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  • 湿法脱硫

    湿法脱硫,特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后,脱硫过程的反应温度低于露点,所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应,其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高,如用石灰做脱硫剂时,当Ca/S=1时,即可达到90%的脱硫率,适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是,湿法烟气脱硫存在废水处理问题,初投资大,运行费用也较高。

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    中文名: 湿法脱硫 英文名: 暂无
    定义: 火电厂 环保 分类: 湿法脱硫

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    背景介绍/湿法脱硫 编辑

    煤炭煤炭
    中国的能源构成以煤炭为主,其消费量占一次能源总消费量的70%左右,这种局面在21世纪相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电,煤直接燃烧释放出大量SO2,造成大气环境污染,且随着装机容量的递增,SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以,加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫(FGD),湿法烟气脱硫被认为是最成熟、控制SO2最行之有效的途径。

    基本内容/湿法脱硫 编辑

    湿法脱硫指的是,反应剂在浆液状态下进行脱硫和脱硫产物的处理。湿法脱硫的主要设备包括喷淋塔和液柱塔脱硫系统,它具有以下特点:

      ·SO2脱除效率大于95%;

      ·石灰石反应剂的利用率可达97%以上;

      ·能耗低于全厂发电量的1.2%;

      ·单台脱硫塔容量可过600MW或以上;

      ·脱硫装置可靠性可达99%

      ·多台锅炉可以共用一台脱硫塔。

    湿法烟气同时脱硫脱硝工艺通常在气/液段将NO氧化成NO2,或者通过加入添加剂来提高NO的溶解度。湿式同时脱硫脱硝的方法目前大多处于研究阶段,包括氧化法和湿式络合法。[1]
     

    工艺特点/湿法脱硫 编辑

    湿法脱硫的工艺流程湿法脱硫的工艺流程
    溶液中进行,吸附剂和脱硫生成物均为湿态;脱硫过程的反应温度低于露点,脱硫后的烟气一般需经再加热才能从烟囱排出。湿法烟气脱硫过程是气液反应,其脱硫反应速率快,脱硫效率高,钙利用率高,在钙硫比等于1时,可达到90%以上的脱硫效率,适合于大型燃煤电站锅炉的烟气脱硫。使用最广泛的湿法烟气脱硫技术,主要是石灰石/石灰洗涤法,占整个湿法烟气脱硫技术的36.7%。它是采用石灰或石灰石的浆液在洗涤塔内吸收烟气中的SO2并副产石膏的一种方法。其工艺原理是用石灰或石灰石浆液吸收烟气的SO2,分为吸收氧化两个阶段。先吸收生成亚硫酸钙,然后将亚硫酸钙氧化成硫酸钙即石膏。

    技术方法/湿法脱硫 编辑

    湿法脱硫大致可以分为以下两种:

    石膏法

    该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气,强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏),脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液,易于达到90 %的脱硫率,并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜,并易于运输与保存,因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时,石灰石/石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。
    石灰石/石膏法的主要优点是:适用的煤种范围广、脱硫效率高(有的装置Ca/S=1时,脱硫效率大于90%)、吸收剂利用率高(可大于90%)、设备运转率高(可达90%以上)、工作的可靠性高(目前最成熟的烟气脱硫工艺)、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的:初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物—石膏很难处理(由于销路问题只能堆放)、废水较难处理。

    抛弃法

    以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂,在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤,使烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4,这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关;而在石灰系统中,Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2,而石灰系统的最佳PH值约为8(美国国家环保局)。
    石灰石/石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装 置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石/石灰抛弃法,结垢与堵塞是最大问题,主要原因在于:溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积:氢氧化钙碳酸钙沉积或结晶析出;反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等,它们各有优缺点,脱硫效率高的往往操作的可靠性最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石/石灰抛弃法的一个很大的问题,主要有回填法和不渗透地存储法,都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点,石灰石/石灰抛弃法已被石灰石/石膏法所取代。

    实际运用/湿法脱硫 编辑

    湿法脱硫塔三维效果图湿法脱硫塔三维效果图
    1、氧化镁
    氧化镁湿法脱硫工艺采用MgO作为脱硫吸收剂。将MgO通过吸收剂浆液制备系统制成Mg(OH)2过饱和液,过饱和液经泵打入吸收塔与烟气充分接触,使烟气中的二氮化硫与浆液中的Mg(OH)2进行反应生成MgSO3,从吸收塔排出的亚硫酸镁浆液经浓缩、脱水,使其含水量小于10%,用输送机送至亚硫酸镁储藏罐暂时存放,按副产物的使用情况用密封罐车运走。亚硫酸镁的纯度与氧化镁纯度和进入吸收塔的飞灰,杂质含量有关。脱硫后的烟气经吸收塔内置的特殊电流装置除去烟气中粒径大于0.01微米的物质后,含尘量可以达标排放。

    该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫,脱硫效率可达到95%以上。氧化镁湿法脱硫是一种工艺原理成熟的脱硫工艺,美国、韩国、日本、西欧的一些公司自1981年开始开发这种脱硫工艺,并于1990年左右开始进行工程应用,但该项技术在世界范围内应用的工程业绩很少,其中一个重要的原因是由于吸收剂氧化镁在全世界范围内储量稀少,不如石灰石普遍。目前据了解,采用MgO作为吸收剂应用的最大单机规模在美国,处理360MW的锅炉全烟气。

    2、海水法脱硫工艺
    海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中SO2目的的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内,大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气,烟气中的SO2被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器除雾,经烟气加热器加热后排放。吸收SO2后的海水经曝气池曝气处理,使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-后排入大海。

    海水脱硫一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂烟气脱硫。海水脱硫在挪威被广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫,先后有近20套脱硫装置投入运行。海水脱硫工艺在电厂的应用较快,继印度TATA电厂在500MW机组上安装二台处理烟气量44.5×104Nm3/h的海水脱硫装置之后,西班牙在2台80MW机组安装了海水脱硫装置,英国苏格兰电力公司的Longannet电厂4×600MW机组的海水脱硫装置已得到政府批准,印度尼西亚某电厂的2×670MW新建机组已决定采用海水脱硫工艺。在深圳西部电厂的一台300MW机组海水脱硫工艺,已经国家环保局和电力部批准,作为海水脱硫试验示范项目开始实施,在运行过程中开展相应的跟踪监测和试验研究工作。

    问题解决/湿法脱硫 编辑

    湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀结垢堵塞腐蚀及磨损等等棘手的问题。这些问题如解决的不好,便会造成二次污染、运转效率低下或不能运行等。

    (1)富液的处理
    用于烟气脱硫的化学吸收操作,不仅要达到脱硫的要求,满足国家及地区环境法规的要求,还必须对洗后SO2的富液(含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液)进行合理的处理,既要不浪费资源,又要不造成二次污染。合理处理废液,往往是湿法烟气脱硫烟气脱硫技术成败的关键因素之一。因此,吸收法烟气脱硫工艺过程设计,需要同时考虑SO2吸收及富液合理的处理。所谓富液合理处理,是指不能把碱液从烟气中吸收SO2形成的硫酸盐及亚硫酸盐废液未经处理排放掉,否则会造成二次污染。回收和利用富液中的硫酸盐类,废物资源化,才是合理的处理技术。例如,日本湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫,成功地将富液中的硫酸盐类转化成优良的建筑材料——石膏。威尔曼洛德钠法烟气脱硫,把富液中的硫酸盐类转化成高浓度高纯度的液体SO2,可作为生产硫酸的原料。亚硫酸钠法烟气脱硫,将富液中的硫酸盐转化成为亚硫酸钠盐。上述这些湿法烟气脱硫技术,对吸收SO2后的富液都进行了妥善处理,既节省了资源,又不造成二次污染,不会污染水体。

    (2)烟气的预处理
    含有SO2的烟气,一般都含有一定量的烟尘。在吸收SO2之前,若能专门设置高效除尘器,如电除尘器和湿法除尘器等,除去烟尘,那是最为理想的。然而,这样可能造成工艺过程复杂,设备投资和运行费用过高,在经济上是不太经济的。若能在SO2吸收时,考虑在净化SO2的过程中同时除去烟尘,那是比较经济的,是较为理想的,即除尘脱硫一机多用或除尘脱硫一体化。例如,有的采取在吸收塔前增设预洗涤塔、有的增设文丘里洗涤器。这样,可使高温烟气得到冷却,通常可将120~180℃的高温烟气冷却到80℃左右,并使烟气增湿,有利于提高SO2的吸收效率,又起到了除尘作用,除尘效率通常为95%左右。有的将预洗涤塔和吸收塔合为一体,下段为预洗涤段,上段为吸收段。喷雾干燥法烟气脱硫技术更为科学,含硫烟气中的烟尘,对喷雾干燥塔无任何影响,生成的硫酸盐干粉末和烟尘一同被袋滤器捕集,不用增设预除尘设备,是比较经济的

    (3)烟气的预冷却
    大多数含硫烟气的温度为120~185℃或更高,而吸收操作则要求在较低的温度下(60℃左右)进行。低温有利于吸收,高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。通常,将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有:应用热交换器间接冷却;应用直接增湿(直接喷淋水)冷却;用预洗涤塔除尘增湿降温,这些都是较好的方法,也是使用较广泛的方法。通常,湿法烟气脱硫的效率较高,其原因之一就是对高温烟气进行增湿降温。中国已开发的湿法烟气脱硫技术,尤其是燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术,高温烟气未经增湿降温直接进行吸收操作,较高的吸收操作温度,使SO2的吸收效率降低,这就是中国燃煤工业锅炉湿法烟气脱硫效率较低的主要原因之一。

    高效脱硫除尘器高效脱硫除尘器
    (4)结垢和堵塞
    在湿法烟气脱硫中,设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞,已成为一些吸收设备能否正常长期运行的关键问题。为此,首先要弄清楚结构的机理,影响结构和造成堵塞的因素,然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。一些常见的防止结垢和堵塞的方法有:在工艺操作上,控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量;控制溶液的PH值;控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和;保持溶液有一定的晶种;严格除尘,控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量,设备结构要作特殊设计,或选用不易结垢和堵塞的吸收设备,例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞;选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备。脱硫系统的结构和堵塞,可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4(石膏),并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中,控制措施为强制氧化和抑制氧化。

    (5)腐蚀及磨损
    煤炭燃烧时除生成SO2以外,还生成少量的SO3,烟气中SO3的浓度为10~40ppm。由于烟气中含有水(4%~12%),生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时,硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上,或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。解决方法主要有:采用耐腐蚀材料制作吸收塔,如采用不锈钢、环氧玻璃钢、硬聚氯乙烯、陶瓷等.

    (6)除雾
    湿法吸收塔在运行过程中,易产生粒径为10~60m的“雾”。“雾”不仅含有水分,它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等,如不妥善解决,任何进入烟囱的“雾”,实际就是把SO2排放到大气中,同时也造成引风机的严重腐蚀。因此,工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。通常,除雾器多设在吸收塔的顶部。中国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器,这不仅造成SO2的二次污染,对引风机的腐蚀也相当严重

    (7)净化后气体再加热在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中,烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温,烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后,在一定的气象条件下将会产生“白烟”。由于烟气温度低,使烟气的抬升作用降低。特鼻在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下,“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污染源周边的地面,容易出现高浓度的SO2污染。为此,需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热,提高净化气体的温度。被净化的气体,通常被加热到105~130℃。为此,要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气轻柴油,产生1000~1100℃的高温燃烧气体,再与净化后的气体混对。这里应当指出,不管采用何种方法对净化气体进行二次加热,在将净化气体的温度加热到105~130℃的同时,都不能降低烟气的净化效率,其中包括除尘效率和脱硫效率。为此,对净化气体二次加热的方法,应权衡得失后进行选择。

    化学反应/湿法脱硫 编辑

    湿法脱硫流程图湿法脱硫流程图
    1)SO2+H2O→H2SO3 吸收
    2)CaCO3+H2SO3→CaSO3+CO2+H2O中和
    3)CaSO3+1/2O2→CaSO4 氧化
    4)CaSO3+1/2H2O→CaSO31/2H2OCaSO4+2H2O→CaSO42H2O结晶
    6)CaSO3+H2SO3→Ca(HSO3)2pH控制

    发展现状/湿法脱硫 编辑

    随着我国对热电厂二氧化硫排放标准的不断提高,且燃煤的含硫量也比以前有所增加,现有的湿法脱硫机组已经不能满足相关要求。要进一步提高脱硫效率,就要在脱硫的过程中加入LY-WS脱硫添加剂、LY-WS脱硫催化剂、LY-WS脱硫增效剂等,使得二氧化硫排放标准符合国家要求。

    常用名词/湿法脱硫 编辑

    1.脱硫效率
    烟气脱硫系统脱除SO2的能力,在数值上等于单位时间内烟气脱硫系统脱除得SO2量与进入脱硫系统时烟气中得SO2量之比。
    2. 钙硫比
    投入脱硫系统中钙基吸收剂与脱硫系统脱除的SO2摩尔数之比,它同时表示脱硫系统在达到一定脱硫效率时所需要的脱硫吸收剂的过量程度。
    3. 液气比
    单位体积烟气流量在脱硫吸收塔中用于循环的碱性浆液的体积流量,它在数值上等于单位时间内吸收剂浆液喷淋量和单位时间内脱硫吸收塔入口的标准状态湿烟气体积流量之比。
    4. 吸收塔
    湿法脱硫系统中最核心的设备和主反应钢制容器,烟气中SO2的脱除反应与石膏的生成均在此进行。
    5.FGD
    “FLUE GAS DESULFURIZATION”的简称,意即烟气脱硫。
    6.GGH
    “GAS-GAS HEATER”的简称,即气-气换热器。其作用主要是提高脱硫后烟气的温度,通过提升温度,增加脱硫后烟气的浮力和扩散能力,降低烟羽的可见度,减少烟囱中的液滴冷凝,避免脱硫塔下游烟道和烟囱发生腐蚀。
    7.旁路烟道
    主烟道的旁路挡板门至烟囱入口部分,所谓“旁路”,是相对于脱硫系统烟道而言。
    8.原烟道
    未经脱硫处理的烟气(原烟气)所流经的FGD系统烟道,其界限为脱硫系统中自主烟道取风口至吸收塔入口。
    9.净烟道
    经过吸收塔脱硫处理之后的烟气(净烟气)所流经的FGD系统烟道,其界限为脱硫系统中自吸收塔出口至主烟道脱硫入风口。
    10.PLC
    “ProgrammableLogic Controller”的简称,意即“可编程序逻辑控制器”。其作用是采用可编程序的存贮器,在其内部存贮执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作的指令,并通过数字量、模拟量的输入和输出,控制各种类型的机械或生产过程。
    11.DCS
    “Distributed Control System ”的简称,意即“分散控制系统”,是脱硫岛热工自动化系统的中枢。运行人员通过DCS系统采集现场仪表所提供的现场数据,并通过DCS系统向就地各个设备发送指令,调整状态,保持脱硫岛的正常运行。
    12.电机
    高、低压电机
    即额定电压为高压或低压等级的电动机。额定功率低于200kW的电动机属于低压电机,额定功率为200kW(含)以上的电动机属于高压电机(6kV、10kV)。
    13.CEMS
    “Continuous Emission Monitoring System ”的简称,意即“烟气连续排放监测系统”。其作用是主要监测燃煤、燃油释放的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等污染物,为环境管理、环境监测、排污收费、污染物治理、改善大气质量以及实施污染物总量排放控制提供可靠的依据。

    相关文献

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    参考资料
    [1]^引用日期:2015-12-31

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