湿法脱硫的工艺流程图（精选13篇）
1、石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术特点：
1）．高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0 m/s。2）．技术成熟可靠，多于 55,000 MWe 的湿法脱硫安装业绩。
3）．最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了 SO2 去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。
4）．吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。从而达到：
脱硫效率高达95%以上，有利于地区和电厂实行总量控制； 技术成熟，设备运行可靠性高（系统可利用率达98%以上）； 单塔处理烟气量大，SO2脱除量大； 适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫；
对锅炉负荷变化的适应性强（30%—100%BMCR）； 设备布置紧凑减少了场地需求； 处理后的烟气含尘量大大减少； 吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得；
脱硫副产物（石膏）便于综合利用，经济效益显著；
2、系统基本工艺流程
石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：
锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH(可选)降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏（CaSO42H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。
在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。
在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46—55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺流程图
3、脱硫过程主反应
1）SO2 + H2O → H2SO3 吸收
2）CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和 3）CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化
4）CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶 5）CaSO4 + 2H2O → CaSO4 •2H2O 结晶 6）CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH 控制
同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5—6.2之间。
4、主要工艺系统设备及功能 1）烟气系统
烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气—气加热器（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。
烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46—55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOX，其携带的SO42-、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气—气换热器（GGH）烟气再热装置。气—气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未脱硫的热烟气（一般130～150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气—气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。
另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130～150℃，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。2）吸收系统
工业生产产生大量的电石渣副产物, 目前电石渣主要应用于水泥、制砖、建筑材料等方面, 利用量较少, 整体利用率不足30%, 国内外尚无较好的方法进行综合利用。大多数电石渣仍采取集中堆放处理, 占用大量的土地, 同时对周边环境造成极大的潜在危害。
用电石渣代替石灰石作脱硫剂, 为电石渣的综合利用提供了一条很好的解决出路。首先, 电石渣作为脱硫剂, 以废治废, 降低脱硫剂采购成本, 降低脱硫运行整体成本。其次, 电石渣作脱硫剂, 可以减少二氧化碳的产生, 二氧化碳是一种可以造成温室效应的气体, 二氧化碳排放量的减少能有效的改善环境。
2 电石渣湿法烟气脱硫的原理
由于脱硫塔内充分的气/液接触, 在气-液界面上发生了传质过程, 烟气中的二氧化硫 (S02) 溶于水后生成亚硫酸 (H2SO3) :
S02+H2O=H2SO3
电石 (CaC2) 水解生成电石渣[Ca (OH) 2]和乙炔 (C2H2) :
CaC2+H2O=Ca (OH) 2+C2H2
电石渣浆液中的主要成分[Ca (OH) 2]与二氧化硫 (S02) 溶于水后生成亚硫酸 (H2SO3) 反应生成亚硫酸钙 (CaSO3·1/2H2O) :
2Ca (OH) 2+2H2SO3=2CaSO3·1/2 H2O+3H2O
亚硫酸钙 (CaSO3·1/2H2O) 经过氧化空气氧化后生成二水硫酸钙即石膏 (CaSO4·2H2O) :
2CaSO3·1/2 H2O+O2+3H2O=2Ca SO4·2H2O
3 石灰石-石膏湿法脱硫工艺和电石渣—石膏湿法脱硫工艺的比较
石灰石-石膏湿法脱硫工艺和电石渣—石膏湿法脱硫同属于钙基固硫法脱硫技术大类, 其工艺路线、系统流程、两者区别主要在于Ca元素基的化合态不同, 石灰石法的Ca元素存在与CaCO3中, 电石渣法的Ca元素存在与Ca (0H) 2中。
3.1 与石灰石法相比, 电石渣法的优势
因电石渣中Ca基化合物Ca (0H) 2的反应活性远高于CaCO3, 且Ca (0H) 2为微溶化合物, CaCO3为难溶化合物, 液相中Ca2+浓度有数量级上的差异, 电石渣脱硫发的固硫反应在脱硫塔 (喷淋空塔) 喷淋反应区段和浆池内的反应速率要远高于石灰石法, 所以脱硫塔气液两相交换的液气比要低于石灰石法。在脱硫塔入口烟气量及烟气含硫量在同等条件下, 假设石灰石法脱硫的液气比为10L/m3, 电石渣脱硫法的液气比可以设定为:5~7 L/m3, 这意味着使用电石渣作为固硫剂时, 浆液循环量小, 降低运行成本。
3.2 与石灰石法相比, 电石渣法的劣势
因电石渣法脱硫是固硫反应的速率很快, 在脱硫剂供应管路自动控制阀门为电动蝶阀的前提下, 电石渣浆的进浆量与脱硫塔浆池p H值的联合动作反应时间跟不上固硫反应速率造成的p H值波动, 所以电石渣法脱硫的脱硫塔浆池内p H值控制区间为6~8, 而石灰石法脱硫的p H值控制区间为5~6, 电石渣脱硫法浆池p H值变化区间大, 且位于酸碱性交接区段, 所以石灰石法脱硫的系统运行稳定性优于电石渣法。
电石渣浆在一般情况下Mg2+及其它盐溶性高的碱金属离子浓度含量一般较高, 吸收剂中Mg含量 (以Mg CO3计) 如超过2%或更高的话将产生如下不利影响:
>影响脱硫塔浆池亚硫酸根离子的氧化反应, 需加大氧化空气量;
>影响塔内化学反应传质过程;
>影响结晶石膏的晶体性状, 严重恶化固体副产物脱水性能;
同时, 电石渣浆中的主要成份为Ca (OH) 2, 为保持浆液反应活性, 阻止Ca (0H) 2与空气接触而氧化成CaCO3, 电石渣浆的存储和输送应尽量采用密闭式容器和管路输送。
4 电石渣脱硫存在的问题及解决措施
(1) 工业生产产生电石渣通常含有一定量的杂质, 作为脱硫剂进入系统后易造成管路和设备磨损, 同时会沉积在设备及浆液箱体的底部。长时间运行会产生大量沉积物, 造成浆液箱有效容量的减小, 影响系统的有效出力, 同时沉积物还会磨损浆液箱的搅拌器等附属设备。所以在电石渣脱硫剂的制备前需加装一套过滤装置, 有效除去其中的杂质。
(2) 使用电石渣作脱硫剂存在发生结垢的可能性, 控制结垢常用的办法是避免浆液过饱和, 即控制电石渣进塔浓度和进料量。因Ca (0H) 2分子量小于Ca C03分子量, 根据脱硫塔对固硫剂Ca元的mol量需求, 电石渣浆进塔量要小于石灰石浆液进塔量, 为保证脱硫塔内水平衡稳定, 进塔电石渣浆含固量宜控制在15%左右。通常电石渣含固量约40%~70%, 因此电石渣在进塔前应进行稀释处理。
5 结论
将电石渣作为脱硫剂使用, 实现以废治废, 符合减量化、资源化、再利用的循环经济发展模式。一方面大大减少了工业生产产生的固体废弃物电石渣的堆放量, 减少占地和环境破坏, 具有较好的环境效益;另一方面又为烟气脱硫提供了低成本的脱硫剂, 避免了再开采石灰石矿以消耗有限资源, 对石灰石矿产资源进行了有效保护。因此, 电石渣脱硫具有一定的推广意义。
摘要：分析电石渣湿法脱硫工艺在烟气脱硫中应用的可行性, 将电石渣湿法脱硫工艺和石灰石湿法脱硫工艺进行比较, 并提出相关解决方案和建议。
关键词：电石渣,FGD,综合利用
参考文献
[1]孙成永, 张鹏.电石渣在火电厂湿法烟气脱硫中的应用[J].重庆电力高等专科学校学报, 2012.
[2]姚超良.电石渣脱硫可行性分析[J].机电信息, 2009.
[3]吴金乐.电石渣脱硫技术的探讨[J].机电技术, 2008.
关键词：火电厂；脱硫；湿法脱硫技术；倒装工艺
中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1000－8136（2012）06－0011－02
火电厂湿法烟气脱硫装置中吸收塔可谓最关键的设备之一，基本功能为提供气、液两相以充分接触的机会，并使得质、热在传递的过程中实现迅速且有效的进行，除此之外，还要保证接触之后的气、液两相能够互补夹带的及时分开。其安装的主要内容包括底板、内部喷淋装置、壁板、烟气进出口等，其中塔体的体积及重量都较大，是吸收塔安装过程的关键。尤其是近些年，环保部门对其的高度关注，给吸收塔施工工艺提出了更高的要求。而吸收塔倒装法的安装因具备缩短工期、降低成本费用、不受场地限制、较少的高空作业量等特点，得到了广泛采用。
1 湿法脱硫装置吸收塔倒装工艺的相关概述
吸收塔倒装法即先进行塔顶部位的安装，然后进行顶部壳体的安装，直至第一层壳体安装结束的一种高效、便捷的顶升安装方法。
1.1 倒装工艺施工前机具的选择
施工前，根据吸收塔的重量，然后进行相应的综合分析，再决定具体选用哪类型号的提升机以及液压控制系统。
1.2 倒装工艺的简单介绍
1.2.1 基础的验收
用墨线标出吸收塔的中心点，并划出基础中心线。检查吸收塔基础预埋件的面平整度、中心偏差、表面标高值等是否符合相关要求规范，并同时将各块预埋件的表面标高值进行记录。
1.2.2 顶层壁板及顶板的安装
可通过一次扒杆顶升法实现顶板及顶层壁板的安装。按照塔顶组合的要求先在底板上布置好临时的框架，然后通过卷扬机将顶板进行逐块的吊装，直到全部吊装工作完成，然后进行顶板加固梁的安装。整个塔顶的组装工作结束后，将组合用框架进行拆除。
1.2.3 壁板的安装
顶层壁板及顶板安装完成后，以整个塔身有15圈为例，顺势而下，对14圈进行安装，将塔顶以及顶层的壁板组件进行整体提升，并用顶层壁板安装的方法进行安装。安装完成后，在吸收壁板的内侧均匀布置好液压提升机，并在塔内安装好支撑圈，并在其上方的塔壁内的相应位置焊接好提升支承。然后同时将各液压提升机提升至受力处，拆除吸收塔壳体外侧一字拔杆。接着将第12圈壳体的壁板紧贴13圈的壁板，再通过液压提升装置将吸收塔塔体提升离底板100 mm左右，从而进行全面检查。若无任何异常现象，再将塔体整体提升并随时进行调平。在对接高度达到要求后，接着安装第12圈壁板。重复以上工序直到全部壁板工作安装完成。
2 倒装工艺的特点
相关研究证明，吸收塔的壳体通过采用倒装工艺，可以充分展现优质、高效、安全等优点，成为电厂脱硫项目中吸收塔安装方法中最为可靠的技术。其特点为：①采用倒装法进行安装，整个施工过程无须使用大型的吊机，从而节省了一些大型机具的使用费用；②与正常的安装方法相比，倒装法实现了有效的缩短工期；③采用倒装法的安装过程中，吸收塔壳体外还是塔内都无须搭建大型的脚手架，实现了施工费用的节省；④采用倒装法，因安装的过程始终与地面处于较低的位置，因此减少了高空的施工作业量，保证了施工作业的安全操作。与此同时，壳体的椭圆度和垂直度在提升过程中一直处于受控状态，因此更方便施工人员的检验及验收，进而有效的控制施工质量。⑤在整个施工过程中，不需要另设组合平台，不但节省了施工场地，而且还节省了施工费用。
3 倒装工艺实施过程中应注意的基本事项
（1）吸收塔倒装方案确立以后，首先必须协调各相关部门，以求在壳体设备的制作、供货方面遵循倒装工艺塔顶至塔底的顺序。与此同时，相连接的平台扶梯、管座等设备，也应配合壁板从上至下的安装规则进行配备，在壳体提升之前，首先必须完成与壳体的安装焊接，然后再与壳体一起提升。
（2）吸收塔安装过程中，壳体提升的步骤非常重要，需要专人监护、专人指挥，并确保提升过程中指挥员通信无妨碍，保持通信的畅通，且指挥的信号明确、清晰、平稳。
（3）在液压提升机使用之前，首先确认控制油路及千斤顶的动作正常，且严格按照提升机的使用说明进行专人控制操作。
（4）倒装法安装吸收塔，首先封闭的就是塔顶，因此在吸收塔内部进行焊接等相关施工时，一定要按照密闭容器施工要求进行有关安全工作票的办理，确保塔内的通风及用电安全等问题。
总之，倒装法可谓是广大电建工作人员通过不断努力实践，不断总结、不断完善，取得的重要成功，在相关案例的实用中也得到了相关业主及监理单位的高度认同，值得推广。
参考文献：
［1］陈浩.湿法脱硫装置吸收塔壳体安装新工艺［J］.上海电力，2007（4）：420～422.
［2］杨洁.火力发电厂烟气脱硫装置吸收塔倒装工艺［J］.硫磷设计与粉体工程，2010（1）：46～48.
［3］杨洁，徐斌.火力发电厂烟气脱硫装置吸收塔倒装工艺［J］.广东输电与变电技术，2010（4）：36～38.
（编辑：王昕敏）
The Flip Chip Process of Using the Wet Flue
Gas Desulfurization for Absorption Tower Shell
Feng Tao
Abstract: At present, the most technical of domestic thermal power plant desulfurization project is using limestone－gypsum wet flue gas desulfurization technology. As the key equipment of technology, the installation process of absorption tower is not yet perfect. In particular the installation of absorption tower shell, not only has long duration, but also difficult in the construction. The article introduces the latest flip chip process and the related notes.
Key words: thermal power plant; desulfurization; wet flue gas desulfurization technology; flip chip process
脱硫废水处理工艺流程探讨
摘要：根据某电厂湿法烟气脱硫工程废水处理系统的.设计情况,介绍脱硫废水的来源、水质特点、处理流程,并对设计优化方案进行分析.作 者：朱俊杰 张发有 ZHU Jun-jie ZHANG Fa-you 作者单位：中钢集团天澄环保科技股份有限公司,武汉,430081期 刊：工业安全与环保 PKU Journal：INDUSTRIAL SAFETY AND ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：,34(4)分类号：X7关键词：烟气脱硫 废水处理流程 设计优化
烟气湿法脱硫优化运行讨论
从分析烟气湿法脱硫系统的运行特性出发,提出合理控制吸收塔内浆液的pH值、石膏浆液的密度和石灰石粉的颗粒度,优化浆液循环泵的运行,加强烟气、废水系统的管理等控制策略.结合脱硫单耗调控、能耗排序优化、入炉煤的.合理掺混,并结合系统和设备改造与完善,最终达到优化运行的目的.
作 者：赵芳 黄魁 作者单位：北方联合电力海勃湾发电厂 刊 名：科技信息 英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 年，卷(期)： “”(34) 分类号：X7 关键词：湿法脱硫 优化运行 讨论
摘要：商业环境下的脱硫工程,不太注重脱硫技术本身与锅炉本体之间的匹配性和针对性.基于具体的湿法烟气脱硫技术进行细节上的.思考和研究,并完成相应的完善设计可真正实现低成本运行条件下有效脱硫.作 者：张志仁 吕菲 王子剑 连长康 赵春英 作者单位：张志仁,吕菲,王子剑(沈阳新北热电有限责任公司,辽宁,沈阳,110013)
连长康,赵春英(沈阳理工大学,辽宁,沈阳,110159)
1 单井天然气脱硫工艺
油气田领域的脱硫方法,主要分为干法脱硫、湿法脱硫[1]。
干法脱硫:采用固体型的脱硫吸附剂,这类固体物质主要包括海绵铁、分子筛和天然泡沸石等。目前最常用的干法脱硫就是海绵铁法。干法脱硫目前存在二次污染、硫容低,运行费用高等问题。
湿法脱硫:主要是醇胺法及液相氧化法脱硫。醇胺法是以弱碱性溶剂为吸收剂的脱硫方法,最常用的脱硫剂有MDEA、DEA和MEA及它们的混合溶剂,工艺复杂,投资高,适合处理厂。液相氧化法是脱硫工艺研究最多的方法之一,络合铁脱硫[2,3,4]工艺是研究热点,它集脱硫与硫磺回收于一体,吸收和再生均可在常温下进行。络合铁工艺工作原理如下:
1)吸收部分反应式
2)再生部分反应式
3)总的反应式
在总反应中,铁离子的作用只是转移电子的作用,既不生成也不消耗。
干法脱硫、醇胺法以及液相氧化法脱硫主要特点见表1。
通过以上方法的对比,干法脱硫和液相氧化法脱硫可以在单井脱硫进行应用,而干法脱硫运行成本比较高,液相氧化法脱硫可以通过工艺改进,减小设备尺寸,降低能耗,完成橇装化,以适应井场的条件。
2 单井天然气脱硫工艺选择
2.1 传统液相氧化法脱硫工艺
通常在处理含H2S天然气的脱硫工艺选取的是传统双塔液相氧化法脱硫工艺,工艺流程见图1。
由于塔中西部凝析气田井现场只有电力供应无仪表风、工厂风、脱盐水等公用系统,传统双塔脱硫工艺流程相对于单井现场来说流程有些复杂,需要依托的公用系统较多,能耗较大。
2.2 单井的湿法脱硫工艺
针对塔中西部凝析气田井现场实际情况,研究了一种适于单井的湿法脱硫工艺,该工艺能耗低,公用工程消耗小,适用于只提供电力工况的单井,工艺流程见图2。
络合铁液相氧化法工艺通过两个吸收塔互相切换的工作方式,达到脱除H2S的目的。具体流程如下:含H2S天然气经过气液分离器进入1个吸收塔(V-002A)中。在吸收塔内H2S转化为S单质,同时Fe3+被还原成Fe2+,待溶液中Fe3+消耗完时,在反应过程中需要做ORP(氧化还原电位)实验,当OPP小于或等于-450 mv时,证明铁离子消耗完。将吸收塔(V-002A)进气阀关闭,同时打开另一个吸收塔(V-002B)进气阀,反应原理、时间同吸收塔(V-002A)一样;吸收塔(V-002A)进气阀关闭后,立即打开塔顶部的泄压阀,将吸收塔(如V-002A)塔内压力完全泄放后,通过富液泵(P-001)将富液输送至氧化塔(V-003)内。打开鼓风机(BL-001)进气阀门进行络合铁催化剂的再生过程。待富液再生完成后,将贫液通过富液泵打回到吸收塔(如V-002A)内,完成一个吸收塔吸收、再生循环过程。氧化塔锥底部的硫磺浆质量分数为5%左右时开启过滤机系统进行硫磺过滤。
2.3 两种工艺比对
针对塔中西部凝析气田部分试采单井H2S浅硫量为700 kg/d工况,进行传统双塔脱硫工艺和单井脱硫工艺的比较,如表2、表3所示。
2.4 节能分析
传统双塔装置与单井脱硫装置能耗消耗对比如表4所示。
注:单井脱硫装置比传统双塔装置节能440.928×104MJ/a。
通过以上工艺参数与节能对比发现,传统双塔工艺存在设备尺寸偏大、能耗偏高以及流程所用设备偏多的问题。相对于单井现场可依托公用系统少,作业流动性强以及外部配套设施少的特点,研究单井脱硫工艺更具实际意义和经济价值,同时可以为油田边远含硫井的开发提供技术储备。
3 结论
1)单井脱硫装置比传统双塔脱硫装置年节约能量440.928×104MJ,使得单井脱硫装置运行成本大幅低于传统双塔装置。
2)单井脱硫装置具有设备尺寸小,投资低,能耗低,运行成本低,可撬装移动等优点,适于作业流动性强、只供应电力的单井。
3)塔中西部凝析气田原有干法脱硫后CNG回收成本高,本单井脱硫工艺是处理后H2S浓度小于20×10-6,吨硫处理成本控制在3.5万元以内,以达到降低高含硫天然气回收成本、节能降耗的目的。
摘要：塔中西部凝析气田普遍含H2S,部分试采单井硫化氢潜流量700 kg/d以上,现场采用的干法脱硫工艺成本高,能耗大,为了解决这一问题研究了一种适用于单井的湿法脱硫工艺,该工艺可以降低高含硫天然气回收成本,降低能耗,每吨硫处理成本控制在3.5万元以内,同时该工艺与传统湿法脱硫工艺相比每年节约能量440.928×10~4MJ。
关键词：单井,湿法脱硫,液相氧化法,硫化氢,能耗
参考文献
[1]王开岳,汪忖理,李志良,等.天然气净化工艺:脱硫脱碳、脱水、硫磺回收及尾气处理问题[M].北京:石油工艺出版社,2005:194-205.
[2]肖九高,杨建平,郝爱香.国外络合铁法脱硫技术研究进展[J].化学工业与工程技术,2003,24(5):41-43.
[3]吴振中,曹作钢,李永发.络合铁法脱硫工艺研究进展[J].石化技术,2006,13(1):45-48.
石灰与石灰石作湿法脱硫剂的比较
石灰、石灰石是最常用的湿法脱硫剂.从反应机理、运行控制指标、液气比和钙硫比(化学过量比)、浆液循环池等方面对其性能作了比较.两者的脱硫机理、运行控制指标不同,受温度的.影响程度也不同.两系统的最小液气比分别为10.0和5.6,化学过量比分别为1.05～1.15和1.25～1.60.前者的脱硫效力优于后者.
作 者：陈莲芳 徐夕仁 Chen Lianfang Xu Xiren 作者单位：山东大学能源与动力工程学院,山东,济南,250061刊 名：环境污染与防治 ISTIC PKU英文刊名：ENVIRONMENTAL POLLUTION AND CONTROL年，卷(期)：27(5)分类号：X7关键词：石灰 石灰石 比较 湿法脱硫剂
石灰石-石膏湿法脱硫系统中的堵塞与对策
摘要：通过国内第一个竣工的`2×600MW火电机组脱硫工程,实例介绍了采用喷淋塔工艺的石灰石-石膏湿法脱硫装置试运期间遇到的管道设备内浆液堵塞的问题,从设计角度(例如建议石灰石浆液箱上的敞口滤网在以后的设计中应必备)结合安装、运行方面的对策讨论了治理措施.作 者：杨勇 YANG Yong 作者单位：GE energy China,上海,40 期 刊：华东电力 ISTICPKU Journal：EAST CHINA ELECTRIC POWER 年，卷(期)：, 34(11) 分类号：X701.3 关键词：脱硫 石灰石-石膏湿法 喷淋塔关键词：湿法脱硫,钙硫比,脱硫运行
1 钙硫比的定义
现阶段按照脱硫工艺的不同,将钙硫比定义分为3种情况:炉内脱硫工艺Ca/S、喷雾干燥法脱硫工艺Ca/S和湿法烟气脱硫工艺Ca/S。本文主要针对湿法脱硫工艺中的Ca/S进行研究分析。
湿法烟气脱硫系统的烟气通过除尘器后剩余的灰分极少,灰中的Ca O相对于所加入的脱硫剂可以忽略不计。脱硫过程在溶液中进行,脱硫剂和脱硫产物为湿灰。湿式工艺中的反应在气、液和固三相之间进行,反应条件比较理想,因此其Ca/S一般为1.1左右,脱硫率通常可达95%。
式(1)适用于湿式石灰石法脱硫系统,计算方便,在许多文献中广泛采用,但存在不合理处。因为煤中的硫分并不是完全转化成SO2。转化率的高低主要取决于煤中硫的贮存形态,煤及其灰分的物理化学性质,炉型,燃烧工况和反应条件等。因此分母的表达形式不严谨。其次在钙基脱硫剂中,Ca CO3才是有效的脱硫剂,但并不是全部的Ca CO3都能参与反应,能与SO2发生反应的为“有效钙”,不能与SO2发生反应的为“无效钙”。因此可以将式(1)完善为
式中,首先分母考虑了SO2转化率问题。其次,分子充分考虑了脱硫剂中存在无效成分的问题。另外,该工艺中整个脱硫系统位于烟道末端,除尘系统之后,烟气含尘量很低,即灰中的Ca O相对于所加入的脱硫剂可以忽略不计。因此,对于湿式石灰石法脱硫系统,分子也是比较严密的。
以上两公式是对石灰石石膏法脱硫钙硫比的理论分析,在实际应用时有一定的难度,因此结合现场实际可以使用如下公式进行计算
式中,A为XCa CO3/MCa CO3;B为XCa SO4·2H2O/MCa SO4·2H2O;C为XCa SO3·0.5H2O/MCa SO3·0.5H2O;XCa CO3为石膏中Ca CO3质量分数,%;MCa CO3为Ca CO3摩尔质量,100.09 g/mol;XCa SO4·2H2O为石膏中Ca SO4·2H2O质量分数,%;MCa SO4·2H2O为Ca SO4·2H2O摩尔质量,172.18 g/mol;XCa SO3·0.5H2O为石膏中Ca SO3·0.5H2O质量分数,%;MCa SO3·0.5H2O—Ca SO3·0.5H2O摩尔质量,129.15 g/mol。该方法可以较好地计算出湿法脱硫工艺的钙硫比。
2 钙硫比对脱硫系统的重要性
2.1 钙硫比是FGD系统经济性指标之一
在相同的脱硫效率下,Ca/S比高,消耗的吸收剂更多,处理脱硫产物更多,产生的相关费用更高。
2.2 钙硫比是脱硫系统安全性的指标之一
在FGD运行期间,可以通过Ca/S的高低来了解设备结垢腐蚀和管道的堵塞情况。例如,在保持L/G不变的情况下,注入吸收塔内脱硫剂的量增多,则Ca/S增大,浆液p H值上升,增大了其反应速率,使SO2吸收率增加,提高了脱硫效率。但由于Ca CO3溶解度较低,过量的供给将导致浆液质量浓度的提高,引起石灰石的过饱和而沉降,最终使设备结垢腐蚀,影响设备运行的安全。
3 影响钙硫比的因素分析
3.1 石灰石
在湿法脱硫中,石灰石的品质、石灰石浆液密度对钙硫比的有着至关重要的影响。
3.1.1 脱硫剂的品质影响
石灰石颗粒越细,其表面积越大,反应越充分,吸收速率越快,随之其在浆液体系中与液相接触的比表面积也越大,所以在液相中的溶解及反应将更快、更充分,此时石灰石的利用率就越高。如果颗粒过细,Ca O被烟气携带可能性较大,影响和SO2的反应。如果颗粒太粗,反应时,在颗粒表面形成的Ca SO4层会阻止SO2与颗粒中心区域Ca O进一步反应,两者均能降低脱硫性能[1]。
3.1.2 石灰石浆液密度
随着反应的进行,浆液密度不断升高,对浆液化学成分的取样分析可知,当密度大于1 085 kg/m3时,混合浆液中Ca CO3,Ca SO4·2H2O的质量浓度已趋于饱和,Ca SO4·2H2O对SO2的吸收有抑制作用,脱硫率会有所下降。而石膏浆液密度过低(小于1 075 kg/m3)时,说明浆液中Ca SO4·2H2O的质量分数较低,Ca CO3的相对质量分数较高,此时如果排出吸收塔,将导致石膏中Ca CO3质量分数增高,品质降低,石灰石利用也不充分。
3.2 烟气中氟铝络合物
在WFGD系统运行过程中,来源于飞灰或石灰石中的Al3+会不断富集在吸收塔内,与烟气中的HF发生反应,见表1。
由实验结果可以得知,随着溶液中Al3+与F-质量浓度的升高,石灰石反应速率降低。主要原因是化合成F-Al复合体,生成氟铝络合物(A1Fx,x可取1~6),反应生成的A1Fx会形成包膜覆盖吸附于石灰石颗粒的表面,非常强烈地阻碍石灰石的溶解,即所谓“封闭”石灰石,因此氟铝络合物阻碍了脱硫反应中石灰石对硫氧化物的吸收量,严重抑制了石灰石的溶解,由此导致石灰石调节p H值能力下降[2]。为调节适当的p H值运行工况,可增加脱硫剂的加入量,加入量过多又会引起石膏产物中残余Ca CO3质量分数的增加,引起钙硫比升高,影响脱硫反应。
3.3 浆液滞留时间
浆液停留时间为吸收塔氧化池浆液最大容积与单位时间内排出脱硫石膏量的比值。
在WFGD系统中浆液滞留时间直接影响到脱硫石膏的利用效率,脱硫石膏利用率的高低能引起脱硫剂的加入量,同时在脱硫反应中对硫的吸收率降低了,那就会影响到钙硫比,使其升高。为了充分利用脱硫剂,必须使石膏浆液在吸收塔内保持一定的停留时间。有利于降低脱硫系统的钙硫比。
控制浆液在浆液池内停留时间不仅有助于浆液中石灰石颗粒与烟气中SO2的反应,而且有足够的时间使反应产物Ca SO3被氧化成Ca SO4,这样充分利用脱硫剂,有效地吸收系统中的硫氧化物,使钙硫比降低。也利于形成均匀的高纯度的石膏。
因此,一般石膏浆液要达到过饱和所需时间为5~15 min,单循环回路脱硫塔浆液池的大小的停留时间不小于8 min,双循环回路不小于5 min[3]。
3.4 浆液p H值
浆液p H值是石灰石湿法烟气脱硫系统的重要运行参数,对脱硫反应有很大的影响,因此,p H值对钙硫比也会产生一定的影响。
孔华等研究在WFGD系统中吸收SO2的最低p H值为2.233,Ca CO3溶解的最高p H值为5.483[4]。当浆液p H值升高,液相传质系数增大,SO2的吸收速率增大,同时p H值还影响石灰石,Ca SO31/2H2O和Ca SO4·2H2O的溶解度,当p H值降低时,有利于石灰石的溶解和Ca SO31/2H2O的氧化,而高p H值则有利于SO2的吸收,二者互相对立并引起钙硫比的变化,理论分析可得石灰石石膏法脱硫系统的操作p H值应控制在2.233~5.483之间,见第85页图1。
但这个范围过宽,因此需结合脱硫溶液成分分布情况和脱硫效率的变化情况来确定脱硫系统操作p H值的范围,见第85页图2。
实际运行中的的吸收塔的浆液p H值通常选择在5~6之间。
3.5 添加剂对钙硫比的影响
添加剂(无机和有机)均能使液相的传质系统和气体总传质系数提高,从而强化脱硫过程,进一步降低钙硫比。
添加无机添加剂能增大可溶性硫酸盐质量浓度,降低氯化物的钙离子质量浓度,有利于防垢。事实上,降低钙离子质量浓度,还能提高石灰石的利用率,从而可以降低钙硫比。现阶段,使用较多的有机添加剂是己二酸。其缓冲作用抑制了气液界面上由于SO2溶解而导致的p H降低,因为p H值越底,碳酸钙的溶解度越大,故可提高碳酸钙的利用率,减少浆液中未反应的碳酸钙的量。
通过图3可知,添加剂使液面处SO2的质量浓度提高,大大地加速了液相传质。液相中己二酸钙的存在增加了液相与SO2反应的能力,提高了钙的使用效率,可降低钙硫比。
3.6 烟气温度
在实际运行中,机组负荷变化较频繁,这主要是因为烟气温度对SO2的溶解性和脱硫反应与放热反应有关。因此,控制好反应温度对钙硫比的稳定十分重要。一方面,吸收塔的烟气温度低,越有利于SO2气体溶于浆液,形成HSO3-;另一方面,脱硫化学平衡反应是放热反应,温度低有利于向生成硫酸钙方向进行。
通过对张家口电厂1号~4号脱硫系统监控分析可知,在保持液气比不变、进口烟气SO2质量浓度和氧量基本不变的工况下,当进入吸收塔的烟温为95℃时,脱硫效率为94.5%;当烟气温度升高至105℃,脱硫效率已下降至87.5℃。对于一炉一塔的机组而言,烟气温度对脱硫反应的影响更加明显[5]。
3.7 飞灰与结垢
虽然脱硫前烟气经过静电除尘器,但烟气中的粉尘质量浓度仍然较高,经过吸收塔洗涤之后,烟气中大部分粉尘都留在浆液中。造成钙硫比变化的主要原因是飞尘在一定程度上阻碍了SO2与脱硫剂的接触,减小了反应的接触面积,降低了石灰石中Ca2+的溶解速率,同时飞灰不断溶出的一些重金属,如Hg,Mg,Cd,Zn等离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应。
如果因除尘、除灰设备故障,引起浆液中的粉尘、重金属杂质过多,还会影响石灰石的溶解,导致浆液p H值降低,脱硫效率下降,石膏品质变差等。实际运行中发现,由于烟气粉尘质量浓度过高,脱硫效率可从98%降至75%,并且石膏中Ca SO4·2H2O的质量分数降低,脱硫系统的钙硫比升高。
在WFGD系统中,脱硫剂中部分钙被灰垢覆盖无法与SO2充分反应从而影响钙硫比,进一步降低脱硫效率。常见的结垢,一是灰垢。这在入口干/湿交界处十分明显。高温烟气中的灰分在喷淋液的阻力后,与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口越积越多。二是石膏垢。当吸收塔的石膏浆液中的Ca SO4过饱和度大于或等于1.4时,溶液中的Ca SO4就会在吸收塔内各组件表面析出结晶形成石膏垢。石膏垢饱和度=[Ca2+][SO42-]/Ksp。三是混合结晶。当浆液中亚硫酸钙质量浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶析出,形成这两种物质的混合结晶[Ca(SO3)1-x(SO4)x·12H2O],即CSS垢在吸收塔内各组件表面逐渐长达形成片状的垢层,其生长速度低于石膏垢。当充分氧化时,这种垢就会较少发生。
由上述3种结垢形式可以分析出Ca/S的变化。结垢最终是导致了脱硫剂中有效钙降低,反应时接触面积减小,反应速率降低,使得钙硫比上升。
4 钙硫比对脱硫系统的影响
4.1 脱硫效率
根据国外湿式石灰石-石膏法脱硫的运行经验,Ca/S比的值必须大于l,当Ca/S=1.02~1.05时,脱硫效率最高,吸收剂具有最佳的利用率,当钙硫比低于1.02或高于1.05以后,吸收剂的利用率均明显下降,而且,当钙硫比大于1.05以后,脱硫率开始趋于稳定。参考其他研究人员的研究结论,可以知道,当钙硫比增加时,脱硫效率也增加,但增加的幅度是有限的,如果增加过多,还会影响到浆液的p H值,使浆液的p H值偏大,不利于脱硫反应的进行,并且造成石灰石的浪费。
通过上述各种因素对钙硫比影响的分析可得:钙硫比还会间接影响石膏品质。
4.2 经济性
吸收剂的利用率与钙硫比成反比,即达到一定脱硫效率时所需要的Ca/S比越低,钙的利用率越高。可降低FGD系统运行费用。
例如发电容量为2×300 MW的机组,其中每台炉脱除SO2量4.01 t/h,两套脱硫装置脱除SO2量48 088.47 t/a,在脱硫效率为95%,Ca/S比为1.04时,所用石灰石约为50 012 t。在脱硫效率不变的情况下当Ca/S降低至1.02时,脱去同样的SO2量会用去石灰石49 050.2 t/a,如1 t石灰石售价80元,那么将为全厂节约资金约76 941元。
5 结论
钙硫比对石灰石石膏法脱硫系统有着重要的影响。在脱硫效率不变的情况下,为了确保Ca/S满足1.02~1.05的范围,可采取以下措施。
1)石灰石细度控制在90%过325目。
2)维持浆液的p H值在5.7左右。
3)在吸收塔前布置喷水装置,并降低进口烟气温度。
4)运行人员必须根据锅炉负荷即烟气排放量的多少来进行除尘器调节控制,调整好风量及时振打,清除结垢。
5)升压风机启动调整动叶开度时需要缓慢增大,加强对电除尘各电场一次电压、一次电流、二次电压、二次电流的闪频情况的监控,降低烟尘,保障充分反应的时间。
6)定期检查系统,及时发现并解决潜在的问题。
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国内已建燃煤发电机组均按照排放要求完成达标排放,对锅炉烟气在原仅进行除尘处理的基础上,逐步实施并完成了脱硫、脱硝等环保处理,对新建、改建项目提出了近零排放的更高标准。为适应社会节能环保需要,黔东火电厂对脱硫系统也进行了相应的优化,特别是氧化风系统,达到了一定的效果。
1 原系统设备介绍
黔东火电厂脱硫系统是由龙净环保引进德国LEE技术开发的EPC项目,福建龙净环保有限公司设计制造的石灰石—石膏就地强制氧化脱硫工艺。脱硫剂为石灰石Ca CO3与水配制的悬浮浆液,在吸收塔内烟气中的SO2与石灰石反应生成亚硫酸钙,并就地强制氧化为石膏,石膏经二级脱水处理后外运。
该装置采用1 炉1 塔系统配置,共2 套脱硫系统,石灰石制浆和二级石膏脱水系统公用。全烟气脱硫效率为95% 。
吸收塔采用单回路喷淋塔设计,并将装置有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔下部,塔内吸收段设置4 层喷淋,塔上部设置二级除雾器。
由电厂1#、2#锅炉来的原烟气分别由烟道引至各自的FGD系统。烟气经过原烟气挡板、增压风机( 每台炉设置1 台) 后,进入GGH( 哈尔滨锅炉厂34 - VI( G) - 530 - QMR型烟气加热器) ; 原烟气的热量在GGH中被交换,在设计工况下,其温度降至90℃ 左右,冷却了的原烟气进入吸收塔进行脱硫反应。在吸收塔内原烟气与石灰石浆液充分接触反应脱除其中的SO2,原烟气温度升至80℃ 以上,经过净烟气烟道、净烟气挡板和烟囱,排放到大气中。
脱硫装置的烟气入口与烟囱之间现设置有旁路烟道,正常运行时烟气通过脱硫装置,事故情况或脱硫装置停机检修时烟气由旁路烟道进入烟囱。
2 脱硫系统中存在的主要问题
2. 1 设备运行可靠性差
该设备自投运以来,经常发生氧化风机振动超标、轴承温度高跳闸停运事件,整机返厂检修台数达7 台次,部分设备还是第二次返修,其他多台设备都处于振动大、轴承温度高等异常状态运行中。因其可靠性差,修复周期长,有时达4 个月之久,不能满足该公司生产运行的要求。系统GGH因设计,设备选型、安装、吸收塔水平衡计算、检修维护及运行运行操作调整管理等存在诸多问题,GGH原烟气泄漏排放超标及堵塞严重,导致机组限制负荷运行; 每年至少开旁路或停机后进行GGH高压水冲洗8 次以上。
由于氧化风不足,导致石膏成分中亚硫酸钙超标,石膏脱水不净,脱水机在运行中出现“拉稀”、皮带跑偏等现象,设备频繁损坏。
石灰石浆液的最大供给量瞬时达到250t/h,超最大设计出力,石灰浆液制备量及上料系统超设计负荷运行,设备磨损消耗现象特别严重。
2. 2 氧化风系统设计出力不足
氧化风压设计为98k Pa,由于氧化风机出口风压不足,稍微提高吸收塔液位就导致氧化风机排风不畅、弊压,导致氧化风机频繁超温跳闸,吸收塔液位无法实现设计值控制运行。
设计计算总风量为38800m3/ h,从吸收塔浆液、石膏取样分析报表及脱水机工况效果看,亚硫酸钙氧化明显不充分。
2. 3 运行操作调整
吸收塔液位早期按设计液位运行,氧化风机出现排风不畅、弊压,导致氧化风机频繁超温跳闸,后期最终只能限制在13m以下的较低液位运行。
由于氧化风不足,导致石膏中亚硫酸钙超标、石膏脱水不净等现象,为增强脱水效果,通过减少石膏泵排浆量、提高皮带运行速度以达到减薄石膏厚度,为满足机组额定出力运行,必须将所有脱水设备都投运。
吸收塔浆液p H值只能长期在5. 2 以下运行,脱硫效率很低,为保证二氧化硫不超排及机组带负荷要求,通过加大供浆量提升脱硫效率,不得以时机组只能降负荷运行。
2. 4 吸收塔内浆液沉积严重
根据脱硫系统实际情况看,吸收塔每次打塔底人孔门检修时,在吸收塔底部靠A、B、C、D浆液循环泵入口滤网处仍有大量浆液沉积,最多时一次沉积浆液可达500t之多,导致各种泵的吸入口滤网堵塞。
3 优化改造方案的研究
3. 1 方案研究
从化验报表分析看,石膏品质极差,石膏中亚硫酸钙长期超标,一般均在5% 左右,最高达14% ;碳酸钙含量长期超标,一般均在8% 左右,最高达12% 。从下述提高设备可靠性、增加总风量,提升风压,提高氧化风利用率、降低吸收塔底部浆液沉积等5 个方面进行改造。
从前述设备频繁故障,可靠性极差着手,拟设置3 台C0900 型单级高速离心鼓风机。2 台脱硫各配置1 台套氧化风机,另外1 台套氧化风机互为公用备用,提高2 台机组脱硫可靠性。
氧化风机原设计负荷为98k Pa,计算总风量为38800m3/ h,从吸收塔浆液、石膏取样分析报表及脱水机工况效果看,亚硫酸钙氧化明显不充分,拟将风机排气压力增加到110k Pa,排气流量增加至50000m3/ h,将原氧化风管母管进行增容改造,增大氧化风供气量。
塔内原设计氧化风入口沿吸收塔8. 926m标高处设置5 支矛枪式喷咀,喷口同标高设置4 台搅拌器打散气泡,因吸收塔上部反应区直径达17m,仅靠5 台搅拌器无法使氧化风在塔内均匀而充分地与浆液接触反应。拟将塔内氧化风系统改为水平埋管网式氧化风管,通过气孔直接供氧化风到吸收塔浆液中反应。氧化风管出口中心标高在原设计标高8. 926m基础上下降1m,氧化风管出口中心标高改为7. 926m; 同时提高吸收塔运行液位,以增加氧化空气在浆液中的埋深,提高氧化空气的利用率。
该厂脱硫系统吸收塔下部直径19m,反应池容积较大,下层设置5 台搅拌器,即使6 台浆液循环泵长期运行,还是积存大量浆液。根据现状初步断定在积存浆液区介质流场分布不均或动力不足造成。拟在吸收塔底部各存浆液区增加搅拌器改善流场分布。
3. 2 方案实施
拆除原来的所有罗茨风机,更换为3 台C0900型单级高速离心鼓风机,配套电机功率为6k V,2000k W 。1#氧化风机为1#脱硫系统用,2#氧化风机为2#脱硫系统用,3#氧化风机为1#、2#脱硫系统互为公用备用,提高2 台机组脱硫可靠性。
设备选型时,将风机排气压力设定110k Pa,排气流量设计为50000m3/ h,将原氧化风母管由原DN450mm的更换为DN700mm ,进行增容改造,增大氧化风供气量。
将吸收塔内原设计标高8. 926m的5 支矛枪式氧化风管喷口设置5 台吸收塔搅拌器打散气泡的方式改为7 根DN300 × 3、出口中心标高为7. 926m水平埋管网式氧化风管,通过直径为9mm约3500 个孔直接供氧化风到吸收塔浆液中反应。氧化风管出口中心标高在原设计基础上下降1m;同时提高吸收塔运行液位,增加氧化空气在浆液中的埋深,提高氧化空气的利用率。
拆除原有上层4 台用于氧化的搅拌器,在A、B浆液循环泵和C、D浆液循环泵入口滤网区域的塔壁上各安装1 台下层搅拌器,增强吸收塔下中区域浆液搅拌动力,防止浆液沉积。
综合环保部门要求各火力发电厂取消脱硫烟气系统旁路的政策,同步实施取消脱硫GGH。
4 改造实施后调整运行效果及作用
1) 3 台单级高速离心见机,单塔运行1 台,2 塔共同备用1 台,增加了氧化风量及风压。彻底杜绝了因罗茨风机设备可靠性差引起石膏品质差,最终导致真空皮带脱水机、石膏输送皮带机等设备运行可靠性极低,制浆、上料系统出力不足的系列问题,脱硫系统设备可靠性大幅提高。
原罗茨风机稳定性、可靠性差,故障频发,返厂检修费用为13 万元/次,2013 年共返厂检修7 台次之多,而且修后不到2 个月又出现叶轮损坏等重大缺陷,导致设备失效,每年节约了额外增加的设备检修费约80 万元。
2) 节省厂用电明显。脱硫系统原设计厂用电率在2. 45% ; 改造前运行厂用电率在2. 4% 以上,改造后降至1. 8% 以下,去除引增合一及取消GGH后降低的份额,经过第三方性能试验,氧化风机改造后厂用电率下降了0. 2% ,脱硫效率优于设计值,原单套脱硫5 台氧化风机总功率为2065k W,现单套脱硫仅运行1 台风机功率为2000k W,单台机组节约电量65k Wh。其中在设计额定原烟气含硫量时,可减少1 台浆液循环泵的运行约1200k Wh的浆液循环泵运行电耗、2 台45k Wh吸收塔搅拌器,按年利用3500h计算,每年单机能节省电费为227. 64 万元。
3) 改造后吸收塔液位由限制在13m以下提升到接近15m; 从改造后几次打开吸收塔检查情况看,塔底部沉积浆液问题已经彻底解决,提高了石灰浆液的利用率。进而解决在原设计条件下供浆、制浆出力不足的问题; 脱硫效率明显提高,从运行化验报表分析,改造前石膏中碳酸钙含量在8% 左右,改造后降至3% 以下,石灰石耗量同比降低5%以上,每年节约石灰石、钢球消耗量,节省费用50万元以上。在工艺技术上简单易行,可广泛推广。
5 结语
1) 火力发电厂湿法烟气脱硫系统中氧化风机系统运行对整个脱硫效率影响非常大,氧化风都取用自然界廉价易得的空气,运行成本比较低,各脱硫公司在设计时可适当增加富裕量。该厂根据现场实际运行工况及设计源头开展调查研究,发现造成脱硫系统一系列问题原因为氧化风不足。针对问题提出解决方案和措施,获得了成功。
2 ) 该厂1#、2#机组在2013 年11 月及2014 年6月改造完成并投入运行,至今运行良好,能正常调整机组负荷,环保达标排放无异常事件发生
3) 该厂投入750 万元对设备进行改造,脱硫效率明显提高,各项技术经济指标优异,明显高于预期,2a内即可收回投资,并且无环保事件发生。确保电厂设备长期运行可靠稳定,极具推广前景。
摘要：主要分析研究黔东火电厂600MW机组脱硫系统、氧化风系统优化改造对湿法脱硫装置效率的影响。实施改造后,各项指标优于原设计值,节能效果明显。
关键词：湿法烟气脱硫,氧化风系统,优化改造
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