脱硫烟气分析仪（共11篇）
脱硫烟气分析仪 篇1
0 引言
由于烧结烟气的复杂性和特殊性,直到上世纪70年代,烧结烟气脱硫才开始工业化应用。日本于1974年11月建成世界首套烧结烟气脱硫装置,至今共建成18套,还有1套在建,烟气处理能力合计约1.8×107 m3/h[1]。
我国烧结烟气脱硫最早可追溯到上世纪50年代,当时包钢从苏联引进喷淋塔除氟脱硫工艺,脱氟的同时附带脱除30%的SO2。真正意义上的烧结烟气脱硫始于2005年,标志是2005年12月包钢建成投产的ENS装置。2007年前,脱硫烧结机最大面积是180 m2;2008年后,国内先后启动了300 、360 、400 、450 m2等大型烧结机配套脱硫工程建设。烧结机烟气脱硫由中小型向大型演变。
近年来,为适应国家节能减排的环保政策,各企业加快了烧结脱硫工程的建设。据不完全统计,至今已建成和在建的烧结烟气脱硫装置有60台套以上,烧结机总面积10 000 m2以上。采用的脱硫工艺有双碱法、氧化镁法、氨-硫铵法、石灰石-石膏湿法、 SDM-LG-Cansolv有机胺法、离子液法、循环流化床法(LJS)、密相干塔法、旋转喷雾法(SDA)、活性炭吸附法、MEROS、NID、GSCA、ENS等10多种,前6种属于湿法脱硫工艺,其余为干法、半干法脱硫工艺。
国内烧结烟气脱硫装置采用的工艺技术种类繁多,但投运时间都较短,多数仍处于试运行状态,其中相当一部分脱硫装置运行效果不理想,部分装置是边运行边改造。如何按照循环经济、节能减排和可持续发展要求,开发出适合烧结工况的运行经济的烟气脱硫工艺技术,是钢铁行业迫切而重大的课题。
1 烧结烟气的特点
烧结烟气是烧结混合料点火后随台车运行、在高温烧结成型过程中产生的含尘废气,具有烟气排放量大、SO2排放浓度低且波动范围宽、SO2排放总量大等特点。具体表现在以下几方面[2]:
(1) 烟气量大、含氧量高。
因为烧结过程是在完全开放及富氧环境下进行,过量的空气通过料层进入风箱,进入废气集气系统经除尘后排放。吨烧结矿产生烟气4 000～6 000 m3。烧结机头烟气含氧量12%～15%。
(2) SO2浓度相对较低。
大部分烧结烟气中SO2含量为400～1 500 mg/m3。
(3) 烟气粉尘浓度高。
烟尘中含有大量的钠、钾、氯及其化合物,以及硅、钙等铁矿伴生成分。因使用不同的原料还可能含有微量重金属元素。这些成分进入脱硫体系,对不同类型的脱硫系统有不同的影响,增加了烧结烟气SO2治理的难度。
(4) 含湿量大且含有害气体。
为提高烧结混合料的透气性, 混合料在烧结过程中须加适量的水制成小球,由此造成烧结烟气中含水量为10%～12%(体积比),烟气饱和温度高。同时烟气中含有SO2、HCl、HF等腐蚀性气体,一旦烟气降温会产生强酸性冷凝水,带来严重的腐蚀问题。
(5) 不稳定性。
由于烧结工艺不稳定,相应地烟气流量、温度、SO2浓度也大幅变动,且变化频率高。烟气流量变化可超过30%,烟气温度可在110～180 ℃范围内波动,SO2浓度值取决于烧结生产负荷、原燃料成分、烧结工艺参数(如料层厚度、空气过剩系数、烧结温度、碱度等)等,变化范围在700～5 000 mg /m3或5 000 mg/m3以上。
2 烧结烟气脱硫现状
2.1 “钙基”法烧结烟气脱硫工程建设及运行情况
“钙基”法烧结烟气脱硫技术包括传统的石灰石/石灰-石膏湿法和循环流化床、密相干塔、旋转喷雾、MEROS、NID、GSCA、ENS等半干法、干法等10多种工艺[3]。国内已建和在建“钙基”法烧结烟气脱硫工程的企业有33家,大小烧结机42台,面积约7 000 m2,其中湿法和半干法各约50%,设计减排SO2约2.6×105 t,详见表1(不完全统计)。
2.1.1 共性问题——破坏环境、排放固废、排放二氧化碳
“钙基”法烟气脱硫技术有一个共同问题:脱硫副产物资源化再利用难度大,常造成固废污染。理论上,每脱除1 t SO2,外排石膏2.69 t。实际上,以干法、半干法为例,因脱硫反应速率低、反应不完全,实际外排的固废量比理论计算量大得多。
2.1.2 石灰石-石膏法运行情况
在烧结烟气脱硫应用中,宝钢最先建成投产石灰石-石膏法装置,已投产近两年,脱硫效率较高、运行可靠性较高、能适应风量和SO2浓度波动大的烟气条件、吸收剂廉价且利用率高(钙硫质量比小于1.1)。存在的主要问题是:除雾器堵塞;风机及烟道腐蚀;脱硫塔内结瘤;废水需处理后排放;烟囱排烟温度低(烟囱雨、腐蚀周围设备等);副产物石膏色偏红且无更高的应用附加值。
同时由于烧结烟气的特殊性,烧结粉尘中的Al、F生成AlF3包裹吸收剂会造成脱硫效率降低、无法结晶等问题[4];烧结烟气含氧量高,粉尘中铁、钒等起催化剂作用将部分SO2催化氧化为SO3,提高了浆液中硫酸钙浓度,增大了脱硫系统堵塞的可能性,相应地腐蚀性增加。
近年来,石灰石-石膏法工程应用得到了较大发展,通过提高气-固-液的传热传质效果,增强反应速率、提高吸收剂利用率以及缩小反应器尺寸等措施,投资和运行费用大幅降低。相对其他湿法脱硫工艺,石灰石-石膏法腐蚀环境相对较弱,脱硫剂廉价易得,投资和运行费用也优于其他湿法脱硫工艺甚至干法、半干法工艺,值得其他脱硫技术借鉴。
2.1.3 钙基半干法运行情况
2005年,包钢最先建成投产钙基半干法脱硫装置。目前,ENS法、LJS法、NID法的部分装置运行较好,该脱硫技术对烧结烟气中的SO3、氯化物、氟化物等有害气体有较高的脱除效率,系统运行温度高于露点温度,可以避免烟气对设备、系统的腐蚀;无废水产生。但脱硫效率偏低,仅30%～80%;吸收剂利用率低(部分脱硫装置副产物中钙含量有时高过50%,钙硫质量比高过2),脱硫剂消耗量大,副产物多,且未消化成Ca(OH)2的脱硫剂CaO易在除尘器、脱硫塔内吸水放热后结块或粘结,目前国内已投产的多套装置均存在粘结堵塞等问题[5]。
由于烧结烟气含氧量高、含强酸性气体浓度偏高、含湿量大,因此应进一步提高滤袋材质、上箱体防腐能力以及系统保温措施等。对进口SO2浓度较高的脱硫系统,露点温度、系统操作温度也应在实践中进一步摸索。
2.2 “氨-硫氨”法脱硫工程建设及运行情况
国内已建或在建“氨-硫氨”法脱硫工程的有9家企业,烧结机12台套,烧结机面积约1 600 m2,设计减排SO2约8×104 t/a,详见表2。
2007年,柳钢最先建成投产“氨-硫氨”法脱硫装置,脱硫效率较高,稳定运行状况较好,但存在设备腐蚀;硫铵品质差、销售难度大;脱硫剂来源受限、价格高;氨逃逸等问题[6]。
利用烧结烟气的高含氧量,“氨-硫氨”法脱硫装置无须配置氧化风机,副产物的氧化率即可达到运行要求,既减少电耗,又简化了系统流程。
钢铁企业可利用 “氨-硫氨”法脱硫工程把烧结烟气脱硫与焦化厂煤气脱氨相结合,成为一种化害为利的综合处理工艺,但在多数钢铁企业中二者难以达到平衡。攀钢集团攀成钢公司采用“氨-硫氨”法与相邻的川化集团公司形成循环经济产业链。川化集团公司的氨水直接经管道输送到烧结脱硫装置,脱硫产物亚硫酸铵溶液经管道输送到川化集团公司的硫铵生产装置,企业之间形成了区域经济循环产业链,变废为宝,这种做法在有条件的企业值得推广[7]。
以色列一公司为了解决氨逃逸、腐蚀等问题,提出在洗涤反应塔内采用催化剂直接将SO2催化氧化为SO3,形成稀硫酸溶液或加入氨水中和稀硫酸溶液制取硫酸氨。但该法催化剂消耗量大,脱硫效率难以保证且目前无工程化业绩。
2.3 活性炭吸收法脱硫工程建设及运行情况
国内活性炭吸收法脱硫工程2台设施均为在建,详见表3。
活性炭吸收法的优点是可以实现烧结烟气中的多组分污染物同时被脱除,不需要工艺水,无废水处理。缺点主要是: (1) 一次性投资大、运行维护费用高。(2)占地面积大、系统复杂。(3) 活性炭容易自燃,运行存在安全隐患。韩国浦项钢厂采用活性炭工艺曾发生爆炸造成巨大损失。(4) 活性炭反复使用后吸附率降低从而导致脱硫效率降低。(5) 再生温度较高、能耗较高。(6) 活性炭加热解析后收集的富SO2气体含有粉尘、F-、Cl-等,副产物硫酸或石膏的纯度难以保证[8]。
德国、美国于20 世纪50 年代开始活性炭脱硫脱硝研究,目前主要用于小烟气量的有毒有机废弃物净化。80年代末,日本从德国引进活性炭吸附工艺改造已有的石灰石-石膏湿法工艺。目前,已改造了其中的9套,但均保留了原来的石膏工艺系统,回收的富SO2气体通入石膏反应器与消石灰反应生产石膏。日本JFE福山厂的4、 5号烧结机烟气处理量分别为1.10×106 m3/h和1.70×106 m3/h,活性炭消耗量分别为100 t/月和150 t/月,脱硫率80%、脱硝率40%、除尘率60%[9,10]。
太钢于2008年8月与新日铁签订了活性炭吸附工艺引进协议,用于450 m2和600 m2烧结机烟气脱硫制硫酸工程,目前已完成设备安装。
2.4 可循环再生烟气脱硫工程建设及运行情况
可循环再生烟气脱硫技术近年才开始在烧结烟气脱硫中发展应用。目前,国内有莱钢和攀钢采用该技术,详见表4。
莱钢和攀钢可循环再生烟气脱硫装置均于2008年底建成,该技术脱硫率较高,对烟气SO2浓度适应性强,吸收剂可循环利用,副产物为98%的浓硫酸,回收利用价值高。但实际运行中存在设备腐蚀严重;烧结粉尘、硫磺及运行中析出的结晶物造成系统堵塞;烧结烟气及粉尘带入的SOundefined、Cl-、F-等强酸根离子生成的热稳定盐导致吸收剂吸收效能下降快,吸收剂消耗量大;SO2回收率较低(仅50%～60%能回收制得H2SO4),运行成本高等问题。
3 烧结烟气脱硫工程存在的问题分析
目前,国内已建成的烧结烟气脱硫装置大部分运行效果不理想,存在的问题主要有:
3.1 脱硫技术可靠性低,脱硫装置利用率低
国内已建成脱硫装置利用率普遍不高的原因主要是系统可靠性不够,经常发生堵塞、结垢、风机带水、设备腐蚀等问题。导致可靠性降低的一个重要原因是缺乏烟气脱硫技术的数据库,系统的自控水平低、软件不完善;同时国产设备在防腐、耐磨等方面与进口设备存在较大差距,常导致设备不能正常运转。另外,对各种脱硫技术应用于烧结烟气脱硫工程的特殊性认识不到位。
3.2 对工程实践、设计能力重视不够
目前,大多数钢铁企业对脱硫技术及其工程应用还比较陌生,加之国内烧结烟气脱硫装置长期稳定运行的实例较少,因此企业在建设脱硫装置时,主要关注脱硫工艺,而不能对脱硫工程的细节,特别是运行维护的经验教训进行深入了解,如果工程承建单位也缺乏相关经验,则常会出现一些看似简单却致命的错误。由于烧结烟气脱硫是一个系统工程,一些工程细节,特别是脱硫系统的整体设计无法拷贝,从而可能导致脱硫装置无法长期稳定运行。目前,已投运装置的运行状况表明,运行状况较好的脱硫装置基本由工程实践、设计能力强的工程承建单位所建设。
3.3 对设备维护等运行管理认识不到位
与烧结工艺的一般设备不同,烧结脱硫设备的性能和寿命受运行环境的影响特别大。结垢、堵塞、腐蚀、磨损等都会影响设备的稳定运行。热工和化学仪表的准确性和有效性对工艺控制和稳定运行也十分重要。因此,在运行中加强对热工和化学仪表的定期校验和维护,提高其准确性和有效性,是保证脱硫系统经济运行的重要前提。
3.4 脱硫副产物资源化利用难度大、二次污染物无害化处置难度大,存在二次污染隐患
由于烧结烟气成分复杂,含有重金属、二恶英、HCl、HF等多种污染物,常导致石膏、硫铵、脱硫渣等脱硫副产物品质差,资源化利用难度较大,甚至可能在利用过程中发生二次污染事故。如可循环再生烟气脱硫技术、氨法脱硫技术、活性炭脱硫技术等工艺均存在不同程度的固体废物、废水等污染。另外,烧结烟气的复杂成分可能造成污染物危害大、处置难度大,如固体废物含重金属元素、硫酸钠、固体硫酸等,废水中烟尘颗粒细、吸附性强、含有的Cl-、F-离子等对废水处理不利。
3.5 投资、运行费用高
因烧结烟气量大、SO2浓度低、脱硫设备投资大、运行费用高、副产物复杂且处置难度大、技术不成熟等原因,造成目前烧结烟气脱硫面临巨大的投资费用、较高的运行费用、较大的技术风险等问题,很多企业难以承受。
3.6 脱硫系统易腐蚀,在湿法脱硫装置中尤为突出
因烧结烟气中所含SO2、HCl、HF等腐蚀性气体的浓度较高,烟气含氧量高造成吸收液中SOundefined浓度增加,并在循环吸收过程中不断富集,导致设备易被腐蚀,并成为影响系统稳定性、可靠性的重要因素。
4 建议
(1) 钢铁企业在关注采用何种脱硫工艺的同时,不仅应重视脱硫工艺本身,还应重视工程设计承建单位的工程能力和运行维护经验。同样的工艺流程,工程细节不一样,带来的运行效果也不一样。
(2) 每种脱硫技术自身均存在一定的运行风险,加之烧结工艺有诸多特殊性,因此各种脱硫工艺应用于烧结烟气脱硫时,环保、化工、设备、工艺等专业人员应充分结合,根据现场工况条件对其进行有效的完善和改进, 使其与生产工艺具有良好的适应性,最大程度地降低运行风险。不同的脱硫工艺对烧结工艺、烧结烟气的关注重点也不同,如半干法脱硫工艺应重点关注烟气的性质与特殊性,湿法还应进一步关注粉尘的性质及特殊性。
(3) 脱硫系统黏附堵塞是各类脱硫方法普遍存在的问题,也是影响系统连续稳定运行的主要原因之一,其解决措施应从优化脱硫工艺方案和工艺操作方法入手。
(4) 脱硫系统设备的防腐、耐磨性能是系统稳定运行的关键,应从设备选型及材质优化方面加以突破。同时应兼顾考虑系统建设运行的经济性。
(5) 随着烧结脱硫工程业绩的增加,应不断总结完善烧结脱硫技术在工程实践中存在的问题,采用各种措施突破阻碍脱硫技术应用的难点,降低投资和运行费用,才能有效解决目前烧结烟气脱硫中存在的技术、经济难题。
参考文献
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脱硫烟气分析仪 篇2
【关键词】燃煤电厂；脱硫烟气分析系统；运行和维护
电厂的正常生产和燃煤电厂烟气脱硫系统的稳定运行有着非常密切的联系，烟气分析仪表是唯一的能够对脱硫性能进行反映的监测仪表。烟气分析仪所提供的数据不但需要电厂相关人员的监视，同时还需要将数据向相关环保局和电网调度部门进行传输，以此来核算环保排放和电价。因此，让烟气分析仪表能够保持稳定运行有着非常大的作用。电厂烟气分析仪表需要监测很多有害物体和气体，例如：烟尘、氧和氮氧化物浓度、温度、二氧化硫、烟气湿度、压力以及烟气流量等。在碳排放量中二氧化碳和一氧化碳浓度使其主要指标，但是在很多电厂监测系统中都对此项没有进行相应安装。
1.烟气采样和测量分析
1.1采样方法
烟气采样主要有两种方法，一种是稀释法采样，另一种是直接抽取法采样，但不管是运用哪一种采样方法，都是从烟道中将烟气取出。直接抽取采样法中的探头，内部安装了加热和过滤装置，能够将烟气中大部分粉尘过滤消除掉，而加热装置的主要功能是让粉尘板结堵塞现象得以减缓[1]。在进行泵负压抽取采样过程中，借助于探头和伴热管线，促使烟气能够进入到分析仪柜中的冷凝器中，烟气在冷凝器中的水蒸气会在四摄氏度左右温度下，快速冷却成凝结水，在冷凝器底部沉积，然后在记住与蠕动泵排至系统外的集水罐中，烟气中水蒸气在过滤消除干净后，再由最后一道较为精细的过滤器进行过滤，然后在进入到光谱分析仪中实施光谱分析。
1.2采样需注意的事项
首先，是取样探头的堵塞现象。因为取样探头和烟气是直接相接触，然后将烟气中绝大多数的粉尘过滤掉，所以非常容易形成堵塞现象，如果烟气流量发生降低的现象，则应该及时的对取样探头进行检查，查看是否存在堵塞。
其次，是取样泵。取样泵部件较为容易损坏，由于它的长期不间断转动，应对采样泵进行定期检查，看是否运行正常，如果出现损坏应该立即更换。
第三，冷凝器设备主要是为烟气除水，一般情况下都会控制器温度在一到六摄氏度，如果温度控制器显示了过高温度，就需要对制冷器进行及时检查，查看是否存在问题，否则就很有可能会让烟气带水损坏光谱分析仪。
第四，身为脱水部件的蠕动泵，能够将冷凝器凝结水及时排出，如果蠕动泵发生故障，就会致使冷凝器中凝结水无法排出，长期间的积存，就很有可能致使凝结水逐渐沉积到光谱分析仪处，从而损坏分析仪[2]。因此，要对蠕动泵进行定期检查，如发生故障应及时更换，必要情况下甚至要将整套蠕动泵更换掉。
第五，是采样管线。采样管线的主要作用是对探头取得的烟气进行传输，并向分析仪柜内进行输送。采样管、外包保温层以及电加热带式采样管线最为主要的组成部分。通过一段段的电阻丝连接采样管并行加热电缆的两极线中间部位，在电缆两极逐渐的通电之后，借助于发热的电阻丝来实现伴热管路的加热。采样柜中的温控器一般情况下都是借助于存放到室外采样管内部的温度检测元件来对伴热管温度进行检测，同时借助于可控硅模块，来将采样管线温度控制在一百摄氏度左右，从而预防烟气中水汽出现冷凝。需要注意的是，在北方地区，由于存在较大的冬夏温差变化，最冷的时候甚至会到达零下四十摄氏度，特别是在遭遇大风等恶劣天气的时候，会加大保温层的散热量，这样就会致使采样管线中，一些部位温度很难维持在一百摄氏度，从而也就会造成堵塞现象。想要让这种现象得以消除，就需要对高温控制器的加热温度进行提升，必要的时候还应该这些部位上在增设保温层。此外，采样管线加热电缆在两端，应该做好电缆两极电阻丝的绝缘工作，不能够接触金属层，让检修人员可能发生的触点事故得以消除。
1.3氧含量的测量
测量氧含量的方法主要有两种，第一种是和二氧化硫分析方法相似的一种磁氧分析法，简单来说就是采样的气体分出一路进入到氧分析器中；另一种方法则是氧化锆直接测量法，这种方法是当下测量氧含量运用最为广泛的一种方法。它是通过在烟道内部直接插入氧化锆探头，在七百五十摄氏度的温度环境下的锆元件，因为烟气和大气中氧含量存在一定差异，氧化锆元件就会形成一些电势，电势值会被电子电路直接转化成氧含量。在我国，这种氧含量的测量方法已经非常成熟和稳定，又具有较小的维护量，最为常见的故障只是氧探头元件发生老化，只需要将探头元件更换就行。此外，氧化锆探头的标定，不管是氧标准气体标定还是大气中标定都可以用，具有较好的稳定性。
2.烟气分析系统的维护分析
为了让烟气分析仪表运行时间更久、更稳定，使其使用寿命得以增加，首先，需要相关检修人员进行定期的巡视维护，一般可以每天巡检一次，这样能够对出现的问题做到及时发现，及时处理，让事故扩大现象得以消除。其次，主机系统停运较长时期时，应该也要停运烟气分析系统或停运部分系统，让设备的使用寿命得以延长，例如：制冷器、蠕动泵以及分析仪等。第三，一般分析仪都具有一定的漂移性，介于此，只有定期进行气体分析仪表标定，才能让仪表的准确性得以维持。最后，在分析仪中最容易出现损坏的部件就是采样泵和蠕动泵，应对这两种部件进行储备，以防止出现损害却没有新的更换而致使系统运行遭受影响的现象发生。
3.总结
总而言之，随着我国经济的发展，以及人们环保意识的加强，烟气脱硫系统的重要性也越来越重要，只有合理的运行烟气脱硫系统，才能最大程度的实现环保，从而在环境不会受到破坏的基础上实现媒体资源的不断开发和运用。
参考文献
[1]尹连庆，李伟娜，郭静娟.燃煤电厂湿法烟气脱硫系统的水平衡分析[J].工业安全与环保，2011，01：21-23.
旋转喷雾烟气脱硫技术工艺分析 篇3
钢铁企业烧结机的烟气脱硫技术有湿法、半干法、干法烟气脱硫技术。湿法脱硫技术投资及运行费用较高, 系统复杂, 占地面积大, 而且易于腐蚀、磨损以至堵塞管路, 形成二次污染。干法脱硫技术脱硫效率低, 对烟气流量、成分、温度的变化适应慢。旋转喷雾干燥 (SDA) 半干法烟气脱硫技术, 综合了湿法和半干法的优点, 脱硫效率高、投资低、占地面积小, 对烟气流量、成分、温度的变化适应快, 可靠性高, 非常适合钢厂烧结烟气脱硫。
1旋转喷雾烟气脱硫技术
1.1SDA脱硫技术原理
旋转喷雾烟气脱硫技术采用了旋转喷雾器, 把未经处理的热烟气通入喷雾干燥吸收塔后。立即与被雾化的碱性脱硫浆液 (Ca (OH) 2) 接触, 烟气中的酸性成分 (HCl/HF/SO2/SO3) 被碱性雾滴吸收的同时水分被蒸发, 变成了碱性颗粒。通过精确控制烟气分配、脱硫浆液流量和雾滴尺寸, 可以确保雾滴被转化成细小的粉体。已经处理的烟气继续进入后除尘器去除剩余的悬浮颗粒, 通过烟囱排放净化后的烟气, 一些飞灰和脱离渣从吸收塔底部排出。与此同时, 吸收塔和除尘器底部排出的干燥粉体颗粒被传送到料仓。SDA系统还可以采用部分脱硫渣作为进料再循环来提高吸收和干燥性能。SDA烟气脱硫系统反馈关系如图1所示。
1.2SDA工艺流程
SDA工艺流程主要分为脱硫浆液的制备、脱硫浆液的雾化、雾滴与烟气接触、SO2吸收和水分的蒸发、灰渣的再循环与排除5个步骤, 如图2所示。
1.3SDA工艺特点
(1) 操作弹性高, 适应烧结烟气SO2浓度变化大 (SO2:500～3000 mg/Nm3) 的工况。SDA工艺通过实时检测进出口SO2浓度, 进出口烟气的温度以及进口烟气的流量及时调整新鲜石灰浆液的比例, 能够快速适应烟气流量、组分、浓度的变化。
(2) 不产生废水并能够处理废水。SDA工艺对水质要求低, 可以使用海水、湖水、河水、江水、湿法脱硫产生的废水及其他工艺过程的废水。
(3) SO3去除率高。由于石灰浆液雾滴pH值为11～12, SO2去除效率高达98%, SO3去除效率高达99%～100%, 避免了腐蚀。
(4) 可以简单地增设活性碳喷射装置, 有效去除二口恶英、重金属等污染物。
(5) 可以方便地与脱销装置衔接。SDA工艺烟气进出口温度较高, 能达到脱销装置活性催化需求的温度, 在SDA系统前面或后面都可以方便地添加脱销装置, 比较容易衔接。
(6) 干燥、自由流动的脱硫渣可通过气力输送的方式进行处理。
(7) 吸收塔、烟道等设备均由碳钢制成, 无需用合金材料, 不需安装防腐层。
(8) SDA工艺通过控制消化温度和时间, 获得高活性的熟石灰浆液, 可以使用低质量的石灰。
1.4最终产物
SDA工艺没有废液产生, 它最终产物主要为便于运送的含有飞灰和亚硫酸钙干态产物, 但同时也包括一定量的硫酸钙和剩余的未发生反应的吸收剂Ca (OH) 2。SDA工艺的最终产物多被用在建筑工业、矿井填埋以及以开垦荒地为目的的肥料。
2SDA工艺与干法和湿法脱硫工艺对比优势
2.1SDA工艺相对干法脱硫工艺的优势
(1) 从反应机理来看, SDA工艺发生气-液和气-固两相反应, 而干法只发生气-固反应。
(2) 在SDA工艺中, 吸收浆液被雾化成数十亿颗细小的雾滴 (50 μm) , 具有很大的表面积, 有利于和SO2发生反应, 反应时间更长, 反应效率更高。
(3) SAD可以使用低品质的石灰, 干法脱硫对石灰质量要求较高。
(4) SDA工艺没有大量的气体循环系统, 能够低成本地快速适应烟气流量和SO2浓度的变化。
(5) 在相同条件下, SDA产物循环量小, 约为干法的1/10～1/15。
(6) SDA粉尘浓度低, 对设备的磨损很小。
2.2SDA工艺相对湿法脱硫工艺的优势
(1) SDA工艺比湿法脱硫工艺总投资地、占地面积小。
(2) SDA工艺水耗低, 不产生废水且能使用低质量的水 (如河水和工业废水) 。
(3) SDA工艺运行成本及维修费用低, 约为湿法的85%。
(4) SDA工艺可以99%吸收SO3。
(5) SDA工艺不需要烟气再加热系统、不需要安装防腐层。
3SDA工艺的维护
(1) SDA系统的运行、维护和维修相对十分简单, 系统可以按理想状态进行自动控制, 并能承受负荷的快速变化。系统能在1～2 h内实现启/停, 不会发生任何问题。
(2) 在极端情况下, 脱硫系统出现故障不能运行时, 锅炉及烟气系统可照常运行, 不会对锅炉机组的正常运行带来任何影响。因此整个脱硫系统不必设置旁路。
(3) SDA工艺的核心设备采用Niro防磨轮专利技术的旋转雾化器, 该雾化器具有连续工作、维护量少的特点。Niro旋转雾化器使用寿命可达30年以上, 其中需要定期检查或更换的是雾化器喷嘴。一般来说, 在雾化器连续运行4 000 h左右时, 需要对喷嘴进行检查, 如发现喷嘴磨损达到一定程度时, 需要将喷嘴转动90°, 以便另一侧面接触浆液, 转动3次并使用后应将喷嘴更换下来。因此喷嘴的寿命一般可达20 000 h。喷嘴的检查或更换一般需要2个人操作, 时间约30 min, 期间不影响脱硫系统运行。
摘要：介绍了旋转喷雾烟气脱硫技术 (以下简称“SDA”) 的原理、工艺流程、工艺特点及最终产物, 并与干法和湿法烟气脱硫技术进行了对比分析。
石灰石-石膏法烟气脱硫费用分析 篇4
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)
脱硫烟气分析仪 篇5
三个月，9亿元的环保大单
2004年2月18日，浙大网新发布了中标广东广合电力有限公司沙角C电厂烟气脱硫工程的公告，这个项目的总额是3.7亿元。
4月2日，公司又发布了预中标公告，这次中标的是沙角A电厂烟气脱硫工程，合同金额是2.4亿元。紧接着，4月30日，浙大网新发布了最新公告，机电总包业务再次拿下了大唐国际发电烟气脱硫项目，合同金额是2.9亿元。
短短的3个月时间内，浙大网新烟气脱硫机电总包项目已累计签约9亿元。
业内人士分析，经¬济的持续高速增长以及严格的环保政策催生了巨大的烟气脱硫市场。烟气脱硫项目，简而言之就是要将燃煤电厂烟气排放中的二氧化硫去掉。由于二氧化硫是酸性气体，在空气中与水接触就形成了酸，最后以酸雨的形式再降落到地面，对环境产生巨大的污染作用。
如此巨大的排放污染严重背离了我国可持续发展战略，因此在2003年开始执行的新的环保规定里，将原¬来执行排放二氧化硫每公斤0.2元左右的收费提高了3倍，以促使各火电厂大规模安装烟气脱硫装置，改善环境质量。
可是，这一切听起来与网新集团的主营业务并不沾边。浙大网新是依托浙江¬大学计算机学院的科研技术和人才资源发展起来的，最初依靠网络分销起家。浙大网新走进IT人的视野，是从它承接美国著名金融服务公司道富的一系列信息系统开发和服务项目开始的。
既然网新集团的主营业务是网络增值分销和软件外包，而且主营业务发展也是风生水起，为什么还要进军环保产业呢？进军环保产业将给公司带来怎样的变化呢？
业务的“逻¼¬延伸”
公司总裁史烈在接受媒体采访时说，烟气脱硫是公司主营业务的“逻¼¬延伸”。在国际上，烟气脱硫项目机电总包基本都是IT巨头占有主要市场份额，比如国际上的西门子、IBM、惠普都是其中的突出代表。
浙大网新长期从事的医疗、社保、城市信息化、电子政务以及污水处理行业的系统集成业务，也属于机电总包的范畴。早在2002年下半年，浙大网新开始涉足电力行业机电总包领域的相关业务，先后从意大利、德国引进了国际领先的烟气脱硫技术。
另外，浙大网新的战略合作伙伴日本富士电机系统株式会社的核心业务群和战略优势也是机电总包，双方的战略联盟进一步巩固了浙大网新在国内机电总包市场的竞争优势。
史烈表示，烟气脱硫项目涉及复杂的物理化学过程，涉及热能、化工、电子、自动控制等领域，但是为了提高所有系统的协¬调能力，必然要将所有系统集成到一个以信息系统为灵魂的系统当中。
正是由于机电总包项目涉及众多的相关技术，这个行业具有很高的进入门槛，也就保持了相对较高的利润率。因此，浙大网新将机电总包作为延伸出去的重点新业务，希望在未来数年内成为公司重要的利润来源。
900亿“蛋糕”的诱惑
事实上，网新进入的烟气脱硫项目的确很有“赚头”，拥有诱人的前景。
业内人士通过对大量数据的分析指出，这一市场判断完全成立。中国缺电，预计每年对电力的需求增速在6％左右。而在我国的电源结构中，火电设备容量占总装机的75％以上。按照《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点（2000—2010年）》测算，到2010年我国需要至少有44万千瓦的火电装机容量需安装烟气脱硫装置。根据浙大网新中标广东广合沙角C电厂的投资测算，投资规模在186858.6元／千瓦，也就是总投资规模将接近900亿元的规模。
2007年年中，某证券公司对浙大网新调研后撰写的分析报告称，公司是国家脱硫环保政策的主要受益者之一。虽然公司进入烟气脱硫市场较晚，但目前已形成一定的市场规模，市场份额大约10%，在行业内处于第四的位置。公司依靠浙江¬大学、与阿尔斯通等国际技术领先的厂商合作，已经¬掌握了干法和湿法脱硫技术，公司已经¬成为国内脱硫工程主要承包商之一。
“十一五”期间，环保总局要求二氧化硫的的排放总量要比“十五”末减少10%，而作为二氧化硫排放重点来源的火电厂是重点监控的对象，这一政策将极大推动烟气脱硫市场的发展。
未来几年，由于我国缺电量的放缓导致新建电厂建设的减速，脱硫市场主要来自于以前的旧电厂。报告预计，网新公司的烟气脱硫收入未来几年将保持40%以上的增长速度。从盈利能力角度来讲，虽然烟气脱硫毛利率由于市场竞争的激烈逐渐降低，上半年毛利率16.81%，但经¬过市场的重新洗牌，烟气脱硫市场竞争格局基本形成，未来毛利率将趋于稳定，基本维持在16%左右，公司烟气脱硫业务盈利能力将趋于稳定。
另外，随着国家对环保要求的提高，未来脱硝、脱氮可能会得到强制执行，公司目前已涉足这一领域，一旦政策得到实施，市场空间将非常广阔，这也是公司未来利润的增长点之一。
因此，该报告认为，烟气脱硫业务虽然不是IT类业务，但未来一段时间仍然是网新公司收入和利润的主要来源之一。
与国际巨头结盟
浙大网新一贯坚持放眼全球的产业视野，多层面全方位地推进国际化战略。在巩固与INTEL、IBM、思科、道富、富士、NTT、阿尔斯通、沃尔夫等国际巨头的合作基础上，加强公司与国际合作伙伴在资本、技术、管理等方面的合作，通过引进国际合作、导入国际资本、输出国际服务，在三个维度上与产业最新脉动保持同步，全面提升公司国际竞争力。
2005年5月，美国唐氏基金在经¬过半年的不断接触后，对浙大网新的经¬营能力表示了极大的信心，决定投资入股，这标志着浙大网新在国际化道路上迈出的重要一步。
2007年，微软中国与浙大网新签署全球战略合作谅解备忘录。根据备忘录，双方将致力于在人才技术培训、基于.Net平台的解决方案开发、技术合作、产品引进以及软件外包等方面开展全面合作。
分析人士指出，浙大网新与微软结盟的更主要目的是借力实现自身的国际化战略。此前，微软已向来自中国本土的微软全球战略合作伙伴浪潮集团注资2亿元人民币。微软此次与浙大网新结盟，双方没有进一步披露相关财务信息。不过据分析，微软向浙大网新提供资金注入也并非完全没有可能。
在烟气脱硫业务方面，浙大网新则采取了外部合作与自主发展并举的国际化战略，将国际化同本土化有机结合起来，在引进和吸收世界领先厂商技术同时，依靠浙江¬大学机电学科的研发力量推进国产化的进程。
一方面，公司与处于行业领导地位的企业结成合作伙伴，与国际上该行业领先的意大利IDRECO公司、法国ALSTOM公司、 德国WULFF公司建立了密切的合作关系。
另一方面，公司加强自主研发及国产化的努力，依托浙江¬大学的能源与电机科研优势，整合院校产学研相结合的开发实力，致力于烟气脱硫工艺技术的开发研究以及实现重大科研成果的产业化。尽管浙大网新进入烟气脱硫行业稍晚，但是却能后来居上，不管从获得脱硫项目订单的质量还是总金额都较高，行业领先地位突出。
为环保项目创造资本平台
2008年4月，浙大网新以子公司网新机电100%股权，认购S*ST海纳定向增发的4472万股新增股份。认购完成后，浙大网新持有S*ST海纳32.05%的股份，成为其第一大股东。
分析人士指出，目前原¬油、钢铁等工业原¬料价格持续高位运行，中国电力环保市场竞争逐渐加剧，同时，脱硫项目的建设模式，正由EPC(交钥匙工程总承包)向BOT(建设-经¬营-转让)转型，对项目经¬营者的资金量和管理能力提出了更高要求。因此，分析人士表示，未来环保项目建设市场空间很大，但已进入资本、技术为王时代，浙大网新需要在此时为环保项目创造一个较好的资本平台。
为本次资产重组保驾护航，网新集团对网新机电和S*ST海纳未来2-3年的财务指标有所承诺。如网新机电2008-2010年度实现归属于母公司所有者的净利润分别低于4170.19万、4807.66万和4419.64万元，以及S*ST海纳2008-2009年度实现归属于母公司所有者的净利润分别低于7471.48万和8693.04万元，网新集团将追送现金1000万元。
脱硫烟气分析仪 篇6
随着我国经济的高速发展, 硫氧化物 ( SOx) 的排放量也在不断增加, 导致我国酸雨污染面积 ( 占国土面积的30% ) 迅速扩大, 对我国农作物、森林和人体健康等方面造成巨大损害。SOx对我国国民经济造成的直接经济损失约占GDP的2%[1], 严重阻碍了我国经济的发展, 成为制约我国经济、社会可持续发展的重要因素。因此, 对SOx排放的控制已势在必行。
据统计, 炼油厂排放的SOx占总排放量的6% ~ 7% , 其中仅催化裂化 ( FCC) 再生烟气就占了5% 左右。不仅如此, FCC再生烟气中还含有大量的NOx、颗粒物, FCC再生烟气排放带来的污染问题正日益受到关注。
1. 1催化裂化装置烟气脱硫技术发展状况
催化裂化是在催化剂的作用下把重质油转化为汽油、 柴油和液化气等轻质产品的过程, 是石油二次加工的重要工艺之一。催化裂化装置在炼油厂占有重要的地位, 是炼油厂经济效益的主要来源之一。通过催化裂化工艺生产的汽油约占全国汽油商品的70% , 柴油占30% , 液化气则占炼油厂液化气总量的90% 以上。
近年来, 大量的催化裂化再生烟气, 由于其含有大量的SO2、NOx颗粒物及CO等, 已经成为重要的空气污染源。
1. 1. 1国外催化裂化装置烟气脱硫技术发展现状
( 1) 非资源化脱硫工艺。目前, 典型的已工业化的非资源化 ( 抛弃法) 烟气脱硫工艺有Du Pont - BELCO公司的EDV ( Electro—Dynamic Venturei) 技术, EDV技术是使用碱性吸收剂 ( 洗涤液) , 在脱除SOx过程中需要消耗大量吸收剂, 产生大量废水。
( 2) 资源化脱硫技术。典型的已经工业化的资源化回收法烟气脱硫技术有Du Pont - BELCO公司的LABSORB工艺和Shell Global Solutions公司的CANSOLV工艺, 它们分别以无机缓冲液和有机缓冲液作为吸收剂。资源化 ( 回收法) 烟气脱硫技术, 通过吸收剂的再生和循环使用降低生产成本, 减少废水排放。
1LABSORB工艺。LABSORB工艺是一种资源化 ( 回收法) 烟气脱硫技术。吸收剂是一种无机缓冲液, 由Na OH和H3PO4组成, 在SO2洗涤器中吸收剂与烟气中的SO2发生反应, 经过反应后的富吸收剂经过一系列换热器换热升温, 加热后的富吸收剂经汽提塔汽提出高纯度的SO2气体在炼油企业一般被送到硫黄回收装置生产硫黄, 经过再生后的贫吸收剂回到SO2洗涤器循环使用。为维持恒定的缓冲液浓度, 每隔一段时间需要排出一定量的高浓度缓冲液, 用传统过滤装置除去高浓度缓冲液中的固体杂质。
2CANSOLV工艺。有机胺系统已经使用了几十年, 成为吸收酸性气体 ( H2S和CO2) 的行业标准, 其中包括天然气和炼厂气处理系统, 也包括现有催化裂化干气[8]。 CANSOLV系统的设计可以使上游工艺连续运行, 六年不需要停车检修 ( 有7年连续运行不停车的业绩) 。此外, 有机胺系统现场的维修维护非常少。CANSOLV二氧化硫清洁系统的控制系统已结合了许多实践经验, 可以最大程度地提高可靠性和可操作性。
CANSOLV工艺也是一种资源化 ( 回收法) 烟气脱硫技术, 使用专利的有机胺缓冲液吸收烟气中的SO2, SO2脱除率可高达99% 以上。根据汽提原理, 利用工厂的低压蒸汽加热含SO2的富吸收剂, 从再生塔顶解析出的高纯度饱和SO2气体在炼油企业一般被送到硫黄回收装置生产硫黄, 经过再生后的贫吸收剂回到吸收塔循环使用[7]。 据文献报道, 再生1t循环吸收剂需要消耗200 ~ 300kg低压蒸汽。
1. 1. 2我国脱硫技术研究现状
目前我国已经制定国家标准对大气污染物排放进行限制, 同时国内一些学者引进吸收了国外先进的可行性研究有关理论及模型, 在烟气脱硫项目中进行应用, 使得国内的烟气脱硫技术可行性研究有了进一步的发展。
LPEC在深入研究国内外烟气脱硫技术的基础上, 结合我国炼油行业的实际情况, 研究开发了可再生湿法烟气脱硫技术 ( RASOC) 。该技术采用LAS专利吸收剂, 吸收容量大, 再生效果好[10]。同时开发了与LAS吸收剂相适应的吸收—再生工艺, 2007年3月在FCC装置进行烟气脱硫侧线试验, SO2脱除率达95% 以上。
1. 2项目建设目的和意义
我国环境保护 “十二五”规划指出, 到2015年二氧化硫排放总量2086. 4万吨, 比2010年的2267. 8万吨下降8% 。空气环境质量评价范围由113个重点城市增加到333个全国地级以上城市, 按照可吸入颗粒物、二氧化硫、二氧化氮的年均值测算, 2010年地级以上城市空气质量达到二级标准以上的比例为72% 。
一些地方政府相继颁布了地方标准, 对炼化企业的大气污染物排放做出了严格的要求。如北京市地方标准 《炼油与石油化学工业大气污染物排放标准》 ( DB 11 / 447—2007) , 催化裂化装置大气污染物排放二氧化硫最高允许排放浓度限值150mg/m3, 颗粒50mg/m3。目前催化排放的再生烟气中SO2实际浓度多为600 ~ 1500mg/m3, 颗粒物排放实际浓度~ 300mg/m3, 已远远超出上述排放标准要求[2]。烟气脱硫是减少二氧化硫排放的有效方法。 在目前原油品质不能改善的情况下, 催化裂化烟气的二氧化硫污染亟待治理。
烟气脱硫是减少二氧化硫排放的有效方法。当前烟气脱硫所采用的工艺多种多样, 但都有各自的特点和适用性。针对中国化工集团油气公司催化裂化脱硫装置的规模及运行状况, 并考虑降低运行成本的前提下, 即用湿法烟气脱硫工艺来处理烟气。经过脱硫除尘后, 催化装置每年可减排SO2约95% 。
湿法烟气脱硫技术对满足政府总量控制指标要求, 完成污染物减排责任目标, 实现可持续发展具有重要意义, 同时该项目的实施也改善了区域环境的质量。
2工艺技术方案
2. 1工艺技术方案的确定
本工程工艺技术方案的确定依据如下:
( 1) 降低生产成本、节约资源、降低 “三废” 的排放。
( 2) SO2的脱除率及副产SO2的纯度。
( 3) 适用于多种浓度烟气脱硫, 结合入口烟气SO2的浓度及脱硫装置出口粉尘的浓度。
( 4) 操作的难易程度及装置连续运行稳定性和投资成本。
2. 2工艺技术方案的选择
2. 2. 1 EDV烟气脱硫技术
EDV技术的优势在于烟气压力降低、可靠性高以及投资较低。EDV技术整个烟气脱硫过程压力降可控制在5k Pa以内, 可有效减少烟气背压升高对于余热锅炉和烟气做功的影响; 冷却吸收塔设置了停电等多种极端工况下的连锁自保措施, 同时塔内无动力设备, 这也大大提高了该技术长期运行的可靠性; 由于循环的吸收液基本维持中性, 对设备材质要求不高, 因而整个建设成本也相对较低[6]。EDV技术的主要缺陷在于其所排放的高浓度含盐污水难以处理, 虽然国家法律对此暂无要求, 但如直排将会对水体生态环境造成影响。对于含盐污水, 目前可采取的可靠处理方法为结晶处理, 回收高纯度Na2SO4, 但这样做会消耗大量蒸汽, 导致该技术的能耗及处理成本大幅攀升。
2. 2. 2 RASOC烟气脱硫技术
RASOC技术具有脱硫效率高、含盐污水排放少的技术优点, 尤其是不产生二次污染等优点, 可适用于炼厂FCC烟气脱硫及燃煤烟气净化处理。但由于工艺流程复杂、能耗高、投资大, 一般适用于SO2浓度较高 ( 大于3000mg / m3) 烟气净化[6]。
2. 2. 3 LABSORB烟气脱硫技术
该技术为BELCO公司的可再生烟气脱硫技术, 采用磷酸氢二钠缓冲溶液作为吸收剂, 包括预洗涤系统、SO2吸收塔、再生蒸发以及硫酸钠脱除系统等。技术成熟可靠, 回收的SO2纯度高达90% ~ 95% , 可以作为硫黄回收装置的原料, 与EDV工艺相比, 该工艺操作费用低35% , 但投资为EDV工艺的2. 4倍[10]。该技术在意大利某炼厂工业化, 目前应用业绩较少[4]。
2. 2. 4 CANSOLV烟气脱硫技术
CANSOLV工艺可处理各种SO2浓度的FCC尾气, 对原油的适应范围非常广, 脱硫效率高; 吸收剂无挥发性对环境没影响, 吸收剂不易发泡, 不易燃, 无腐蚀性, 操作安全[9]; 吸收剂开车时一次注入, 年补充量低, 约为初装量的10% ; 废水排放量非常少, 约为不可再生脱硫技术的1 /20; SO2产品气干基纯度可大于99. 9% , 可送生产硫酸或出售[4]。
该工艺的缺点是: 需要消耗低压蒸汽, 系统的运行费用取决于炼厂低压蒸汽的价格。若工厂自身能提供低压蒸汽, 运行成本将大幅度下降 ( 约50% ) [3]。
从上面的表中可以看出, EDV湿法洗涤工艺虽然技术较为成熟, 但是由于污水排放量较大, 能耗较高, 将增加运行成本, 且不符合节能减排的目标。因此, 本方案不推荐此技术。
在可再生技术中RASOC法洗涤工艺技术在投资和运行成本较高, 操作较为复杂, 需配套有离子交换树脂脱除热稳定盐的工艺和烟气中催化剂颗粒洗涤、提浓、脱除和吸收剂循环系统换热器防结垢技术, 使得该技术在工程上的应用还有待于进一步完善。因此, 本方案不推荐此技术。
LABSORB工艺的SO2脱除率和副产品SO2的纯度均低于CANSOLV工艺, 且LABSORB工艺的投资成本最高, 操作较为复杂, 脱硫率较低。因此, 本方案不推荐此技术。
CANSOLV可再生湿法洗涤工艺是在变废为宝、实现循环经济的同时, 不产生二次污染, 投资和运行费用均具有明显优势, 是当今脱硫技术的主要发展方向。且该技术具有经济可靠, 占地面积小, 污水排放量较少。
3工艺技术方案
CANSOLV工艺由烟气预洗涤、吸收剂吸收SO2、吸收剂再生、吸收剂净化单元等系统组成。自催化裂化来的高温再生烟气在预洗涤塔内与急冷水直接逆向接触, 再生烟气被急冷并饱和, 其中的大部分粉尘及部分强酸气体被吸收。急冷水循环使用, 少量急冷水作为废水排出, 经沉降、中和处理后排入污水处理场集中处理或单独处理后排放。急冷后的烟气由吸收塔下部进入与贫胺液逆向接触, 烟气中的SO2被胺液吸收, 净化后的烟气由塔顶排入原有催化烟囱放空。吸收了SO2的富胺液由胺液泵打入贫富胺换热器与解吸后的贫胺液换热后, 由再生塔上部进入, 与再沸器产生的蒸汽逆向接触进行解吸再生。塔顶SO2气体经冷却后进入汽液分离器, 分离出的SO2饱和气 ( 干基纯度大于99. 9% ) 送至硫黄回收装置生产硫黄; 分离出的酸性液作为回流液经泵打回再生塔[5]。塔底贫胺液经贫富胺换热器换热并进一步冷却后送至吸收塔循环使用。 在贫胺液进吸收塔前, 分流出少量的贫胺液送入胺液净化单元, 对累积的颗粒物和热稳定性盐进行脱除。
4技术经济分析
4. 1概述
本方案以某企业140万吨/年催化装置为设计依据。 新建装置包括脱硫系统、公用系统共2个单项工程。
4. 2技术经济指标
本项目如厂内自产低压蒸汽, 每年将节约运行成本1962万元, 占比80% 。投产后每年运行费用280万元, 副产硫黄销售收入193. 2万元, 将降低70% 的运行成本。有效地降低了油气公司脱硫成本, 实现了脱硫装置的低成本运行。
参考文献
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脱硫烟气分析仪 篇7
《火力发电厂设计技术规程》 (DL 5000-2000) , 对烟气脱硫技术有关热工控制的内容有以下具体规定:
(1) 脱硫系统的控制水平不应低于机组控制水平;
(2) 脱硫控制室宜与其它控制室合并设置;当与主体工程不能同步建设时, 也可设独立控制室。
根据以上原则和要求, 该工程烟气脱硫装置的控制系统采用与主体工程相同的ABB公司的Symphony分散控制系统, 过程控制机柜布置在脱硫岛的电子设备间内。在脱硫岛控制室内设置2个操作员站和1个工程师站, 操作员站用于运行人员对系统的启停控制、正常工况的监视以及异常工况的报警和紧急事故处理;工程师站用于工程师对系统的维护、调试等。下面分别介绍系统的配置和功能。
1 系统配置
该脱硫Symphony DCS具体配置包括:现场 (过程) 控制单元、控制室设备 (工程师站、操作员站等) 、网络通讯系统与其它系统的接口。
现场控制单元HCU (Harmony Control Unit) 是脱硫DCS系统控制的核心, 脱硫DCS的主要逻辑功能在此实现, 因而它具有非常重要的作用。现场控制单元HCU中的主要部件包括:
过程控制机柜、过程控制器、I/O模件及SOE模件、电源系统。
该工程共配置了6对冗余布置的过程控制器, 分别完成烟气系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、水系统等工艺系统相关设备的控制, 另有1套MFP12用作同其它系统的接口通讯。
操作员站采用服务器/客户机结构, 由2台Conductor NT服务器组成。Conductor NT是ABB贝利采用最新技术开发的新一代融企业管理和过程控制为一体的功能完备的人-机系统接口。
工程师站数量为1台, 工程师站上运行工程设计组态软件Composer, 用于整个Symphony系统的设计、组态、调试、过程监视和管理维护。Composer为服务器/客户机结构的先进工程软件包。
网络通讯系统Symphony系统的重要特点之一是具有一套完整、可靠、开放的通讯系统。通讯系统分为:控制网络C-net, 操作管理网络O-net, 和Symphony对外部系统的通讯接口。控制网络C-Net上有以下节点:现场控制单元、操作员站、工程师站、SIS接口机。
脱硫DCS系统提供与其它系统的标准通讯接口, 其它控制系统供货商进行接口技术配合、最终保证各通讯接口和控制功能的实现。除与SIS通讯接口、GPS时钟接口外, 均采用RS-232/485通讯接口, 标准通讯协议 (Modbus协议) 。
2 系统功能
该期工程DCS系统主要具备三个功能:数据采集和处理 (DAS) , 模拟量控制 (MCS) 及开关量顺序控制 (SCS) 。
DCS系统控制的具体范围主要包括下列系统:
烟气系统、SO2吸收系统、氧化空气系统、石膏脱水系统、排空系统等。
FGD装置的分散控制系统按分层分级的原则设计。DCS系统将分成机组监控层和过程控制层, 在过程控制层中将分为两级控制, 即子功能组级和驱动级。在不同层次和级别之间, 通过通讯联接起来。
热工检测系统由DCS中的数据采集和处理系统 (DAS) 来完成。
数据采集和处理系统 (DAS) 的基本功能包括:数据采集、数据处理、参数越限报警、性能与效率计算和经济分析、历史数据存储等。
本工程DCS监测的主要参数有:FGD装置工况及工艺系统的运行参数;主要辅机的运行状态;主要阀门的启闭状态及调节阀的开度;主要的电气参数等。
本工程的自动调节由DCS中的模拟量调节系统 (MCS) 完成。主要的调节项目:
(1) 吸收塔PH值及FGD出口SO2浓度自动控制;
(2) 吸收塔供浆流量自动控制;
(3) 吸收塔液位自动控制。
辅机的联锁保护和启停控制以及一些主要阀门的开闭控制由DCS中的顺序控制系统 (SCS) 来完成, 实现功能组或子组级的控制。
2.1 在脱硫系统运行中包括以下功能组 (FGC)
烟道系统、吸收塔系统、石灰石浆液供应系统、石膏脱水系统。
2.2 自动切换系统功能组 (ACS) 主要有
石灰石粉旋转给料阀、档板密封风机、滤布冲洗水泵、滤饼冲洗水泵。
2.3 顺序组控功能组 (SGC) 主要有
循环泵 (3台) 、石灰石浆液补充、PH测量、除雾器。
保护及热工报警。
(1) 热工保护
系统的热工保护由DCS分散处理单元来完成。主要实现以下保护功能:
当发生#1、#2炉主燃料均跳闸 (MFT) 、或#1、#2炉增压风机均故障、或循环泵均停、或原烟气挡板均未开、或净烟气挡板未开等异常现象时, FGD装置停运并自动打开烟气旁路挡板, 通过关闭原烟气挡板和净烟气挡板来隔断进入FGD装置的烟气通道。
与主体DCS的重要控制信号采用硬接线方式, 主要信号为:锅炉MFT信号;引风机信号;锅炉负荷信号等。
在任意一台炉MFT动作的时候, 关闭已停炉的原烟气挡板, 在烟气量减少的情况下, 根据吸收塔浆液的PH值及浆液密度, 相应减少石灰石浆液的供应量。
(2) 热工报警信号
CRT报警项目主要有:工艺系统热工参数偏离正常;辅助系统故障;热工控制设备故障;主要电气设备故障等。
3 结束语
随着我国环保法规的健全, 烟气脱硫系统作为今后大型火力发电厂必备的环保项目, 必须与主体发电工程做到三同步, 要求可靠运行三十年以上, 所以其自动化水平和性能要求是很高的。虽然造价偏高, 脱硫控制系统还应优先选用DCS系统。作为主体发电的重要辅助系统, 烟气脱硫系统与主体相对独立又密切联系。所以脱硫DCS的选型一般遵循与主体型号一致的原则, 一方面可以与主体DCS组成控制网络, 方便互相交换信息, 本文介绍的脱硫DCS就与主厂房的公用接口组成环网, 主体DCS可以实时获得脱硫系统的各项参数工况;另一方面可以减少备品备件的数量和种类, 减少维护经费和工作量。
参考文献
[1]《火力发电厂设计技术规程烟气脱硫部分暂行规定》 (DL/T5196-2004) .
脱硫装置烟气再热系统配置分析 篇8
关键词：脱硫装置,烟气再热器,技术经济对比,污染物排放
为了降低电厂对周围环境的污染, 减少二氧化硫的排放量, 国内电厂于20世纪80年代末逐步开始装设脱硫装置, 到了21世纪初, 随着国内经济力量的增强以及环保政策的修改, 国内设置脱硫装置的电厂越来越多。湿法脱硫后的烟气温度一般为50℃左右, 温度较低, 且基本处于饱和状态, 为了提高烟气的抬升高度, 一般在烟道系统设置GGH将烟温提升到80℃以上排放, 有利于减小地面污染浓度;另一方面也可避免湿烟的凝结降水。
1 国内外概况
从目前国内正在运行的湿法脱硫装置来看, 基本都安装了烟气再热系统。例如应用日本三菱技术的珞磺一期二期工程, 采用了水媒管式烟气再热器, 其中一期工程也是国内第一台投产的湿法烟气脱硫装置。后来相继投产的重庆电厂, 浙江半山电厂, 北京第一热电厂, 引进的是德国Steinmuller公司的技术, 均装设了烟气再热系统, 而且采用了技术比较先进的无热再生回转式烟气/烟气换热器 (GGH) , 石景山热电厂, 北京一热二期工程, 山东黄台火力发电厂, 江阴夏港电厂等脱硫工程也沿袭了德国的技术, 装设了GGH。浙江钱清电厂采用的是巴威技术, 也装设了G G H。
德国的脱硫装置采用烟囱排放烟气的都带有GGH, 主要原因是德国的排放标准规定:锅炉烟囱的烟气排放最低温度为72℃。吸收塔出口的净烟气如果不设再热系统就无法满足标准要求。但对于通过冷却塔排放烟气的电厂没有此项要求, 因此, 德国近年来出现了不少通过冷却塔排放烟气的电厂, 这类电厂均未设GGH。日本基本上与德国一致, 一般都设有GGH, 日本与德国的差别在于很少有电厂通过冷却塔排放烟气。美国情况比较复杂, 对内保护能源供应商比较厉害, 因此, 设GGH的少, 不设GGH的多。
2 技术经济对比
2.1 技术比较
根据我们对已经投运的几套脱硫装置 (均有GGH) 的运行情况来看, 设置GGH带来的负面影响还是比较多。主要反应的问题是G G H容易堵塞, 几个项目由于烟气中的粉尘较高造成G G H阻力偏大, 增压风机长期运行在最高扬程区域, 造成厂用电增加较多。
对于6 0 0 M W等级机组, 取消G G H的主要技术特点: (1) 系统阻力下降, 增压风机电耗降低, GGH自身电耗没有了。 (2) 由于进入吸收塔的烟气温度上升, 烟气携带水量增加, 导致水耗增加。 (3) 脱硫系统设备占地减小, 有利于脱硫系统设备布置的优化。 (4) GGH吹扫介质不再需要。 (5) 脱硫系统潜在故障点减少, 脱硫故障率大大降低, 系统可用率得到提高。 (6) 设备维护工作量将随着减小。
2.2 投资比较
脱硫部分投资对比: (2x600MW) (如表1) 。
2.3 运行费用比较
(1) 电耗对比: (2X600MW) (如表2) 。
(2) 运行水耗量对比: (2X600MW) 。
如果不装设G G H, 进入吸收塔的烟气温度比较高, 装设GGH, 进入吸收塔的烟气温度一般可降低至85℃～90℃左右, 这样, 前者的水蒸发量要比后者大。
有GGH的水耗量为65t/h (一台炉) 。
无GGH的水耗量为85t/h (一台炉) 。
3 烟囱湿烟气排放的环境评价
脱硫湿烟气直接排放可能会带来3个潜在的环境问题。
3.1 抬升高度及地面浓度污染
当环境湿度未饱和时, 湿烟羽的抬升高度最初比同温度干烟羽的抬升高度要高, 这主要是由于烟气中的水汽凝结释放出潜热, 使烟羽获得额外浮力所致。但是在达到最大抬升高度之后, 其抬升高度下降的速度比同温度的干烟羽要快。这主要是烟羽中液态水的再蒸发吸收潜热所致。
单位:k W.h
这主要是由于环境处于饱和状态时, 烟羽中凝结的液态水不会再次蒸发。可见, 从空气污染角度考虑, 在这种状况下, 不必对烟气进行再加热也不会造成地面污染浓度的增大。
3.2 白烟
湿烟羽因水汽凝结会呈白色或灰色, 这种可见烟羽的长度随环境条件和排放条件而变, 通常从几十米至数百米, 有时甚至达千米以上。白烟长度随环境风速的增大而增长, 随环境温度的升高而缩短;白烟长度对环境湿度的变化比较敏感, 当环境湿度增大时, 白烟长度增长且幅度较大;白烟长度对烟气排放温度的变化也相当敏感, 当烟气的排放温度升高时, 白烟长度增长, 且增长幅度很大;白烟长度对环境温度递减率的变化不敏感。
3.3 凝结水量
最大凝结水量大约发生于烟囱下风向数米范围内, 烟羽离开烟囱后的1s～4s内。最大凝结水量随环境条件和排放条件而变, 在1～10g/kg范围内。最大凝结水量不随环境风速而变;环境温度升高时, 最大凝结水量减少;环境相对湿度增大时最大凝结水量增大但幅度不大;最大凝结水量对烟气初始温度比较敏感, 烟气的初始温度升高时, 最大凝结水量明显增大;当环境温度梯度递减率增大时, 最大凝结水量增大, 但变化幅度很小。
4 结语
火电厂烟气脱硫后的烟气升温, 主要是在一定条件和程度上提高烟气抬升高度和有效源高, 进而在一定程度上改善烟气扩散条件, 而对污染物的排放浓度和排放量没有影响。不设置烟气再热系统在漏风、水耗、厂用电、烟道长度、布置、可靠性、维护方面优于设置再热系统, 但具体情况还要具体分析, 应首先必须得到当地环保部门的许可, 另外其一次性投资应根据市场情况具体分析。
参考文献
[1]李守信, 纪立国.石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺原理[J].华北电力大学报, 2002, 29 (4) .
湿法烟气脱硫中GGH的利弊分析 篇9
在目前火力发电厂湿法烟气脱硫工艺中, 经吸收塔洗涤后的烟气温度在45～51℃, 烟气温度较低, 水分处于饱和状态;而未经湿法烟气脱硫装置处理的烟气温度一般在120℃左右, 排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降, 不利于烟气扩散。较普遍的办法是在脱硫装置之后加装G G H, 将排烟温度提高, 以便获得较高的抬升高度。
从目前国内正在运行的湿法烟气脱硫装置来看, 大部分加装了G G H。但是, 考虑到G G H的投资以及因加装而增加的增压风机提高压力、控制系统增加点数、烟道长度增加和G G H支架及相应的建筑安装费用, 也有部分电厂不加装G G H, 吸收塔出来的净烟气直接经烟囱排放, 为避免腐蚀, 对烟道和烟囱采取特殊防腐措施。
在国外, 美国自20世纪80年代中期以来建设的脱硫系统基本都不加装G G H, 加装G G H的仅占25%左右。而在欧洲和日本, 由于环保标准要求烟囱排烟温度不得低于75℃, 因此, 其烟气脱硫系统基本上都加装了G G H。
表1是某台600M W脱硫系统加装/不加装G G H的设计和运行数据。
从表1可以看出, 加装 (不加装) G G H对比, 主要区别是: (1) 工艺水耗量; (2) FG D烟气总压损和增加风机功率; (3) G G H系统总轴功率。
那么G G H是否是石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统必不可少的设备?如何根据电厂的实际情况来决定是否需要加装G G H?这是国家主管部门与业主方都十分关注的问题。本文通过分析实际发电机组设置G G H和取消G G H时的利弊, 作以下分析。
二、安装G G H的利弊分析
(一) 安装G G H的作用
1. 提高排烟温度和抬升高度。
湿法烟气脱硫中, 烟气换热器可以将吸收塔出口排烟温度从50℃升高到80℃以上, 从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。
2. 降低污染物落地浓度。
安装G G H可以增大污染物的最大落地点到烟囱的距离。由于SO2和粉尘的源强度在除尘和脱硫之后大大降低, 因此无论是否安装G G H, 它们的影响只占环境允许值很小一部分。由于湿法烟气脱硫FG D不能有效脱除N O x, N O x的源强度并没有降低, 因此是否安装G G H对于N O x没有较大的影响。实际上, 通过扩散来降低N O x落地浓度, 只能减轻局部环境污染, 不能减轻总体环境污染。
3. 减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟问题。
由于安装了FG D系统之后从烟囱排出的烟气处于饱和状态, 在环境温度较低时, 凝结水汽会形成白色的烟雨。在我国南方城市, 这种烟雨一般只会在冬天出现;而在北方环境温度较低的地区, 出现的几率则较大。一般而言, 安装FG D之后出现白烟问题是很难彻底解决的。如果要完全消除白烟, 必须将烟气加热到100℃以上。安装G G H后排烟温度在80℃左右, 因此只能使得烟囱出口附近的烟气不产生凝结, 而无法避免白烟在较远的地方形成。
(二) 安装G G H带来的问题
1. 投资和运行费用增加。
安装G G H而增加的间接设备费用及相应的建筑安装费用等, 其总和约占FG D总投资的15%。此外, G G H本体对烟气的压降约1kPa, 为了克服这些阻力, 必须增加增压风机的压头, 这会使FG D系统的运行费用大大增加。
2. 脱硫系统运行故障增加。
原烟气温度在G G H中会由约120℃左右降低到酸露点以下的80℃, 因此, 在G G H的热侧会产生大量粘稠的浓酸液。这些酸液不仅对G G H的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用, 而且会粘附大量烟气中的飞灰。另外, 穿过除雾器的微小液滴滴在换热元件的表面上蒸发后, 也会形成固体结垢物。这些固体物会堵塞换热元件的通道, 进一步增加G G H的压降。G G H堵灰严重的情况, 需要停机进行换热元件拆卸酸洗, 对电厂整体的经济性有严重的影响。
3. 对系统性能要求提高。
由于燃用劣质煤种 (包括燃油) 、燃煤含硫量波动、原烟气入口温度升高、系统增加SCR装置引起SO3增高、G G H在系统中的布置方式、除雾器的设计等众多因素都会影响G G H运行中的堵塞问题, 所以加装G G H的系统较不加装G G H系统的要求明显提高。
4. 增加相应的水耗、能耗。
G G H在运行中和停机后需用压缩空气、蒸汽和高压水进行冲洗, 以去除换热元件上的积灰和酸沉积物, 因此增加了相应的能耗和水耗。
5. 不能避免尾部烟道和烟囱被腐蚀。
烟气经过G G H加热后, 烟温仍低于其酸露点, 仍然会在尾部烟道和烟囱中产生新的酸凝结。而且无论是否安装G G H, 烟气脱硫湿法工艺的烟囱都必须采取防腐措施, 并按湿烟囱进行设计。
三、不安装G G H的利弊分析
(一) 不安装G G H的优点
1. 降低FG D系统的投资和运行费用。
下面以某电厂2×300M W机组的FG D系统为例:煤耗按2台机组280t/h, 煤的含硫量为1%, FG D系统每年脱除的SO2为44800吨。 (1) 固定资产投入:安装G G H固定资产投入约2000万, 贷款利率按5%计算, 5年还清本利, 共计2500万。FG D的寿命为30年, 因此, 均化后每年的固定资产投入为83.3万。因固定资产投入使得脱硫成本的增加为833000/44800000=0.019元/kg SO2。
(2) 电耗:安装G G H之后, 由于G G H本体和烟道阻力增加, 约使增压风机的功率增加2×880kW, 按年运行6000小时, 厂用电价为0.13元/K W H计算, 每年增加的电耗支出为2×1500×6000×0.13=540万元。
(3) 因电耗而使得脱硫成本增加:5400000/44800000=0.112元/kgSO2。
(4) 大修费用:大修费率按固定资产原值×2.25%计算, 2000×2.25%=45万元
(5) 因大修费用而增加的脱硫成本为450000/44800000=0.01元/kg SO2。
以上表明, 安装G G H后使电耗、固定资产投入、大修费用都比无G G H增加。
2. 提高系统运行可靠性和可用率。
安装G G H后, 由于G G H部件的腐蚀和换热元件堵塞造成的增压风机的运行故障已经成为FG D系统长期稳定运行的瓶颈之一, 因此FG D系统的可靠性有了提高, 达到较高的可用率运行。
(二) 不安装G G H带来的问题
1. 由于需要增加对原烟气的降温幅度, 因此系统的水耗要比安装G G H时增加许多。
2. 由于净烟气温度较低, 因此在环境空气中的水分接近饱和, 而且气象扩散条件不好时, 烟气离开烟囱出口时会形成冷凝水滴, 形成所谓的“烟囱雨”。
3. 由于FG D系统不能有效去除氮氧化物, 因此必须对在取消G G H之后的氮氧化物的落地浓度和最大落地浓度点离烟囱的距离进行核算, 并取得有关环保部门的批准。
4. 由于不安装G G H的FG D系统的烟气在烟囱中的凝结水量会比较大, 因此在进行湿烟气设计时必须考虑到这一点。
四、结论及建议
(一) 结论
1. 在FG D系统中安装G G H是FG D早期发展过程中的认识, 长期的实践证明:G G H在FG D系统中的作用不大, 但由此带来的负面影响却很大。
2. 湿法FG D所排放净烟气的烟囱都必须采用防腐措施, 这与是否安装G G H无关。因此, 认为安装G G H后可以不对烟囱采取防腐措施, 并以此节省烟囱防腐所需费用的观点不但是错误的, 而且是危险的。
3. G G H的投资和运行费用非常昂贵。安装G G H会使FG D系统的投资约增加15%, 运行费用也会增加。
4. 根据目前国内已经投运的G G H的运行情况来看, 大多数G G H的运行情况不佳。由于运行时间尚短, 腐蚀的问题还没有完全暴露出来, 因此目前主要的问题是换热元件堵塞, 造成FG D系统停运。因此G G H将会给FG D的正常运行造成困难。
5. 由于不安装G G H致使N OX排放对地面浓度的影响有所增加的问题, 主要应该依靠安装烟气脱硝装置来解决。从经济角度来看, 取消G G H之后节省的投资和运行费用, 有可能补偿安装烟气脱硝所需要的投资费用。
6. 安装G G H后对于减轻湿烟囱周围地区的烟囱雨和烟囱冒白烟的问题有一定效果。但白烟问题不影响环境质量, 其不能作为环境因素加以考虑, 更不能依此作为安装G G H的标准和依据。
(二) 建议
综上所述, 在石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中, 安装G G H弊大于利。对于配置脱硝装置的电厂以及处于环境容量较大地区的电厂, 建议脱硫装置不设G G H, 而采用湿烟气排放, 不会显著增加当地N OX的地面浓度, 以获得较好的经济效益。
另一方面, 由于脱硫装置不设G G H对N OX的排放影响显著。在国内电厂尚未普遍设置脱硝装置的情况下, 对于火电厂比较集中的经济发达地区, 如长江三角、珠江三角地区, 将可能引起当地N OX的落地浓度超标, 因而建议采用设G G H方案。另外, 对于燃用贫煤或无烟煤的电厂, 一般N OX排放温度较高, 在不安装烟气脱硝装置的情况下, 也适宜采用设置G G H的方案。
摘要：文章对火力发电厂湿法烟气脱硫工艺中加装G G H和不加装G G H两种情况进行分析和阐述。对于配置脱硝装置的电厂以及处于环境容量较大地区的电厂, 建议脱硫装置不加装G G H, 而采用湿烟气排放, 不会显著增加当地N O x的地面浓度, 以获得较好的经济效益;但对于火电厂比较集中的经济发达地区, 将可能引起当地N O x的落地浓度超标, 因而在这些地区还是建议采用G G H。
关键词：火力发电厂,湿法烟气脱硫,GGH,抬升高度,落地浓度
参考文献
[1]郭得锋, 袁布景.关于湿法脱硫系统取消GGH的研究[J].环境工程, 2007, (1) .
燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自控研究 篇10
[关键词]燃煤锅炉;烟气脱硫;工艺技术;自动控制
当前整个社会正面临着非常严重的环境污染问题，由环境污染所帶来的一系列危害受到了各方人员的关注与重视，并已经对经济持续发展产生了不利影响。其中，酸雨作为危及人体健康，产生严重社会影响的环境问题之一，与人类工业化生产中所使用的煤、石油等燃料有密切关系，这些燃料经过充分燃烧所产生的硫氧化物以及氮氧化物成分在大气中经过复杂的化学反应，并被雨、雪吸收，降落至地面即形成酸雨。由此可见，为了最大限度的减少酸及其所带来的危害，针对燃煤锅炉而言，需要通过实施烟气脱硫工艺的方式，最大限度的减少硫氧化物的排放。本文即就燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自动控制方面的问题进行探讨。
1、燃煤锅炉烟气脱硫工艺分析
燃气脱硫是当前在工业领域中脱除硫氧化物作为有效的一项工艺技术，应用范围非常广泛，且脱除效率理想，故得到了非常深入的应用。目前，国内外对烟气脱硫技术的发展趋势主要为更高的脱硫效率、更先进的技术水平、更小的投资力度，更少的占地面积，更低的运行费用，更高的自动化水平。具体而言，当前烟气脱硫工艺的应用主要有以下几种类型：
第一是湿式钙基脱硫工艺，此项工艺是以钙基作为脱硫剂的烟气脱硫技术，在实际应用中，本工艺具有技术经验成熟，可行性高，资源丰富（以石灰石为主），成本低廉，脱硫效率高，对煤种以及负荷变化适应性好的优势，但其结构比较复杂，占地面积较大，初始投资费用较高，且脱硫工艺实施中以脱硫石膏为主要副产品，容易对环境造成二次污染。
第二是湿法钠基脱硫工艺，此项工艺所使用的脱硫剂为钠基成分，具有非常强的践行，因此在吸收燃煤锅炉速哦产生二氧化硫后反应产物的溶解度高，不会出现过饱和结晶成分，但其运行费用较高是导致该工艺现阶段难以广泛推行的主要局限。
2、烟气脱硫工艺自控设计分析
本系统实现烟气脱硫的主要过程为：废液罐（碱罐）中的碱液成分通过加碱泵的操作传输至调节罐中，经过搅拌机充分搅拌并与水形成混合反应，产生具有一定浓度的碱液。这部分碱液通过喷液泵的操作经过加压处理后传输至喷嘴内，在此基础之上通过压缩空气进行雾化处理，喷入捕集进化器筒内，使其与锅炉烟气充分混合，在接触与传质的处理后实现对二氧化硫成分的吸收。
在构建烟气脱硫工艺自动控制系统的过程当中，本工艺废液罐（碱罐）均设置有专门的液位显示计，液位显示计能够将所监测到的液位信号传输至液位仪内，使液位水平在操作终端得以直观的显示。同时，该信号能够被同步传输至继电器工作单元内，当废液罐（碱罐）内部液位达到极限水平后，继电器单元自动转入动作状态，使罐底电磁阀转入开启状态，进而送出碱液，直至液位达到最低水平后电磁阀可自动关闭。在这一过程当中，罐继电器单元可同时接收到相应的信号，若碱液液位不在低位状态，则打开罐底的电磁阀送出碱液，当废液罐中碱液到达高位时，自动关闭碱罐底部的电磁阀，同时打开废液罐电磁阀，恢复由废液罐供碱。所供应碱液通过加碱泵处理后传输至调节罐内并与水进行混合反应。调节罐内所设置的PH探头能够对内部碱液浓度进行检测，检测中所生成的信号传输至PH计中，通过信号转数字的方式加以直观显示。进一步可将检测信号调整为电流（电流大小在4.0mA～20.0mA范围内）形式传输至PID调节仪表当中，将其与给定信号进行比较，最后传输变频器中，实现对加碱泵以及加碱液速度的调节控制。
除此以外，整个烟气脱硫工艺系统中还可以应用浮球开关对自来水进水阀进行控制，进而实现对调节罐液位的自动控制。还需要注意的一点是：当调节罐液位<电子液位计最低限位时，相应的信号则被传输至PLC中，系统整体执行停机动作。
系统整体构成如下图所示（见图1）。
图1 系统整体构成示意图
1）软件界面设计：本工艺系统自动控制的实现应用PLC完成，所涉及到的主要控制对象包括以下几个方面，1）对加碱泵启停动作切换的控制;2）对喷液泵启动动作切换的控制;3）对两套泵互锁功能的控制;4）对喷液压力显示功能的控制;5）对电磁阀操作功能的控制。以上控制功能以及操作的实现均搭建在PLC人机界面的基础之上完成。
2）设备选型：本工艺系统自动化控制所使用环境相对比较恶劣，因此设备选型中应当尽可能的选择质量可靠且性能优良的品牌产品。具体选型如下：1）变频器选型为FVR-E93，生产厂家为日本FUJI;2）液位计选型为PXW7BEY2，生产厂家为日本FUJI;3）可编程控制器选型为DVP-20EX，生产厂家为台湾台达;4）可编程控制器人机操作界面选型为DVP-20XP，生产厂家为日本FUJI;5）PH计选型为P33AINN，生产厂家为德国BURKERT;6）电磁阀选型为1067，生产厂家为德国BURKERT。
3、结束语
在现代工业化进程的背景作用之下，人类生存环境受到了非常严峻的挑战，酸雨作为影响社会环境可持续发展的关键问题之一，解决此问题的首要途径是控硫氧化物的排放。因此，燃煤锅炉烟气脱硫工艺的应用有着非常深入的现实意义与价值。本研究中将烟气脱硫工艺应用于燃煤锅炉中，并针对烟气脱硫工艺的控制要点进行了分析与阐述，值得引起重视。
参考文献
[1]曹媛，王娟，钟秦等.微生物烟气脱硫工艺中硫化物生物氧化与回收单质硫的研究[J].中国电机工程学报，2011，31（29）：48-54.
[2]张利琴，李凌昇，谢明等.火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺过程监控[J].山西化工，2015，35（2）：82-84.
脱硫烟气分析仪 篇11
关键词：烟气脱硫,数学模型,脱硫效率
0 引言
石灰石-石膏湿法脱硫技术由于具有脱硫效率高、运行可靠性高、煤种适应性强和脱硫剂资源丰富等优点, 得到了世界各国的广泛应用, 是目前世界上应用最广泛、整体技术最成熟的火电厂烟气脱硫技术。据统计, 各国采用此烟气脱硫技术的发电机组容量占脱硫机组总容量的80%以上。对于脱硫系统来说, 最重要的是脱硫效率和经济性。
1 石灰石湿法烟气脱硫原理
某1000MW机组的脱硫系统不采用GGH, 采用把增压风机与引风机合并的方式。脱硫烟气从引风机出口进入吸收塔, 与石灰石浆液逆流接触反应, 反应后的烟气经过除雾器进入烟塔, 排入大气。此方式的石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统由以下子系统构成:烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水及储存系统、工艺水及工业水系统、压缩空气系统、浆液排放及收集系统和事故喷淋系统。
2 脱硫效率机理模型建立
石灰石浆液从喷嘴喷出到降落到浆液池的这部分区域为浆液吸收二氧化硫的反应区。为了便于计算, 对吸收塔模型做以下假设:
(1) 塔内吸收过程遵照双膜理论。
(2) 不考虑进入塔内烟气中的二氧化碳对脱硫的影响。
(3) 认为塔内石灰石浆液吸收二氧化硫的反应为瞬时反应。
(4) 浆液液滴下落过程中, 认为无液滴碰撞, 且液滴大小均匀。
依据以上假设, 可建立如图1所示的喷淋吸收塔脱硫物理模型。在吸收塔内反应区中沿其高度方向将反应区均分为i个小单元, 由于二氧化硫与脱硫剂发生反应, 当脱硫烟气从z断面流动到z+dz断面时, 其中二氧化硫含量将发生变化, 如图2所示。
沿吸收塔喷淋区塔的高度方向积分, 得:
从而可得吸收塔反应区脱硫效率:
式中, PA0为吸收塔喷淋前二氧化硫分压, Pa;PA为吸收塔喷淋后二氧化硫分压, Pa;P为气相总的压强, Pa;G为气体流量, mol/s;L为吸收塔浆液流量, m3/s;dD为浆液液滴直径, m;ud为浆液液滴速度, m/s;v为烟气速度, m/s。
3 各参数与脱硫效率的关系
(1) SO2入口浓度与脱硫效率的关系。
当电厂燃煤的含硫量增加时, 烟气SO2含量就会随之增加, 石灰石-石膏湿法脱硫工艺中, 其他运行条件不变时, 脱硫效率将随着烟气含硫量的增加而降低。出现这种现象是因为当烟气SO2含量升高时, 吸收塔浆液液相中的石灰石就会被消耗得较快, 这样会造成液膜的吸收阻力增加。但是当烟气含硫量特别低 (小于1000mg/m3) 时, 含硫量的增加对浆液中石灰石的消耗量影响很小, 却增加了吸收塔入口SO2浓度与达到平衡时的浓度差, 反而使气膜的吸收推动力增加了, 也就是会使气膜吸收速率增加, 从而提高了脱硫效率, 但这时密度较小, 一般电厂的脱硫烟气含硫量不会小于此值。图3为烟气SO2含量与脱硫效率的关系曲线。
(2) 吸收塔入口脱硫烟气流量与脱硫效率的关系。
由于机组负荷或煤质的影响, 进入吸收塔的烟气流量会有明显的变化, 烟气流量的变化会引起液气比和塔内烟气流速的变化。当烟气流量增加时, 液气比和吸收塔浆液p H值都会降低, 这样会使脱硫效率随之降低。但是随着烟气流量的增加, 进入吸收塔的烟气流速会增加, 这样会使喷淋浆液密度有所增加, 会增加吸收塔内单位体积的含浆液量, 也就是增加了浆液与烟气的接触面积, 从而使传质系数有所增加, 最终增加了二氧化硫的吸收量, 使脱硫效率有所增加。根据现场运行情况和仿真结果, 脱硫烟气流量的增加对液气比的影响比对烟气流速的影响要大, 所以, 当脱硫烟气流量增加时, 系统的脱硫效率会随之降低。图4为吸收塔入口烟气流量与脱硫效率的关系曲线。
(3) 吸收塔塔内烟气流速与脱硫效率的关系。
当脱硫吸收塔其他参数保持不变时, 塔内烟气流速的增加, 会使液膜厚度变小, 传质阻力就会变小, 从而增加了总的传质系数;另外, 会使吸收塔内从喷嘴喷出的液滴的下落速度变小, 增加了喷淋区内单位体积的持液量, 从而增加了传质面积。但由于液气比对脱硫效率的影响较以上两点要强, 所以, 随着烟气流速的增加, 脱硫效率反而会减小。工程上, 如果保持进入吸收塔的脱硫烟气流量不变, 而又提高塔内的烟气流速, 可以达到提高脱硫效率的目的。减小吸收塔的直径可以达到这样的效果, 能明显降低整个脱硫工程的造价。
当吸收塔的直径不变时, 脱硫效率随烟气流速的增加而减小;入口烟气量不变, 通过改变吸收塔直径而改变烟气流速时, 脱硫效率随烟气流速的增加而增大, 可是, 脱硫吸收塔内除雾器的性能会限制塔内烟气流速的提高。综合考虑, 一般塔内烟气流速为3~4.5m/s。图5为同一吸收塔内烟气流速与脱硫效率的关系曲线。
(4) 吸收塔浆液p H值与脱硫效率的关系。
浆液p H值是脱硫运行过程中重要的控制参数之一。高p H值有利于二氧化硫的吸收, 但不利于碳酸钙的溶解;低p H值有利于碳酸钙的溶解, 却不利于二氧化硫的吸收。另外, p H值越来越高, 石膏的结晶会趋于小颗粒发展, 会使石膏结晶包裹在碳酸钙小颗粒上, 影响碳酸钙的溶解。实际运行中, p H值一般应维持在5.3左右。图6为p H值与脱硫效率的关系曲线。
(5) 液气比与脱硫效率的关系。
在其他参数一定的条件下, 液气比的增加, 就相当于吸收塔塔内喷淋密度的增加, 使脱硫烟气和浆液的接触面积增大, 从而增加了吸收的推动力, 最终提高脱硫效率。但是液气比的增加也有一定的限制:液气比增加到一定值时, 脱硫效率再提高会很缓慢;提高液气比的途径就是增多浆液循环泵的投入量, 增加了脱硫的运行成本;会使吸收塔内的压力损失增大, 增加风机的耗电量。综合考虑, 应使液气比维持在12~18L/m3。图7为液气比与脱硫效率的关系曲线。
(6) 吸收塔吸收区高度与脱硫效率的关系。
吸收区高度增加意味着喷嘴到浆液池液面的高度增加, 会使喷淋浆液和脱硫烟气的接触时间加长, 反应进行得更完全, 从而提高了系统的脱硫系数。但是塔高的增加直接增加了工程建设的投资, 也会增大吸收塔内的压力损失, 增加厂用电量, 增大系统的运行成本。所以一般的吸收高度为12~15m。图8为吸收区高度与脱硫效率的关系曲线。
4 结语
通过对石灰石-石膏湿法脱硫系统的研究, 得到脱硫效率的数学模型, 进而对整个脱硫系统进行仿真, 最终得到各因素与脱硫效率的关系, 对电厂运行人员选择运行参数有一定的指导意义。
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