吸收塔湿法脱硫

吸收塔湿法脱硫（精选十篇）

吸收塔湿法脱硫 篇1

1 吸收塔浆液起泡的原因

气泡是气体分散在液体中所形成的一种热力学不稳定体系。在重力的作用下, 可以自动逸出。而溶液起泡原因可能是混入能降低其表面张力的物质、内部发生反应产生气体或者因为搅拌、扰动等原因使之混入气体。而我们结合湿法脱硫中出现的具体情况, 在分析吸收塔浆液起泡的主要影响因素时应着重于浆液所产生气泡的稳定性研究。

泡沫的稳定性主要受其表面张力, 黏度, 液膜弹性, 表面电荷和杂质分子结构影响。其中起关键作用的是表面张力和黏度两个指标。本文将在气、液、固三方面分析脱硫吸收塔系统的各类物质对气泡稳定性的影响。

1.1 气态影响因素

浆液品质的气态影响因素主要是锅炉烟气和氧化风两方面, 他们都是对吸收塔浆液所产生泡沫的重要影响因素。

1) 锅炉烟气。锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分情况时, 会有部分含未燃尽碳颗粒或焦油等随烟气进入吸收塔内。随着吸收塔浆液有机物含量的不断增加, 引起皂化反应, 使浆液的表面形成油膜。而如果锅炉后部除尘器运行不好, 使得大量含有惰性物质的杂质进入浆液中, 使浆液中重金属含量增加, 这些重金属离子增加了浆液的表面张力, 并在循环泵作用下使吸收塔内的浆液产生起泡现象。2) 氧化风。氧化风量是根据脱硫设计煤种含硫量将HSO3-充分氧化成为SO42-所需要的空气量增加一定余量的情况下确定的。当使用的煤种含硫量高于设计煤种含硫量时, 氧化风量不足以将HSO3-充分氧化成为SO42-, 亚硫酸盐的含量就会超标, 使浆液品质恶化, 加剧起泡的现象。相反的, 当使用的煤种含硫量大大低于设计煤种含硫量时, 则会有大量多余空气形成气泡从氧化区上升到浆液表面, 造成浆液虚假液位, 甚至导致吸收塔溢流。

1.2 液态影响因素

浆液品质的气态影响因素主要是脱硫系统补充水和脱硫废水两方面, 这是影响吸收塔浆液品质的最直接的因素。

1) 脱硫系统的补充水。如果脱硫系统的补充水水质达不到设计要求, 尤其是一些使用水库水的电厂, 如果工艺水中COD、BOD等含量超标, 则会对吸收塔浆液品质恶化, 而一些使用循环冷却水作为补充水的电厂, 循环冷却水中所用的杀菌剂也起到表面活性剂的作用, 使浆液的表面张力降低, 使得浆液更易起泡, 并且泡沫状态稳定, 不易消除。

2) 脱硫废水。脱硫废水系统是维持浆液品质的重要保障, 假如废水系统不能正常投运, 使得重金属、Cl、有机物、悬浮物及其他各种杂质大量富集, 则会使浆液品质逐步恶化, 加剧浆液的起泡现象。

1.3 固态影响因素

浆液品质的固态影响因素主要是脱硫系统中的石灰石方面。石灰石遇稀醋酸、稀盐酸、稀硝酸会发生泡沸, 高温条件下分解为Ca O和CO2。石灰石中含有Mg O, 假如Mg O含量超标不仅会影响脱硫效率, 还会与浆液中SO42-反应产生大量气泡。并且增加浆液中的溶解盐含量, 使形成的泡沫更加稳定。

有些电厂是使用湿式球磨机制备石灰石溶液, 这其中的钢球磨损也会有部分金属颗粒与石灰石中本身含有的微量金属元素 (如Cd、Ni等) 一同进入吸收塔浆液系统, 使浆液中重金属元素富集, 增加浆液表面张力, 形成大量泡沫。

2 浆液起泡的应对措施

1) 在锅炉点火前, 吸收塔在能满足浆液循环泵启动条件的前提下, 尽量保持在较低液位。首台磨煤机投运后, 除尘器应至少投运一个电场, 并监控吸收塔内浆液的p H值等指标。运行期间, 在主机投油或除尘器装置故障的情况下, 及时反馈脱硫运行人员采取必要应对措施。如能在较短的时间内恢复, 则可采取浆液循环抛弃或大量出石膏的方式, 尽可能保障吸收塔内浆液品质, 排出有害物质。

2) 应根据物料平衡计算和校验氧化空气用量, 适合的氧化风量可以尽可能避免浆液起泡现象。

3) 控制浆液和废水的品质, 加强吸收塔浆液、石灰石粉、石灰石浆液、废水和石膏的化学分析工作, 控制进厂石灰石中Mg O含量。有效监控脱硫系统的运行状况, 发现浆液品质变化应采取必要的措施应对。可按照规程加大排放脱硫废水, 降低吸收塔浆液中重金属、Cl-、有机物、悬浮物及其他各种杂质含量, 避免因杂质积累导致的吸收塔浆液“中毒”, 造成起泡溢流的现象。

4) 定期加入消泡剂。从吸收塔地坑中加入脱硫专用消泡剂。在选择消泡剂时, 可先将部分溢流浆液取出后做对比试验, 从而选出有针对性的产品。在观察到吸收塔出现起泡溢流现象的初期, 消泡剂的加入量应较大, 在连续加入一段时间后, 泡沫逐渐稳定下来, 可逐步减少加入量, 直至达到相对稳定的状态。应该注意到的是, 加入消泡剂只是暂缓浆液起泡现象, 并不能从根本解决起泡问题, 在停止使用消泡剂后, 起泡溢流现象可能会再次出现。同时, 加入的消泡剂的剂量也应严格控制, 否则会使浆液起泡现象加剧。

3 结束语

随着脱硫系统运行时间逐渐增加, 设备老化, 可靠性降低, 问题也逐步出现, 加之日益严格的排放标准和监控手段, 使得脱硫系统的运行压力倍增, 这也使我们应更加注意对于脱硫系统各个设备的维护和排查。吸收塔浆液起泡问题直接危害到整个系统的安全运行, 电厂应引起足够重视, 采取及时和必要的措施来确保系统安全、稳定和高效的运行。

参考文献

[1]曾庭华.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化[M].北京:中国电力出版社, 2003.

吸收塔湿法脱硫 篇2

300 MW机组湿法烟气脱硫(WFGD)吸收塔内气液流场模拟

利用Fluent软件平台,对某300 MW机组WFGD吸收塔内气液两相流场进行了数值模拟,着重考察喷淋浆液滴对塔内烟气流场的.影响.结果表明,浆液滴喷淋后对烟气流场具有整合作用,模拟的塔内平均压降(850 Pa)与实际现场测试数据的平均压降(909 Pa)较为吻合.

作 者：林永明 高翔 施平平钟毅 张涌新 骆仲泱 岑可法  作者单位：林永明,高翔,钟毅,骆仲泱,岑可法(浙江大学,浙江,杭州,310027)

施平平,张涌新(浙江大学蓝天环保设备工程有限公司,浙江,杭州,310012)

刊 名：热力发电  PKU英文刊名：THERMAL POWER GENERATION 年，卷(期)： 35(8) 分类号：X5 关键词：300MW机组   湿法烟气脱硫   吸收塔   气液流场   数值模拟   液滴  

湿法烟气脱硫技术概述 篇3

关键词：烟气脱硫湿法石灰石石膏反应机理

随着人们的环境保护意识日益增强以及环境保护标准的日益提高，燃煤电站中的大气排放问题越来越受到人们的关注，煤炭是我国的主要能源，在中国目前的一次能源的生产和消费结构中煤炭约占70%，而且在相当长的一段时间内不会发生改变。由于煤炭消耗量较大，燃烧效率不高，煤燃烧所产生的主要污染物SO2、NOX和烟尘排放量随着中国工业化进程的不断加快也日益增多。大量的燃煤和煤中较高的含硫量必然导致SO2的大量排放。

大气污染严重破坏了生态环境、危害人体的呼吸系统、加大了癌症的发病率，甚至影响人类基因造成遗传疾病。如何有效地消减二氧化硫的排放量，控制二氧化硫对大气污染，保护大气环境质量是目前及未来相当长时间内环境保护的重要课题之一。目前世界上烟气脱硫工艺大数百种之多，在这些脱硫工艺中。石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺技术成熟，具有吸收剂资源丰富、价格低廉、脱硫效率高等优点，是目前控制酸雨和二氧化硫污染最有效地手段[1]。湿法烟气脱硫技术工艺已有几十年的发展历史，技术上日趋成熟、完善，传统湿法工艺中的堵塞、结垢问题得到了很大的改善。

一、FGD系统的吸收原理及工艺流程

石灰石/石膏湿法烟气脱硫采用低廉易得的石灰石或石灰做脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液，采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内，吸收浆液于烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏。具体反应过程由以下五步实现：（1）溶质二氧化硫由气相主体扩散到气液两相界面气相的一侧；（2）二氧化硫在相界面上的溶解，并转入液相；（3）二氧化硫电离，同时剩余的二氧化硫由液相界面扩散到液相主体；（4）石灰石的溶解、电离于扩散；（5）反应产物向液相主体的扩散剂反应产物沉淀的生成。5个阶段是同时进行的，脱硫后的烟气经除雾器出去携带的细小液滴，经烟囱排入大气，脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收利用。剩余浆液于新加入的石灰石浆液一起循环，这样可以使加入的吸收剂充分利用，并确保石膏晶体的增长。石膏晶体的正常增长时最终产品处理比较简单的先决条件。新鲜的吸收剂石灰石浆液根据PH值和分离二氧化硫量按一定比例直接加入吸收塔[2]。基本工艺流程主要包括制粉、浆液制备、预吸收、吸收塔、氧化、烟气换热、石膏脱水等子系统以及其他辅助系统。由除尘器出来的烟气经脱硫风机增压后，进入换热器，与来自吸收塔的净烟气进行热交换，一方面将含有较高的二氧化硫浓度的高温烟气降温，以利于石灰石浆液吸收二氧化硫，另一方面，将来自吸收塔的净烟气加热，以利于烟气抬升和污染物的运输扩散。降温后的烟气进入吸收塔，由制浆系统制成满足工艺需要的石灰石浆液于烟气中的二氧化硫发生一系列复杂的物理化学反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。净化后的烟气再经换热器排除脱硫装置。由于亚硫酸钙不稳定，需要进一步经氧化系统氧化成稳定度恶硫酸钙，硫酸钙结晶生成石膏。石膏浆液经石膏脱水制成石膏产品。

二、FED脱硫效率的影响因素

1.吸收液的pH值

吸收液的pH值是影响FED系统脱硫效率的重要因素，它对系统的影响是非常复杂的，当时吸收液的PH增高时，溶液中的氧化钙浓度相应的增大，吸收也中的氢氧化钙离解成氢氧根离子会不断的于二氧化硫水合后离解出的氢离子发生中和反应生成水分子，促使反应不断向右进行，所以只要吸收液的ph值足够高，溶液中存在大量的氢氧根离子，就能得到高的二氧化硫吸收率，吸收液的PH与此吸收反应式的进行程度关系密切，所以吸收液的PH值直接影响系统的最终脱硫效率。

2.液气比

液气比（L/G）是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量。他决定酸性气体吸收所需要的吸收表面。在其他参数恒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间的接触面积增大，传质单元数将随之增大，脱硫效率也将增大。要提高吸收塔的脱硫效率，提高液气比是一个重要的技术手段。在实际工作过程中，允许最小的液气比由吸收剂浆液特性，控制结垢和堵塞决定。理论分析的液气比不适用于所有的吸收塔的工程设计，但可根据以下原则考虑：对于喷淋塔，气液接触面积与液气比成正比，因此液气比与脱硫效率有直接的正比关系，而与二氧化硫浓度无关。

3.烟气流速和温度

在其他参数恒定的情况下，提高塔内烟气流速可提高气液两相的湍动，降低烟气和液滴间的膜厚度，提高传质效果。从节能的观点来说，空塔流速尽量偏大。另外，喷淋液滴大的下降速度将相对降低，使单位体积内持液量增大，增打了传质面积，增加了脱硫效率。但气速增加，由会使气液接触时间缩短，脱硫效率可能下降，这样要求增加塔高。实际中烟气流速提高还影响除雾效果。目前，将吸收塔内烟气流速控制在2.6—3.5m/s较合理，典型值为3m/s[3]。

4.钙硫比的影响

在保持液气比不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔的吸收剂的量相应增大，引起浆液PH值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使二氧化硫吸收量增加，提高脱硫效率。但是，由于石灰石的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起石灰石的过度饱和凝聚，最终使反应的表面积减小，脱硫效率降低。钙硫比一般控制在1.02—1.05之间[4]。

三、结束语

石灰石—石膏法脱硫技术成熟，石灰石来源丰富，脱硫效率高，可减少二氧化硫的排放量，是目前电厂烟气治理的一种较完善的治理技术。在今后我们要努力做好系统的优化设计和及运行经验总结，对脱硫系统的安全稳定运行具有十分重要的意义。

参考文献：

[1]曾华庭，杨华，马斌等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化[M]. 北京 中国电力出版社，2004：8—9，274—277.

[2]钟毅，林永明，高翔，等. 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统石灰石活性因素研究[J].广西电力工程，2000.4：92—98.

[3]丁承刚.湿法烟气脱硫关键参数简分析[J].国际电力，2002，6（1）：53—55.

吸收塔湿法脱硫 篇4

脱硫系统无旁路改造后与主体机组形成串联，必须与锅炉机组同步长时间运行，不可解列，以下就取消旁路的FGD系统如何对锅炉运行不造成干扰做出说明。

当脱硫系统无旁路运行时，油污随着锅炉点火投油进入吸收塔内，会导致烟气脱硫装置运行过程中的吸收塔浆液起泡溢流，吸收塔浆液“中毒”，同时油污处理系统不能对脱硫系统本体运行产生任何影响，并且FGD的浆液循环泵不停地提升浆液，使其在脱硫塔内循环，增加了油污的乳化程度，增加了油污处理的难度。

针对无旁路脱硫系统，本文推荐的技术方案采用的除油方法是分批去除，将被油污染的浆液分批打入事故浆液池，从事故浆液池这一单元段开始，展开一系列的除油措施，其中除油系统连续运行，处理后的浆液经过石膏二级脱水，使得石膏含水率为10%，这样在脱硫系统不停运的情况下，可以在较短时间内去除大量浆液内的油污，有效保证脱水石膏的品质。

其中浆液的处理方式主要有投加脱硫专用除油剂、采用重力分离法并设置隔油池、粗粒化分离法和生物法等，分别讨论如下。

1 脱硫专用除油剂法

脱硫专用除油剂由多种表面活性剂及助剂组成，具有良好的吸附性能、抗剪切性能、耐温性能和耐酸碱性能等，还具有反相破乳和油的凝聚双项功能，有较强的渗透、乳化、去油去污能力，不含无机酸、碱，因此对设备无腐蚀性。同时，具有节水省时、不破坏水体平衡的优点。但是，这种除油剂产生的絮渣很难去除。

实际应用中，一般将吸收塔内被油污污染的浆液打入排水坑中，在其中投加脱硫专用除油剂，通过该除油剂有效除油后，再将浆液打入吸收塔内。

2 重力分离法

重力分离法是一种利用油水密度差进行分离的方法。此法可用于去除粒径0.25mm以上的油粒和废水中的大部分固体颗粒。采用重力分离法最常用的设备是隔油池。它是利用油比水轻的特性，将油分离于水面并撇除。隔油池主要用于去除浮油或破乳后的乳化油。该方法适用于浮油、分散油，且效果稳定运行费用低。

由于在实际中吸收塔浆液的除油过程是分批去除，将被油污染的浆液分批打入事故浆液池，从事故浆液池这一单元段开始，展开一系列的除油措施，除油系统为连续运行。因为隔油池除油的优点是稳定运行费用低，我们可以采用隔油池去除脱硫系统油污。将隔油池布置在事故浆液池内部，如图1所示，浆液由排出泵打入事故浆液池，经过隔油处理后的浆液再直接打回吸收塔，这样就可以在不产生新的占地的情况下，稳定、高效地去除油污。

从吸收塔排放出来的10%～15%的石膏浆液，经过浆液除油处理后，再进行一级脱水和二级脱水，使其含水率达到10%以下。一级脱水系统主要是旋流器，经过旋流器后的石膏浆液一般含水量在50%左右，不能够直接排放，必须经过二级脱水系统，将含水量降至10%以下后，可以作为建筑材料原材料出售。

3 粗粒化分离法

粗粒化法(亦叫聚结法)是使含油浆液通过一种填有粗粒化材料的装置，使浆液中的微细油珠聚结成大颗粒，从而使油水分离的方法。其技术关键是粗粒化材料。许多研究者认为材质表面的亲油疏水性能是其性能好坏的关键，而且亲油性材料与油的接触角小于70°为好。当含油质量浓度大于100mg·L-1的浆液通过这种材料时，微细油粒便吸附在其表面上，经过不断碰撞，油珠逐渐聚结扩大而形成油膜，最后在重力和水流推力的作用下，脱离材料表面而浮升于水面。其出水含油质量浓度一般大于10mg·L-1，还需适当的深度处理。可通过浆液在粗粒化前后油珠粒径的变化来判断此工艺的除油效果及工艺可行性。粗粒化除油装置具有体积小、效率高、结构简单、不需加药、投资省等优点;缺点是填料容易堵塞，出水油含量较高，水中含有表面活性剂时处理效果受到影响，常需要再进行深度处理。

4 生物法

生物法是利用微生物的代谢作用，使浆液中呈溶解、胶体状态的有机污染物质转化为稳定的无害物质，从而使浆液得以净化。生化法常用于去除含油质量浓度在30～50mg·L-1以下、含有其他可生物降解的有毒、有害物质的浆液，特别适用于溶解油的去除。

除油污方法必须保证机组启动和低负荷期间脱硫系统不停运，保证正常运行无影响，可在短期内大大降低吸收塔内油污的浓度，同时装置投资低，操作简单、除油效果好，工作稳定可靠。由于通常使用的絮凝剂(即除油剂)存在若干问题，如浆液的二次污染，絮凝剂与系统中缓释剂、阻垢剂的配伍性以及絮凝剂的价格因素等，该方法应用于脱硫系统油污浆液处理并不很理想。尽管生物技术在环境领域的应用已经相当普遍和成熟，应用生物降解原理治理被污染的环境所具有的潜在优势也得到了广泛认可，但其占地面积大、运行费用高，因而在应用上受到一定限制，使其在工业循环水处理上的应用还不多见。小型隔油池是一种重力分离式含油污水除油装置，该装置具有方法简单，分离效果高，能耗低等突出特点，对脱硫系统中含油污吸收塔浆液的有效处理具有良好的发展前景。

5 结论

无旁路烟道的脱硫装置在锅炉投油启动和低负荷助燃运行时，只要在设计和运行上采取适当的技术措施，脱硫装置可以避免因油污带来的负面影响，实现脱硫装置与锅炉主机同步、长期、稳定的运行。目前，国内已投运的无烟气旁路的脱硫装置数量还比较有限，在设计和运行经验上都处于一个探索和积累的阶段，各方面有待进一步完善和改进。相信，经过一段时间的经验积累，脱硫装置完全能达到与主机同步运行的水平，实现国家节能减排的相关目标。

针对FGD油污的特点，以上方法均有其适应性和不足之处。在实际工程中，应兼顾方法的优缺点，结合实际工程的需求，在经济性和实用性方面，进行合理选择。

参考文献

[1]将丛进,封乾君.国华三河电厂脱硫装置取消烟气旁路技术[J].中国电力,2007,40(11):93-96.

[2]将丛进,封乾君.国华三河电厂脱硫装置取消烟气旁路的研究[J].电力建设,2008,29(2):61-63.

[3]刘宏伟.关于脱硫无旁路机组运行的探讨[J].电力技术,2008,8(1):18-21.

[4]白云峰,许正涛,等.脱硫机组取消旁路烟道的技术经济分析[J].中国电力,2008,41(1):73-75.

最新湿法脱硫工艺系统主要设备 篇5

随着我国环境标准渐趋严格，火电厂治理SO2污染的力度不断加大，湿法脱硫工艺成为火电厂脱硫技术的主流。湿法工艺的主要系统包括：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂（石灰石浆液制备）系统、石膏处理系统、工艺水系统、废水处理、DCS控制系统等，见图1所示。主要设备包括：增压风机、烟气挡板门、回转式烟气换热器（GGH）、吸收塔、除雾器、喷淋管、氧化风机、循环浆液泵、破碎机、湿式球磨机、石灰石旋流器、石膏旋流器、真空皮带脱水机、衬胶管道和阀门等。

湿法脱硫装置烟气一般取自锅炉引风机出口，在引风机出口至烟囱的烟道上设置旁路挡板，当FGD装置运行时，旁路挡板关闭，进、出口挡板打开。烟气由增压风机引入FGD系统经烟气换热器（GGH）降温后进入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气再进入GGH升温后经烟囱排入大气。当FGD装置停运时，旁路挡板打开，进、出口挡板关闭，烟气直接从烟囱排入大气。

1湿法FGD装置的主要设备 1．1 烟气系统

(1)脱硫烟道。按介质性质、烟道位置分为净、原烟道。所有烟道组件采用气密性的焊接结构，所有焊接接头在里外都要进行连续焊，在需要防腐的区域采用衬玻璃鳞片或橡胶防腐。烟道组件中设有导流片，导流片由螺栓连接支座与烟道壁板固定，支撑板和弯头导流片的材质均为耐稀酸腐蚀钢，支座及连接螺栓为1.4539不锈钢。

(2)增压风机。多采用大流量静（动）叶可调式轴流风机。

(3)烟气换热器（GGH）。多采用容克式烟气换热器（GGH），传热元件由表面烧结陶瓷的钢板组成，表面易清洗。所有与净烟气接触的组件都有防腐涂层。

(4)烟气挡板门。脱硫装置烟气挡板多采用双叶片结构，双叶片之间通有密封风，与净烟气接触的部分衬有镍基合金钢，防止烟气对挡板的腐蚀。1．2 SO2吸收系统

主要有吸收塔、氧化风机、浆液搅拌器、除雾器和石灰石浆液喷淋系统。

(1)吸收塔。吸收塔是脱硫装置的核心设备，多为圆柱形罐体，主体由格栅梁、底板、多层壳体及塔顶和塔内支撑梁及托架、进出口烟道、工艺管道接口组成。每层壳体由矩形弧板拼合，外部设有加强筋及支撑。

(2)吸收塔内部浆液喷淋管。由分配管网和喷嘴组成，一般采用碳钢衬胶或FRP（玻璃钢），FRP管及配件内外表面涂有耐磨层。

(3)吸收塔循环泵。各循环泵与对应的喷淋层连接，为离心叶轮泵。叶轮和壳体采用衬胶或合金钢材料，配注水或不注水式机械密封。

(4)除雾器。除雾器一般为两级，由单体组件组合而成，组件由除雾叶片、夹具、冲洗喷头、PP或FRP水管组成。

(5)衬胶管道。脱硫工程衬胶管道，DN500以下直管采用无缝钢管，DN500以上的直管采用钢板卷制直缝焊接，所有法兰均采用锻造法兰。管道内衬丁基胶，所有法兰均配有氯丁胶垫片，在钢管制安完后衬胶前进行水压试验，合格后方能衬胶。

(6)旋流器。漩流器由切向进料管、柱锥体管、溢流管和底流管组成，按圆周中心对称布置，各个旋流器的底流汇集至环绕中心进料管的共用底流槽内排出。1．3 吸收剂制备系统

吸收剂制备系统由石灰石破碎系统和湿（干）式球磨机制浆（粉）系统组成。主要设备湿式球磨机为水平卧式，筒体采用整体结构，与进、出料端用法兰连接，筒内壁衬有橡胶衬板，出料端设有不锈钢旋转筛。1．4 石膏浆液（石膏处理）系统

真空皮带机脱水机沿皮带运动方向分别装有驱动皮带辊和从动辊，驱动皮带辊在变频电机、减速装置的驱动下转动，带动皮带转动。橡胶皮带为整圈形式，皮带上刻有沟槽，中间有一排真空孔，皮带宽度两侧粘有橡胶裙边。皮带上铺有一层被张紧在皮带上的尼龙滤布，在滤布上均匀分布的石膏浆液随皮带移动，在真空抽吸下脱水形成滤饼。沿皮带水平运动方向，皮带的下方中间设有真空箱，真空箱与皮带间有密封带和水密封，并由真空泵抽吸形成真空。皮带的上边水平段靠塑料滑板支托，上面带有沟槽，水通入后形成皮带运动的润滑水膜，下边自然下垂，皮带和滤布均设有纠偏装置。1．5 防腐

湿法脱硫工艺中烟气和浆液是具有腐蚀性的介质，目前采用的防腐材料有：橡胶、玻璃鳞片树脂、合金钢或复合钢板。

(1)衬胶材料。预硫化软质氯丁基橡胶、预硫化硬质天然橡胶、预硫化软质丁基橡胶、底涂料、粘接剂。主要衬胶设备和构件包括吸收塔、石灰石、石膏浆液箱罐、废水箱，各种搅拌器和浆液的输送管。

(2)玻璃鳞片。鳞片衬里结构由底涂、玻璃鳞片树脂和面涂组成。底涂的主要材料为树脂，为钢表面和玻璃鳞片间过渡层。鳞片树脂以乙烯基树脂加入惰性玻璃鳞片制成。面涂由分离剂和光亮剂组成。现场涂玻璃鳞片的主要设备包括：吸收塔，事故浆罐，GGH入口前、出口至吸收塔入口之间原烟气烟道，吸收塔出口后的净烟气烟道，GGH内部。2 主要设备安装和单项工程施工流程 2．1 烟道组合安装

搭建组合平台—组件单片拼接—组件组合吊装—分段或整体组合吊装。烟道挡板门，组件相关支吊架，随着组件安装同步安装。2．2 GGH安装

设备本体部件及转动部件安装—转子定位验收—内部按防腐要求进行焊接、打磨、防腐—二次安装、传热原件、密封、油系统设备及管路安装与调整。2．3 增压风机安装

同发电工程引风机。2．4 吸收塔塔体组合安装

底板梁安装—底板安装—壳体及罐顶组合后整体吊装—外部加强筋及支撑安装—吸收塔内部支撑梁及托架安装—烟气进出口管道接口及各类管接口安装—塔内壁衬胶前的打磨、喷砂—塔内设备喷淋管、除雾器、搅拌器安装。2．5 湿磨安装

基础定位—轴承箱就位—筒体、轴承座就位找正—传动设备安装—筒体内橡胶衬瓦安装—油、冷却水系统安装。2．6 浆液泵主要安装顺序

同发电工程泵类。

2．7 真空皮带脱水机安装顺序

设备框架、皮带主动辊和被动辊轴、导轮就位—收水盘和滤布冲洗水收集盘、皮带下面的润滑板安装—皮带和滤布的托辊、回转辊、支撑架、轴承和张紧装置调整—安装真空箱，密封槽、条，密封带及密封带支撑，收集管，润滑板，抽真空管—皮带驱动电机、减速箱；联轴器与皮带主动轮连接，安装滤布张紧导轮和张紧轮—带电、带水试转皮带调节润滑板安装位置—皮带、滤布纠偏装置，真空箱抬升装置，跑偏跟踪和纠偏气动装置调整—粘结皮带裙边，皮带中心打孔—安装皮带机附属设备—调整皮带松紧、真空箱密封带松紧、真空箱与皮带间隙、落料位置、冲洗位置、测厚位置等—调试开始前安装石膏滤布。2．8 衬胶施工

钢件预处理（打磨、补焊）—喷砂—涂底涂—刷粘接剂—贴胶板—固化。2．9 玻璃鳞片涂层施工

钢件预处理（打磨、补焊）—喷砂—涂底涂—涂玻璃鳞片树脂—面涂—固化。4 设备安装质量的控制

4．1 湿法脱硫装置设备安装过程中采用的质量标准及规范

(1)企业标准。包括：吸收塔、烟道、箱罐及仓制造规范，吸收塔安装施工验收技术规范，衬胶、涂鳞片施工规范。

(2)国家和行业标准。包括：电力建设施工及验收技术规范，圆桶形钢制焊接贮藏罐施工及验收规范，立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范，工业设备、管道防腐工程施工及验收规范，涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级，钢结构、管道涂装技术规程，中低压化工设备施工及验收规范，机械设备安装工程施工及验收通用规范，钢结构工程施工及验收规范，钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规范，橡胶衬里设备技术条件，工业设备管道防腐蚀工程施工及验收规范。4．2 主要设备的安装质量控制要点 4.2.1 烟道安装

施工中对所有需防腐内表面检查消除毛刺、凹坑等缺陷，对焊缝打磨至光滑平整并着色检验，直至符合防腐施工要求。4.2.2 GGH安装

(1)下轴承座水平检查≤0.02/

1(2)转子水平度检查≤0.25/1

000000

mm。mm。

(3)径向轴向密封片检查调整。

(4)对需防腐组件的焊缝均打磨至光滑平整，直至符合防腐施工要求。4.2.3 吸收塔安装

(1)底板安装。底板安装要保证底板平整并紧贴混凝土基础面，防止焊接变形引起底板翘起。在焊接时，必须用配重块压在底板上保证底板的平整度，所有的焊缝焊接完毕后打磨至光滑平整，并做着色检查及真空度检查。

(2)吸收塔壳体组合。每层塔壳体在组合平台上组合，组合平台整体平整度≤3mm。壳体组合包括预组装、找正、测量、竖向焊接、焊接后复测、内壁打磨、着色检查。每层壳体的竖向焊缝仅焊到距边缘300 mm处，以便壳体安装时调整。检查内容：筒壁垂直度偏差、筒壁焊缝间隙、坡度及错口量、筒壁上平面高差。

(3)吸收塔壳体安装。质量要求：筒壁局部凹凸变形在1mm；筒壁高度允许偏差0.05%H≤30

m长度范围内允许值≤

5mm；筒壁铅锤允许偏差0.05％H≤30mm；罐轴线与垂直线偏差、中心线整体偏差≤30mm（从罐顶至底板）。每层壳体第一遍焊接后，做焊缝清根处理，将焊渣、氧化铁等打磨干净。全部焊接完毕后，将焊缝打磨平整做着色检查。内壁T字焊口打磨作PT抽查，外部焊口抽查作X光金相检查。

(4)吸收塔壳体加强筋安装。吸收塔壳体外侧有环形加强筋和竖直加强筋。加强筋随壳体同步安装。加强筋安装覆盖壳体焊缝的地方，应经射线金相检查合格。质量检查内容：加劲环标高、水平、对口间隙及坡度。要求加劲环不准修割，须调整筒壁找对口间隙。

(5)罐顶安装。吸收塔罐顶现场组装，吊至吸收塔上部与筒壁焊接。主要检查塔顶与筒壁焊口间隙、塔顶中心漂移量、塔顶钢板平整度、焊接质量。

(6)所有开孔及内部构件和进出管道接口安装。吸收塔加强筋安装完成后，安装内部构件和在筒壁上进行各种开孔。开孔前，必须准确测量划出位置线，经验收后方可进行。质检内容：检查各支架及支架梁的中心、标高，检查焊接厚度和表面质量，要求支架梁标高与喷淋管开孔中心标高误差控制在≤5mm。开孔划线并复查管接座中心、标高、角度、水平度、法兰垂直度。焊缝作5%PT抽查。

(7)烟气进出口烟道接口安装。质量检查内容：单片组合几何尺寸、法兰对角线、焊接质量、烟气进口中心、标高、法兰与水平面的角度、法兰到吸收塔中心距离、不锈钢表面保护情况。

(8)吸收塔内部衬胶准备工作。对所有的焊缝进行打磨至光滑平整，并对整个内表面进行检查消除毛刺、凹坑等缺陷直至符合衬胶要求。4.2.4 湿磨安装

(1)主轴承标高偏差±10mm，两轴承的水平偏差≤0.5mm。

(2)旋转筛必须保证与筒体同心。

(3)进料口与进料弯管径向间隙应均匀。4.2.5 真空皮带脱水机安装

(1)检查真空皮带脱水机架的水平和对正状态，支架水平误差≤1mm，确保皮带产生均布荷载。

(2)皮带滑板前、中间、尾段总成的水平误差不超过1mm，主滑轮和尾滑轮顶端部与皮带滑板之间的高差为4～5mm。

(3)真空箱与皮带间隙不得超过3mm（可根据石膏含水率进行调整）。

(4)滤布限位开关当滤布处于中心位置时两侧间隙为20～25mm。4.2.6 防腐工程：

(1)原材料进场验收。原材料的品种、质量和有效使用期是进场验收的重点。胶板验收项目包括品种、厚度、硬度、电火花（检查孔洞）检测和外观。玻璃鳞片原材料储存温度要求在20℃以下，相对湿度控制在75%以下。

(2)预处理工序质量控制。防腐施工中的预处理主要是基体补焊打磨、喷砂和衬胶施工中的胶板打磨。衬胶和玻璃鳞片施工要求喷砂后的基体表面洁净度要达到Sa2(1/2)级，粗糙度分别达到50μm和70μm。喷砂质量为必检项目，以喷砂质量标准样板为依据，对各部位的喷砂表面进行检验。同时严 格监控喷砂压缩空气质量和砂的质量，严禁压缩空气存在油污和水汽。

(3)施工环境条件控制

衬衬胶及玻璃鳞片施工现场要求温度控制在10～35℃，相对湿度控制在60%以下。

(4)施工过程控制：

1）配料。包括：衬胶底涂、粘接剂、玻璃鳞片底涂、玻璃鳞片树脂、玻璃钢环氧树脂、环氧漆、耐酸胶泥和衬砖胶泥等防腐材料，在施工过程中要现场配制。配料过程主要监检配比准确性和活化期。

2）工序衔接。防腐施工要在喷砂后24h内刷第一遍与第二遍底涂，底涂与第一遍粘接剂，两遍粘接剂之间，第二遍粘接剂与贴胶板，每道玻璃鳞片涂层之间都有最短和最长的间隔时间要求。施工时要根据工艺文件对该工序的时间间隔严格地监督检查，确保工序衔接符合工艺要求。

3）衬胶搭接。基本原则搭接方向要与介质流动方向保持一致，防止介质冲刷胶板搭接缝。施工人员须根据设备内各部位介质流向，确定胶板搭接形式。施工中应对胶板搭接部位进行严格检查，保证正确的接缝方向。

4）衬胶。吸收塔和各种箱罐衬胶质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度、硬度、电火花（100%检测规定电压14kV下不漏电）、外观验收检查在制品上进行，剥离强度（规定值≥4N/mm）检测在产品试板上进行。外观检查要求：搭接缝方向正确，无十字接缝，各部位所衬胶板品种符合规定，未见气泡、鼓包、大的裂缝等严重缺陷。

5）玻璃鳞片树脂衬里涂层。玻璃鳞片涂层质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度要求：检查前根据测厚仪标准板校验测厚仪，测定鳞片衬里厚度，使用测厚仪每4m2检测2～3处。外观要求：鳞片衬里面100%电火花检测（规定4kV/mm电压下不漏电）在制品上进行，检测时避免电压过高或在一处停滞时间过长，电压必须稳定，使用检测仪扫描所有衬里面（扫描速度为300～500mm/s）。确认有无缺陷。在产品试板上检验硬度（巴氏硬度，规定值40）和粘接强度（规定值7MPa）。

(5)烟气脱硫系统试运后的检查。根据经验，防腐层的大多数质量问题多在运行开始的一年内暴露出来，所以试运行后要对防腐层进行仔细检查，检查防腐有无开裂、鼓包、脱落，有无异常损害。建议重点检查以下部位。

1）吸收塔喷淋部位衬胶层。重点是喷淋层下部1～2m处和喷淋支管托架部位，此部位衬双层胶，受冲刷最厉害，最容易出问题。

2）吸收塔原烟入口防腐层。此部位接触的介质有烟气、浆液和各种介质蒸气，温度变化大。一般采用胶板、玻璃鳞片、耐酸磁砖防腐，在试运后要对该部位仔细检查。

3）搅拌器叶片连接部位衬胶层。箱罐、地坑的搅拌器，其叶片在现场安装，连接处在现场衬胶，形状复杂,搭接缝较多，运转时叶片受介质冲击易发生开裂。5 结束语

湿法FGD装置工艺流程中介质为含SO2湿烟气和石灰石、石膏浆液，具有较强的腐蚀、磨损和易沉积特性。所以设备的防腐对安装中结构件的焊接和钢板基体表面质量要求较高。同时浆液管道、泵、风机、GGH转动设备安装坡度及防腐和接口部位的严密性要求也很严格，所以好的安装质量对湿法FGD装置安全稳定运行具有重要的意义。

由于湿法FGD装置工艺系统的防腐特性，使其设备及管道接口在现场无法修改，只能在现场组合配制后返厂进行防腐处理，再返回现场安装，并且现场防腐施工周期长，受环境和材料特性影响较多，从而延长了湿法FGD装置的施工周期，各设备安装工期的衔接需要周密地计划安排。

半水煤气湿法脱硫安全问题浅析 篇6

【摘 要】在半水煤气湿法脱硫生产操作过程中，始终存在着易燃、易爆、易中毒等危险危害因素，同时，因生产工艺连续性强，设备及管道部件泄露，还有内部介质的冲刷、渗透和外部环境的腐蚀等因素影响，火灾、爆炸和重大设备事故经常发生。本文针对半水煤气湿法脱硫工艺流程、原料及副产品、设备管道布置设计等方面进行安全分析，提出了有效的安全预防和改进措施。

【关键词】半水煤气；湿法脱硫；安全生产；泄露；爆炸性；可燃性；毒性；腐蚀性

本工序的主要危险物之一半水煤气，其中半水煤气含有的一氧化碳为易燃气体，毒性为II（高度危害）；氢气为易燃气体；硫化氢为易燃气体，毒性为II（高度危害）。硫磺为本工序的副产品，其为易燃固体，与卤素、金属粉末等接触可发生剧烈反应，在储运过程中易产生静电荷，可导致硫尘起火。

1.半水煤气脱硫流程概述

来自气柜的半水煤气经过一级静电除焦送入鼓风机。由鼓风机加压后，升压49KPa后送入冷却塔与循环冷却水逆流接触，使半水煤气温度由60～85℃降到35～40℃，该冷却塔可随气温的变化而调节水量，以保证出塔的气体温度适宜。冷却塔出口半水煤气进入预脱硫塔，使半水煤气中的硫化氢含量由5.0g/Nm3脱到2.0g/Nm3。从预脱硫塔塔顶来的气体进入脱硫塔脱硫，使半水煤气中的硫化氢含量由2.0g/Nm3脱到80mg/Nm3，以达到后续工序要求。由脱硫塔塔顶来的半水煤气进入清洗塔塔底，与循环水逆流接触，降低气体温度，同时除去煤气中夹带的少许焦油以及单质硫后，进入二级静电除焦塔。

进入二级静电除焦塔的半水煤气自下而上的通过沉淀管，管中电晕极产生电晕放电现象，当含尘的半水煤气通过电晕极沉淀极之间形成的不均匀电场时，煤气电离灰尘微粒游离便移向沉淀极，使半水煤气的灰尘吸附在电晕极和沉淀极上，灰尘用水冲除，除去半水煤气中夹带的焦油和硫磺泡沫，半水煤气由顶部出口管引出，送入半水煤气压缩机。

从预脱硫塔和脱硫塔塔底来的富栲胶溶液流入富液槽，由再生泵加压至0.5～0.56Mpa（G）后，送入氧化再生槽的喷射器入口，在氧化再生槽中进行氧化再生，生成的贫栲胶液溢流至贫液槽，由脱硫泵入脱硫塔，与气体逆流接触，由上而下，循环使用。

从氧化再生槽浮选出的硫泡沫溢流到硫泡沫槽，经过熔硫泵送入连续熔硫釜，熔融出硫磺，做成硫锭，可对外销售。

从连续熔硫釜滤出的清液经过收集，冷却后，送回系统循环使用。

2.脱硫方法

干法脱硫一般采用固体脱硫剂脱除少量硫，其方法有活性炭、氧化锌等。湿法脱硫一般可分为物理吸收和化学吸收、直接氧化法三种，本文主要讨论栲胶湿法脱硫。

3.主要危险有害物质分析

该项目生产过程中涉及的化学毒物主要有：氢气、甲烷、一氧化碳、二氧化碳、硫化氢、硫磺。

4.火灾、爆炸危险性分析

火灾、爆炸危险性主要包括：

（1）煤气泄漏导致火灾爆炸，系统阻力过大，引起脱硫塔爆炸。

（2）硫磺库通风不好粉尘含量过高，堆积过多引起火灾、爆炸。

（3）系统氧含量高引起火灾爆炸。

（4）温度、压力表失灵引起火灾爆炸。

根据国家相关规范，生产装置及装置内单元的火灾危险类别：

生产类别：甲

耐火等级：二

爆炸危险区域：2区

5.造成爆炸、火灾事故的条件

引发爆炸的条件是：爆炸品（内含还原剂和氧化剂）或可燃物（可燃气、蒸气或粉尘）与空气混合物和起爆能源同时存在、相互作用。

引发火灾的三个条件是：可燃物、氧化剂和点火能源同时存在，相互作用。该项目爆炸性、可燃性的化学品的作业场所出现泄漏后，可能引发爆炸、火灾事故的条件如下：

（1）可燃物：甲烷、氢气、一氧化碳、硫化氢泄露后蒸汽遇火源发生延迟点火，存在发生蒸汽云爆炸的危险。

（2）氧化剂：空气中的氧

（3）点火源：机械火源如摩擦、撞击、绝热压缩等，热火源如蒸汽高温管道；高温表面；电火源如电气火花、静电火花、雷电等；化学（或物理）火源如明火。

6.相关安全措施

主要危险源是煤气泄漏引起的火灾爆炸事故，主要安全措施有：

（1）设备和管道布置：设备管道尽可能露天布置，封闭厂房设置良好的通风设备。

（2）设备防爆：严格按爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范的要求选择防爆型电气设备，半脱工序装置防爆区内的设备采用相应等级的防爆设备。

（3）防静电接地：在防爆区域内的所有金属设备、管道、储罐都必须设计静电接地，不允许设备及设备内部件有与地相绝缘的金属体。管道内介质流速的选取应符合有关规定以控制静电的产生，使其不能达到危险程度。

（4）安全保护设施：气柜设置出口水封进洗气塔，与煤气管道相连的液体管道按规范要求设液封；一级焦油器进、出口设置水封，出冷却塔设置液封槽，出清洗塔设置液封槽，进鼓风机煤气管设置液封槽，设置工序安全水封，设置除焦器短路水封等。水封设计应符合相应国家标准或相应标准的规定。

（5）工艺：1）应注意罗茨鼓风机进出口压力，防止负压，应装设负压报警停车联锁装置；2）静电除焦器必须设置半水煤气氧气自动分析仪，且与静电除焦控制柜联锁，一旦氧含量超过0.8%，电路即自动断开，确保静电除焦设备安全运行；3）在可能发生煤气积聚的装置内设固定式可燃气体检测报警仪及固定式有毒气体检测报警仪，并且按照相关规范的要求设置足够的便携式可燃（有毒）气体浓度监测器及空气分析仪等便携式探测设备；4）预脱硫塔及脱硫塔底设自动液位调节器，防止液体倒流至煤气管道入口，或气体进入液相系统，同时设置液位高低报警系统。5）半脱工序所有风机和泵出口设置止逆阀，防止液体倒流损坏电机；6）每个静电除焦器设2个爆破片。7）洗涤塔排水管的水封有效高度为洗涤塔计算压力水柱高度至少加500mm。8）为防止压缩机段超压，半脱系统应设置大回路管线。

（6）防泄漏：装置的管道、接头、法兰、焊缝等应严格按照《工业管道工程施工及验收规范》、《现场设备工业管道焊接施工验收规范》进行竣工验收；平时应经常检查，防止泄漏。

（7）预防火灾：硫磺仓库的耐火等级不低于三级，主要结构采用非燃烧材料，并且硫磺仓库的所有墙壁、屋顶的内表面、地坪都应平整光滑，降低粉尘的积聚。水煤气脱硫工段的副产品硫磺自燃点很低，并设置良好的通风，以保证安全生产。

（8）防腐蚀：煤气中的硫化氢与水作用会对设备产生腐蚀，因此本工序的设备全部做防腐处理，对腐蚀较严重的氧化再生槽的特殊部分采用不锈钢。

（9）剩余煤气放散装置应设有点火装置及蒸汽（或氮气）灭火设施，需要放散时，一般应点燃。

（10）防止罗茨风机反转：上述工艺中，罗茨风机进出口压差达49Kpa，而罗茨风机出口半水煤气是送到压缩工序的，若压缩机出现跳停，则很容易导致罗茨风机出口压力超高，造成导致罗茨风机反转，出现损坏设备的现象；针对此现象，有必要在清洗塔冷却塔上下段设置安全水封，在压缩机跳停时，压力超过安全内水封压力，就会使安全水封冲破，高压段的半水煤气大量泄到低压段的设备管道中（下转第188页）（上接第60页）去，从而保护罗茨风机。

【参考文献】

[1]梅安华等.小合成氨厂工艺技术与设计手册.化学工业出版社，1994.

[2]编辑委员会吴德荣等.化工工艺设计手册第四版.化学工业出版社，2009.

湿法烟气脱硫技术进展 篇7

我国是世界上最大的煤炭消费国,煤炭占一次性能源消费总量的70%左右。从1998年以来,我国SO2年排放量超过美国,连续多年居世界首位[1]。2010年我国SO2排放量2185.1万吨,2011年上半年二氧化硫排放总量为1114.1万吨,比上年同期(1133.9万吨)减少1.74%。目前SO2的排放问题正在引起世界各国的重视。我国也在《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中明确规定,“十二五”期间国家会对二氧化硫实施排放总量进行控制。

1 湿法烟气脱硫技术

据统计,目前控制SO2排放的方法已超过200种,主要控制途径有三种:一是燃烧前控制——原煤净化、燃烧中控制——硫化床燃烧(CFB)和炉内喷吸收剂、燃烧后控制——烟气脱硫[2]。其中烟气脱硫是是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法,是控制酸雨和二氧化硫污染最为有效和主要的技术手段,其它方法还不能在经济、技术上与之竞争[3]。

工业上烟气脱硫方法很多,可分为湿法、半干法、干法三大类。目前世界各国应用于燃煤电厂的烟气脱硫技术主要有:①石灰石石膏法,占85%左右;②喷雾干燥脱硫技术,约占 8.4%;③吸收剂再生脱硫法,约占3.4%;④炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法,约占1.9%;⑤海水脱硫技术;⑥电子束脱硫技术;⑦脉冲等离子体脱硫技术;⑧烟气循环流化床脱硫技术。在选择烟气脱硫工艺时需要考虑的主要因素有:

(1)技术因素:脱硫工艺的复杂程度、材料失效、烟气的脱硫效率和副产物;

(2)经济因素:能耗、投资、运行成本、处理厂的运行寿命、规模、建厂地点及环境要求;

(3)商业运行经验。

由于干法、半干法脱硫工艺脱硫率较低、吸收剂利用不充分,使用价值也低,而湿法脱硫技术不仅具有脱硫效率高、煤种适应性强、运行费用较低和副产品易回收等优点,而且该技术是目前应用最广、最成熟的脱硫技术,所以下面着重介绍湿法脱硫技术工艺现状。

湿法烟气脱硫(WFGD)通常是使用石灰、熟石灰、熟石灰与飞灰的混合物、氨水、海水或其它碱溶液作为吸收剂[4],将其喷射到烟气中与SO2反应。技术的关键是通过不同途径增加气体的溶解性,进而加以处理。表1列出了几种主要的湿法脱硫工艺的条件和特点。

工业上最先使用、技术上最成熟、实用业绩最多、运行状况最稳定的湿法脱硫技术是石灰石/石灰——石膏法,但是由于这种工艺设备结垢、堵塞、腐蚀现象较为严重,虽然后来研究出的双碱法、氨法等方法能够克服上述缺点,但是这些方法本身还有其他的局限性,所以开发新的技术是很有必要的。目前世界各国对脱硫工艺中吸收剂再生和烟气同时脱硫脱硝2个方面的研究非常活跃[6]。

2 胱氨酸脱硫工艺

胱氨酸(C6H12N2O4S2)是一种含硫氨基酸,由两个半胱氨酸通过其侧链巯基氧化成二硫键后形成的产物,含有两个手性中心。胱氨酸固体是白色结晶或结晶性粉末,几乎不溶于水或乙醇,可溶于稀盐酸或氢氧化钠试液。

1988年,Chang等[7]发现巯基(-SH)类亚铁络合物可以吸收NO。近几年,用含有-SH基团的半胱氨酸作为Fe(II)的配合剂同时脱硫脱硝,表现出更大的应用潜力。而与半胱氨酸联系密切的胱氨酸能够被烟气中的SO2还原为半胱氨酸,半胱氨酸继续被NO氧化为胱氨酸,使得脱硫脱硝反应得以同时循环进行。

许多国内外学者在研究烟气脱硫脱硝工艺时都对胱氨酸做了初步研究。例如:Rao和Gorin发现胱氨酸能与H2S反应并生成半胱氨酸(CyS-)、半胱氨酸的硫化物(CySS-)和二硫化物(S${}_2^{2-}$)。D.K.Liu和S.G.Chang[8]在pH≥9.0的实验条件下,探讨了胱氨酸与H2S气液传质—反应动力,并考查了各种影响因素对吸收速度的影响。我国的钟秦、吕喆等[9]通过实验论证了胱氨酸脱除烟气中SO2并回收元素硫的可行性,得出胱氨酸的脱硫效率在98%以上。

在SO2被水吸收的过程中,气相和液相的阻力几乎相等[10],任何一相都不能控制吸收速率;当SO2被胱氨酸溶液吸收时,溶解的SO2与大量过量的胱氨酸吸收液发生瞬间反应,液相传质系数因液相反应的加强而可被忽略,气膜阻力变成控制吸收速率的主要因素。按照简单的分类胱氨酸吸收SO2的反应属于传质控制类型。

在pH=9.0条件下,溶液中的H2S以HS-为主要存在形式[11,12],则胱氨酸与H2S在溶液中发生了以下两个可逆反应:

CySSCy(aq)+HS-(aq) → CySH(aq)+CySS-(aq) (1)

CySS-(aq)+HS-(aq) → CySH(aq)+S${}_2^{2-}$(aq) (2)

液相中的SO2以SO${}_3^{2-}$为主要存在形式[13],发生了下列反应:

CySSCy(aq)+SO${}_3^{2-}$(aq) → CySSO-3(aq)+CyS-(aq) (3)

CySS-(aq)+SO${}_3^{2-}$(aq) → CyS-(aq)+S2O${}_3^{2-}$(aq)(4)

S2O${}_3^{2-}$(aq)+H+(aq) → HSO-3(aq)+S(s)(5)

总反应可表示如下:

CySSCy(aq)+HS-(aq)+SO${}_3^{2-}$(aq) → 2CyS-(aq)+

SO${}_3^{2-}$(aq)+H+(aq) (6)

胱氨酸在适当条件下能够被H2S/SO2/OH-体系还原成半胱氨酸,消耗的还原剂是HS-和SO${}_3^{2-}$,产生的单质硫可加以回收利用。

胱氨酸之所以能够作为脱硫剂,是由于:

①胱氨酸对二氧化硫脱除效率高,吸收速率快,对SO2具有良好的选择性,所以减少了吸收剂的用量、工艺设备的体积和能耗;

②胱氨酸无毒,对人体没有不良效果,化学稳定性好;

③对设备没有腐蚀性,减少了设备投资及维护费用;

④不易产生二次污染,可以得到有价值的副产物单质硫和半胱氨酸;

⑤可以采用化学合成法或者从毛发中提取,收率可达7.5%～8.0%;

⑥此脱硫工艺易实现脱硫脱硝一体化的改造。

3 结 语

胱氨酸脱硫法现在还处于试验研究阶段,由于胱氨酸脱硫容易实现脱硫脱氮一体化,但是胱氨酸的原料价格昂贵,而且胱氨酸必须在H2S存在的碱性条件下才能被还原成半胱氨酸,这些缺点都制约了胱氨酸脱硫技术的推广发展,若解决好上述问题,胱氨酸脱硫法将会是一种很有发展潜力的脱硫方法。

摘要：二氧化硫的污染情况已引起世界各国的广泛关注,通过对几种主要湿式脱硫工艺的对比研究,从半胱氨酸亚铁溶液同时脱硫脱氮工艺技术中归纳出一种湿法烟气脱硫技术———胱氨酸脱硫技术,阐述了胱氨酸脱硫技术的反应机理和国内外研究现状,并总结出此方法的优缺点,是一种很有潜力的脱硫方法。

浅谈烟气湿法脱硫技术 篇8

S02是大气污染物的主要气体之一,严重危害了自大然的生态环境环境和人类的日常生活。此外,S02还是酸雨形成的重要原因,加速了建筑、桥梁等材料的腐蚀,影响了人类的健康。为此,控制烟气中的S02含量成为当前的热点问题之一,烟气湿法脱硫技术是当前大多数企业广泛采用的一种除去烟气中SO2含量的技术。

2 烟气湿法脱硫技术

2.1 石灰石—石膏法

石灰石一石膏法是指在洗涤塔中通过石灰或者石灰石浆液吸收烟气中的以S02为主的气体,同时产生石膏的脱硫方法。在吸收S02时主要分为两个阶段,即吸收与氧化,反应过程如下:先吸收S02生成CaS03,接着CaS03通过氧化作用生成CaS04,即我们所说的石膏。采用该方法一般采用的工艺流程:烟气首先流进冷却塔,并在冷却塔中用水对其进行洗涤、降温、加湿,在除去了大约90%的烟尘后,再流入到吸收塔中,使用石灰石浆液对其进行洗涤脱硫。脱硫后的烟气在除去雾沫净化后,经过加热器升温,通过烟囱向大气中排放。而吸收了S02的浆液将其移至氧化塔中,通过压缩空气对其进行氧化,在氧化反应后浆液通过增稠、脱水就得到了石膏产品。

在国外尤其是日本的火力发电厂中,广泛采用了这种烟气脱硫技术,该技术的主要优点是:原料尤其是吸收剂石灰石容易获得,来源广,成本较低;脱硫效率高达90%;技术成熟,操作简单;无论是技术还是设备,都易与国际脱硫技术市场相接轨,可以降低脱硫成本,引进国外的先进技术,有利于国内脱硫技术的快速发展。当然,该方法也存在一定的不足之处:吸收剂石灰石、反应产物石膏具有较强的粘度,导致吸收塔等设备常发生堵塞现象;设备易磨损,使用寿命不长;由于工艺流程中的污泥综合利用率有限,导致二次污染的概率偏大。

2.2 氧化镁法

氧化镁法是金属氧化物脱硫法的主要技术之一,在大多数的电厂中都设有氧化镁装置。氧化镁法的工艺流程比较简单:首先含有S02烟气在预处理后流入到吸收塔中,在塔中SO2与氢氧化镁和亚硫酸镁洗手液体系发生一系列的化学反应,产生亚硫酸氢镁,如果氢氧化镁含量充足,亚硫酸氢镁还可以与氢氧化钠溶液继续发生反应生成亚硫酸镁和水。在生产过程中常会发现有少量的亚硫酸镁被氧化生成硫酸镁,亚硫酸镁与硫酸镁通过沉淀作用后呈现出水合结晶态,颗粒较大的晶体经过分离后送入到干燥器中,制取得到干燥的亚硫酸镁或硫酸镁。在再生阶段,将干燥的亚硫酸镁通过高温煅烧进行分解,以碳作为还原剂与硫酸镁发生氧化还原反应,两个反应得到的产物S02经过除尘后用于制作硫或酸,产物氧化镁与水熟化反应生成氢氧化镁用于吸收塔中,实现再生。

2.3 双碱法

双碱法主要是指利用钠碱吸收烟气中的S02,利用石灰对洗液进行处理并再生,将石灰法和碱法两种有机结合,取其优点,属于—种改进的新型脱硫技术。双碱法脱硫技术主要分为三大操作过程,分别为吸收、再生和分离固体。再吸收过程中,主要是利用碳酸钠吸收烟气中的S02,反应产生亚硫酸钠和二氧化碳,利用氢氧化钠吸收烟气中的S02,反应生成亚硫酸钠和水;在再生过程中,常采用的碱是石灰(主要成分是氢氧化钙),即将石灰与吸收过程中产生的亚硫酸铵和水发生化学作用,产生氢氧化钠和亚硫酸钙晶体,同时发生副反应产生氢氧化钠和硫酸钙晶体,在该过程中产生的氢氧化钠可以引至吸收塔中进行循环利用,从而实现了再生。

2.4 氨法

氨法脱硫技术是指用氨水洗涤含有S02成分的烟气,形成亚硫酸铵—亚硫酸氢铵—水的吸收体系,在吸收溶液中,亚硫酸铵吸收S02的能力较强,是氨法脱硫技术中的重要吸收剂。以氨和亚硫酸铵为主的氨法脱硫技术其工艺流程主要包括三个部分:吸收、中和和分离。首先,含有S02的烟气在吸收塔中与吸收液体发生化学反应生成亚硫酸氢铵,形成浓度较高的亚硫酸氢铵溶液,将其从吸收塔中引至中和器中,和固体的NH4HCO3经过搅拌后发生反应后,生成亚硫酸铵,结晶析出,然后再从中和器中将亚硫酸铵晶体的悬浮液引至离心机中,通过离心作用后分离出固态的亚硫酸铵作为产品,而使用后的滤液继续送入到吸收塔中进行循环利用。

氨法脱硫技术是较早用于工业脱硫中的一种相对成熟的方法,主要用于冶金工业的烟气脱硫和硫酸尾气脱硫。该技术的主要优点是:使用氨作为原料来吸收S02,比用其他碱类的成本偏低,而且氨可以在成品中以氨肥的形式存在着,供于使用;氨法脱硫技术的效率较高,可以达到90%以上。当然,该方法也存在着一些缺点:氨的来源受生产行业和地域限制,不易获得;氨挥发性强,在一定程度上增加了吸收剂的消耗量。

3 烟气湿法脱硫技术的发展方向与前景

当前国内外对该技术的研究众多,烟气湿法脱硫技术也日益成熟完善,尤其是在美国、日本等先进国家,我国近年来主要侧重于烟气湿法脱硫装备与技术的发展与完善,并已取得了一定的成就,例如改善了气体和液体的接触条件,强化了传质,在今后的研究中将继续推动该技术不断前进:研究出新型防结垢、防腐材料以解决磨损、腐蚀问题,逐步完善脱硫设备的设计以解决烟气带水的问题等多个发展方向。

烟气湿法脱硫技术凭借其占地少、结构紧凑、造价费用低和脱硫效率高等多方面的优点在脱硫企业中得到了广泛的应用。然而与发达国家相比,烟气湿法脱硫技术在我国电厂企业中还没有普及,因此,我国电厂等企业应结合现状,因地制宜,选用工艺流程简单、经济合理且脱硫效率较高的烟气湿法脱硫技术,从大气污染根源上进行污染治理,维护自然生态环境。

摘要：本文重点介绍了当前主要的几种烟气湿法脱硫技术及其优缺点,简述了烟气湿法脱硫技术的发展方向与前景。

关键词：烟气湿法脱硫技术,发展

参考文献

湿法催化氧化烟气脱硫技术综述 篇9

如付诸现实将产生较好的经济效益和环境效益。

燃煤是SO2污染的主要来源, 2013年煤炭在我国一次能源生产中占80.4%, 在能源消费中占71.3%。2015年我国煤炭进口量2.04亿t, 以煤炭为主的能源格局在很长时间内不会改变。2014年全国SO2排放总量为1 974.4万t, 近十年间以缓慢的下降速度首次降到2 000万t以下。总体而言, SO2污染防控形势依然十分严峻。

目前我国脱硫行业面临两方面主要问题:一是燃煤脱硫的控制重点需要转向工业锅炉和中小型锅炉。工业锅炉燃煤能耗约占全国煤炭产量的1/4, 在我国中小型锅炉SO2排放量占排放总量的40%以上, 这些锅炉布局分散, 燃煤来源不稳定, 烟气成分复杂, 净化难度大, 副产物回收利用价值小, 运行管理、自控水平低, 设备达标和运行困难;二是脱硫废水的“零排放”压力越来越大。湿法脱硫仍是我国FGD产业中的主导, 其中石灰石-石膏法广泛被火电行业所采用, 但于其流程较复杂, 一次性投资较高, 需要消耗石灰石, 并存在废水处理, 废渣利用等问题, 并不适合于中小型FGD系统。湿法脱硫产生的废水水质复杂, 含有大量溶解盐、固体悬浮物和氟离子、重金属离子等污染物, 随着国家和地方相关政策与标准的日益严格, 许多地方监管部门开始逐步禁止常规方法处理的脱硫废水外排。

由此可见, FGD行业仍有极大的创新发展空间。针对中小型燃煤锅炉, 亟待开发流程简单稳定、脱硫效率高, 运行管理便利的FGD技术。

湿法催化氧化烟气脱硫技术简介

SO2是酸性气体, 同时又较易发生氧化还原作用, 而湿法催化氧化烟气脱硫其根本原理就在于利用SO2的还原性。它的起源可以追朔到20世纪七八十年代国外兴起的Wellman Lord法以及Monsanto公司的催化氧化法等技术, 其基本原理是将干烟气通过填充催化剂的固定床, 将烟气中的SO2经催化还原成单质硫或氧化成硫酸。日本千代田机工在本世纪初开发出CASOX脱硫工艺, 用30%稀硫酸吸收烟气中的SO2, 利用催化剂将SO2氧化成硫酸实现湿法催化氧化脱硫, 这种工艺能够实现废水零排放。

湿法催化氧化技术可以实现SO2吸收和氧化一步完成, 在催化剂的作用下, SO2在液相容易发生氧化, 可直接利用催化氧化作用所产生的气-夜传质推动力来完成脱硫过程, 这种技术保留了湿法脱硫效率高的优点, 跟其它湿法工艺相比, 其在脱硫塔内不需要消耗碱, 流程可以大大简化, 由于不使用钙基成分, 反应产物溶解度高, 而吸收液能够维持在低p H, 不需要考虑结垢堵塞的问题, 因此湿法催化氧化烟气脱硫跟传统湿法脱硫工艺相比, 其适应性和灵活性更强, 利于在中小型FGD系统中推广。

目前我国中小型锅炉普遍采用的FGD技术存在许多创新和改进空间。例如, 石灰法:利用Ca (OH) 2作为脱硫剂, 虽然石灰浆液的制备和输送比石灰石要容易, 但更容易发生堵塞结垢现象;氨法/钠碱法/氧化镁法:这些方法使用的碱性脱硫剂成本较高, 在中小型FGD系统中回收利用困难, 在氧化镁法中通常也无法考虑Mg O的再生问题;双碱法:双碱法工艺较为复杂, 并且也不能根本上避免结垢问题;各种干法工艺:干法不产生废水, 排烟易扩散, 但脱硫率不如湿法, 脱硫剂利用率不高, 且需增加除尘器的负荷, 在小型FGD系统中这些问题更甚。随着科学家对SO2氧化机理的不断深入研究, 我国学者对湿法催化氧化烟气脱硫进行了一系列研究并开发出很多新思路和新方法, 研究方向集中于采用过渡金属中可变价态的Fe、Mn等作为催化剂, 利用它们的催化氧化作用形成传质推动力将SO2吸收至液相并氧化成硫酸根, 在中小型FGD领域取得了一系列研究成果。

赵毅等将均相催化氧化的方法应用于燃煤工业锅炉脱硫, 较早地对比了各种不同过渡金属的催化作用, 发现具有可变价态的Fe、Mn离子催化作用十分显著, 并研究了温度对脱硫效率的影响。朱斌通过实验研究论证了以Mn2+离子作为脱硫剂的可行性, 对4 t/h的小型锅炉进行了适用性和投资收益分析。杨夕等利用铁离子作为脱硫剂, 在高的Fe3+浓度 (0.6~1.2M) 和很低的p H (1.5~2.0) 条件下, 脱硫率可超过90%。柴建伟以0.12 M浓度的Mn2+吸收SO2废气, 当温度为28℃, p H在5~6时, 脱硫效率可以达到85%以上。许丽等研究了0.5 mmol/L的Fe2+和Mn2+对S (Ⅳ) 的协同催化作用, 并发现甲醇存在抑制作用。赵庆庆等研究了Mn离子的催化氧化脱硫过程, 证实O2对反应影响较弱, 而温度对反应速率的影响较大, 大于60℃有不利影响。张朝辉采用喷射式鼓泡反应器, 研究Fe、Mn液相催化氧化脱硫, 采用20 mmol/L浓度的Mn2+加5 mmol/L的Fe2+作为吸收液, 论证了这种方法适用于中小型燃煤锅炉。曲兵等, 对湿法同时脱硫脱硝过程中, Co络合物的吸收与催化作用进行了研究。张玉等利用铁屑和水吸收烟气中的SO2, 吸收液中Fe SO4浓度达到0.25 mol/L~1.0 mol/L, 分析了Fe SO4作为副产品的可行性, 并进行了充分的中试设计。马双忱等发现1.2×10-2~1.2×10-1mol/L浓度的Mn2+对臭氧氧化S (Ⅳ) 有明显的催化作用。张艳华等通过实验表明, 在Fe (Ⅲ) 的催化下, 液相中的NO、NO2和HNO2可以与S (Ⅳ) 发生协同作用, 从而提出了湿法同步脱硫脱硝的探索方向。

可以和

闵鑫、张舒在沸石上负载Fe和Mn, 研究了非均相催化氧化在海水脱硫体系中的运用。温度65℃, p H在2.2~2.5, 对S (Ⅳ) 的氧化率可超过90%。王亮等探讨了通过利用煤系黄铁矿做脱硫剂, 在水和SO2的作用下浸出Fe2+/Fe3+离子产生协同催化氧化脱硫效应, 这为各种工业废气脱硫领域中, 利用工业废渣“以废治废”提出了良好的思路。赵根成等利用粉煤灰做脱硫剂, 利用粉煤灰的碱性和浸出Fe3+的催化氧化能力, 开发针对中小型锅炉的脱硫方法。笔者利用负载Fe、Mn的沸石填料, 在海水脱硫体系中进行了小试实验, 实验结果表明在处理SO2浓度为2 500 mg/m3左右的废气时, 负载Mn O2的沸石填料可实现很好的脱硫率和氧化率。

在理论研究方面, 杨剑系统地研究了Fe、Mn催化氧化反应的反应级数和活化能, 并针对典型300 MW烟气脱硫机组建立数学模型。于洁等研究表明在抑制双碱法中, 1mmol/L的Mn2+催化效果能使初始S (Ⅳ) 的氧化速率提高20倍。笔者通过实验研究, 测定了不同p H条件下Fe、Mn离子在液相催化氧化S (Ⅳ) 的反应级数与动力学常数, 实验结果证实了可变价态金属离子氧化还原循环的存在。

催化氧化机理

SO2在液相中以H2SO3、HSO3-、SO32-三种形式存在, 可以统称为S (Ⅳ) , S (Ⅳ) 的氧化机理最早在上世纪20年代末由德国科学家Backström提出。随着大气污染问题日趋严重, 研究S (Ⅳ) 的催化氧化机理不论是在酸雨形成过程还是在FGD工艺研究中都有重大意义, 科学家进行了大量研究, 现有理论表明不论是液相中的均相氧化, 还是非均相氧化, 可变价态的过渡金属离子在S (Ⅳ) 的氧化过程中均起着重大影响。Huss等在20世纪70年代开展了从催化氧化动力学到络合抑制剂作用机理的系统研究, 国内科研工作者根据这一理论开始探讨湿法协同催化氧化烟气脱硫的方法。其中Fe、Mn的催化作用被人研究得最多, 之后根据Brandt等的研究, 认为由高价态过渡金属离子引发的SO3-·自由基在S (Ⅳ) 的氧化过程中起着决定作用。

链反应机制描述

(1) 链引发

催化机制主要发生在链引发过程。大多数理论研究表明只有可变价态的过渡金属离子才能对S (Ⅳ) 起催化作用, 以Me代表金属离子, Ⅱ价和Ⅲ价可变价态过渡金属为例:

低价态金属离子同样可以引发催化作用, 此时以式 (1) 和 (3) 为主要反应。金属离子的氧化还原循环是催化反应的主要机理, 这个过程的其它反应可以描述如下:

(2) 链传递

这一过程与催化关系不大, 作为中间产物的SOx主要为SO·3-, SO·4-, SO·5-三种, 链传递如下所示:

(3) 链终止:

可见稳定的最终氧化产物主要有两种:其一是S2O62-, 另外是SO42-和HSO4-, 根据相关研究, 在氧充足的情况下, S2O62-的生成至少在工程应用上可以忽略不计。

催化氧化的限制因子

氧

根据前述链反应机制, 在整个氧化过程中唯一消耗氧气的反应为式 (11) , 其速率常数在108数量级[47], 而与液相中溶解氧浓度相比, 自由基SO3-·在液相中的浓度又要低若干个数量级, 因此氧通常不成为催化氧化的限速因子。大多数动力学研究同样表明, S (Ⅳ) 的催化氧化对溶解氧的宏观反应级数为零级。65 t/h以下的燃煤锅炉烟气基准氧含量为9%, 从化学计量比上, 过剩O2的浓度通常远高于SO2, 因此湿法催化氧化脱硫技术利用烟气中过剩的氧在吸收液中即可完成S (Ⅳ) 的氧化, 无需单独的曝气。

p H

p H对反应有重大影响。在较高p H下有利于提高气液传质, 这是显而易见的。此外, 催化氧化速率在不同p H下差异非常大, 而不同p H下S (Ⅳ) 的赋存形态也会发生变化, 所以p H会影响整个反应历程, 这是由基元反应的复杂性所导致的。特别值得注意的是, p H对起催化作用的金属水合物的形态分布又有着重要影响, 故此p H的相关性被众多科学家研究过, 相互间仍然没有取得统一认识。总体而言, 催化氧化脱硫过程的p H应控制在一个适中的酸性环境, p H过高会导致具有催化作用的金属离子发生水解, 过低则会降低SO2与吸收液的亲和能力及氧化速率, 总结现有发表文献, p H在2.5~5.0较为适宜。

温度

温度在工程上是必须考虑的一个重要问题。现有研究表明, 温度过高对湿法催化氧化的过程有不利影响。虽然随着温度的提高, 催化氧化反应速率也随之提高, 但是温度升高增大了传质阻力, 从而发生脱硫率下降的问题, 研究表明吸收液温度不宜大于50℃。

抑制剂

EDTA等金属络合剂是最普遍的S (Ⅳ) 催化氧化抑制剂, 在某些湿法FGD工艺中, 为了避免结垢的发生需要抑制S (Ⅳ) 的氧化过程, 可通过添加络合剂, 形成金属络合物来阻断前述氧化还原循环, 从而屏蔽催化作用。此外还有许多其它络合抑制剂和自由基清除抑制剂, 比如NH4+, 甲酸、丙酸、草酸等有机酸, 一些醇类物质等等, 由于催化和抑制的种种因素同时作用, 使得S (Ⅳ) 在自然条件下的氧化历程变得极其复杂。

典型工艺流程

湿法催化氧化烟气脱硫的典型工艺流程如图1所示。由图1可见脱硫塔的构造与传统湿法脱硫工艺并无太大差别, 可以采用填料塔, 也可以采用喷淋空塔。而湿法催化氧化烟气脱硫吸收液的成分在低p H下均为易溶物质, 无需考虑结垢的问题;SO2的吸收与氧化同步完成, 不需设曝气单元, 因此流程更为简单。

吸收液的再生与循环单元是本技术在工程应用中要考虑的核心问题, 其主要任务是将SO2氧化后生成的硫酸从系统中移除, 从目前的研究现状来看大致有以下设计方向:

(1) 直接以稀硫酸作为吸收剂, 不需要添加任何吸收剂, 回收硫酸作为副产品。这以CASOX工艺为代表, 可以实现废水的零排放, 但要求设计出非均相催化剂。

(2) 用氨或其它碱来中和, 这种方法与传统的氨法、钠碱法相比并没有明显的优越性, 而且氨对催化氧化具有抑制作用, 因而并不是一个很好的发展方向。

(3) 采用废铁屑与生成的硫酸反应, 中和酸并获得铁离子催化剂, 可回收副产物硫酸亚铁或聚合硫酸亚铁, 该方法已有国内研究者进行过实验研究。

(4) 采用过滤中和法。可用滤床组分有:1) 石灰石、白云石等碳酸盐——它们本身不进入脱硫塔, 跟传统双碱法相比不再需要考虑碳酸钠的再生, 又可将脱硫塔中不溶组分尽可能降低, 这是一种较好的发展方向;2) 各种碱性并含铁、锰的工业废泥、废渣——以废治废, 适合于中小型工业锅炉。相比其它方法过滤中和是最有价值的研究和设计方向, 配合蒸发-结晶等工艺, 能够实现废水的零排放。

发展展望

针对中小型FGD开发新工艺

湿法催化氧化脱硫提供了一种很有价值的设计理念与思路。该方法利用Fe、Mn等廉价催化剂, 在低p H下将吸收和氧化一步完成, 不需要在脱硫塔中消耗碱, 不产生结垢, 不需要曝气单元, 实现了湿法脱硫工艺流程的简化。在大型FGD领域, 这一方法目前可能存在技术不够成熟, 集约化程度不高的问题。但随着我国燃煤烟气脱硫控制重点的改变, 2014年环境保护部发布了新的GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》, 小型FGD系统将成为今后创新发展的主流, 因此湿法协同催化氧化脱硫可以成为很有前途的研究方向。

丰富和发展S (Ⅳ) 的氧化机理

S (Ⅳ) 的氧化是非常复杂的化学过程, 在不同条件下有着不同的反应历程, 其中涉及相变、链反应、赋存形态变化、均相/非均相催化、络合作用、自由基清除剂等过程。虽然经过了科学家的长期不懈研究, 但其机理目前仍然没有被认识透彻。而湿法催化氧化脱硫技术的发展, 有利于丰富和发展S (Ⅳ) 的氧化机理, 不论是在研究硫酸型酸雨的形成机制还是在脱硫领域均具有重要价值。

为其它湿法FGD提供借鉴与理论支撑

S (Ⅳ) 的氧化过程的调控是所有湿法FGD均必须考虑的问题。除了湿法催化氧化脱硫之外, 对许多传统湿法工艺, 如石灰石-石膏法、双碱法等, 在何种条件下能够加快氧化, 在某些情况下又如何去抑制氧化的发生, 尚有许多问题亟待解决。此外, S (Ⅳ) 与Fe (Ⅲ) 在液相中的相互作用还会对NOX的吸收产生影响。因此湿法催化氧化脱硫技术通过对S (Ⅳ) 氧化过程的研究和探索, 还能为其它湿法脱硫脱硝提供理论支撑, 在吸收液的再生与循环方面的研究, 也同样能够为其它湿法工艺提供借鉴。

湿法脱硫运行方式优化策略研究 篇10

大唐户县第二发电厂两台机组 (2×300 MW) 采用石灰石–石膏湿法烟气脱硫工艺, 设计脱硫效率不低于95%, 脱硫装置采用一炉一塔方案, 吸收塔为逆流喷淋空塔, 每个吸收塔设三台浆液循环泵分别供浆给三层浆液喷淋层。同时, 系统还配有石灰石湿式球磨机制浆系统、石膏脱水系统和废水处理系统。

一、吸收塔浆液循环泵的合理启停, 节约厂用电和降低设备损耗

发电工作人员在机组负荷稳定的情况下, 分别做三台吸收塔浆液循环泵的停泵试验, 通过观察单独停运浆液循环泵A、B、C后脱硫效率下降的情况, 为制定吸收塔浆液循环泵停运优化策略寻找依据。三台吸收塔浆液循环泵停运试验的运行历史曲线如图1所示。

由图1可知, 在相同的条件下, 停止浆液循环泵A, 脱硫效率下降幅度较大;停止浆液循环泵B, 脱硫效率下降幅度先对较小;停止浆液循环泵C, 脱硫效率下降幅度相对最小。基于上述试验结果, 结合设备运行参数, 工作人员选用了在机组低负荷运行时, 合理停运吸收塔浆液循环泵C的优化方案。这样即可以尽量多的节约厂用电, 又能使浆液循环泵停运后脱硫效率的下降幅度最小, 满足脱硫装置运行效率不低于95%的要求。

脱硫吸收塔三台浆液循环泵电机均为6 000 V设备, 其运行参数见表1。

由表1可知, 浆液循环泵C每停运1 h, 可节约运行电耗费用约100元, 那么, 两套脱硫装置共停运两台浆液循环泵, 每小时节约运行电耗费用为200元。每年有8 760 h, 去掉停备检修等时间, 机组实际运行时间约7 500 h, 若按5000 h (全年折算为300 MW的运行小时) 考虑, 全年机组平均负荷为:300×5 000÷7 500=200 MW小时。根据实际运行经验, 机组负荷250 MW以下就可以考虑停运浆液循环泵C, 220 MW以下一般能停运浆液循环泵C。采取低负荷停运浆液循环泵C优化策略后, 保守估计每年浆液循环泵C停运3000 h, 两吸收塔两台浆液循环泵C可节约电耗费用3000×200=60万元。

另再考虑一台浆液循环泵平均每6个月损耗一个机封, 每年损耗2个机封, 而采用低负荷停运一台浆液循环泵优化策略后每年只损耗一个机封, 两套脱硫装置共两台浆液循环泵就少损耗两个机封, 按每个机封33 800元计算, 每年可节约费用2×33 800=6.76万元。那么, 采用低负荷停运吸收塔浆液循环泵C的运行优化策略后, 脱硫每年可节约总费用约66.76万元。

运行中应综合考虑机组负荷、脱硫装置入口SO2浓度、脱硫效率等情况, 及时调整吸收塔浆液循环泵运行台数, 在保证脱硫装置运行效率不低于95%及脱硫装置出口SO2排放浓度合格的条件下, 做停运一台吸收塔浆液循环泵的节能试验, 以降低脱硫运行电耗, 节约厂用电。一般停运原则为:

1. 机组负荷低于200 MW, 且脱硫效率在稳定在97%以上时间超过30 min, 必须停运一台浆液循环泵运行, 若停运后发现脱硫效率不能保持在95%以上, 30 min后应及时启动该泵运行, 保持脱硫效率合格。若管理人员检查发现该条件下未做停泵试验, 按50元/次考核。

2. 机组负荷低于250 MW, 且脱硫效率在稳定在98%以上时间超过30 min, 必须做停运一台浆液循环泵的节能试验, 若管理人员检查发现此条件下未做停泵试验, 按50元/次考核。

3. 做吸收塔浆液循环泵停运节能试验时, 原则上停运浆液循环泵C, 一般情况下, 为保证脱硫效率, 不做浆液循环泵A的停运试验。

二、传统湿法脱硫工艺缺点

1. 供浆管道长, 石灰石浆液输送泵选型较大, 电耗高。

2. 石灰石浆液输送泵始终在满负荷下运行, 电耗较大。

3. 回浆管道长、回程阻力大, 当给浆调门全开或给浆管道漏泄, 石灰石浆液返回量不大的情况下, 易发生循环停滞, 造成整段管道堵塞, 尤其是有上升段回浆管道的系统, 堵塞情况更易发生, 非常难处理。

4. 运行中回浆管道节流孔板磨损失效情况发生较频繁, 当该节流孔板磨损失去节流作用后, 回浆管道阻力减小, 大量浆液回流, 吸收塔前供浆管道压力降低, 在机组大负荷情况下, 即使全开给浆调节门, 给浆量仍然不足, 导致吸收塔PH值降低, 脱硫效率下降较多, 运行无法调整。

5. 系统结构复杂, 输浆管道短接、法兰很多, 因石灰石浆液管道磨损和堵塞特性较突出, 故运行中供浆和回浆管道泄漏、堵塞的情况经常发生, 检修处理时又必须中断给浆, 给脱硫装置运行安全和稳定带来很大隐患。

三、改造方案

上述几种问题曾在大唐户县第二发电厂多次发生。在石灰石回浆管道多次堵塞后, 该厂工作人员对该系统进行了技术改造, 改造方案为:将石灰石浆液输送泵改为变频控制方式给吸收塔供浆, 在吸收塔前的回浆管道上加装堵板, 去掉回浆管道, 简化系统。

四、具体改造措施

该厂在《脱硫装置运行操作管理实施细则》第一条中, 针对石灰石浆液输送泵变频改造后的系统特点, 制定了相应的运行优化调整措施, 防止给浆不合适而造成脱硫效率大幅波动, 影响系统运行的稳定性:

1. 正常运行时, 给浆量可根据机组负荷、吸收塔浆液p H值、出入口SO2浓度、脱硫效率及石灰石浆液密度综合进行调节, 当p H值及石灰石浆液密度降低, 或者出口SO2浓度增加时, 适当增加石灰石浆液供给量。

2. 运行中应尽可能保持连续、均匀给浆, 保持吸收塔p H值和液位稳定, 避免出现大幅波动。原则上, 调整石灰石给浆量应通过调节石灰石浆液输送泵变频器的频率来进行, 吸收塔给浆调节电动门应始终100%全开, 当变频器已调至下限40%而给浆量仍偏大时, 可用吸收塔给浆调节电动门节流调小给浆量。

系统运行中, 石灰石给浆量不得小于6 t/h, 防止给浆管道堵塞导致石灰石给浆泵空转烧坏变频器。此时若给浆量仍偏大, 可采取停泵间断给浆的方式运行。

五、改造后作业状况

石灰石浆液输送系统改造后, 作业状况改善十分明显。

1. 石灰石浆液管道大大缩短, 可以选择功率较小的石灰石浆液泵, 节电减耗。

2. 石灰石浆液泵改为变频控制后, 在机组负荷较低、石灰石浆液量需求不大的情况下, 可以根据脱硫烟气处理的需要调小运行电流, 节电效果明显。

3. 去掉回浆管道后, 系统结构简化, 大大降低浆液输送管道的故障发生率。

4. 石灰石浆液泵改变频后, 可以去掉原进入吸收塔供浆管道上的石灰石给浆调节门及其前、后手动门, 还有它们的旁路门和管道, 这一段管道原来短接、法兰多, 结构复杂, 磨损、堵塞、泄漏等非常严重的问题也一并被克服掉, 大大减轻了检修维护压力。另外, 从经济上计算, 为保证可靠性和耐用性, 原石灰石给浆调节门一般都采用进口阀门, 其价格约十几万元, 而石灰石给浆调阀工作性质决定了其极易损坏。变频技术改造后, 去掉这一系列设备, 单从经济上看也是非常可观的。

六、废水系统运行方式优化运行效果

脱硫废水系统的设计目的是为了降低脱硫装置吸收塔浆液中的有害离子和杂质的浓度, 以保持吸收塔浆液的较好品质, 从而保证脱硫化学反应的正常进行, 保证脱硫效率。脱硫废水处理药品年消耗费用计算见表2。

由表2可知, 长期满设计出力投运废水系统, 不计算废水系统设备运行电耗, 仅每年消耗废水处理药品的费用达到184.6万元。

在实践中, 笔者发现吸收塔浆液中Cl–浓度是一个很有代表性的参数。首先, 它有较明确的上限规定值, 即离子浓度不超过2%;其次, 它是一个常规测量项目, 较容易测量。该厂工作人员就选定Cl–作为启停废水系统的依据, 当吸收塔浆液中Cl–浓度高于1.6%时, 投运废水系统;当吸收塔浆液中Cl–浓度低于1.2%时, 停运废水系统。这样, 通过控制吸收塔浆液中Cl–的浓度, 来同时控制其他如Al3+、Mg2+等有害离子和杂质的浓度, 使其低于设计的水平, 从而达到总体控制的目的。2009年10月10日至12月24日, 大唐户县第二发电厂因为设备故障检修, 废水系统停运75 d, 吸收塔浆液Cl–浓度高达2.1%, 浆液变坏, 石膏浆液脱水较困难。废水系统投运后, 石膏浆液脱水效果很快恢复正常。12月27日, Cl–浓度降低到1.6%, 废水系统又因设备故障停运, 自2010年1月4日至1月5日再次投运两天后, Cl–浓度降低到1.2%。

自2009年10月10日至2010年1月5日历时87 d, 废水系统共投运6 d, 按照废水系统每10 d大约投运1 d的频率计算, 实际全年废水处理药品消耗费用大约是满负荷投运时的1/10, 即18.46万元, 每年节约废水处理药品费用为166.14万元。

四、结论