湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术（精选11篇）

湿法烟气脱硫技术 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].

湿法烟气脱硫技术 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

湿法烟气脱硫技术 篇3

关键词：密度值；湿法脱硫；吸收塔；脱硫效率

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

根据我国环境保护法规和最新火电厂大气污染物排放标准的规定，新建大型火电厂都必须配有烟气脱硫系统。吸收塔浆液密度计控制着塔内石膏浆液的排放，保持塔内物料的平衡，若浓度低于某一定值，浆液需打回吸收塔再循环，若浓度高于设定值，则打至一级脱水系统。密度计显示不准确，容易造成塔内浆液排出难以控制，特别是在显示密度偏低的情况下，塔内实际密度较高，可能会造成浆液浓度过饱和度偏高，出现严重的结垢现象。瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫改造工程对此做了设计优化。有效地提高了自动控制水平，降低了仪表维护成本，保证了系统安全运行，减少了能源消耗，提高了系统脱硫效率。

一、石灰石-石膏湿法脱硫工艺

瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫改造工程烟气处理采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。锅炉引风机来的烟气经原烟道进入吸收塔，在吸收塔内经过反应脱硫净化经除雾器除去水雾后，净烟气经过净烟道通过烟囱排入大气。在主烟道上设置旁路挡板门，当锅炉启动、烟气脱硫装置故障、检修停运时，旁路挡板门开启，烟气由主烟道经过烟囱排放。

石灰石粉仓内的石灰石经磨机磨粉后进入石灰石浆液箱制成浆液，由石灰石浆液泵送到吸收塔内，与吸收塔内的烟气发生化学反应，吸收烟气中的二氧化硫，在吸收塔循环浆液池中利用氧化空气将亚硫酸钙氧化成硫酸钙[1]。

二、脱硫系统浆液密度测量方法

目前国内脱硫系统浆液密度测量方法主要有三种：γ射线放射吸收测量法、科氏力质量流量法、差压法。这三种方法各占市场的份额分别为：5%、90%、5%左右。

（一）γ射线放射吸收测量法。放射性密度计的测量原理是射线穿过物质时会发生衰减，衰减的程度取决于测量通道的管径和物质的密度，当测量通道恒定时，衰减量是物质密度的函数。放射性密度计的仪器组件不接触被检测对象，对容器内的物料密度等参数进行测量，特别适用于高温、高压、高腐蚀性、有毒、易燃以及强电磁干扰等恶劣环境的密度测量，价格也比较便宜。用于脱硫系统时，由于放射性密度计安装于浆液管之外，与浆液不直接接触，安装方便，维护量小，不会造成浆液的压力损失。但是，放射性密度计也存在一些缺点，如测量信号与浓度不呈线性，管道内壁结垢及磨损将引起测量误差等。实际应用中，因放射性仪器审批程序繁琐，并要对放射源进行严格管理与检查，故这类密度计只在早期的脱硫项目中有所应用。

（二）科氏力质量流量法。在烟气脱硫项目中应用最广的浆液密度测量仪器是质量密度计。其工作原理是：测量管在流体的作用下连续地以一定的共振频率进行振动，振动频率随流体的密度变化而改变，具有一定的规律性，因此共振频率是流体密度的函数，通过测量管的共振频率即可获得流体的密度。科氏力质量密度计的优点是安装和维护非常方便，测量精度高。

（三）差压法。差压法测密度是通过液体压力计算公式△p=ρgh来间接计算浆液的密度。式中，△p为两点间的差压；g为重力加速度；ρ为浆液密度；h为低压侧压力取样位置1与高压侧压力取样位置2的距离。式中h为固定值，因此根据这两点间的压力差即可推算出相应的浆液密度。

三、脱硫系统浆液密度测量设计优化

（一）设计改造过程。瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫系统改造前浆液密度测量采用科氏力质量流量法，此仪表安装在石膏排出泵的密度测量旁路上，为保证浆液密度的连续测量，石膏排出泵必须连续运行，这不仅大大缩短了石膏排出泵的使用寿命，同时也增加了電厂后期的运行能耗成本。

由于科氏力质量密度计对流量要求高，但实际现场由于流速高，磨损非常大；由于内部有振动管，测量时易堵塞；同时由于使用过程中逐步磨损，测量的零点会出现飘移，经常出现测量不准和备品备件频繁损坏的现象，需要不断的进行校验和更换新的备品。使用科氏力质量密度计的电厂都存在共性问题：性能不稳定、可靠性差、测量管路磨损严重、更换备品频繁、维护成本极高。

为此设计单位和国电龙源环保公司在改造初期与电厂运行、检修人员及机务专业多方探讨，相互配合，最后决定采用间接测量法，即差压法测密度，简称差压式密度计。在吸收塔底部浆液池侧壁不同高度的位置分别开孔，将静压式液位计直接安装在吸收塔管口上。开孔高度与吸收塔液位高度及搅拌型式有关，通常情况下两层开孔高度差取2m左右。吸收塔塔壁原来在同一水平高度（标高+0.6m）安装有三台静压式液位计，本次改造在中间液位计正上方2m处新增一台静压式液位计（标高+2.6m）。通过测量不同高度的浆液压力，利用最基本的计算公式△p=ρgh来计算浆液的实时密度，代替传统的密度测量方式。并取消了原来石膏排出泵的密度测量旁路。同时设计了专用自动冲洗水，在脱硫分散控制系统（DCS）内设计了自动冲洗程序，每八小时冲洗一次，每次冲洗十分钟，解决了测量管路的磨损、堵塞等问题，保证了测量精度并实现了密度的连续不间断测量。

（二）系统调试。由于没有实际改造应用经验可以借鉴，只有基本的原理公式，根据原理公式对设计方案进行不断优化，保证了密度计改造后的正常投运。

差压式密度计投入运行后，在脱硫系统没有启动的情况下通过注水测量密度并效正；然后向吸收塔内注入浆液，通过浆液的化验比对调整后是比较准确的，取得了初步的预期效果；在系统启动后，针对正常运行过程中吸收塔浆液受搅拌器、泡沫、含尘量、氧化风机、浆液循环泵和冲洗水的影响，差压信号会出现跃变、尖波和突然增大现象，在DCS内部专门设计滤波、信号保持等数据处理功能；通过第三方的多次取样手动测量的对比试验总结规律，在DCS内部设置误差补偿，提供其测量精度。

四、结束语

随着人们对大气环境污染的日益重视，火电厂烟气脱硫技术将得到广泛的应用。本文以瑞金电厂#1机组（350MW）脱硫改造工程系统为例，详细地介绍了石灰石-石膏湿法脱硫工艺以及对脱硫吸收塔浆液密度检测方法做了设计优化，抛砖引玉，希望能使人们对火电厂的烟气脱硫技术有所了解，以便能更好地治理环境问题。

参考文献：

烟气湿法氨法脱硫技术 篇4

关键词：脱硫,工艺,设计

双鸭山龙煤天泰煤制芳烃项目3×165t/h循环流化床锅炉烟气进行脱硫处理采用氨法脱硫工艺, 使锅炉烟气排放符合环保要求;同时副产硫酸铵, 按一炉一塔设计, 每台炉设置一套烟气脱硫装置, 三台炉公用一套硫铵生产系统, 脱硫后的烟气汇总后经150m烟囱排放。

1 设计规模

脱硫系统设计处理单台炉烟气270000 Nm3/h, 设计脱硫效率≥91.2%, 锅炉排放烟气中SO2≤90mg/m3, 装置年运行小时8000h, 无污水排放, 主要设备寿命不小于20年。当脱硫系统进口烟气流量+10%、温度+20℃、SO2浓度+10%范围内变化, 仍可达到保证参数。脱硫装置可带基本负荷, 也可以用于变负荷, 负荷变化范围30%~110%基本负荷。

1.1 烟气吸收脱硫原理。氨法脱硫用含氨溶液通过喷淋与烟气接触, 吸收烟气中的二氧化硫, 最终生成亚硫酸铵。

反应过程可基本表述为:烟气中的二氧化硫与烟气接触时首先被水吸收, 生成氢离子、亚硫酸氢根离子与亚硫酸根离子, 然后氢离子与氨水溶于水后生成的氢氧根结合生成水分子。同时体系中的铵离子、亚硫酸氢根离子、亚硫酸根离子不断增多, 然后亚硫酸根离子与亚硫酸氢根离子经氧化生成硫酸根, 最终在浓缩阶段生成硫酸铵并回收。吸收反应式如下:

1.2 亚硫酸铵氧化工艺原理。在烟气吸收过程中形成的HSO3-、SO32-需氧化为SO42-才是期望得到的离子。2SO32-+O2葑2SO42-

1.3 硫酸铵回收工艺原理。

脱硫吸收的生成物分散溶解于溶剂水中, 经氧化后, 基本成为水—铵离子—硫酸根离子体系, 在浓缩阶段溶剂水逐步被蒸发, 当达到硫酸铵饱和度后发生下列反应并析出, 使脱硫反应生成的硫酸铵得以回收:

1.4 脱硫液后续处理副产品回收工艺原理。

经吸收、氧化得到的 (NH4) 2SO4为稀溶液, 需蒸发其水分, 后续处理, 才能得到符合标准要求的副产品。本装置副产品回收原理图如图1。

2 脱硫工艺流程

脱硫装置分A、B、C三套, 公用一套氨水系统和回收系统, 以A套为例介绍。

本装置采用的工艺为湿式氨法脱硫工艺, 采用一定浓度的氨水为脱硫剂来脱除烟气中的二氧化硫, 回收的副产品硫酸铵可作为商品出售。

本装置总流程为:热烟气自引风机引出后, 首先在脱硫塔进风管和浓缩段与喷淋的硫酸铵溶液进行降温浓缩硫酸铵溶液;然后进入脱硫段, 与喷淋的亚硫酸铵液接触进行SO2吸收, 完成脱硫;最后经除雾器除雾后进入烟囱, 排入大气。脱硫后生成的亚硫酸铵液经氧化生成硫酸铵, 再经浓缩、甩干、干燥、包装等, 得到副产品硫酸铵。

本装置分为脱硫系统与产品回收系统, 这两个系统中又各有子系统, 现分项说明如下:

本系统由氨水制备系统、SO2吸收系统 (包含几个子系统) 、亚硫酸铵氧化循环、硫酸铵预浓缩循环、回收系统组成。

2.1 氨水制备系统。本系统分为两个子系统:氨水系统和事故系统。

氨水系统是将厂区供应的氨水打入氨水罐, 氨水罐内的氨水由氨水泵打出并向脱硫系统输送。

事故系统, 来自脱硫系统A/B/C事故液、母液罐事故液、烟囱冷凝液进入地下事故槽, 经事故泵再打回脱硫系统A/B/C。

2.2 SO2吸收系统

①烟风系统。a.热烟气自引风机引出后, 在烟道内首先与喷淋的硫酸铵溶液接触, 然后进入脱硫塔浓缩段, 上升过程中首先与喷淋的硫酸铵浆液接触, 对其进行浓缩, 同时完成进一步降温。b.气流上升穿过浓缩段升气帽后, 开始与脱硫段喷淋的硫酸铵溶液接触, 完成脱硫过程。c.气流继续上升穿过除雾除沫器, 减少烟气中夹带的水分并尽可能多地回收产品。除沫后的湿烟气排出塔外, 经烟囱排入大气。

烟气经上述操作后完成脱硫操作。

②液体物料循环吸收系统。a.工艺水流程。工艺水一路通过清水泵去塔的最上层清洗除雾器 (分为三层) , 为间歇式喷淋, 以冲洗掉除雾器上的结晶。另一路工艺水由工艺水主管引入, 向多功能氧化器补水, 以维持多功能氧化器的液位平衡;b.硫酸铵溶液循环脱硫流程。脱硫循环泵将硫酸铵溶液自多功能氧化器中打出, 打出后在脱硫段分两层进行喷淋。喷淋后的硫酸铵溶液在液滴下落过程中吸收随气流上升的SO2, 吸收SO2后的溶液在升气帽上汇集并溢流入多功能氧化器, 完成脱硫循环, NH4HSO3与 (NH4) 2SO3在多功能氧化器内被氧化为硫酸铵, 再次被脱硫循环泵抽出时补充氨水, 恢复脱硫能力, 周而复始。

2.3 亚硫酸铵氧化循环。

多功能氧化器内的硫酸铵溶液在循环脱硫的工程中会有新的NH4HSO3与 (NH4) 2SO3混入, 因此脱硫后的硫酸铵溶液中含有亚铵成分, 需要经氧化使其转化为硫酸铵。

2.4 硫酸铵溶液浓缩循环。

进入浓缩段的稀硫酸铵在烟道内喷淋后与塔内循环喷淋浆液混合, 进入脱硫塔底部浆液池, 浆液池内浆液硫酸铵总浓度48%~53%, 晶体含量5~10%。

2.5 硫铵回收系统

浆液结晶器系统。由出料泵送来的含晶体物料进入母液罐后, 硫酸铵晶体并在重力作用下晶体以较快速度下沉, 在母液罐锥形底部沉积, 形成晶体相对集中区, 经母液泵打入旋流器, 在旋流器中进行初次分离后上清液回母液罐;经旋流器后的稠料经离心机中分离后, 清液回母液罐。母液罐晶体沉降后的稀浆液在内筒与罐壁的环隙内上浮, 并在结晶罐溢流口处溢流进入母液回流泵进口, 由回液泵打出, 经流量调节阀有控制地进入A、B、C三套脱硫系统。

3 脱硫装置设计技术经济指标

3.1 烟囱出口排放烟气SO2浓度≤90 mg/m3, 排放烟气温度>50℃, 烟气水雾含量<75mg/Nm3, 游离氨逃逸率<10mg/m3。

3.2 脱硫系统总阻力 (引风机出口至烟囱入口包括脱硫部分烟道及GGH) <2350Pa。

3.3 脱硫率≥92%。脱硫效率应不小于95%。

3.4 吸收剂利用率≥95%。

湿法烟气脱硫技术 篇5

火电厂湿法烟气脱硫系统技术(FGD)应用的初步研究

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的.脱硫技术.对燃煤电厂而言,在今后一个相当长的时期内,FGD将是控制SO2排放的主要方法.文章对烟气脱硫技术进行了较为全面的阐述,并对烟气脱硫装置在国内的应用情况进行了详细的介绍,对需要装设脱硫装置的燃煤火力发电厂可以起到一定的指导作用.

作 者：罗春 马立实 吴坚 周超平Luo Chun Ma Lishi Wu Jian Zhou Chaoping 作者单位：武汉市环境监测中心站,湖北,武汉,430077刊 名：环境科学与管理英文刊名：ENVIRONMENTAL SCIENCE AND MANAGEMENT年，卷(期)：32(12)分类号：X784关键词：烟气脱硫 FGD湿法 石灰石-石膏

催化裂化烟气脱硫技术对比分析 篇6

【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。

湿法烟气脱硫技术 篇7

1 对两细节的忽视是造成“两高一低”的基本因素

(1) 工业锅炉在全年的工作负荷是大幅度变化的。如新北热电08~09年度供热期内, 某日供热量的最大值几乎是最小值的2.6倍, 其最大日煤耗和最小日煤耗分别是1600t/d、610t/d;众所周知, 热输出与煤炭耗量成正比, 煤炭耗量又与烟气量及其二氧化硫排放量成正比;经计算, 相应的烟气量分别是1 1 2 0万m3/d、4 3 0万m3/d;二氧化硫排放量则分别是2 2.5 t/d、8.5 t/d。

(2) 锅炉所用燃煤的品种也是多变的。比如, 新北热电08~09年度的主力煤种是“霍林河”和“沈阳清水”, 两者的硫分、低位发热量存在许多差异, 具体检验指标对比如表1所示。

在一年、一个供热期乃至一天的运行时间里, 这种由锅炉自然存在的工作负荷不同、所用燃煤最低热值以及硫分的不同, 会导致锅炉尾部烟气体积流量的变化和烟气中二氧化硫浓度的变化, 甚至是大幅度的变化。与之相适应, 烟气净化系统脱硫液的流量、脱硫液的p H值和亚硫酸盐的氧化率等指标都应该随之相应地改变。这样, 才能实现其化学过程“有的放矢”, 以确保净化系统与锅炉本体在运行过程中的匹配性和经济性。然而, 在充斥着商业理念的烟气净化工程中, 这个匹配性和适应关系往往是不被看重的。它们或者脱硫液“扑捉”烟气中二氧化硫的活性远大于实际需求, 或者情况完全相反;或者虽然脱硫液的活性与拟“扑捉”的烟气中二氧化硫的浓度相适应, 而两者在净化空间里的接触时间、接触面积以及接触环境都没有达到应有的条件, 其结果造成了不是系统运行成本偏高, 就是脱硫效率低下。

很明显, 在这里用户欠缺自己在衔接环节上的思考, 缺失承包商对锅炉运行工况经常性变化的应有把握, 进而导致对上述两个细节的忽视, 是造成“两高一低”的基本因素。那么, 解决方案该是怎样的呢?

2 用“系统独立体系”代替“分立配置”

“分立配置”就是常规的烟气净化装置与锅炉本体的一对一配置。

“系统独立体系”则是将分立的烟气净化装置进行结构整合, 形成相对独立体系并与诸锅炉本体并联, 如图1所示。

与分立配置的烟气净化装置比对, 系统独立体系对于净化成套装置而言其直接的收益有三:

(1) 减少设备的占地面积约20%~40%;

(2) 节省成套装置一次费用约1 0%~3 0%;

(3) 节省总运行费用约10%~15%。

在系统独立体系配置上我们建议, 其净化能力与烟气实际流量比应在85%~12 0%之间。

针对一个实际的应用需求, 基于具体湿法烟气脱硫的技术特点, 进行相应的工程细节思考和匹配性关键技术研究, 是我们通过几期实践而总结出来的专有工作流程。用“系统独立体系”代替“分立配置”是其中在系统布局层面内的一个重要环节, 它能给项目带来明显的经济效益。

鉴于系统布局上的如此整合, 那么与之相适应, 在结构细节上我们的做法又该怎样呢?

3 在脱硫液输送系统植入旁路通道

由一对一“分立配置”整合而成的烟气净化“系统独立体系”的烟气额定净化能力与烟气实际流量比, 其推荐值在85%~120%之间。就是说, 如果系统独立体系的烟气额定净化能力用Qe表示;烟气的实际流量用G表示。

其中:G m i n和G m a x是统计值, 分别为烟气实际流量可能会出现的最小值和最大值;这样, Qe=1 2 0%G m i n~8 5%G m a x。

以图1所示的系统配置为例, 在1#、2#炉的烟气净化系统独立体系中, 统计的烟气流量最小值G m i n=9.5万m3/h, 最大值G m a x=2 6.8万m3/h。那么, 相应的烟气净化能力

在3#、4#、5#、6#炉的烟气净化系统独立体系中, 统计的烟气流量最小值G m i n′=3 2.1万m3/h, 最大值G m a x′=7 3.1万m3/h。那么, 相应的烟气净化能力

从式 (1) 和 (2) 可知, 烟气净化系统独立体系的净化能力Qe (Qe′) 的最大值与最小值之比介于1.5~2.0之间。这意味着, 脱硫塔内脱硫液流量有较大幅度变化, 即便最大值与最小值之比在1.5~2.0时, 其雾化喷嘴也应能正常工作。

所谓“正常工作”, 其中在物理层面需要有二个指标加以保证:一是脱硫液的瞬时流量应与此间烟气中二氧化硫的流量相匹配;二是脱硫液的输送压力应基本保持不变 (以确保基于其喷嘴条件下的雾化效果) 。然而, 这里脱硫液的流量 (Qds) 与其输送泵的转速 (n) 的一次方成正比;而脱硫液的输送压力 (hd s) 则与其输送泵的转速 (n) 的二次方成正比;即

从这二个关系式我们不难理解, 无论是用调频调速法还是阀门-截面积法调节脱硫液的流量Qd s和输送压力hd s, 都会出现两者的平方漂移;就是:若流量Qd s减少1/2的话, 那么输送压力hd s将减少1/4;显然, 1/4 hd s的输送压力肯定要远离其喷嘴的雾化工作区域。脱硫液在脱硫塔内雾化效果将得不到保证 (或没有雾化) , 在化学层面自然就要导致脱硫液与二氧化硫中和反应时接触面积的大幅度减少, 进而造成脱硫效果的直线下降。那么, 如何在保持压力基本不变 (处于雾化工作区域内) 的条件下实现对其流量的动态调节呢?在脱硫液输送系统植入旁路通道应该最好的选择, 如图2所示。

功能试验及应用实践表明, 在脱硫液输送系统植入旁路通道是一个很经济且实用的工程解决方案。其特点是:材料费用低;结构简单;工程植入相容性好;调节裕度大;能明显降低运行成本;在设计范围内可显著提高 (或者维持) 系统的脱硫效率。

以上所述, 用“系统独立体系”代替“分立配置”, 在脱硫液输送系统植入旁路通道;都是围绕烟气净化工程进行的细节运作, 其目的是要烟气净化成套装置实现低成本运行条件下的有效脱硫。当然, 为此终极效果还要有以下环节需要特别注意。

4 把握系统的协调性, 确保6项指标的稳定

通常的烟气净化工程在完成选型-安装-运行后, 常常出现与锅炉本体针对性差, 与运行实际匹配性差等问题。其主要原因就是商用双方在其工程细节上的不协调, 欠缺用户自己在衔接环节上的思考, 缺失承包商对锅炉运行工况经常性变化的应有把握, 进而造成了信息不对称, 财政计划与功能要求不对接, 使系统缺少优化运行本应具有的结构和功能。因此, 这类工程性价比的偏低、运行费用的偏高和净化功效的较差就成为很自然的事了。

针对一项具体的烟气净化工程实际, 基于具体的FG D湿法烟气脱硫技术特点, 由全面掌握锅炉习性和运行特点的现场技术人员进行匹配性工程细节思考与研究, 将两个功能成熟而彼此独立的体系以最优化的形式衔接起来;这应该是规避上述“不协调、不对称和不对接”的最有效做法。我们用“系统独立体系”代替“分立配置”和在脱硫液输送系统植入旁路通道就是实现这种衔接的具体手段, 在一期具体的工程实践中, 这两者与成套装置其它功能部件一道所要保证的是系统在运行过程中的如下6项指标 (仅供参考) :

(1) 净化能力与烟气实际流量比在85%~120%的匹配性;

(2) 净化环境温度在5 0℃附近的稳定性;

(3) 烟气在净化空间滞留时间约为4秒的稳定性;

(4) 氧化池亚硫酸盐的氧化率在4 0%附近的稳定性;

(5) 在净化区域内的液气比约为3 L/m3 (双碱法-N a O H) 的稳定性;

(6) 脱硫液p H值约为6.2的稳定性。

5 结论

湿法烟气脱硫技术 篇8

烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术, 在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。从烟气脱硫技术的种类来看, 除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外, 其他许多脱硫工艺也进行了研究, 并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一, 根据脱硫工艺脱硫率的高低, 可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺;最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类, 可以分为三种:湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。本文主要就紧凑式湿法烟气脱硫进行分析, 望广大同行指正。

一、紧凑式湿法烟气脱硫工艺流程

紧凑式湿法脱硫工艺的流程: (1) 温度为120～130%的待脱硫的烟气进入回转式烟气加热器 (2) , 把热量放给来自脱硫塔 (4) 温度为40～45℃的净化烟气, 净化后的烟气是经过立式风机 (3) 使其压力升高来克服回转式烟气加热器的流动阻力, 净化后的烟气温度升高到80～90%后排人烟囱 (17) , 以达到烟气进入烟囱的温度要求, 放热后的烟气从脱硫塔底部进入脱硫塔向上流动, 在脱硫塔内待脱硫的烟气与来自脱硫塔底部经泵 (6) , 升压后从分布在脱硫塔上部的喷嘴 (5) 喷出的脱硫剂浆液进行混合发生化学反应达到脱硫目的, 化学反应产物从脱硫塔上部流向脱硫塔下部, 与经风机 (8) 送入脱硫塔的空气进一步进行化学反应, 形成脱硫'>烟气脱硫的副产品石膏的浆液, 石膏浆液进入经浆泵 (9) 送入分离器 (10) , 分离出来的浓石膏浆液进入石膏生产系统 (11) , 产生石膏产品, 从石膏生产系统 (11) 分离出来的废液与分离器 (10) 分离出来的废液进入混合器 (12) , 流出混合器 (12) 的浆液分成3部分, 一部分进入脱硫剂制浆系统 (16) , 另一部分进入脱硫塔再循环利用, 还有一部分经浆泵 (13) 升压后送人分离器 (14) , 分离出来的废水送入废水处理系统 (15) 进行净化处理, 浆泵 (7) 将浆液升压后在脱硫塔下部进行搅拌, 防止脱硫塔下部浆液沉淀, 脱硫所需的工艺用水经水泵送入脱硫塔, 随着脱硫剂的不断补充, 就可以使脱硫系统连续运行, 完成对烟气的连续脱硫。

二、紧凑式湿法脱硫烟气脱硫工艺的应用实例

紧凑式湿法脱硫工艺与常见的湿法脱硫工艺相比, 主要差别是脱硫净化后的烟气经立式风机升压后送入回转式烟气加热器升温, 然后再送入烟囱排入大气中。紧凑式湿法脱硫工艺已在德国、荷兰、土耳其、印尼、意大利、西班牙、巴西等十几个国家得到推广和应用, 脱硫剂分别可以采用Ca O、Ca O/Ca CO3、海水, 电厂的燃料可以是烟煤、褐煤、石油焦等, 长期实际运行的脱硫效率从早期的90%达到目前的95%以上, 最高可达98.5%, 列出了紧凑式湿法脱硫工艺的部分实例。

德国对电厂排放要求十分严格, 燃煤火电厂烟气的排放限定值S为400 mg/Nm脱硫效率要大于85%, NO为200mg/Nm, 烟尘50mg/Nm, 这使电力生产中为环保支出的成本十分可观。在德国燃煤火力发电厂电力成本的构成中:燃料成本65%、湿法脱硫及生产石膏15%、脱氮成本9%、除尘成本5%、噪音治理2%、水费3%、厂区生态维护费用1%, 德国燃煤电厂实际的烟气排放值优于排放限定值, 某电厂脱硫'>烟气脱硫的实际运行记录绘出的烟气SO, 出口含量和实际运行的脱硫效率, 脱硫前烟气中的SO浓度约为11, 000 mg/Nm, 脱硫后烟气中的SO浓度约为33mg/Nm, 脱硫效率为99.7%紧凑式湿法脱硫过程产生的石膏产量可由公式计算。

三、对于存在的主要问题进行改进

在紧凑式湿法脱硫工艺的实用过程中, 为了进一步提高该脱硫工艺的安全性、经济性和可靠性, 主要进行了如下几个方面的技术改进:

(一) 提高设备运行的可靠性。

采用耐磨材料和螺旋型大口径喷嘴, 解决了喷嘴的堵塞和磨损问题, 不仅提高了喷嘴的耐磨性能和浆液流场的均匀性, 而且使喷嘴的压差由改进前的0.20 MP下降到0.08 MP, 实现了喷嘴节能超过30%。脱硫塔内部采用橡胶内衬结构, 不仅节省了钢材, 而且提高了脱硫塔的耐腐蚀性能, 从而也提高了脱硫塔的使用寿命和运行可靠性。

(二) 减少脱硫装置的占地面积和初投资。

采用立式风机给进入烟气加热器的净化烟气升压, 节省了紧凑式脱硫装置的安装尺寸, 节约了烟气管道的长度, 不仅可以大幅度降低烟气的流动阻力, 而且节约了该脱硫工艺的占地面积, 降低了该脱硫工艺的初投资, 便于在已运行的燃煤机组上采用此脱硫工艺, 如单机容量400 MW燃煤机组的脱硫塔的直径为12.5m, 回转式烟气加热器的直径为10m。

(三) 优化脱硫工艺的运行方式和参数。

为了改善净化后的烟气中液体颗粒的分离效果, 使气液分离器采用瓦楞板折返结构, 在增加气液分离面积和增加气液分离流程的同时, 降低了分离器的高度, 从而也达到了降低脱硫塔高度的效果。在脱硫塔底部采用浆液循环搅拌措施, 使脱硫塔底部的浆液的浓度变得十分均匀, 提高了脱硫塔底部的容积有效利用率, 从而降低了脱硫塔的高度, 如930MW燃煤机组的锅炉高度为175m, 而紧凑式脱硫塔的高度为48m。将脱硫塔内的喷嘴层设为6层, 每两层喷嘴用一台浆泵供给喷嘴浆液, 使喷嘴的流量可以调节, 从而保证不同烟气SO浓度时均能达到较高的脱硫效率, 以增强该脱硫工艺对燃料的适应性。经过上述改进措施的实施, 使紧凑式湿法脱硫工艺具有改造费用低、节省占地面积、系统的安全性、经济性和可靠性都很高的一种新的湿法脱硫工艺, 得到广泛推广和应用, 成为运行中的大型燃煤电厂脱硫改造的首选新工艺。

四、结语

紧凑式湿法脱硫工艺实际长期运行的脱硫效率现在已经超高95%, 最高已达到98, 5%, 脱硫效率可以满足燃煤电厂脱硫效率的要求;紧凑式湿法脱硫工艺产生的脱硫石膏产品的质量和石膏中微量元素的含量, 完全可以满足市场对石膏产品的质量要求, 实现了脱硫副产品的资源化再利用;经过改进的紧凑式湿法脱硫工艺具有改造费用低、节省占地面积、系统的安全性、经济性和可靠性高等独特优点, 是已运行的大型燃煤电厂脱硫改造的首选新工艺。

参考文献

[1].胡金榜, 王风东等.喷雾干燥法烟气脱硫的实验研究[J].环境科学, 2001

湿法烟气脱硫技术 篇9

虽然近年来原煤消耗量有所下降,但是燃煤锅炉排放仍是我国产生二氧化硫的第一大污染源[1],环保形势十分严峻。为控制SO2等大气污染物排放,我国环境保护部门出台了一系列政策法规。2012年1月1日,《火电厂大气污染排放标准》(GB13223-2011)正式实施,SO2的排放限值被设定在100 mg/m3以下[2]。2014年国家发改委印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》,提出燃煤电厂“超净排放”概念,进一步提高了SO2排放标准。计划要求东部地区新建燃煤发电机组SO2排放浓度不得高于35 mg/m3[3]。

目前,国内外脱硫技术主要分为三大类:干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术和湿法烟气脱硫技术。湿法烟气脱硫技术(Flue Gas Desulfurization,FGD)利用液态脱硫剂去除SO2气体。该技术因工艺成熟稳定,脱硫效率高,被广泛应用于燃煤锅炉脱硫领域,市场份额达85%以上[4]。使用石灰石浆液作为吸收剂的湿式石灰石-石膏法因脱硫剂价格低廉、脱硫效率高、运行稳定、适用范围广、副产物可出售等优势,从众多湿法脱硫技术中脱颖而出,成为火电厂烟气脱硫主导技术,主要工艺原理如下:

2 湿法烟气脱硫改造工艺

由于大气污染物排放标准不断提高,一些燃煤电厂掺烧硫份更高的煤种,燃煤硫分偏离设计值,发电厂满负荷甚至超负荷运行,烟气量和烟气SO2浓度都大幅上升,导致多数湿法烟气脱硫技工艺已无法满足当前环保排放要求。因此,对传统湿法烟气脱硫技术进行升级改造,已成当务之急。目前较为常规的湿法烟气脱硫改造工艺包括增加脱硫喷淋层、增大液气比、增大氧化空气及浆液循环量,但是由于这些措施受限场地和脱硫参数,存在一定的瓶颈,限制了实际应用。

3 托盘技术

影响湿式石灰石-石膏工艺脱硫效率的主要因素包括传质和吸收两个过程,故可有针对性地从强化扰动、增大吸收剂与烟气的接触比表面积和提高传质效率、加快反应效率两个方面入手提高湿式石灰石-石膏工艺的脱硫效率。

托盘技术是在脱硫吸收塔喷淋层下设置一块或多块孔板托盘,孔板被全面布置于整个吸收塔横截面上。由于孔板托盘具有间隙结构,烟气通过托盘时,流速降低,被整流形成均匀流场,促进了SO2的吸收反应。托盘具有一定高度的持液层,烟气通过托盘孔后出现节流喷射现象,烟气和浆液在托盘表面发生强烈扰动,形成泡沫层,增大了气液接触界面,强化了SO2向石灰石浆液的传质,提高了吸收过程的反应速率。典型吸收塔托盘模块及托盘脱硫塔[6]模型如图1所示。

4 托盘技术应用优势分析

4.1 烟气流场均匀化

在脱硫设备设计阶段,烟气流场不均匀易增加无托盘喷淋塔的设计难度,需通过建立复杂的气体流动模型来优化喷嘴的布置。托盘技术可使脱硫烟气在喷淋塔中分布均匀,避免了流场紊乱对脱硫效率造成的影响,同时减小了脱硫喷淋塔设计难度。过小玲等[6]利用fluent软件对喷淋塔空塔的气相冷态流场进行了数值模拟,发现未安装托盘时,烟气进入喷淋塔后会出现逆时针漩涡,形成强烈湍流区。而安装托盘后,喷淋塔内的烟气流场明显均匀化。喷淋塔底部浆池附近的漩涡消失,有效减少了烟气含水量,减轻了除雾器负担,同时降低了低温腐蚀的风险。

4.2 提高脱硫喷淋塔除尘性能

燃煤锅炉排放烟气中携带的粉尘,尺寸小于10μm的颗粒达30%,是雾霾天气的主要成因。目前主要的除尘设备包括布袋除尘器、静电除尘器和湿式电除尘器等。锅炉烟气正常设计条件下,托盘持液层具有一定厚度,合理范围在100~200 mm之间。烟气经过托盘孔时,会出现节流喷射现象,烟气与持液层之间发生强烈扰动,提高了喷淋区烟气湍流度,这种“洗涤”作用对烟气中颗粒物有较为明显的捕集效果。梁晏萱[7]等研究了带托盘脱硫喷淋塔的辅助除尘性能,发现带托盘脱硫喷淋塔对烟尘具有一定的去除效果,综合除尘率介于28.1%~74.9%。

4.3 降低脱硫系统能耗

托盘上形成的持液层可明显增加烟气在吸收塔中的停留时间,单托盘上的浆液滞留时间为1.8 s,双托盘上的浆液滞留时间可达3.5s[8]。烟气在吸收塔中停留时间的延长,提高了脱硫吸收剂的利用率。在相同脱硫效率条件下,使用托盘可有效降低脱硫液/气比25%~30%。同时,由于液/气比减小,浆液循环泵的流量可降低,条件允许时,甚至可少运行一台浆液循环泵。虽然托盘改造将一定程度上增加塔内烟气阻力,提高系统引风机电耗,但是不会大于因液/气比降低而使循环泵功率减小的量。以一台600 MW机组考虑,增设一层托盘,循环泵的配置功率可降低800 k W。虽然塔内阻力增加了500 Pa,折合风机功率增加了400 k W,但是综合考虑,脱硫电耗仍可降低400 k W[9]。

4.4 便于脱硫喷淋塔的检修

由于托盘材质多为合金材料,设计载荷可达到4000 k N/m2,达到了检修平台的载荷设计要求。因此运行维护人员可借助托盘对塔内部件进行维护,使检修工作更加方便易行,降低了成本与时间。浙江省钱清发电厂湿式石灰石-石膏脱硫系统进行小修过程中,在吸收塔内部浆液未排空情况下,检修人员便可通过托盘进入吸收塔内部,对除雾层、喷淋层和吸收塔衬胶等部件进行检查,缩短了维修周期[10]。

5 国内托盘技术应用现状

由于国家总体环保形势日益严峻,部分重点地区政府提出了“50355”超净排放工程方案,燃煤电厂烟气SO2、NOx和烟尘排放浓度分别控制在35 mg/Nm3、50 mg/Nm3和5 mg/Nm3以下。托盘改造技术作为一种超净排放改造技术已被广泛应用于我国的脱硫工程中。

例如,全国首个离岸海岛大型燃煤火电厂浙能六横发电厂,一期建设的2×1000 MW超超临界机组,采用了融合托盘+增效环技术的石灰石-石膏湿法脱硫系统,SO2排放浓度低于了25 mg/Nm3[11],达到了超洁排放要求。

萧山发电厂采用2×125两炉一塔300 MW等级的湿式石灰石-石膏法脱硫工艺进行烟气脱硫,是国内重点环保工程,工程设计最大处理烟气量达1094000 Nm3/h,入口SO2浓度2508 mg/Nm3,脱硫效率为95%,采用了美国巴威公司提供技术支撑的托盘技术,运行效果良好[12]。

杜乐[13]对托盘技术进行了经济性分析,技术参数如表1所示[13]。分析表明虽然设置托盘导致总投资增加了60万元,但每年可节省运行成本达185万元。托盘改造的经济效益明显。

6 托盘技术在湿法烟气脱硫应用展望

国内超净排放概念的提出,使得现有不符合排放要求的湿式石灰石-石膏脱硫设备亟需技术改造升级。托盘改造技术具有运行稳定、脱硫效率高、技术成熟、应用广泛、使用反馈良好和经济效益高等优点,而且该技术只对脱硫喷淋塔内部结构进行调整,成本较低,有效解决了国内燃煤电厂用地紧张问题。因此托盘改造技术必将成为一种优秀的超净排放技术,在国内超净排放技术改造中大显身手。

摘要：近年来,我国大气污染问题日益凸显,控制大气污染物排放已成为环保工作重点。为严控大气污染物排放,我国环境标准不断提高,政府部门提出了“超净排放”环保概念。本文详细介绍了湿式石灰石-石膏法脱硫工艺,指出托盘改造可成为提高湿式脱硫塔效率的有效方法。目前,该技术已被应用于部分电厂脱硫设备的“超净排放”改造,其具有均匀化烟气流场、提高喷淋塔除尘性能、降低脱硫系统能耗和便于脱硫喷淋塔检修等特点,有较高的经济效益。托盘技术为脱硫系统改造提供了新思路,在脱硫系统“超净排放”改造领域具有广泛应用前景。

湿法烟气脱硫技术 篇10

关键词：火电厂大气污染物排放标准,石灰—石膏湿法烟气脱硫技术,脱硫效率

火电厂是我国二氧化硫的主要排放源, 自2012年1月1日开始, 《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223—2011) 正式实施, 其中规定新建燃煤电厂二氧化硫排放限值为100mg/m3 (高硫煤地区为200mg/m3) ;现有电厂改造执行200mg/m3 (高硫煤地区执行400mg/m3) ;重点地区燃煤电厂执行50mg/m3。火电厂脱硫领域的主流工艺是石灰石/石灰—石膏法, 占市场份额的90%以上, 其它还有氨法、氧化镁法、双碱法、循环流化床法等, 而石灰石 (石灰) /石膏湿法烟气脱硫是目前最成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术, 具有脱硫效率高, 可靠性高, 可利用率高, 对煤种的适应性广等特点。本文主要结合北海热电厂4×220t/h煤粉炉脱硫项目实例来分析石灰—石膏湿法烟气脱硫技术, 整套脱硫装置采用一炉一塔设计, 脱硫剂为石灰 (氧化钙) 成品粉 (325目, 90%过筛率) , 纯度80%以上。

1 基本设计条件

1) 锅炉容量:220t/h;2) 额定负荷耗煤量:39.5t/h (设计煤种) ;3) 设计煤种为烟煤:应用基低位发热量为4068/3740大卡/公斤;应用基含硫量1.14/0.6%;应用基灰份32.2%;4) 实际煤种为烟煤与褐煤混配煤;应用基低位发热量约为3500大卡/公斤;应用基灰份约为15~45%;5) 含硫量0.6~2.0%。6) 脱硫系统的进出口参数 (燃用设计煤、锅炉BMCR工况下)

入口烟气SO2浓度:≤2500 mg/Nm3 (干基, 6%O2)

出口烟气SO2浓度:≤200 mg/Nm3 (干基, 6%O2)

入口烟尘浓度:≤100mg/Nm3 (干基, 6%O2)

出口烟尘浓度:≤30mg/Nm3 (干基, 6%O2)

出口烟气温度:≤50℃

2 运行调整及设备参数

2.1 烟气系统

脱硫后的烟气为饱和湿烟气, 其特点温度低、湿度大, 并含有硫酸、亚硫酸等, 对烟囱内侧材料产生腐蚀, 影响结构耐久性, 因此对烟囱进行了防腐处理, 防腐后烟囱正常运行温度为48~52℃;在脱硫系统出现故障或其他原因停运时, 烟气经旁路烟道直接进入烟囱, 由于烟温较高, 对已经作了防腐的烟囱使用寿命影响较大, 所以脱硫停止运行时应控制排烟温度小于140℃。

2.2 吸收系统

2.2.1 石灰—石膏湿法主要化学反应过程1) Ca O+H2O→Ca (OH) 2溶解

2) Ca (OH) 2+SO2→Ca SO3·1/2H2O+1/2H2O吸收

3) SO2+H2O→H2SO3吸收

4) Ca (OH) 2+H2SO3→Ca SO3+H2O↑中和反应

5) Ca SO3+1/2O2→Ca SO4氧化

6) Ca SO3+1/2H2O→Ca SO31/2H2O结晶

7) Ca SO4+2H2O→Ca SO4·2H2O结晶

8) Ca SO3+H2SO3→Ca (HSO3) 2p H控制

石灰乳液吸收烟气中SO2, 生成半水亚硫酸钙, 石灰乳液和亚硫酸反应生成亚硫酸钙, 然后通过强制氧化将亚硫酸钙氧化成硫酸钙, 并结晶, 即Ca SO4·2H2O, 也就是石膏。

2.2.2 吸收塔浆液PH控制

吸收塔浆液中的PH高低是影响脱硫效率的重要因素, 当PH值较低时, SO2的吸收速度就下降, PH值下降到4以下时几乎不能吸收SO2。在较高的p H值下, SO2的吸收速度加快, 同时按前述反应会生成Ca SO3·1/2H2O软垢;烟气中CO2也会再碳酸化, 生成Ca CO3沉积物, 一般烟气中CO2的浓度达10%以上, 是SO2浓度的50~100倍。美国Ep A和TVA的实验证明, 当浆液的p H≥9时, CO2的再碳酸化的作用是显著的。所以无论从生成软垢的角度还是从CO2的再碳酸化作用讲, 石灰浆液p H≥9时, 一定会结垢。总之, p H值越高, 二氧化硫的吸收速度就越快, 但是浆液容易结垢, 堵塞泵和管道。因此浆液p H值既不能太高又不能太低, 一般情况下, 控制吸收塔浆液的p H值在5.4~5.5, 获得较为理想的脱硫效率。

2.3 石灰制浆系统

本工程采用石灰厂内搅拌制浆, 4台炉设立统一的脱硫剂添加系统, 包括1座石灰粉仓、1个石灰缓冲罐、1个石灰浆液箱、2台石灰缓冲泵、2台石灰供浆泵。生石灰粉通过库底的计量给料机加入到石灰乳生成罐中, 用调节给水量控制浆液浓度, 制成10%的石灰乳后经石灰缓冲泵贮存到150m3石灰浆液箱中, 使用时再通过石灰供浆泵加入到各脱硫塔内。浆液的浓度应控制合适, 因为过高的浆液浓度易产生堵塞、磨损和结垢, 但浆液浓度较低时, 脱硫效率较低, 所以石灰浆液浓度一般控制在10%~15%。

2.4 石膏脱水系统

石膏脱水系统分两级脱水, 一级为石膏旋流站, 二级为真空皮带脱水机。石膏旋流站处理能力为70m3/h, 从石膏旋流器上部出来的溢流浆液大部分返回溢流箱, 通过溢流泵将浆液输送回吸收塔内循环使用。从石膏旋流器底部出来的石膏浆液自流到真空皮带脱水机进行二级脱水处理, 脱水后石膏含水率小于10%。真空皮带脱水机的滤液进入回收水池, 通过回收水泵返回至吸收塔内循环使用。同样是湿法脱硫工艺下运行, 但由于不同电厂的水、锅炉烟气及石灰所含成分的差异, 会导致吸收塔浆液体系长期稳定运行时的PH变化范围略有不同, 北海热电厂脱硫工程调试及运行情况分析表明, 系统稳定运行时, 吸收塔石膏排除浆液的PH一般应控制为5.0~6.5, 此时脱硫效率可在95%以上, 吸收塔浆液池结晶状况良好, 湿石膏脱水后水份含量一般在10%以内。

3 小结

石灰石/石灰烟气脱硫技术经过几十年的发展, 在基本原理的基础上从设备方面得到了许多改进和延伸。例如自动清理杜绝结垢, 优化气流分布和强化气液传质等, 大大增强了该项技术的生命力。虽然现在高科技的发展使得新的脱硫技术不断涌现, 如电子束氨法, 等离子法, 活性炭纤维法等等, 但由于设备成本过高, 技术专利壁垒, 技术不成熟不稳定等原因, 都无法得到很好的推广和应用。因此石灰石/石灰—石膏法将以其成熟稳定的表现和良好的性价比在未来相当长的时间内继续占据脱硫技术的主导地位。

参考文献

[1]火电厂大气污染物排放标准. (GB13223—2011) .环境保护部国家质量监督检验检疫总局, 2011.

[2]火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法. (HJ/T179-2005) .国家环境保护总局, 2005.

[3]曾庭华.湿法烟气脱硫系统的调试、试验、运行[M].北京.中国电力出版社, 2008.

湿法烟气脱硫系统防腐设计 篇11

关键词：湿法,烟气脱硫,防腐

湿式石灰石—石膏法烟气脱硫是目前燃煤电厂应用最广的脱硫工艺,但该工艺同时具有介质腐蚀性强、SO2吸收液固体含量大、设备磨损性强、防腐蚀区域大等特点[1]。因此,腐蚀问题成为困扰脱硫工艺选材、制造和运行维护工作的难题,防腐设计直接关系到脱硫装置的使用寿命、运行可靠性和工程造价。

1. 介质特性及腐蚀机理

湿法烟气脱硫系统中,腐蚀性介质主要是烟气和各种浆液。吸收塔前烟气温度高,对烟道的腐蚀性较小;而吸收塔后烟气温度低、湿度大,对烟道的腐蚀较为严重。石灰石浆液属碱性液体,吸收SO2后生成可溶性的CaSO4或CaSO3,含有较多的Cl-和固态物。在吸收塔内气液固三相混合、酸碱交融、冷热交替,烟气中固态和气态物、浆液的酸碱性、F-、Cl-和颗粒物的冲刷是造成系统各部件腐蚀的主要原因[2]。

从腐蚀机理来讲,可分为化学腐蚀、局部腐蚀、结晶腐蚀、电化学腐蚀和物理腐蚀等。化学腐蚀即烟气中S OX、N OX、Cl-、F-等腐蚀性气体在一定温度和湿度下与钢铁发生化学反应生成可溶性铁盐,使金属设备逐渐破坏。在脱硫系统中,某些腐蚀环境恶劣、温度较高的地方化学腐蚀极为严重。

局部腐蚀主要是点腐蚀和缝隙腐蚀,容易发生在金属表面不均匀处、氧化保护膜断裂处、金属表面卤化物浓度过高处和溶液可停滞的缝隙处,如铆钉、螺栓、垫片、阀座、松动的表面沉积物等局部表面。

结晶腐蚀主要是因浆液中的硫酸盐或亚硫酸盐渗入表面防腐层的毛细孔内,当设备停用时,自然干燥使溶液生成结晶型盐,同时体积膨胀,使防腐材料自身产生内应力,导致其脱皮、粉化、疏松或裂缝损坏。特别在干湿交替作用下,带结晶水的盐类体积可增加几倍或几十倍,腐蚀更加严重。因此,闲置的脱硫设备比正常使用的设备更易发生腐蚀[3]。

电化学腐蚀是由不同的金属(或导电非金属)为两极形成腐蚀电池的结果,由于湿法脱硫系统的金属表面有水和电解质,其表面形成原电池而产生电流,使金属逐渐腐蚀。通常在不同金属之间的法兰连接处、焊缝接点处容易发生电化学腐蚀。

物理腐蚀主要是冲刷和磨损,即烟气中粉尘颗粒与金属表面湍流摩擦,不断更新表面,加速腐蚀过程使其逐渐变薄。主要表现为溶胀、鼓泡、分层、剥离、开裂、脱胶等现象,其起因主要由腐蚀介质的渗透、应力腐蚀以及施工质量所致。

2. 防腐措施

湿法烟气脱硫工程要综合考虑防腐的有效性、经济性和可实施性,从设备的选型、运行方式、制造、施工和运行维护方面,根据不同设备、不同部位、不同介质、不同造价,设计相应的防腐措施。从性能看,防腐材料要具备较好的耐温性、导热性、抗磨性、抗酸碱腐蚀和抗氧化性,对于衬里材料,还要与基体有良好的粘合性[4]。通常采用玻璃鳞片树脂、玻璃钢、衬胶、衬塑、不锈钢、镍合金等材料,通过衬里把烟气和浆液与管道和设备的表面致密包围,切断各种腐蚀的途径。

2.1 管道衬胶

橡胶衬里是浆液管道防腐蚀的主要措施,常用的是的丁基橡胶衬里,它具有较好的气密性和吸震、抗磨性。但橡胶衬里耐热性差、硫化慢,在工厂衬里之后还需进行加压蒸汽硫化[5]。因此,衬胶管道在现场的可修整性较差,这对设计、加工制造、现场施工提出了较高的要求。

2.2 管道衬塑

管道衬塑是选用超高分子量聚烯烃合金作为管道衬里材料,其基本原料为聚烯烃,主要由碳、氢及微量元素组成。与衬胶管道相比,衬塑管道较易修整,但耐磨性相对较差,因此通常使用在浆液浓度不高和管径较小的管道上。

2.3 玻璃鳞片

烟道、箱灌、吸收塔等与腐蚀性介质接触面积较大的设备,通常涂刷玻璃鳞片胶泥,形成迷宫型密封体系结构,延长腐蚀介质渗透的途径。玻璃鳞片涂层具有高的抗腐蚀性、耐磨性和整体性,使用寿命长,在经济上可和衬胶、衬玻璃钢及衬瓷砖相竞争,在喷涂法快速施工和易修理方面,也是上述几种防腐蚀工艺技术所不及的。

2.4 玻璃钢

玻璃钢(FRP)俗称“玻璃丝布”,具有较好的耐磨、耐湿热、抗渗透和力学性能。湿法脱硫工艺中,整体玻璃钢可作为单元设备应用,如塔内浆液循环管道、除雾器冲洗水管道。此外采用玻璃鳞片防腐时,对于局部区域还可以用FRP进行加强。

2.5 镍(钛)合金衬里

镍基合金钢、钛基合金钢抗腐蚀性能很好,但是由于价格较贵,一般仅用在F G D系统中腐蚀条件恶劣、环境温度高、防腐要求较高的某些区域,如在吸收塔入口烟道干湿界面处、烟囱内壁等。

3. 工程实例

下面举例介绍某电厂脱硫工程的防腐设计,该脱硫工艺采用湿式石灰石—石膏法,主要由烟气系统、吸收剂制备系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、废水处理系统及其它辅助系统等组成。系统不设G G H,吸收塔采用逆流喷雾塔,烟囱采用混凝土加钢内筒结构。

腐蚀性介质的特性见表1和表2,由表中数据可知,经过吸收塔之后烟气中SO2、HCl和HF气体含量减少96%以上,而水分含量几乎增加一倍,并且烟气温度降至酸露点以下;石灰石浆液中氯离子含量较低、碱性较强,而石膏浆液和废水中氯离子含量较高、酸性较强;废水中固体物的含量和粒径都较小。

因此,需要考虑防腐的环节主要是烟气系统和脱硫浆液系统中的烟道、吸收塔、设备、箱罐、浆液池、地沟等部位。

烟气系统根据温度的不同,在吸收塔前靠近入口处烟道底部和侧面5 0 0 m m高处,以及旁路烟道采用1.8mm厚的耐高温玻璃鳞片衬里,吸收塔后烟道采用耐1.8 m m厚的普通玻璃鳞片衬里,挡板门采用合金钢制作,除雾器采用聚丙烯材料制作。

吸收塔塔体碳钢板采用内衬玻璃鳞片防腐,烟气入口段碳钢贴覆2 m m厚镍基合金C 2 7 6,喷淋母管采用F R P整体制作。塔体侧部喷淋区以下内表面采用HF-161 2.0mm+FRP 1.0mm衬里,且在底部向上2m内进行FRP 1.0mm补强;喷淋区内表面采用HF-161 2.0mm+HF-1 6 3 2 P衬里;喷淋区内部支撑梁采用HF-161 2.0mm+HF-163 1P+FRP 1.0 m m衬里;烟气进口表面及入口周围500mm塔壁区采用HF-181 2.0mm+HF-183 2P衬里;吸收塔导向板及导向板对应顶板部分采用HF-161 2.0mm+HF-1631P衬里;吸收塔底部采用HF-161 2.0mm+FRP 2.0mm衬里。

浆液系统箱灌1.5米以上内壁及罐顶涂刷1.5mm厚玻璃鳞片;箱灌1.5米以下内壁及灌底和人孔涂刷2.5 m m厚玻璃鳞片;排水坑和沟道涂刷2.0mm厚聚脲;管道以DN80为界,大管道衬胶,小管道衬塑。废水系统混凝土坑、池涂刷4 m m厚普通玻璃鳞片,管道全部衬塑。

此外,在壁板与底板、顶板之间、烟气出入口与壁板之间拐角;隔板支持圈、支撑梁等内部件表面;1 5 0 A以上接管、人孔内表面、法兰密封面在玻璃鳞片防腐之外,采用FRP补强。对于DN25～150的接管,用FRP套管做内衬,根部用F R P补强。

4. 结束语

在湿法烟气脱硫工程防腐设计时,不仅要考虑防腐效果,还要考虑防腐的经济性和可实施性。不同部分或区域的内部腐蚀环境及主要腐蚀类型不尽相同,防腐措施也不同。在腐蚀环境较强的区域,应加强防腐层厚度或者采用较高等级的材料进行防腐。

参考文献

[1] 吴杨,吴凡.玻璃鳞片衬里防腐材料在电厂烟气脱硫中的应用[J].防腐技术.2007;6(6):29-33.

[2] 江镇海.燃煤发电烟气湿法脱硫系统的腐蚀与防护[J].环保.2009;1(1):34-37.

[3] 王海宁,蒋达华.湿法烟气脱硫的腐蚀机理及防腐技术[J].能源环境保护. 2004;10(5):22-24.

[4] 陈颖敏,邓海燕,马宵颖.湿式石灰石-石膏法烟气脱硫设备腐蚀与防护[J].中国电力教育.2006:247-249.