NID脱硫工艺(精选五篇)
NID脱硫工艺 篇1
1 脱硫除尘工艺的选择
1.1 几种脱硫工艺的比较
湿法脱硫:湿法脱硫的吸收与再生、副产物的处理等是在湿状态下进行的, 常见的工艺系统有石灰石-石膏湿法、简易湿法、海水脱硫等, 其中石灰石-石膏法脱硫工艺是目前应用较广泛的湿式脱硫方法。目前湿法脱硫市场占有率达到8 5%以上, 技术也比较成熟, 国内外大型机组普遍采用。
半干法脱硫:脱硫过程中有少量工艺水投入, 但脱硫产物最终是以干态的形式出现。半干法脱硫主要以脱硫除尘一体化脱硫工艺NID、CFB、SDA喷雾干燥等工艺为代表, 在国家有关部门的技术指南、火电厂设计规程上均限于在中小机组或老机组上实施。
石灰石—石膏湿法烟气脱硫方案初投资高, 运行费用也高, 占地面积大, 维护量大, 两炉全停60天进行烟囱防腐, 不适合小型改造机组;NID、CFB和SDA半干法烟气脱硫方案初投资相当, 烟尘及二氧化硫排放满足环保要求, 运行费用最省, 烟囱无需防腐。
根据国家环境保护总局文件 (环发[2002]26号) 《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》第5.1.3条的规定, 电厂老机组进行烟气脱硫的技术路线是:燃用含硫量<2%煤的中小电厂锅炉 (<200MW) , 或是剩余寿命低于1 0年的老机组建设烟气脱硫设施时, 在保证达标排放, 并满足SO2排放总量控制要求的前提下, 宜优先采用半干法、干法或其它费用较低的成熟技术。
河南地区的煤种含硫量不高, 以NID、CFB及SDA为代表的半干法脱硫技术脱硫效率可达到90%以上, 能够满足国家有关污染物排放标准和省、市环保部门的限期治理要求。
1.2 NID工艺最适合我公司
(1) 公司机组属于小型机组, NID脱硫除尘工艺相对湿法脱硫工艺系统简单, 投资价格低廉, 符合国家和地方相关环保政策。
(2) 由于该公司发电机组在建设期间未预留脱硫除尘场地, 只有利用烟囱北侧绿化场地面积, 布置脱硫除尘系统设备比较紧张。相对半干法CFB和SDA几种工艺, 由于NID工艺不设占地面积较大专用的反应塔, 只是烟道反应器, NID在场地布置上更有优势, 这也是NID相对其它脱硫工艺的优势。
(3) 半干法吸收剂品质要求较高, 该公司在吸收剂获取上有明显优势。价格低廉, 品质合格。取样品质全部达到和超过ALSTOM的要求。
(4) 相对湿法脱硫, 由于其排烟温度较高, 高于烟气露点温度20℃以上, 半干法脱硫工艺不需要烟囱防腐, 节省了防腐费用并节省了两台机组全停烟囱防腐造成的少发电损失。
(5) 相对湿法脱硫, 系统简单, 旋转设备少, 半干法运行比较简单, 启停方便, 电耗更低。
2 NID工艺介绍
2.1 NI D脱硫除尘一体化工艺
NID利用含有Ca O的吸收剂或消石灰 (氢氧化钙) 与二氧化硫反应生成Ca SO3和Ca SO4。除尘器收集下来有一定碱性的粉尘与Ca O混合增湿后再进入除尘器入口烟道和烟箱, 反复循环。
N I D工艺特征是吸收剂的低湿度和高比例循环。在吸收剂的大表面积和低湿度作用下, 烟温快速下降, 吸收剂水份快速蒸发。由于水份蒸发时间很短, 使得反应器容积减小。NID脱硫工艺可与除尘器组合为一体, 结构简单, 占地面积小, 物料循环倍率可达30~50次以上。正常情况下, 脱硫率一般可达90%。
该工艺特点:系统简洁, 结构紧凑, 易于布置;运行简单, 运行电耗小, 维护费用低;脱硫效率可达90%以上, 达到环保要求;无系统腐蚀;无污水产生等。
3 基本情况
3.1 锅炉烟气参数
(见表1实际煤种, 电除尘出口)
3.2 生石灰来源
(1) 本项目设计煤S含量为1.2%, 年运行8000h, 每小时消耗生石灰3.13t, 因此年消耗生石灰为25600t。
(2) NID脱硫除尘工艺的吸收剂是Ca O, 是脱硫运行最主要的成本之一, 吸收剂是否容易获得和吸收剂的品质是否良好, 是选择半干法脱硫的最需要解决的问题。经市场调研和对周边勘察取样化验, 本地区石灰石储量非常丰富, 且品质优良。生石灰粉由石灰石煅烧取得。
(3) 脱硫副产品与粉煤灰一起从烟气中分离出来, 是含湿量较低的固态粉末, 组成中的Ca SO31/2H2O十分稳定, 其分解温度为436℃, 与空气长期接触自然氧化成Ca SO4·2H2O, 可用于水泥添加剂、路基充填、矿区回填等, 对环境不会造成影响。
4 FGD系统
4.1 工艺系统
烟气系统流程:原有锅炉引风机出口—烟道—反应器入口烟道—流量测量装置—反应器入口弯头—反应器—FF入口沉降室—FF—增压风机入口烟道—增压风机—增压风机出口烟道—砖烟道—烟囱。
系统描述:从原锅炉引风机出来的热烟气经过独立的烟道和流量测量装置、反应器弯头, 在弯头中使烟气流速增加, 进入反应器混合段, 在混合段中烟气同从消化混合器中来的含湿物料混合, 烟气温度迅速降到72℃左右, 相对湿度增加到4 0%以上, 烟气同物料中的反应剂迅速地在反应器中发生反应, 然后烟气通过静压沉降室进入到F F进行收尘, 烟气从F F出来后通过出口喇叭进入增压风机进口烟道然后进入增压风机, 烟气从增压风机出口经烟道排入烟囱 (见图1) 。
4.2 FF除尘器
FF除尘器选用ALSTOM专用技术的长袋低压脉冲行喷吹工艺, 喷吹压力0.2~0.3MPa (见表2) 。
4.3 反应器和消化器混合器
反应器采用ALSTOM的专利技术, 国内制作。反应器的断面为矩形, 由于1#、2#岛烟气流量的差异, 尺寸也有所不同, 其中1#反应器断面尺寸为1650×4000, 2#反应器断面尺寸为1450×4000, 反应器易冲刷的部位设计为耐磨性能良好的HARDAX400板材。
烟气是通过反应器来完成脱硫化学反应的。
消化器和混合器从ALSTOM公司进口, 消化器和混合器及相应的流化输送装置完成生石灰的消化、脱硫灰的循环、新鲜脱硫剂与循环灰的混合增湿工程。
5 系统性能
公司委托试验单位国电南京环保研究所院对脱硫除尘工程进行性能验收, 主要排放指标如表3。
通过性能考核验收结果, 烟气脱硫改造工程所有排放指标均达到我公司的既定目标和国家和地方环保部门的要求, 所有经济指标达到技术协议的要求。
6 结论
(1) 鉴于目前脱硫市场上工艺繁杂, 各脱硫除尘公司良锈不齐, 应充分市场调研, 选择最适合自己公司特点的脱硫除尘工艺并选择一个实力雄厚的承揽单位。
(2) 脱硫除尘工程投运后, 烟尘、SO2排放量大幅度削减。大大改善当地的大气环境, 同时对政府的总量削减计划做出贡献。
注:VV处理是ALBANY公司专利的技术, 是对PPS纤维做浸渍处理, 使其收尘效果和抗氧化性能更加明显。
烟气脱硫工艺的研究 篇2
目前工业生产中脱除硫化物的净化技术分为湿法工艺和干法工艺两大脱硫体系.湿法采用不同的脱硫剂,构成不同的脱硫方法.本文介绍了国内外烟气脱硫工艺技术,对比分析了几种烟气脱硫的`工艺技术优缺点.
作 者:朱东升 黄 胡海兰 Zhu Dongsheng Huang Quan Hu Hailan 作者单位:朱东升,胡海兰,Zhu Dongsheng,Hu Hailan(兰州石化公司研究院)
黄,Huang Quan(兰州石化公司)
燃煤电厂烟气湿法脱硫工艺分析 篇3
关键词:湿法脱硫;燃煤电厂;石灰石-石膏脱硫工艺;海水脱硫
一、燃煤电厂湿法脱硫工艺简介
湿法脱硫工艺最早起源于海水脱硫,其原理是利用海水的碱度及其天然特性脱除烟气中的二氧化硫,但是由于其严苛的地域限制,导致该方法的大范围应用存在困难。随着科学技术及化学工业的发展,脱硫工作者开发了湿式石灰石/石灰—石膏脱硫工艺,该方法也是迄今为止应用范围最广、技术发展最成熟、应用情况最稳定的脱硫工艺。在此基础上,脱硫工作者不断突破脱硫工艺的局限性,又先后开发了钠钙双碱法、湿式氨法脱硫工艺等,为湿法脱硫技术的发展做出了重要贡献。湿法脱硫较之半干法、干法脱硫拥有绝对的实用业绩优势,绝大多数电厂烟气脱硫均采用湿法脱硫工艺,其中又以湿式石灰石/石灰—石膏脱硫法应用居多。
二、湿法脱硫工艺的分类
1、石灰石-石膏脱硫工艺
石灰石—石膏脱硫工艺是应用范围最广,也是最为稳定的脱硫工艺,其反应原理如下: → (2-1-1)
→ ↑ (2-1-2)
→ · (2-1-3)
→ · ↑ (2-1-4)
其中,式(2-1-1)和(2-1-2)发生在脱硫塔顶部,也是消除烟气中二氧化硫的主反应;式(2-1-3)和(2-1-4)则发生于脱硫塔底部,不稳定氧化产物亚硫酸钙被氧化为带有结合水的硫酸钙,即带有结晶水的石膏,实现了工业废气的有效利用。该技术具有诸多优点,如:技术发展成熟、应用范围广、脱硫效率高(可达95%及以上)、脱硫剂使用效率高(可达90%及以上)等。同样,该技术也具有一定的局限性,如投资成本高、后期使用成本高、系统设置复杂、易受腐蚀等。但综合权衡,湿式石灰石—石膏脱硫工艺的使用对湿法脱硫工艺的发展具有里程碑式的意义,它极大地减轻了烟气中二氧化硫对生态环境造成的污染压力,同时也为工业废气的再度利用做出了重要贡献。
2、海水脱硫工艺
海水脱硫工艺研发起步最早,其原理是海水中的卤化物、硫酸盐等碱性物质可去除烟气中的二氧化硫。根据化学工艺可将海水脱硫法分为两类:只用海水和向海水中添加适量石灰来调节吸收液的碱度值,而前者应用较为广泛。海水脱硫工艺具有操作简单、原料易取、不易结垢堵塞、脱硫效率高等优点。但是,其应用地域限制较为严格,只能在沿海地区使用,在内陆地区应用较为困难。
3、其它工艺
湿法脱硫工艺投入现场使用的有不下20种,其中应用较为普遍的还有新氨法烟气脱硫技术、镁基吸收法脱硫技术、双碱法脱硫技术等。新氨法脱硫技术主要是利用氨水来吸收含二氧化硫的烟气,该方法的好处是工业废气可再度生产为化肥或是高质量的工业硫酸。由于新氨法脱硫采用液液接触,脱硫效率更为显著。其次,新氨法脱硫也可以通过废料进行工业生产,在一定程度上减轻了前期建设的费用负担。镁基吸收法则是利用 浊液进行脱硫,二氧化硫在吸收器中被吸收生成亚硫酸镁或是硫酸镁,达到脱去烟气中二氧化硫的目的。双碱法脱硫工艺是利用含 的碱性溶液或是氨水与二氧化硫反应,然后再度用中间产物与生石灰等碱性物质反应,最后生成硫酸钙这一无毒无害物质,该方法成本低、无堵塞,是一种经济高效的脱硫手段。
三、湿法脱硫工艺在电厂的应用
湿法脱硫工艺是目前世界范围内发展最为成熟的脱硫手段,其吸收剂原料易得、副产品可回收利用率高、设备运行稳定、达到的环境指标合乎标准。各燃煤电厂可根据电厂自身的燃煤类型、所处地理环境、原材料获取难易程度、划地规模及当地政府环保政策等因素,进行系统梳理和规划,以选取合适的脱硫方法来解决烟气中二氧化硫含量超标的问题。
湿法脱硫技术在我国燃煤电厂中一直作为优先考虑的脱硫工艺,研究表明,湿法脱硫技术相较于干法脱硫技术、半干法脱硫技术,具有投入成本低、设备运行稳定、技术手段成熟等优势。但各电厂在运用该技术手段时也应注意以下几个方面的问题:
(1)重视防堵塞、结垢的防护处理
湿法脱硫工艺在应用时面临的普遍问题就是结垢堵塞情况突出。电厂在实际应用湿法脱硫技术时,应当注意吸收器、氧化槽,尤其注意喷嘴及管道中的结垢情况,定期进行设备清理,并应重视监测观察环节,避免设备由于结垢封堵而难以正常运行。
(2)重视防腐、防磨损设计研究
浆液中的大量电解质及固态颗粒会对设备壁面造成腐蚀磨损,减少设备使用寿命。在设计脱硫设备体系时,应充分考虑到设备内衬、阀门、管道、喷嘴的耐腐蚀程度,积极研发相应的防腐蚀、防磨损改良方案,针对各电厂脱硫手段的特异性展开专项攻关,改善设备腐蚀磨损情况。
(3)注意吸收剂品质及燃煤煤质变化
随着生产进程推进及原煤产源变化,燃煤煤质也会受到诸多因素的影响。不同品质的原煤其化学构成不同,最终灼烧得到的产物也各有不同,各电厂在生产过程中应实时把握这一因素,做好相应的脱硫方案调整,以保证脱硫的高效性及实用性。同时,随着二氧化硫吸收量的不断增多,吸收剂的品质也会发生变化,电厂相关技术人员应注意这一点,做好动态调整规划,将经济效益与脱硫效率控制在合理范围内。
四、结语
本文详述了几种常见的脱硫技术,并对其原理做了简要综述。虽然目前最为普遍的技术仍为石灰石—石膏脱硫工艺,但对其它工艺技术的改革创新仍不容忽视。未来的湿法脱硫技术将更注重对环境达标程度的控制并考虑其综合副产品的利用。在实际的生产过程中,电厂负责人应注意对于脱硫工艺的实时调整,将脱硫措施体系化、过程化,注重对脱硫装置的检修监督,完善脱硫工艺细节,重视相关技术开发,进行脱硫技术工艺改良创新,不断缩小与国外先进水平的差距。
参考文献
[1] 鹿瑶.关于湿法脱硫工艺探析[J].科技创新与应用,2014(11)
[2] 孔火良,吴慧芳,金保升.燃煤电厂烟气脱硫技术及其主要工艺[J].煤矿环境保护,2002(12)
浅谈NID脱硫技术的应用 篇4
全球的脱硫技术研究早在几十年前就已经开始, 目前国内外主要使用的脱硫方式分为湿法脱硫和干法脱硫两大类。NID (New Integrated Desulfurization--新型脱硫除尘一体化) 脱硫技术是一种经过实践检验的干法脱硫技术。本文将对NID脱硫技术的原理、特点、适用性、工程业绩和实例进行阐述, 并初步总结其适用范围。
1 NID脱硫技术理论和特点
1.1 NID脱硫原理
NID工艺的原理是利用干Ca O或Ca (OH) 2粉经加水增湿后吸收烟气中的SO2和其它酸性气体, 反应式为:
1.2 NID脱硫工艺流程
NID脱硫工艺的流程如图1所示, 主要由反应器、脱硫除尘器、物料再循环及排放、工艺水、仪表控制系统等5个部分组成。
烟气经反应器底部进入反应器, 和均匀混合在增湿循环灰中的吸收剂发生反应。在降温增湿的条件下, 烟气中的SO2与吸收剂反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。反应后的烟气携带大量的干燥固体颗粒进入脱硫后布袋除尘器收集净化。
经过脱硫后布袋除尘器的捕集, 干燥的循环灰被除尘器从烟气中分离出来, 由输送设备再输送给混合器, 同时也向混合器加入消化过的石灰, 经过增湿及混合搅拌进行再次循环。净化后的烟气温度大于70℃, 高于水露点温度15℃左右, 无须再热, 直接经过增压风机排入烟囱。
控制系统通过调节混合器中加入水量的多少来保证反应器中反应的温度及恒定的烟气出口温度, 同时对进出口烟气量连续监测, 进口、出口SO2浓度和烟气流量决定了系统吸收剂的加入量。循环脱硫灰在除尘器的灰斗中得到收集, 当高于灰斗的最大料面时, 通过溢流方式排出。由于排出的脱硫灰含水率只有2%左右, 流动性好, 适宜采用气力输送装置外送, 系统采用正压浓相输送系统送至新建的脱硫灰库中, 再通过汽车运输等方式送至灰场或综合利用点。
化学反应过程产生的副产物呈干粉状态, 其化学成分主要由粉煤灰、Ca SO3、Ca SO4和未反应完的吸收剂Ca (OH) 2等组成。
1.3 NID脱硫技术的特点
与其他干法脱硫工艺相比, NID工艺良好的脱硫反应环境, 保证了其具有下列优点:生石灰消化系统精炼, 占地小;不存在浆液堵塞喷嘴的困扰;反应时间短, 大约仅1秒;在塔外混合, 不存在后置除尘器糊袋或粘壁的情况;无废水排除;脱硫灰可以综合利用;脱硫效率较高, 能达到90~95%;对机组负荷变化的跟踪能力强;同时具有脱硫和除尘两个过程, 能保证粉尘排放≤50mg/Nm3。
2 NID脱硫技术的适用性
2.1 对燃料的适用性
含硫量:根据经验表明NID脱硫技术适用于含硫量小于3.5%的燃料, 此阶段内烟气脱硫前的含硫浓度范围约为:<5000mg/Nm3, 相对应的钙硫比基本约为1.3, 比较经济合理。如果煤种的含硫量大于3.5%, 则钙硫比大大上涨, 而脱硫效果增加有限, 就不经济了。
含灰量:NID是脱硫除尘一体化技术, 而且后置的大多是布袋除尘器, 因此对于燃料的含灰量没有限制。但对于脱硫前收集的粉煤灰有市场需求的项目, 建议上预除尘器。
2.2 对机组大小的适用性
脱硫反应器为模块化设备, 已成系列。脱硫反应器截面为矩形, 其型号采用"宽度×厚度"表示。针对不同的机组的适用性见表1:
说明:上表中的数据是按实际工程的BMCR工况取得, 若燃料种类、成分、锅炉效率、过量空气系数、漏风率、烟温、当地大气压等因素发生变化, 则反应器的型号也应调整。
对于负荷比较稳定的小于50MW的机组, 为了节省造价, 可以采用几台机组共用1台反应器的方式。
2.3 对烟温的适用性
NID最适合的烟气范围为120~160℃。
若烟温低于120℃, 则在反应器内遇水降温后烟温会低于酸露点, 对于钢构件和后置除尘器产生硫酸腐蚀。而对于电站来讲烟温低于120℃的情况是基本不存在的。
若烟温高于160℃, 则可考虑更换滤料材质, 适当提高后置除尘器布袋的抗高温、抗氧化能力;或者考虑先对烟气进行喷水降温。
于是, NID的温度适用范围为120~240℃。
2.4 对改造和新建项目的适用性
对于改造项目, 从系统上一般将NID系统加在引风机和烟囱之间, 同时增加增压风机完成驱动烟气的使命;从实际布置上一般布置在烟囱后面的场地。
对于新建项目, 则直接将NID装置布置在锅炉后面, 而将引风机布置在NID装置和烟囱之间。
2.5 对运行负荷的适用性
对于50MW及以下机组 (即配置1台反应器的机组) :60%~110%
对于100MW、125 MW、135 MW机组 (即配置2台反应器的机组) :30%~110%
对于200MW机组 (即配置4台反应器的机组) :15%~110%
2.6 对吸收剂供应的适用性
一般采用生石灰作为脱硫剂, 如果有足够的电石渣 (主要成分为Ca (OH) 2) 也可以, 而且能够节约运行成本。
3 NID工程实例
国内目前采用NID脱硫技术的有山东齐鲁石化热电厂、辽宁沈海热电厂、河南鹤煤集团电厂、北京首钢动力厂、河南AES焦作万方电厂、吉化集团动力厂等电厂, 现就河南AES焦作万方电厂举例说明。
3.1 河南焦作AES万方电厂项目概况
爱依斯万方电力有限公司2×125MW抽凝汽轮发电机组, 配两台420t/h超高压再热煤粉锅炉, 锅炉基本情况见表2:
每年排放SO2气体16380t、粉尘1890t, 对环境造成恶劣影响。
3.2 工程配置主要设备
2007年爱依斯万方电力有限公司采用了NID脱硫技术, 对炉后进行了脱硫除尘改造工程。其中1#机组工程情况如下:
A、反应器:4000mm×1600mm×2台
B、混合器:4:70, 2台
C、消化器:2:70, 2台
D、布袋除尘器:1台, 保证效率:99.996%E、增压风机:1台
设备型式:静叶可调轴流式风机
电动机额定功率:1600 kW
F、工艺水泵:1台
流量:50m3/h扬程:125mH2O
功率:37kW
G、流化风机:3台
流量:175m3/min扬程:21kPa
功率:132kW
3.3 脱硫除尘效果
实测数据见表3:
摘要:NID (New Integrated Desulfurization--新型脱硫除尘一体化) 脱硫技术是一种干法脱硫技术, 本文分析了NID技术理论, 介绍了NID的工艺流程和技术特点, 并根据工程经验归纳了NID对于燃料、烟温、烟气量等条件的适用性, 通过工程实例说明了NID技术的实际效果, 分析了NID技术的应用前景。
NID工艺在烧结机中的应用 篇5
二氧化硫 (SO2) 是主要的大气污染物, 而钢铁企业是SO2排放的第二大户, 存在巨大的减排空间, 在电厂脱硫已取得较大成效的情况下, 减排的压力正日益突出。钢铁工业SO2排放主要来自烧结工序, 其排放总量占全钢铁行业的50%左右, 在不包括自备电厂排放的情况下, 则占钢铁行业的90%左右[1]。因此钢铁工业烧结工序的脱硫是国家控制SO2排放的新的重点区域, 烧结烟气脱硫势在必行[2]。
矿石和燃料中的硫在烧结过程中以SO2的形式排放, 主要从烧结机头烟气中排出。某烧结机头烟气经除尘后直接通过高烟囱排放, 未经脱硫处理, 烟气中SO2含量为400~2000mg/Nm3, 烧结机原料主要为杂矿及高硫矿, 烟气中SO2浓度一般为800~2000mg/Nm3, 有时高达2500~3000mg/Nm3。通过对不同脱硫方案进行比较, 最终决定采用NID烟气脱硫工艺 (新型一体化脱硫技术) 作为本次脱硫改造工程的首选技术方案。
2 NID脱硫原理及工艺介绍
NID (Novel Integrated Desulphurization——新型一体化脱硫) 是在 (Alstom) 干法 (半干法) 脱硫装置工程的基础上发展而成的具有创造性的新一代干法烟气脱硫工艺, 广泛应用于燃煤燃油电厂、钢铁厂烧结机、垃圾焚烧炉等的烟气脱硫及其他有害气体的处理。它克服了传统干法 (半干法) 烟气脱硫技术使用吸收剂制浆工艺或反应吸收塔内喷水工艺而带来的弊端, 具有运行简单可靠、设备紧凑、烟气负荷适应性强等特点。[4,5]
2.1 NID脱硫原理
NID脱硫技术工艺的原理是利用生石灰或消石灰等碱性物质作为吸收剂来吸收烟气中的二氧化硫和其他酸性气体, 反应式为:
CaO + H2O → Ca (OH) 2
Ca (OH) 2+ SO2→ CaSO3·1/2H2O + 1/2H2O
Ca (OH) 2+ SO3→ CaSO4+ H2O
CaSO3·1/2H2O + 3/2H2O + 1/2O2→ CaSO4·2H2O
NID系统是多元化的烟气处理系统, 除具有脱硫除尘功能以外, 还具有下述各功能:
2.1.1 脱除烟气中的HCl
加入到烟气中的碱性吸收剂[Ca (OH) 2]在脱除SO2的同时, 还可以通过下述反应去除烟气中的HCl:
2HCl + Ca (OH) 2 = CaCl2·2H2O
NID系统对HCl的去除效率均可达到98%以上。
2.1.2 脱除烟气中的Hg等重金属
活性炭对于气态的Hg具有良好的吸附作用。通过向系统中加入活性炭, 可在烟道及反应器内有效吸附重金属, 在布袋表面形成含有活性炭的粉饼层, 对重金属吸附起到促进作用。
2.1.3 脱除烟气中的有机污染物
NID对于烟气中的有机污染物 (如:二噁英, 呋喃等) 具有良好的脱除效率。其脱除机理亦是通过活性碳吸附的方式去除烟气中的有机污染物。
2.2 工艺介绍
从烧结机主抽风机出口烟道引出的烟气, 经反应器弯头进入反应器, 在反应器混合段和含有大量吸收剂的增湿循环灰粒子接触, 通过循环灰粒子表面附着水膜的蒸发, 烟气温度瞬间降低且相对湿度大大增加, 形成很好的脱硫反应条件。在反应段中快速完成物理变化和化学反应, 烟气中的SO2与吸收剂反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。反应后的烟气携带大量干燥后的固体颗粒进入其后的高效布袋除尘器, 固体颗粒被布袋除尘器捕集从烟气中分离出来, 经过灰循环系统, 补充新鲜的脱硫吸收剂, 并对其进行再次增湿混合, 送入反应器。如此循环多次, 达到高效脱硫及提高吸收剂利用率的目的。脱硫除尘后的洁净烟气在水露点温度20℃以上, 无须再热, 经过增压风机排入烟囱。
控制系统通过调节加入混合器的水量使脱硫系统的运行温度维持在设定值。同时对进出口SO2浓度及烟气量连续监测, 这些参数决定了系统吸收剂的加入量。脱硫循环灰在除尘器的灰斗中得到收集, 当高于灰斗高料位时排出系统。排出的脱硫灰含水率很低, 流动性好, 适宜采用气力输送装置外送, 也可用汽车运输等方式送至灰场。
NID脱硫工艺与传统的干法 (半干法) 脱硫工艺类似, 都需要将烟气温度降低, 使烟气形成适合的相对湿度, 才能使脱硫反应有效地进行。
传统的干法 (半干法) 喷雾干燥脱硫工艺或烟气循环流化床脱硫工艺是将水和石灰配制成浓度为35%以下的浆液或将水直接喷入烟气中以降低烟气温度, 形成必要的反应条件。由于在反应塔内喷水或浆液, 容易造成由于喷雾性能下降或由于烟气偏流引起的粘壁, 以及进入除尘器前水分未完全蒸发导致糊袋腐蚀等问题。
独特的NID工艺将水在混合器内通过喷雾方式均匀分配到循环灰粒子表面, 使循环灰的水分含量从1%增加到5%以内。增湿后的循环灰以流化风为辅助动力通过溢流方式进入矩形截面的脱硫反应器。含小于5%水分的循环灰具有极好的流动性, 且因蒸发传热、传质面积大可瞬间将水蒸发, 克服了传统的干法 (半干法) 烟气循环流化床脱硫工艺中常常出现的上述问题。
NID工艺中, 以循环灰为载体加入反应器内的水份蒸发很快, 使烟气中循环灰的干燥时间大大缩短。在极短的时间内反应器中烟气温度从130~150℃左右降低到设定温度, 烟气相对湿度大大增加, 形成了最佳的脱硫反应环境, 从而大大缩短烟气在反应器中所需的停留时间。NID工艺良好的脱硫反应环境, 保证了在采用较小尺寸反应器的情况下, 也能够达到很高的脱硫效率, 减少了占地面积, 降低了脱硫系统的复杂性。
由于烟气温度的降低及湿度的增加, 使得烟气中的SO2等酸性气体分子更容易在吸收剂的表面吸附并离子化, 对于包括NID脱硫工艺在内的干法 (半干法) 脱硫工艺来说, 这是提高脱硫效率的必要条件;另外, 由于循环灰颗粒间的剧烈摩擦, 使得被钙盐硬壳所覆盖的未反应部分吸收剂重新暴露出来继续参加反应 (表面更新作用) 。同时, 因吸收剂是在混合器中预先混合、增湿并多次循环的, 故吸收剂的有效利用率很高;新鲜吸收剂的连续补充和大量脱硫灰的循环, 经过增湿混合, 使吸收剂在反应器中始终维持着较高的有效浓度, 这就确保了高的脱硫效率。
2.3 系统特点
1) 鉴于传统干法 (半干法) 烟气循环流化床脱硫技术吸收剂消化系统的复杂性, NID技术采用生石灰[CaO]的消化及灰循环增湿的一体化设计, 且能保证新鲜消化的高质量消石灰[Ca (OH) 2]立刻投入循环脱硫反应, 对提高脱硫效率十分有利, 并且降低了消化系统的投资。
2) 利用循环灰携带水分, 当水与大量的粉尘接触时, 不再呈现水滴的形式, 而是在粉尘颗粒的表面形成水膜。粉尘颗粒表面的薄层水膜在进入反应器的一瞬间蒸发在烟气流中, 烟气温度在瞬间得到降低, 同时湿度大大增加, 在短时间内形成温度和湿度适合的理想反应环境。同时也克服了传统半干法脱硫反应器中可能出现的粘壁问题。
3) 由于建立理想反应环境的时间减少, 使得总反应时间大大降低。NID系统中烟气在反应器内停留时间1秒左右, 有效地降低脱硫反应器高度。
4) 烟气在反应器中高速流动, 装置对烟气负荷的变化适应性好。
5) 脱硫副产物为干态, 系统无污水产生。终产物流动性好, 适宜用气力输送。脱硫后烟气不必再加热, 可直接排放。
6) 由于增湿混合及消化过程的一体化设计。在大大降低占地面积的同时使整个脱硫系统得到简化, 增加了系统的可操作性, 提高了系统运行的稳定性, 降低了系统的检修维护工作量。
7) 整个脱硫装置结构紧凑, 设备少, 占地面积小。
3 运行状况
3.1 运行效果分析
三烧脱硫项目工艺系统流程如图1所示。自投入运行以来, 脱硫设施总体运行比较稳定, 在线监测数据表明, NID系统脱硫效率大于95%, 日平均排放SO2浓度小于100mg/Nm3, 烟尘排放小于20mg/Nm3, 取得了良好的环境效益。该脱硫系统投运后每年可减少SO2排放约5000余吨。
3.2 存在问题
脱硫系统的运行中出现了循环灰给料机的主轴从减速机与轴承座之间整齐断裂。究其原因为:
1) 轴本身制造缺陷所致, 在运行过程中裂纹逐渐加大直至断裂。
2) 可能是物料湿度过大造成循环给料机内物料板结, 主轴受力过大所致。通过更换循环灰给料机的主轴, 进一步完善调整运行参数, 现问题已得到解决, 脱硫系统已正常运行。NID脱硫工艺最大的弊端是副产物的处理问题, 以现有技术, 脱硫副产物只能堆放, 不但占地, 而且还易造成二次污染, 这也是大部分脱硫工艺存在的共同问题。目前, 已有相关科研单位在做副产物利用的研究, 但还仅限于少量用于公路路基铺设、水泥添加剂以及土地开垦的填充物等, 不能大量地、有效地得到综合利用, 产生经济效益以降低脱硫运行成本。此外, 由于烧结过程的工艺特点导致烧结脱硫产物会富含重金属和部分有机污染物, 因此对于烧结脱硫产物的利用更应慎重。对于NID脱硫技术, 可采用向脱硫系统中添加活性碳以吸附重金属和二恶英, 从而达到降低有害物质排放的目的。
4 结束语
NID脱硫系统自投运以来运行比较稳定, 能够达到设计水平, 取得了良好的环境效益, 每年可减少SO2排放约5000余吨。此外, 国家应加快对钢铁工业脱硫企业的政策扶持, 进一步降低脱硫成本, 增加企业脱硫的积极性, 并能使好的脱硫技术得以迅速推广。
参考文献
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