石灰石—石膏烟气脱硫

石灰石—石膏烟气脱硫（精选9篇）

石灰石—石膏烟气脱硫 篇1

我国的能源构成主要以煤炭为首, 煤炭作为电厂发电中主要燃料之一, 其可释放大量的二氧化硫, 给大气环境带来巨大的破坏。因此控制火电厂释放出的[4]已是保护环境的重中之重。烟气脱硫被认为是控制[4]最行之有效的途径, 湿法脱硫中的石灰石石膏法脱硫也是最成熟的烟气脱硫技术。因此, 进一步研究石灰石/石膏法脱硫, 改进目前国内生产中所存在的一些问题, 如结垢、腐蚀、运行费用高等, 探究工艺技术设备原理, 是本论文研究的主要目的。

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.

[4]田斌, 石灰石-石膏湿法脱硫技术问题及脱硫效率探讨[M].

石灰石—石膏烟气脱硫 篇2

石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水处理技术

摘要：针对国华宁海发电厂二期(2×1000MW)湿法烟气脱硫工程废水处理系统调试及运行的特点.分析了石灰石-石膏法脱硫废水的来源、水质和处理流程,对废水处理的运行参数和废水处理系统合理化运行的`规律进行了总结.提出了废水处理的合理化建议,供同行在火电厂废水处理运行时参考.作 者：吕新锋 L(U) Xin-feng 作者单位：神华浙江国华浙能发电有限公司B厂,浙江宁海,315612期 刊：华电技术 Journal：HUADIAN TECHNOLOGY年，卷(期)：2010,32(8)分类号：X701.3 X703关键词：石灰石-石膏湿法烟气脱硫 废水处理 流程 水质特点

石灰石-石膏法烟气脱硫节能探讨 篇3

1 湿法脱硫系统能耗分析

在进行系统优化之前,首先必须对湿法脱硫系统的能耗进行必要的分析,以明确整套湿法脱硫系统的能耗分布,通过分析,找出能耗瓶颈,明确降低能耗的重点在哪里。以下以某厂300MW燃煤机组为例进行分析。该套系统含有增压风机和石灰石磨制系统,无GGH系统。该厂的湿法脱硫系统主要电负荷清单见表1。

从表1可以看出,单台300MW的机组实际总功耗为4692kW,其中,6000V高压电耗为3993kW,占总功耗的85.1%,因此,如何降低6000V高压设备的电耗就成为控制整个湿法脱硫系统能耗的关键。

2 脱硫系统设计阶段节能优化

从上一节的分析可以看出,要有效降低能耗,就必须合理优化占总能耗85.1%的6000V高压能耗。仍以某厂300MW机组为例,在6000V高压能耗中,增压风机和循环泵占据了6000V高压总能耗的94%,因此,这部分的优化成为重点。通过对湿法脱硫系统的分析可知,增压风机的优化主要应通过对烟气系统的优化来实现,而循环泵的优化主要通过对以吸收塔为主的反应系统进行优化来实现。

2.1 烟气系统优化

对于烟气系统来说,在设计阶段,合理地估算整个烟气系统的阻力降是合理选择增压风机流量、压头等参数的关键。对于烟气流量参数,通常是由主机系统的负荷烟气量决定的,脱硫系统没有主动调节的空间,因此,这部分的设计优化主要是在前期参数选取上和主机系统保持合理匹配。对于增压风机的压头来说,由于该部分压头是用于克服整个脱硫烟气系统的阻力降,而这部分阻力降是由脱硫系统内部的设计阻力决定的,因此,在增压风机的设计选型中,烟气系统的阻力降就成为优化系统的关键。脱硫烟气系统的阻力降主要由以下几部分组成:烟道阻力(包括原烟道和净烟道)、吸收塔阻力、GGH阻力(或有)等。对于烟道阻力的优化,由于烟道阻力包括沿程阻力(包括烟气与烟道壁及烟气本身的粘性产生的阻力损失)和局部阻力,因此,要减小这部分阻力主要在于优化烟道走向,选择合适的烟道截面形式和烟气流速,以及在烟道内局部设置导流板等。烟道走向的优化必须根据项目特点和总图布置,在可能的范围内尽可能缩短烟道长度,减少弯头数量(尤其急弯);对于烟道截面形状,通常有矩形、圆形和椭圆形,圆形烟道可以节约材料费约20%,但也有施工难度大,维修不便等缺点[2],因此,采用何种烟道截面还要根据具体工程情况决定。在上述某300MW机组的增压风机设计选型时,其脱硫系统计算阻力见表2。如果在其它条件和烟道截面积不变的情况下,将原矩形烟道改为圆形烟道,其计算结果见表3。

因此,对于减小烟气系统阻力来说,根据计算,在流速不变(烟道截面积相同),其它条件不变的前提下,圆形烟道的阻力约比矩形烟道小约18%,而增压风机轴功率和压头有如下关系:N=QHψ/3670η,因此采用圆形烟道,增压风机的轴功率也相应减少约18%,所以,在条件允许的前提下,采用圆形烟道是一种合理的节能降耗的选择。

对于多数火力发电厂而言,锅炉的负荷因季节和时段波动很大,因此,从节能降耗的目的出发,将增压风机调节方式改为变频调节是另一种有效的优化方式。增加变频控制方式虽然增加了项目设备的一次投资,但对于今后脱硫系统的节能运行大有益处。根据某厂300MW机组的实际运行测定,大约1年左右,增压风机运行节约的费用就可以抵消增加变频器的设备投资。

2.2 吸收系统优化

循环泵的节能优化是脱硫系统节能优化的另一个关键,由于吸收塔系统是整个烟气脱硫系统的核心,因此,这部分优化必须在保证脱硫效率,保证系统安全、稳定运行的前提下进行。在设计阶段,必须根据环保要求和项目特点,合理选择各设计参数,既要先进,又不能冒进;既要安全,又不能保守。

从理论上可以知道循环泵的轴功率和流量、扬程等参数有以下关系⑷:N=QHρ/102η,其中,N表示循环泵轴功率,Q表示循环浆液量,H表示循环泵扬程,ρ表示循环浆液密度,η表示循环泵效率。因此,对特定系统来说,要优化循环泵能耗就必须通过优化循环浆液量、循环泵扬程、浆液密度和循环泵效率来解决。而在实际工程设计中,主要优化参数是循环泵的流量和扬程。

影响循环浆液量的主要因素是吸收塔内液气比,液气比(L/G,L/m3)是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量,它直接影响设备尺寸和操作费用。目前广泛使用的喷淋塔内持液量很小,要保证较高的脱硫率,就必需有足够大的液气比。根据有关实验,在p H=7,液气比为15L·m-3时,脱硫率已接近100%了,液气比超过15.5L·m-3后,脱硫率的提高非常缓慢,通常单纯喷雾型吸收塔,其液气比不会大于25L·m-3,带筛孔板的不大于18.5L·m-3。在实际工程中,提高液气比将使浆液循环泵的流量增大,从而增加设备的投资、能耗和物耗。同时,高液气比还会使吸收塔内压力损失增大,增加风机能耗,因此应寻找降低液气比的途经。在设计阶段的主要优化目标是根据脱硫效率和环保排放要求确定合适的液气比。以某厂300MW机组为例,根据环保要求,SO2出口排放浓度≤200mg·Nm-3,入口SO2浓度为3760mg·Nm-3,因此,脱硫效率必须≥94.7%,类似工程获得的经验曲线如图1,因此,当脱硫效率为94.7%时,对应的液气比约为10L·m-3,考虑到实际工程的复杂性,通常液气比给予20%的安全系数,因此,设计时实际确定的液气比为12L·m-3。此外,对于循环泵扬程的优化,可以通过选用低压高效喷嘴以降低循环泵的扬程和选择合适的塔型以降低喷淋层高度等措施来达到节能优化的目的。

3 脱硫系统运行阶段节能优化

运行阶段的优化是项目节能降耗的另一个重要环节,火力发电厂的运行特点是季节性和时段性负荷波动较大,因此,在运行阶段主要结合项目特点和运行实际,合理选取运行参数及运行方式。

对于烟气系统,运行阶段最有效的节能方式就是增压风机变频运行,即增压风机的运行方式随锅炉负荷和烟气量变频调节,当锅炉负荷大烟气量大时,增压风机高负荷运行;当锅炉负荷小和烟气量小时,增压风机低负荷运行。

图2是某厂脱硫系统烟气阻力降和负荷关系曲线,从图中可以看出,当烟气负荷由50%增加到100%时,脱硫系统阻力降由1150Pa增加到1540Pa,增加了390Pa,约增加34%。根据公式N=QHψ/3670η[3],假定其它条件都不变,则增压风机的轴功率也相应增加约34%。因此,在火力发电厂负荷峰谷变化的过程中,增压风机的变频调节对节能运行是十分重要的。

根据某厂300MW机组的运行经验,增压风机采用变频调节后,与不采用变频调节相比,增压风机的年运行成本大约下降25%左右,因此,增压风机变频调节的节能效果是十分明显的。此外,定期冲洗吸收塔除雾器和GGH(如有)等,防止由于结垢堵塞造成系统阻力降增加而增加增压风机负荷,也是在运行阶段必须采取的有效的节能降耗措施之一。

对于吸收塔系统,在运行阶段同样要根据机组负荷等条件选择合适的运行参数,采取必要的措施,达到节能降耗的目的。吸收塔系统的优化措施主要应从优化循环泵的运行着手,根据负荷情况调整循环泵的运行。在运行阶段,由于通常是一台循环泵对应一层喷淋层,而喷淋层的喷头的入口压力是设计阶段选定好的,在运行阶段不能更改,因此,循环泵的节能优化不适宜采用变频装置,否则影响喷淋层的喷淋效果,造成脱硫效率无法保证。通常,一套吸收塔系统包括3~4台循环泵,因此,吸收塔系统的节能运行优化可以通过按负荷和含硫量来调整循环泵的运行台数和采用组合运行方式来实现。当负荷小、含硫量低时,在保证脱硫效率和出口排放浓度的前提下可以停运1台或数台循环泵,或者根据需要组合运行对应不同喷淋层的循环泵。

控制较低的浆液密度值也有利于降低浆液循环泵的能耗。图3是某厂的循环泵电流和浆液密度的测试结果,由此可以看出,相同条件下,随着吸收塔密度的升高,循环泵的运行电流也升高。按设计要求,通常吸收塔密度应维持在1080~1120mg·m-3,因此,将吸收塔密度控制在相对低的水平上,既可以满足石膏脱水的要求,同时也降低了浆液循环泵的电耗。

此外,通过在传统吸收剂Ca CO3浆液中加入镁盐、钠碱、己二酸等,可以克服Ca CO3活性较弱的缺点,在不影响脱硫效率的情况下可以适当降低液气比,从而减少循环泵的运行数量,达到循环泵节能优化的目的。但这种方法必须根据具体情况,在充分论证和实验的基础上谨慎采纳,因为这些药剂的加入虽然可以降低液气比,但同时对系统也有一定的副作用。

4 总结

(1)湿法脱硫节能的重点是降低高压负荷能耗。

(2)在设计阶段,增压风机的节能降耗主要是通过合理优化烟气系统来实现,对于新建电厂,在设计阶段就应该考虑对增压风机采用变频控制,对于已建成脱硫装置应根据实际情况考虑增加变频调节。循环泵的节能降耗主要是通过优化液气比、选择合适的吸收塔塔型及采用低压高效喷嘴等方法来实现。

石灰石—石膏烟气脱硫 篇4

湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术在电厂应用中探讨

摘要：湿式石灰石/石灰-石膏烟气脱硫是目前国内大型机组环保中的主要脱硫技术,在电厂中广泛应用.本文简要介绍了该技术的发展及现状,主要探讨了该技术在电厂脱硫运行实际应用中影响稳定运行和能耗的问题及解决方法,达到节能和减排目的,并促进该技术在未来应用中进一步完善.作 者：韩新奎    张斌    HAN Xin-kui    ZHANG Bin  作者单位：华能济南黄台发电有限公司,山东,济南,250100 期 刊：广州化工   Journal：GUANGZHOU CHEMICAL INDUSTRY 年，卷(期)：, 38(4) 分类号：X7 关键词：湿法烟气脱硫    石灰石-石膏法    燃煤适应性    结垢    GGH堵塞   

石灰石—石膏烟气脱硫 篇5

1 供热锅炉使用该法脱硫的原理及流程实例介绍

太原市东山热源厂现有3台64 MW(90 t/h)燃煤热水锅炉，承担着东山地区300多万平方米热用户的冬季采暖任务。锅炉原设计配套使用的脱硫除尘方式为麻石水膜脱硫除尘，设计除尘效率为95%，设计脱硫效率为60%。随着城市排放标准的提高，人们对环境质量要求的提高以及全国节能减排工作的展开，该脱硫方式已不再满足要求，故在2011年东山热源厂将原有的麻石水膜脱硫除尘系统拆除，改造为国内外应用较为广泛的布袋除尘，石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统。这项改造旨在实现除尘效率不小于99%，脱硫效率不小于98%，烟尘排放浓度不大于30 mg/Nm3,SO2排放浓度不大于60 mg/Nm3。

石灰石—石膏湿法烟气脱硫的主要原理是在脱硫吸收塔内采用石灰石浆液作为脱硫剂吸收烟气中的SO2，同时增加反应中的氧气含量，通过复杂的气、液、固三相反应过程，使混合液最终氧化为石膏，反应过程如下:

图1是东山热源厂脱硫工艺流程图，现有的三台锅炉配备了三台布袋除尘器，烟气经三台引风机引入同一座脱硫吸收塔，采用“三炉一塔”的方式进行脱硫，如图1所示，引风机出口烟气设有脱硫旁路，在脱硫系统出现故障的情况下，打开脱硫旁路挡板门，将除尘后的烟气直接排向烟囱。

烟气从塔的中下部进入吸收塔，在吸收塔内加入石灰石浆液，吸收塔循环泵将塔釜的浆液送至塔上部的喷淋层，浆液由喷嘴均匀喷淋出，与烟气形成逆向接触，通过旋击、冲击与泡沫吸收过程，使浆液中的碳酸钙与烟气中的二氧化硫充分反应，生成亚硫酸钙。脱硫后的净烟气通过塔体上部设置的两级除雾器除去夹带的雾滴后排出吸收塔，进入烟囱。同时，向塔釜鼓入空气，将生成的亚硫酸钙氧化为硫酸钙，为防止其沉淀，需用搅拌器不断搅拌。塔釜上层的清液通过浆液循环泵再送至上部喷淋层进行吸收反应，塔釜下层的石膏浆液通过石膏排出泵到达石膏旋流站，石膏浆液经过两级脱水后得到含水率小于10%的石膏，石膏进入石膏库，剩余滤液进入滤液罐通过滤液泵再次返回吸收塔。在吸收塔附近设置有集水坑，可用来调节塔釜的浆液高度。塔体上部的除雾器配备有除雾器冲洗水箱和冲洗水泵，对除雾器进行定期冲洗。

脱硫剂的原料石灰石经过除尘后储存在石灰石储仓，制备石灰石浆液时，符合细度要求的石灰石通过螺旋称重机加入石灰石浆液罐，与工艺水混合制成浆液，该过程是自动化一体完成的。制备好的石灰石浆液由浆液泵送至吸收塔。为了满足吸收塔的检修需要，设置事故浆液池存放吸收塔内的浆液。

石灰石浆液罐，滤液罐，集水坑及事故浆液池均设有搅拌器以防止浆液沉淀。

2 供热锅炉使用石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统的优点

供热锅炉的主要用途是输出高温热水，比电站锅炉系统简单，烟气温度低，不产生蒸汽，无汽轮机，脱硫工艺也相对简化。它的优点主要体现在:

1)该法对SO2吸收能力强，脱硫效率高。在上例中，吸收塔入口处SO2的浓度为2 338 mg/Nm3(按含硫量1.5%计算)，设计烟温为150℃，在BMCR工况下处理风量为690 000 m3/h(每台炉230 000 m3/h×3台炉)，液气比(L/G)取16 L/Nm3，钙硫比(Ca/S)取1.1，烟气在塔内的停留时间为3.5 s。烟气从塔的中下部斜向下进入塔内，在夹室中处于旋流状态，进行SO2的初步吸收，烟气旋流进入塔底部，再以旋流加速通过内筒孔，烟气方向从下向上的转变形成剧烈的液面冲击，使SO2进一步被吸收，同时，塔底吸收液表面被烟气冲击推动，使吸收液沸腾，烟气从内筒上升时夹带大量的液沫，大部分的SO2被吸收，上升至塔上部的烟气再与喷淋层喷出的吸收液逆流接触，残余的SO2被吸收。整个吸收系统阻力较小，为1 200 Pa，出口净烟气中的SO2浓度不大于60 mg/Nm3，脱硫效率达98%以上。

2)脱硫吸收剂石灰石资源丰富。石灰石来源广泛，价格便宜，破碎磨细简单且钙利用率高，使得该法脱硫应用广泛。

3)该法脱硫煤种适应性强，可靠性高，技术成熟。由于良好的吸收性能，无论是高硫煤还是低硫煤，通过运行控制均可实现高效脱硫目的。该法脱硫历史时间长，经过几代的改进后，技术趋于成熟，稳定性好，也得到了广泛的使用。

4)该法脱硫环境效益显著。东山热源厂使用该法脱硫后，SO2的排放总量为69 t/年，实现减排放量3 324 t/年(与之前使用的麻石水膜脱硫除尘方式比较得出)，大大改善了厂区及周边的生产、生活环境，也为热源厂自身的可持续发展创造了良好的条件。按国家统计局每排放1 t SO2造成的经济损失约为2万元计算，使用该法脱硫间接经济效益可达6 648万元/年。

同时，由于供热锅炉容量小，脱硫系统设计合理，所有的浆液均得到合理利用，少量的粉尘杂质最终掺杂在石膏内，基本不会对环境造成二次污染。

3 供热锅炉使用石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统的缺点

3.1 建设初期投资成本和运行维护费用大

在本案中脱硫系统属于改造项目，从方案设计，拆除原有系统及新建脱硫系统，所有工作只能在两个采暖季的间隙完成，工期仅有六个月时间。由于石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统工艺复杂，吸收塔防腐周期长，订货设备多，整个改造投资约是锅炉本体价值的1.2倍。

系统建成后，增加的成本主要有:

1)石灰石粉的消耗量:东山热源厂每炉每小时的耗煤量为13 t/h，根据煤的燃烧效率及化学反应式可以计算出石灰石粉的消耗量约为1.752 t/h，太原市冬季采暖天数为151 d，考虑到初末寒期锅炉的实际运行不能达到BMCR工况，故石灰石粉的年最大消耗量为6 349 t。2)新增电耗量:系统新增常用电负荷1 339.85 k W，年增加电耗为485.56万k Wh。3)新增水耗量:脱硫产生的总水耗约为12 t/h，年增加水耗4.35万t。4)系统运行维护增加的人工成本:由于供暖是24 h连续运行的，按照三班两运转的班制，至少应增加DCS操作工3名，板框过滤工3名，石灰石制浆工3名，现场巡检工3名。

3.2 烟囱排烟温度低造成白雾现象

湿法脱硫后的净烟气温度较低，仅有50℃～60℃。低温湿烟气易形成酸雾腐蚀烟囱，在一定的气象条件下，低于烟气露点温度的排烟会形成白雾现象，这样不利于烟气的上升及污染物的扩散。对于电站锅炉，可考虑增设烟气换热器(Gas Gas Heater，简称GGH)来提高排烟温度，降低烟气对烟囱的腐蚀，同时可降低脱硫系统的入口烟气温度，提高脱硫效率，但GGH造价昂贵，对供热锅炉无益。本案中，改造前后排烟温度差别不是很大，烟囱的防腐条件可以满足需求，白雾现象只造成视觉差异及污染物扩散范围的差异，无论是否增设GGH都不会再改变脱硫本身的效率。

3.3 烟气设置了脱硫旁路，从保护环境的角度看不利于减排

2011年12月，山西省环保厅发布消息，新建燃煤电厂和钢铁企业烧结机烟气脱硫设施不得再设置烟气旁路，对现有脱硫烟气旁路也要逐步取消。供热行业在冬季减排方面对太原市二级天气的天数也有很大贡献。电站锅炉一般的点火方式为投油点火，设置旁路主要是为了减少投油点火对除尘设备及吸收塔的影响。而供热链条式锅炉烘炉及点火均采用木柴，对除尘设备及吸收塔不存在不良影响，且烟气走旁路时由于阻力减小易引起锅炉负压，降低燃烧效率，因此取消旁路理论上是可行的。取消脱硫旁路后，脱硫系统及除尘系统将与锅炉主体形成串联系统，这对脱硫系统运行的稳定性和可靠性提出考验。通过系统的合理设计，提高运行人员的管理水平及操作控制能力，增加运行人员的熟练程度，以及应对突发事故的能力等措施，无旁路运行是可以实现的。

3.4 脱硫经验不足，运行中存在较多问题

由于太原市供热锅炉多为小容量锅炉，多使用麻石水膜脱硫除尘方式，对于石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术的认识尚不足，更谈不上经验，对于该系统的操作运行和管理，只能靠厂家的培训指导以及摸索。由于运行介质为腐蚀性的，经常会出现跑冒滴漏以及堵塞的现象，也常常由于阀门操作不当影响脱硫效率，整个行业的脱硫管理水平有待提高。

4 结语

石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统虽然前期投资大，甚至超出供热锅炉本身的价值，但其脱硫效果好，煤种适应性强，环境效益显著，适合在供热行业大力推广。针对各行业目前均存在的脱硫系统使用率低的问题，政府应加强管理，通过各种技术手段以及强制政策法规等进行监管，各行业各企业也应从自身可持续发展的角度，积极使用新技术，共同致力于减少燃煤造成的环境污染。

摘要：结合供热锅炉使用石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术的实例,简单分析了这种脱硫技术的工艺流程、吸收原理及优缺点,指出该技术是一种高效的、应用广泛的脱硫技术,值得推广应用。

关键词：石灰石—石膏,烟气脱硫,供热锅炉,脱硫效率

参考文献

[1]杨海平.燃煤锅炉烟气脱硫除尘系统改造[J].煤气与热力,2008,2(9):1-3.

石灰石—石膏烟气脱硫 篇6

1 湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术概述

该工艺的主要反应是在吸收塔中进行的, 送入吸收塔的吸收剂-石灰石 (石灰) 浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔的烟气接触混合, 烟气中的二氧化硫 (SO2) 与吸收剂浆液中的碳酸钙 (Ca CO3) 以及鼓入的空气中的氧气 (O2) 发生化学反应, 生成二水硫酸钙 (Ca SO4·2H2O) 即石膏;脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气再热器加热升温后, 经烟囱排入大气。总的反应为:Ca CO3+SO2+1/2O2+2H2O→Ca SO4·2H2O+CO2, 脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴, 经烟囱排入大气, 脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收利用。剩余浆液与新加入的石灰石浆液一起循环, 这样可以使加入的吸收剂充分被利用, 并确保石膏晶体的增长。石膏晶体的正常增长是最终产品处理比较简单的先决条件。新鲜的吸收剂石灰石 (Ca CO3) 浆液根据p H值和分离SO2量按一定比例直接加入吸收塔。

吸收塔是整个脱硫工艺的核心部分, 吸收塔的布局根据具体功能分为除雾区、吸收区和脱硫产物氧化区。烟气中的有害气体在吸收区与吸收液接触被吸收;除雾区将烟气与洗涤浆液滴及灰分分离;吸收SO2后生成的亚硫酸钙产物在氧化区进一步被鼓入塔内的空气氧化为硫酸钙。不同的反应塔采用不同的吸收区设计, 通常包括:喷淋塔、填料塔、鼓泡塔、液柱塔等。其结构图见图1所示:

吸收塔能在p H=5~6范围内工作, 为利用廉价但反应速度慢的石灰石开辟了新途径。延长脱硫剂在浆池内的停留时间, 提高石灰石研磨细度和就地强制氧化是将石灰石利用率提高到95%~99%的前提条件。向浆池鼓风使石灰石溶解时释放的CO2从浆池中驱出, 保证石灰石溶解反应不断进行。早期的脱硫装置中设置独立的预冷却洗涤塔, 采用水洗涤去除烟气中的HCl, HF, H2S4和飞灰, 即可提高石膏质量, 也能满足工艺要求。因为烟气中的HCl会使脱硫系统中生成Ca Cl2 (特别是用氯含量高的煤时) , 从而影响石灰石的溶解速度, 降低脱硫剂的碱度。现在预洗涤塔仅在个别场合采用。当前的脱硫吸收塔已成为集洗涤, 冷却, 吸收, 氧化于一体的装置, 从而减少了系统投资, 运行费用和占地面积, 增强了适应机组负荷变动的能力, 大大提高了可靠性。

2 湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术问题

2.1 结垢、堵塞

石膏终产物浓度超过了浆液的吸收极限, 石膏就会以晶体的形式开始沉积, 当相对饱和浓度达到一定值时, 石膏晶体将在悬浮液中已有的石膏晶体表面进行生长, 当饱和度达到更高值时, 就会形成晶核, 同时, 晶体也会在其它各种物体表面上生长, 导致吸收塔内壁结垢。在系统的氧化程度低下, 甚至无氧化发生的条件下, 可生成一种反应物为Ca (SO3) 0.8 (SO4) 0.21/2H2O, 称为CSS-软垢, 使系统发生结垢, 甚至堵塞。吸收液p H值的剧烈变化, 低p H值时, 亚硫酸盐溶解度急剧上升, 硫酸盐溶解度略有下降, 会有石膏在很短时间内大量产生并析出, 产生硬垢。而高p H值亚硫酸盐溶解度降低, 会引起亚硫酸盐析出, 产生软垢。在碱性p H值运行会产生碳酸钙硬垢。对于结构堵塞, 可采用如下办法解决:1) 采用强制氧化工艺, 使氧化反应趋于完全, 控制亚硫酸钙的氧化率在95%以上, 保持浆液中有足够密度的石膏晶种。2) 严格除尘, 严防喷嘴堵塞。3) 控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量, 运行中控制溶液中石膏过饱和度最大不超过130%。4) 控制溶液的PH值, 尤其避免运行中p H值的急剧变化。5) 吸收液中加入二水硫酸钙或亚硫酸钙晶种。6) 向吸收液中加入添加剂如:镁离子、乙二酸。7) 适当的增大液气比也是系统结垢、堵塞的重要技术措施。

2.2 腐蚀问题

烟气中的SO2、HCl、HF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。金属表面与水及电解质形成电化学腐蚀, 在焊缝处比较明显。结晶腐蚀, 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, 吸收塔内逐渐变干, 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, 产生剥离损坏。环境温度的影响。由于GGH (蓄热式换热器) 故障或循环液系统故障, 导致塔内烟温升高, 其防腐材料的许用应力随温度升高而急剧降低。浆液中由于含有固态物, 落下时对塔内物质有一定的冲刷作用。防腐技术可采用如下方法:1) 合理控制浆液的p H值。2) 选择合理的FGD (脱硫设备) 烟气入口温度, 并选择与之相配套的防腐内衬, 选择与入口烟温, 塔内设计温度不相匹配的内衬材料是致命的错误。3) 严把防腐内衬的施工质量。4) 吸收塔现场制作过程中保证焊口满焊, 焊缝光滑平整无缺陷, 内支撑件及框架不能用角钢、槽钢、工字钢, 应用圆钢、方钢为主, 外接管不能用焊接, 要用法兰连接。5) 选择合理的防腐材料。

3 湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术影响因子分析

湿法烟气脱硫工艺中, 吸收塔循环浆液的PH值、液气比、烟气速度、烟气温度等参数对烟气脱硫系统的设计和运行影响较大。

3.1 吸收塔洗涤浆液的PH

吸收塔洗涤浆液中PH值的高低直接影响SO2的吸收率及设备的结垢、腐蚀程度等, 而且脱硫过程的PH值是在一定范围内变化的。长期的研究和工程实践表明, 湿法烟气脱硫的工艺系统一般要求洗涤浆液的PH值控制在5~6之间。PH值越高, SO2的吸收越好, 但PH值高时排出的石膏浆液中石灰石的含量也增加了, 直接导致的后果是系统吸收剂利用率降低。一般来讲PH越低则石灰和石灰石的溶解越好, 可此时SO2的吸收速率会变慢, 而且PH值过低的浆液会对系统设备产生较严重的腐蚀。

3.2 液气比

液气比 (L/G) 是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量。它决定酸性气体吸收所需要的吸收表面。在其它参数恒定的情况下提高液气比相当于增大了吸收塔内的喷淋密度使液气间的接触面积增大, 传质单元数将随之增大, 脱硫效率也将增大。要提高吸收塔的脱硫效率, 提高液气比是一个重要的技术手段。但是液气比太大, 液体停留时间有所减少;而且循环泵流量增大, 塔内气体流动阻力增大使风机耗能增大, 投资和运行费用相应增加。在实际工程中, 允许最小的液气比由吸收剂浆液特性、控制结垢和堵塞决定。石灰石法喷淋塔的液气比一般在 (10~15) L/m3。

3.3 烟气流速和烟气温度

提高塔内烟气流速可提高气液两相的湍动, 降低烟气和液滴间的膜厚度, 液滴的内循环更加显著, 气液相传质系数都提高, 提高传质效果。另外, 烟速增大可使喷淋液滴的下降速度相对降低, 使单位体积内持液量增大, 增大了传质面积, 增加了脱硫效率。但另一方面, 烟速提高造成雾沫夹带严重, 影响除雾效果。目前, 将吸收塔内烟气流速控制在 (2.6~3.5) m/s较合理, 典型值为3m/s。低洗涤温度有利于SO2的吸收。所以要求整个浆液洗涤过程中的烟气温度都在100℃以下。100℃左右的原烟气进入吸收塔后, 经过多级喷淋层的洗涤降温, 到吸收塔出口时温度一般为 (45~70) ℃。

参考文献

[1]孙文寿.添加剂强化石灰石/石灰湿式烟气脱硫研究[D].浙江大学博士学位论文, 2001.

[2]林永明, 等.湿法石灰石/石灰--石膏脱硫技术应用综述[J].热力发电, 2007, (12) .

石灰石—石膏烟气脱硫 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—石膏烟气脱硫 篇8

1 电厂脱硫装置耗电分析

湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术采用石灰石浆液作为吸收剂, 具有设备简化、投资费用低、系统可靠性高、脱硫效率高等特点, 在中国得到了广泛应用。该技术的工艺流程:石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液, 在吸收塔内浆液与烟气接触混合, 烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙、鼓入的氧化空气进行化学反应后, SO2被脱除, 最终反应产物为石膏, 脱硫后的烟气经除雾器除、GGH加热器加热升温后排入烟囱, 脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收石膏。

某电厂2×330 MW机组脱硫系统采用该技术, 为便于分析, 把脱硫装置分为以下系统:风烟系统 (增压风机、GGH等) 、吸收系统 (循环浆泵、氧化风机、吸收塔喷淋、搅拌器等) 、吸收剂制备系统 (石灰石破碎、湿磨系统、供浆系统) 、石膏处理系统 (石膏排出、真空脱水系统等) , 通过电量表计量、钳形表测量电流测算等方式分别统计各系统耗电量。表1为两套脱硫装置正常运行时占厂用电比例和脱硫系统电耗分布情况。脱硫装置在机组额定功率条件下的设计厂用电率为1.56%, 实际运行中该厂脱硫装置电耗为2.02%, 明显超出设计值。各分系统占总电耗的比例:烟气系统为40.58%、SO2吸收系统为40.79%、吸收剂制备系统为9.08%, 占整个脱硫用电比例90%以上的, 本文降低脱硫装置电耗主要从这3个系统分析研究。

2 脱硫装置电耗超值及应对措施

2.1入炉煤质硫分超过设计值, 设备系统全方式运行而造成电耗增大

目前, 我国电煤供需矛盾突出, 低硫煤比例低, 单价高, 很多电厂实际燃煤中硫含量明显增加。该厂脱硫装置按入炉煤硫分1.6%设计, 设计脱硫效率不低于95%, 统计期内实际入炉煤平均硫分含量为1.93%, 当进入吸收塔的烟气中SO2负荷远超设计值时, 脱硫效率将会显著下降。此时, 运行往往采取增大供浆量、增开循环浆泵、氧化风机等手段维持脱硫效率, 造成脱硫装置长时间全方式运行, 电耗远超过设计值。采取的措施如下:

a.合理调运掺配燃煤。综合考虑入厂煤各项指标, 入厂低硫煤要占一定比例, 掺配时尽量将含硫量较低与高的原煤掺混使用, 尽量保持入炉煤含硫量与设计值不偏离太大, 高负荷燃用低硫煤, 低负荷燃用高硫煤, 不长时间燃用硫严重超标煤。

b.根据烟气含硫量及时调整运行控制参数, 在保证脱硫效率达标的前提下, 合理安排设备启停, 使脱硫装置尽量维持稳定运行状态。

2.2增压风机电耗大易出现喘振现象, 调节特性差

该厂烟气系统运行方式:增压风机与引风机为串联运行方式, 两风机共同克服锅炉烟气系统脱硫烟气的阻力, 增压风机为静叶可调式轴流增压风机, 因为脱硫烟气系统GGH换热器积灰严重, 造成GGH压差大、风机耗能增加、增压风机经常出现喘振现象, 调节特性差, 与吸风机配合差, 出现吸风机在高效区运行而增压风机在低效区运行的情况, 造成电耗增大。采取措施如下:

a. 加强GGH换热器吹灰, 形成定期工作制度, 至少每班吹扫1次。在压力增大时, 加强吹灰频率, 有效降低烟道烟气阻力, 确保GGH换热器压差在规定值范围, 减少增压风机喘震几率, 使增压风机全范围可调。

b. 加强值班员培训, 与主机系统操作配合, 在保证机组和脱硫系统安全运行前提下, 通过试验找出不同负荷时吸风机和增压风机最节能的联合运行方式 (增压风机和引风机电流之和为最小值) , 并下发到班组严格执行。

c. 加强除尘器的运行管理, 保证除尘器的除尘效率, 确保进入脱硫系统的烟气粉尘浓度不超标, 减少系统积灰。

d. 加强脱硫装置检修管理, 遇有机组检修机会时, 彻底清理GGH换热片之间的积灰, 确保其在1个小修周期内较低的阻力下运行。

2.3为维持脱硫效率, 循环浆泵长时间同时运行使电耗过大

如表2所示。每套脱硫装置装有4台循环浆泵、2台氧化风机、4台浆泵对应吸收塔不同的喷淋位置, 按设计循环浆泵应三运一备。在实际运行中, 没有认真分析研究循环浆泵启停台数、次序与脱硫效率的关系, 启动全部循环浆泵会造成设备电耗增加。采取措施:通过实验验证不同负荷对应不同烟气SO2浓度下的循环浆泵组合, 形成现场操作卡片, 按卡片要求启停循环浆泵, 在保证脱硫效率的前提下, 缩短循环浆泵运行小时数, 降低循环浆泵电耗。

2.4吸收剂制备系统出力低, 管道系统阻力大使耗电过大

由于制浆系统出力达不到设计要求、两套制浆系统长时间运行、石灰石石子质量差, 造成破碎系统堵塞严重、空转时间长、电耗增大, 浆液输送系统因浆液沉积结垢而使系统阻力增加、电耗增加。采取措施如下:

a.调整球磨机内钢球装载量, 调整旋流子投入个数, 优化制浆系统出力, 提高效率, 使其达到额定出力, 降低制浆系统电耗。

b.提高石灰石石子质量, 对CaCO3含量、灰尘含量、颗粒大小严格要求, 相应减少破碎系统石子处理量, 减少制浆系统制浆总量, 缩短设备运行时间, 降低了电耗。

c.加强运行维护和设备检查, 对管道、设备备用时及时冲洗, 防止沉积结垢, 减少浆液输送系统电耗。采取以上措施后, 选取运行方式基本相同, 在2009年4月进行了跟踪分析, 结果见表2。

3 结论

从采取以上措施和表2的跟踪分析结果可以看出, 在运行方式基本相同的情况下, 脱硫厂用电率比去年同期下降至1.77%, 离设计值1.56%还有一定的差距, 主要是因为入炉煤硫分含量超出脱硫装置设计值造成的。虽然煤质问题的制约短时间难以解决, 但可以看出在煤质无改善的前提下, 脱硫装置的运行水平、电耗率与日常运行管理和操作维护水平是密切相关的。

参考文献

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[2]官一明, 李仁刚.湿式石灰石烟气脱硫工艺现状和发展[J].电力环境保护, 1999, 15 (2) :53-58.

[3]朱治利.石灰石-石膏湿法脱硫技术中的问题[J].四川电力技术, 2002 (4) :39-43.

[4]黄振.国外烟气脱硫技术[J].节能与环保, 2001 (7) :18-21.

石灰石—石膏烟气脱硫 篇9

1.1 化学工艺因素对系统可靠性的影响

1.1.1 亚硫酸钙氧化程度的影响。

作为系统的一个十分重要的控制参数, 如果亚硫酸钙的氧化程度不够充分, 那么在吸收塔内的结构部件表面就可能会形成很多黏附性较强的亚硫酸钙硬垢, 从而影响系统的使用性能, 降低系统的使用寿命。

通常情况下, 对于低硫煤系统来说, 亚硫酸钙要达到较好的氧化程度要相对容易些, 而对于高硫煤的系统来说, 由于反应罐直径过大或是反应罐区域的设备布置的不科学等设计因素的不合理, 都会导致氧化程度不高, 从而产生大量的结垢, 从而堵塞喷嘴, 降低了系统的管道流通面积, 从而导致系统在运行的过程中经常出现故障, 石灰石的利用效率以及系统的脱硫效率都受到了较大的影响。

1.1.2 除雾器冲洗水质量的影响。

要想有效的避免因冲洗水质量而引起的除雾器叶板的堵塞和结垢, 从而影响系统的正常运行现象的出现, 就必须确保冲洗水中的相对饱和度是不高于50%的。通常情况下, 在回收水中都是会加入一部分工业用水的, 从而提高回收水中硫酸钙的相对饱和度。然而, 较好的冲洗水质量也不能完全保证除雾器叶板表面的清洁, 设计的是否合理以及冲洗频率和冲洗时间的选择也都是关键的因素, 因此, 在系统的运转过程中, 要保证除雾器叶片表面是足够湿润的, 保持除雾器叶片清洁的一个有效的措施就是采用低压水并且有较长的合理的冲洗时间。

另外, 在对系统运行管理的过程中, 定时的检查冲洗阀门是不是在系统的控制范围内工作的以及保证冲洗水流量和时间的合理性也都是避免除雾器堵塞的有效措施。从这几年系统实际应用的情况来看, 除雾器的重要作用并未得到操作人员的足够重视, 很多电厂也根本都不冲洗除雾器, 所以出现除雾器垮塌以及堵塞的现象就不足为奇了。

1.2 设计条件对系统可靠性的影响

1.2.1 烟气特性的影响。

通常情况下, 与烟煤相比, 褐煤燃烧时产生的烟气含水量以及烟气温度都要更高, 而这也给烟气的腐蚀创造了有利的条件, 所以对脱硫塔内衬的防腐材料也就提出了更高的要求。

1.2.2 燃煤煤质的影响。

机组燃用高硫煤所产生的烟气二氧化硫的浓度很多都已经超出了脱硫设计值的范围, 由于这种烟气的腐蚀性强, 并且脱硫量大、工作效率高, 所以就会产生很多的固体产物, 因此就不得不增加设备的容量, 同时给固体副产物的处理工作也增加了难度, 对化学工艺参数的设计也就提出了更高的要求, 一旦设备的类型和容量选择的不准确或是设计时出现了偏差, 就都会降低脱硫系统的可靠性。比如说如果强氧化装置设计出现偏差, 那么氧化程度就会降低, 系统工作时不但会产生结垢, 石膏的纯度也会受到影响, 同时也大大降低了系统的脱硫效率。

1.3 运行管理工作对脱硫系统可靠性的影响。

因为石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统有很多的子系统, 并且每一个系统中运行设备的结构都较为复杂, 所以相关的操作人员对于设备的操作方法以及设备的实际性能都应充分的了解, 而如果设备工作的过程中, 相关的操作人员没有严格的遵照操作流程和操作规范运行设备, 那么系统运行的可靠性也必然会受到影响。

2 保证石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的防治对策

2.1 化学工艺因素

(1) 提高亚硫酸钙的氧化程度。系统吸收塔的运行方式建议采用空塔运行的方式, 并且应用强制性的氧化工艺, 从而有效的降低塔内的硬垢对脱硫装置运行可靠性和稳定性的影响, 一般情况下, 如果是设计较为成熟的系统, 其亚硫酸钙的氧化程度是可以接近100%的。 (2) 提高除雾器的运行效率。首先, 应尽量不让烟气旁路挡板处于工作的状态, 这样就不会出现因烟气的再循环而改变烟气量的情况, 吸收塔内的烟气流速也就不会升高;其次, 重视除雾器压差的监视工作, 要保证冲洗频率以及冲洗水量的合理性, 提高冲洗水的质量, 防止结垢的产生;最后, 要保证一级除雾器冲洗水量的合理性, 通过实践的检验, 一般认为, 八小时内冲洗三次是较为适宜的, 而在相同的条件下, 二级除雾器冲洗水量以及冲洗频率应尽量的低。

2.2 设计条件

(1) 如果是燃用高硫煤的脱硫系统, 氧化装置的选型、吸收塔内烟气分布的均匀性、氧化风机的容量以及反应罐的体积等参数的选择都要受到足够的重视, 避免出现供应商为了追求经济效益而选取偏低的设计参数, 从而影响系统运行可靠性的情况出现。 (2) 系统应在微处理的基础上, 选择更为先进的分散式控制系统, 同时还要具备健全的保护系统, 这样当系统处于危险的工作状态, 就可以自动的安全停机。 (3) 对于脱硫系统中所有容易出现工作故障的设备或是部件, 设计时就应采用可替换并且易于维修和保养的设备或部件;而对于除雾器冲洗系统、吸收塔喷嘴、接触浆液的水力旋转器组以及吸收塔搅拌设备这一类磨损程度较高的部件, 设计时就应选择进口的安全程度更高的设备或部件。

2.3 石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的运行管理工作

(1) 重视对相关操作人员的技术培训工作, 严格的执行设备的操作规范和管理制度, 确保质量管理体系的职能作用得以充分的发挥。 (2) 加强烟气排放在线监测系统的维护工作, 同时应定期的对设备进行计量和检定工作, 保证检定和计量的准确度, 从而提高烟气排放在线监测系统的稳定性和准确性。 (3) 重视对除尘脱硫设施的备品和备件的管理工作, 当设备出现故障时, 及时发现并制定合理的处理对策。 (4) 重视对脱硫设施设备的维修和保养工作, 尽可能的降低设备受到磨损和腐蚀情况的发生, 减少结垢, 从而避免系统因此而引起的设施设备停运事件的发生。 (5) 应加强对脱硫副产品脱硫石膏的管控工作, 应提前制定当出现脱硫石膏不能及时外运的情况时的处理方案。 (6) 多与同行业之间的合作伙伴或是竞争对手进行沟通和交流。

3 结束语

通过以上的论述, 我们对影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的因素以及保证石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的防治对策两个方面的内容进行了详细的分析和探讨。从而火电厂的应用情况来看, 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺已发展成一个高效并且十分成熟的烟气脱硫工艺了, 其不但大大的降低了火电厂二氧化硫的排放量, 同时也提高了企业的经济效益、环境效益以及社会效益。但是由于此系统的子系统众多, 并且系统结构也都很复杂, 所以要想真正的保证系统安全稳定的运行, 就应从化学工艺因素、设计条件以及运行管理等方面做好防护工作, 真正的提高系统运行的可靠性。

摘要：进入到新世纪以来, 随着我国国民经济水平的高速发展, 我国的各行各业也都取得了飞速的发展和进步, 同样我国的火力发电企业也得到了快速的发展和壮大, 而随着我国科学技术水平的不断进步, 我国火电厂的石灰石-石膏湿法烟气脱硫也已经更加的成熟。然而, 由于石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的子系统数量很多, 因此在系统运行的过程中, 当微小的子系统出现问题, 就会影响到系统整体运行的可靠性, 所以我们应对影响系统可靠性的各类因素进行认真的分析, 并且制定出科学合理的防治对策, 从而保证系统运行的可靠性和稳定性。本文便对影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的因素以及保证石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的防治对策两个方面的内容进行了详细的分析和探析, 从而详细的论述了我国火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的相关问题。

关键词：石灰石-石膏湿法,烟气脱硫系统,可靠性

参考文献

[1]齐海.石灰石-石膏湿法烟气脱硫氧化空气研究[J].安庆科技, 2011.[1]齐海.石灰石-石膏湿法烟气脱硫氧化空气研究[J].安庆科技, 2011.