湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

2024-04-23

湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用（精选10篇）

篇1：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

摘要：本文主要介绍凯迪电力公司采用湿式氨法脱硫技术对燃煤机组进行的`工程应用,阐述了采用湿式氨法脱硫工艺过程及特点,给出了该设计条件、参数以及调试结果,并介绍了在设计和调试过程中应该注意的问题.作者：韩旭余福胜刘敏于永和作者单位：武汉凯迪电力环保有限公司,湖北,武汉,430223期刊：中国科技成果 Journal：CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY ACHIEVEMENTS年，卷(期)：,11(5)分类号：X7关键词：氨法脱硫氨逃逸防腐

篇2：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术在电厂应用中探讨

摘要：湿式石灰石/石灰-石膏烟气脱硫是目前国内大型机组环保中的主要脱硫技术,在电厂中广泛应用.本文简要介绍了该技术的发展及现状,主要探讨了该技术在电厂脱硫运行实际应用中影响稳定运行和能耗的问题及解决方法,达到节能和减排目的,并促进该技术在未来应用中进一步完善.作者：韩新奎张斌 HAN Xin-kui ZHANG Bin 作者单位：华能济南黄台发电有限公司,山东,济南,250100 期刊：广州化工 Journal：GUANGZHOU CHEMICAL INDUSTRY 年，卷(期)：, 38(4) 分类号：X7 关键词：湿法烟气脱硫石灰石-石膏法燃煤适应性结垢 GGH堵塞

篇3：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

1 湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术概述

脱硫后的烟气经除雾器除去烟气中的雾滴, 再经GGH提高烟气温度后经烟囱排至大气。

湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的特点主要有:占地面积较小、适用于各种高中低硫燃料电厂、单塔处理烟气能力强、脱硫效率高 (≥95%) 、吸收剂廉价易得、技术较为成熟、高速气流可增强物质传递能力以减轻运行成本、吸收塔液体再分配装置可以预防烟气爬壁以提高系统运行经济性[1]。

2 湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术在电厂烟气脱硫中的应用

2.1 工艺设计

在湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术应用中, 其系统组成包括烟气系统、二氧化硫吸收系统、石膏预脱水系统、石灰石制备系统、排放系统以及废水处理系统。对于湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的工艺设计, 在设计前, 需要先做好基本资料的收集, 包括电厂位置、交通状况、环境条件以及烟气参数等, 然后再选择合适的石灰石与工艺水, 以实现脱硫效果的最大化。

其中, 烟气系统主要组成设备包括增压风机、烟道、烟囱, 承担脱硫功能的是吸收塔, 在应用中, 需要做好系统温度、压力、烟气流量等参数的设计。

吸收系统的主要组成设备有吸收塔本体、浆液循环泵、浆液排出泵以及喷淋层, 在FGD中, 应用最多的是喷淋塔;吸收塔包括多个功能区, 分别是浆液池、洗涤区与气体区, 通过浆液池溶解石灰石得到硫酸钙、石膏晶体, 排出泵的脱水处理可以将石膏分离出来。在应用中, 吸收系统需要控制的设备参数有吸收塔氧化空气压力以及吸收塔液位、石膏浆液密度、石膏浆液PH值等。

石膏预脱水系统, 即脱水处理吸收塔石膏浆液的系统, 主要由排出泵、旋流站、脱水机以及溢流箱泵等设备组成。在应用中, 石膏预脱水系统设计参数包括石膏排水泵压力、流量以及石膏浆液PH值、密度等。

石灰石制备系统是以大块石灰石为原料, 通过湿式球磨机的处理, 得到石灰石浆, 并将其分离出来, 通过专用泵, 转移到吸收塔中。在应用中, 石灰石制备系统需要做好磨机压力、液位、流量以及浆液箱浆液密度等参数控制[2]。

2.2 应用问题

在电厂烟气脱硫中应用湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术, 常见的问题有:

一是当煤硫含量偏高时, 技术的脱硫效率、能耗不理想, 在电厂实际运行中, 使用的煤种并不符合原设计要求, 片面重视热值、挥发分, 对于硫含量重视不足, 许多燃煤硫含量偏高, 增大烟气脱硫系统负荷, 增大能耗;浆液PH值下降过快, 石膏脱水系统运行受阻, 整个吸收塔反应失去平衡, 降低脱硫效率。

二是脱硫装置结垢问题, 造成能耗增加、脱硫效率降低, 结垢容易发生的位置有接触石灰石浆液、石膏浆液的管道。设备部件, 例如吸收塔进口、喷淋层、内壁以及支撑结构等, 管道内径减小直至阻塞、腐蚀, 系统运行效率受到影响, 也会使能耗增加。

三是脱硫烟气换热器 (GGH) 结垢, 造成压损和系统阻力增加, 风机能耗增大等, GGH结垢原因是多方面的, 包括浆液从GGH通过后黏附在元件上, 在烟气冷热交替过程中, 会蒸发其水汽, 黏附物形成固体, 并逐渐加厚, 直至将GGH堵塞;烟气中粉尘粘附在潮湿的GGH元件表面, 或者粉尘中活性物质、烟气三氧化硫与塔内浆液出现化学反应产生硅酸盐, 逐渐积累成结垢, 引发堵塞;设计不当, 比如GGH布置型式、换热片类型或间距、吹灰器数量等, 都可能导致GGH出现积灰、结垢。

解决措施:

首先, 针对煤硫含量偏高导致的问题, 其解决措施有:1) 做好燃煤掺配比控制, 根据入厂煤的实际情况, 将硫含量高、低的煤以合适比例掺混使用, 确保煤炉烟气中硫含量接近设计值;在高、低负荷状态, 分别应用低硫煤、高硫煤, 禁止长时间持续使用超标的高硫煤;2) 调整运行参数, 通过将石灰浆液供应量适当增大、吸收浆液p H值适当降低、吸收塔液位适当提高等措施, 使烟气脱硫系统与烟气硫含量情况更好地协调, 保证系统运行状态良好;3) 使用合适的添加剂, 比如氨盐、钠盐以及镁盐等, 提高对烟气中二氧化硫的吸收能力。

其次, 针对脱硫装置结垢问题, 解决措施有:1) 做好吸收塔浆液参数控制, 确保其在实际范围内运行, 密度和PH值都要合理, 预防出现PH值骤变情况, 从而防止石膏大量析出或者亚硫酸盐析出产生结垢;2) 对电除尘器进行调整, 提高其除尘效率、可靠性, 降低FGD入口烟尘浓度;3) 做好设备维护与检查, 定期对与浆液有接触的设备、管道进行检查, 制定合适的停运、清洗计划, 避免长时间运行累积形成结垢[3]。

再次, 针对GGH结垢问题, 解决措施有:1) 定期对GGH进行吹灰处理, 应当做到每班至少一次, 吹灰可以使用蒸汽或者压缩空气, 当出现压差增大情况时, 可以适当提高吹灰频率;2) 采取在线高压水冲洗技术, 当GGH出现高于正常值1.5倍压差时, 使用在线高压冲水技术来对运行的GGH进行冲洗, 将其上堆积物质冲洗干净;如果冲洗效果不理想, 应当将脱硫系统停运, 改用人工高压冲水的方式, 将换热片积灰彻底清除, 减轻系统运行阻力;3) 做好脱硫装置检修, 建立相应的检修台账, 在条件允许下, 需将GGH纳入检查范围, 对于出现结垢的情况, 可以将换热元件取出, 使用酸碱进行清洗。

3 结论

综上所述, 在现代社会中, 环保是社会发展的主流趋势, 火电厂作为大气污染的主要来源, 做好烟气脱硫工作, 是提高火电厂社会效益、保证火电厂长远发展的基本要求。因此, 加强对湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的研究, 将其更好地应用于实际中, 有重要现实意义。

参考文献

[1]韩新奎, 张斌.湿式石灰石—石膏烟气脱硫技术在电厂应用中探讨[J].广州化工, 2010 (4) :205-206, 218.

[2]姜正雄, 魏宇.燃煤电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述[J].装备机械, 2012 (2) :60-65.

篇4：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

我国电力行业环境保护问题较为突出,一次能源以煤炭为主的状况对环境产生的污染和生态的影响已经严重制约了电力工业的发展。据统计,目前我国煤炭产量约有50%用于电力生产,电力80%是由煤炭燃烧生产的。这种以煤电为主的格局在今后相当长的一段时期内将继续保持下去。为了控制污染、保护环境,我国政府及相关部门出台了一系列环境保护法律、法规。国家电力行业管理部门也制定了多项有关电力环保的管理规定。这些要求,形成了对火电厂脱硫强大的法规上的压力。然而,在我国燃煤电厂脱硫技术应用和脱硫设备的运行中存在着很多问题,严重影响了这些技术和设施的脱硫效果,本文将介绍燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题,最后提出相应的对策。存在的问题及原因分析

在我国已经安装或进行了脱硫改造的燃煤电厂有相当部分的脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映,目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%,减排二氧化硫的作用没有完全发挥。分析产生这种现象的原因,主要有以下几个方面。

(1)有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高,没有完全掌握工艺技术,系统设计先天不足,个别设备出现故障后难以及时修复;

(2)由于脱硫设备的运行费用很高,将使发电成本大幅上升,部分电厂为降低成本,提高经济效益,常常停运脱硫设施。在部分老电厂中这一现象更为严重。

(3)近几年,由于脱硫市场急剧扩大,一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管,对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定,脱硫公司良莠不齐,一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外,对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力,部分工程招投标存在走过场现象。

(4)安装脱硫设施后,对发电设备的运行产生很多不良影响,影响到发电设备的高效运行。这主要是由于在发电设备的设计制造过程中并没有考虑到安装脱硫设备所带来的各种设备负荷和安全方面的需求,致使设备不能达到设计的运行指标。

(5)国家对电厂脱硫的电价政策不够完善,存在一定的问题,影响了电厂脱硫的积极性。虽然现在有一定的电价政策,但对于脱硫费用高的电厂来说,仍很难弥补脱硫设备投入和运行的高额费用。对策

(1)加大脱硫技术自主创新力度。国家加大资金投入,支持烟气脱硫的自主创新。对于引进的脱硫技术,创新的重点是降低工程造价和降低系统能源消耗。对于原始创新的,特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术,创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术。对于已有工程业绩的脱硫技术,创新的重点是副产品的有效利用和完全处置。对于关键设备,创新的重点是提高设备可靠性和使用寿命。

(2)脱硫设备国产化。我国20世纪90年代后建成的工业脱硫装置和大型工业示范性工程,其技术和设备绝大多数是引进的。今后我国环保企业的主要任务应是消化吸收国外的先进技术,大幅度提高设备的国产化率。只有这样才能显著降低脱硫成本。我国应借鉴发达国家的经验,对征收排污费标准逐年大比例提高,这样可督促企业加快s0 治理的步伐。

(3)加强脱硫产业化管理。严格市场准入,实行脱硫公司资质管理制度,通过市场竞争实现优胜劣汰;细化相关规定,加强对招投标活动的管理和监督;加强脱硫工程后评估,并将后评估结果作为脱硫公司资质审核的重要内容。建立健全烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范,提高烟气脱硫整体技术水平。

(4)电厂脱硫技术应用是一个系统工程,不能仅仅是建立在对现有发电设备的改造上,而应该从电厂的建设和发电设备的设计开始,到发电设备和脱硫设备等各种环保设施的运行,形成一个高效运行的系统。从我国燃煤电厂在今后很长时间内占有主要地位的情况来说,这一点是非常有意义的。

(5)脱硫资金。脱硫设备的建设和运行均需要较大投资,这笔费用仅靠企业自身是难以解决的。从我国国情考虑,国家在短期内也不可能为此拿出巨额资金。而环境保护关系到我们每个人和子孙后代的切身利益。所以,目前唯一可行的办法是通过提高电费筹措资金。无论采用哪种烟气脱硫方法,每度电的脱硫运行费用大约为2分钱左右,加上设备折旧、还银行贷款等因素大致费用是4分钱左右。按此标准调整电价,相当于提高电价10%左右,这对于我国居民应该是可以接受的。

(6)充分发挥政府、行业组织、企业在二氧化硫控制中的作用。火电厂二氧化硫控制涉及政府、行业组织、企业等各个方面,必须充分发挥各方面的作用。政府部门要坚持依法行政,同时确保引导性政策如电价政策到位。加强对烟气连续监测系统的建设和管理,对烟气脱硫设施运行进行有效监督,加大对二氧化硫超标排放企业的处罚力度。企业是实施烟气脱硫工程的主体,必须按照法律、法规和标准的要求,确保二氧化硫稳定达标排放。进一步发挥行业协会等中介组织的作用,建立有效的行业自律体系。结束语

篇5：锅炉冲渣废水在湿式脱硫中的应用

锅炉冲渣废水在湿式脱硫中的应用

摘要：将锅炉冲渣废水应用于烟气脱硫系统,充分利用灰渣中碱性物质后,补充投加少量碱性药剂,采用双碱法脱硫,脱硫效率达到55%,脱硫成本低廉,表明以锅炉冲渣水为水源进行湿法除尘脱硫,既经济又可达到稳定脱硫的目的.作者：杨洪泽作者单位：乌鲁木齐铁路局节能环保监测站,新疆,乌鲁木齐,830011期刊：铁道劳动安全卫生与环保 Journal：RAILWAY OCCUPATIONAL SAFETY HEALTH & ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：,37(3)分类号：X703关键词：冲渣水 SO2 双碱法脱硫

篇6：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

1、前言

随着经济的快速发展，我国因燃煤排放的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）急剧增加，二氧化硫、氮氧化物是大气污染的主要物质。据统计我国每年NOx、SO2排放量分别约为770万t和2400万t，然而NOx、SO2是形成“酸雨”和“酸雾”的主要原因之一，氮氧化物与碳氢化合物结合形成光化学烟雾，所以NOx、SO2污染带来的后果严重危及人体健康，对自然环境造成严重损害。

我国每年因NOx、SO2及形成酸雨造成损失达1100亿元，其损失约占国民经济生产总值的7%～8%。

在我国，SO2主要来自燃煤燃烧排放的烟气约占90%，其中火电厂燃煤排放占SO2总量的1/4左右；NOx90%来自燃料燃烧，因此脱硫脱氮及除尘是中国治理燃煤污染改善大气环境的最主要目标。

2、几种典型的脱硫脱氮技术

对于电厂燃煤锅炉排放的SO2和NOx，近年来各国相继开发了许多同时脱硫脱氮的方法，下面就几种方法进行技术、经济比较。

2.1 排烟循环流化床

排烟循环流化床（FGD-CFB）是80年代初由德国Lurgi公司开发的，该公司也是世界上第一台燃烧煤的循环流化床锅炉的开发者，后来又把循环流化床技术引入脱硫领域，取得了良好的效果。该技术在德国有三家公司进行开发研究，丹麦的FLS正在做。该法脱硫脱氮属于燃烧中处理，脱硫采用循环流化床，脱氮采用低氮燃烧。2001年我国在四川白马电厂300MW机组建示范工程。

排烟循环流化床优点：

①投资费用较低。

②脱硫装置不需要太大空间。

③固硫剂产物以固态排放。

排烟循环流化床问题：

①燃烧中采用低氮烧燃，脱氮效果不能保证。

②由于锅炉内喷射CaO吸收剂进行脱硫，产生CaCO3和煤灰一起排出，易造成二次污染。

③控制排烟温度70℃，需要有排烟加热装置〔1〕。

2.2 组合法（FGC）

这种方法是用石灰石石膏法湿式脱SO2：（FGD）和选择性催化还原法（SCR）脱NOx组合的技术〔2〕。据资料介绍，德国、日本、美国等国家多数采用这种方法。该组合技术中湿法脱硫效率高（90%～98%），吸收塔自身紧凑，但该法的问题是耗水量大，而且必须进行排水的深度处理，生成的大量副产品石膏应用也有限，烟气在进入烟囱前需要加热提高温度。该组合技术中氨选择性催化剂还原法的缺点是，脱氮的催化剂寿命维护比较麻烦，工艺中生成的胺化合物有堵塞系统的弊病等〔3〕，因此使该组合法的推广应用受到影响。

2.3 电子束法（EBA）

为了克服以上方法的缺点，国际上开发了许多同时脱硫脱氮的技术，电子束法既是属于同时脱硫脱氮的典型方法之一。电子束法是利用电子加速器产生的高能粒子照射烟气，使其SO2和NOx氧化生成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫酸氨和硝酸氨。该技术首先是日本茬原制作所1970年着手研究，又经过与原子能研究所合作研究，1974年进行了1000/Nm3h-

1、1万/Nm3h-1规模不同的气体试验，从而肯定了这种干法技术。受美国能源部委托，在椹萨斯洲又进行了1.4万/Nm3h-1的改进试验，在西德进行了2.0万//Nm3h-1规模的试验，都取得了很好的结果。其它有些国家也在研究。我国2000年由中国工程物理研究院在四川绵羊投资2000万元建造一套电子束辐射烟气脱硫脱氮工业试验装置，烟气处理量3000～12000//Nm3h-1，脱硫率90%，脱氮率70%电子束法处理烟气的优点：

①用一个过程能同时脱硫脱氮，且去除效率高。

②能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用，没有废弃物。

③是干法过程，没有废水及其处理设施。

④因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题。

⑤设备结构简单，对烟气条件变化适应性强，容易控制〔

4、5〕。

电子束处理法存在问题：

①该法耗电量大，由此占的运行费用很高。

②烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统。

③处理后的烟气仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性〔6〕。

2.4 活性焦吸附法

该法是用活性焦进行烟气的同时脱硫和脱氮。SO2是通过活性焦的微孔催化吸附作用，生成硫酸储存于焦碳微孔内，通过热再生，生成总量虽少，但含SO2浓度很高气体，根据需要再去转换成各种有价值的副产品，如高纯硫磺、液态SO2、浓硫酸、化肥等。NOx是在加氨的条件下，经活性焦的催化作用生成水和氮气再排入大气。该工程的主要设备是脱硫脱氮塔，活性焦在塔内由上往下移动，烟气横向交叉通过活性焦炭层，因此烟气中的尘也被除掉〔7〕。

活性焦和活性炭是不同的两种炭质吸附材料。活性炭的综合强度（耐压、耐磨损、耐冲击）低，而且表面积大，若用移动床，因吸附、再生往返使用损耗大，存在着经济性问题，因此人们研究出比活性炭比表面积小，但强度高的成型活性焦炭，具有更好的脱硫、脱氮性能，用于烟气的同时脱硫脱氮。

活性焦吸附法是西德BF（Bergbau-Forschung）公司在1967年开发的，日本的三井矿山（株）公司根据日本的环境标准对其进行了改进，吸收了西德BF公司的成功经验，于1981年到1983年进行了1000/ Nm3h-1规模的试验，在此基础上又于1984年10月在自家的燃煤电厂建立了处理能力3万/ Nm3h-1的工业试验装置。经过改进和调整，达到长期、稳定、连续地运转，脱硫率几乎100%，脱氮率在80%以上，被日本通商产业省认定为第一号商品化装置。（根据设备运转结果，获得了各种资料，肯定了该技术，并定名为三井BF法。同时建立了3000/ta-1成型活性焦的商品化制造厂。）

在我国1991年，由辽宁省环境保护科学研究所承担“同时脱硫脱氮综合利用一体化”项目，并于2001年通过了辽宁省科技厅技术鉴定。该成果主要在三井BF方法基础上进行改进，利用我国煤炭特点（灰分高＞10%）研制出活性焦，其比表面积低，强度高，脱硫率90%，脱氮率80%，并且初期脱硫率、脱氮率均高于三井BF法，取得满意效果〔8〕。

活性焦吸附法脱硫脱氮的优点：

①具有很高的脱硫率（98%）。

②能除去湿法难以除去的SO3。

③能除去废气中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度处理的技术。

④在低温下（100～200℃）能得到高的脱氮率（80%），因而不需要废气升温装置。

⑤具有除尘功能。

⑥过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染问题。

⑦碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒问题。

⑧建设费用低，使用动力小则运行费用低。

⑨厂地面积小也可以建设。

⑩可以回收副产品，高纯硫磺（99.95%）或浓硫酸（98%）或高纯液态SO2，其中任选一副产品。

活性焦吸附法脱硫脱氮的主要问题：

①固态的热吸收剂循环使用，是机械的方式，操作较复杂。

②吸附剂在运行中有磨损消耗，是成本的主要部分。

③烟气通过吸附床有较大的压力降由于以上特点，因此在美国政府调查报告中认为，该技术是最先进的烟气脱硫脱氮技术〔9〕

3、经济分析

由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱氮，处理方法不同于其他三种方法（燃烧后烟气处理），所以不列入经济比较之内。

根据美国能源部（DOE）报告，一个500MW的火力发电厂，用湿法脱硫（FGD）其设备费用为175/kw，运行费用18mille/kwh，在其后组合进SCR法脱氮，设备费为125/kw，运行费为6.2mille/kwh（催化剂使用寿命按6年计算，若按4年寿命则为7.6mille/kwh）〔10〕，因此合计起来该组合法脱硫脱氮的设备费用为300/kw，运行费为24.2mille/kwh。

活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气同时脱硫脱氮，其设备费用为175～225/kw，运行费用为10.8mille/kwh。

电子束法100MW规模的电厂，烟气同时脱硫脱氮，根据美国能源部报告的数据，设备费用是247/kw，运行费是21.6mille/kwh。根据日本资料报道，电子束法用于500MW规模的电厂，设备费是组合法的70%～80%，运行费是组合法的90%，由此计算，500MW规模的电厂，电子束法的设备费是210～240/kw，运行费是21.7mille/kwh，这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。

通过以上分析这三种方法的经济比较结果见表1。

表1 三种脱硫脱氮方法的经济比较

项目组合处理法电子束法活性焦吸附法

设备占的空间比例 100％ 40％较小

设备费$／kw 300 210~240 175~225

(占的比例)100％ 70％~80％ 65%~75％

运行费用mille/kwh 24.2 21.7 10.8(占的比例)100％ 90％ 45％

电厂规模MW 500 500 300

注：活性焦吸附法是按300MW计算的，若按500MW同样规模比较，经济效益会更好。

根据表1经济分析结果表明，活性焦吸附法的设备费用和运行费用都比较低，需要的建设空间也小，尤其是运行费用是电子束法的50%，所以活性焦吸附法在经济上具有竞争力。

4、结语

活性焦吸附法虽然开发历史较短，但是进展速度非常快，日本在1981年开始进行了1000/Nm3h-1烟气脱硫脱氮试验，到1989年即在西德建立了32/万Nm3h-1的电厂燃煤烟气处理装置，处理效果非常好。相比之下，电子束法尽管开发的历史较早（1970年），在技术上也有许多优点，但是由于大容量的电子加速器功率较大，耗电高，价格昂贵，建设燃煤电厂大型的实用规模的处理装置比较困难，因此实际进展速度并不快。

篇7：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

关键词：燃煤电厂,节能工作,湿法脱硫,环境效益

目前在中国空气污染严重, 而二氧化碳和二氧化硫等气体是空气污染的主要来源。二氧化硫主要来自于汽车尾气和火电厂的排放。空气中含有过多的二氧化硫会导致酸雨的产生。因此需要控制好二氧化硫的排放量。火电厂排放的二氧化硫占整体排放量的70%以上, 因而如何才能控制好火电厂二氧化硫的排放量关系到是否可以进一步减少空气中二氧化硫的含量。目前, 火电厂的脱硫工艺多种多样, 按脱硫工艺的先后顺序可以将脱硫工艺分为:燃烧前去除硫元素、燃烧过程中除去硫元素和燃烧后去除硫元素等。然而在众多火电厂的脱硫工艺中, 石膏湿法脱硫用的范围最广、效率最高、成本最低。石膏湿法脱硫也受到众多企业喜欢。

1 石膏湿法脱硫工艺简介

石膏湿法脱硫工艺适用于各种煤气的脱硫工艺, 可以除去整个煤气中96%以上的硫元素。石膏湿法脱硫可以满足火电厂容量在1000MW以下的设备的脱硫需求。石膏湿法脱硫技术成本低, 采用的生活中随处可见的石灰石来吸收煤气中的硫元素。石灰石在经过粉碎后与水混合在一起, 搅拌成泥浆。最后将这些泥浆放进吸收塔里面。尾气在经过吸收塔以后和石灰石中的碳酸钙充分接触, 并发生化学反应, 最后生成石膏。石膏湿法脱硫技术具有其独特的特点。

第一、脱硫效率在所有脱硫工艺中首屈一指。石膏湿法脱硫技术除去硫元素的效率在96%以上。煤气经过吸收塔以后, 大部分硫元素都会被除去, 排放到空气中不会造成较大的污染。第二、石膏湿法脱硫技术发展较早, 现在已基本成熟, 整体运行可靠。石膏湿法脱硫技在60年代已经开始发展, 现在大部分国内企业都采用该项技术, 事故率低, 而且即使脱硫设备发生故障, 也不会影响到发电设备的正常运行。第三、石膏湿法脱硫技术成本低。石膏湿法脱硫技术中用到的原材料是石灰石, 石灰石价格便宜且易购买。第四、石膏湿法脱硫技术效率高。第五、石膏湿法脱硫技术使用范围广。石膏湿法脱硫技术可以用于含硫量比较高的高硫煤, 还可以用在含硫量低的低硫煤。而且对于不同种含硫量的煤, 石膏湿法脱硫技术所用到工艺都一样。

2 石膏湿法脱硫工艺系统介绍

在电厂中用的石膏湿法脱硫工艺系统一般采用FGD系统与锅炉机配套使用, 用于除去煤气中的二氧化硫。FGD系统包括煤气处理系统、吸收塔吸收二氧化硫系统、石灰石泥浆处理系统以及故障中泥浆排放系统等系统。

在燃煤电厂里, 煤气从锅炉产生, 经过引风机后进入到FGD系统, 最后送到吸收塔进行脱硫处理。经过脱硫处理的干净烟气经过烟道后送到高240m的烟囱里面, 最后在排放到空气当中。

2.1 煤气处理系统

一般情况下, 在燃煤电厂中产生的煤气经过电除尘设备除去煤气的灰尘。烟气在经过引风机后进入到FGD系统。因为煤气经过FGD系统后耗散了一部分压力值, 造成压力不够, 因而采用增压风机, 将除去灰尘的煤气经过引风机送入到吸收塔内。吸收塔里面含有大量的与水混合在一起的石灰石, 煤气从吸收塔缓慢的向上流动。此时, 石灰石会与煤气内的二氧化硫充分的接触, 且发生反应, 生成石膏。则煤气中的二氧化硫将被吸收塔会除去。最后再将煤气送入到FGD系统的干净的烟气通道中。煤气经过烟囱中排入到空气中。整个煤气处理系统涉及的东西较多, 而且关系紧密。

为了保证FGD系统在发生故障的时候, 维修简便, 不影响到锅炉的正常运行。在整个FGD系统的烟气通道都设有备用通道。当FGD系统出现故障时, 则启用FGD系统的备用通道。

2.2 吸收塔吸收二氧化硫系统

FGD系统中的吸收塔是采用AEE技术。AEE技术可以强制性的氧化其中的硫元素和二氧化硫, 使其与石灰石发生化学反应。吸收塔一般是中空的。通过调节吸收塔内部的泥浆浓度和PH值, 可以减低煤气在经过吸收塔时的压力损失, 大量节省风机的效率。通过数学建模和大量的实验, 选择合适的吸收塔内喷淋层、泥浆喷嘴、内部除雾设备以及烟气的进口位置等, 可以提高吸收塔除去二氧化硫的效率。

吸收塔吸收二氧化硫系统是整个FGD系统的主要部分。烟气中含有的二氧化硫、氯化氢以及其他废气都是在吸收塔去除的。吸收塔吸收二氧化硫的效率决定了整个FGD系统除去二氧化硫的效率。调节吸收塔中石灰石的含量, 使其吸收塔里面的PH保持在5-6左右。PH值反映了吸收塔内部石灰石和二氧化硫的化学反应情况。

3 结语

石膏湿法脱硫技术广泛用于各大燃煤电厂的脱硫项目中。燃煤电厂使用该项技术以后可以消减大量的空气污染物。例如二氧化硫和烟尘等。石膏湿法脱硫技术可以改善城市中空气的质量, 且石膏湿法脱硫技术可以改善公司的环境效益, 提高公司的社会效益, 节约企业的生产成本。

参考文献

[1]孙凤伟.石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术[J].辽宁化工, 2010, 39 (3) :312-314.

[2]殷红.石灰石—石膏湿法烟气脱硫的影响因素[J].重庆电力高等专科学校学报, 2006, 11 (3) :20-23.

[3]何育东, 丹慧洁, 段建中, 等.浅谈石灰石—石膏法烟气脱硫系统的工艺和设备选择[J].热力发电2003 (11) :6-9.

篇8：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

用

北京北辰热力厂汪盾刘红承孙凤娟

摘要：燃煤锅炉的脱硫除尘问题关系到首都的蓝天，如何积极面对新标准的实施与贯彻，是北京市供热燃煤企业的头等大事。

关键字：脱硫除尘应用

1、前言

燃煤锅炉的脱硫除尘问题，直接影响到北京的蓝天质量。随着北京市《锅炉污染物综合排放标准》(DB11/139—2007II时段)将于奥运会前开始实施，标志着供热燃煤锅炉的脱硫除尘已经进入了一个深度阶段，它与以往的脱硫除尘从指标、技术、管理上有很大区别，若不从工艺、技术、管理各方面有较大创新是不能高效维系燃煤锅炉的合格排放的。

纵观国内外脱硫除尘技术的发展及应用，美国、日本、德国等先进技术在我国大型电厂成熟地应用，目前已有静电除尘配合石灰石—石膏法等各种烟气脱硫工艺，成功地控制了燃煤电厂的二氧化硫、烟尘的排放。但对于供热所用燃煤工业锅炉的烟气二氧化硫、烟尘脱除治理，国内外的先进技术因其系统设备复杂、投资运行费用高、占地面积大而难以在工业锅炉上推广，极大地影响了环境治理。

然而，在目前这个阶段，要达到新标准的要求又势在必行，必须走适合我国供热燃煤锅炉自己的脱硫除尘之路。北京北辰热力厂与北京利德衡环保工程公司、湘潭大学、清华大学等机构一起，经过近几年不断的摸索、实践，在2007年12月开始在8#、9#炉上安装并运行了XPII型脱硫除尘装置，取得了初步的良好效果。

篇9：氨法脱硫技术在石化行业的应用

氨法FGD工艺是采用氨(NH3)作为吸收剂除去烟气中的SO2的工艺,是一个具有很长历史的方法。早期的氨法脱硫主要是用在化工行业的硫铁矿制硫酸工艺中,作为该装置尾气脱硫使用。目前国内大多数钢铁厂的冶炼尾气的治理均采用氨法脱硫工艺。氨法FGD应用于电厂烟气脱硫领域发展比较缓慢,国内外均如此。20世纪70年代初,日本与意大利开始研制氨法FGD工艺并相继获得成功,但是由于种种方面的原因在世界上应用较少。进入90年代后,随着技术的进步和对氨法脱硫观念的转变,氨法脱硫技术的应用呈上升的趋势[1]。

1 工程概况

中国石油乌鲁木齐石化公司化肥厂(以下简称“乌石化化肥厂”)位于乌鲁木齐市北部的米东新区,距离市区约25 km,厂内建有2台210 t/h燃煤锅炉。

乌石化化肥厂烟气脱硫工程于2007年4月破土动工,同年12月投入试运行,该装置是目前国内能够正常运行的规模较大、最为完整、采用混凝土衬PP塔型的氨法脱硫装置。利用乌石化炼油厂污水汽提装置产生的废氨水作为脱硫剂,对含有SO2的燃煤锅炉烟气进行脱硫处理,同时具有除尘和脱氮效果,二氧化硫去除效率在95%以上,烟尘和氮氧化物的去除效率分别可达50%和20%以上。在脱硫的同时得到副产品硫酸铵,硫酸铵的品质达到GB535-1995合格品的指标,做到了以废治废,化废为肥。它的投运标志着氨法脱硫在石化行业的应用实现了重大突破。

2 工程设计基础及原理

2.1 煤质特性

2.2 烟气参数

2.3 脱硫岛设计参数

2.4 吸收反应原理

氨法脱硫的主要反应方程式如下:

SO2+H2O→H2SO3 (1)

H2SO3+(NH4)2SO4→NH4HSO4+NH4HSO3 (2)

H2SO3+(NH4)2SO3→2NH4HSO3 (3)

亚硫酸铵对SO2有更好的吸收能力,它是氨法中真正的吸收剂。氨法脱硫实质上是以循环的(NH4)2SO3、NH4HSO3水溶液吸收SO2的过程。随着亚硫酸氢铵比例的增大,吸收能力降低,须补充氨将亚硫酸氢铵转化成亚硫酸铵。

氨导入吸收系统,发生下列反应:

H2SO3+NH3→NH4HSO3 (4)

NH4HSO3+NH3→(NH4)2SO3 (5)

NH4HSO4+NH3→(NH4)2SO4 (6)

NH3+NH4HSO3→(NH4)2SO3 (7)

通过在吸收塔浆池中注入氧化空气将亚硫酸铵氧化为硫酸铵:

(NH4)2SO3+1/2O2→(NH4)2SO4

氨法脱硫在脱出二氧化硫的同时,对氮氧化物也有一定的脱除效果,其反应原理如下:

烟气中氮氧化物(NOx)主要以NO(占NOx的90%)形式存在,其次是NO2、N2O5等。在一定温度下,NO在空气中部分氧化成NO2,建立如下平衡:

NO+1/2O2=NO2

在一定温度的水溶液中,亚硫酸铵(NH4)2SO3与水中溶解的NO2反应生成(NH4)2SO4与N2,建立如下平衡:

2(NH4)2SO3+NO2 =2(NH4)2SO4+1/2N2↑

亚硫酸铵(NH4)2SO3与水中溶解的NO反应生成(NH4)2SO4与N2,建立如下平衡:

(NH4)2SO3+NO=(NH4)2SO4+1/2N2↑

亚硫酸氢铵NH4HSO3与水中溶解的NO2反应生成NH4HSO4与N2,建立如下平衡:

4NH4HSO3+2NO2→4NH4HSO4+N2↑

2.5 工艺原理

烟气从预洗涤塔的上部进入,向下通过洗涤塔,预洗涤塔喷淋管内的浆液向下喷淋,烟气与该浆液液滴顺流接触,达到降温增湿的目的,同时洗涤去除烟气中的大部分烟尘。经过降温增湿后的烟气从吸收塔的中部进入吸收塔。

烟气进入吸收塔反应区,逆流而上,经过三层浆液喷淋层,从吸收塔内喷淋管组喷出的悬浮液滴向下降,烟气与硫酸铵浆液液滴逆流接触,发生传质与吸收反应,以脱除烟气中的SO2。脱硫后的烟气经除雾器去除烟气中夹带的液滴后,通过吸收塔顶部的湿烟囱直接排放到大气中。

在吸收塔浆池的适当位置补加氨水,保持吸收溶液的pH值在合理的控制范围之内。通过向浆池内鼓入足量的氧气,将亚硫酸铵氧化为硫酸铵。预洗涤塔与吸收塔内的循环浆液保持着不同的浓度,低浓度的循环浆液在吸收塔内达到一定的密度后,通过脱硫输送泵送至预洗涤塔,经过预洗涤塔提浓后,硫酸铵溶液取出,送后处理蒸发结晶系统,生产出硫铵晶体。

3 系统组成与介绍

3.1 烟气系统

整个FGD烟气系统的阻力由FGD系统上游的锅炉引风机提供,使整个FGD系统为正压操作,同时避免引风机可能受到的低温烟气的腐蚀,保证引风机及整个FGD系统长期安全运行。

为了将FGD系统与锅炉分离出来,在整个烟气系统中设置有带电动执行机构的烟气挡板门,并在吸收塔顶部设置1台湿烟囱。当脱硫系统正常运行时,旁路烟道挡板门关闭,原烟气挡板门开启,原烟气经过原烟气挡板进入预洗涤塔,烟气经降温除尘后进入吸收塔进行脱硫反应后经吸收塔顶部的湿烟囱直接排入大气。

3.2 脱硫吸收系统

SO2吸收系统是脱硫装置的核心,采用了高效紧凑的预洗涤塔和吸收塔相结合的双塔结构,根据工艺过程要求,对吸收系统的pH值分段控制,通过合理的吸收剂注入方式,控制吸收液中游离氨接近零,有效降低气相中游离氨的浓度,避免了气溶胶的现成,降低了氨逃逸,吸收剂利用率高。

SO2吸收系统主要包括预洗涤塔、吸收塔、喷淋装置、除雾器、脱硫循环泵、侧向搅拌器、氧化风机、取出液泵、脱硫输送泵等设备。

高温烟气从预洗涤塔的顶部进入,与硫酸铵溶液并流接触,高温烟气经过除尘、增湿后,温度下降至60 ℃左右,通过利用高温烟气的热焓将硫酸铵溶液进行蒸发、浓缩,当硫酸铵溶液达到合适的浓度后,输送至后处理系统。

从预洗涤塔出来的湿烟气在吸收塔内与循环浆液逆流接触,脱除SO2,脱硫后的净烟气经除雾器除雾后,使烟气中雾滴含量<75 mg/Nm3(干基),净烟气由安装在吸收塔顶部的湿烟囱直接排放。

在预洗涤塔和吸收塔底的循环浆液池中均设置侧进式搅拌器,氧化空气经氧化喷枪注入到循环浆液中,确保亚硫酸盐的氧化率达到95%以上。

预洗涤塔采用碳钢内衬高温鳞片,预洗涤塔循环池与吸收塔均采用钢筋混凝土结构,内衬一定厚度的PP板进行防腐。PP板的耐腐蚀性和耐磨损性极佳,塔壁光滑、不易结垢,容易清洗。

PP板的一侧每平方焊接有一定数量的锥形脚,这些锥形脚最后埋入灌浇的混凝土中,镶嵌于混凝土内起到固定的作用,见图2和图3。

PP板与混凝土的黏结牢固,能承受0.1 MPa的背压、超过1 000 kN/m2的剪切力和超过500 kN/m2的拉力。接管与筒体壁的接口处采用加强圈补强;接管采用PP与FRP的复合材料,法兰采用活套法兰;焊缝质量的检验采用特殊的电火花进行检测。

乌石化化肥厂烟气脱硫工程中采用了新型的钢筋混凝土塔体替代钢制塔体,不仅保温性能好,而且内衬PP材料可以承受低pH值条件下氯离子的化学侵蚀。施工时钢筋混凝土和内衬PP板同时进行。在该项目投运半年后,通过对吸收塔内壁进行了一次彻底检查,塔内壁面光洁如初,无磨损现象,实践证明该防腐方式的可靠性。

3.3 氨水制备及供应系统

吸收剂采用来自乌石化炼油厂污水汽提装置的废氨,通过在化肥厂脱硫装置附近新建的一套氨水配制系统,按比例调配成20%浓度的氨水。主要有氨水罐、液氨进料泵、氨水输送泵等设备。

3.4 硫酸铵后处理系统

硫酸铵后处理系统由除灰、两效减压蒸发、旋流及离心脱水、干燥及包装等装置组成。

接近饱和浓度的硫酸铵溶液由预洗涤塔取出送至除灰装置,除去由烟气带入浆液的烟尘。洁净的硫铵浆液进入两效减压蒸发装置,蒸发热源为0.5～0.7 MPa的饱和蒸汽;Ⅰ效加热器产生的二次蒸汽作为Ⅱ效加热器的热源。Ⅰ、Ⅱ效加热器蒸汽冷凝水通过冷凝水罐进行收集,作为脱硫系统的补充水使用。

由二效排出的浓缩浆液含固量为10%～15%,进入旋流器进行固液分离底流的固含量增加到40%～60%,经过离心机脱水后得到含水率3%左右的晶粒状硫酸铵,经过干燥机烘干后得到含水率小于1%的硫铵,包装外销。

由于硫铵溶液中氯离子含量达40 g/L以上,腐蚀性非常强;且固含量高,对设备的磨损大,一效、二效加热器宜采用耐蚀金属/非金属材料或,旋流器宜采用聚氨酯或钢衬碳化硅材料,离心机和干燥机采用316 L不锈钢,物料输送泵选用双相合金钢/合金制作。

3.5 工艺水系统

工艺水系统满足FGD装置正常运行和事故工况下脱硫工艺系统的用水需求。将工艺水引接至脱硫工艺水箱,为脱硫工艺系统提供工艺用水。其主要用水点为除雾器冲洗用水、工艺设备的冷却水及密封水、吸收塔补给水及系统的冲洗水。

4 工艺布置

根据乌石化化肥厂厂区设备、厂房的布置情况,及脱硫设施的预留场地,脱硫系统主设备及相关的辅助系统设备布置在化肥厂锅炉装置后70 m×80 m的空地上。

5 运行情况

6 技术经济分析

7 结语

中石油乌鲁木齐石化公司化肥厂2×210 t/h锅炉氨法烟气脱硫装置是目前国内能够正常运行的最大规模的氨法脱硫装置。该装置于2008年1月正式投入运行,至今已经稳定运行3年多,生产硫酸铵化肥数万吨,在改善周围环境的同时,取得了良好的经济效益。

通过运行证明,双塔结构的脱硫工艺完全可以满足燃煤锅炉烟气脱硫、除尘的需要。不仅脱硫率可达到95%以上,而且脱硫电除尘器出口粉尘排放也能满足50 mg/Nm3的环保要求。同时该脱硫工艺可以满足高硫煤的脱硫需要,为我国高硫煤地区的脱硫工艺选择增加一种技术、经济性良好的比选工艺。

摘要：对氨法脱硫技术在中国石油乌鲁木齐石化公司化肥厂2×210 t/h燃煤锅炉烟气脱硫工程中的应用情况进行总结,包括工艺流程、系统组成、工程设计参数、运行情况及技术经济指标,特别介绍了双塔结构的混凝土内衬PP防腐材料脱硫塔的使用情况,彻底解决了氨法脱硫的装置防腐问题。

关键词：氨法脱硫,脱硫塔,混凝土衬PP,防腐

参考文献

篇10：湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

1、吸收原理

动力波湍冲洗涤塔采用动力湍冲工艺,该工艺是国内废气处理方面比较先进的工艺,它利用吸收液与废气相互碰撞、分散,在一段固定区域内形成一段稳定的湍冲区,气液之间达到充分的传质,传热目的,酸性废气与碱性吸收液在湍冲区进行中和反应,达到处理酸性废气的目的。

2、本工艺技术特点

2.1. 氨法脱硫基本原理

采用氨水作为脱硫剂,在反应塔与硫酸尾气接触混合,尾气中S O2与氨水反应,生成亚硫酸铵,再与空气进行氧化反应,生成硫酸铵溶液,直接进入焦化厂硫铵系统,最终得到硫酸铵产品。最终产生的浓度为15%左右的硫酸铵溶液,进入焦化厂硫铵系统,获得纯正的高效化学肥料硫酸铵产品。

2.2. 氨法脱硫工艺流程

2.2.1 废气经风机牵引,进入吸收塔,在湍冲管内与吸收液充分接触,发生中和反应,达到一定的吸收效果。废气进入吸收塔体后,经塔内喷淋层进一步吸收,最后达标排放。本系统采用含氨水15-22g/l的脱酸贫液为吸收液,间歇进液,循环使用,最终产生浓度为15%左右的硫酸铵溶液和一定浓度的硫酸溶液,进入焦化厂硫铵系统作为母液补充。

2.2.2 该工艺装置与目前处理系统串联使用,采用风机系统后置,在系统中增设风机2台(一用一备),并在管路上设调节阀门,通过风机的运行及阀门的有效调节,使新系统在运行过程中保持原有系统的运行压力,使整个运行工况保持不变。

2.2.3. 动力波湍冲洗涤塔配备换热器,需外接冷却循环水,用量Q=30m3/h H=0.2MPa温度≤25℃。

2.2.4. 由于配备自动阀为气动,现场须配备而压缩空气,压力为0.5MPa。

2.2.5. 可根据SO2排放浓度变频调速控制循环泵流量来调节喷头的喷淋量,保证系统的正常、经济运行,节能降耗。

2.2.6. 湍冲塔补液是以逐级补液的方式进行补液,当吸收塔中氨水消耗至一定浓度后,需进行排废液。调整泵的转速及阀门的开闭状态,进行排废液,而喷头则照常喷液,进行吸收降温。超声波液位显示至下限液位时,切换阀门,从储氨槽中抽取浓度较高的氨水对吸收液槽补液,补液及排液时反应吸收仍在进行,保证了吸收的连续性,为达标排放提供保证。(工艺流程图附后)

2.2.7. 动力波湍冲洗涤塔是以连续运行设计,但为保证冬季检修,应考虑系统保温或电加热,。本方案采用3个储氨水槽安装蒸汽加热管材质为316L。

3. 工艺优特点

3.1 湍冲吸收塔优点:

喷头口径较大,不易堵塞;喷头由四氟碳纤维组成,耐磨耐温;吸收塔采用空塔设计,无填料区,避免了由于填料破碎堵塞泵的现象,减少维护费用。

3.2 湍冲式吸收塔流程有以下特点:

1)本流程收尘率高,除杂质能力强,烟气量变化的适应性较强,烟气量可在50~100%间变化,而不降低吸收效率。

2)在湍冲式吸收塔净化流程中,洗涤循环液浓度可以比传统流程的循环液浓度提高,而不影响动力波湍冲洗涤塔的正常运行。这样可延长吸收液的循环使用周期。

3)外型尺寸小、占地少,制作安装简单,大大减少了场地的占用。自动化程度要求高、安全、达标、以及可操作性强的特点。

4)采用风机系统后置,有效地保护了风机不受酸性气体的腐蚀,延长了风机的使用寿命。

5)尾气经风机引入塔内,整套系统为负压运行,吸收率高,完全避免了过程泄漏。

6)本工艺能在保证系统的正常运行外还能经济运行,节能降耗。

4、运行效果