烟气脱硫装置（精选11篇）
烟气脱硫装置 篇1
一、前言
随着我国紧急的迅猛发展, 能源消费总量随之提高, 能源产量也由此随之增长, 在这一宏观背景下, 诸如SO2等一系列严重的气态污染物也由此不断向人类居住环境排放, 对人类健康造成了很大的负面影响。在众多烟气脱硫技术中, 烟气脱硫是一项能偶对SO2污染进行有效控制的技术, 循环半干法在脱硫过程中, 至少体现出如下优势, 一是投资费用相对较低, 二是设备系统相对简单, 三是脱硫效率高, 并且, 值得注意的是, 由于该方法不存在对环境产生二次污染, 因此该方法被越来越多地应用于时间工作之中。
本文铜鼓哦对现有的半干法脱硫装置进行研究后认为, SO2和含湿Ca (OH) 2颗粒的反应是脱硫反应主要反应过程[1], 基于这一要点, 本文针对含湿Ca (OH) 2颗粒内部的Ca2+、SO2、HSO3-、SO32-等成分, 对这些成分的反应机理进行分析、并在研究的基础上建立了相应的脱硫反应模型, 形成了脱硫效率的表达式[2], 通过回归分析了Ca/S相对湿度等主要影响因素与脱硫效率之间的关系, 进一步建立了数学模型, 从而能够对循环半干法脱硫装置的运作过程进行准确地预测。
二、增湿脱硫反应机理
氢氧化钙与二氧化硫气体通过反应后, 会生成亚硫酸钙, 这是该反应的总体描述[3-5]:在外置的混合器或反应器内, 对循环灰和Ca (OH) 2进行加水增湿预处理, 由此形成一层液膜, 这层液膜会附于脱硫剂表面, 因此能够与原烟气进行充分接触, 随着时间的进行, 原烟气中的二氧化硫气体会逐渐渗入并溶解与液膜表面, 从而与Ca (OH) 2发生后续的化学反应, 与此同时, 在热烟气条件下, 水分会逐渐蒸发。整个反应表达如下。
Ca (OH) 2+SO2=Ca SO3.1/2H2O+1/2H2O
上述化学反应的整个蒸发过程可细分为两个阶段, 一是恒速干燥反应阶段, 二是降速干燥反应阶段[6, 7]。具体而言, 在第一个反应阶段过程中, 增湿脱硫剂的自由液体表面面积较大, 从而相对容易失去内部水分, 从而使表面容易达到饱和状态。该阶段蒸发速率一方面先对较快, 另一方面也能够保持相对稳定的蒸发速度。总之, 该阶段会完成大部分的SO2吸收过程。具体反应过程可表述如下:SO2向气/液界面传递到, 并由此迅速溶解成活性较浅的离子, 并与溶解于水的Ca (OH) 2发生化学反应。碳酸钙作为反应生成物扩散出反应区, 并保持反应持续进行。烟气湿度和脱硫剂蒸发表面等因素会影响此阶段的持续进间长度, 即临界干燥时间[8]。
当反应流程进行到第二阶段, 也就是降速干燥反应阶段时, 会出现两个反映特点, 一是蒸发速度降低, 二是和脱硫剂颗粒温度升高, 干燥速度也随之持续降低, SO2吸收反应逐渐减弱, 这主要是由于脱硫剂表面含水量的下降而形成。脱硫剂含水量到反应器出口时, 蒸发与反应速度极慢, 达到平衡水分状态。
二、数学模型的建立
以下假设是推出脱硫效率与主要相关因素之间函数关系的前提, 分列如下:
(1) 烟气为绝热冷却过程, 该假设基于反应器进行了整体保温为前提;
(2) 在反应器内, 粒子与烟气的流动为柱塞流;
(3) 粒子的分布在反应器内任一截面上都呈均匀分布状态;
(4) 喷入反应器或混合器的水全部在脱硫剂粒子表面呈均匀分布状态;
(5) Ca (OH) 2与SO2在液相的反应为快速瞬时反应;
(6) 只在液相中进行脱硫剂与气体的反应, 蒸发结束后, 整个反应过程终止;
取一微元段dz于反应器, 所得方程如图2所示:
Vd PA=RTdn A (1)
T为烟气温度, V为烟气体积流量, Pa为烟气体积, J/K.mol;, K;n A为SO2物质的量, PA为SO2气体分压, R为气体常数。
设A, m2为断面截面积, S, m2/m3为单位体积烟气中液膜的表面积;则SO2气体被吸收的摩尔数n在dz微元段中可以用如下关系式表示 (式中的NA为SO2的传质通量) :
dn A=-NASAdz (2)
图2微元段内SO2浓度变化示意图
将 (1) 和 (2) 式综合之后, 可得:
Vd PA/ (RT) =-NASAdz (3)
设U为烟气流速, 由于V=U.A, 由此可得:
Ud PA/ (RT) =-NASdz (4)
设ρm=, 为烟气摩尔密度, 则RT=
对 (4) 式进行整理后, 可得:
(5)
(6)
根据双膜传质理论[11-14], 可对SO2传质通量进行计算, SO2从气相向气液界面的传质通量可表达为:
NA=kg (PA-Pi) (7)
基于此, 根据前文所述逇假设条件, 结合亨利定律:Ci=HPi, 在液相中SO2的传质通量表达式如下:
NA=Ekl Ci (9)
其中, E为化学吸收增强因数, kl为SO2液相传质系数;
联立 (7) , (8) , (9) 可得:
NA= (10)
式 (10) 中
把 (10) 式代入 (6) 并积分:
(11)
式中:Pa;tre为有效反应时间, PAin为反应器入口的分压, PAout为反应器出口处SO2分压。
(12) FW=Kw (Pw-Pgas) (13)
其中, PW为烟气湿球温度下的饱和蒸汽压, Pgas为烟气中水蒸汽分压, Kw为水的蒸发系数, FW为水的蒸发通量。
将 (13) 代入 (12) , 再通过积分运算后可得:
(14)
式中:Pa;tev为液膜蒸发时间, Pgasin为反应器入口处水蒸气的分压, Pgasout则为反应器出口处水蒸气的分压。
根据假设 (6) tre=tev, 则 (11) =-1* (14) , 基于此, 总脱硫率的计算方程为:
(15)
二.回归实例分析
很多因素都会影响脱硫效率, 一般来说, 在众多因素中, 有如下主要因素对半干法烟气脱硫装置产生显著影响, 一是决定于出口烟气的相对湿度的反应塔出口对绝热饱和温度的趋近程度, 二是是Ca/S比。
可通过烟气出口相对湿度来表示出口水蒸汽分压, 在H2O-SO2-Ca (OH) 2系统中E又是Ca/S的函数, 本文对Ca/S与脱硫效率之间的关系进行权重分析、得到如下关系式:
η=1-exp[f (RH, Ca/S) ]
并且, 在回归分析了我公司的多套脱硫装置经过大量运行后产生的数据可知, 在进口烟气温度120-160℃, 反应器入口SO2浓度1500~4000mg/Nm3的范围内波动, 反应器出口相对湿度在30%~45%范围内波动, Ca/S比处于0.8~1.8之间, 进口烟气含水量处于5-7.5% (V/V) 状态的条件下, 可得到如下结果:
1. 单元回归
1.1 Ca/S-η之间的关系
回归方程为:η=1-exp (1.309-2.666×x1)
相关系数r=99.95%
1.2RH-η之间的关系
回归方程为:η=1-exp (1.8693-0.1004×x2)
相关系数r=99.91%,
2. 多元回归
回归方程为:
η=1-exp (-0.948×x1-0.1699×x2+0.13946×x1^2+0.00184×x2^2-0.05×x1×x2+5.3)
通过方差分析可知, 在α=0.01下, 该方程具备显著差异, 因此该结果具有较高信度。
脱硫效率与相对湿度的关系在当Ca/S=1.4时,
当RH=40%, 脱硫效率与Ca/S的关系曲线
脱硫效率随着随道烟气出口相对湿度的增加而上升, 从而显著提高了脱硫效率。脱硫效率在钙硫比小于1时几乎随钙硫比呈现出直线上升状态, 而一旦钙硫比大于1之后, 脱硫效率开始呈现出平缓增加状态, 出现这一结果的原因在于, 反应随着钙硫比的持续增加面非常接近于气液界面, 化学吸收增强因数E无法进一步明显增加, 脱硫效率也会由此平缓上升。综合图3与图4可知, 回归曲线非常接近实际测试曲线, 两者之间拟合度明显, 因此上述脱硫效率的计算式具有较高的可信度。
三、结论
1、通过确定脱硫效率主要影响因素的回归方程和建立数学模型, 本文得出了半干法烟气脱硫装置脱硫效率的函数关系是, 从而为实际工作提供参考;
2、随着烟气相对湿度的增加, 半干法脱硫装置的脱硫效率会明显提高。
3、但较高的相对湿度会增加干燥时间, 同时, 反应器在增高的诉求以及设备腐蚀的维护成本会增加后续的投资和维护成本。
烟气脱硫装置 篇2
新组合式燃煤锅炉烟气脱硫装置的研究
针对目前燃煤锅炉烟气净化问题,利用湿壁塔净化洗涤的原理,研究了一种将湿式洗涤和旋风分离相结合的除尘脱硫装置,文章阐述了该装置的结构形式,基本工作原理和各工艺条件对脱硫效率的.影响,工业应用表明该装置脱硫效率大于97%,设备阻力小于1200 Pa.
作 者：赵敏 ZHAO Min 作者单位：株洲市环境监测中心站,湖南,株洲,41刊 名：湖南有色金属英文刊名：HUNAN NONFERROUS METALS年，卷(期)：25(4)分类号：X701.3关键词：脱硫 传质 pH值 气速
催化裂化烟气脱硫技术对比分析 篇3
【关键词】催化裂化；烟气脱硫；催化剂
近年来，随着国家经济不断发展，对石油的需求量逐渐增加，国内外开发了选择性加氢脱硫、吸附法脱硫工艺和恢复组合工艺等多种催化裂化石油脱硫新工艺，很多国内外工艺技术只有少部分采用催化烟气脱硫外，其它的都是低压固定床加氢工艺，通过优化工艺条件最大程度的降低烯烃的饱和以及因烯烃饱和而带来的辛烷值损失。除了优化工艺条件，各公司都在不断发展其特定的技术，而且这些技术在不同程度上都能很好地降低辛烷值损失。然而，汽油中的硫化合物会使汽油自身安定性变差，腐蚀发动机，促进颗粒物PM、NOX和SOX的排放，严重污染环境，影响人类健康。面对日益严格的硫含量标准和人们环保意识的增强，如何有效降低汽油中的硫含量，进一步生产超低硫或无硫汽油成为界内人士研究的热点。
1、催化裂化烟气脱硫技术
烟气脱硫选择合理的吸收剂，合理的运行程序。成本可以大大降低，使用氢氧化镁做脱硫剂，相比使用氢氧化钠做脱硫剂，每年仅在药剂方面就成节省成本成本1000万元。
运行优化，严格控制烟气排放量，烟气脱硫技术使烟气排放全部达标，二氧化硫气体比之前减排5000吨，极大的改善大气环境，符合国家可持续发展道路。
工艺指标稳定，新工艺的探索，新技术的改造消除装置瓶颈，使烟气脱硫方法更加可靠。
适宜的催化剂体系：催化剂开发思路为采用较大的活性相尺寸，尽可能多的CoMoS-II类活性相，需要减弱金属与载体的相互作用，从而形成更好的Co-Mo配合。
2、催化裂化烟气脱硫技术分类
按吸收剂的种类和脱硫废渣的形态，以及操作不同可分为干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术、湿法烟气脱硫技术和镁法烟气脱硫技术，这四种方法是目前应用广泛的脱硫方法。
2.1干法烟气脱硫技术，在脱硫过程中不用加水，应用干粉状吸收剂和颗粒吸收剂吸收烟气中的二氧化硫，将二氧化硫转化为硫化物或脱硫渣中，吸收剂在吸收过程中和反应后的产物都没有液体，所以称为干法烟气脱硫，系统中始终都是干态，没有污水废水产生。所以干法烟气脱硫技术优点就是无废水污水产生，对环境不会造成污染，且干法烟气脱硫占地面积小、不易腐蚀、设备简单、投资较低。适用于干旱缺水的地区的石油脱硫。但干法的缺点是脱硫效率较低。
2.2半干法烟气脱硫技术，半干法烟气脱硫技术有扩散效果明显、产物为干态没有水污染、排气温度稳定、占地面积也小、工艺简单投资低、易处理等优点。半干法烟气脱硫技术缺点是脱硫剂利用率低、脱硫的效率低、脱硫后的产品是混合物。且吸附反应仅在吸附剂表面反应，进入内部耗时长，所以需要大量的吸附剂和大型的吸附设备。半干法烟气脱硫技术又分喷雾干燥法、粉末颗粒喷动床法、烟道喷射法、半干半湿法。
2.3湿法烟气脱硫技术。湿法煙气脱硫技术是用液体吸收烟气中的二氧化硫。根据过程不同又分燃烧前脱硫过程、燃烧中脱硫过程和燃烧后脱硫过程。烟气脱硫技术是目前最普遍的脱硫方法，湿法烟气脱硫技术也得到美国环保局和很多企业认可，是目前最成熟且应用广泛的脱硫工艺。
2.4镁法烟气脱硫技术，为了减少脱硫工艺中二氧化硫排放量达到环保目的，一些公司研究了镁法烟气脱硫技术。法烟气脱硫工作原理是利用氧化镁浆液来吸收排放烟气中的二氧化硫，生成水和亚硫酸，去除烟气中的二氧化硫。
3、其他脱硫技术的对比
此外还有一些公司在节约成本、降低排放、脱硫能力等方面研究出的新型脱硫方法。
3.1SCANfining技术是由美国ExxonMobil公司开发，采用固定床加氢技术，可以直接处理全馏分汽油，通过对反应条件合理的设置，采用特殊催化剂体系，保证深度脱硫的同时，烯烃损失率大大降低，据称烯烃损失率比传统加氢脱硫催化剂由80%降到20%，工艺流程是在预处理反应器中脱二烯烃后，进入加氢脱硫反应器。
3.2康菲石油公司的S-Zorb工艺应用在催化汽油硫的脱除中，可以脱除99%的硫。具有良好的脱硫效果。在气相汽油分子与吸附剂的接触中，含硫化合物分子的硫原子保留在吸附剂上，烃类部分从吸附剂中脱附出来回到气体中。脱硫过程中，由于最终没有硫化氢气相存在，可以避免硫化氢与烯烃反应生成硫醇，导致硫含量增加。此技术将汽油中硫含量从800mg/kg降低到10mg/kg以下，具有良好的脱硫效果。而且此技术无需使用高纯氢气，因此投资少，操作的成本低。中石化在该技术上获得全球知识产权，国产吸附剂在研究上也取得了突破，而且已实现国产化。
烟气脱硫装置吸收塔安装工法 篇4
本工法可根据施工现场的具体实况, 采用顺装法、倒装法或混合法施工。
2 适用范围
本工法适 用于燃煤 电厂技改 工程——烟气脱硫装置吸收塔安装工程,对新建电厂的燃煤机组脱硫装置吸收塔安装工程同样适用,也适用于无特殊要求的其他类型的钢制塔体的安装工程。
3 工艺原理
3.1 顺装法
在烟气脱硫工程中,吸收塔是单体最大最重的一个罐体(以600Mw机组为例, 下同。体积4000立方左右,筒体重达389吨)。塔体采用工厂散件预制现场组对。对吸收塔的安装采用从塔体下部逐层向上的方法(顺装法)进行安装,主要施工机具为吊车。
3.2 倒装法
电厂燃煤烟气脱硫装置安装工程多数为技改项目,施工现场往往只有狭窄的作业场地,满足不了大型施工机具作业半径的要求,此时就产生了改变施工方法的要求,我公司在施工过程中,逐步形成了桅杆葫芦群倒装安装法。桅杆葫芦群倒装法是利用均布在罐内侧带有提升机构(葫芦)的边柱,提升整圈组装好的壁板,提升吊装吊点位于壁板下部的临时胀圈(胀圈与壁板采用卡板卡住及千斤顶顶紧);使上节壁板随胀圈一起上升到下一节壁板上口的高度,即可组焊下一节壁板,然后将胀圈松开下降至下一节壁板下部再胀紧固定,再次提升,如此往复。
3.3 混装法
我公司在部分电厂的燃煤烟气脱硫装置安装工程中,其吸收塔的安装在下部分(11节以下)采用倒装法,上部分(12节~ 15节)采用正装法,此种混装法可使机具台班减少到最少,而又确保吸收塔高处安装时的安全,可节省项目施工综合费用。
4 施工工艺流程及操作要点
4.1 倒装法工艺
4.1.1 倒装法工艺说明
(1) 葫芦桅杆群均布于吸收塔壁板内, 共设置18套。
(2) 对称桅杆之间用两根钢丝绳对拉牢固,同时相邻桅杆之间用钢丝绳连接, 围成圆状 ;
(3) 桅杆采用φ159*4.5(H=3.3m)无缝钢管和70*7等边角钢组合件,葫芦采用10t新手拉链条葫芦。
(4) 桅杆底座采用δ=20 m m钢板,并加δ=12,150*100筋板焊接。
(5) 考虑吸收塔倒装高度超过10 m时,塔体不稳定,在倒装范围内顶圈壁板上口设置4道缆风。(6) 临时在吸收塔旁搭设临时井字脚手架,内侧设置临时钢爬梯,以方便施工人员进出。
4.1.2 施工顺序说明(a-b-c-d-e-f-g)
(1) 首先以O点为中心, φ15500mm( 塔筒内径 ) 为直径,在罐底板上放出罐壁板圆周线,并确定O点作为分层倒装的中心,测出0°、90°、180°、270°方位点作为分层组装的定位点,做好定位标记。
(2) 在圆周线内侧焊制限位板,限位板应在圆周上每500mm左右布置,采用δ=20,100*100 mm角形钢板,与边缘板焊接,焊缝长度为50 mm左右,并按圆周线打磨光滑。
(3) 组对前先用25t吊机将壁板吊至基础上,由于场地等限制无法吊到位的, 可采用手拉行车或卷扬机将顶圈需组对的壁板吊至基础上,具体计算见计算书。
(4) 按吸收塔排板图进行顶圈(指第11圈壁板,下同)壁板的组装 :
a在壁板组合前,应复核每片弧形板的尺寸,包括弧形板的高度、弧长并复核两头弧度,及剖口度数,并做好记录。
b根据圆周线上4个方位点,将第一块弧形板吊至基础上,垂直定位正确后, 用临时支撑固定。
c以第一块弧形板为基点,同时组对左右两块弧形板,并用丝杠相互调整,背杠焊接为弧形板下口300 mm处,调整合格后,用楔子进行立焊缝对口点焊,并将弧形板下口临时焊接牢固 ;然后采用手拉葫芦将上口调整合格,同时用同样的方法将弧形板上口临时焊接牢固。
d立焊临时焊接牢固后,在壁板内圈安装胀圈,胀紧尺寸按吸收塔内径计取, 应小于允许偏差,并用千斤顶顶紧胀圈使其紧贴壁板 ;然后利用模形弧板检验壁板和立焊缝处的圆弧符合图纸要求弧度。
f复核上边周长与下边周长,应在设计周长允许偏差的范围内即半径允许偏差控制在±13mm范围内,壁板的铅垂度不应大于L/500,相邻两壁板上口水平的允许偏差不大于2mm,整个圆周上任意两点水平的允许偏差不大于6mm,纵向焊缝错边量不大于1.5mm,环向焊缝不大于3mm,方可进行正式焊接。内侧焊接结束后,在外侧清根后再进行外侧的焊接,另外,每道立焊缝的上部预留100mm至200mm不焊,以便与上层围板对接时调整。
g所有焊接完毕后,对壁板进行安装尺寸测量记录,测量筒体的上下外圆周长,上口内直径,上口标高及水平度,筒体铅垂度,符合设计要求。
4.2 吸收塔安装工艺
4.2.1 吸收塔基础验收
吸收塔安装前应对土建基础及底部预埋框架进行验收具体如下 :
(1) 框架标高允许误差 :±3mm
(2) 框架定位允许误差 :±8mm
(3) 框架上表面允许水平度 :±2mm
(4) 地脚螺栓与吸收塔中心轴线距离偏差允许 :±3mm
(5) 地脚螺栓标高偏差 :±12mm
(6) 地脚螺栓垂直度偏差 :±1mm
4.2.2 吸收塔基础划线
(1) 对基础进行检查,检查基础的浇灌质量,基础的位置、标高和外形尺寸,应符合图纸、规范要求,并做出记录。
(2) 以甲方提供的坐标为基准,划出基础纵横中心线,标出中心点,并用墨线清楚地标记出来。
(3) 检查基础的中心偏差、表面平整度、表面标高值,其应符合规范要求。
(4) 采用拉钢丝法,在基础上清晰地标出底板的就位位置
4.2.3 吸收塔底部边缘板安装
(1) 基础验收合格后应开始安装边缘板,边缘板先按图纸整圈敷设在基础上, 用垫铁找平并点焊牢固。
(2) 施焊边缘板时,应由塔内向外施焊,焊缝为对接形式,焊接时应防止变形。
(3) 边缘底环板安装后,底板安装前要进行二次灌浆,要求允许水平度±2mm ; 用螺母通过槽钢压住边缘底环板,防止灌浆时变形。
4.2.4 吸收塔壳体下 11 圈倒装
吸收塔1 ~ 11节采用桅杆葫芦群倒装法安装,最大起重量为105吨。桅杆葫芦群倒装法是利用均布在罐内侧带有提升机构(葫芦)的边柱,提升整圈组装好的壁板,提升吊装吊点位于壁板下部的临时胀圈(胀圈与壁板采用卡板卡住及千斤顶顶紧);使上节壁板随胀圈一起上升到下一节壁板上口的高度,即可组焊下一节壁板,然后将胀圈松开下降至下一节壁板下部再胀紧固定,再次提升,如此往复。
4.2.5 吸收塔底板安装(为防止在倒装 法时底板变形,考虑等倒装完成后安装)
(1) 在吸收塔基础上将底板组装
(2) 定位塔底焊接为对接焊缝,采用由内侧向外施焊,焊工对称布置,沿同一方向施焊,
(3) 底板焊接结束后,底板对接焊缝须磨平。焊接及焊缝打磨要求见焊接工艺要求。
(4) 用洋冲在底板上冲出中心点、0o、90o、180o、270o位置标记。
(5) 底板预制排板直径,应按实际直径放大0.1%—0.2%,接头间隙在7±1mm。
4.2.6 吸收塔壳体 12 ~ 15 节及顶盖 正装
倒装至11节后,考虑到装高度太高等安全因素,采用120t履带吊安装。
吸收塔正装共4节,采用在组装平台上组合,连同喷淋层框架、除雾层框架一起组对后,分节采用120t履带吊吊至吸收塔上组对焊接 ;为防止吊装过程中壳板在吊点处产生过大的变形,制作一个临时平横梁作为组合后壳板吊装的工具。
4.2.7 吸收塔内部支撑大梁的安装
吸收塔内件应在吊装结束后进行安装,并在吸收塔封顶前安装完毕。安装吊架时应注意支架的标高,角度,水平度。
4.2.8 吸收塔平台扶梯的安装
(1) 吸收塔外部平台扶梯应在倒装结束后安装,并应控制好平台标高,水平度 ; 栏杆档脚板应顺直美观,接头圆滑过渡无毛刺。
(2) 倒装结束后,采用25T吊机将倒装塔体范围自下而上安装完毕,安装梯子平台时不搭设满堂脚手架,采用临时焊接临时搭设的原则。
4.2.9 壁板加固圈安装
(1) 吸收塔原烟道入口加固圈应在倒装结束后安装,倒装时暂不进行烟道开孔。
(2) 其余围板加强筋的安装应在其所附着的围板安装完毕后立即进行,并应在开孔前完成。
(3) 在安装加强筋时,应确保环形加强筋的水平度和标高,柱形加强筋的垂直度与圆周位置偏差符合规范要求。加强筋最终焊接前应对所在的围板几何尺寸和圆弧度再一次检查确认符合规范。
4.2.10 吸收塔锥顶安装
根据实际吊装工况进行顶板最大片地面组合,组合尺寸偏差应符合规范要求,顶板焊接时,应按图纸要求和焊接顺序进行焊接,以防止产生焊接变形。
4.2.11 吸收塔开孔
(1) 开孔接管在塔体安装完、罐水试验前进行。
(2) 在塔壁上按图样划出接管位置线, 按样板划出开孔线,其中心位置、标高偏差不大于10毫米,接管或接管补强板外缘与塔壁纵向焊缝的距离不得小于200毫米,与环向焊缝之间的距离不得小于100毫米。
(3) 采用气割进行壁板开孔时,应清除表面氧化物或淬硬层,并用磨光机打磨。
(4) 安装接管时,接管伸出长度允许误差±5毫米,法兰的螺栓孔应跨中安装, 并与塔体内壁齐平,接口焊缝按设计及规范要求进行检查。
4.2.12内部设备及管道安装
5 质量控制
5.1 吸收塔安装质量控制要求
1. 基础标高和水平验收
(1) 基础标高偏差应控制在±6mm内。
(2) 基础水平偏差应控制在1‰L内。
2. 底板组合验收
(1) 底板离开基础表面形成的局部隆起控制在5mm内。
(2) 底板平面度控制在变形长度的2%,≦30mm内。
3. 每圈壁板组合验收
(1) 每圈壁板组合时至少需要设置16个质量点。
(2) 壁板宽度偏差应控制在±1.5mm内。
(3) 筒体半径偏差应控制在±8mm内。
(4) 筒体垂直 度偏差应 控制在±2H/1000内(L为被测物体的高度),最大不超过30mm。
(5) 筒体周长 偏差±6D/1000且≦ 12mm。
4. 塔体组合验收
(1) 每圈壁板组合时至少需要设置16个质量点。
(2) 每圈壁板就位时水平度控制在4mm内。
(3) 筒体半径偏差应控制在±8mm内。
(4) 筒体垂直 度偏差应 控制在±2H/1000内(L为被测物体的高度),最大不超过30mm。
(5) 塔筒体中心轴线偏移 :塔体实际轴线与设计轴线偏移量应控制在2‰D (16mm) 内。
(6) 塔顶标高误差控制在±6mm内。
(7) 接管位置偏差控制在±10mm内。
5. 筒体椭圆度误差应控制在0.5% 筒体半径。
6. 筒体壁板圆弧偏差和直线偏差
(1) 壁板圆弧偏差 ( 用弦长1000mm弧形样板水平测量)应控制在±10mm内。
(2) 壁板直线偏差 ( 用长500mm直边样板垂直测量 ) 应控制在±10mm内。
7. 喷淋支撑梁、除雾器支撑梁及挡板标高和间距
(1) 喷淋支撑梁标高偏差应控制在±3mm内,梁间距离偏差应控制在±2mm内。
(2) 除雾器支撑梁及挡板标高偏差应控制在±2mm内,梁间距离偏差应控制在±5mm内。
8. 接口位置 :原烟气入口、净烟气出口、搅拌器接口、管道接口位置偏差应控制在±3mm内。
9. 主要质量控制点的设置
(1) 关键工序 ( 停工 ) 见证点 :
底板标高验收。
塔体垂直度验收。
塔体椭圆度验收。
内部衬胶范围焊缝修磨验收。
整体 ( 隐蔽 ) 验收。
(2) 主要工序 ( 中间 ) 见证点 :
底部 ( 主要底板角变形 ) 验收。
第1—12层 ( 椭圆度 ) 验收。
原烟气入口和净烟气出口安装、除雾器支撑梁及挡板安装分部验收。
搅拌器及管道接口安装验收。
喷淋层、除雾器安装验收。
6 安全措施
吸收塔的安装施工吊装工作量大,焊接工作量大,交叉(上下)作业多,除一般常规的安全措施外,还应采取以下专业措施,确保安全 :
1.施工前,对吊装(倒装)部分的工作需有吊装作业计算书,所选设备、吊具、钢丝绳等应有足够的安全系数。
2.塔内作业照明采用12V的安全电压。
3.起吊用工器具必须与起吊重物相匹配,保证足够的安全系数。起吊过程必须有防棱角措施。
4.脚手架搭设完毕应进行检查,验收合格后方可使用,脚手架载重不得超过270kg/m2。
5.钢丝绳的使用应选择合适的规格尺寸,接头的长度至少要大于300mm。钢丝绳吊装时要绑扎牢固,对于有棱角的吊装件要垫好包角或橡胶。吊装过程中还要防止钢丝绳打接或扭曲。
6.电器设备外壳应具备良好的接地装置。严禁使用插头、插座、电缆、触保器已损坏的电动工具,触保器必须按规定定期试验。
7 效益分析
电厂燃煤机组烟气脱硫装置的投入使用,脱硫效率≥96%,脱硫装置的除尘效率≥50%,对改善空间环境有着不可替代的作用,其社会效益是不可估量的。
我公司在承接多个电厂燃煤脱硫装置吸收塔安装工程中,逐步形成的本工法,得到业主及现场监理的认可,并总结出以下特点 :
对同类工程具有施工指导意义,可根据现场实况选择正装法、倒装法或混装法 ;
吸收塔圈板预制和安装可同步施工, 加快施工进度 ;
由于采用了多人对称焊、对角焊等技术措施,保证了塔体焊接变形控制在最小的范围内 ;
通过对吸收塔吊装(倒装)的理论计算,在安全上留有足够的余量,确保了吊装(倒装)的安全性 ;
合理使用大型机具台班,大型机具台班的使用比之初期减少了20%,降低了施工的综合成本 ;
本工法在使用过程中,还将不断完善,可研究增加地面的作业量,减少高空作业量(如梯子平台在地面组焊、塔圈板上孔洞在地面开好等),前提是技术措施有保障。
烟气脱硫装置 篇5
关键词：燃煤电厂；烟气脱硫；工艺
中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）14-0173-02
对于当前燃煤电厂发展而言，除了要实现自身可持续发展目标之外，还有一个更重要的任务，就是保护生态系统环境。近年来，随着我国工业的飞速发展，因各类燃料大量燃烧而产生的污染越来越严重，给人类的生产和生活造成了巨大的威胁。所以，采取切实可行的脱硫技术，降低烟气排放是当前燃煤电厂发展中非常重要的一项工作，需要引起领导部门的高度重视。
1 燃煤电厂烟气的危害分析
煤炭的大量消耗是燃煤电厂生产活动开展的基础，煤炭燃烧过程会产生大量烟气，烟气中所含有的CO2、CO、SO2等成分，不仅会破坏大气平衡，而且还会造成不同程度的环境污染，威胁着人类的身体健康。尽管当前大部分燃煤电厂在生产中都配置了相应的烟气脱硫设备，但由于技术不完善、设备更新速度慢，从而使得烟气脱硫效果并不理想，无法满足社会发展的根本需求。
此外，由于烟气在排放时会散发大量的热，为了避免高温给人带来伤害，大部分燃煤电厂采用高烟囱排烟。烟囱高度增加，必须会增加烟气的扩散范围和传输距离，加剧烟气危害。
由此可见，随着我国燃煤电厂的飞速发展以及人们环保意识的不断提升，正视燃煤电厂烟气危害，采取针对性的烟气脱硫技术解决环境污染问题至关重要。
2 燃煤电厂烟气脱硫现状分析
早在20世纪70年代，我国燃煤电厂就开始尝试各类烟气脱硫工艺试验，经过长时间的研究总结，已经取得了一些成功经验。90年代后，更是引进了诸多国外先进烟气脱硫工艺，给燃煤电厂烟气脱硫工作的有效开展提供了充足的技术保障。比如说，山西太原第一热电厂所采用的简易石灰石-石膏法脱硫装置；成都热电厂采用的电子束法脱硫技术等，都是从国外引进而来，并且在电厂生产中发挥了重要作用。
近年来，伴随着燃煤电厂的飞速发展，煤炭燃烧量和产生的烟气量越来越大，SO2和NOX排放量更是大幅度增加，环境污染问题日益严峻，给燃煤电厂的发展提出了新的问题。传统燃煤电厂所采用的干法和湿法脱硫脱硝技术，虽然可以在一定程度上降低烟气对环境产生的污染，但同时也存在一些不足之处。比如说，干法炉内喷钙脱硫工艺不仅脱硫效率低，而且使用过程中还需要大量的石灰石作为支撑；湿法烟气脱硝技术尽管效率较高，但运行费用却十分庞大，在燃煤电厂中很难得到广泛推广。
此外，采用干法和湿法脱硫技术进行烟气脱硫时，或多或少都会产生废渣和废水，如果不能将其进行有效处理，势必会造成环境的二次污染，同样无法达到环境保护的目的。
所以，针对当前燃煤电厂烟气脱硫的现状，我们首先要做的就是转变传统的治理思路，从燃煤电厂可持续发展的角度出发，在变废为宝的基础上避免二次污染的问题发生。只有这样，才能够提高燃煤电厂的经济效益和社会效益。
目前，我国燃煤电厂在烟气脱硫技术方面主要有炉内脱硫和烟气脱硫两种类型。虽然有所成效，但在应用过程中也存在一些问题，从大环境来讲，国家相关部门对烟气脱硫市场的监管力度不够，无法对相关设施进行准确评价，致使经常出现技术人员不足、质量管理环节薄弱等问题。
从小环境来讲，由于行业进入门槛低，且大部分脱硫工程以总承包模式运行，从而导致很难从设计源头实现烟气脱硫工艺的优化。这些问题的存在都将直接影响到燃煤电厂的烟气脱硫效果，阻碍燃煤电厂可持续发展目标的顺利实现。
3 燃煤电厂烟气脱硫工艺探讨
烟气脱硫效果是否能够满足燃煤电厂发展需求，最关键的就是对脱硫脱硝工艺的选择。上文提到，燃煤电厂生产所产生的烟气中，不仅含有碳、氮、硫等矿物元素，而且还有大量的二氧化碳和氮氧化合物，不仅损害了人们的身体健康，还污染了大气环境。因此，进行必要的脱硫脱硝处理非常重要。接下来，笔者就针对燃煤电厂中烟气脱硫脱硝的工艺进行简要介绍。
3.1 脱硫工艺
脱硫工艺是贯穿在整个生产中的一项重要技术，分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三个阶段。燃烧前主要以物理性脱硫为主，脱硫方法主要是针对煤炭中含有的矿物硫成分，利用其带磁特性，尽可能多的将煤炭中所含有的硫元素降低，以此来减少燃烧时烟气中的硫含量。燃烧中主要以化学性脱硫为主，即在煤炭燃烧过程中，在燃烧炉内加入碳酸类化合物，使其与煤炭燃烧中释放的含硫化合物发生反应，继而生成为固体硫酸盐，随炉内残渣排除。与燃烧前和燃烧中的脱硫工艺相比，燃烧后的脱硫工艺要相对复杂一些。
一般来说，燃烧后的脱硫工艺操作重点主要集中在防止SO2的排放上，常用的方法主要有三种，即干法、半干法和湿法。
所谓干法脱硫，主要是以多种类型的固态吸收剂为主，通过催化反应减少二氧化硫，进而达到环境保护的目的。虽然这种方法可以避免废液的处理，但这种方法在当前燃煤电厂中很少应用，其原因主要是因为耗时多、反应慢、效果不明显。半干法脱硫主要有两种方法，即吸着剂喷射法和喷雾干燥法。两种方法都是以碱性粉末为主要材料，在高温蒸发的水分环境下，通过反应生成固态干粉。这种方法虽然比不上湿法脱硫的效果好，但却具有操作简便、维护方便等优势，在当前燃煤电厂中具有一定范围的应用。
在上述三种脱硫工艺中，应用最广泛的要属湿法脱硫工艺，该方法主要以Ca（OH）2和NaOH作为二氧化硫的吸收皿，同时应用石膏来实现对二氧化硫的强力吸收。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。
3.2 脱硝工艺
脱硝工艺的完善对大气环境保护同样十分重要，也应该被燃煤电厂领导部门给予高度重视。就目前脱硝工艺的使用情况来看，有效的脱硝工艺可以大幅度降低NOX的生成。具体方法是通过锅炉内氧气密度的减少，缩短煤气在高温中的时间。
此外，对NOX的处理也是脱硝技术使用的一个主要目的，这项工作的开展与脱硫相似，需要采用喷射粉末吸附、溶液内反应以及催化还原等方法进行处理。实践证明，无论是哪一种脱硝工艺，都能够实现对NOX的有效处理。
近年来，随着我国科学技术的飞速发展，脱硝工艺也得到了进一步优化与完善，以平板式催化剂为例，由于该方法采用不锈钢筛网板作为支撑担体，使用加压涂覆工艺，断面为平行褶皱板结构，所以，平板式催化剂在防止飞灰堵塞、磨损和抗中毒等方面具有很大的优势，在高尘燃煤烟气脱硝占据很大的市场份额。电子束技术也是一种新兴的脱硝工艺，这种方法主要是利用电子束光来对NOX进行照射，在光照作用下，NOX就会产生氧化，生成硝酸，然后与NH3反应，生产没有污染的硝酸盐。随着这种方法耗时短、脱硝效果好，但由于该方法对技术要求较高，所以在当前燃煤电厂的发展中并没有得到广泛应用，还有待进行进一步考察。
4 结 语
总而言之，在燃煤电厂飞速发展的新形势下，做好烟气脱硫工作势在必行，其不仅是促进燃煤电厂可持续发展的重要依据，而且也是保护生态环境的重要手段。虽然目前应用于燃煤电厂烟气脱硫中的技术有很多，但大多数都不是十分成熟，这就要求研究者们要加大研究力度，结合我国当前燃煤电厂运营的实际情况，对烟气脱硫技术进行不断优化与完善，确保其具有较强的实效性。只有这样，才能够为燃煤电厂的长足发展奠定坚实的基础。
参考文献：
[1] 王磊.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技与创新，2014，（10）.
[2] 钱水军，张义钢.燃煤电厂的烟气治理策略和脱硫脱硝技术探讨[J].硅 谷，2013，（23）.
[3] 苗强.燃煤脱硫技术研究现状及发展趋势[J].洁净煤技术，2015，（2）.
[4] 张晓.燃煤发电烟气脱硫技术现状及发展趋势[J].资源节约与环保，2014，（7）.
脱硫装置烟气再热系统配置分析 篇6
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) .
烟气脱硫装置 篇7
1 烟囱选择与设计
山东百年电力发展股份有限公司三期2×2 2 0 M W机组烟气脱硫运行后, 原来为三期脱硫设计的G G H加温设备受到煤质和石灰石成分以及环境的影响, 经常出现故障而堵塞, 运行一年多以后已经不能使用。而原混凝土烟囱由于没有防腐处理, 为了不影响三期发电和脱硫机组的正常运行, 2009年初电厂经过对原有烟囱防腐和新建烟囱在投资及效益上进行了对比后, 决定重新建设湿烟囱。
1.1 湿烟囱的高度选择
脱硫后热烟气 (约45℃) 从烟囱出口喷出大体经过4个阶段:烟流的喷出阶段、浮升阶段、瓦解阶段和变平阶段。产生烟流抬升的原因有两个:一是烟囱出口处的烟流具有一定的动量;二是由于烟流温度高于周围空气温度而产生的净浮力。影响这两种作用的因素有很多, 归结起来可分为排放因素和气象因素。排放因素有:烟囱出口的烟气流速、烟气温度和烟囱内径。气象因素有平均风速、环境温度、风速垂直切变、湍流强度和大气稳定度。大多数烟气抬升高度的公式都是经验性的。
烟囱属于高架源, 由于高架源的污染源在空中, 我们时常关心的是污染物的到达地面的浓度, 而不是空中任一点的浓度。依照点源扩散的高斯模式, 我们可以计算出地面任意一点的污染物落地的一次浓度。
通过招标文件提供的参数, 我们计算得出烟囱的抬升高度为118m, 与120m相差无几, 此时将产生地面绝对最大浓度, 若污染物的地面浓度满足当地环保部门的要求, 此时的烟囱高度将是合理的。
1.2 烟囱结构选型
烟囱选择时, 在得到电厂三期烟气脱硫后的流量、内部成分、烟气排除影响范围以及电厂环境等数据, 通过计算确定采用出口直径6 m、高度1 2 0 m符合要求, 而烟囱采用何种结构形式上原先侧重于钢烟囱。在方案设计时, 考虑到三期脱硫吸收塔高度三十多米, 通过烟道于烟囱连接部位应该在35~40m之间, 结合电厂环境, 离海边直线距离不到500m, 地面粗糙度属A类, 抗震设防烈度为7度, 地震加速度值为0.15g。通过计算, 如果采用钢结构, 连接部位对主体的刚度消弱比较明显, 烟囱底部钢板较厚, 用钢量比较大, 而烟囱30多米无烟气通过, 便设计了三种方案, 如图1。
通过与电厂技术人员充分论证并进行比较, 一致认为第一个设计方案在同等安全的条件下用钢量最少、造价最低, 其后续维护费用最低, 电厂最后选择了第一个设计方案。方案确定以后对烟囱的选址进行了现场勘测, 由于原先设计时没有考虑新增烟囱, 三期场地建 (构) 筑物已经没有地方, 有考虑到烟道的长度越短越好, 在三期脱硫吸收塔西面、灰库南面、回水泵房北面有一空地, 好处是离硫吸收塔比较近, 坏处是场地太紧张, 周围建筑物对震动敏感, 易采用板式基础。
1.3 钢烟囱形式选型
钢烟囱包括塔架式、自立式和拉索式三种形式。高大的钢烟囱可采用塔架式, 低矮的钢烟囱可采用自立式, 细高的钢烟囱可采用拉索式。
塔架式钢烟囱的钢塔架可根据排烟筒的数量, 水平截面设计成三角形和方形。塔架底部宽度与高度之比, 不宜小于1/8。
自立式钢烟囱的直径d和高度h之间的关系宜满足h≤20d。当不满足此条件时, 烟囱下部直径宜扩大或采用其他结构型式。
当烟囱高度与直径之比大于2 0 (h/d>20) 时, 可采用拉索式钢烟囱。小于35时, 可设1层拉索。拉索一般为3根, 平面夹角为120°, 拉索与烟囱轴向夹角不小于25°。拉索系结位置距烟囱顶部小于h/3处。
从经济的角度考虑, 优先采用自立式或拉索式钢烟囱。对于本工程, 由于场地的限制, 拉索的布置较为困难, 故考虑采用自立式钢烟囱。
为了降低成本, 本工程采用钢混凝土组合式烟囱, 底部40米高位混凝土部分, 其中烟囱部分高15 m, 顶部80m为钢烟囱。烟囱整体圆锥形, 底部直径11m, 顶部直径6 m, 标高120 m。对于本工程h/d=120/11=10.9<20, 可采用自立式钢烟囱。
在确定采用自立式钢烟囱的结构形式后, 我们对本工程的钢烟囱进行了初步核算。对本工程的钢烟囱进行有限元建模分析, 烟囱段壁厚6~14 m m, 混凝土部分内衬6 m m钢板, 烟道入口开孔与吸收塔烟道出口在一平面。在烟囱出口的设计上, 还要充分考虑烟囱出口处凝结水的回收问题。由于烟囱出口处环境温度较低, 此处的凝结水量将比较多, 我们将在烟囱出口采用通过设置烟囱顶部的疏水装置, 就能将烟囱出口附近处的冷凝水收集返回吸收塔。
2 湿法烟囱内筒防腐设计方案
2.1 脱硫烟气的特点和腐蚀性
烟气经过脱硫后, 虽然烟气中的二氧化硫含量大大减少, 但是, 洗涤的方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好。由于经湿法脱硫, 烟气湿度增加、温度降低, 烟气极易在烟囱的内壁结露, 烟气中残余的三氧化硫溶解后, 形成腐蚀性很强的稀硫酸液。调查实际的烟囱发现, 脱硫烟囱内的烟气有以下特点:
(1) 烟气中水份含量高, 烟气湿度很大。 (2) 烟气温度低, 脱硫后的烟气温度一般在40~50℃之间, 经GGH加温器升温后一般在80℃左右。 (3) 烟气中含有酸性氧化物, 使烟气的酸露点温度降低。 (4) 烟气中的酸液的浓度低, 渗透性较强, 对烟囱结构有很强的腐蚀性。
由于脱硫烟囱内烟气的上述特点, 对烟囱设计有如下影响:
(1) 烟气湿度大, 含有的腐蚀性介质在烟气压力和湿度的双重作用下, 烟囱内侧结构致密度差的材料内部很易遭到腐蚀, 影响结构耐久性。 (2) 低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强。 (3) 酸液的温度在40~80℃时, 对结构材料的腐蚀性特别强。以钢材为例, 40~80℃时的腐蚀速度比在其它温度时高出约3~8倍。
按照设计标准要求, 燃煤电厂脱硫烟囱虽然在脱硫过程中已除去了大部分的氧化硫, 但脱硫后, 烟气湿度通常较大, 温度很低, 且烟气中单位体积的稀释硫酸含量相应增加。因而, 处于脱硫系统下游的烟囱, 其烟气通常被视为“高”化学腐蚀等级, 即强腐蚀性烟气等级, 因而烟囱应按强腐蚀性烟气来考虑烟囱结构的安全性设计。
2.2 防腐方案的选择
国内最近几年才要求对烟气进行脱硫, 目前采用的烟囱防腐方法很多都是参考国外的工程经验, 至于烟囱防腐效果如何, 由于国内脱硫烟囱使用时间尚短, 很多烟囱无法考证。
本方案与三期建设的脱硫烟囱相同, 即建造一支钢结构单筒烟囱。鉴于排放烟气温度低 (约55℃) , 再加上龙口地处海边, 风力较大, 起风比较频繁, 会对外保温层产生破坏性影响, 故本烟囱不设外保温层。
根据对国内脱硫湿烟囱的运行及腐蚀情况调研, 内衬泡沫玻璃砖、耐酸胶泥和O M涂料等湿烟囱防腐方式在国内均有应用, 但总体情况不容乐观, 大多数项目在进行防腐蚀改造之后1年内即出现严重腐蚀、渗漏, 出现了防腐失效问题 (钛合金复合套筒烟囱也有腐蚀穿孔案例) , 无法保证烟囱的长久运行。如果长时间运行, 得不到有效维护, 将严重影响企业的正常生产, 造成重大经济损失。
综合考虑烟囱防腐性能及工程造价等方面的因素, 防腐方案采用烟囱内壁涂抹环氧乙烯基玻璃鳞片树脂进行防腐, 防腐层厚度2 m m。由于烟囱标高4 0 m以下部分用混凝土浇筑, 为了确保防腐的可靠性, 在烟囱烟气入口处以上至烟囱标高40 m以下之间的混凝土筒壁贴衬6 m m厚钢板, 贴衬钢板与净烟气烟道及40m以上钢筒壁之间为焊接连接。
3 结语
烟气脱硫装置 篇8
半干法烟气脱硫工艺的脱硫过程是在脱硫塔内完成的。来自锅炉的待处理烟气由脱硫塔底部进入脱硫塔, 而生石灰粉 (或小颗粒) 经制浆系统掺水、搅拌、消化后制成具有良好反应活性的一定浓度的熟石灰浆液, 浆液经泵送往反应塔, 经喷嘴或旋转喷雾将石灰浆液喷洒成雾状微粒, 这些雾状石灰浆吸收液与由塔底进入的含SO2烟气接触混合, 产生强烈地物理化学反应, 石灰浆吸收液吸收烟气中的热量, 其中的大部分水分汽化蒸发, 在此过程中吸收烟气中的SO2等酸性气体, 反应生成的干态固体颗粒落下进入灰渣处理系统。
在该工艺过程中, 要保证好的脱硫效率, 满足排放要求, 并使脱硫剂得到充分利用, 喷淋系统必须满足以下3个条件:1) 保证脱硫塔内合适的反应钙硫化;2) 适宜的塔内温度、湿度;3) 良好的雾化效果。雾化效果决定于雾化设备结构及其工况, 只要设备选型合适, 入口压力符合要求, 雾化效果就能够保证。另外的2个条件需要喷淋调节系统的协调动作来保证。
2 FLUENT软件介绍
FLUENT软件是一个工程运用的CFD软件, 是用于计算流体流动和传热问题的程序。软件的主要特征表现为以下几个方面:
1) 强大的网格支持能力;
2) 独一无二的动网格技术;
3) 先进的数值解法;
4) 博采众长的物理模型;
5) 高效率的并行计算功能;
6) 强有力的图形后处理功能。
软件应用的主要领域包括航空航天、汽车设计、船舶、生物医药、化学处理、石油天然气、发电系统、电子半导体、涡轮机械、材料、冶金、核能等。
3 脱硫剂入口计算结果与模拟分析
3.1 脱硫剂喷入速度的模拟
本文通过对选定的三个脱硫剂喷入速度进行模拟, 从中选出对脱硫塔内烟气流场分布均匀性影响最小的一个值, 作为喷嘴位置模拟中脱硫剂喷入速度, 喷嘴位置选定文丘里管下端1.2m处。图1为脱硫剂喷入速度分别为2m/s (1) 、3.5m/s (2) 、5m/s (3) 时文丘里管出口处相同位置截面的流场图:
从图1可知, 速度的改变对文丘里管内流场分布影响的区别很小, 仅通过对图的观察不能明确判断哪一个速度影响最小。导致这种结果的原因可能是:1) 在设计要求中要求脱硫剂喷入时对塔内流场分布的影响保持最小;2) 所选定的三个速度之间的差距很小, 产生不同影响也就不明显;3) 喷嘴入口速度相对于文丘里管内部气流速度来说较小, 不足以造成明显影响。
3.2 喷嘴位置对流场分布影响的模拟
根据以上脱硫剂喷入速度的模拟结果, 针对喷嘴处脱硫剂喷入速度为2m/s时, 对喷嘴分别位于文丘里管下端2.2m (1) 1.2m (2) 0.2m (3) 三种情况进行模拟。图2为结构截图。针对三种位置的喷嘴进行模拟计算, 根据模拟结果进行计算比较, 确定最佳位置。
3.3 脱硫剂入口对脱硫塔内流场的影响
通过FLUENT模拟计算可以看出, 脱硫剂的喷入速度与喷入位置不同, 会对脱硫塔内烟气流场分布及脱硫效率造成一定的影响。
1) 脱硫剂喷入速度模拟2m/s、3.5m/s、5m/s三种情况, 其中喷入速度2m/s时, 对脱硫塔内烟气流场分布影响最小, 说明脱硫剂的喷入速度应该尽量选择较小值, 但是如果值太小就会影响到浆液含湿量, 会有脱硫剂粘壁等现象发生, 从而对塔内化学反应产生副作用降低脱硫率及脱硫剂利用率。
2) 喷嘴位置模拟了喷嘴分别位于文丘里管下端0.2m、1.2m、2.2m处时, 脱硫剂喷入对塔内烟气流场分布的影响。结果表明喷嘴位置改变对流场的影响区别不明显, 但通过计算喷嘴位于文丘里管下端1.2m时, 烟气流场分布最均匀。联系脱硫塔体结构变化, 以及烟气流场在塔内各阶段的变化, 说明喷嘴位置的选择应尽量避开烟气流场变动的地方。如烟气通过渐缩面或扩张面时, 流场存在聚集或扩散作用。
3) 化学反应模拟中, 喷嘴位于文丘里管下端1.2m时, 脱硫效率最高。一方面因为在该位置塔内流场分布最均匀, 另一方面化学反应发生在距离喷口一定位置, 烟气经过文丘里管时, 能充分与浆液接触发生反应, 所以如果化学反应在文丘里管内进行的时间越长反应进行的越彻底, 从而脱硫效率就会提高。如果化学反应发生在浆液进入文丘里管前或经过文丘里管后, 因为浆液和烟气的接触相对在文丘里管内的接触不够充分, 所以反应效果差, 脱硫率也就比较低。
摘要：半干法烟气脱硫由于其投资低、占地小、耗水少等优点, 最适于我国现役机组的脱硫技术改造, 通过对半干法脱硫系统多方位全面系统的研究, 了解其内部结构、烟气流动特性、化学流动特性等, 利用流场数值计算软件选择合理的数值计算模型, 确定各种数据和参数进行数值模拟, 设计一个达标可靠的系统对减少半干法脱硫中因结构造成的问题、完善半干法脱硫工艺、提高脱硫效率以及脱硫剂的利用率意义重大。
关键词：脱硫塔,导流板,喷嘴,数值模拟
参考文献
[1]周山明, 金保升, 孙志翱.喷淋脱硫塔喷嘴外流动数值模拟与实验研究.热能动力工程.2007.
烟气脱硫装置 篇9
随着国家对环保要求的日趋严格,大部分电厂都已建设或正在建设烟气脱硫设施(FGD),而已经建成和正在投产的部分电厂由于各种原因导致了脱硫效率偏低。目前国内已建成的火电厂脱硫装置,大部分采用石灰石—石膏湿法脱硫系统。所以我们就以石灰石-石膏湿法系统为例进行分析。
石灰石/石膏湿法脱硫是目前世界上广泛采用的烟气脱硫技术。自20世纪70年代开始,经过几十年的运行实践,这一工艺得到了显著的发展和改进。在现代的石灰石湿法烟气脱硫工艺中,烟气由含亚硫酸钙和硫酸钙的石灰石浆液洗涤,S02与浆液中的碱性物质发生化学反应生成亚硫酸盐和硫酸盐。浆液中的固体(包括燃煤飞灰)连续地从浆液中分离出来并排出,新鲜石灰石加入吸收塔后同原有浆液一起循环参与烟气的洗涤过程,使反应不断向正方向进行,达到持续去除S02的目的。
2 影响脱硫效率的因素
2.1 脱硫装置设计因素分析
2.1.1 设计液气比(L/G)
液气比是指流经L/G比=流经吸收塔烟气量(标态)/浆液喷淋量,单位为L/m3,液气比决定酸性气体吸收所需要的吸收表面,在其他参数值一定的情况下,提高液气比相当于增大了吸收塔内的喷淋密度,使液气比间的接触面积增大;同时也增大了可用于吸收S02的总碱度,故脱硫效率将增大。设计液气比决定了烟气与浆液的接触面积,代表着气液传质的速率。
2.1.2 吸收塔内烟气流速
其他参数恒定的情况下,保持合理的塔内烟气流速,有助于增加气液接触时间,脱硫效率增加;塔内烟气流速过高,会使烟气携带能力增强,影响除雾器除雾效果,同时造成塔内压损增大。
2.1.3 浆液停留时间
浆液在吸收塔浆液池内停留时间长,将有助于浆液中石灰石与S02完全反应,并能使反应生成物CaSO3有足够的时间完全氧化成CaS04,形成粒度均匀、纯度高的优质脱硫石膏。
2.1.4 氧化空气量及布置设计
氧化空气量不足会导致浆液中CaSO3含量过高,引起石灰石屏蔽现象,造成脱硫率下降和石膏脱水困难。另外,良好的氧化空气系统设计可使空气分布均匀,不仅氧化效果好,而且节能降耗。
2.1.5 改善塔内气流均匀性设计
烟气一般水平方向进入吸收塔、水平方向引出吸收塔,而且塔横截面随容量增大;烟道进口采用较大的宽高比;进口向下倾斜15。左右;吸收塔烟气进出口烟道走向一致;增加吸收区高度,采取吸收塔顶部出口垂直向上;还有吸收塔搅拌器的设计也影响着脱硫性能,设计良好的搅拌系统能使石灰石更好地溶解、CaS03氧化更为充分及利用石膏晶体的成长。
3 脱硫装置入口参数因素分析
3.1 吸收塔入口烟气量的影响
入口烟气量的变化=液气比(L/G)的变化。当进入FGD系统的烟气量减少时,其他条件不变,意味着L/G的增大,脱硫效率自然增大;烟气量增加时,L/G减小,脱硫效率也会有所减小。在脱硫系统运行中,若烟气量减少到一足程度时,可以停运一台循环泵来减少系统电耗。
3.2 SO2浓度的影响
吸收塔系统的S02吸收过程是可逆的,各组分浓度受平衡浓度制约。在Ca/S比一定的条件下,当烟气中S02浓度很低时,由于吸收塔出口S02浓度不会低于其平衡浓度,所以脱硫效率不会很高;当烟气中S02浓度适当增加时,有利于S02通过浆液扩散,加快反应速度,脱硫效率随之提高;但随着S02浓度进一步的增加,受液相吸收能力的限制,脱硫效率将下降。
3.3 烟气中烟尘浓度的影响
原烟气中的飞灰含量过高时,将在一定程度上阻碍SO2与脱硫剂的接触,降低石灰石中Ca2+的溶解速率,同时飞灰中不断溶出的一些重金属会抑制Ca2+与HSO3-的反应。烟气中粉尘含量持续超过设计允许量,将使脱硫效率大为下降,喷嘴堵塞。同时,飞灰中溶出的一些重金属如Hg、Mg、Cd等离子,会抑制Ca2+与HSO3-的反应进而影响脱硫效率。飞灰还会导致吸收塔浆液中酸不溶物升高。
3.4 吸收塔入口烟气温度的影响
当入口烟温过高时,不利于S02气体溶于浆液,形成HSO3-,并会使吸收塔内除雾器叶片等部件高温变形损坏。同时,出口烟气中的水蒸汽含量过高,对烟道、膨胀节及烟囱等设备造成腐蚀,在一定程度上增加了系统缺陷,降低了脱硫效率。吸收塔入口烟气温度较低时,S02在浆液中的溶解度增加,有利于S02的吸收反应,有助于脱硫效率提高。
4 脱硫装置吸收剂因素分析
4.1石灰石
4.1.1石灰石的品种
CaC03含量越高,其活性越大;杂质对石灰石的消溶起阻碍作用,其中的MgO会生成大量可溶MgS03,阻碍SO2的吸收反应;烟气的F与石灰石中的A1化合成F-A1复合体,对CaC03造成包裹,阻碍石灰石的消溶。同时,杂质MgCO3、Fe203、A1203能生成易溶的镁、铁、铝盐类,非Ca2+将弱化CaC03在浆液中的溶解和电离,会影响脱硫效果。石灰石中的酸不溶物含量过高,造成设备磨损和效率降低
4.1.2石灰石粒径。
石灰石粒径越小,比表面积越大,液固接触越充分,从而能更有效降低液相阻力,石灰石活性就越好。对于纯度较高的石灰石,CaC03含量在>85%以上,石灰石粒径对石灰石活性的影响远大于石灰石的种类和成分的影响。较细的石灰石颗粒的消溶性能好,脱硫效率及石灰石利用率较高,因此,一般要求石灰石粉细度90%通过325目(44um)筛。当石灰石中杂质含量较高时,要求石灰石粉细度更高一些。
4.2 浆液环境的影响
4.2.1 pH值的影响
pH值不仅影响S02的吸收和亚硫酸钙的氧化,也影响石灰石的溶解,按照S02的吸收反应,H+扩散会促进石灰石的溶解,因此,pH值越低,越有利于石灰石的溶解。
4.2.2 S02浓度的影响
含有S02的烟气经石灰石浆液洗涤,对石灰石的消溶有正面影响。S02溶于水可为浆液提供H+,使浆液的pH值降低,有利于石灰石的消溶。同时,S02溶于水后生产的HSO3-,可进一步氧化为S042-,HSO3-和HSO42-与Ga2+反应生产的GaSO3和GaSO4沉淀物从溶液中析出,消耗Ga2+,使反应向有利于石灰石消溶的方向进行,促成石灰石的消溶。因此,在其他条件一定的情况下,随着烟气中S02浓度升高时,石灰石的消溶率增大。
4.2.3 浆液中离子的影响
当S03超过一定值时,CaSO3会抑制了CaC03的溶解,导致石灰石溶解度下降,造成“石灰石屏蔽现象”,影响脱硫效率;浆液中的C1、F元素对石灰石的消溶特性有抑制作用。
4.2.4 搅拌强度的影响
浆液搅拌强度的增加,液固相之间的接触更加充分,会强化了石灰石的溶解。研究发现搅拌速率加快,石灰石的溶解速率常数随之加快。
4.2.5 温度的影响
温度升高时,分子运动加强,化学反应速率提高,浆液中石灰石的溶解率提高,会提高石灰石的溶解。
4.3 FGD工艺水的影响
FGD工艺水的水质对FGD系统的运行性能也有一定程度的影响,例如工艺水应非酸性,其中的Ga2+、CL-、F-等离子及悬浮物等杂质进入吸收塔后都会对脱硫率不利;除雾器的冲洗水若不干净将堵塞冲洗喷嘴,最终造成结垢堵塞,这会影响吸收塔气流场的改变,间接地影响脱硫率。为保障脱水机的正常运行和石膏品质,滤布、滤饼的冲洗液同样对水质有一定的要求。
5 脱硫装置运行控制参数分析
5.1 吸收塔浆液pH值
浆液pH值是石灰石湿法FGD系统的重要运行参数。如果浆液pH值升高,一方面由于液相传质系数增大,S02的吸收速率增大,另一方面,由于在pH值较高(大于6.2)的情况下脱硫产物主要是CaSO3 1/2H2O,其溶解度很低,极易达到饱和二结晶在塔壁和部件表面上,形成很厚的垢层,造成系统严重结垢。如果浆液PH值降低,则S02的吸收速率减小,但结垢倾向减弱。当pH低于6.0时,S02的吸收速率下降幅度减缓;当pH值降低到4.0以下时,浆液几乎不再吸收S02。
5.2 吸收塔浆液密度
在吸收塔运行过程中,随着烟气与脱硫剂反应的进行,吸收塔的浆液密度不断升高,通过化学取样分析结果可知,当密度大于1100kg/m3时,混合浆液中CaCO3、石膏的浓度趋于饱和,石膏对S02的吸收有抑制作用,脱硫率会有所下降,但维持石膏在吸收塔浆液中的过饱和度,会促进石膏的结晶脱水。在运行中应严格控制浆液密度在15-25%,对应密度1100～1130 kg/m3。
5.3 钙硫比(Ca/S)
在保持液气比不变的情况下,Ca/S增大,注入吸收塔内吸收剂的量相应增大,引起浆液pH值上升,可增大反应的速率,增加反应的表面积,使S02吸收量增加,提高脱硫效率。但是,由于石灰石的溶解度较低,其供给量的增加将会引起石灰石的过饱和凝聚,最终使反应的表面积减小,脱硫效率降低;同时使石膏中石灰石含量增大。在实际FGD系统运行中,为了控制吸收塔浆液中CaC03的含量和脱硫率,通过合理控制pH值,使Ca/S在1.02～1.05之间。
5.4 氧化风量
氧气参与烟气脱硫的化学过程,使HSO3-氧化为S042-,是吸收塔内化学反应的有效催化剂。氧化空气量过少时,浆液中CaSO4 2H2O的形成会变慢,脱硫效率也会呈下降趋势。氧化空气过量时,烟气中氧气浓度很高则意味着系统漏风严重,进入吸收塔的烟气量大幅度增加,烟气在塔内停留时间减少,会导致脱硫效率下降。
5.5 废水排放量
原烟气中的CI-、F-、飞灰等都被带入吸收塔浆液中,长期运行后吸收塔浆液的CI-和重金属离子浓度会逐渐升高,不断增加的重金属及浆液中过量的酸不溶物都对脱硫效率有负面影响。因此,在FGD运行过程中需要向外排废水,通过外排废水,降低CI-、F-、重金属离子、酸不溶物等浓度,从而提高脱硫效率。
5.6 其他因素
1)旁路有烟气泄漏
2)吸收塔喷淋层堵塞,造成烟气“短路”
3)除雾器堵塞,造成塔内流场分布不均,部分区域烟气流量大、流速快
6 改进FGD脱硫系统脱硫效率的措施
影响FGD系统脱硫率的因素很多,这些因素相互关联,在实际运行过程中,由于脱硫原理相同,处理措施也都相似。以下提供改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施,
1)优化设计。合理确定脱硫装置的设计和运行参数
2)做好机组和除尘设备的运行,保证进入脱硫装置的烟气参数在设计范围内
3)选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂
4)保证FGD工艺水水质
5)严格控制脱硫装置的运行参数
6)做好FGD系统的运行维护、检修、化验等管理工作
7 结束语
影响脱硫装置运行效率的因素很多,且相互关联影响,为了保证脱硫装置能够长期稳定可靠经济运行,必须强化运行参数管理,重视化学化验分析,保证数据记录真实可靠,真正实现运行维护有“数”可依,有“据”可查。同时脱硫管理和运行人员,一定要立足生产实际,结合自身特点,对系统设备运行状况进行详尽分析,从而采取最合适的方案、措施,保证脱硫系统的稳定和高效运行。
摘要：概述大型燃煤火力发电厂石灰石-石膏湿法脱硫技术的的发展及原理和工艺流程,对影响湿法烟气脱硫(FGD)装置脱硫效率的原因分析,查找出造成脱硫效率过低的主要原因,并提出改进解决的措施,采取最合适的方案,保证脱硫系统的稳定和高效运行。
关键词：湿法脱硫,脱硫效率,原因,措施
参考文献
[1]《湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行》中国电力出版社
[2]《工业脱硫技术》化学工业出版社
[3]《洁净煤发电技术》中国电力出版社
[4]《燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例》环境科学与工程出版社
燃煤锅炉烟气脱硫技术的实践探索 篇10
关键词：燃煤锅炉；烟气脱硫技术；发展现状；问题与措施
根据我国目前燃煤锅炉烟气脱硫技术的发展现状进行探讨，介绍几种比较典型的烟气脱硫方法。对锅炉烟气脱硫存在的问题进行分析，进而提出一些改进的措施。
一、我国烟气脱硫技术的发展现状
站在工艺特性的角度上，可以将烟气脱硫技术分为湿法、干法以及半干法三种类型。虽然烟气脱硫的方法多种多样，但是具有实用性的比较少，基本只有十几种左右，这十几种方式比较可靠有效，其中应用最广泛的是石灰石，石灰浆液吸收法以及一些湿法烟气洗涤脱硫工艺，基本占到了世界现有烟气脱硫装置的85%左右，喷雾干燥法大约占到了8.4%左右，而干法烟气脱硫占到的比例是最小的。站在烟气脱硫的副产品处置方式的角度上分析，可以将烟气脱硫技术分为回收法和抛弃法两种类型。
（一）石灰石，石灰浆液湿法脱硫
利用石灰石或者是石灰浆液吸收塔内的烟气中存在的二氧化硫，产生亚硫酸钙以及硫酸钙等物质；有时可以从二氧化硫中回收石膏，或者是抛弃生成物，但是有可能造成二次污染。这种脱硫方式比较容易操作，原料易得，并且脱硫率相对比较高，脱硫达到75%，--95%。吸收塔常用型式多种多样，比如，湍球塔、筛扳塔、洗涤塔文丘里以及喷雾洗涤塔等类型。在实际的操作中出现了一些问题：首先，由于吸收剂以及生成物都呈现固体状态，因此，在进行烟气脱硫时，各个机械设备以及管道内容易出现堵塞和结垢等情况，一般需要使用添加剂才能有效地缓解这一状况，但是效果不甚理想；二是对固体生成物的处理。对于一些中小型的工业锅炉而言，一般不采用回收注，而是用水力旋流器对吸收塔排出的浆液进行增稠浓缩处理，紧接着将其输送到排渣场抛弃。为了有效地防止出现二次污染，需要采用闭式废液循环系统。对于这类的烟气脱硫设备而言，是否能够长期地使用，主要是根据这两个问题是否得到有效地解决以及系统是否得到完善决定的。对于大型的电站燃煤锅炉而言，一般可以采用石灰石，利用石膏回收法的烟气脱硫装置，但是投资相对比较大。比如，重庆的珞璜电厂的烟气脱硫示范工程的外汇部分的投资已经高达3460万美元。
（二）双碱法
双减法也可以称为钠碱法，在一般情况下，主要是利用钠化台物溶液吸收烟气中存在的二氧化硫，然后用石材石灰石浆液促使吸收液的再生，最终生成固体生产物亚硫酸钙或者是硫酸钙物质。这种烟气脱硫方式的一个显著特征是吸收塔内的钠化台物水溶液之后，不会产生结垢，并且脱硫率非常高，高达95%以上。
（三）半干法烟气脱硫
半干法烟气脱硫法主要是将湿法和干法有机结合起来。湿法的缺点是不容易处理脱硫废液，增湿降温之后，不容易将烟气排放出去。干法的缺点是固体的吸收剂以及低浓度的二氧化硫气体不容易产生化学反应。而半干法烟气脱硫则有效地避免了这两种方法的缺点，结合了这两种方式的优点。旋转喷雾干燥法是一种使用比较广泛的半干法。旋转喷雾干燥法主要是将氢氧化钙或者是碳酸钠物质制作成浆液，利用高速旋转雾化器将浆液放入大干燥反应器中，当烟气通过时，其中的碱性液滴能够吸收二氧化硫，由于受到烟气热量的影响，水分会逐渐蒸发，此时在干燥反应器的出口处，形成了一些固体颗粒，其中包括一些反应生成物、未发生反应的原材料以及飞灰等物质。然后再用袋式除尘器收集固体颗粒，分离除去。炉内喷钙增湿活化脱硫法也是属于半干法烟气脱硫法的一种。在一般情况下，喷雾干燥法脱硫率为75%～90%。喷雾干燥法的显著特征是操作方便简单、使用设备较少，耗能以及耗水量比较低，因此投资成本以及运行费用相对比较低。同时，其生成的固体废弃物的体积比较小，处理方便，不存在设备结垢的问题，由于出口处的烟气温度偏高，可以直接进行排放。山东的黄岛电厂引进的简易喷雾干燥法烟气脱硫以及重庆的长寿化工总厂引进的JBR 法脱硫等都属于半干法，并且都已经开始运行，其实际脱硫率基本为70%一75%。
二、锅炉烟气脱硫存在的问题
（一）烟气脱硫废液处理困难
碱液在烟气中吸收二氧化硫之后，容易形成烟尘、硫酸盐废液以及亚硫酸盐废液等废弃物，如果处理不当，则容易产生二次污染。因此，需要合理地处理废液，加强废液中的硫酸盐类的回收和再利用，将废液资源化。目前，有的中小型的锅炉烟气脱硫的废液处理的过程中，由于资金有限，副产品产生量比较少，档次比较低，销量比较差等问题，导致脱硫废液处理的工作难度比较大。
（二）腐蚀严重，脱硫设备寿命短
煤炭在燃烧时，不仅产生二氧化硫物质，同时还会生成一氧化硫。由于烟气中含有水成分，生成的一氧化硫容易形成硫酸雾。当温度比较低时，硫酸雾则会凝结，依附在机械设备的内壁上，有的溶解在洗涤液中，导致湿法脱硫设备遭到腐蚀，大大地减少了机械设备的使用寿命。因此，需要积极采取有效的措施进行防腐。可以利用不锈钢、硬聚氯乙烯以及陶瓷等制造吸收塔或者是其他的相关的机械设备，在设备的内壁上需要喷洒一些防腐材料。
（三）结垢和堵塞，致使脱硫设备无法正常运行
造成设备结垢和堵塞的主要原因是烟气中的氧气将CaSO氧化成为石膏，并且促使石膏达到饱和状态。在管道、吸收塔、除雾器等部位容易出现结垢和堵塞现象。这种现象经常出现在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化以及抑制氧化。
三、改进现有除尘系统进行脱硫技术的建议
在中小型的燃煤锅炉中，基本都设置了除尘系统，比较常见的除尘设备是旋风除尘器以及水膜除尘器两种。在改进现有除尘系统进行脱硫时，需要充分地利用现有的条件，选择合适的脱硫工艺，尽量达到投资少、效果好的目的。对于已经安装了高效多管除尘器系统的燃煤锅炉而言，一般是采用喷雾干式烟气脱硫，同时利用高效多管除尘器的工艺。在除尘器前安装喷雾干燥塔烟气脱硫，可以利用除尘器捕集粉末和烟尘，使用现有的除尘器处理生成的硫酸盐干。对于已经装置了文丘里水膜或者是麻石水膜除尘器系统的而言，可以利用烟道喷雾脱硫，同时加上水膜除尘器的工艺，改造现有的水膜除尘器。在水膜除尘器的进口处安装高效喷雾装置，因此，喷出的吸收剂浆液可以与烟道中的烟气混合在一起。另外，粉尘和烟尘可以被吸收剂润湿以及凝聚。烟气进入除尘器之后，除尘器立即可以捕集吸收液雾滴、脱硫产物以及烟尘等物质，经过除雾处理之后，烟气可以由烟囱排出。
四、总结语
综上所述，我国虽然引进了许多先进的烟气脱硫设备，但是由于投资成本比较高，导致这些先进的技术很难在我国进行大面积地推广。因此，我国 需要加大自主研发符合我国国情的烟气脱硫装置，开发操作方便并且实用性较强的烟气脱硫装置，从而有效地推动我国烟气脱硫技术的快速发展。
参考文献：
[1]张璐、王随林.中小型燃煤锅炉烟气脱硫现状及技术方向[J].城市建设理论研究（电子版），2013.10（22）：109-110
[2]侯娜、李济吾. 燃煤锅炉烟气湿法脱硫与硫资源回收技术分析[J].2012 - 中国建筑学会建筑热能动力分会第十七届学术交流大会，2012.10（33）：`111-112
[3]蔡伟建. 中小型燃煤锅炉烟气湿法脱硫技术新模式探讨[J].
烟气脱硫装置 篇11
关键词：湿法烟气脱硫,石灰石-石膏法,电耗,厂用电率
1 烟气脱硫装置电耗情况
某电厂2×330MW机组脱硫系统采用湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术。表1为2套脱硫装置正常运行时所占厂用电比例及脱硫系统主要组成部分电耗情况。
从表1知,该厂脱硫装置的实际电耗明显超出设计值,同时风烟系统、吸收系统、吸收剂制备系统共占整个脱硫用电的90%以上,因此,降低脱硫装置电耗就从这3个系统着手。
2 脱硫装置电耗超设计值分析及应对措施
2.1 入炉煤质硫份含量超设计值
该厂脱硫装置按入炉煤硫份含量1.6%设计,脱硫效率不低于95%。但实际入炉煤平均硫份含量达1.93%,进入吸收塔的SO2量远超设计值,脱硫效率显著下降。通常采取增大供浆量,增开循环浆泵、氧化风机等手段来维持脱硫效率,造成脱硫装置长时间全方式运行,电耗远超设计值。
采取措施:
(1)合理调运掺配燃煤。综合考虑入厂煤各项指标,入厂低硫煤一定要占一定比例,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不偏离设计值太大,高负荷燃用低硫煤,低负荷燃用高硫煤,特别注意不长时间不间断燃用硫严重超标煤。
(2)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在一种稳定运行状态。
2.2 增压风机电耗大
该厂烟气系统采用增压风机与引风机串联的运行方式,两风机共同克服锅炉烟气系统加脱硫烟气的阻力。增压风机为静叶可调式轴流增压风机,因为脱硫烟气系统特别是GGH换热器积灰严重,一方面造成压损大,风机耗能增加,另一方面造成增压风机经常出现喘振现象,调节特性变差,与吸风机配合变差,电耗增大。
采取措施:
(1)加强GGH吹灰,形成定期工作制度,至少每班吹扫一次,在压差增大时增加吹灰频率,有效降低烟道烟气阻力,确保GGH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。
(2)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),并严格执行。
(3)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。
(4)机组检修时,彻底清理GGH换热片间的积灰,确保其在1个小修周期内,能在较低的阻力下运行。
2.3 循环浆泵长时间同时运行
每套脱硫装置装有4台循环浆泵、2台氧化风机,4台浆泵分别对应吸收塔不同的喷淋位置。在实际运行中,想当然认为启动全部循环浆泵时的脱硫效率最高,造成设备电耗增加。
采取措施:通过实验摸索出不同负荷对应不同烟气SO2浓度下的循环浆泵组合,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
制浆系统出力达不到设计要求,2套制浆系统长时间运行,电耗增大。浆液输送系统因浆液沉积结垢,系统阻力增加,电耗增加。
采取措施:
(1)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。
(2)加强运行维护和设备检查,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。
3 采取措施后的效果
采取措施后,2009年4月脱硫装置电耗见表2。
通过表2可以看出,在运行方式基本相同的情况下,脱硫厂用电率下降明显,但较设计值还有一定差距,我们认为主要是因为入炉煤硫份含量超出脱硫装置设计值造成。虽然煤质问题在短时间内难以解决,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,在采取措施后取得了明显的节电效果。
参考文献
[1]郭予超.我国火电厂烟气脱硫现状及展望[J].华东电力, 2001,9:1-7,52
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