每析出一个S原子就相应地生成一个OH即相应地提高了Na2CO3的浓度。反应速度与反应物浓度积成正比。催化活性强, 析S越多就越有利于提高脱硫率。反应 (2) 、 (4) 形成多硫离子888催化剂的一大特点, 由于溶液中硫离子在888催化下多硫离子大量形成从而提高了硫容, 降低了溶液中悬浮硫的含量, 并能活化硫, 加速沉积硫团互解, 故对清洗系统内积硫具有较强作用。
4 原化888法脱硫过程工艺状况
(2) 总碱度 (以Na2CO3计) :20~30g l (或0.3~0.6mol/l) ;
(5) 悬浮硫≤0.5g/l;
(6) 888浓度8~15×10-6;
(7) 液气比>12L/m3;
(8) 温度:吸收30~40℃, 再生35~42℃;
(9) 填料塔空速:0.5~0.8m/s;喷淋密度:30~40m3/m2·h;
(10) 再生氧化槽溶液停留时间15~20min, 吹风强度45~60 m3/m2·h;
(11) 喷淋器液相压力0.25~0.35mpa;流速18~20m/s;
(12) 888脱硫剂日耗量0.6~0.9g/k·H2S。2005年8月29日, 半水煤气负荷43000m3/h, 循环量740 m3/h, 入口H2S3.0~2.8g/m3, 出口27~40mg/m3。8月30日往栲胶脱硫液系统加888脱硫剂, 加脱硫剂前后, 栲胶溶液成分稳定, 但是脱硫塔循环量降到了550~600 m3/h, 出口硫含量在指标范围内, 运行一个月后脱硫塔阻力降低到40mm Hg以下。
5 原化栲胶脱硫液使用888法脱硫催化剂结论
原化在原有栲胶脱硫法脱半水煤气硫的方法基础上, 使用长春东狮科贸实业公司开发的888脱硫催化剂, 栲胶与888共同使用, 增强了脱硫效果, 并且888清洗脱硫塔内积硫的效果明显, 塔阻由原来的300mm Hg降到了40mm Hg以下, 脱硫效率由84%提高到了95%以上, 消耗成本由单纯使用栲胶时的960元/天, 降到了栲胶和888脱硫催化剂共用的452元/天。
摘要：本文主要介绍888脱硫催化剂的组成, 它是由酞菁钴有机化合物, 水扬酸磺酸铵化合物, 2.G二磺酸铵1.4苯醌按一定比例复配而成。该催化剂具有脱除无机硫及部分脱除有机硫特性和该脱硫剂的使用方法。
关键词：888脱硫催化剂,组成,栲胶法
参考文献
安全脱硫 篇9
燃煤火电厂的二氧化硫排放量约占全国总排放量的40%, 为遏制酸雨污染的进一步发展, 国家颁发了《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-1996) , 出台了一系列促进火电厂二氧化硫控制的法律、法规和政策, 并采用多种措施加快二氧化硫治理。脱硫技术种类繁多, 国内外工业应用较为广泛的只有十几种, 对脱硫技术的全面了解是选择脱硫技术的关键所在。本文挑选6种典型的、具有代表性的烟气脱硫技术, 对其做比较深入的分析, 为业主选择适合自己条件的脱硫技提供参考。
1、常规脱硫技术
1.1 石灰石/石灰—石膏湿法
石灰石/石灰—石膏湿法是当今世界最成熟、使用最为广泛的烟气脱硫技术。
除尘后的锅炉烟气经增压风机增压, 通过气-气热交换器交换热量降温后从底部进入脱硫塔, 与石灰石浆液发生反应, 除去烟气中的SO2。净化后的烟气经除雾器除去烟气中携带的液滴, 通过气-气热交换器升温后从烟囱排出。反应生成物CaSO3进入脱硫塔底部的浆液池, 被通过增氧风机鼓入的空气强制氧化, 生成CaSO4, 继而生成石膏。为了使生成的石膏不断排出, 新鲜的石灰石/石灰浆液需连续补充, 才能得到纯度较高的石膏。
1.2 旋转喷雾干燥法
此方法也是一种应用较多的烟气脱硫方法。
经破碎后石灰在消化池中经消化后, 与再循环脱硫副产物和部分煤灰混合, 制成混合浆液, 经浆液泵升压送入旋转喷雾器, 经雾化后在塔内均匀分散。一般雾粒直径要求小于100μm。热烟气从塔顶切向进入烟气分配器, 同时与雾滴顺流而下。雾滴在蒸发干燥的同时发生化学反应吸收烟气中的SO2。净化后的烟气经除尘器除尘后从烟囱排出, 脱硫后固体产物大部分从脱硫塔底部排出。为了提高脱硫剂利用率, 脱硫塔底部排出的灰渣和除尘器收集的飞灰一部分再循环使用, 一部分抛弃。
塔内吸收剂雾滴经恒速干燥阶段和降速干燥阶段。在反应开始阶段, 吸收浆液雾滴存在较大的自由液体表面, 液滴内部分子处于自由运动状态, 水分由液滴内部很容易移到液滴表面, 补充表面失去的水分, 以保持表面饱和, 蒸发速度仅受热量传递到液体表面的速度控制, 单位面积的液滴蒸发速度大且恒定。随着蒸发继续进行, 雾滴表面的自由水分减少, 内部粒子间的距离减小。当液滴表面出现固体时, 蒸发受到水分限制, 开始降速干燥阶段。在脱硫剂液滴蒸发完成后, 液相反应停止, 气固反应继续进行, 但反应速度减慢。因此要求液滴干燥不能太快, 否则液相反应时间缩短, 降低脱硫效率;但干燥时间过长会导致液滴撞到塔壁即粘壁沉积, 降低脱硫剂的利用率。
1.3 炉内喷钙尾部增湿活化法
用空气将石灰石粉喷入锅炉炉膛850～1250℃区域, 由于反应在气固两相间进行, 速度较慢, 脱硫剂利用率低。CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应的脱硫剂随烟气进入活化反应器, 把炉内未反应完的Ca O通过雾化水活化成在低温条件下活性很高的Ca (OH) 2, 然后与烟气中剩余的SO2反应, 净化后的烟气从塔底排出。为了防止低温腐蚀, 在活化器和除尘器之间增加烟气再热装置, 然后经过除尘器从烟囱排出。在活化器内大颗粒物料会落在底部, 由收料机收集后加到活化器前的垂直烟道中进行再循环。除尘器收集来的脱硫副产物和飞灰的混合物由气力输送装置集中送到灰库, 灰库出灰的一部分通过风机送去再循环, 以提高脱硫剂的利用率, 剩余的可做筑路或建筑材料。
1.4 烟气循环流化床脱硫技术
锅炉排出的未经除尘或经除尘后的烟气从脱硫塔底部进入, 脱硫塔下部为一文丘利管, 烟气在喉部得到加速, 在渐扩段与加入的消石灰粉和喷入的雾化水剧烈混合, Ca (OH) 2和烟气中的SO2、SO3、HCl和H F等发生化学反应, 生成C a S O3、C a S O4、Ca Cl2、Ca F2等。同时烟气中有CO2存在, 还会消耗一部分Ca (OH) 2生成CaCO3。净化后的烟气在脱硫塔出口烟尘质量浓度高达1000g/m3, 进入除尘器前先经过一个百叶窗式分离器, 该百叶窗式分离器的除尘效率为50%左右。经静电除尘后的烟气温度在70～75℃, 不必再热, 可直接从烟囱排出。从百叶窗分离器及静电除尘器下部捕集的干灰, 一部分送回循环脱硫塔的再循环灰入口, 另一部分送至灰库。
在脱硫塔底部设计喉部段是为了使气流在整个容器内达到合理分布, 气流首先在文丘利管喉部被加速, 而再循环物料、新鲜的Ca (OH) 2粉和增湿水均从渐扩段加入, 和烟气充分混合后进入脱硫塔柱形段并进行热量交换和化学反应。烟气在脱硫塔内的停留时间为3s左右, 通过固体物料的多次循环, 脱硫剂在塔内的停留时间长达30min, 极大地提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。
1.5 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术
荷电干式吸收剂荷电喷射脱硫系统主要包括一个吸收剂喷射单元, 一个吸收剂给料单元及SO2监测器和计算机控制系统。主要设备有预除尘装置、吸收剂给料装置、高压电源、喷枪主体和过滤分离装置。熟石灰吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电电晕充电区 (电压一般为45～70k V) , 使吸收剂得到强大的静电荷 (通常是负电荷) 。由于吸收剂带同种电荷, 因而相互排斥, 很快在烟气中扩散, 形成均匀的悬浮状态, 使每个吸收剂粒子的表面都充分暴露在烟气中, 与SO2的反应机会大大增加, 从而提高了脱硫效率。并且荷电吸收剂粒子的活性大大提高, 降低了同SO2完全反应所需的滞留时间, 一般在2s中左右即可完成化学反应。脱硫反应产物、未反应完的吸收剂及烟气中的飞灰进入电除尘器净化, 捕集后送往灰场, 净化后的烟气由引风机引出经烟囱排出。
除提高吸收剂化学反应成效外, 荷电干式吸收剂喷射系统对小颗粒 (亚微米级) 粉尘的清除效率也很有帮助, 带电的吸收剂粒子把小颗粒吸附在自己表面, 形成较大颗粒, 提高了烟气中尘粒的平均粒径, 这样就提高了相应除尘设备对亚微米级颗粒的去除效率。
1.6 电子束照射烟气脱硫技术
电子束照射烟气脱硫系统主要由电子束系统、冷却塔、副产品收集系统构成。设备主要有直流高压电源、电子加速器、窗箔冷却器、静电除尘器及袋式过滤器。影响脱硫效果的主要因素有热化学反应、反应器内烟气温度、烟气含水量、NH3的添加量及电子束辐照剂量。热化学反应对SO2总脱除率贡献较大;SOX和NOX的去除率随烟气温度升高而下降;脱硫效率随NH3添加量的增加而上升;脱硫和脱氮效率随辐照剂量的增大而增加。SO2脱除效率随烟气含水量的增大而上升, 这是因为烟气中的水分子受电子束激发产生的OH3和HO23自由基对SO2的氧化起着主要作用。此外, 烟气含水量的增大有利于增加液相反应几率, 促进气溶胶的成核、生长, 也有利于烟气中SO2的脱除。
2、生物脱硫技术
常规脱硫技术存在的最大问题是副产大量含重金属离子的废石膏, 很容易造成二次污染;而以PDS、ADA法为主的湿法脱除硫化氢的技术需要消耗较多的催化剂, 而且脱硫深度不够。而近年很多采用的生物脱硫技术, 脱除气体中的二氧化硫或硫化氢, 并制备单质硫资源, 可实现废弃物资源化/无害化/高值化。目前常用生物脱硫方法是浸出法、表面氧化法和气体生物脱硫法:
2.1 生物浸出脱硫
生物浸出法就是利用微生物的氧化作用将黄铁矿氧化分解成铁离子和硫酸, 硫酸溶于水后将其从煤炭中排除的一种脱硫方法。
该法优点是装置简单, 只需在煤堆上撒上含有微生物的水, 通过水浸透, 在煤中实现微生物脱硫, 生成的硫酸在煤堆底部收集, 从而达到脱硫的目的。为提高浸出率, 开发了用于生物浸出的反应器 (空气搅拌式、管道式、水平转筒式等) 。该法研究历史较长, 技术较成熟。由于是将煤中硫直接代谢转化, 当采用合适的微生物时, 还能同时处理煤中无机和有机硫, 理论上有很大应用价值。其缺点是处理时间较长 (数周) 。原因是所用的硫杆菌属于自养型微生物, 生长速度慢。
2.2 表面处理法
这是一种将微生物技术与选煤技术结合起来, 开发出的一种微生物浮选脱硫技术, 即微生物表面处理法。该法是把煤粉碎成微粒, 与水混合, 在其悬浮液下通入微细气泡, 使煤和黄铁矿表面均附着气泡, 在空气和浮力作用下, 煤和黄铁矿会一起浮到水面。但是, 如果将微生物加入悬浮液中, 由于微生物附在黄铁矿表面, 使黄铁矿表面由疏水性变成亲水性。与此同时微生物却难以附着在煤粒表面, 所以煤表面仍保持疏水性。这样煤粒上浮, 而黄铁矿则下沉, 从而把煤和黄铁矿分离, 达到煤炭中脱除黄铁矿的目的。
该法优点是处理时间短, 当采用对黄铁矿有很强专一性的微生物 (如氧化亚铁硫杆菌) 时, 能在数秒钟之后就起作用, 抑制黄铁矿上浮, 整个过程几分钟就完成, 脱硫率较高。该法与浸入法相比, 煤炭回收率较低。
2.3 气体生物脱硫
气体生物脱硫的基本原理主要包括三个核心步骤:首先用水溶液将烟气中的SO2生物化学吸收到溶液中, 然后利用厌氧微生物将SOx分别还原成S2-, 再利用硫选择性氧化菌将S2-氧化成单质硫。
在该工艺中, SOx厌氧生物还原为硫化氢和硫化氢生物选择性氧化成单质硫最为关键, 前者主要受微生物种类、电子供体种类、COD/S比和生物反应器内部结构等影响;后者主要受微生物种类、反应器内部结构等影响。这些方面直接决定新工艺工业化的可行性。
与传统脱硫技术相比, 生物脱硫技术具有如下优点:
(1) 生物脱硫技术在吸收过程中, 将有超过95%的二氧化硫被吸收到液相中, 而且能够同时将烟气中绝大部分粉尘、汞等重金属离子去除, 可以实现多污染一步去除;
(2) 生物脱硫技术通过生物催化反应, 直接将烟气中绝大部分二氧化硫转化成我国非常短缺的硫黄资源进行回收;
(3) 生物法脱硫, 可直接以有机废水或废渣为电子供体, 既满足生物脱硫对电子供体的需求, 又处理了有机废水或废渣, 以废治废, 因此特别适合化工和石化企业废气脱硫;
(4) 生物脱硫技术不使用石灰作为吸收物, 不仅有效避免了固体废弃物的产生, 而且没有石灰粉尘污染, 属于国际上优先选用的绿色技术。
3、结语
我国对绿色化学方面的研究工作, 远不如国外开展的广泛和深入。国际上还建立许多与绿色化学有关的网站。而国内绿色化学方面的资料不多, 特别是绿色化学在煤炭加工和资源二次回收利用方面的应用研究的论文很少。随着我国对绿色煤炭生物加工技术重视和研究工作的不断深入, 建立在绿色化学基础上的绿色选煤技术也会在煤炭加工与综合利用以及煤矿环境与生态保护等方面发挥更大的作用。
摘要：分析了多种国内火力发电厂常见的脱硫技术与新型生物脱硫技术, 从脱硫效果、使用经济性、环保性等角度进行比较, 生物脱硫技术可实现废弃物资源化、无害化、高值化, 并比常规脱硫技术进一步减少脱硫的二次污染。
安全脱硫 篇10
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.
烟气脱硫技术的现状与发展 篇11
关键词烟气脱硫;吸附;二氧化硫;高岭土
中图分类号X773文献标识码A 文章编号1673-9671-(2010)032-0099-01
目前,烟气脱硫是最为有效的手段之一。烟气脱硫方法通常有两类方法:一是根据在脱硫过程只生成物的处置分为抛弃法和回收法;二是根据脱硫剂的形态分为干法和湿法。
干法主要有活性炭法、金属氧化物法、碳酸盐法等。其是利用固体吸附剂或催化剂脱除烟气中的SO2;湿法则是采用水或碱性吸收液或触媒离子的溶液吸收烟气中的SO2。湿法脱硫效率高,反应速度也快,但生成物是液体或泥浆,处理较为复杂,而且烟气在吸收过程中温度降低较多,不利于高烟囱扩散与稀释。且投资高、占地大、运行费用高,我国目前的经济能力难以承受。干法脱硫净化后烟气温度降低很少,由烟囱排入大气时利于扩散,生成物容易处理,干法脱硫具有系统简单、投资省、占地面积小、运行费用低等优点,但目前此方法脱硫效率较低,吸收剂利用率低,限制了此种方法的应用,所以国内外对干法脱硫的研究成为热点。
1我国烟气脱硫的现状
我国烟气脱硫起步较早,早在50年代就开始研究烟气硫回收,但由于如下种种原因,进展缓慢:
1)因原料来源和产品销路的限制,使一些较为成熟的技术在我国难以推广应用。如碱式硫酸铝—石膏法、石灰石—石膏法、亚硫酸钠法等。
2)我国的经济基础较差,投资较大的治理方法难以实施,即使某些已采用的脱硫装置的企业,也运行困难,如重庆珞璜电厂引进的石灰石—石膏法烟气脱硫装置,由于石膏销路不好,大量堆弃,费用巨大。
2我国脱硫技术发展方向
1)将国外引进技术国产化是发展我国烟气脱硫技术的重要途径,但不是唯一选择,应避免重复引进和盲目照搬的误区。
国外发达国家成功应用烟气脱硫技术解决了二氧化硫污染的问题,但不能否认的是,这些脱硫技术是依赖高投入和高消耗才得以实现的,计算国产化,对我国目前的经济发展来说,其投资和运行费用仍然很高。另外,发达国家选择的脱硫技术也是依照本国的国情,如日本和德国采用“石灰石—石膏法”脱硫成功,是因为这两个国家缺乏天然石膏资源,他们将副产石膏作为重要的石膏资源,解决了烟气脱硫石膏的出路问题,同时降低了脱硫成本。因此也应根据我国具体国情开发、选择适当的脱硫技术。
2)在充分借鉴国外烟气脱硫经验的基础上,大力发展具有自主知识产权的、符合中国国情的烟气脱硫技术。
通过学习、消化国外的先进烟气脱硫技术,探索中国自己的烟气脱硫道路,必将涉及到观念创新,技术创新,机制创新等多方面的问题。从20世纪70年代第一批烟气脱硫技术引进以来,许多人已经为我国的烟气脱硫道路付出了艰辛的劳动,也积累了许多宝贵的建议、经验、成果和教训,经过认真总结和思考,必将有利于加快开发具有自主的、符合我国国情的烟气脱硫技术。
3)经济化,资源化、综合化、多元化是我国烟气脱硫技术发展的重要方向,也是采用高技术取代与改造传统烟气脱硫技术的必然选择。
中国可以借鉴发达国家的脱硫经验及先进的脱硫技术,进行脱硫工程技术的开发研究和联合攻关,尽快开发出符合我国国情的脱硫技术;同时政府应配套必要的技术经济政策,以推进我国的脱硫技术进步和脱硫事业发展。只有这样,并经过长期不懈的不断努力,才能有效控制我国二氧化硫污染。
我国是稀土资源大国,稀土储量占世界储量的43%。我国稀土储量大、类型多、品种全、开发成本低,除钷(Pm)以外的16个稀土元素在我国从南到北分布齐全。因此,推广和开发应用稀土,对于充分利用我国富有的稀土资源,进一步推动稀土产业的发展,具有十分重要的社会意义。
利用改性高岭土作为烟气脱硫剂也是烟气脱硫的一个新的发展方向,我们将初步探讨其作为NOXSO工艺中高效吸附-催化剂载体的可行性。
本项目研究开发内容:
1)利用高岭土资源,研制一种可同时吸附NOX和SOX并促进其催化转化的新型吸附——催化剂。对同时吸附和催化转化机理进行研究。
2)对同时吸附和催化转化机理进行研究。
3)研究吸附——催化剂的再生——循环工艺,包括NOX循环促进作用硫化物的回收利用。
本项目的技术关键是要研究一种在机理上具有吸附——催化偶联协调作用,在技术上可一步同时脱除NOX和SOX的干式可再生环境友好新型吸附——催化剂。
1)可高效地脱除SO2;
2)这是一种干式的可再生的过程,因而没有淤泥和废水处理问题;
3)在较宽的工厂条件下能够可靠而稳定的操作;
4)对多种燃料具有良好的兼容性,包括高硫燃料;
5)与传统的烟道气脱硫结合选择性催化还原控制技术相比,在投资和操作费用上是可竞争的;
6)可满足对动力工业日益严格的排放限制。
利用高岭土作为载体开发一种能够大规模处理SOX的新型吸附——催化剂及脱除净化工艺。使烟气排放可达到更高要求,不但减少污染,而且可以回收大量有用产品元素硫。
拟研制的新型吸附——催化剂可以利用高岭土作为载体,所形成的技术可解决工业烟道气排放的环保问题,又可回收排放气中的有价值物质,因而具有重大的学术和工业应用意义。
参考文献
[1]韩效钊,朱艳芳,许民才.烟道气脱硫概述,安徽化工,1998.
[2]刘景良.大气污染控制工程[M].北京:中国轻工业出版社,2002,1.
[3]周荣迁,胡将军等.高效干法脱硫剂的研究与开发,环境与开发,2000.
[4]胡将军,刘慧龙等.高效干法脱硫剂的研究,环境保护科学,1999.
[5]张文俊,杨存金等.几种烟气脱硫剂的脱硫性能试验,中国环境监测,1999,6.
[6]吴忠标.大气污染控制技术[M].北京:化学工业出版社,2002,5
安全脱硫 篇12
1 石灰石-石膏脱硫与海水脱硫的应用现状
发达国家经验表明，石灰石-石膏脱硫技术是一种很成熟的脱硫工艺，占所有脱硫技术的36.7%左右。之所以如此，与一些发达国家的地理、资源状况息息相关。如烟气脱硫装置相对占有率最大的日本，其煤、石膏资源匮乏，而其石灰石资源极为丰富，烟气脱硫的石膏产品在日本得到广泛应用。美国内陆电厂多，天然石膏和硫磺资源也相当富余，而且其地理幅员辽阔，脱硫后的副产品大多采取抛弃堆存。
海水脱硫只能应用在海滨电厂，有其地理位置的限制。目前国内的海水脱硫工艺有深圳妈湾电厂#4机组(300MW)，脱硫效率大于90%;漳州后石电厂6×600MW海水脱硫机组，脱硫效率大于90%，采用海水加氢氧化钠脱硫的机组脱硫率可达95.1%;华电青岛发电有限公司2×300MW海水脱硫机组脱硫效率大于90%;厦门嵩屿电厂4×300MW也采用海水脱硫。其中深圳妈湾电厂#4机组海水脱硫是国内示范工程。国外的海水脱硫工艺不仅用于发电厂，也用于冶炼厂，目前有二十几套。1988年印度Tata电力公司对处于海边河口地区的Trombay电厂5号机(500MW)部分烟气实施海水脱硫工艺，1994年投产，运行结果表明系统性能可靠，脱硫效果好，脱硫率90%以上，最高达98%。西班牙Gran Canaria电厂2×80MW, Tenerife电厂2×80MW机组都采用海水脱硫装置，燃用含硫率为1.50%的煤，脱硫效率达91%。印度尼西亚Paition电厂的4×335MW新建机组和英国苏格兰电力公司Longanet电厂4×600MW机组海水脱硫工艺也已正式投运，而挪威的烟气脱硫则全部采用这种工艺。
2 石灰石-石膏脱硫与海水脱硫的原理
2.1 石灰石-石膏脱硫的原理
石灰石-石膏脱硫使用氧化钙(CaO)或碳酸钙(CaCO3)浆液在湿式洗涤塔中吸收SO2，在吸收塔内发生的化学反应主要是：
水的离解：H2O←→H++OHˉ
SO2的吸收：SO2+H2O←→H++HSO3-
固体CaCO3的溶解：CaCO3←→Ca2++CO32-
在有氧气存在时，HSO3-的氧化：
CaSO3和CaSO4的结晶：
2.2 海水脱硫的原理
海水脱硫就是采用海水作为脱硫剂，达到脱硫目的的一种工艺。其机理如下：在吸收SO2的海水中通入大量空气，使SO32-与空气的氧反应生成稳定的SO42-：
海水中的碳酸根(C O32-)和重碳酸根离子 (HCO3-)中和氢离子(H+)使海水pH值得以恢复：
3 石灰石-石膏脱硫与海水脱硫性能比较
为了方便比较和确保结果的可信度，对目前已投产几年的广东沙角A厂的石灰石-石膏脱硫法与深圳妈湾电厂海水脱硫法，从其基本情况、技术性能、经济性能及安全性几个方面作了比较，见表1。
海水脱硫法如果采用海水加氢氧化钠，则脱硫率可达95.1%。
4 石灰石-石膏脱硫与海水脱硫对环境的影响
目前石灰石-石膏脱硫的副产品石膏只要质量稳定、价格合理还是有销路的，但我国脱硫石膏资源综合利用存在下列障碍：
(1)石膏是一种用量大、运输量也大而价格低廉的矿产品，往往运输费用大大超过石膏本身的价格，因而运费在很大程度上决定脱硫石膏能否代替天然石膏。
(2)我国除了浙江、福建、黑龙江三省外的所有地区都有非常丰富的天然石膏资源，已探明的天然石膏储量大约为570亿t，居世界首位，年产10万t以上的大型矿山有50多个。
(3)脱硫石膏往往颜色偏深，质地优良的脱硫石膏是纯白色的，但常见的脱硫石膏是深灰色或带黄色，作为粉刷石膏和装饰石膏将影响外观，这与脱硫石膏中特定的氯和飞灰含量有很大的关系;而且目前我国脱硫石膏的深加工技术落后也严重制约了脱硫石膏的利用。
这些原因导致我国脱硫石膏综合利用率不高，如果因此而设立专门的储存场，不仅投资大，占用大量土地资源，而且对周边环境会造成不利的影响。
而海水脱硫普遍关注的是脱硫后的海水回流对海洋环境的影响。经过海水脱硫工艺系统后的海水，其海水水质的变化主要表现在SO42-浓度的增加，海水pH值下降。化学耗氧量(COD)增加、溶解氧(DO)的下降，水温略有升高，低浓度飞灰和痕量重金属元素有所变化。
但ABB-Fltat分析比较了脱硫系统引入及排出海水水质，未发现明显的变化。排放海水中增加的微量元素主要来自飞灰，其含量远低于排放标准，不影响水环境。挪威BERGEN大学雨系和海洋生物系对采用海水脱硫的Statiol Mongstad炼油厂所在海域进行了长达5年(1989～1994)的跟踪监测，没发现海水脱硫工艺的排放物对海洋生物造成任何影响和危害。监测结果如下：
(1)重金属。在各采样点和各采样周期，重金属含量的变化由泥土自然变化产生。对此区域富集动物群调查表明，在排放口附近没有重金属沾积的迹象，且观测值对环境看来没有影响。
(2)海底生物群。采样调查证明海底生物具有良好的环境条件。自1989年以来生物种类及个体数量均有增加。生物种类的多样性和均匀性在逐渐升高。
对深圳西部电厂#4机组海水脱硫系统监测分析结果也表明：海水脱硫后的回流水对电厂周边海域的影响微乎其微。
5 结论
石灰石-石膏脱硫应用范围广，大于等于200MW的机组都可采用，并且对各种含硫率的燃煤都适应，在湿法烟气脱硫应用中所占比例最大。但对海滨电厂而言，因地制宜采用海水脱硫装置，其系统可靠，不会出现象石灰石-石膏脱硫装置出现的结垢或堵塞现象，具有极高的系统利用率，不产生任何固态或液态废弃物，无须采购、运输、制备其他添加剂，最大程度地减少烟气脱硫装置对环境带来的影响;还具有投资省，运行费用低的特点。利用丰富的海水资源进行烟气脱硫是一种既经济可行又能够实现自然资源综合利用的有效方法，也符合国家可持续发展的环保政策。
摘要：对烟气脱硫技术进行综述, 并对石灰石-石膏脱硫与海水脱硫技术从国内外的应用状况、脱硫原理、性能、环境影响等方面进行比较, 针对我国海滨电厂脱硫技术的应用提出一些建议。
关键词：石灰石-石膏,海水,脱硫
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