烟气脱硫系统（精选12篇）
烟气脱硫系统 篇1
燃煤锅炉、发电机组等设施所排放的含有SO2的烟气是目前影响我国城市空气质量的主要污染物。对于SO2的控制方法一般有三个途径:燃烧前脱硫、燃煤中脱硫和烟气脱硫, 就目前的技术水平而言, 烟气脱硫仍是降低排放量最经济、有效的方法。但是, 现有的烟气脱硫技术大量使用氧化钙脱硫剂, 需大量设备投资, 运行成本高, 且烟道省煤器管束易积灰、结垢、造成堵塞, 脱硫效率低, 维护维修成本高, 运行可靠性低。
本实用新型专利提供一种脱硫系统, 其结构紧凑, 设计合理, 占地面积小, 安装、使用便捷, 实现成本低, 运行及维护维修成本低, 既节省能源, 又有效除去锅炉烟气中的SO2和粉尘, 减少锅炉烟气排放对环境的污染。
烟气脱硫系统 篇2
摘要：介绍了妈湾电厂烟气海水脱硫系统的`脱硫机理、主要流程、设计参数和运行状况,从设计和运行维护上分析研究了影响脱硫效率和海水排放品质的原因,指出妈湾电厂烟气海水脱硫系统技术应用成熟,建议通过试验和改进措施来降低脱硫系统运行成本.作 者：陈启胜 高亮明 作者单位：陈启胜(深能合和电力(河源)有限公司)
高亮明(深圳妈湾电力有限公司)
烟气脱硫系统 篇3
随着电力建设的发展，发电厂装机容量不断增大，湿法脱硫装置配套设备的容量也逐渐增大，其耗电量约占发电量的0.6-0.7%之间左右，射阳港发电有限责任公司5、6号660MW机组的烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。其工艺系统包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、废水处理系统。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统为两台机组公用。选择合理的运行方式，可在满足环保要求的前提下最大限度的降低厂用电率，达到节能环保的双重效果。
1.影响脱硫厂用电率的主要因素
2.优化调整措施
2.1石膏浆液循环泵
脱硫系统中，离心式石膏浆液循环泵电流与进口静压是成正比的。吸收塔液位越高，泵电流就越高，反之就越低。实际运行中，一般在脱硫系统负荷较高时，烟气流量大、烟气SO2含量高、石灰石品质较差时，需要控制较高的液位，使浆液有较大的氧化空间，从而保证脱硫效率。在运行中符合以下条件时应降低吸收塔液位：（1）机组负荷低时，特别是在晚峰后，有较长低负荷时，结合脱硫效率和SO2排放指标；（2）原烟气SO2含量较低且排放允许条件下；（3）石膏浆液中亚硫酸盐合格的条件下。
同样，脱硫系统中，石膏浆液循环泵电流与浆液的密度也是成正比。石膏浆液密度越低，电流就越小，反之就越大。但浆液密度又关系到石膏脱水性能，密度过低，石膏生成量少，脱水效果不佳，经济性较差；密度过高，石膏不能及时脱出，易造成喷淋层喷咀、除雾器结垢，甚至影响脱硫能力。以下几种运方可作为参考：（1）与吸收塔浆液池液位一起调整，如运行中需要低液位向高液位调整时，此时尽量以工艺水向吸收塔内补充，液位升高的同时，密度也相应下降；（2）当真空皮带机滤布上部的石膏饼厚度能够保持设定值时（我厂设定为20mm），尽可能使浆液密度在低水平。（3）在原烟气含硫量较低时，一般指小于脱硫系统原设计值的工况，脱硫能力不受影响的条件下，保持低密度运行，石膏浆液可以达到吸收SO2量与石膏产生能的平衡；（4）运行中维持低PH值运方，石膏浆液对石灰石的需求量减少，也可有效降低石膏浆液密度。
在脫硫系统中，石膏浆液PH值越高，钙硫比越高，脱硫效率就会越高，反之越低。运行同样数量的石膏浆液循环泵运方下，提高石灰石浆液的供给量，提高PH值，在脱硫系统负荷增加的一定范围内，可以满足脱硫效率的要求。但PH值高至5.8以上，石膏浆液中亚硫酸盐的含量易升高，增加了石膏浆液在设备中结垢的可能性，当PH值达到6.0以上，这种现象更加严重。易使吸收塔喷淋层喷咀、除雾器发生结垢堵塞现象。
所以，控制合理PH值，是降低石膏浆液循环泵电耗的有效途径。运行中可采取以下几点：（1）在石膏浆液循环泵运行台数相同的运方下，尽量提高PH值来满足脱硫效率要求，但PH值不应在5.8以上连续运行超过6小时。（2）当PH值在高值运行后，当脱硫系统允许情况下，应立即降低PH值至低限运行，以消耗石膏浆液中过剩的亚硫酸盐。（3）在提升PH值过程中，不应大量供给石灰石，防止石灰石在吸收塔中形成局部大量的富裕，来不及反应。
另外可根据负荷、脱硫进口含硫量合理添加提效剂降低石膏循环浆液泵运行台数也可有效降低脱硫浆液循环泵耗电率。
2.2氧化风机
氧化风机电流与吸收塔液位成正比，吸收塔液位越高，氧化风机电流就越高，反之则越低。但吸收塔液位在低液位运行时，石膏浆液密度就越大导致石膏浆液循环泵电流就越大，因此在正常运行中合理控制吸收塔液位，保证氧化风机和石膏浆液循环泵在经济状况下运行。
氧化风量的大小主要影响吸收塔浆液亚硫酸盐氧化过程，在正常运行中控制吸收塔出口氧含量高于进口氧含量0.3%左右，因此在低负荷或吸收塔进口二氧化硫含量较低的情况下可降低氧化风量达到降低氧化风机耗电量的目的。
2.3湿式球磨机
湿式球磨机耗电量的大小主要与石灰石品质、湿式球磨机钢球量的多少有关。石灰石颗粒太粗造成出口相同颗粒度石灰石浆液所消耗的钢球量和湿式球磨机电量就越多，因此要保证湿式球磨机石灰石颗粒度在合理的范围内。同时湿式球磨机钢球量的多少直接影响其出力，因此在运行中应定期添加钢球，保证湿式球磨机在最大出力下运行，缩短湿式球磨机的运行时间。
2.4石膏脱水系统
石膏脱水系统耗电量最大的为真空泵，真空泵的电流与石膏饼厚度有直接的关系，石膏饼厚度越高，其真空就越低，真空泵电流就越高，因此在保证石膏含水率合格的情况下，降低其石膏饼厚度，降低真空泵电流。石膏脱水应保证在最大出力下运行，从而缩短石膏脱水运行时间降低脱水系统耗电量。
3.结束语
石灰石-湿法烟气脱硫系统在运行中，应根据锅炉燃煤品质，如硫份、灰份、石灰石品质等，运行中进行综合调整，制定完善的运方管理制度，以提高脱硫系统的运行经济性。合理而完善的脱硫系统运方调整，还需要经过长期在实践中进行摸索，以期达到最佳的脱硫系统运行工况。
（作者单位：江苏射阳港发电有限责任公司）
作者简介
湿法烟气脱硫系统防腐设计 篇4
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.
石灰石湿法烟气脱硫系统运行优化 篇5
石灰石湿法烟气脱硫系统运行优化
摘要：为保证脱硫系统高效、稳定、经济运行,通过分析旁路挡板设计问题;脱硫效率的`影响因素;增压风机和循环泵的运行方式以及脱硫系统堵塞、结垢、腐蚀、磨损的原因,进行了一系列试验后提出了优化措施.优化后脱硫效率长期维持在92%以上,脱硫电耗大幅降低,除雾器及GGH堵塞问题以及脱硫设备的腐蚀、磨损问题得到了有效地控制.作 者：林健秋 LIN Jian-qiu 作者单位：韶关发电厂,广东,韶关,512132 期 刊：广西电力 Journal：GUANGXI ELECTRIC POWER 年，卷(期)：, 33(2) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫 效率 优化
烟气脱硫技术的现状与发展 篇6
关键词烟气脱硫;吸附;二氧化硫;高岭土
中图分类号X773文献标识码A 文章编号1673-9671-(2010)032-0099-01
目前,烟气脱硫是最为有效的手段之一。烟气脱硫方法通常有两类方法:一是根据在脱硫过程只生成物的处置分为抛弃法和回收法;二是根据脱硫剂的形态分为干法和湿法。
干法主要有活性炭法、金属氧化物法、碳酸盐法等。其是利用固体吸附剂或催化剂脱除烟气中的SO2;湿法则是采用水或碱性吸收液或触媒离子的溶液吸收烟气中的SO2。湿法脱硫效率高,反应速度也快,但生成物是液体或泥浆,处理较为复杂,而且烟气在吸收过程中温度降低较多,不利于高烟囱扩散与稀释。且投资高、占地大、运行费用高,我国目前的经济能力难以承受。干法脱硫净化后烟气温度降低很少,由烟囱排入大气时利于扩散,生成物容易处理,干法脱硫具有系统简单、投资省、占地面积小、运行费用低等优点,但目前此方法脱硫效率较低,吸收剂利用率低,限制了此种方法的应用,所以国内外对干法脱硫的研究成为热点。
1我国烟气脱硫的现状
我国烟气脱硫起步较早,早在50年代就开始研究烟气硫回收,但由于如下种种原因,进展缓慢:
1)因原料来源和产品销路的限制,使一些较为成熟的技术在我国难以推广应用。如碱式硫酸铝—石膏法、石灰石—石膏法、亚硫酸钠法等。
2)我国的经济基础较差,投资较大的治理方法难以实施,即使某些已采用的脱硫装置的企业,也运行困难,如重庆珞璜电厂引进的石灰石—石膏法烟气脱硫装置,由于石膏销路不好,大量堆弃,费用巨大。
2我国脱硫技术发展方向
1)将国外引进技术国产化是发展我国烟气脱硫技术的重要途径,但不是唯一选择,应避免重复引进和盲目照搬的误区。
国外发达国家成功应用烟气脱硫技术解决了二氧化硫污染的问题,但不能否认的是,这些脱硫技术是依赖高投入和高消耗才得以实现的,计算国产化,对我国目前的经济发展来说,其投资和运行费用仍然很高。另外,发达国家选择的脱硫技术也是依照本国的国情,如日本和德国采用“石灰石—石膏法”脱硫成功,是因为这两个国家缺乏天然石膏资源,他们将副产石膏作为重要的石膏资源,解决了烟气脱硫石膏的出路问题,同时降低了脱硫成本。因此也应根据我国具体国情开发、选择适当的脱硫技术。
2)在充分借鉴国外烟气脱硫经验的基础上,大力发展具有自主知识产权的、符合中国国情的烟气脱硫技术。
通过学习、消化国外的先进烟气脱硫技术,探索中国自己的烟气脱硫道路,必将涉及到观念创新,技术创新,机制创新等多方面的问题。从20世纪70年代第一批烟气脱硫技术引进以来,许多人已经为我国的烟气脱硫道路付出了艰辛的劳动,也积累了许多宝贵的建议、经验、成果和教训,经过认真总结和思考,必将有利于加快开发具有自主的、符合我国国情的烟气脱硫技术。
3)经济化,资源化、综合化、多元化是我国烟气脱硫技术发展的重要方向,也是采用高技术取代与改造传统烟气脱硫技术的必然选择。
中国可以借鉴发达国家的脱硫经验及先进的脱硫技术,进行脱硫工程技术的开发研究和联合攻关,尽快开发出符合我国国情的脱硫技术;同时政府应配套必要的技术经济政策,以推进我国的脱硫技术进步和脱硫事业发展。只有这样,并经过长期不懈的不断努力,才能有效控制我国二氧化硫污染。
我国是稀土资源大国,稀土储量占世界储量的43%。我国稀土储量大、类型多、品种全、开发成本低,除钷(Pm)以外的16个稀土元素在我国从南到北分布齐全。因此,推广和开发应用稀土,对于充分利用我国富有的稀土资源,进一步推动稀土产业的发展,具有十分重要的社会意义。
利用改性高岭土作为烟气脱硫剂也是烟气脱硫的一个新的发展方向,我们将初步探讨其作为NOXSO工艺中高效吸附-催化剂载体的可行性。
本项目研究开发内容:
1)利用高岭土资源,研制一种可同时吸附NOX和SOX并促进其催化转化的新型吸附——催化剂。对同时吸附和催化转化机理进行研究。
2)对同时吸附和催化转化机理进行研究。
3)研究吸附——催化剂的再生——循环工艺,包括NOX循环促进作用硫化物的回收利用。
本项目的技术关键是要研究一种在机理上具有吸附——催化偶联协调作用,在技术上可一步同时脱除NOX和SOX的干式可再生环境友好新型吸附——催化剂。
1)可高效地脱除SO2;
2)这是一种干式的可再生的过程,因而没有淤泥和废水处理问题;
3)在较宽的工厂条件下能够可靠而稳定的操作;
4)对多种燃料具有良好的兼容性,包括高硫燃料;
5)与传统的烟道气脱硫结合选择性催化还原控制技术相比,在投资和操作费用上是可竞争的;
6)可满足对动力工业日益严格的排放限制。
利用高岭土作为载体开发一种能够大规模处理SOX的新型吸附——催化剂及脱除净化工艺。使烟气排放可达到更高要求,不但减少污染,而且可以回收大量有用产品元素硫。
拟研制的新型吸附——催化剂可以利用高岭土作为载体,所形成的技术可解决工业烟道气排放的环保问题,又可回收排放气中的有价值物质,因而具有重大的学术和工业应用意义。
参考文献
[1]韩效钊,朱艳芳,许民才.烟道气脱硫概述,安徽化工,1998.
[2]刘景良.大气污染控制工程[M].北京:中国轻工业出版社,2002,1.
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[4]胡将军,刘慧龙等.高效干法脱硫剂的研究,环境保护科学,1999.
[5]张文俊,杨存金等.几种烟气脱硫剂的脱硫性能试验,中国环境监测,1999,6.
[6]吴忠标.大气污染控制技术[M].北京:化学工业出版社,2002,5
烟气脱硫系统 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) .
烧结烟气脱硫系统的防腐蚀问题 篇8
关键词：烧结烟气脱硫,防腐技术,防腐材料
1 引言
随着国民经济的高速增长,钢铁工业得到长足的发展,钢铁生产过程中消耗大量的燃料和矿石,产生了大量的大气污染,对环境的影响不断加重,烧结烟气SO2的治理已成为各钢厂环保工作中一项迫在眉睫的工作。
烟气脱硫装置的工作环境非常恶劣,由于烟气中大量的SO2及其它腐蚀介质的存在,加之工作条件的苛刻,脱硫装置的构成材料时刻承受着各种化学介质的侵蚀。从干燥、高温的烟道气中产生的高浓度冷凝硫酸,烟气含尘的高磨损性,以及吸收液中的氯离子、氟离子、硫酸及亚硫酸根等,均会对系统设备产生严重的腐蚀威胁,造成腐蚀区域大、速度快。脱硫系统设备庞大,维修困难,要求运转周期长,同步率高,这一切都把烟气脱硫系统的防腐蚀问题提到了一个非常重要的地位。为了保证脱硫装置的正常运行,其系统的防腐蚀是一个必须高度重视的问题。
2 烧结烟气脱硫设备腐蚀分析
从国内目前已实施和正在实施的烧结烟气脱硫工程所采取技术来看,大体可分为氨-硫铵法、石灰石石膏法、旋转喷雾干燥法三类,而这3种工艺都存在一定的设备腐蚀问题。
(1)氨-硫铵法脱硫工艺。
自烧结主抽风机来含SO2的烟气经风机增压后进入浓缩降温塔,烟气经喷淋降温除尘后进入脱硫塔与浆液接触脱硫,净烟气通过湿烟囱高空排放。脱硫浆液经氧化浓缩后进入蒸发结晶系统,得到硫酸铵成品。该工艺中从浓缩降温塔、脱硫塔一直到烟囱,包括蒸发结晶系统都存在设备腐蚀问题。
(2)石灰石石膏法工艺。
含SO2烟气经除尘后进入GGH(若有),再进入吸收塔与石灰石浆液接触脱硫,净烟气经GGH(若有)升温排放或直接高空排放。脱硫浆液强制氧化后结晶,再经旋流分离和真空脱水,得到石膏产品。该工艺中,从GGH、吸收塔(包括氧化系统)、脱水系统一直到烟气排放,都存在着设备腐蚀问题。
(3)旋转喷雾干燥法工艺。
在反应塔中,含SO2热烟气与被雾化成极细雾滴的石灰乳接触,净化后的烟气携带已干燥的脱硫产物颗粒,经除尘后排放。该工艺的腐蚀区域主要是雾化器和喷雾干燥塔。
3 腐蚀原因分析
3.1 SO2的腐蚀
在烧结过程中,矿石、燃料以及各种配料在高温下发生复杂的物理化学反应,生成的SO2在脱硫系统中有着不同的腐蚀行为。在进入吸收塔之前,烟气中的SO2对金属的腐蚀类似于大气中的SO2腐蚀,但比大气中要严重。因烧结矿的不同其含量一般在1 000～4 000mg/Nm3,由于SO2在水膜中的溶解度比氧大2 000倍左右,因此使得金属表面吸附的水膜pH值偏低,达到2.0～3.5,形成酸液,加速了金属的腐蚀。在脱硫塔进口烟道处,钢板在含有SO2的湿空气中发生酸的再循环腐蚀,反应式如下:
Fe+SO2+O2=FeSO4,
FeSO4水解生成游离的硫酸:4FeSO4+6H2O+O2=4FeOOH+4H2SO4。
如此循环往复,使金属腐蚀不断进行。烧结烟气中含有8%～10%的水份和16%～18%含氧量,会形成SO3的露点腐蚀,有研究数据表明:当烟气SO3含量为0.008%,其露点已达170℃,这样使得在脱硫系统很容易在金属表面结成硫酸酸雾,进而加快腐蚀。在进入吸收塔后,烟气中的SO2变成SO
4Fe+SO
由此可见,在湿法脱硫中,不论是在脱硫前还是脱硫后,硫的化合物都会对设备产生很强的腐蚀作用。
3.2 氯的腐蚀
在烧结烟气脱硫中,根据脱硫工艺不同以及烧结矿料的不同,在湿法脱硫装置的浆液中均存在一定量的氯化物。氯化物的含量与矿料成分、水质以及脱硫工艺有密切的关系,随着装置的运行,氯化物会不断浓缩和累积。如果没有合理的手段来控制氯化物的浓度,将会对脱硫系统设备带来严重的威胁。由于氯离子具有很强的可被金属吸附的能力,从化学吸附具有选择性这一特点出发,对于过渡金属的Fe,Ni等,氯离子比氧更容易吸附在金属表面上,并从金属表面把氧排挤掉,从而使金属表面的钝态遭到局部破坏而发生孔蚀,这种行为尤其在金属的不均性表面更为明显,就连不锈钢(比如316L、2205、2507等)也难以幸免。工程经验证实,当溶液温度超过60℃,氯含量5 000×10-6,316L标准奥氏体不锈钢具有明显的腐蚀行为,而双相钢2205表现相对轻微。当氯含量超过40 000×10-6时,若采用金属材料防腐,一般建议采用超级双相钢2507或使用铬和钼含量较高的镍基合金。
3.3 氟的腐蚀
氟化物容易在金属表面污垢沉积物的下面富集,加剧了不锈钢的酸性氯化物缝隙腐蚀。值得注意的是,在烟气脱硫中,对碳钢结构的防腐做法是衬玻璃鳞片防腐,一般而言,浆液中HF含量超过2 000×10-6时,玻璃鳞片的腐蚀将会变得非常严重。如果HF含量偏高,可采用以下方法减轻HF对玻璃鳞片防腐衬里的腐蚀,玻璃鳞片表面使用碳纤维;使用掺有陶瓷填充材料的乙烯基树脂。
3.4 流体及其携带颗粒物引起的磨损腐蚀
包含这种腐蚀的流动介质包括气体、循环浆液以及其包含的结晶体、固体颗粒杂质等,其中含在浆液中的固体颗粒物尤为厉害,它是一种包括机械、化学和电化学联合作用的复杂过程。在快速流动的流体作用下,金属以水化离子的形式进入溶液,当存在湍流时腐蚀表现更为明显。
当采用钙基吸收剂时,当循环浆液中石膏结体达到一定含量时,会对喷淋系统、支撑梁、泵过流件以及塔体防腐层造成严重的腐蚀和冲刷,从而影响设备的正常运行。当采用氨法脱硫塔内结晶工艺时,脱硫系统中的磨损和堵塞问题同样严重,采用氨法脱硫塔外结晶工艺,并有灰渣处理措施时,系统几乎不存在磨损和堵塞问题。
4 烧结烟气氨法脱硫中的防腐蚀措施
根据国内外烟气脱硫工程的实际使用情况和笔者多年的工程设计经验,烧结烟气脱硫系统采取的防腐蚀措施,归纳起来大致有如下几个方面。
4.1 采用耐腐蚀材料
4.1.1 应用不锈钢
在烧结烟气氨法脱硫中,根据脱硫介质条件不同,选用了各类不锈钢,比如304、316L、317L、2205、2507等。304不锈钢可应用于接触干燥硫铵或氨水介质的场合;316L不锈钢可应用于接触硫铵溶液介质(温度低于60℃、氯离子浓度较低)的管道、阀和泵体过流部位,2205和2507双相不锈钢适应的硫铵溶液温度和氯离子浓度可适当高一些。但实际使用经验证实,即使采用像2205和2507双相不锈钢,在工况恶劣时,也同样存在点蚀、缝隙腐蚀和冲刷腐蚀等,只是腐蚀的速率不同而已。
4.1.2 应用镍基合金
根据介质工况不同,在烧结烟气氨法脱硫的部分特殊部位需采用镍基合金(如C276)。在高温烟气进入吸收塔的干湿烟气交界面处,高温烟气从160～200℃急速降至60～80℃,并与硫铵溶液接触,该部位存在严重的腐蚀和磨损,经验证实,316L薄板衬里或玻璃鳞片衬里均难以保证防腐寿命,需采用C276薄板衬里来确保防腐寿命。
4.1.3 应用不锈钢复合板
不锈钢复合板与纯不锈钢相比,既具有优越的机械强度,又具有一定的防腐性能,在早期的烟气脱硫设备上应用较多,但多年应用发现,其点蚀、缝隙腐蚀和冲刷腐蚀也很严重。目前在脱硫后湿烟囱防腐还有应用,在其它部位上已很少使用。
4.1.4 应用整体玻璃钢
玻璃钢具有质轻、比强度高、成型工艺简单、化学稳定性好以及耐腐蚀等优点,在烟气脱硫中得到大量的应用,如吸收塔、烟囱、喷淋管、储罐等。性能优良的玻璃钢其耐温性可达100～120℃,个别可达160℃。笔者设计过的整体玻璃钢脱硫塔直径达φ12.5,含塔基玻璃钢湿烟囱总高达100m,目前已安全运行3年以上,实践证实,玻璃钢具有免维护、防腐蚀性能优越等特点。
4.2 采用玻璃鳞片树脂防腐衬里
在烟气脱硫系统中,玻璃鳞片树脂防腐衬里得到了大量应用,相对于不锈钢,其价格较低,且防腐效果优良。所谓玻璃鳞片树脂,是将一定片径(0.4～2.0mm)和一定厚度(6～40μm)的玻璃鳞片与树脂混合制成的树脂胶泥,用涂抹的方式涂敷于碳钢表面形成的防腐涂层。
玻璃鳞片的片状结构在涂膜中的平行排列,切断了漆膜中的微孔,而且还在涂膜中形成了迷宫效应,大大延长了腐蚀性介质在涂膜中的扩散路径,从而有效延缓了基底金属的腐蚀。在氨法烧结脱硫中,浓缩降温塔、吸收塔、碳钢储罐或混凝土储罐、水池等均可采用乙烯基玻璃鳞片树脂防腐衬里,工程实际使用效果良好。
4.3 玻璃钢衬里和橡胶衬里
玻璃钢衬里主要也是起到屏蔽作用,将基体与腐蚀介质隔开,由于树脂牌号不同,其使用温度和耐腐蚀、抗渗透性能各有差异。因玻璃钢在施工过程中容易出现针孔、气泡和微裂纹,所以在氨法烧结脱硫中,玻璃钢衬里一般应用在地沟、厂房或设备基础等部位防腐上,对重要设备如吸收塔、储罐则很少使用。
在脱硫系统中,如循环浆液管、蝶阀以及溶液罐等可采用衬丁基橡胶或衬氟橡胶的防腐方式,其技术成熟,在合理的温度条件下,橡胶衬里的防腐效果优良,且能降低工程造价。
4.4 优化脱硫工艺
因烧结烟气成分的复杂多样,在目前的防腐技术条件下,根据不同介质条件选用合理的材质,同时加强设计优化和施工管理,也是提高脱硫装置利用率的有效方法。主要有如下几点:控制脱硫液中氯离子的含量,将硫铵溶液中的氯离子以氯化铵的形式排出系统外;测算溶液中氟离子含量,当溶液中氟离子浓度偏高时,会对玻璃鳞片衬里产生特殊的影响,设计时需特别注意;对于接触温度较高和浓度较高的硫铵溶液管道,如热交换器的换热管或管板,建议采用2205双相钢或2507超级双相钢或同等材质的不锈钢;对温度低于60℃的溶液管道,建议采用工程塑料或玻璃钢管道;采用合理方法降低溶液中含固量,减轻磨损腐蚀;在工程实施时,严把质量关,对不锈钢的质量严加控制和抽检。对需要现场施工的,如玻璃鳞片防腐和玻璃钢防腐,要确保施工工期和施工质量。
5 结语
在烟气脱硫工程中,防腐蚀问题非常重要,需要针对不同的部位和介质条件,优选不同的材料和施工技术。防腐方案的选择必须满足烟气脱硫系统对防腐蚀的要求,即高的机械性能,良好的化学稳定性和热稳定性,优良的抗渗透性能等,同时还必须考虑成本低,施工难度小,易修补,安全运行时间长等因素。
随着烟气脱硫技术的发展,必将对防腐提出更高的要求,也将会促进这一技术更快、更好地发展。
参考文献
[1]黄永昌.金属腐蚀与防护原理[M].上海:上海交通大学出版社,1989.
[2]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(5):17～18.
脱硫装置烟气再热系统配置分析 篇9
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) .
烟气脱硫系统出口二氧化硫的控制 篇10
1 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺原理
石灰石-石膏湿法烟气脱硫采用石灰石Ca CO3细粉经给料机、硝化机加工成石灰石浆液作为SO2吸收剂, 通过烟气与石灰石浆在脱硫塔中充分接触, 使烟气中的SO2与石灰石浆液发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙, 在吸收塔底部搅拌器上部鼓入空气, 使亚硫酸钙氧化成硫酸钙, 结晶分离得副产品石膏[1]。此过程主要分为四个步骤:
(1) 吸收反应
该技术的主要优点是脱硫效率高, 一般可达95%以上, 钙的利用率高, 可达90%以上;煤种的适应性好, 烟气脱硫的过程在锅炉尾部烟道以后是独立的, 对锅炉燃烧的干扰性小, 不会对锅炉机组的热效率、利用率产生影响。
2 影响出口SO2的主要因素
2.1 入口SO2浓度
入口SO2的浓度较低时, 由于保证出口SO2的浓度, 但是吸收速率低, 脱硫塔出口SO2浓度与入口SO2浓度相比降幅不大, 同时会导致塔内PH值升高, 增加设备结垢的可能性, 不利于运行, 使脱硫系统的效率降低。
入口SO2的浓度较高时, SO2吸收率增加, 但试着SO2的吸收, PH值下降, 当降到一定程度时, 就会抑制SO2的吸收, 此时出口SO2的浓度难以控制。
因此, 入塔SO2的浓度要控制在一个合理的范围内。在实际操作中, 一般要求入塔SO2浓度为500mg/m3-2000mg/m3。而入塔SO2浓度是由锅炉专业炉内脱硫实现的, 因此在实际操作运行中要与锅炉协作, 控制好入塔SO2浓度。
2.2 吸收塔浆液的PH值
烟气脱硫系统浆液的PH值对SO2的吸收影响很大, 一般新配制的浆液PH值约在8~9 之间。随着吸收进行, PH值迅速下降, 当PH值低于6 时, 下降变得缓慢, 当PH值小于4 时, 吸收几乎不进行。
PH值高时, SO2的吸收速度加快, 出口SO2含量显著降低, 随着SO2的吸收, 溶液p H降低, 溶液中Ca SO3的量增加, Ca SO3的溶解度又使浆液的PH值上升, 溶解度的变化使浆液中Ca SO3析出并沉积在石灰石粒子的表面, 形成一层外壳, 使粒子表面钝化。钝化的外壳阻碍了Ca SO3的继续进行溶解, 抑制了吸收反应的进行[2]。因此, 浆液PH值应控制适当。采取石灰浆液时, PH值控制为5~6, 采用石灰石浆液时, PH值控制为6~7。
2.3 脱硫塔浆液密度
烟气脱硫系统采用石灰石作为脱硫吸收剂。随着烟气与石灰石浆液的不断反应, 塔内浆液密度不断升高, 当密度大于1200Kg/m3时, 浆液中Ca CO3、Ca SO4·2H2O的浓度已趋于饱和, 抑制SO2的吸收, 出口SO2增加, 应及时脱石膏, 降低浆液密度。当浆液密度小于1120Kg/m3时, Ca SO4·2H2O的含量较低, Ca CO3含量相对较高, 此时虽有利于SO2的吸收, 但是如果继续脱石膏, 将导致石膏中Ca CO3含量增大, 品质下降, 造成石灰石的浪费。因此, 脱硫塔浆液应控制在一定范围内 (1120Kg/m3-1200Kg/m3) 。
2.4 入塔粉尘浓度[3]
烟气要经过电袋除尘器, 先除去大部分粉尘, 才入塔脱硫。因为烟气经过脱硫塔时, 烟气中的粉尘大部分留在浆液中, 而粉尘在一定程度上阻挡了SO2与脱硫剂的接触, 降低了石灰石中钙离子的溶解速率, 同时粉尘中不断溶解出的一些重金属, 如Hg、Mg、Cd、Zn等离子会抑制钙离子和HSO3-反应。如果除灰、除尘设备故障, 引起浆液中的粉尘、重金属杂质过多, 则会影响石灰石的溶解, 导致浆液PH值降低, 出口SO2增加。若出现上述情况, 开启真空皮带机, 连续排出浆液中的杂质, 或者外排部分浆液, 即可恢复正常。
2.5 石灰石品质
石灰石中的杂质对脱硫系统的性能产生重要的影响, 常见的杂质中包括Mg CO3, Mg CO3一部分可以溶解, 从而对脱硫过程产生重要的影响, Mg CO3本身可以参与脱硫反应, 适度的含量会增强浆液的吸收能力, 含量高会阻碍Ca CO3与SO2的反应, 从而抑制Ca CO3的溶解, 导致脱硫效率降低。
2.6 烟气中O2的浓度
烟气中O2含量增加有利于SO2的吸收, 但是并非烟气中含氧量越高越好。含氧量很高时, 则意味着系统漏风严重, 入塔烟气量增大, 烟气在塔内停留时间减少, 导致脱硫效率降低。因此, 含氧量也应当控制在适当范围内。
2.7 入口烟气温度
入口烟气温度越低, 越有利于SO2气体溶于浆液, 有利于生成亚硫酸钙, 即:低温有利于吸收, 高温有利于溶解。通常, 烟气温度冷却到60℃左右进行吸收操作最为适宜, 较高的吸收操作温度.会使SO2的吸收效率降低。一般将塔入口烟温控制在80℃左右, 烟气进入塔后进一步冷却到60℃左右。因此, 烟气温度应该控制在一定范围内。
石灰石-石膏湿法脱硫系统中出口SO2的控制, 是一个复杂而多变的过程, 应该进一步改进烟气脱硫技术的现有工艺, 开发新设备, 探究新技术, 开发性能优越的吸附剂先进的脱硫吸收剂, 增强吸收效果, 提高脱硫效率, 减少脱硫费用。只有正确把握各参数对出口SO2的影响规律, 合理的加以运用, 才能更好的控制住出口SO2, 从而实现高效、绿色与环保的脱硫。
摘要：石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺目前在电厂烟气脱硫中已得到广泛应用。伴随着国家对环境保护的日益重视, 有效地控制二氧化硫的污染已成为国家规划的一部分。文章介绍了石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统中出口SO2污染的产生, SO2的工艺原理, 分析运行中影响烟气脱硫效率的因素从而有效的控制出口SO2。
关键词：石灰石湿法脱硫,SO2,工艺原理,影响因素
参考文献
[1]蒋思国.石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术及其应用[J].工程科技, 2008, 6.
[2]韩琪, 李忠华.石灰石-石膏湿法烟气脱硫的化学过程研究[J].电力环境保护, 2002, 18 (1) :1-3.
浅谈电厂烟气脱硫浆液管道设计 篇11
【摘 要】阐述了石灰石-石膏湿法脱硫工艺管道设计存在的技术问题。
【关键词】浆液管道；设计；技巧
0.前言
脱硫技术在燃煤电厂中得到广泛的推广应用，而石灰石-石膏湿法脱硫是技术最成熟、应用最多的高效脱硫工艺，湿法工艺涉及到的管道主要分为以下几类：烟道、浆液管道、汽水管道、空气管道。其中的浆液管道是水和固体颗粒物两种介质流的管道，它具有普通流体管道特性，同时又具有易磨损、易腐蚀及易堵塞等普通流体管道所没有的特点，如果设计得不合理，就会造成沉积甚至堵塞。下面简单介绍下浆液特性：
1.介质特点
湿法烟气脱硫浆液管道，由于浆液管道内介质为石灰石浆液或石膏浆液，使得管道具有易磨损、易腐蚀及易堵塞等特点。
1.1磨损
浆液的磨损性是指浆液中固体颗粒对管道、管件的撞击及破坏。下面为某电厂脱硫系统浆液特性表，从中可以看出浆液的密度在5.0%～50%，在介质流动时会对管道内壁产生严重的磨损或冲蚀。
1.2腐蚀
因浆液具有弱酸性，影响脱硫装置的使用寿命。防止腐蚀的最佳方法是阻止浆液与金属面接触，如衬胶或衬塑，工程中大多使用衬胶材质。
1.3堵塞
湿法烟气脱硫浆液管道为两相流，流速高产生磨损并大大增加管道阻力，而流速低则会产生沉积堵塞管道。浆液管道的易堵塞还表现在沉积物硬化结块，这也是浆液管道上设置大量冲洗管道的主要原因。
2.浆液管道设计
针对湿法烟气脱硫浆液管道的介质特点，在设计浆液管道时要考虑到浆液管道的特殊性。下面从浆液管道设计时的一般要求、管架布置、阀门选型及布置、支吊架布置等几个方面介绍：
2.1一般要求
浆液管道布置设计时的一般要求：应符合工艺设计要求；液位低点设置导排净和喷淋；且应先布置重要的、大管径的管道，后布置次要的管道；管道布置应便于支撑；纵向与横向的标高应错开，一般在改变方向的同时改变标高；满足流量计、密度计及PH计等对管道的特殊要求；管道应妥善支撑；管道一般应设坡度；管道应远离电气设备及电缆桥架，以防止滴液腐蚀电气设备；泵入口的大小头应尽量靠近浆液泵。一般管道坡度均由高处一路向下坡至最底点，以利于浆液排空。对于较长距离管线输送（如综合管架等），考虑到布置困难，在设置管道冲洗和人工清理（如导淋）的条件下可以降低坡度要求，如2～3‰等。
2.2管架布置
管廊的布置原则以能联系尽量多的设备（或箱罐）为宜，并且布置时管廊尽量短而直。
管廊的宽度主要由管道的数量及管径大小确定，并考虑一定的予留宽度（20～25%），管廊布置还要给电缆桥架予留位置，管廊的宽度一般不超过3m；场地不够时，管廊可以考虑多层布置；管廊最底层管道在人通行处管底标高不宜小于2.2m，车通行处管底标高不宜小于4.5m；管廊的坡度要求一般选为2～3‰，浆液管道必须设置冲洗水；对于双层管廊，上下层之间的距离一般为500～1200mm，上下层高差主要取决于管道直径、支架形式及管道坡度。
2.3阀门选型及布置
阀门的主要功能是接通或截断流体通路、调节和节流、调节压力及释放过剩压力和防止倒流等。在浆液管道中一般使用蝶阀、隔膜阀、球阀、调节阀。
冲洗和排放的阀门、浆液环路的的阀门应尽可能靠近主管道以避免堵塞；所有阀门的安装位置均应便于操作、维护和检修，安装位置过高的阀门应设置操作平台；蝶阀布置上应考虑阀门开启时碟片旋转所需要的空间。
2.4支吊架布置
浆液管道中常用的支架形式有：固定支架、滑动支架、导向支架、刚性吊架等。
浆液管道支吊架选用原则：按照支承点所承受的荷载大小和方向、管道的位移情况、是否保温、管道的材质等条件选用合适的支吊架；为便于成批生产，设计时应尽量选用标准管卡、管托和管吊；浆液管道因禁止焊接的要求，与管道直接接触面一般使用卡箍（焊接型支架必须先焊接再返厂内衬胶如弯头托座）；当管道底部与支撑面有高差时一般用钢管加钢板垫高；当2根以上管道并排布置时，推荐共用横旦并各自用卡箍固定。
综合管架在管道有坡度时，一般土建支架仍就统一标高，以利于土建设计及土建施工，在管道安装时利用钢管加钢板垫高的方法设置坡度。
浆液管道支吊架布点原则：要满足管道最大允许跨距的要求；在有集中载荷时，支点要尽量靠近集中载荷；在设备附近，应设置支架以防止管道荷载作用于设备；尽可能利用现有建构筑物的梁柱作为生根点。
2.5浆液管道设计问题
石灰石-石膏湿法烟气脱硫在国内已经非常成熟，根据以往的脱硫工程设计，接下来总结几条在浆液管道设计中出现的问题：
——旋流器溢流是无压自流管道，布管时一定要有自留坡度。
——密度计是要单独设置一路冲洗水；另外，浆液密度计应布置在垂直管道上，以防堵。
——吸收塔喷淋管进口不是吸收塔本身的予留口，而是从予留口中伸出的双法兰FRP口（喷淋管自带）。
——与设备相接法兰应根据设备资料选取
——在布置吸收塔液侧管道时，尽量避开吸收塔楼梯。
——箱罐及管道的排净口在地沟内应将管道双面衬胶。
——管道穿楼板处一定要予留开孔，开孔大小要满足管道法兰进出。
——真空泵排汽管在墙外排汽口要向上开，并加雨帽。
——真空皮带脱水机汽液分离器的疏水管进入滤液水箱的深度必须低于滤液箱的最低液位，否则，真空将被破坏。
——所有的浆液管道、浆液泵在停运或切换后，应打开冲洗阀门进行冲洗。为保证冲洗效果，排空阀应离冲洗阀门尽量远。避免管段成为死区无法冲洗到，形成堆积。一般泵出口管路上应设置3路冲洗。
3.结论
总之，烟气脱硫浆液管道具有易磨损、易腐蚀及易堵塞等特点（在寒冷地区浆液管道还要设置保温或伴热措施），在管道选材及布置设计时既要考虑到普通流体管道的各种规范及通用要求，又要考虑到浆液管道的特殊性，以合理的布置来保证烟气脱硫系统的正常运行。
另外，因为浆液管道在工厂制作需要较长的施工周期（制造厂家的施工图分解、管道的采购、分段及防腐加工等），所以，浆液管道图一定要提前设计、提前供图，以满足施工工期要求。
【参考文献】
[1]环境工程.成都科技大学出版社.
[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.
烟气脱硫系统 篇12
中电国华神木发电有限公司2×110 MW机组脱硫除尘改造工程项目,采用2炉1塔模式共建1套脱硫除尘岛装置,对1、2号机组炉后原烟气进行脱硫再除尘,引进德国LLAG公司第5代烟气循环流化床干法脱硫技术(CFB-FGD)[1]。本套脱硫除尘装置于2008年1 1月投入运行以来,脱硫系统运行基本稳定,各项性能指标均达到了设计要求。但脱硫系统存在生石灰消耗量较大的问题。为了使脱硫系统保持经济、高效的运行,该公司对脱硫系统的运行方式及有关参数进行了优化、调整[2,3,4]降低了脱硫系统的运行成本,可供同行参考。
1 脱硫系统
由1、2号锅炉产生的高温烟气经炉膛、水平烟道、尾部烟道进入电除尘器除尘后,烟气从引风机后水平主烟道引出,经过烟气烟箱,汇入1条脱硫系统主烟道,从底部进入脱硫吸收塔,烟气在吸收塔内经喷水降温,与加入的消石灰和循环物料发生反应,除去烟气中的SO2、SO3等有害物质。净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排入布袋除尘器进行烟气的二次除尘。经除尘后的净烟气经增压风机升压后排入烟囱。布袋除尘器收集的灰通过再循环系统返回吸收塔继续参加反应。如果脱硫灰斗料位过高,可通过气力输送排至脱硫灰库,由汽车或罐车运至贮灰场,少量的事故排灰直接由汽车运走。在燃用设计煤种、锅炉在BMCR工况下,脱硫效率不低于90%,净烟气中二氧化硫浓度≤400 mg/Nm3。脱硫后粉尘浓度≤50mg/Nm3,其系统设计参数见表1[5]。
主要反应:
2 运行调整、优化的主要内容
降低生石灰粉耗量是降低脱硫系统运营成本的主要方面,神木发电公司主要从调整优化消化系统、脱硫灰循环及外排灰系统、吸收塔系统的运行入手,并且严格控制生石灰粉的品质,以达到控制生石灰粉耗量的目的。
2.1 消化器系统
神木发电公司石灰干式消化系统采用卧式双轴搅拌干式消化器,其工作原理为:在加入生石灰粉的同时,经计量水泵加入消化水,通过特制的双轴桨叶搅拌使石灰粉与消化水均匀混合,消化温度保持在100℃以上,使表面游离水得到有效蒸发,通过控制消化器的出口尾堰高度和注水量来调节消化石灰的品质。消化后的消石灰粉含水量可控制在1%内,其平均粒径10μm左右,比表面积可达20 m2/g以上,主要措施如下:
(1)控制好消化器的出口尾堰高度,一、二、三级消化器尾堰尽量保持全关状态,尽量延长生石灰在消化器内的停留时间,提高生石灰的消化率。
(2)控制一、二、三级消化器温度,使之保持在103℃左右,这样可以充分保证生石灰和水发生反应,提高生石灰的消化率。
(3)控制好消化器排气风机出口风门开度,既要保证消化器内的潮气可以及时排走,还要保证排气风机排灰量不能过大。
(4)为获得一个良好的运行效果,需要经常检查留在第二级消化器里的石灰,特别是设备运转的第一个小时内。当水量不足时,消化器二级尾部的物料就有同种物料结团的趋势,但是在其他地方上还是照常流动。在这种情况下,桨叶看去很干净。另一方面,当水量过大时,同样有结块现象,然而石灰不再流动,而是有黏结在桨叶上的现象。在观察二级消化器尾部的石灰时,可很好调整给水量,物料就不会有聚团的现象,流动性好,也不会黏结在桨轮叶片上。
(5)利用消化器停运时间对消化器进行检查,及时清理消化器内部的结灰,清理消化器水喷嘴。
2.2 脱硫灰循环及外排灰系统
脱硫灰循环的目的是建立稳定良好的流化床,延长吸收剂停留时间,提高吸收剂的利用率。从吸收塔出来的含未完全反应的消石灰的脱硫灰,被气流夹带从吸收塔顶部侧向出口排出,经脱硫布袋除尘器进行气固分离。脱硫布袋除尘器共设有4个灰斗,灰斗下的流量控制阀根据床层压降将大部分脱硫灰通过循环空气斜槽循环回吸收塔,少量脱硫灰则通过气力输送系统根据灰斗料位外排至脱硫灰库。脱硫灰中一般含有30%以上的CaO,所以要尽量降低脱硫灰的排放量,因此主要采取的措施如下:
(1)原有电除尘器作为干法脱硫除尘装置的一级除尘器,为了降低电耗,将原有的三电场解列,只保留一、二电场运行。根据机组负荷及时调整电除尘器的运行参数,以达到调整进入脱硫系统的灰量的目的。
(2)根据灰斗中灰的压力调整循环流量阀的开度,综合调配4个灰斗的循环灰量,尽量减少脱硫灰的排放量。
(3)及时进行脱硫灰化验,根据化验结果调整脱硫灰循环及外排灰系统的运行,以达到降低脱硫灰的排放量的目的。
2.3 吸收塔系统
吸收塔是整个脱硫反应的核心。CFB-FGD吸收塔为文丘里空塔结构,整个塔体由普通碳钢制成。为建立良好的流化床,预防堵灰,吸收塔内气流上升处均不设内撑,一般为空塔。神木公司脱硫吸收塔采用加装7个文丘里喷嘴形式的空塔,运行调整控制的指标如下:
(1)控制吸收塔的出口温度。吸收塔的出口温度必须稳定,一般为±1℃,如果吸收塔出口温度高于设定值,脱硫效率将下降。如果降低烟气的温度至烟气的露点(约为50℃),有可能带来不良的影响,特别是烟气温度低于露点温度时,会造成水分蒸发不好,产生结露,在吸收塔、烟道、除尘器的内壁引起严重结灰,从而使引风机出力严重下降,迫使锅炉停机。实践证明,吸收塔的出口温度对脱硫效率的影响较大,综合各项利弊,目前神木发电公司吸收塔的出口温度保持在73±1℃。
(2)调整床层压降。吸收塔的床层压降可以有效反映吸收塔内流化床所含有的固体颗粒量,压降越大,说明床层颗粒越多,脱硫效率也就越高,但是越容易发生吸收塔掉灰现象;压降越小,说明床层颗粒越少,脱硫效率也就越差,但是流化床的运行相对越安全,目前神木发电公司根据机组负荷调整床压。在高负荷时,吸收塔床压保持高一点儿;低负荷时,吸收塔床压低一点儿,床压维持在0～1.1 kPa之间。
(3)调整吸收塔入口负压和流量,减少吸收塔的塌灰量,减少灰损失。
2.4 吸收剂质量控制
脱硫系统对吸收剂品质的要求:CaO纯度不小于85%,活性T60不超过4 min,粒径不大于2 mm。
投运初期,神木发电公司脱硫系统采用山西某石材厂生产的生石灰,这种生石灰中CaO的含量比较高,但活性比较差,在消石灰的制备过程中转化率比较低,仅能达到70%左右。2009年4月后,改用内蒙某公司生产的生石灰,这种生石灰的CaO含量较低,但是活性却比较高,在制备消石灰的过程中转化率可以达到80%以上,对降低生石灰粉消耗量也起到了一定的作用。
3 优化效果
由于目前国内采用于法脱硫技术的电厂较少,该领域的技术资料比较匮乏,所以在循环流化床干法脱硫运行方面可以借鉴的经验较少。神木发电公司在运行中不断摸索、分析和试验,经过近一年的优化运行和调整,使脱硫系统月平均Ca/S明显降低,见表2;脱硫系统生石灰月消耗量明显减少,见表3。
4 结语
经过脱硫系统的优化运行、调整,大大降低了生石灰的消耗量,从而减少了脱硫系统的运行成本。由此可见,经过脱硫系统的运行优化、调整,可以降低生石灰的消耗量。截止2009年10月,生石灰消耗量控制在6 g/(kW·h)左右,生石灰消耗量控制在0.95 t/h左右,Ca/S控制在1.05左右,大大提高了脱硫系统运行的经济性,降低了脱硫系统运营成本,同时在调整过程中获得了运行经验,为今后脱硫系统的经济运行奠定了坚实的基础。
参考文献
[1]神木电厂CFB-FGD系统调试运行维护手册[K].福建龙净环保股份有限公司,2008.
[2]白成春,孙丽丽,王俊杰.循环流化床锅炉燃烧过程控制研究[J].陕西电力,2007,35(5):24-27.
[3]范华挺.上海锅炉厂440 t/h循环流化床锅炉冷渣器改造[J].广东电力,2009,22(12):60-64.
[4]李忠善,朱昌煜,李志刚.多阶防磨装置在480t/h循环流化床锅炉的应用[J].内蒙古电力技术,2010,28(3):20- 22.