半干法脱硫技术

关键词： 烟气 脱硫

半干法脱硫技术（精选十篇）

半干法脱硫技术 篇1

1 RCFB半干法烟气脱硫技术

回流式循环流化床烟气脱硫技术(RCFB)是德国WuIff公司在Lurgi公司烟气循环流化床(CFB)基础上开发出来的1种新技术,主要用于电厂锅炉的烟气处理[1]。单台可配锅炉容量为5 MW～300 MW。这种技术具有投资少、占地面积小、流程简单等优点。而且可在很低的钙硫比下达到与湿法脱硫技术相近的脱硫效率。RCBF技术可针对机组容量的大小和对排放物控制的要求,选用消石灰、生石灰、焦炭等作为吸收剂。对脱硫效率要求不超过70%～80%的机组,RCFB还可与炉内干法回流式,烟气循环流化床脱硫技术相结合应用于工程,且投资/效益比也十分有吸引力。

1.1 工艺原理及流程

RCFB工艺原理是来自锅炉的高温烟气进入流化床,经流化床底部的文丘里装置进入循环流化床吸收塔,与水和脱硫剂(消石灰)进行反应。烟气中的SO2,SO3等有害气体与脱硫剂发生化学反应生成CaSO4,CaSO3硫酸钙等而被脱除。

1.2 系统流程

回流式循环流化床烟气脱硫系统,主要由预除尘器、吸收塔、吸收剂再循环系统、后除尘器、工艺控制设备等部分组成,工艺流程见图1。从锅炉炉膛出来的烟气流经空气预热器,经冷风冷却到120℃～150℃,由预除尘器进行预除尘后,烟气再从底部引入吸收塔进行脱硫[2]。吸收塔底部设有烟气加速装置,烟气流过时被加速并与很细的吸收剂颗粒相混合。吸收剂与烟气中的SO2等有害物质发生反应,生成CaSO4,CaSO3等而被脱除。带有大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出,然后进入后除尘器,去除烟气中大部分固体颗粒。从除尘器出来的洁净烟气通过引风机由烟囱排入大气。除尘器除下的固体颗粒大部分通过除尘器下的再循环系统返回吸收塔,继续参加反应,固体物料循环倍率一般为120倍～150倍,大大提高了脱硫剂的利用率。少部分脱硫灰渣经灰渣输送系统送到渣仓。

1--回流式循环流化床;2--布袋/电除尘器;3--引风机;4--烟囱;5--消石灰库;6--灰斗;7--灰库

在RCFB吸收塔的设计中,烟气和吸收剂颗粒在向上运动时,有一部分烟气产生回流,形成很强的内部湍流,其设备见图2。当烟气上升到脱硫塔顶部时,固体颗粒在塔的上部产生强烈回流,加强了颗粒之间的碰撞和摩擦,不断暴露出新鲜的吸收剂表面[3]。内部湍流和固体颗粒回流增加了烟气与吸收剂的接触时间,提高了吸收剂的利用率和脱硫效率。吸收塔内产生的回流使塔内排出的含尘浓度大大降低。塔内回流的固体物量一般为外部再循环量的30%～50%,这样可减轻除尘器的负荷。烟气在进入吸收塔底部时要喷水,以降低烟温并增加烟气中的水分,这是提高烟气脱硫效率的关键。

1.3 控制措施

回流式循环流化床半干法烟气脱硫装置的控制主要通过3个部分来实现。

a)根据烟气中SO2的浓度来调节吸收剂喷入量;b)根据吸收塔的出口温度来调节RCFB吸收塔下部的喷水量;c)根据吸收塔进出口烟气压力降来控制再循环灰量。

1.4 工艺特点

工艺技术主要有以下特点[4]:

a)与常规的循环流化床及喷雾吸收塔脱硫技术相比,石灰耗量(费用)有极大降低;b)维修工作量少,设备可用率很高;c)运行灵活性很高,可适用于不同的SO2含量(烟气)及负荷变化要求;d)不需增加锅炉运行人员;e)由于设计简单,石灰耗量少,维修工作量小,投资与运行费用较低,约为石灰—石膏工艺技术的60%;f)占地面积小,适合新老机组,特别是中、小机组烟气脱硫的改造。

2 工程应用

德国Solvay化工联合企业自备电厂共有7台锅炉,其中,7号炉为煤粉炉,1983年投入运行。蒸汽参数为220t/h,13.5 MPa,525℃,配有1台四电场静电除尘器[5]。Solvay自备电厂锅炉运行参数见表1。

运行初期,曾发现因烟气湿度增大,粉尘结团,造成布袋除尘器堵死以及与烟气和副产品相接触的金属设备腐蚀现象。经分析,这些问题主要是运行不当造成的,如,雾化蒸汽时有停用,喷嘴损坏等。经采取一定的措施,如,在吸收塔雾化喷嘴上加装保护仪表,加装烟气增湿监测系统,对易腐蚀部位加保护涂层等,这些问题都得到了解决。

运行多年来,包括1995年底更换除尘器布袋在内,备件和易损件的费用不到烟气脱硫装置年投资费用的1%。

脱硫副产品用罐装车运至硫酸/水泥厂使用,亦可制成沙灰砖或作土地回填用。

3 结论

a)国外的RCFB半干法烟气脱硫技术已经很成熟,各项指标都能达到要求。但我国RCFB半干法烟气脱硫技术还处在研究及试运行阶段,需要结合我国国情,在消化吸收国外技术的基础上,加强此类技术的自主开发和推广应用力度。

b)RCFB半干法烟气脱硫技术,由于脱硫设备及占地面积小、脱硫系统简单、投资省(是湿法烟气脱硫系统投资额的50%)、效率高、技术成熟,有很好的应用前景。

总之,研究投资少,运行费用低,脱硫率和脱硫剂利用率高,副产品可利用,工艺先进,无污染的脱硫工艺和装置是今后半干法脱硫技术的发展趋势。

参考文献

[1]徐贤忠.高效回流式循环流化床烟气脱硫及除尘技术[J].电力环境保护,2002,18(2):30-33.

[2]李晓敏.回流式循环流化床烟气脱硫技术及其运行实例[J].电力环境保护,2004,20(3):5-7.

[3]薛寒冰.彭城电厂回流式循环流化床烟气脱硫系统及其运行分析[J].电力环境保护,2006,22(4):13-14.

[4]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京:化学工业出版社,2002.

半干法脱硫技术 篇2

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。

半干法脱硫技术 篇3

干法、半干法脱硫副产物是燃煤所产生一种新的固体废物。性质和成分与普通粉煤灰有很大差别。脱硫副产物含水率低（一般在2%以内）、粒径细（一般中粒径约为10μm~30μm），比粉煤灰更细。化学成分较复杂，硫和钙的含量高于粉煤灰，含硫矿物主要成分是半水亚硫酸钙，不同于石灰石湿法脱硫副产物含硫矿物成分为二水硫酸钙。干法、半干法脱硫副产物成分和性质受烟气来源、脱硫流程和运作的影响，目前缺乏有系统的研发。另外，由于亚硫酸钙的存在，副产物的稳定性也常被质疑。虽然如此，干法、半干法脱硫副产物在国内外己被利用。本文就副产物特性（性质和成分）与应用范围的关系，副产物利用现况及未来发展方向作如下的讨论。

一、讨论

干法、半干法脱硫是利用消石灰在高湿度吸收塔与烟气中二氧化硫反应脱硫，主要工艺有循环流化床烟气脱硫、旋转喷雾烟气脱硫和新一代干法烟气脱硫。应用范围包括火力发电厂、钢铁厂烧结机、循环流化床锅炉再脱硫及工业窑炉等。由于应用流程不同，副产物特性和利用也有所差异。副产物利用包括产业化及达到大规模中试已近产业化。

1.脱硫副产物特性与利用现况

火力发电厂

干法、半干法脱硫工艺在国内从21世纪初期开始应用于大小型发电厂（高达660兆瓦）烟气脱硫。脱硫吸收塔前多有预除尘设备。副产物主要元素成分是硅、铝、铁、钙、硫，主要矿物成分是半水亚硫酸钙、碳酸钙和粉煤灰(SiO₂，3Al₂O₃·2SiO₂)，次要矿物成分是消石灰 (Ca(OH)2) 和二水硫酸钙。粉煤灰含量与预除尘器有无和效率有关。副产物具有火山灰胶凝性，胶凝性与粉煤灰和消石灰含量有关。副产物粒径细，一般中位粒径低于30微米。

火力发电厂干法、半干法脱硫副产物在国内外己被广泛利用，利用范围包括筑路应用、矿区复垦、结

所含少量消石灰有关。建筑材料已有用在蒸压砖和加气混凝土制备，多与粉煤灰、矿渣或钢渣等配料混合使用。硅酸盐水泥缓凝剂与副产物亚硫酸钙含量有关。循环流化床锅炉再脱硫

干法、半干法脱硫工艺在国内从2007年开始应用于循环流化床锅炉烟气再脱硫。主要工艺是循环流化床烟气脱硫。脱硫吸收塔前多无预除尘设备，副产物中粉煤灰含量高，特别是煤矸石循环流化床锅炉。副产物主要元素成分是硅、铝、铁、钙、硫。矿物成分受循环流化床锅炉脱硫运作影响。主要矿物成分是氧化钙、无水硫酸钙和石英，次要矿物成分是消石灰、半水亚硫酸钙。副产物自身具有火山灰胶凝性。如含大量氧化钙，需要适当水化减少膨胀性。

循环流化床锅炉再脱硫副产物在国内外已被利用。利用范围包括矿区复垦，建筑材料，废物固化，硅酸盐水泥添加剂，硫铝酸盐水泥制造，陶粒生产和干粉砂浆等。矿区复垦，废物固化，陶粒生产和干粉砂浆与副产物自身胶凝性有关。硫铝酸盐水泥制造与副产物成分含铝、硫和钙有关。硅酸盐水泥添加剂与副产物含粉煤灰和硫有关。

针对国内有部分业主对干法脱硫副产物稳定性及微量重金属浸出性的质疑，干法脱硫副产物及其制品的稳定性及微量重金属浸出性，需要作更多深入的检讨。因为国外干法、半干法烟气脱硫工艺应用较早，副产物特性研发及利用资料较为充分，这方面资料可作借鉴及参考。

干法、半工法脱硫副产物综合利用示范项目，作为新技术市场推广难度大，新产品标准急需制定。这些工作需要投入大量的人力、物力和财力，需要国家相关部门提供更多的资金扶持和政策引导。国家对湿法脱硫石膏的利用有积极的扶持政策，但对干法、半干法脱硫副产物，没有相关明确政策扶持。

二、龙净发展及推动干法脱硫副产物利用

半干法脱硫技术 篇4

1 项目概况

内蒙古伊泰煤制油有限责任公司位于鄂尔多斯市准格尔旗大路工业园区。公司使用的锅炉为两台额定工况200 t/h, 压力9.81 MPa, 过热蒸汽温度540℃的循环流化床锅炉及其辅助设备和子系统, 正常工况下1开1备运行。原系统采用石灰石粉炉内脱硫, 烟气中的烟尘采用布袋除尘后达标排放。通过改造, 增加一套半干法炉外脱硫和布袋除尘系统。本改造工程于2013年9月30日送电, 10月25日单体调试完成, 11月27日完成烟气脱硫装置的整组调试。随后, 装置投入运行, 2014年3月9日至2014年3月15日进行了168 h测试。改造后综合脱硫效率达到90%以上, 且出口烟气SO2浓度要求不大于200 mg/m3, 符合GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》。

2 技术改造方案选择

目前, 锅炉烟气脱硫有湿法和半干法两种工艺路线。如果采取湿法脱硫工艺, 要对现有烟囱进行防腐处理, 大约需要1个月的时间完成。由于公司每年大检修时间只有15 d左右, 没有足够的时间进行湿法脱硫改造, 如停产改造会付出巨大的经济代价。如果不停产, 需要增加临时烟囱。烟囱防腐和临时烟囱会增加近千万元投资。经过考察与公司实际情况结合, 决定采用半干法脱硫技术。

3 流程简述

原锅炉设有内部喷钙装置, 用来在燃烧过程中降低燃料煤中的硫含量。烟气由锅炉引风机从烟道引出, 烟气已经由原有除尘系统收集大部分飞灰后进入FGD系统脱硫塔底部。脱硫塔底部为一套文丘里装置, 烟气流经时被加速。吸收剂通过一套气力输送系统在脱硫塔下部加入。在文丘里的出口设一套喷水装置, 喷入的雾化水使烟气温度降至65~90℃左右, 高速的烟气使水进一步雾化。增湿了的烟气与吸收剂相混合, 吸收剂与烟气中的SO2反应, 生成亚硫酸钙、硫酸钙等。带有大量固体颗粒的烟气从脱硫塔上部排出, 然后进入脱硫布袋除尘器。净化后的烟气通过引风机排入烟囱[1]。

半干法脱硫的化学原理是Ca (OH) 2粉末和烟气中的SO2和几乎全部的SO3、HCl、HF等在水分存在的情况下, 在Ca (OH) 2粒子的液相表面发生反应。在回流式烟气循环流化床内, Ca (OH) 2粉末、烟气及喷入的水分, 在流化状态下充分混合, 并通过Ca (OH) 2粉末的多次再循环, 从而实现高效脱硫。

4 主要设备及系统简介

4.1 脱硫塔

采用AEE公司循环流化床脱硫塔工艺。原系统烟气从脱硫塔底部通过文丘里管进入循环流化床吸收塔内。在文丘里管出口扩管段设一套喷水装置, 创造了良好的脱硫反应温度。

在自然界垂直的气/固两相流体系中, 在循环流化床状态下可获得相当于单颗粒滑落速度数十至上百倍的气/固滑落速度。由于SO2与氢氧化钙的颗粒在循环流化床中的反应过程是一个外扩散控制的化学反应过程, 通过气/固间大的滑落速度, 强化了气/固间的传质、传热速率和气/固混合, 从而满足了二氧化硫与氢氧化钙高效反应的条件要求。吸收塔的流化床中巨大表面积的、激烈湍动的颗粒, 为注水的快速汽化和快速可控的降温提供了根本保证, 从而创造了良好的化学反应温度条件, 使二氧化硫与氢氧化钙的反应转化为瞬间完成离子型反应。

4.2 除尘装置

脱硫除尘器采用福建龙净环保股份有限公司设计制造的布袋除尘器, 可满足本项目环保排放的要求, 达到工艺所要求的技术指标。

4.3 石灰消化和给料系统

生石灰经过储仓下的螺旋称的计量, 并和一定量配比的消化水进入消化器消化为消石灰粉, 生成的消石灰粉进入中间缓冲仓后送入熟石灰仓。

运行参数及消耗指标见表1和图1、2。

*烟气折标准状态, 全文同。

5 数据分析

(1) 在工况稳定的情况下进入脱硫塔的原烟气流量基本稳定在210 000 m3/h左右。在此工况下, 新增烟气脱硫设备的效率较为集中地分布在75%~85%之间。

(2) 烟气出口粉尘质量浓度最大值为24.75 mg/m3, 一般都能保持在14~16 mg/m3, 完全符合国家有关规定和环保要求。净烟气SO2质量浓度可以控制在200 mg/m3以下。

6 脱硫系统运行效果

系统运行稳定, 主要检测参数没有较大幅度波动, 控制、显示正常。塔内压差控制在2 000 Pa左右, 脱硫效率在75%~85%之间。外排SO2质量浓度小于200 mg/m3, 外排烟尘质量浓度小于30 mg/m3。

6.1 消化系统

消石灰给料部分下料连续, 消化水泵工作正常, 消石灰制备顺利。当压缩空气气源压力不稳定时, 会导致消石灰仓泵输送物料不及时, 影响二级消化器运行。终产物仓泵也会因气源压力波动遇到类似的问题。通过加强管理, 使压缩空气气源稳定, 保证装置稳定运行。

6.2 工艺水系统

工艺水泵运行正常, 喷嘴雾化效果良好, 工艺水回水调节阀动作灵活, 能达到对脱硫塔温度的灵敏调节。但水枪位置还存在问题, 导致塔内发生较为严重的挂壁现象和返料斜槽入口处堵塞等现象。通过不断摸索, 调整水枪位置, 找到了最佳位置, 已经解决。

6.3 物料循环系统

高压流化风机运行正常, 空气动力斜槽中返料良好, 出力满足要求, 返料调节阀能够对塔内差压良好控制。

6.4 吸收剂输送系统

消石灰仓顶除尘器完好运行, 输送喷射装置运行稳定下料流畅, 但消石灰输送管道管径较小, 偶有堵塞现象。通过对消石灰输送管道管进行改造, 彻底解决了这一问题。

6.5 外排灰系统

终产物仓泵运行正常, 运行中无泄漏、卡涩现象。

7 结论

炉内喷钙脱硫出口, 即炉外脱硫装置前二氧化硫质量浓度为800 mg/m3左右, 出口二氧化硫质量浓度小于200 mg/m3。炉内脱硫效率依据65%计算, 原烟气二氧化硫质量浓度为2 285 mg/m3左右。因此, “炉内+炉外”脱硫设施脱硫效率达到90%以上, 各污染物浓度均符合GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》要求限制。在炉内脱硫的基础上进行改造, 在不停产、不进行锅炉烟囱防腐和节约资金的基础上, 为企业烟气脱硫改造提供了很好的经验。

参考文献

干法脱硫工艺技术分析 篇5

摘 要：火电厂排放的二氧化硫形成的酸雨已严重危害人类的生存环境，国家强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置。但是，受技术和经济等条件的限制，必须发展脱硫率高、系统可利用率高、流程简化、系统电耗低、投资和运行费用低的脱硫技术和工艺。在这种形势下，干法脱硫工艺应运而生。为此，结合国内外目前比较成熟、大型商业化运行的几种干法、半干法脱硫工艺，分析了干法、半干法脱硫工艺在大型化发展、控制调节、预除尘器和脱硫除尘器设置的技术要点，最后指出干法脱硫工艺具有广阔的应用前景。

关键词：烟气脱硫；干法脱硫工艺;技术要点；前景

1烟气脱硫技术的发展和现状

世界上烟气脱硫技术的发展经历了以下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。

由于技术和经济上的原因，一些烟气脱硫工艺已被淘汰，而主流工艺，如石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、炉内喷钙加炉后增湿活化、喷雾干燥法、气体悬浮吸收脱硫工艺（GSA）以及改进后的NID却得到了进一步的发展，并趋于成熟。这些烟气脱硫工艺的优点是：脱硫率高(可达95%以上)；系统可利用率高；工艺流程简化；系统电耗低；投资和运行费用低。从20世纪90年代开始，中国先后从国外引进了各种类型的脱硫技术，建成了6个示范工程项目，涉及湿法、半干法和干法烟气脱硫技术，见表1。



本文根据几种干法、半干法脱硫工艺的基本原理，对干法工艺的几个重要方面进行分析。

2脱硫塔大型化的要点

2.1尽量使用单塔脱硫

随着机组容量的增大，脱硫塔的直径也随着增大。在能使用单塔的情况下，尽量不要使用双塔和多塔，因为单一吸收塔技术提高了系统的可靠性和脱硫率，而且初期投资费可降低30%～50%。脱硫副产品回收利用的研究开发，也拓宽了其商业应用的途径。

2.2脱硫塔大型化的主要问题

脱硫塔大型化最主要的问题是要保证塔内流场中温度的均匀性和调节的灵敏性。

a)塔内流场中温度均匀性的要求

在塔的高度方向的各个断面上，各点的温度趋于一致，不能有高、低温差异太大的情况出现。因为高温处的SO2吸收反应效果较差，高温时吸收剂的活性较小，反应温度与烟气露点温度的差值较大（AST），反应率就低；而低温处，尤其出现低于露点温度，即AST＜0时，容易出现局部的结露、粘连和筒壁腐蚀，这就是为什么有些脱硫工艺需要在反应塔内加装内衬的原因，其实，这种情况的危害性较大，反应塔可以通过内衬防腐，但烟气下游的设备和烟气管道却难以防腐，且花费较大。

b)脱硫塔调节的灵敏性要求

随着负荷、工况的变化，各参数的负荷应变时间短，较少滞后，使脱硫效率随着工况的变化而变化，从而保证各种工况下脱硫率稳定。 2.3循环流化床烟气脱硫塔

为保证脱硫反应塔温度的均匀性和调节灵敏性，要求塔内有良好的传质特性。物料的传质往往比传热更重要，而且能更快达到更好的效果，单纯的传热速度较慢，而且热力场有热力梯度，很难使各点的温度在短时间内很均匀，利用循环流化床的原理而设计的脱硫塔，在这一方面比较能够达到这一要求，它使反应塔内的传热传质非常强烈。 2.3.1循环流化床脱硫塔的特点

根据循环流化床原理而设计制造的脱硫反应塔，其烟气进入反应塔底部时，塔内文丘里的加速，将喷入塔内的吸收剂和循环回流的物料吹起，形成沸腾床体，气体和物料无论处于流化床的过渡段还是稳定段，都处于强烈的紊流状态，物料之间的碰撞、摩擦、反应、传热等物理化学过程非常强烈，任何工况变化所引起的波动都会在这个强烈的传热传质状态下迅速达到新的平衡。这样，布置在塔顶的温度测点产生假信号或几个测点的温度信号不一致而使控制系统无法及时进行各种物料的调节的可能性大为减少，同时也使脱硫设备出现低温、结露、腐蚀的概率大为减少。

2.3.2回流式循环流化床烟气脱硫塔的特点

尤其是德国WULFF公司的回流式烟气循环流化床（RCFB），其独特的流场和塔顶结构设计，在RCFB吸收塔中，烟气和吸收剂颗粒的向上运动中会有一部分因回流（Reflux）而从塔顶向下返回塔中。这股向下的回流固体与烟气的方向相反，而且，它是一股很强的内部湍流，从而增强了烟气与吸收剂的接触时间。实际上可以认为这是一种与外部再循环相似的内部再循环。在内部再循环的作用下，RCFB工艺的脱硫效率得到了优化。也许很多脱硫工艺都很难避免腐蚀情况的出现，但这种概率和趋向则可以把握。 2.4脱硫塔内烟气湿度的控制

温度的控制，实质上是对烟气湿度的控制。脱硫工艺中，烟气的湿度对脱硫效率的影响很大。例如炉内喷钙尾部增湿工艺，其炉内喷钙脱硫效率为25%～35%，尾部增湿效率为40%～50%，总效率为75%左右，这说明了烟气湿度对脱硫效率的影响。在相对湿度为40%～50%时，消石灰活性增强，能够非常有效地吸收SO2，烟气的相对湿度是利用向炉内给烟气喷水的方法来提高。半干法烟气脱硫工艺中，水和石灰以浆液的状态注入烟气，浆液中固态物的质量分数为35%～50%，而干法脱硫工艺，如RCFB和NID，加入的水量相同，但水分布在粉料微粒的表面，用于蒸发的表面积很大。烟气湿度的提高，可以使烟气脱硫操作温度接近或高于露点温度10～20 ℃(实践中，这一温度范围为65～75 ℃)，激活消石灰吸收SO2。SO2是烟气中反应较慢的成分，保持床温接近露点温度（即较高的相对湿度），可以保持微粒表面的湿膜有较长的停留时间，促进SO2和Ca2化学成分之间的反应，使吸收的程度和石灰的利用率达到最佳。SO3和卤化酸类（HCl、HF等）的酸性比SO2强，所以SO3，HCL，HF成分在装置中的去除率达99%，因其活性强，几乎能全部与SO2同时被吸收，适量的卤化酸类因钙的吸湿性、因雾滴在湿润环境中的干燥时间较长，有助脱除SO2，这也是采用接近露点温度的另一好处。

3干法脱硫工艺的运行调节

干法脱硫工艺的系统控制和调节主要取以下3个信号，用以前馈或反馈到各个调节回路，相互配合，达到脱硫的最佳工况条件，保证脱硫的效果。3.1控制好脱硫塔内的温度及高度重视塔内的加水方式

a)监测脱硫塔内的温度，以此来调节喷水系统的开度和喷水量的大小，保持适当的AST值，使床温在各种负荷和工况条件下，烟气的酸露点温度始终保持在较高处，这样，吸收剂的活性最佳，能够较好地捕捉SO2，并发生化学反应，提高脱硫率。

在大型化商业运行的脱硫塔中，温度的控制是比较困难的，它是制约脱硫装置大型化发展的主要因素之一。当脱硫塔直径越来越大时，要各个大面积截面上的温度保持均匀性，需采取大量的有效措施，目前，干法、半干法脱硫装置还没有在较大容量机组上使用的业绩，与此有很大关系。较为成熟的脱硫技术，如旋转喷雾法，GSA法，其单塔容量一般都在100 MW机组以下，单塔直径4 500 mm以下，而NID法则做得更小一些。各国公司都在围绕干法、半干法脱硫装置大型化发展进行开发和研究，德国WULFF公司利用流化床和带内回流的循环流化床技术（RCFB），在解决传热传质这一问题上，取得了一定的成绩，效果明显。目前，RCFB单塔用于奥地利1台300 MW机组烟气脱硫并获得成功。

b)给脱硫塔内加水的方式颇为讲究。在旋转喷雾，GSA半干法中，由于吸收剂以浆液形式喷入时带有水，运行时又需加调节，造成由温度信号而引起的水路调节变得复杂化，因为在喷浆工艺中，所加入的水与吸收剂的量有比例关系，使喷水调节受其它因素影响。NID法的水完全与吸收剂、再循环料一道加入反应塔（视垂直烟道为反应塔）。RCFB法吸收剂直接以干粉形态喷入，水路另外单独喷入，就喷水调温而言，RCFB法显然要更方便一些。 3.2监测SO2排放量

监测SO2排放量信号，用于调节脱硫剂的加入量。当SO2排放量较大时，就应加入更多的吸收剂去吸收更多的SO2；当SO2的排放量较小时，就应减少吸收剂的使用，使系统运行经济合理，降低成本。3.3监测吸收塔的压降

监测吸收塔的压降，用于调节再循环量的大小，使脱硫渣的循环量和循环次数控制在设计范围之内，这样既可控制下游脱硫除尘器的入口灰尘的质量浓度和烟囱烟尘质量浓度的排放，又可提高吸收剂的利用率，降低碱酸比。

控制这三个监测量及其相关的信号去调节各运行回路，使脱硫系统的运行达到最优化，这是干法、半干法脱硫工艺控制系统的基本要求。就控制的灵敏性、可靠性而言，如果三个控制回路能完全独立，各行其是，互不影响则最理想，而RCFB技术的控制原理最能符合这一要求，由于其吸收剂、水和脱硫渣的再循环是独立加入到脱硫塔的，这样就避免了其它工艺三者的互相牵连，避免了增加脱硫剂时附加了水而使温度下降或加水降温时附加了脱硫剂，从而增加再循环量而增大碱酸比的情况。当然，以上三个参数总是相互影响、协同调节的，但三路系统的参数分别调节，会更方便灵活一些。

4预除尘器设置的探讨

对于是否使用预除尘器，很多文献或资料并没有详细说明。据国外一些资料指出，一般干法或半干法都设有预除尘器，但国内很多电厂没有设预除尘器。不设预除尘器，笔者认为起码会影响以下2方面。 4.1不利于燃料灰和脱硫灰的再循环

根据计算，锅炉燃煤产生的燃料灰的量比较多，而用于脱硫产生的脱硫灰的量比较少，通常前者是后者的三倍左右。以200 MW机组为例，耗煤量约95 t/h，产生的燃料灰约22 t（灰分的质量分数以25%计），而脱硫灰量（硫的质量分数以0.85%计）约7 t；以300 MW机组为例，耗煤量约140 t/h，产生的燃料灰约32 t，而脱硫灰量约11 t。这就是说，如果没有预除尘器，当脱硫灰和燃料灰混在一起再循环时，将有75%的再循环物是燃料灰，而这些大量的燃烧灰对提高脱硫率和降低碱酸比值并没有帮助，还会减少吸收剂、脱硫灰与SO2的接触，消耗动力，增大反应塔容量；由于再循环量变大，还会提高烟气喷射的初始速度以达到同样的流化状态，这一初始速度的提高，还会带来以下2个问题：

a)减小烟气在塔内的停留时间，使气体很快通过吸收塔，降低了塔内的反应率，将部分脱硫反应留在了下游设备中。

b)一般燃料灰比脱硫灰要粗一些，燃料灰的平均粒径大致为15μm±5μm，脱硫灰的平均粒径大致为10μm±5μm；燃料灰的体积质量一般为700～1 000 kg/m3，而脱硫灰的体积质量一般为500～1 000 kg/m3，烟气流速的加大，将大量的细微粒带出了反应塔，不利于吸收剂的有效利用，影响了碱酸比。 4.2影响脱硫塔下游的脱硫除尘器

是否设置预除尘器，对脱硫塔下游的脱硫除尘器会产生较大的影响。如果没有预除尘，大量燃煤灰混在脱硫灰中一起循环，使得循环量变大，脱硫除尘器的入口质量浓度也随之增大，在除尘器排放指标一定的情况下，脱硫除尘器的入口质量浓度是有限度的，太高的入口粉尘质量浓度也会使除尘器的造价上升，这样势必减少循环次数，降低吸收剂利用率，使碱酸比值变大。如果有预除尘器，这一情况将得到改善。这就可以解释GSA，NID脱硫工艺，在没有预除尘器时，循环次数只有30～50次；而CFB，RCFB脱硫工艺，由于设置了预除尘器，循环次数就可以达到100～150次。

5脱硫除尘器的设置

干法、半干法脱硫用的除尘器有别于火力发电厂的常规除尘器，大型火力发电厂一般1台炉配2台除尘器，而脱硫装置如果是配单塔脱硫，则通常只配一台除尘器。除了设备数量的不同使得脱硫除尘器变大外，其差别还主要在于除尘器入口质量浓度的不同。火力发电厂所配除尘器的入口质量浓度通常在35 g/m3左

3右（标准状态），若烟尘排放标准以200 mg/m计（标准状态），则效率通常为99.4%左右，而脱硫除尘器的入口质量浓度由于脱硫渣的多次再循环而变得很大，3通常达到0.6～1 kg/m（标准状态）。要达到相同的排放质量浓度，除尘效率通常要求达到99.97%以上。如使用RCFB技术的广州恒运集团公司的以大代小1×210 MW机组的烟气脱硫系统，脱硫除尘器的入口质量浓度为800 g/m3（标准状态），除尘效率要求达99.975%；使用NID技术的浙江巨化股份有限公司的230 t/h烟

3气脱硫用除尘器的入口质量浓度为1 kg/m（标准状态），除尘效率要求达99.98%。凡利用循环技术进行干法、半干法脱硫的工艺，其脱硫除尘器的入口质量浓度都很高。如GSA，NID等工艺，由于循环量较大，一般循环次数为30～40次时，脱

3硫除尘器的入口质量浓度便达到了1 kg/m（标准状态）。如采用预除尘器，由于再循环量减少了大约70%，其循环次数在100～150次左右时，脱硫除尘器的3入口质量浓度可达到600～800 g/m（标准状态），如RCFB工艺。对于高粉尘质量浓度的除尘器，国外有用布袋式的，也有用静电式的。由于布袋除尘价格较高，检修强度较大，更换频率快，且系统压降较大，厂用电高，我国趋向于使用静电除尘器。静电除尘器处理高质量浓度粉尘在结构上有其特殊的地方，各种工艺所采取的办法也不尽相同，如GSA工艺，在烟气进静电除尘器之前，先通过旋风分离器进行机械预除尘；NID脱硫工艺，在静电除尘器上加一段机械预除尘和小灰斗；lurgi公司采用上进气方式，通过烟气回转折流预除尘；德国WULFF公司在进口及第一电场采取预除尘措施的同时，又在振打清灰，改善放电极线形式，加大放电强度，提高放电电流强度，防止二次飞扬等方面做工作，并取得了较好的效果，获得了很高的除尘效率。尽管脱硫除尘器的入口质量浓度很高，但由于脱硫灰分的组成主要是钙的化合物，不会有燃煤灰中的Al2O3和游离SiO2等难以捕捉的物质，且脱硫灰的粉尘较细、比电阻较小，含湿量相对高一些、温度较低等因素，还是对除尘有利。但是，脱硫除尘器是干法、半干法脱硫工艺一个非常主要的设备。因为不仅有部分脱硫反应在除尘器中完成，而且除尘器还与脱硫塔的再循环联系在一起。严格意义上讲，脱硫除尘器是干法、半干法脱硫工艺的一个组成部分，与脱硫塔密不可分，实际上，国外所讲的干法脱硫工艺系统，就包括了脱硫除尘器。

6结论

由于干法脱硫工艺在占地、造价、操作、调节、维护、副产品无二次污染等方面的优点，这种工艺越来越受到业主方的广泛青睐。现在各国都在积极研究干法脱硫技术，并使之逐步向设备大型化、系统简单化、控制自动化发展，所以国内干法、半干法应用的比例也在逐步提高。随着对干法脱硫工艺的深入认识、研究和改进以及对脱硫灰综合利用的开发，干法脱硫工艺将会有更加广阔的应用前景。

参考文献

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半干法脱硫技术 篇6

循环流化床半干法烟气脱硫技术, 经过技术引进后的完善改进, 在脱硫效率上已经有了极大的提升, 由当初引进时的85%提升到了95%以上。与目前研究应用较多的氨法脱硫技术相比, 循环流化床半干法烟气脱硫技术不产生新的 (NH4) 2SO3气溶胶污染和氨泄漏等问题, 同时具有投资少, 运行费用低, 容易循环回收利用等优点, 特别适用于国内为数众多的燃用中低硫煤锅炉和高钙灰锅炉的烟气脱硫工程改造, 具有广泛的应用前景。

2 半干法脱硫工艺特点

根据实际工程运行经验及与湿法脱硫工艺对比可知, 半干法脱硫工艺特点如下:

(1) 利用锅炉排出烟尘中含有的大量未完全反应的Ca O作为吸收剂, 大幅度降低了运行成本, 符合循环经济的要求。循环流化床锅炉排出的飞灰中含有约30~50%未反应的Ca O, 随烟气进入流化床塔内, 在脱硫工艺注水的作用下, 利用烟气流化床所特有的高密度和激烈湍动的颗粒床层所形成的高传质传热速率, 迅速消化生成Ca (OH) 2, 并与烟气进行高效脱硫反应。先脱硫后除尘, 烟温降低、烟气化学侵害能力大幅度减弱, 滤袋寿命大幅度延长。另外, 利用滤饼层还帮助提高了脱硫效率。

(2) 由于循环流化床反应塔, 具有SO2, SO3, HCI, HF等多组份污染物净化能力。因此, 经流化床塔净化后的烟气, 大大降低了对布袋除尘器滤料的化学侵害, 进一步延长了滤袋的使用寿命。

(3) 烟气循环流化床干法脱硫的烟囱及烟道可以不需要防腐。循环流化床干法脱硫塔内激烈湍动的高密度颗粒床层所形成的巨大吸附表面积, 几乎脱除所有SO3, HCI, HF等酸性气体。因此, 整个脱硫系统及后续的烟囱无需任何防腐, 不但大大节约烟囱防腐的投资, 还避免了因烟囱实施防腐出现问题而导致的锅炉机组停运的损失。

(4) 节约水资源。对于燃煤电厂, 烟气循环流化床脱硫工艺的操作温度高于湿法脱硫工艺20℃以上, 可较湿法脱硫节水35%左右。特别是, 当烟气中含水量高时, 节水更加明显。另外, 通过添加少量的节水剂, 进一步激活烟气中的水含量, 可延长吸收剂Ca (OH) 2表面的液膜存续时间, 大幅度提高脱硫效率, 实现高度节水。这一节水技术的开发对我国富煤缺水地区, 特别是缺水地区建设大型煤电一体化基地意义重大。

3 循环流化床半干法烟气脱硫相关概述

3.1 烟气脱硫基本原理

吸收过程:碱性脱硫剂+SO2=亚硫酸盐;氧化过程:亚硫酸盐+O2=硫酸盐。碱性脱硫剂吸收SO2, 先反应形成亚硫酸盐, 再加氧, 氧化成为稳定的硫酸盐, 然后将硫酸盐加工成所需产品。

3.2 烟气脱硫脱硫方法

烟气脱硫的技术方法种类繁多。以吸收剂的种类为标准, 可分为钙法、氨法、镁法、钠法、有机碱法、活性炭法和海水法等。目前使用最多是钙法, 氨法次之。钙法有石灰石-石膏法、喷雾干燥法、炉内喷钙法, 循环流化床法、炉内喷钙尾部增湿法和GSA悬浮吸收法等, 其中用得最多的是石灰石-石膏法。氨法包括硫按法、联产硫钱和硫酸法和联产磷按法等, 以硫按法为主。按工艺特点又主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。

3.3 烟气脱硫技术介绍

3.3.1 石灰石-石膏法

该工艺技术成熟, 效率高, 钙硫比低, 运行可靠, 操作简单。但脱硫及后续除尘均在湿式环境下, 系统存在腐蚀、结垢及堵塞等问题, 且有废水产生。脱硫产物的处理比较麻烦, 烟温降低不利于扩散, 传统湿法的工艺较复杂, 占地面积、整体投资及运行成本高。

该技术主要适用于燃用中、高硫煤的热电厂烟气脱硫。锅炉烟气污染物达到超净排放标准的协同治理技术路线一般为:低氮燃烧器、烟气脱硝装置+烟气冷却器+低低温电除尘器+高效除尘的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置+湿式电除尘器+烟气再热器+烟囱。其工艺示意图如图1所示。

3.3.2 氨法

该工艺采用碱性较强的氨水作为吸收剂, 与钙基吸收剂相比, 脱硫效率高、操作弹性大。脱硫副产品硫酸铵是1种常用肥料, 可弥补部分运行费用。氨水和硫酸按溶液处在1个封闭的循环回路中, 不产生任何废水等二次污染, 可协同脱除部分NOX, 但氨易挥发, 首先要解决氨逃逸问题。另外易形成亚硫酸钱气溶胶也是氨法烟气脱硫技术的短板。

该技术适用于中、高硫煤的煤粉炉, 特别适用于合成氨等化工企业锅炉烟气脱硫。锅炉烟气污染物达到超净排放标准的协同治理技术路线与石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术类似。

3.3.3 循环流化床

该技术又被称为循环流化床半干法烟气脱硫技术即CFB技术, 以循环流化床原理为基础, 不但具有干法脱硫工艺的优点, 如流程简单、占地少、投资少、不需烟气再热系统、可去除重金属和SO3、副产品为干态可综合利用等, 而且还能在很低的钙硫比条件下, 达到湿法工艺的脱硫率。锅炉烟气污染物达到超净排放标准的协同治理技术路线一般为:低氮燃烧器、烟气脱硝装置+循环流化床半干法脱硫除尘一体化超净排放技术。

该技术特别适用于循环流化床锅炉的烟气二次脱硫。20世纪80年代中后期, 德国Lurgi公司研究的循环流化床烟气脱硫工艺 (干法) , 以循环流化床原理为基础, 通过脱硫剂的多次再循环, 使脱硫剂与烟气接触时间增加, 一般可达30min以上, 从而提高了脱硫效率和脱硫剂的利用率。它不但具有干法脱硫工艺的优点, 如流程简单、占地少、投资小及副产品可综合利用等, 而且还能在很低的钙硫比[m (Ca/S) =1.2~1.5]条件下, 达到湿法工艺的脱硫效率 (93~97%) 。循环流化床烟气脱硫是一种适合我国国情的脱硫技术, 它不仅适合大型, 而且对中小型工业锅炉的SO2污染治理也是一种理想的方法。而我国云南小龙潭发电厂引进FLS公司的GSA工艺已在1台100MW燃煤机组上投入运行。Wulff公司的RCFB工艺也在广州恒运集团公司的1台210MW机组上投入运行。LLB公司正与有关公司商谈, 拟在1台300MW的燃煤机组上建设CFB脱硫工艺。

3.3.4 NID技术

NID技术即是所谓的干法烟气脱硫技术, 其应用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂来脱除烟气中的SO2。干法烟气脱硫定义:喷入炉膛的Ca CO3高温煅烧分解成Ca O, 与烟气中的SO2发生反应, 生成硫酸钙;采用电子束照射或活性炭吸附使SO2转化生成硫酸氨或硫酸, 统称为干法烟气脱硫技术。NID烟气脱硫工艺的独特之处在于将水均匀分配到消石灰和循环灰粒子表面, 使其水分含量增加到5%, 既有较好的流动性, 又克服了传统半干法烟气循环流化床脱硫工艺可能出现的粘壁问题。其中CFB技术与NID技术之间的对比如表1所示。

4 循环流化床烟气脱硫超净排放技术

4.1 技术优势

循环流化床烟气脱硫工艺又称之为GSA法烟气净化系统, 其是以循环流化床原理为基础, 以干态消石灰粉Ca (OH) 2为脱硫剂, 通过脱硫剂的多次循环, 使脱硫剂与烟气接触时间增加, 一般可达30min以上, 从而提高了脱硫率和脱硫剂的利用率。

4.2 反应过程

循环流化床脱硫塔内的化学反应非常复杂, 增湿的烟气与喷入的消石灰吸收剂强烈混合, 烟气中大量的SO2和极少量的SO3与Ca (OH) 2反应生成Ca SO3和Ca SO4, 部分Ca SO3与烟气的过剩氧生成Ca SO4。一般认为消石灰、工艺水和燃煤烟气同时进入流化床中。烟气中的CO2, SO3, HCl和HF等酸性气体也会同时被Ca (OH) :脱除, 而且SO3和HCl的脱除率高达95%, 远大于湿法脱硫工艺中SO3和HCl的脱除率, 总反应为:

4.3 工艺原理及流程

典型GSA法烟气净化系统原理图如图2所示。该系统由脱硫剂制备、脱硫塔、脱硫剂再循环和布袋除尘器组成。经脱硝工艺完成NO、脱除后, 未经或经除尘后的烟气从脱硫塔下部进入, 脱硫塔下部为文丘里管, 烟气在喉管得到加速, 在渐扩段与加入的干消石灰粉和喷入的雾化水剧烈混合, 在塔内烟气与流化状态的脱硫剂充分接触, 在喷水降温共同作用下, 烟气中SO2, SO3, HCl和HF等酸性气体被完成反应脱除, 再经过旋风分离器及布袋除尘器, 最后通过引风机从烟囱排出。同时, 湍动流化床塔内, 烟气中细微粉尘颗粒和重金属汞等物质通过凝并作用, 汇集成较粗颗粒, 进入后级配套布袋除尘器后, 利用织密滤袋及表面滤饼层过滤脱除。脱硫剂为生石灰消化后的消石灰, 经螺旋给料机按给定的钙硫比连续加入。布袋除尘器除下的一部分脱硫灰经循环灰斗和螺旋给灰机进入反应器中再循环。在文丘里管中有喷水雾化装置, 通过调节水量来控制反应器内温度。

4.4 技术应用

脱硫技术的成熟程度是具体工程选择的重要依据之一, 只有成熟的、已商业化运行的系统才有可能保障今后运行的可靠性, 所以选择脱硫技术时必须考虑该脱硫技术装置的运行业绩, 一般要求在同类相当规模的锅炉上至少有2a及2台以上的运行经验。

5 结语

总而言之, 在脱硫工程建设中, 脱硫技术种类繁多, 项目的具体情况决定一种脱硫技术的适应性, 项目所在地的环保法规、环境状况、环境容量与外部资源、燃煤锅炉的容量、硫分、副产品处置、建设难度等重要因素决定了脱硫技术的选择。因此, 脱硫技术的选择除考虑脱硫工艺自身技术因素外, 还要根据项目的具体要求, 因地制宜、因厂制宜, 选用最适用的工艺。

参考文献

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[2]丁彩丽, 焦志波, 刘立考.循环流化床半干法烟气脱硫超净排放技术分析[J].西部煤化工, 2015 (2) :32~34.

半干法脱硫技术 篇7

随着玻璃行业的快速发展, 污染物排放也日趋严重, 目前已成为大气污染物一大污染源。玻璃窑炉废气污染物主要以二氧化硫 (SO2) 、氮氧化物 (NOx) 、粉尘为主, 其中二氧化硫和氮氧化物是形成酸雨的主要污染物。

目前, 玻璃行业主要有平板玻璃和日用玻璃两大类。我国玻璃行业污染物排放执行的国家标准是《工业炉窑大气污染物排放标准》 (GB9078-1996) , 同样适用于日用玻璃行业。标准中对二氧化硫和烟尘等的排放浓度均有明确的规定, 而NOx暂未有明确的规定。因此, 脱硫除尘在日用玻璃行业废气处理过程中是必不可少的途径, 而玻璃窑炉脱硫除尘工艺的选择是关系到废气处理效果能否达标, 同时也关系到企业能否稳定和健康发展。

2 日用玻璃窑炉烟气特点

在日用玻璃行业中, 根据目前大多数的玻璃企业的生产规模及燃料使用情况, 玻璃窑炉熔化面积从30 m2~150m2不等, 燃料多为天然气、燃油、煤气、碳粉等。窑炉排放的烟气温度一般在450℃~500℃, 污染物二氧化硫浓度在200 mg/m3~3000mg/m3, 其浓度取决于所用燃料的种类及其含硫率、原料配料中芒硝的使用量及燃料燃烧时生成的烟气量, 产生的粉尘粒径小, 黏结性较强。

3 NID半干法脱硫除尘一体化工艺介绍

目前国内外在玻璃行业中脱硫工艺可分为三种, 即湿法脱硫、半干法脱硫、干法脱硫。新型NID脱硫除尘一体化技术是法国ALSTOM公司在传统的半干法脱硫技术的基础上, 改良出的新一代干法烟气脱硫技术, 该系统具有占地面积小、效率高、运行灵活等特点。其与袋式除尘器配合使用, 能够达到高效的脱硫和除尘效果。

3.1 NID脱硫技术的工作原理

NID脱硫技术的工艺原理是一般利用生石灰, 即Ca O粉沫作吸收剂, 粉沫表面经增湿后与烟气中的SO2反应, 从而达到去除的效果, 反应式为:

NID脱硫工艺常用的脱硫剂为生石灰Ca O粉沫, 生石灰在消化器中经喷淋雾化水消化成Ca (OH) 2粉沫, 经消化得到的消石灰Ca (OH) 2具有极好的反应活性。然后这些消石灰与从除尘器及沉降室除下的大量的循环灰相混合进入增湿器, 在此加水增湿使混合灰的水分含量从1%增湿到5%左右, 然后以流化风为动力借助导向板进入直烟道反应器。由于在反应器内具有很大的蒸发表面, 水分蒸发很快, 烟气相对湿度很快增加, 而经余热锅炉后的烟气温度也从166℃左右冷却到95℃左右, 形成较好的脱硫工况, 从而除去烟气中的SOX等酸性气体分子。最终产物脱硫灰则由气力输送装置送至灰库存储, 再用罐装车运走。

3.2 NID脱硫技术的工艺流程

从余热锅炉来的未处理的热烟气进入到NID反应器的过程中, 经历了气体分散剂, 自由流体接触, 飞灰和石灰粉末喷湿等阶段。它的组成物被粉末中的碱性组分快速吸收。与此同时水蒸发使烟气温度到达SO2的最佳吸收温度。气体分布、粉末流速和分布、增湿水量的有效控制确保了SO2最适宜脱除率的最佳条件。脱硫后的烟气进入除尘器, 在这里烟气中的粉尘被脱除。除尘器出口的烟气由引风机输送到烟囱。收集下来的固体颗粒通过增湿系统再循环到NID系统。漏斗控制粉末掉到残渣斗, 以便进一步处理。

4 工艺应用实例

某玻璃厂其中5条燃油玻璃窑炉于2011年建成的NID脱硫除尘设备, 运行至今稳定且处理效率高。

4.1烟气工况:烟气流量:5条窑炉合并后140000Nm3/h;烟气温度:300℃~400℃;系统入口SO2浓度范围:≤3000mg/Nm3;系统入口烟尘浓度范围:≤2000mg/Nm3

4.2执行的排放标准:SO2:≤850mg/m3;烟尘:≤200mg/m3

4.3处理效果:实测数据:SO2:≤100mg/m3;烟尘:≤50mg/m3;脱硫率:长期稳定在90%以上。

该脱硫除尘设备投入运行后, 烟尘、SO2排放量大幅度消减。大大改善了企业周边的大气环境, 同时对完成了当地政府SO2的排放总量消减计划做出了巨大的贡献, 也得到当在居民的一致好评。不单覆行环保职责与社会责任, 而且在同行业中也起到了非常好的带头作用。

5 结语

鉴于目前脱硫市场上设备种类繁杂, 技术良莠不齐。国内引进的ALSTOM技术NID脱硫除尘工艺是一个比较成熟可靠的工艺, 在日用玻璃行业的烟气处理中, 引进NID脱硫除尘工艺, 不但能稳定保证污染物达标排放, 而且为企业健康发展提供有利的条件。

参考文献

[1]工业窑炉大气污染物综合排放标准 (GD9078-1996) [S].

半干法脱硫技术 篇8

1 循环流化床干法脱硫工艺简介及节水背景

长期以来, 由于种种原因, 我国大型燃煤机组, 特别是600MW及以上机组的烟气脱硫, 单一依赖高耗水、高耗能的石灰石/石膏湿法工艺。石灰石/石膏湿法脱硫工艺在低硫煤的烟气脱硫治理上技术经济性较差, 严重影响了我国富煤低硫缺水地区的煤电一体化基地的建设。循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺具有节能、节水、环保等特点, 在富煤缺水地区得到了越来越广泛的应用。

循环流化床干法脱硫 (CFB-FGD) 是一种新型成熟的脱硫工艺。该工艺以循环流化床原理为基础, 以生石灰或消石灰为脱硫剂, 去除烟气中的SO2、SO3、HCl、HF、重金属等有害物质。通过控制物料与烟气的接触时间, 可获得90%~98%的稳定脱硫效率及99%以上的SO3、HCl、HF脱除效率。

为了提高脱硫效率, 吸收塔内需要喷入一定量的工艺水, 塔内喷水使脱硫除尘后的清洁烟气含水量 (体积分数) 增加至18%左右, 温度降至75℃, 最后经过烟囱直接排到大气, 带走大量的水蒸气, 对于1台330MW机组, 吸收塔内每小时喷水量为40t左右, 相当于排烟每小时带走40t的水蒸气。考虑西北地区水资源匮乏, 采用一种冷凝换热器对高含水量的净烟气进行降温冷凝, 并对冷凝水进行回收利用, 实现节水目标。

2 高含水分烟气特性

表1为1台330MW机组的锅炉烟气经过循环流化床干法脱硫工艺之前以及之后的烟气参数。

从表1中可以看出, 脱硫后的净烟气温度较低, 含水量较高, 若采用冷凝换热器对其进行降温至露点温度, 将有大量冷凝水析出。另外, 脱硫后的烟气酸性气体和粉尘的含量极低, 不会对换热器造成低温腐蚀和堵塞等问题。

3 高含水分烟气的冷凝特性

3.1 传热及传质分析

本文所研究的烟气冷凝是属于含有大量的不凝性气体的混合气体的凝结, 其中水蒸气的体积含量约为18%, 而不凝性气体的体积含量为82%。混合烟气的总压力等于蒸汽分压力和不凝性气体分压之和, 当含有不凝性气体的蒸汽与低于其露点的冷却壁面接触时, 紧靠壁面的蒸汽分压力降低, 而不凝性气体分压力增大。不凝性气体逐渐积聚在液膜外面形成不凝性气膜, 蒸汽分子必须靠扩散穿过这层气膜才能达到液膜表面进行凝结。因此它既不同于纯蒸汽的冷凝换热, 也不同于含有少量不凝性气体的蒸汽冷凝换热, 也不同于空冷器中的凝露, 我们称它为高水分烟气对流冷凝换热, 换热情况必须考虑大量不凝性气体的存在及其影响。

在烟气冷凝过程中, 烟气一般以过热状态进入, 当换热器中的管壁面温度低于烟气的露点温度时, 冷凝发生, 管壁面被湿润。这个表面被气体界膜包围, 烟气中的水蒸气, 通过这个气体界膜扩散到管表面上冷凝。烟气中的潜热和显热通过这个气体界膜和冷凝液膜, 传给换热管。在烟气从入口到出口的过程中, 水蒸气不断被冷凝下来, 放出热量, 使烟气的组成、物性参数等不断发生变化, 其放热系数也在不断的变化, 在这个过程中同时还伴随有传质发生, 整个传热传质过程非常复杂。

3.2 冷凝过程

烟气中水蒸气的珠状凝结大致可归纳为3个过程 (图1) 。

(1) 水蒸气在凝结核心开始凝结形成微小液珠并进一步长大。此过程为凝结初始形成过程, 即核化过程。

(2) 凝结液珠进一步长大, 在整个凝结表面上连成薄液膜, 使得液膜增厚, 直到液膜达到临界厚度而分裂成小液滴。此过程为珠状凝结的液膜生长过程。

(3) 膜分裂所形成的小液滴通过聚合不断长大, 达到临界尺寸就从冷却表面脱落, 或未达到临界尺寸就被其他的液珠冲刷聚合而下落。此过程液珠聚合快, 传热量少, 因此把液珠聚合过程看作是绝热过程, 即珠状凝结的聚合过程。

3.3 烟气冷凝的影响因素

烟气中水蒸气的冷凝主要受以下因素影响: (1) 烟气的露点温度, 烟气温度以及烟气中水蒸气的分压力。 (2) 烟气的露点温度越低, 烟气不易冷凝, 水蒸气传质通量减小, 传热量小;烟气露点温度越高, 烟气易冷凝, 水蒸气的传质通量越大, 传热量越大。 (3) 烟气温度越高, 水蒸气传质通量越小;反之, 水蒸气传质则增强。 (4) 烟气中水蒸气分压力的大小, 决定了传质动力△P或△C的大小, 传质传热动力越大, 水蒸气的传质越强。

4 烟气冷凝节水经济性分析

脱硫除尘后净烟气中含有较多的水蒸气, 在除尘器尾部加装冷凝换热装置, 可以回收烟气中的水蒸气, 对回收水进行循环利用, 达到节水的目的。

根据表1的烟气参数, 115万Nm3/h的烟气总含水量m为:

水蒸气的体积分压为:

查饱和水蒸气表得烟气冷凝前水露点温度为56℃, 考虑烟气中酸性气体及过量空气系数的影响, 烟气冷凝前水露点取58℃。

要求冷凝水量为40t, 则冷凝后烟气含水蒸气质量m2为:

冷凝后烟气中水蒸气质量分数H2:

根据清华大学“半干法烟气脱硫工艺中喷水量的控制系统及其控制方法”中的水蒸气质量分数计算公式反推冷凝后烟气温度, 并假设冷凝后烟气为饱和烟气, 即冷凝后烟气的相对湿度为1, 则冷凝后温度t2与含湿量的关系式为:

考虑冷凝换热器的阻力为1000Pa, 则P2=85560Pa, 经计算得t2=48℃。即原烟气冷凝节水40t后温度降至48℃。

根据计算得出, 降烟气温度降至48℃, 可冷凝节水40t, 在水资源匮乏的西部地区, 水的价格为10元/t, 冷凝换热器按每年6000h的运行时间计, 则每年节水产生的经济效益为240万元。

5 结论

通过烟气冷凝传热与传质分析可知, 烟气冷凝不同于纯的蒸汽冷凝, 也不同于含少量不凝性气体的蒸汽冷凝, 烟气冷凝是属于含有大量的不凝性气体的混合气体的凝结。

烟气冷凝的传热效率及传质效果受大量不凝性气体的影响, 另外, 烟气冷凝还受烟气的露点温度、烟气温度以及烟气中水蒸气的分压力的影响。

半干法脱硫技术 篇9

循环流化床锅炉的特点是, 对燃料适应性广, 流化速度较高, 燃烧温度较低, NOX生成量小, 以及石灰石在流化床内反应时间长, 使用少量的石灰石即可使脱硫效率达90%以上, 以及燃料预处理系统简单等优点。

1 该厂的石灰石系统简介

1.1 石灰石系统与输送系统参数

工程中有两套石灰石系统, 采用全程的气力输送。石灰石粉仓容积100m3, 石灰石粉量120~140t, 系统设计出力3.68t/h, 石灰石粉仓排粉高度6m, 石灰石粉堆积重度1.2-1.4t/m3, 水分<5%, 输送压力0.2MPa。石灰石连续加入锅炉燃烧室, 煤:石灰石掺烧比为40:1。

1.2 物料输送过程

采购粒度1.0m m以下的石灰石粉末。为保证连续.稳定输送, 石灰石粉经过收料泵, 再经给料泵, 最后由变频器给料机在压缩空气作用下输送至炉前并分3路进入炉膛。其输送点位于炉前给煤口附近, 通过调整变频器转速调节石灰石量, 改变钙硫比, 进而达到最佳脱硫效果。

2 脱硫系统运行效果与性能评价

该厂脱硫系统运行后, 环境监测站组织人员对脱硫系统运行情况进行监测, 各项检测指标达到设计要求。

2.1 监测结果与分析评价

2.1.1 煤质分析

监测期间对电厂使用的燃煤煤质进行了测试, 分析结果详见表1。

2.1.2 二氧化硫排放的监测结果见表2。

监测数据表明, 锅炉SO2排放浓度在216.4~224.2mg/m3, 均达到了《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2003) 第3时段800mg/m3标准限值要求。脱硫效率为83.8%~84.5%。

3 脱硫系统运行中存在的问题及处理

3.1 脱硫剂的粒度

石灰在脱硫反应过程中, 当CaO表面形成一薄层CaSO4后, 颗粒内部的氧化钙不能再参加反应。因此, 石灰石颗粒越大, 其反应表面积就越小。实践表明, 对颗粒度大于3mm的石灰石, 其钙利用率不到5%。石灰石粒径不宜超过1mm, 减小石灰石粒径, 虽然能增加颗粒的比表面积, 但是石灰石颗粒过细, 小于500μm时, 则由于在炉内停留的时间太短而不能参加反应。

3.2 脱硫剂的反应性

脱硫剂中CaCO3的含量及其结构状况会影响脱硫剂的脱硫效果, 非晶体石灰石的脱硫反应性比晶体石灰石的好。白云石的空隙率大, 其脱硫反应性比石灰石好, 但白云石中MgCO3没有脱硫作用。因此, 在相同的Ca/S比下, 需要消耗更多的白云石。一般检验入厂石灰的CaCO3的含量, 应控制在81%以上。

3.3 入炉煤的含硫量影响

煤中的含硫量不相同, 对二氧化硫的排放影响明显。煤中含硫量越高, 煤量越大, 二氧化硫排放浓度越高。

3.4 床温对二氧化硫排放浓度的影响

床温对二氧化硫排放有很大影响。该厂炉子的床温基本保持在850~950℃范围内, 所以影响并不明显。当石灰石输送量一定时, 总风量增大, 二氧化硫排放浓度略有下降。

3.5 运行中煤量的调节

实际运行中, 煤量的调节应均匀少量, 尤其在涨负荷时最为明显, 瞬间大量给煤, 使SO2呈直线上升, 燃烧稳定后才有所回落。这是由于Ca/S比瞬间大幅下降所致。

4 总结

在不断努力下, 目前, 该厂石灰石系统运行稳定。2008年1月30日, 经国家环保局验收, 实际监测烟气排放达标后, 执行15元/kWh加价。实践证明, CFB锅炉, 不仅脱硫效果明显而且分级燃烧使NOx排放运行远低于煤粉炉, 随着我国对环保要求越来越高, 对环保投入力度越来越大, 使我们认识到减排的重要性, 同时也使该厂得到了更多的实惠。

摘要：介绍神华准能矸石发电公司2×150 MW循环流化床锅炉石灰石系统在各个运行工况下实际脱硫效果, 探讨了干法脱硫在生产中的运用。

关键词：石灰石系统,循环流化床,脱硫,SO2

参考文献

[1]钟秦.燃煤烟气脱硫脱销技术及工程实例.北京:化学工业出版社.2005.

半干法脱硫循环灰斜槽优化设计 篇10

本文针对杭州三星纸业有限公司1×35t/h链条炉烟气半干法脱硫除尘改造工程, 优化设计了循环灰斜槽, 运行简单, 尤其适用于老机组改造, 具有很高推广价值。

1 循环灰斜槽的工作原理

在脱硫状态下, 从布袋除尘器除下的灰中, 一部分为粉煤灰、硫酸钙等, 另有许多未反应完全的熟石灰。本系统中设有非常重要的循环灰系统, 一方面可提高吸收剂 (Ca (OH) 2) 的利用率及脱硫效率, 保证脱硫系统正常运行;另一方面可增加反应浓度, 使反应在浓相条件下进行, 使烟气与吸收剂充分接触反应, 才能实现较高的脱硫效率。循环灰斜槽流动性的好坏, 则是决定脱硫系统能不能投入运行的关键。

布袋除尘器灰斗中的灰大部分经布袋循环灰斜槽的输送至反应塔内, 与烟气充分混合后继续参加反应, 循环利用, 小部分外排。

循环灰斜槽底部有流化风管接入, 起到流化作用, 使灰在较小倾角情况下, 快速向下流动。

2 循环灰斜槽优化设计

循环灰斜槽分为两部分, 一是布袋船型灰斗斜槽, 二是布袋船型灰斗循环灰斜槽与反应塔之间的循环灰斜槽。

为了保证循环灰的流动性和检修简便, 每1m布袋船型灰斗斜槽配置一块外置的斜槽气化板, 每块气化板上配有一个流化风管, 使循环灰有很好的流动性, 这种外置的斜槽气化板可以在布袋工作的情况下进行替换。设计中每段间隔2m, 每1m配置一块外置的斜槽, 这种外置的斜槽采用螺栓联接, 每一小段循环灰斜槽要能独自拆卸, 便于安装和检修。循环灰斜槽分上下两部分用螺栓联接。

布袋船型灰斗循环灰斜槽与反应塔之间的循环灰斜槽, 除了具备上述优化设计外, 还具有每一小段循环灰斜槽至少有一个检查孔。以便观察其流动性。为保证循环灰斜槽整体密封性能。透气层与料室、气室两侧法兰连接处安装时涂以硅胶作密封剂。

3 运行效果

整个脱硫系统运行中循环灰斜槽流动性能好, B315循环灰斜槽灰流量满足反应塔47t/h的量, 设计简单, 检修方便, 成本低, 能很好地保证物料平衡。

摘要：电站锅炉烟气脱硫循环所产生的废气排放, 提出了一种半干法脱硫循环灰斜槽技术。该灰斜槽有很强的输灰能力, 为了使循环灰有更好的流动性能, 在设计时可根据不同的烟气介质进行优化设计。