湿法烟道气脱硫技术

关键词： 烟道 旁路 装置 脱硫

湿法烟道气脱硫技术（精选三篇）

湿法烟道气脱硫技术 篇1

近年来,湿法烟气脱硫装置(FGD)在我国的各大火力发电厂大面积投入使用,为使我国的生态环境得到有效保护以及该装置的安全应用,有人对装置取消旁路烟道进行了研究,新创建或扩建的燃煤机组都不会设置旁路烟道。同时还会将现存的或者正在建设的有旁路烟道的脱硫装置进行合理改造。根据最近几年对烟气脱硫装置的实践研究经验和投运的实际情况可知,湿法烟气脱硫装置一般都设置有旁路烟道(少部分电厂取消了旁路烟道)和起快速启动作用的旁路挡板。

1 旁路烟道的作用

石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫系统如图1所示。旁路烟道是烟囱到引风机出口的烟气通道,脱硫装置的进出口、烟道开口以及旁路挡板门都设置在这上面,它可以运用旁路挡板把部分脱硫烟气或者全部烟气脱除掉。挡板门开关能不能正常使用体现的是火电厂脱硫装置关键性技术的好坏。

旁路烟道的功能就是当机组的脱硫装置出现故障、需要检修、运用冷启动投油以及烟气参数超过FGD系统负荷的时候将旁路的挡板门打开,使得烟气从旁路烟道而非经脱硫装置排出,这样就不会对发电机组的运行产生影响,同时还可以保证FGD装置的安全。发电机组在冷态启动、锅炉投油点火以及电除尘器裂开时,烟气中的粉尘和油烟很多,为了防止含有较多油烟和粉尘的烟气进入脱硫装置而污染或阻塞FGD系统的设备,降低系统的脱硫能力,只能让烟气从旁路烟道经烟囱排出。当FGD机组产生故障时,应迅速将挡板门打开并将FGD进出口挡板关掉,这样烟气才能进入旁路烟道,方便装置的检修,也不会影响主机的正常运行,同时对脱硫系统设备起到保护作用。

然而,随着现今环保需求的增强以及脱硫技术的快速进步,经过改造后的FGD装置已经能取消旁路烟道。当旁路烟道从脱硫系统中取消以后,锅炉的风烟系统与脱硫的风烟系统会串联起来成为一个系统,这就会直接影响到锅炉的运行,从而影响整个脱硫系统的运行,对应的,脱硫系统也对锅炉的运行有制约作用。

2 取消旁路烟道对脱硫系统的影响分析

首先我们来看一个取消旁路烟道的脱硫装置的实例 :该燃煤机组的容量为350MW,其应用的烟气脱硫装置为一炉一塔和上述的石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫工艺,这个机组的系统将旁路取消以后对以下设备产生的影响如下 :

2.1 脱硫吸收塔

取消旁路烟道后,在锅炉冷启动投油助燃或者低负荷投油稳燃时,其烟气中夹杂着一些还没有燃完的带油性的物质,这些物质进入吸收塔后会将塔内的橡胶物质溶解,使这些橡胶物质加速老化、分解,最终会脱落,落下的橡胶物质会堵塞循环泵喷淋层的支管和入口的滤网。与此同时油污若进入浆液系统,很大程度上会对浆液质量、石膏的脱水效果和品质造成损害。

旁路从系统中取消以后,烟气温度就会快速升高,这样就会对吸收塔的设备(如喷淋层、除雾器等)造成损坏。当机组低负荷运行时,脱硫系统将会自动选择两台循环泵运行,如果这两台循环泵跳闸,而又没有旁路烟道,这时高温的烟气就会径直进入吸收塔,进而损坏吸收塔的构建。

2.2 脱硫增压风机

旁路烟道被取消以后,锅炉上的静电除尘器后面的两台引风机就会和一台增压风机串联起来运行,若增压风机在中途突然停止运行的话,就会使引风机克服系统阻力的功能下降。所以必须保证增压风机的正常、安全运行,否则它将会对整个系统以及主机的运行产生严重影响。

2.3 静电除尘器

锅炉在启动或者是处于低负荷投油稳燃的时候,烟气中存在很多没有燃烧完的油污和碳粒,如果未完全燃烧的煤粉和烟尘无法被静电除尘器所吸收,这就会使得装置的入口处形成烟气粉尘浓度超标的现象,按照标准,脱硫系统入口烟气粉尘的浓度应该在200 mg/m3以下,浓度过高的话易使浆液受到污染从而将堵塞除雾器玷污了,这样的话就大大降低了脱硫的效率。

将旁路烟道取消以后,整个脱硫系统的启动和运行都应与机组一致,并且一定要运行静电除尘器。按照锅炉运行的相关规定,如果锅炉的冷启动投油助燃未使用等离子或微油点火,这时静电除尘器入口延期的温度不应低于110℃,不然就不允许燃煤机组于投油助燃的过程中运行静电除尘器。

2.4 气气换热器(GGH)

取消旁路烟道后,脱硫装置在运行的时候GGH的换热元件很易结垢,或者被腐蚀、堵塞,这对脱硫系统的安全性、可靠性以及环保性都降低了。

3 取消旁路烟道采取的对策

3.1 吸收塔的烟汽温度与浆液污染控制

取消旁路烟道后采取措施如下 :(1)避免高温的烟气进入脱硫系统中。将喷淋降温系统装置在吸收塔的入口处,使因空气预热器的停止运行引起的烟气温度急速上升导致的吸收塔受到损坏的可能性降低 ;浆液池采用耐高温的玻璃鳞片,这样可以保证吸收塔能够在不高于145℃的情况下有效运行40分钟以上 ;在吸收塔的烟道入口处采用碳钢衬C276的合金材料 ;喷淋管的材料可以采用耐高温的FRP,这样能保证其在不高于180℃的情况下有效运行40分钟以上 ;除雾器的材料也应能耐高温,可以采用阻燃型的PP,这就能够保证其在时间较短的高温情况下不会被损坏。(2)降低脱硫浆液系统的污染。将系统中的1台浆液循环泵启动,使硫吸收塔的液位保持在7米以下 ;在燃煤机组的负荷还未超过50% 的时候将第二台浆液循环泵启动 ;按照吸收塔浆液的密度来选择对事故浆液箱拨浆,或采用连续大幅度脱水的方法换浆液 ;增加脱水带,经过污染处理过的浆液应从废水想排放到湿灰系统中。

3.2 脱硫增压风机降低风烟系统阻力

取消旁路烟道后采取措施如下 :送风机、引风机启动的时候是增压风机运行起来,脱硫系统的进出口的挡板将会收到信号 ;当一侧的送、引风机跳闸过后联跳增压风机,RB机组的负荷可以在50% ;当全部送、引风机都跳闸过后联跳增压风机,当增压风机的润滑油系统出现故障之后锅炉MFT联跳增压风机 ;最后取消增压风机,将两台引风机改造,降低其风烟系统阻力。

3.3 静电除尘器的投运控制

将旁路烟道取消以后采取如下应对措施 :在锅炉点火18小时之前就进行电除尘器瓷套、瓷轴、灰斗以及大梁加热器的投运 ;最好能将锅炉的投粉时间提前,投过后应留下两组油作为降低油压之用 ;当汽包的压力上升为4 kg/cm时就进行旁路系统的预暖,压力上升至5 kg/cm时就可以将第一套制粉系统投用了,将油枪保留下来,这时再将电除尘器第一电厂投运,同时设置此电厂的二次电压最高值为44KV ;这时锅炉的温度和压力继续上升,当电除尘器出口的烟温在45℃以上的时候将第二电厂投运进去,同时设置该电厂的二次电压最高值同样是44KV,当烟温在85℃的时候再将第三电厂投运,也将二次电压设为44KV ;最后,等锅炉断油之后就投运第四电厂,这时把全部电厂已设置好的参数恢复正常

3.4 脱硫系统 GGH 换型改造

取消旁路烟道后采取措施如下 :为降低脱硫系统的阻力和满足换热的需要,可以用“L”型元件与GGH传热元件换型,因为“L”型的直波纹搪瓷以及大通道的GGH元件对减少系统阻力具有较明显的作用。若净烟温升的比率比改造前小,漏风率也有明显降低,1号增压风机出口的压力降低很显著,风机运作时的电流下降幅度达到28.2A,这还可以减少工厂的用电。

4 结束语

湿法烟气脱硫技术及应用方案 篇2

湿法烟气脱硫技术及应用方案

摘要：文章综合介绍了石灰石-石膏湿法烟气脱硫的`工艺、主要污染物的防治及综合利用,提出了全方位推广应用石灰石-石膏湿法烟气脱硫方法的建议.作 者：计建华 JI Jian-hua 作者单位：呼和浩特热电厂,内蒙古,呼和浩特,010030期 刊：内蒙古科技与经济 Journal：INNER MONGOLIA SCIENCE TECHNOLOGY AND ECONOMY年，卷(期)：2010,“”(5)分类号：X701.3关键词：烟气脱硫 石膏脱水 石灰水 湿法烟气脱硫

湿法烟道气脱硫技术 篇3

摘要：大气SO2污染状况日益严重，治理技术亟待解决，其中烟气脱硫技术是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式。比较成熟的烟气脱硫技术主要有湿法、干法、半干法烟气脱硫技术。本文主要综述了脱除烟气中SO2的一些主要技术，包括干法、半干法、湿法烟气脱硫的原理、反应系统、技术比较以及它们的优缺点，其中湿法烟气脱硫应用最为广泛，干法、半干法烟气脱硫技术也有了较多的应用。

关键字：烟气脱硫，湿法，干法，半干法

引言

煤炭在我国的能源结构占主导地位的状况已持续了几十年，近年来随着石油天然气和水能开发量的增加，煤炭在能源结构中的比例有所减少，但其主导地位仍未改变，其消费量占一次能源总消费量的70%左右，这种局面在今后相当长时间内不会改变，目前燃煤SO2排放量占SO2总排放量的90%以上，我国超过美国成为世界SO2排放第一大国。烟气中的SO2是大气污染的主要成份，也是形成酸雨的主要物质。酸雨不仅严重腐蚀建筑物和公共设施，而且毁坏大面积的森林和农作物。如何经济有效地控制燃煤中SO2的排放是我国乃至世界能源和环保领域亟待解决的关键性问题。

从世界上烟气脱硫技术的发展来看主要经历了以下3个阶段： a)20世纪70年代，以石灰石湿法为代表第一代烟气脱硫。

b)20世纪80年代，以干法、半干法为代表的第二代烟气脱硫。主要有喷雾干燥法、炉内喷钙加炉后增湿活化(LIFAC)、烟气循环流化床(CFB)、循环半干法脱硫工艺(NID)等。这些脱硫技术基本上都采用钙基吸收剂，如石灰或消石灰等。随着对工艺的不断改良和发展，设备可靠性提高，系统可用率达到97%，脱硫率一般为70%～95%，适合燃用中低硫煤的中小型锅炉。c)20世纪90年代，以湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展的第三代烟气脱硫。

2.1 湿法脱硫技术

湿法烟气脱硫(WFGD)技术是使用液体碱性吸收剂洗涤烟气以除去二氧化硫。该技术的特点是整个脱硫系统位于燃煤锅炉的除尘系统之后、烟囱之前，脱硫过程在溶液中进行，脱硫剂和脱硫生成物均为湿态，其脱硫过程的反应温度低于露点，反应速度快,脱硫效率高，技术比较成熟，生产运行安全可靠，因此在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位。但该工艺系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。运用比较广泛的工艺有：石灰石—石膏法、氧化镁法、氨法、海水法、钠碱法、双碱法等。

以石灰石-石膏法来说明其技术原理：

湿法石灰石一烟气脱硫技术采用石灰石浆液作脱硫吸收剂，将石灰石破碎后与水混合，磨细成粉状制成吸收浆液。在吸收塔内烟气中的SO2与浆液中的CaCO3以及鼓入的氧化空气进行化学反应生成二水石膏，从而除去烟气中的SO2。主要工艺流程为：烟气经除尘器除去粉尘后进入吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中SO2与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落入沉淀池。干净烟气通过换热器加热后经烟囱向排入大气。主耍的化反应机理为：

SO2+CaCO3+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2

这种半水亚硫酸钙含水率40%-50%，不易脱水且难济于水，但易引起板结。其中部分亚硫酸钙与烟气中的氧反应生成石膏。这种亚硫酸钙与硫酸钙组成的副产物无法利用，只有抛弃。为使脱硫副产品能够回收利川，大多采用强制氧化方式，即向吸收塔下部循环氧化槽内鼓入空气，使亚硫酸钙充分氧化生成石膏，氧化率高达99%。这样得到的脱硫副产品是石膏，可以回收利用。这种脱硫工艺的优点是：技术成熟、脱硫效率高可以应用于大容量机组，对煤种的适应性强，设备性能可靠，脱硫吸收剂资源丰富、价格低廉，副产品容易回收利用。但这种脱硫工艺也有明显的缺点：初始投资大，运行费用较高，耗水量大，占地面积比其它工艺大，需要较大的脱硫场地，如果电厂没有预留脱硫场地，釆用这种工艺有一定的困难。2.2 半干法脱硫技术

半干法脱硫技术是把石灰浆液直接喷入烟气，或把石灰粉和烟尘增湿混合后喷入烟道，生成亚硫酸钙、硫酸钙干粉和烟尘的混合物。该技术运用较广泛的工艺有：旋转喷雾干燥法(SDA)、循环流化床烟气脱硫技术(CFB、RCFB)、增湿灰循环脱硫技术(NID)等。半干法脱硫技术是介于湿法和干法之间的一种脱硫方法，其脱硫效率和脱硫剂利用率等参数也介于两者之间，该方法主要适用于中小锅炉的烟气治理。这种技术的特点是：投资少、运行费用低，脱硫率虽低于湿法脱硫技术，但仍可达到70%，并且腐蚀性小、占地面积少，工艺可靠，具有很好的发展前景。

半干法烟气脱硫机理：

固定和脱除烟气中SO2的基本原理是最简单的酸碱反应。采用在湿状态下脱硫，是因为干燥条件下碱性吸收剂几乎不与SO2发生反应，必须有水的存在脱硫反应才能进行。而干状态下处理脱硫产物主要是在酸碱反应进行的同时利用烟气自身的热量蒸发吸收液的水分，使最终产物呈现为“干态”。半干法烟气脱硫的过程是一个包括了传质、传热以及化学反应的综合过程，主要由以下几步组成：

(1)SO2由气相向吸收剂颗粒表面的扩散；

(2)SO2在吸收剂颗粒表面的吸附、溶解及离解反应；

SO2（g）→SO2(aq)SO2(aq)+ H2O→H2SO3 H2SO3→HSO3-+H+→SO32-+2 H+

(3)碱性吸收剂颗粒在液相中溶解：

Ca(OH)2→Ca2++2OH-(4)酸碱反应中以固定和脱除硫离子： Ca2++ SO32-+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O(5)脱硫产物水分蒸发，最终以“干态”形式排出。一般说来脱硫反应总的化学表达式可表示为：

SO2+ Ca(OH)2→CaSO3·1/2H2O+ 1/2H2O 产物CaSO3·1/2H2O又有可能被水汽中的O氧化，生成CaSO4·2H2O反应式为

CaSO3·1/2H2O+1/2O2+3/2H2O→CaSO4·2H2O 出现较早(20世纪70年代)且有代表性的半干法脱硫工艺是喷雾干燥法。该工艺将石灰浆液通过高速旋转的喷雾装置雾化成很细的液滴，在吸收塔内与烟气进行混合与反应，同时雾化后的石灰浆液受热蒸发，形成干粉状脱硫产物与气体一起排出该方法的优点是脱硫剂液滴细小均匀、雾化增湿效果均匀，脱硫动力学条件好，但由于脱硫剂在反应器内的停留时间短，脱硫效率和脱硫剂的利用率均难以提高。为了提高脱硫率和脱硫剂的利用率，后来出现了基于循环技术的CFB工艺。二者的共同特点是在反应器的喉部安装一个固体物料的内循环系统，可将部分脱硫产物与新添加的脱硫剂一起循环返回到反应器内，使产物中未充分反应的脱硫剂再次与烟气接触，大大延长了烟气与脱硫剂的反应时间，提高了脱硫剂的利用率。2.3 干法脱硫技术

干法脱硫技术是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。无论加入的脱硫剂是干态的还是湿态的，脱硫的最终反应物都是干态的。比较成熟的干法脱硫工艺有：炉内喷钙尾部增湿法(LIFAC)、电子束法(EBA)、脉冲电晕法等。这些技术具有系统简单、投资省、占地面积小、运行费用低等优点。但干法脱硫工艺吸收剂的利用率低，脱硫效率较低，飞灰与脱硫产物相混，严重影响着副产物的综合利用,并且对干燥过程自动控制要求很高。

以CFB干法脱硫工艺来说明：

含尘烟气从锅炉尾部空气预热器出来后先通过一级电除尘器除去95%左右的飞灰,然后从底部进入脱硫塔。在脱硫塔内高温烟气与加入的吸收剂、循环灰充分混合进行脱硫反应,去除烟气中SO2。脱硫后的含尘烟气从脱硫塔顶部侧向排出，进入脱硫后除尘器进行气固分离，其中净烟气通过引风机排入烟囱。经除尘器捕集下来的含有吸收剂的固体颗粒，通过除尘器下的脱硫灰再循环系统,返回脱硫塔继续参加反应。多余的脱硫灰渣通过气力输送至脱硫灰库内，再通过罐车或二级输送设备外排。

工艺原理是：在CFB脱硫塔中，高温烟气在底部先与吸收剂、循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，主要完成吸收剂与HCl、HF的反应。随后通过脱硫塔下部的文丘里管向上加速，进入CFB床体。在CFB内气、固两相由于气流的作用产生激烈的湍动与混合充分接触。脱硫剂颗粒在烟气携带上升的过程中由气、固二相物形成的絮状物在床内气流激烈湍动中不断形成，又不断解体固体颗粒在床内下落、提升过程随时发生使得气、固间的滑移速度大大提高。脱硫塔顶部结构进一步强化了絮状物的返回，从而提高了塔内床层颗粒的密度和延长吸收剂的反应时间。在床内的钙硫比高达50以上，使SO2充分反应。这种CFB内气、固两相流机制，极大地强化了气、固间的传质与传热,为实现高脱硫率提供了根本的保证。其主要化学反应方程式如下：

Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2 H2O+1/2 H2O Ca(OH)2+SO3→CaSO4·1/2 H2O+1/2 H2O CaSO3·1/2 H2O+1/2O2→CaSO4·1/2 H2O Ca(OH)2+CO2→CaCO3+H2O Ca(OH)2+2HCl →CaCl2·2H2O 2Ca(OH)2+2HCl →CaCl2·Ca(OH)2·2H2O(>120℃)Ca(OH)2+2HF→ CaF2+2H2O SO2与Ca(OH)2的颗粒在CFB中的反应过程是一个外扩散控制的反应过程。其反应速度主要取决于SO2在Ca(OH)2颗粒表面的扩散阻力，或者说是Ca(OH)2表面气膜厚度。当脱硫剂颗粒与含SO2烟气之间的滑移速度或颗粒的雷诺数增加时，Ca(OH)2颗粒表面的气膜厚度减小，SO2进入Ca(OH)2的传质阻力减小，传质速率加快从而加快SO2与Ca(OH)2颗粒的反应。

系统组成：

典型的干法脱硫除尘系统主要是由预静电除尘器、脱硫塔系统、脱硫后除尘器、脱硫灰循环系统、吸收剂制备及供应系统、烟气系统、工艺水系统、流化风系统等组成。脱硫塔是脱硫系统的核心设备，主要由进口段、下部方圆节、文丘里段、锥形段、直管段、上部方圆节、顶部方形段和出口扩大段组成，塔内没有任何运动部件和支撑杆件。由于流化床中气、固间良好的传热、传质效果，SO3全部得以去除。加上排烟温度通过设置在文丘里段上部的喷水装置始终控制在高于露点温度20℃以上，因此不需烟气加热，更无须任何的防腐处理。脱硫后除尘器不仅需要除去烟气中的飞灰，而且还需要实现脱硫粉尘的收集分类及脱硫灰的循环，因此除尘器对脱硫最终效率有着重要的影响。灰循环的目的是建立稳定的流化床、床料层，反复利用未能充分进行反应而被烟气带出流化床的脱硫剂颗粒，降低吸收剂消耗量。结论：

湿式石灰石石膏法脱硫技术在工业上应用较早，具有技术成熟，运行可靠，脱硫效率高，适用煤种广等优点，特别适用于大型机组和脱硫效率要求高的脱硫，是我国目前应用最多的脱硫技术。但该法多为重复引进的国外技术，设备国产化低。产生的副产物石膏销路不畅、系统复杂、投资多、占地面积大、运行费用高等问题日益显现。

干法烟气脱硫技术具有工艺流程简单，占地面积小，投资和运行费用较低等优点，在脱硫市场上占有一定份额。缺点是脱硫效率较低，钙硫比高，副产物不能商品化，且需增加除尘负荷等，在某些场合限制了其应用。