石灰石湿法脱硫

石灰石湿法脱硫（共11篇）

石灰石湿法脱硫 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].

石灰石湿法脱硫 篇2

石灰石-石膏湿法脱硫废水的处理

阐述了脱硫废水的来源、水质特点及废水中主要污染物的排放控制标准,介绍了水力除灰、蒸发以及单独设置化学水处理系统等3种国内外常见的`脱硫废水处理方式,并重点比较了国产湿法烟气脱硫废水处理系统、流化床法、化学沉淀一微滤膜法等化学水处理系统的工艺特点.

作 者：崔丽 陈颖敏  作者单位：华北电力大学,河北,保定,071003 刊 名：吉林电力 英文刊名：JILIN ELECTRIC POWER 年，卷(期)： 36(2) 分类号：X773 X703 关键词：废水处理   石灰石-石膏湿法烟气脱硫   流化床   微滤  

燃煤电厂烟气湿法脱硫工艺分析 篇3

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）

石灰石湿法脱硫 篇4

石灰石/石膏湿法脱硫工艺目前在我国燃煤机组烟气脱硫中已得到广泛应用, 世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异, 主要是使用石灰石 (CaCO3) 、石灰 (CaO) 或碳酸钠 (Na2CO3) 等浆液作洗涤剂, 在反应塔中对烟气进行洗涤, 从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史, 经过不断地改进和完善后, 技术比较成熟, 而且具有脱硫效率高 (90%~98%) , 机组容量大, 煤种适应性强, 运行费用较低和副产品易回收等优点。本文通过对各因素参数条件, 分析其对脱硫效率的影响, 从而优化系统运行、提高脱硫效率提供依据。

1 湿法石灰石/石膏脱硫工艺原理

该工艺 (如图1所示) 采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂, 石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时, 石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内, 吸收浆液与烟气接触混合, 烟气中的So2与浆液中的碳酸钙进行化学反应、再通过鼓入空气氧化, 最终产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴, 经换热器加热升温后排人烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。

石灰或石灰石法主要的化学反应机理为:

其主要优点是能广泛地进行商品化开发, 且其吸收剂的资源丰富, 成本低廉, 废渣既可抛弃, 也可作为商品石膏回收。目前, 石灰/石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺, 对高硫煤, 脱硫率可在90%以上, 对低硫煤, 脱硫率可在95%以上。

2 影响脱硫效率的因素

经GGH降温后的原烟气进入吸收塔, 烟气中HCl、HF、灰尘等溶入浆液中, SO2、SO3被浆液内的水吸收生成H2SO3, H2SO3分解为H+和HSO3-, 然后与浆液中的CaCO3水反应生成石膏晶体, 改变浆液PH值。石灰石浆液通过循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷嘴系统喷淋而下, 且连续的向吸收塔内充入石灰石浆液, 维持吸收塔内浆液PH值在5~7之间, 以保证吸收塔的脱硫效率。

2.1 吸收塔浆液PH值

烟气中的SO2在吸收塔中被浆液吸收的程度直接关系到脱硫效率的高低, 然而浆液的P H值的大小起着重要性的作用。典型试验表明, 高PH值的浆液有助于SO2的吸收, 而低PH值的浆液有助于Ca2+析出, 二者互相对立。因此控制浆液PH值的大小, 对其脱硫效率有着重要意义。

浆液P H值的变化是个缓慢的过程, 不可能通过控制供给浆液马上达到理想的数据。随着煤质和负荷的变化, 随着烟气流量的递增, 脱硫效率下降。同样, 烟气流速提高, 烟气对喷淋浆液的浮力增大, 增加了烟气与浆液的接触时间, 反而提高了脱硫效率;烟气流速低, 随有利于SO2吸收, 但伴随烟道阻塞等问题。另外, 实验表明, 石灰石浆液密度>1130Kg/m3时, 混合浆液中CaCO3和CaCO4·2H2O的浓度达于饱和, CaCO4·2 H2O对SO2的吸收有抑制作用, 脱硫效率有所下降;而浆液密度<1075 Kg/m3时, CaCO4·2 H2O含量较低, CaCO3的相对含量升高, 此时如果排出, 将浪费浆液石灰石。建议密度范围1075 Kg/m3~1130Kg/m3。

因此, 对石灰石浆液供给阀门的自动控制并非单一的PH值控制, 相应的需要引入一个物理量SO2, 来持续稳定的控制PH值。总之, 吸收塔石灰石给料系统为闭合控制回路, 该闭合控制回路根据烟气中实际的SO2量以及根据吸收塔浆液的p H值来控制石灰石浆液供给电动阀门。其原理控制逻辑图如图2。

由SO2+CaCO3=CaSO3+CO2↑反应关系看出, SO2和CaCO3的质量关系比64:100。根据此关系, 以烟气中SO2含量做参考量来控制石灰石供给量, 从而达到合宜的需求量, 既而满足P H值。

试验表明, 高PH值浆液中有较多的CaCO3存在, 对脱硫有益, 但PH>5.8后脱硫率反而降低, Ca2+析出越来越困难;低PH值能促使石灰石溶解, 但不利于脱硫, 也易造成设备酸性腐蚀。因此, 建议PH值控制在5.5~5.8之间。

2.2 石灰石活性

注重脱硫效率的同时, 石灰石选择是非常重要的一个环节, 关系到运行成本、系统运行性能和可靠性。石灰石的反应活性, 可用镁含量、硬度、粒度、结晶形态以及浆液的化学性质来衡量, 作为影响石灰石溶解的重要因素。

石灰石是由碳酸钙所组成的沉积岩, 主要矿物是方解石, 在常见的杂质是MgCO3、SiO2、Al2O3、Fe2O3。在FGD系统运行条件下, 部分MgCO3可溶解, 而绝大多数金属氧化物即使在强酸中也不溶解。石灰石中的MgCO3主要以两种形式存在:纯MgCO3和白云石。溶解的MgCO3可提高S02吸收效率, 但Mg2+浓度过高将影响副产物的沉淀和脱水。白云石在FGD系统中基本上不溶解, 其含量增加将增加石灰石的消耗, 降低石膏的纯度。SiO2具有腐蚀性, 会增加球磨机、浆液循环泵、喷嘴及输运管道的磨损, 且SiO2的硬度较CaCO3高, 需要消耗更多的能源, 从而降低石膏纯度和石灰石活性。溶解的AL3+和Fe 3+将降低FGD系统的运行性能, AL3+和F-形成的氟化铝络合物将石灰石包裹, 导致浆液PH的降低和失控。石灰石的反应速度取决于石灰石所含杂质及其晶体的大小, 杂质含量越高, 晶体越大, 反应速度愈小, 白云石的反应速度就慢。

因此, 石灰石的溶解速率、流程温度、粒度以及溶液中碳酸盐的数量等直接影响着石灰石的反应活性, 从而影响到脱硫效率。

2.3 液气比

液气比指单位体积烟气流量在脱硫吸收塔中用于循环的碱性浆液的体积流量, 它在数值上等于单位时间内吸收剂浆液喷淋量和单位时间内脱硫吸收塔入口的标准状态湿烟气体积流量之比。) 试验表明, 液气比小, SO2废气吸收率较低, 这是因为随着烟气流量的增大, 尽管在单位时间内进入液相的气体量增大, 但由于SO2气体在液相中的停留时间缩短, 故不能充分与矿浆接触, 另外初始的大量SO2迅速消耗矿浆, 使在后来的反应进程中SO2愈显得过量, 造成脱硫率降低, 过小的液气比还可能造成吸收塔的“泛液点”, 此时的吸收不再是鼓泡行为, 严重影响气体吸收。但液气比也不能过大, 否则吸收设备过大, 投资费用高。因此, 对于投运的吸收塔, 一般通过控制循环泵的启停来控制液气比, 从而达到合理的液气比, 有效的提高脱硫效率。

2.4 钙硫比

钙硫比就是脱硫过程中使用石灰石中钙的摩尔与脱除的SO2中硫的摩尔比值, 钙硫比的理论值为1。钙硫比愈大, 其需要消耗的石灰石就愈多。由于石灰石是一种很难溶于水的化合物, 如果要其全部反应利用, 一方面需要石灰石粉粒径很小, 二方面需要浆液循环泵循环的次数很多, 这样就增加了系统的电耗。试验表明, 当Ca/S=1.02~1.05时, 脱硫效率最高, 吸收剂具有最佳的利用率, 当钙硫比低于1.02或高于1.05以后, 吸收剂的利用率均明显下降, 而且, 当钙硫比大于1.05以后, 脱硫率开始趋于稳定。因此, 当钙硫比增加时, 脱硫效率也增加, 但增加的幅度是有限的, 如果增加过多, 还会影响到浆液的PH值, 使浆液的PH值偏大, 不利于脱硫反应的进行, 脱硫效率降低。

2.5 烟气温度

试验证明, 机组在运行过程中, 机组负荷变化较为频繁, FGD入口烟温也随之波动, 导致脱硫效率也随之波动。而SO2吸收的吸收反应是放热反应, 因此烟气温度越低, 越利于SO2溶解形成HSO3-。因此从负荷变化情况上来看, 在相同吸收塔入口SO2浓度下, 随锅炉负荷升高和排烟温度升高, 脱硫效率下降。

2.6 烟气中飞灰含量

当烟气中飞灰含量过高时, 将会对石灰石的溶解性产生负面影响, 降低石灰石中Ca 2+的溶解速率。粉尘中的氟、铝等形成络合物, 对石灰石颗粒形成包裹, 不但会使石膏浆液中含有过多细小的石灰石颗粒, 而且还会使浆液p H值下降, 对于SO2的吸收造成不利影响, 导致脱硫效率的下降。另外飞灰中的一些重金属如Hg、Mg、Cd、Zn等会抑制Ca2+和SO2的反应, 降低脱硫效率。

2.7 影响脱硫效率的其他因素

氧化空气量不足会导致石膏的氧化过程反应不完全, 使浆液中存在过多的CaSO31/2H2O, 从而影响浆液的品质并导致脱硫效率下降, 因此必须提供足够量的氧化空气。再个设备的材料、结构、性能、孔隙大小以及测量的准确性等都可能对脱硫效率产生影响。另外, 采用有机酸等作为添加剂, 可以促进石灰石的溶解、改善浆液的传质性能, 有效地提高脱硫率。

3 结论

对燃煤电厂而言, 在今后一个相当长的时期内, 石灰石/石膏湿法脱硫工艺将是控制SO2排放的主要方法。提高脱硫效率, 减少SO2的排放, 对于改善我国的大气环境质量有着十分重要的意义。因此就要求工作人员, 综合考虑各种情况, 严格控制石灰石材料的品质, 结合实际锅炉运行情况合理控制设备运转, 定期检查设备运行情况及时发现故障并消除, 达到经济稳定的运行, 以提高脱硫效率。

参考文献

[1]郭东明编著.脱硫工程技术与设备.化学工业出版社.2007-05

[2]火电厂湿法烟气脱硫技术手册.周至祥, 段建中, 薛建明编著.中国电力出版社, 2006-6

[3]湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行.曾庭华, 杨华, 廖永进, 郭斌编著.中国电力出版社, 2008-05

[4]吴国华, 王玉军, 朴香兰, 朱慎林编著.湿法烟气脱硫工艺中吸收塔传质性能及其强化[J].现代化工.2003年S1期

石灰石湿法脱硫 篇5

从5个方面分析了影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫效率的因素,并对各因素进行了综合探讨.

作 者：吕耀荣 王辉 L(U) Yao-rong WANG Hui 作者单位：吕耀荣,L(U) Yao-rong(山西漳泽电力股份有限公司河津发电分公司,山西运城,043300)

王辉,WANG Hui(山西华泽铝电,山西运城,043300)

石灰石湿法脱硫 篇6

关键词：600 MW机组；pH值；湿法脱硫系统；运行优化

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）08-0179-02

近年来，全球范围内环境污染现象比较严重，国际化的环保大环境促使中国对SO2排放量的控制提出了新要求。湿法烟气脱硫技术目前已被广泛应用在中国各种规模的火力发电厂中，也逐渐成为电厂脱硫技术的一种主要工艺。然而，随着发电站设备机容量的逐渐增加，湿法脱硫装置设备的容量也在不断增大，其耗电量巨大，造成了严重能源浪费。

本文以600 MW机组实发脱硫系统运行的优化为例，对其系统运行过程优化提出相应优化对策，能有效减少资源浪费现象，进而提高企业经济效益。

1 关于实发脱硫工艺的基本过程

某工厂（改为具体名称）使用600 MW机组烟气脱硫工程采用的是SO石灰石—石膏湿法脱硫工艺。工程的脱硫装置为一炉一塔式，设备工作效率在96%以上。发电厂1号到4号机组在BMCR（括号中解释其含义）的工况下，对内部烟气进行脱硫处理，每个塔需设置3层浆液喷淋，每层浆液对应1台石灰石浆液循环泵，使用工厂外来石灰石块来制备吸收剂，将石灰石块在车间内磨成粉末状，并采用气力进行输送，将其输送至吸收塔区域，此时，使用浆液泵将石灰浆运送到吸收塔内部，通过浆液再循环系统完成再循环过程。

此时，锅炉中烟气已经经过除尘，将除尘后的烟气松紧吸收塔，使烟气中的SO2和石灰浆液中的CaCO3和鼓入的氧化空气充分反应，反应结束后生成的反应物为CaSO4·2H2O，即石膏形成，烟气在脱硫除雾后会带出细小水滴，最终通过工厂的烟囱将其排除，而脱硫后的石膏浆液则使用工厂的脱水装置进行回收。整个过程就完成了湿法脱硫。

2 优化600 MW机组湿法脱硫系统

2.1 实验过程

对某工厂（改为具体名称）4×600 MW机组石灰石—石膏湿法脱硫系统进行优化。该设备系统于2010年9月份投入生产，在脱硫工作中发挥了重要作用，为使该脱硫系统运行更加稳定和可靠，决定对脱硫系统运行进行必要的优化，主要从整个湿法脱硫系统的自动控制能力、脱硫反应工艺及系统运行的经济性等三方面进行调整和优化。600 MW机组湿法脱硫系统优化示意图，如图1所示。

由图1能看出，在对600 MW机组实发脱硫系统运行进行优化的过程中，要利用实验来对确定吸收塔浆液的pH值最优值，有效提高石灰石使用效率、增强系统脱硫性能及使生成石膏品质达到最优等。实验通过对石灰石使用效率及生成石膏的形状和大小，能确定最终确定石膏的密度范围，这样就能在根本上保证生成石膏的质量，并有效降低了整个过程对脱硫设备的磨损[1]。一些工程的生产过程中，有时会出现浆液pH值不正常现象，因此，要对其脱硫机理进行研究，以达到对烟气系统的控制。

2.2 结 果

2.2.1 优化600 MW机组湿法脱硫工艺

工程过程中浆液pH值的密度对整个脱硫系统的稳定性造成影响。因此，对样品成分进行分析后将浆液pH值最优值控制在5.26≤pH值最优值≤5.34，并将其（指什么）密度控制在 1 111～1 129 kg/m3之间，这样就能有效提高整个湿法脱硫系统运行过程中的稳定性和可靠性。火力发电烟气脱硫装置，如图2所示。

2.2.2 提高600 MW机组实发脱硫系统的节能性

对于发电厂，安装脱硫系统是一项十分耗电的装置工艺，因此，在安装湿法脱硫装置系统时，要考虑到整个运行系统的节能型和经济性。对600 MW机组实发脱硫系统进行优化，主要的判断标准就是SO2的质量流量，确定机组SO2具体浓度数据和机组最大负荷数据，从而使运行人员可进行准确操作。在对石灰石浆液循环泵和脱硫过程中使用的氧化风机进行节能：

在2台石灰石浆液循环泵同时运行且烟气中SO2流量在 3 200 kg/h以下时，将其中1台石灰石浆液循环泵停运，氧化风机单独运行，且其中的SO2流量同样在3 200 kg/h以下时，将1台氧化风机停运，这样就能有效解决能源，同时也能增强整个系统的经济性能[2]。

2.2.3 对600 MW机组实发脱硫系统的控制系统进行优化

某工厂利用5台机组增压机进行压力调节，烟气脱硫系统通入使用后，由于旁路挡板未曾关闭，增压风机未自动启动运行，此时，设备操作人员要手动调节风机开度，以便能保证增压风机入口压力稳定。

为进一步提高整个控制系统的质量，需在入口的增压风机出加入压力变化的信号，来指导其进行自动调节，对工厂内600 MW机组湿法脱硫系统的控制系统进行优化，能增强增压风机的自动运行，提高了整个运行过程的安全性。

3 600 MW机组湿法脱硫工艺优化过程的统计分析

3.1 分析设备入口含尘量对脱硫效率的影响

当工厂内脱硫设备入口烟气含尘量在80 mg/m以下时，机组脱硫效率能达到95%左右，反之，脱硫效率将会严重降低，这就说明，含尘量的降低能促使设备有效去除烟气中的SO2，提高脱硫效率。

3.2 石灰石的溶解性受石灰石浆液pH值的影响

在对发电厂进行脱硫处理时，石灰石的溶解活性十分重要，而石灰石的溶解活性也会受石灰石浆液pH值的影响，当石灰石浆液pH值在4.6～5.4之间时，石灰石溶解性在逐渐增强，pH值逐渐升高时，需使用的石灰石浆液的补浆量也就会随之增加，此时石灰石浆液的利用效率就会降低，因此，在提高固硫率时，要将pH值控制在一个范围内，这样就能收到最佳固硫效果。

4 600 MW机组湿法脱硫系统运行优化的重要意义

通过对600 MW机组湿法脱硫系统进行优化，能有效改善增压风机性能，杜绝挡板不正常操作现象的出现，有效提高了整个脱硫系统的安全性和使用效率。在湿法脱硫工艺操作过程中，对其控制系统进行优化，能降低系统操作的失误率，也就在一定程度上减轻了工作人员操作压力，节省了操作时间，极大提高了整个脱硫系统的工作效率。

5 结 语

600 MW机组湿法脱硫系统运行优化需对实发脱硫工艺参数进行优化，同时，结合理论并联系实际进行对工厂脱硫工艺的优化进行研究，这样就使脱硫系统节能方式得到了有效优化，提高了600 MW机组湿法脱硫装置的可靠性和稳定性，并在节约能源的基础上增加了企业的经济效益。对600 MW机组湿法脱硫系统的运行优化提出了相应优化措施，能对以后发电厂湿法脱硫工艺的优化提供一定的借鉴。随着发电站设备机容量的逐渐增加，湿法脱硫工艺将会得到更加广泛的应用，并在未来的脱硫处理中发挥着自己独特的作用。

参考文献：

[1] 董传深，邱振波.600 MW机组脱硫系统的优化运行及节能改造[J].电力 科学与工程，2010，（11）.

石灰石—石膏湿法脱硫滤液利用 篇7

2012年是中国实施安全生产“十二五”规划重要一年。国家“十二五”节能减排的新形势、落实企业安全生产主体责任的新要求，高危行业项目投产的新挑战，都给安全生产工作提出了新的更高的要求。照国家环保部统一要求，各火力发电厂脱硫系统旁路挡板应全部进行铅封或取消旁路挡板。这对脱硫及机组的安全运行提出了更高的要求。

1 目前湿法石灰石—石膏烟气脱硫布置及其特点

湿法石灰石—石膏烟气脱硫成为世界上应用最多的一种烟气脱硫工艺。湿法石灰石—石膏烟气脱硫需要配备：a)烟气系统;b)吸收塔系统;c)制浆系统;d)石膏脱水系统;e)排放系统;f)工艺水系统;g)废水处理。c～g系统可采用集中控制的优点有：a)占地面积小;b)投资减低;c)可以相互备用，设备可靠性增大;d)减少环境污染的可能性等等。但也有其缺点：a)远端机组管路过长极易造成管路的堵塞;b)设备管路集中造成管路集中磨损;c)增加了环境集中污染的可能性;d)分离出浆液分配问题等等。

2 各浆液来源及利用

2.1 各浆液液来源

滤液来源：a)石膏浆液在真空皮带脱水机中分离出的水分;b)废水旋流器低流浆液;c)石膏旋流器顶流(见图1)。

稀浆来源：a)脱水区地坑水;b)石膏旋流器顶流浆液;c)滤液;d)石膏旋流器顶流及底流由石膏罐切至稀浆罐时。

稀浆密度比滤液大许多，稀浆至远端机组管路极易堵塞。滤液密度低且含有石灰石成分。滤液成分等参数合乎制浆系统用水。

Ca CO3等计算[1]如下。

SO2计算：某厂装机容量2×660+2×600(MW)，按照日耗煤量20 000 t/d，含S 0.6%计算。日产生的SO2为240 t/d。

Ca CO3及石膏计算：脱S需要Ca/S比为1.05[2]，石灰石纯度为95%，石膏纯度为90%根据脱硫总反应式2CaCO3+2SO2+O2+4H2O圮2CaSO4·2H2O+2CO2[2]可得出需要的石灰石量为415 t/d，产生的石膏为675 t/d。

石膏浆液在真空皮带脱水机中分离出的水分计算：石膏浆液中含水为40%，通过计算可得到滤液为450 t/d。

浆液制备耗水计算：制石灰石浆液时H2O/Ca CO3为1.1需要耗水量为456 t/d。

2.2 浆液利用及利弊

大唐国际宁德发电有限责任公司分离出浆液的利用方式比较单一：将滤液输送至稀浆罐，然后由稀浆泵向各机组分配。由于远端机组稀浆管道过长管道处于不畅通状态，这样造成稀浆只向近端机组输送。在低负荷时由于脱硫塔的蒸发量减少，导致近端机组吸收塔浆液位过高。最后造成吸收塔除雾器得不到有效冲洗，造成严重后果者除雾器完全堵塞，最后只能通过停机处理。通过以上计算滤液水量完全满足石灰石浆液制备的用水。

石灰石浆液制备过程水的控制：石灰石浆液制备用水配备有工艺水及滤液。工艺水压力比滤液水压高，运行时两路水不得并联使用。使用滤液时水量不足时石灰石浆液制备用水使用工艺水。当滤液比较多时，可适当向稀浆罐输送。通过稀浆泵再向各个机组输送。

3 经济效益

a)厂用电：减少了一级泵的输送降低了厂用电率。按照稀浆泵运行电流为100 A，日运行时间10 h计算1年可省125 000 kW·h;

b)减少脱硫用水量。滤液输送至石灰石浆液制备使用减少了石灰石浆液制备使用的工艺水量为456 t/d;

c)除雾器得到有效冲洗降低除雾器堵塞可能性，按照一年停机清理除雾器一次计算可节省一次启停机费用。

4 结语

合理利用好分离出的浆液可以有效提高经济效益，同时提高脱硫及机组的安全稳定运行。

摘要：叙述了石灰石—石膏烟气脱硫废水的利用,在此基础上提出了如何合理利用脱硫废水。对经济性、安全可靠性进行分析,得出了合理的结论。

关键词：石灰石—石膏烟气脱硫,废水,经济,可靠性

参考文献

[1]阎维平,刘忠,王春波.电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制[M].北京:中国电力出版社,2005:8-31,133-139.

石灰石-石膏湿法脱硫技术的优化 篇8

关键词：湿法脱硫,技术问题,脱硫效率

1 前言

当前石灰石—石膏湿法脱硫技术在燃煤电厂得到广泛的推广应用, 在实际应用中如果不能针对具体情况正确处理结垢、堵塞、腐蚀等的技术问题, 将达不到预期的脱硫效果。以下就该法的工艺原理、存在的技术问题、处理方法及影响脱硫效率的主要因素进行探讨。

2 石灰石-石膏湿法脱硫工艺

1) 从电除尘器出来的烟气通过增压风机进入烟气换热器GGH, 烟气被冷却后进入吸收塔, 并与石灰石浆液相混合。浆液中的部分水份蒸发掉, 烟气进一步冷却。烟气经循环石灰石稀浆的洗涤, 可将烟气中95%以上的硫脱除。同时还能将烟气中近100%的氯化氢除去。在吸收器的顶部, 烟道气穿过除雾器, 除去悬浮水滴。

2) 离开吸收塔以后, 在进入烟囱之前, 烟气再次穿过烟气换热器, 进行升温。吸收塔出口温度一般为50-70℃, 这主要取决于燃烧的燃料类型。烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定, 大部分脱硫烟道都配备有旁路挡板 (正常情况下处于关闭状态) 。在紧急情况下或启动时, 旁路挡板打开, 以使烟道气绕过二氧化硫脱除装置, 直接排入烟囱。石灰石—石膏浆液沿喷淋层下落过程中它与上升的烟气接触。烟气中的SO2溶入水溶液中, 并被其中的碱性物质中和, 从而使烟气中的硫脱除。石灰石中的碳酸钙与二氧化硫和氧 (空气中的氧) 发生反应, 并最终生成石膏, 这些石膏在吸收塔中从溶液中析出。石膏浆液由吸收塔中抽出, 经浓缩、脱水和洗涤后落入石膏库储存, 然后由汽车运走。

3 脱硫设备的结垢、堵塞与解决办法

3.1 结垢、堵塞机理

1) 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。

2) 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。

3) 吸收液pH值的剧烈变化, 低pH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pH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pH值运行会产生碳酸钙硬垢。

4) 灰垢在吸收塔入口干/湿交界处十分明显.高温烟气中的灰分再遇到喷淋液的阻力后, 与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口。

3.2 解决办法

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) 控制吸收塔浆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pH值的急剧变化;吸收液中加入二水硫酸钙或亚硫酸钙晶种。

5) 向吸收液中加入添加剂酸。适当的增大液气比也是系统结垢、堵塞的重要技术措施。

6) 提高锅炉电除尘的效率和可靠性 , 使FGD入口烟尘在设计范围内。

4 硫系统的腐蚀与防腐

4.1 腐蚀机理

1) 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SO3﹣、Cl﹣、SO4﹣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。

2) 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。

3) 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。

4) 环境温度的影响。由于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降低。

5) 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.

4.2 防腐技术

1) 合理控制浆液的pH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。

5 GGH结垢、堵塞

5.1 堵塞原因

1) 我国燃煤灰分高、灰的粘性大。FGD入口烟气中粉尘浓度过大, 会引起GGH堵塞, 也会影响脱硫效率。

2) 从除雾器出来的烟气仍然带有少量水和浆液, 使得净烟气侧传热原件表面变湿并粘结石膏颗粒, 当GGH回转到原烟气侧时, 在原烟气高温的作用下液滴中的水分蒸发, 其中的石灰石和石膏浆液颗粒则粘结在换热器表面。

3) 吸收塔液面产生大量的泡沫, 造成的泡沫从吸收塔原烟气入口倒流入GGH, 导致GGH堵塞, 高温原烟气穿过GGH时, 原烟气中的灰尘首先被吸附在泡沫上, 随着泡沫水分的蒸发进而吸附在换热器表面, 其次是泡沫中携带的石灰石和石膏浆液颗粒粘附在换热器表面, 形成结垢。

5.2 解决办法

1) GGH运行中每8小时至少对GGH受热面进行蒸汽吹扫一次, 保持受热面清洁。

2) GGH正常运行时, 应密切注意其前后压差的变化情况, 发现异常变化时, 及时投入GGH蒸汽吹扫。

3) GGH正常运行前后压差在300-400Pa, 若大于正常值的1.5倍时, 应进行高压水在线冲洗, 直至冲洗至正常压差为止。

4) GGH停运前对GGH全面进行一次蒸汽吹扫, 达到停运后受热面清洁不积灰。

5) GGH停运后应对GGH受热面清洁及腐蚀情况进行检查, 发现GGH受热面有堵塞现象时, 启动低压水冲洗系统对GGH受热面进行清洗。

6) 对GGH本体及受热面腐蚀情况进行检查, 如发现有腐蚀现象, 应及时做防腐处理。

7) GGH长期运行, 每月应启动高压冲洗水泵对GGH冲洗一次。

8) 除雾器定期冲洗, 保证除雾器的效果。

9) 注意吸收塔浆液的密度, 防止吸收塔浆液浓度过高, 合理调整浆液浓度。

6 结束语

通过以上方法可基本解决实践中的脱硫技术问题, 使脱硫效率达到设计要求, 确保脱硫系统长期稳定的运行。

参考文献

[1]环境工程[M].成都科技大学出版社.

[2]工业脱硫技术[M].化学工业出版社.

[3]洁净煤发电技术[M].中国电力出版社.

石灰石湿法脱硫 篇9

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.

石灰石湿法烟气脱硫中的数模研究 篇10

关键词：湿法脱硫 (FGD) ,液滴下落模拟,SO2吸收模拟,石灰石

引言

我国是燃煤大国, 随着工业化进程, 能源消耗占世界的8-9%, 能源组成中燃煤约占75%, 而SO2排放量的90%来自于燃煤, 而燃煤产生的污染已经成为我国大气污染的主要来源之一[1,2,3]。因此环保工作的重点之一是治理SO2污染, 在我国要防治SO2污染, 控制火电厂、工业锅炉及窑炉等三大项烟气源的排放是关键, 而烟气脱硫技术是解决烟气排放污染的主要途径。目前, 我国已有石灰石/石膏湿法、氨水脱硫法、海水脱硫法、循环流化床法等十多种工艺的脱硫装置。目前由于湿法脱硫工艺中的固硫剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽, 并有较大幅度降低工程造价的可能性, 是世界上应用最多、最为成熟的技术[4,5,6]。因此现阶段我国大力发展湿法脱硫技术[7], 其中石灰石/石膏湿法是主流的湿法脱硫技术。

本文系统分析研究了石灰石/石膏湿法工艺技术原理, 通过对系统的合理假设, 结合实际项目数据, 提出了一套关于石灰石/石膏湿法脱硫工艺的数学模型。根据这套数学模型可以对整个脱硫系统进行分析研究, 并指导工艺的改进。同时也可以对运行数据进行验证, 为烟气脱硫装置的运行参数提供可靠的技术资料。

一、石灰石/石膏湿法烟气脱硫化学原理

石灰石/石膏湿法数学模型的建立是基于对湿法烟气脱硫过程中发生的一系列物理化学反应的深刻认识。到目前为止, 国内外研究湿法烟气脱硫技术的文献很多[8,9,10,11], 对脱硫过程模型的研究大都围绕着下面四个子过程进行:SO2吸收子过程、脱硫剂溶解子过程、中间产物氧化子过程以及脱硫产物结晶子过程。主要的化学反应过程如下:

◆水的电离

◆SO2的吸收

◆脱硫剂的溶解

◆中间产物的氧化

◆脱硫产物的结晶

二、石灰石/石膏湿法烟气脱硫数学模型

石灰石/石膏湿法脱硫数学模型的建立是以吸收塔内部为中心。首先对喷淋层到浆液池之间的空间进行了细化分层, 以一个浆液滴作为计算单元, 计算出每一层上浆液滴以及烟气的变化状况。接着对时间进行网格划分, 利用时间向前向后差分计算下一时间层上各种参数的变化情况, 直至最后一层。最后利用二分法计算出口分压, 求出脱硫效率。具体的建模过程分为以下几个方面:

a) 浆液滴的下落过程的模拟

在本文中, 假设浆液滴的下落过程为球体在气体中的下落进行处理。利用流体力学[12]中的公式, 下落过程满足:

其中ud和ug分别是浆滴和烟气的下落速度, ρd和ρg分别是浆滴和烟气的密度, d是浆滴的直径, l是浆滴下落高度, t是浆滴下落时间, μg是烟气的黏度。

我们利用欧拉法来计算浆液点的速度, 以0.01秒为一个步长, 计算各个步长上的浆液速度ud, 然后用ud乘以步长的时间得到一个步长时间内浆液下落的距离, 然后把各个步长内浆液下落距离相加, 使得它等于喷淋层的高度, 这样也得到这个喷淋层的分割层数。同时本文参考[13]中的研究结果并考虑到浆液滴下落过程中聚并的因素, 在计算中浆液滴的直径设为0.0029m。

b) SO2吸收过程的模拟

本文中SO2的吸收过程主要分为以下几个方面:

a) SO2扩散传质系数的计算

根据参考文献[9]中的研究, SO2在浆滴表面被吸收, 传质通量的方程式为:

其中: 由于本文篇幅有限, 具体的计算方程不再展开。

b) 网格上各点的Ca (OH) 2和Ca SO3溶解或结晶速率的计算

正数表示沉淀, 负数表示溶解。

c) 六价硫离子浓度分布的计算

六价硫离子浓度的微分方程为

本文中对此方程进行离散计算:用差商代替导数, 即 其中C指某个元素浓度, h指离散的间隔。在每个网络点上求解方程上所需的各个元素的浓度。

d) 总钙浓度分布的计算

总钙浓度的微分方程为

本文中对此方程的计算方法同六价硫离子浓度德计算。

e) H+浓度的计算

本文中利用“离子电荷平衡式”和“离子平衡方程式”计算出H+浓度。

离子电荷平衡式:

离子平衡方程:

f) SO2分压的计算

根据本文中以上的计算可以算出浆液点里硫离子的总浓度, 即可以算出烟气里SO2的分压。分压计算公式为:

c) SO2脱硫效率的模拟

我们采用二分法来计算出口分压, 以求出脱硫效率。首先猜测一个SO2出口分压, 根据上述液滴下落模型采用显示三点格式计算出出口第一层浆液滴内各离子的浓度分布情况, 计算结果作为下一层的输入, 由此一直计算到进口处, 比较最后层的分压和进口分压。如果计算值过大, 则减少出口分压, 反之, 则加大出口分压, 最后直至相等。

三、模型验证

在某铝厂自备电厂, 烟气脱硫系统已经运行, 且运行参数被用于验证本文提到的模型。该烟气脱硫系统的计算工况为:烟气流量为554000Nm3/h, 吸收塔有4层浆喷嘴, 塔的内径为8.4m, 平均塔出口温度47℃, 入口SO2浓度4000mg/Nm3, 喷淋量16000 m3/h, 喷淋速度8m/s。改变吸收塔内浆液的p H值, 将模型计算得到的SO2去除效率与PH值的关系和实测所得的数据作一对比, 具体见图1所示。结果表明, 模型的计算结果与脱硫系统设计数据的建议值吻合较好。

四、结论

本文从化学和物理原理方面分析石灰石/石膏湿法脱硫工艺, 建立了相应的数学模型, 并对此模型进行了计算, 可以用于预测SO2去除效率, SO2分压分布情况等等。同时可以随时调整关键参数, 根据新的参数计算出相关的预测结果。经过已运行电厂烟气脱硫工程的运行数据验证, 计算较为准确, 可以为工艺系统设计、调试和运行提供相关的技术支持。

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石灰石湿法脱硫 篇11

1 主要问题及处理

1.1 循环浆液中含固量高

通常情况下,吸收塔内浆液的含固量是10%~15%,最低不应低于5%.在一定范围内维持较高的浆液浓度,有利于提高脱硫效率和石膏纯度。但是,高含固量浆液对循环泵、搅拌器、管道和阀门的磨损明显加剧。由于调试期间密度计故障,不能很好地控制浆液密度,我公司4#吸收塔循环管线在试运行1个多月就发生了漏浆事件。检查后发现,弯头处磨损严重。另外,当含固量过高时,会影响亚硫酸盐的氧化。一般来讲,当吸收塔浆液的密度大于1 128 kg/m3时,就会影响氧化反应;当吸收塔浆液的密度大于1 200 kg/m3时,明显不利于氧化反应的进行。这在直接增加了石膏脱水的困难,同时,SO2出口浓度控制难度加大,脱硫效率明显下降。经过现场测试,石灰石浆液密度与脱硫效率的关系如图1所示。

为了更好地控制吸收塔的浆液浓度,特采取了以下措施:(1)改进密度监测。在设备运行过程中,要定期冲洗密度计,以提高其准确性,同时,还要定期取样,人工化验分析。(2)调节供浆浓度。将工艺控制参数供浆浓度从1 160~1 200 kg/m3调整到1 120~1 160 kg/m3后,在吸收塔液位允许的情况下,不仅能很好地控制吸收塔浆液浓度,还能减少供浆系统的磨损和堵塞现象的发生。(3)综合监测数据,避免表计不准的问题发生,调整石膏排放频率。工艺控制要求吸收塔浓度达到1 150 kg/m3后就要启动石膏脱水系统排出石膏。为了避免发生密度计不准的问题,综合考虑其他参数,比如循环泵电机电流、侧搅拌器电流等,含固量升高,循环泵和搅拌器的负荷增大,电流值升高,所以,循环泵的电流值在230~240 A、侧搅拌器电流值在13.5~14.5 A时,启动石膏脱水系统排放石膏。

1.2 石膏氧化不足

在烟气脱硫的化学过程中,O2将HSO3-氧化为SO42-,随着烟气中O2含量的增加,Ca SO4·2H2O的形成加快,脱硫效率也逐渐提高。考虑到经济性,一般控制脱硫系统氧化空气倍率(O2/SO2)为2~3.在运行中,如果实际参与的氧化空气量不足,则浆液中大量的亚硫酸钙不能转化成硫酸钙,导致石膏脱水困难,石膏品质下降,并且SO2向液相的溶解扩散速度减缓,导致脱硫效率下降。

在浆液p H值为4.5,烟气温度为50℃,烟气速度为1 m/s,入口SO2的质量浓度为1μg/m L的条件下,有无强制氧化对脱硫效率的影响如图2所示。从液气比对脱硫效率的影响图中可以看出,有强制氧化时的脱硫效率比无强制氧化时的要高1~2个百分点左右。

自我公司的脱硫系统投运以来,相继出现过脱硫塔运行参数不稳和石膏脱水困难等情况。综合分析,脱硫塔内氧化空气量不足可能是引发这一情况的重要因素之一。发现氧化不足现象后,检查氧化风机及其附属设施后发现,主要问题有以下2点:(1)风机入口滤网堵塞,氧化风机出口卸荷阀故障率高,导致风机出力不足;(2)氧化风机容量不足。

针对这些问题,特提出相应的解决办法:(1)定期清理滤网,对氧化风机出口卸荷阀进行技术改进,拆除原来的自动卸荷阀,更换为蝶阀加消音器手动控制,从而解决氧化风机出力不足的问题;(2)针对容量不足的问题,提出了以下整改方案,即在现有一塔2台氧化风机一用一备的情况下,在氧化风机出口增设一条管线,接入脱硫塔,氧化不足时,启动备用氧化风机(即2台氧化风机同时运行),以提高氧化倍率,实现氧化系统增容,进而改善脱硫系统的运行状况。

1.3 液位计指示不准

吸收塔必须保证一定的液位高度,才能使进入吸收塔的SO2充分反应。本脱硫系统的吸收塔液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的。在计算过程中,没有采用实时的浆液密度值,而是采用了一个固定值。当实际浆液密度低于该固定值时,DCS显示的液位会比实际液位偏低;反之,情况相反。因此,在该脱硫系统调试和运行过程中,吸收塔经常发生浆液溢流或烟气从塔体溢流口冒出的情况。

为了更好地控制吸收塔浆液液位,根据现场的运行条件,确定合理的运行液位,具体包括以下2点:(1)人为降低运行控制液位计显示液位,使塔内实际液位仅高于塔体溢流口高度,防止烟气泄漏;(2)修正吸收塔浆液密度来提高液位计显示液位,将液位控制在塔体溢流口至溢流排水口标高之间。

1.4 阀门内漏

阀门内漏会引起吸收塔或地坑液位异常升高。在调试和运行期间,出现过几次除雾器、循环泵等设备设施冲洗水阀内漏的现象。检查后发现,主要是阀门本体质量问题损坏,或者阀门电动头控制失灵造成的。因此,相关部门变更了阀门生产厂家,更换质量过关阀门。同时,还要加强实时监控和设备巡检,发现液位异常及时处理,从而很好地解决了这个问题。

1.5 吸收塔内浆液起泡

塔底浆液泡沫的产生是因为气体分散于液体中,形成了气-液的分散体。在泡沫形成的过程中,气液界面会急剧增加,因而体系的能量增加,其增加值为液体表面张力与体系增加后的气-液界面的面积的乘积,应等于外界对体系所做的功。如果液体的表面张力越低,则气-液界面的面积就越大,泡沫的体积也就越大。这说明,此液体很容易起泡。泡沫的产生必须具备3个条件:(1)只有气体与液体连续、充分地接触时,才能产生泡沫;(2)当气体与液体的密度相差很大时,才能使液体中的泡沫很快上升到液面,久而久之就形成泡沫;(3)表面张力越小的液体越容易起泡。

根据现场的运行调整情况,引起起泡溢流的原因有以下几点:(1)在锅炉运行过程中,投油、燃烧不充分,未燃尽成分随着锅炉尾部烟气进入吸收塔,导致吸收塔浆液的有机杂质增加。(2)锅炉后部除尘器运行情况不佳,烟气粉尘浓度超标。含有大量惰性物质的杂质进入吸收塔后,致使吸收塔浆液重金属含量增高。重金属离子增多导致浆液表面张力增加,从而使浆液表面起泡。(3)脱硫用石灰石中含过量的Mg O(起泡剂),与硫酸根离子反应产生大量泡沫。(4)脱硫装置脱水系统或废水处理系统不能正常投入,致使吸收塔浆液品质逐渐恶化。(5)液位计显示错误(不准确)。

影响吸收塔溢流的因素很多,但是,吸收塔浆液一旦出现起泡溢流情况后,必须及时妥善处理,以免引发严重的事故。对此,特采取以下措施:(1)在吸收塔排水坑中定期加入脱硫专用消泡剂。尽管确定液位仅高于塔体溢流口高度,但是,难免有吸收塔浆液泡沫从呼吸孔冒出。从实际运行情况来看,吸收塔内泡沫会高于实际液位表面1~2 m。而防止吸收塔溢流和喷沫现象的有效手段是加入适量的消泡剂。(2)核算氧化空气用量,避免浆液中有太多过剩空气。富余的空气都以气泡的形式从氧化区底部溢至浆液表面的,从而造成浆液动态液位虚假。这也导致吸收塔浆液泡沫增加的原因之一。(3)在保证氧化效果的前提下,适当降低吸收塔工作液位,减小浆液溢流量,防止浆液进入吸收塔入口烟道。(4)吸收塔补水控制。在设备正常运行的情况下,吸收塔补水主要是通过除雾器冲洗实现的,还有就是利用搅拌器、浆液泵、循环泵等的机封冷却水和一些浆液管路的冲洗水。在此过程中,要尽量控制进入吸收塔的水量。水喷淋可以减少泡沫的积累,所以,除雾器冲洗要在保证液位前提下多次少量进行,或者在呼吸孔加装喷水打散泡沫,防止泡沫溢出。(5)废水量控制。增加脱硫废水的排放量,降低吸收塔浆液重金属离子、Cl-、有机物、悬浮物和各种杂质的含量,保证吸收塔内浆液的品质,避免形成大量泡沫。(6)降低排出石膏时吸收塔浆液密度,加大石膏排出量,保证新鲜浆液的不断补入。(7)加强对吸收塔浆液、废水、石灰石浆液、石灰石粉和石膏的化学分析工作,有效监控脱硫系统的运行状况,发现浆液品质有恶化的趋势,要及时采取有效的处理手段。

1.6 石膏脱水困难

在脱硫系统运行的过程中,石膏脱水效果差,导致石膏含水率过大,石膏下料斗侧壁石膏堆积,甚至堵塞。沉积在下料斗侧壁上的石膏不规则地落到石膏皮带上还可能造成石膏皮带跑偏。

导致石膏脱水困难的原因有以下几点:(1)石膏浆液氧化不足。(2)石灰石品质太差。(3)受浆液中飞灰含量的影响。粉煤灰的粒径要比结晶石膏的粒径小得多,在真空皮带机上脱水时,细颗粒的粉煤灰很快通过石膏颗粒之间的间隙到达滤布表面,把滤布的细孔堵死,所以,皮带上的真空度就不能提高。(4)脱硫系统废水排放过少。由于旋流器顶流排出的废水中所含的细颗粒比例高,因此,加大废水排量可以减少浆液中细颗粒的比例。(5)真空度不够。真空度低的原因有很多,比如浆液分配器分配不均,导致真空度低,真空泵水密封不好、水量不足,真空泵管线泵体结垢,真空罐下降管水封效果不好等。

鉴于上述原因,特采取以下应对措施:(1)加强巡检,在保证现有氧化系统运行正常的基础上,对氧化系统进行技术改进。(2)加强对布袋除尘器的工艺控制,保证除尘效率。(3)延长滤布冲洗时间,及时更换破损滤布。(4)加大废水排放量,尽量减少浆液中细颗粒的比例。(5)严格石膏脱水系统的运行管理,增加巡检频率,发现问题及时调整。另外,将真空泵密封水由原来的工业水改为除盐水,尽量避免结垢现象的发生。

2 结束语

在应用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术的过程中,出现了含固量高、吸收塔溢流、浆液起泡、石膏脱水困难等问题。针对这些问题,特采取了相关的应对措施,收到了一定的实效,保证了系统的安全、稳定运行。

摘要：分析、总结了石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行过程中出现浆液含固量高、浆液氧化不足、液位不准、阀门内漏、吸收塔溢流和石膏脱水困难等问题的原因,并提出了一些改进措施。这对脱硫系统的正常运行有一定的指导作用。

关键词：脱硫系统,石灰石-石膏湿法,浆液,石膏

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