火电厂烟气脱硫技术及管理工作研讨会论文集
31
脱硫系统pH 值控制与脱硫效果
郭福明
（扬州发电有限公司，江苏 扬州 225007）
摘 要：扬州发电有限公司5号机组烟气脱硫系统经过一段时间的试运行，已投入正常运行。脱硫的原理是引风机出口的烟气通过吸收塔时，烟气中的SO 2与吸收塔内的石灰石浆液发生化学反应，最终生成副产品石膏（CaSO 4·2H 2O ），脱硫后的烟气经烟囱排向大气。在脱硫过程中石灰石浆液的补充量及石膏的品质通过控制pH 值来达到设计要求，并对影响pH 值的因素及pH 值变化对其它参数的变化和运行调整进行简单的分析。 关键词：pH 值；水质；烟气；石膏；石灰石
0 前言
扬州发电有限公司脱硫系统为日本川崎公司设计、生产的石灰石—石膏湿式法烟气脱硫装置、与5号机组配套，装置设计进口烟气流量970 000 Nm 3
/h ，SO 2浓度1 200×10-6
时脱硫率不小于80%、副产品石膏纯度大于89%，在脱硫率为80%时，钙硫比保证值为1.05。
5号炉2台引风机出口的全部烟气首先通过本系统的增压风机增压后进入GGH （烟气热交换器），降温后进入吸收塔，吸收塔内的石灰石和石膏的混合浆液经循环浆泵打至吸收塔上部后通过3层喷嘴向下喷淋，与烟气在对流过程中吸收烟气中的SO 2、SO 3 ，生成的CaSO 3被氧化风机不断鼓入的空气中的氧气氧化成CaSO 4，脱硫后的烟气经加热后通过烟囱排入大气。
1 参数的控制
为了保证达到设计要求的脱硫率和石膏纯度，运行中主要控制吸收塔中的pH 值、石灰石浆液输入量和石膏浆液的抽出量。
（1）按照设计，吸收塔内pH 值应为5.4，由于目前采用的石灰石与设计要求有差异，根据实际测
试，脱硫系统的pH 值控制在4.3左右时，既能保证
石膏的纯度，又能达到设计规定的脱硫率，所以，目前脱硫系统吸收塔的pH 值设定值为4.3。石灰石浆液的输入量和石膏浆液的抽出量均可根据测量的pH 值变化实现自动控制：当pH 值低时，增加石灰石浆液的输入；pH 值高时，则减少石灰石浆液的输入量。
（2）石灰石浆液输入量有2个参数，一个是提前供给量，是根据进入脱硫系统的烟气总量及烟气中SO 2浓度由DCS 系统自动计算出所需的石灰石浆液流量，运行人员可以此做出判断，确定当前运行状态下吸收塔内所需的石灰石量。还有一个是实际供给量，在上述基础上，通过测量吸塔内pH 值来修正计算供给的石灰石浆液量，并发出指令，在投CAS 状态时，DCS 系统能据此自动调整石灰石浆液阀门开度，从而控制进入吸收塔内的石灰石浆液量，使吸收塔内pH 值保持在一定范围内，石灰石与石膏的比例在一定范围内。
（3）石膏浆液抽出量是根据石灰石浆液的输入量按照一定的比例来控制的，在投CAS 状态时，进入水力旋流器的流量能通过阀门的自动调整来实现。
2 影响pH 值的因素
由上述可看出，pH 值的变化会引起其它参数
郭福明：脱硫系统pH 值控制与脱硫效果
32
的一系列变化，DCS 系统能根据测量到的pH 值来自动控制石灰石浆液的输入量及石膏浆液的输出量，可以说pH 值是脱硫系统正常运行的关键参数，它反映了吸收塔浆液中各种物质的含量，并据此来调整运行。但在运行过程中有时受吸收塔内水质等因素的影响，吸收塔内各部分的pH 值不同，以及进入pH 仪管路堵塞等影响，测量出来的pH 值会存在较大误差，从而影响其它参数的变化，影响到脱硫效果和石膏品质。 2.1 烟气中灰尘含量太大
影响吸收塔内水质的原因之一是烟气中灰尘含量太大。有时由于除尘效果不理想，进入脱硫系统的烟气中灰尘大量进入吸收塔内，与塔内石灰石、石膏浆液混合在一起，阻碍了石灰石对SO 2吸收，同时成品石膏中也含有大量灰尘、石灰石的比例也相应增加，影响石膏品质。 2.2 煤质的影响
由于燃煤品质不同，煤中所含的微量物质也不同，某些燃煤烟气中HCl 、HF 含量较高，由于吸收塔内浆液浓度在20%左右，HCl 、HF 就会溶解于浆液中而使F -、Cl -含量增加，从而影响石灰石浆液对SO 2吸收，影响pH 值的测量。 2.3 石灰石品质的影响
石灰石中除了CaCO 3以外，还含有SiO 2、MgO 、Al 2O 3等物质，目前采用的石灰石是镇江船山矿生产的天然矿石，其MgO 的含量只能保证小于0.7%，而脱硫系统设计的含量是0.18%，Al 2O 3的含量还无法控制，这些物质都会对pH 值测量的正确性及脱硫效果产生很大影响。
3 原因分析及判断调整
在系统运行过程中，作为运行人员要根据各参数的变化来判断脱硫过程的不正常情况，不断地调整运行方式来确保系统的正常运行，从而保证脱硫率和石膏品质。
（1）在运行行过程中，脱硫运行人员要加强与发电部的联系，了解锅炉和电除尘的运行情况，据此来调整运行方式。加外在烟气进入吸收塔前，要
通过气气交换器对烟气进行降温处理，运行人员可根据气气交换器两侧差压的上升速度来判断烟气中灰尘的含量变化，然后联系发电部调整燃烧及电除尘人员调整电除尘的运行工况，尽量保证烟气含尘量在一定范围内。
（2）正常运行中，脱硫系统有2套pH 仪，取值pH 值较小的作为DCS 自动调整的参数，运行过程中pH 仪能轮流实行自动清洗，2套pH 仪测量出的数值应该很接近，但有时2套测量出的数值相差较大，当差值超过0.2时，DCS 发出报警信号，这时运行人员可手动清洗，确保测量回路管道畅通，若不能解决应及时联系检修人员处理。为了保证pH 仪本身能正常工作，定期联系化学人员用标准液进行校验。当pH 仪不能正确测量时，短时间内可切出自动跟踪，根据烟气流量和SO 2含量来控制石灰石浆液的输入量。
（3）运行根据pH 值的变化、石灰石浆液实际输入量和提前供给量的变化来判断水质情况。正常情况下，石灰石的实际供给量接近于提前供给量，而当水质恶化时，石灰石的实际供给量会大于提前供给量，在这种情况下，目前一般采取导水方法来改善吸收塔内的水质。为了节约水资源，对石膏浆液脱水过程中产生的部分废水回收再利用，有时，因为煤质、烟气灰尘等因素的影响，回收水的品质较差，重新补充到吸收塔内后将造成整个吸收塔内水质下降，此时，就要进行导水，在导水期间石灰石浆液输入量、石膏浆液输出量切出CAS 控制方式，投自动方式，根据石灰石提前供给量人为控制石灰石浆液的实际供给量和石膏浆液抽出量，这样可控制吸收塔内石灰石和石膏比例，待到导水正常后再恢复到正常运行方式。
（4）通过导水改善吸收塔内水质的依据和方
法。a. 吸收塔补水来源分析：进入吸收塔的石灰石浆液浓度为30%左右，吸收塔内石灰石与石膏混合浆液浓度正常为20%左右，在正常运行中要向吸收塔补充水源，吸收塔内的补充水有五部分组成。①运行过程中定期冲洗烟道后的水；②除雾器的冲洗水；③氧化空气中的加湿水随空气进入吸收塔，但量较少；④工业水补充，根据吸收塔的液位能自动
火电厂烟气脱硫技术及管理工作研讨会论文集
33
调节开度进行补水；⑤ 来自过滤泵的补水，根据设计，为了节约用水，用滤液池的水作为吸收塔的主要补充水，滤液池的水来自2部分：一是浓缩器溢流来，石膏浆液抽出泵抽出的浆液浓度为20%左右，先经水力旋流器脱水，脱水后的浆液浓度为60%左右，然后经真空皮带脱水后成为成品石膏，其含水量在10%以内，真空皮带脱出的水进入滤液池；同时在脱水过程中冲洗石膏和真空皮带用的水最终进入滤液池（每小时7 m 3左右）；水力旋流器脱出的水进入浓缩器，其中含有杂质及部分石膏，一部分杂物沉淀在其底部经废水泵排向灰场前池，一部分水通过其上部管道溢流至滤液池；当烟气中灰尘含量大时，滤液池中的水质较差，这部分水进入吸收塔后对pH 值的影响很大。
b. 导水的方法：目前，当发现水质严重恶化时，通过切换将滤液泵抽出的水排至石膏区域排放池，最终排入灰场前池进入灰场，吸收塔内全部用工业水补充，正常情况下，经过4 h 左右就能使吸收塔内的水质达到要求，效果还是比较明显的；另外，当发现吸收塔内水质开始恶化时，人为地增加浓缩器下部废水泵的排出量，减少浓缩器溢流至滤液池的水量来改善滤液池的水质。
4 脱硫效率及石膏质量情况
从试运行至今情况分析，当3台循环泵运行时，烟气中含硫量为1 200×10-6时，脱硫效率能达到88%，石膏纯度最高时达到97%，当烟气中SO 2含量降低时，采用2台循环泵运行，其脱硫率能达到83%，石膏纯度达94%。脱硫率和石膏纯度都达到设计要求，石膏中Cl -的含量也达到客户的要求。
5 存在的问题及对策
5.1 存在的问题
扬州发电有限公司所用烟气进出口SO 2浓度测量仪、吸收塔pH 值测量仪均由日方提供，由于安装调中未对运行、维护人员进行培训，运行人员缺乏维护知识，检修人员也难以进行调整，而且备品备件较难购买，投运以来，烟气出口SO 2浓度测量仪经常发生故障，烟气入口SO 2浓度测量仪也发生故障，pH 仪测量误差增大，对自动控制造成及大影响，目前，只能通过人工测量烟气入口SO 2浓度来控制石灰石浆液输入量，同时通过经常性测量pH 值来修正。
5.2 采取的对策
（1）联系日方进行检修，同时对运行人员进行相应的运行、检修方面的培训。（2）运行人员加强总结，积累经验，根据相应参数的变化来判断设备的异常情况，及早采取对应措施。（3）运行管理上，制定科学合理的制度，加强设备的定期校验，学习其它厂的运行经验，做好相关的事故处理预案。对相关人员进行培训，提高判断处理异常问题的能力。（4）对关键设备加快国产化过程，加强备品备件的管理，一旦发生设备故障能得到及时处理。
6 结束语
对扬州发电有限公司而言，脱硫还是一门新技术，各种参数变化对烟气脱硫率及副产品石膏质量的影响还在不断摸索中，随着火电厂脱硫的广泛应用，技术也将日渐成熟，公司将加强与其它电厂的技术交流，为今后脱硫系统的正常运行积累经验。
（责任编辑 孙家振）
影响燃煤电厂湿法烟气脱硫效率的主要因素李钧 发表时间：2019-07-16T13:51:49.263Z 来源：《电力设备》2019年第6期作者：李钧 [导读] 摘要：科学技术的快速发展使我国各行业发展迅速。 （国电宁夏石嘴山发电有限责任公司宁夏回族自治区石嘴山市 753202） 摘要：科学技术的快速发展使我国各行业发展迅速。石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是目前世界上应用最为广泛、工艺最为成熟、适应能力最强的火力发电机组烟气脱硫技术。 关键词：燃煤电厂；湿法烟气脱硫效率；主要因素 引言 我国经济建设的快速发展离不开各行业的大力支持。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭资源在能源结构中始终占据着主导地位。煤炭作为一次能源，最大的缺点在于燃烧过程中排放出的二氧化硫（SO2）、NOx及粉尘等污染物，给人类健康、社会生产、生态环境等造成了巨大的危害。 1燃煤电厂湿法烟气脱硫现状 在这个阶段，人们逐渐增强对生态环境的保护意识。国家逐渐开始强调对于保护环境的重要性。因为新兴技术的发展，烟气脱硫技术得到了快速发展，并且普遍的使用到各种电站企业。经过不完全的调查统计分析，只有百分之十的电站企业在开发过程中不使用烟气脱硫技术。在电站烟气脱硫技术应用中，大多数电站锅炉技术人员通过相关方案的测试，可以满足烟气脱硫的基本要求。我国的烟气脱硫技术处于迷茫的阶段，可以借鉴外国先进的烟气脱硫的经验和技术，并且与我国传统的技术相结合，以达到技术创新的目标。 2影响脱硫效率的主要因素 2.1吸收塔浆液pH值对脱硫效率的影响 吸收塔内浆液pH值的控制是提高脱硫效率，掌控石膏品质的关键环节。浆液pH值在实际运行中对于吸收塔内传质性能有着一定影响，具体表现在以下方面：首先，吸收浆液的pH较高，液相主体传质系数增大，有利于SO2的吸收，对SO2脱除有利，可减少石灰石浆液对设备的腐蚀作用；其次，当pH值越小时，会有利于石灰石的溶解，钙离子的析出，但不利于SO2的反应。随着SO2的吸收，浆液的pH值继续下降，酸度增加，CａCO３的析出量增加。CａCO３细本颗粒表面被析出的CａCO３包围，阻碍了CａCO３的继续分解，继而使pH值继续降低，反而会抑制SO2吸收反应的进行。所以在实际生产作业过程中，一般情况下，石灰石浆液的pH值控制在5.0-5.8比较合适的控制范围。 2.2锅炉投油 目前，脱硫系统取消烟气旁路后，脱硫系统都要在锅炉点火前启动运行，锅炉在开停机和投油稳燃时都将造成大量未完全燃烧的柴油在脱硫系统被吸收沉积，柴油和浆液混合后起到表面活性剂的作用，容易在吸收塔内产生泡沫，妨碍石膏结晶和晶体长大。吸收塔起泡严重时，石膏排出泵入口浆液泡沫增加，泵出口压力降低或压力不稳，无法正常控制石膏流量，浆液流量不稳定，最终导致浆液密度逐渐上升，吸收塔液位难以控制。 2.3入口烟气温度对脱硫效率的影响 燃煤电厂常规FGD入口的温度约为100-160度左右，这个与燃用煤质、锅炉燃烧情况有关。这与SO2的吸收过程是一个放热的过程有关联，若FGD入口温度过高，会造成吸收塔内液面SO2平衡分压上升，导致二氧化硫溶解度下降，脱硫率降低。另外，过高的烟气温度还会降低了吸收塔内某些特种材质的使用寿命。SO2的吸收速率随着温度的升髙而降低，温度的升高还不利于反应向生成石膏过程移动。所以在实际的FGD装置中，通常高温原烟气会经过烟气换热器（GGH）来降低进入吸收塔的原烟气温度或在吸收塔前布置降温装置来降低吸收塔入口温度，提高了脱硫系统的效率。 2.4工艺水水质 根据燃煤电厂典型设计情况，石灰石－石膏湿法脱硫系统工艺水一般来源于电厂循环水排水，而循环水中为了防止凝汽器结垢，往往是连续添加阻垢剂，抑制CａCO３的生成。根据循环水阻垢剂阻垢原理，阻垢剂能起到表面活性剂的作用，会对CａCO３进行包裹，防止晶格长大，并且阻垢剂中的特殊金属有机物会进入CａCO３晶格，使晶格发生畸变，阻止CａCO３晶体长大，而这些阻垢剂进入脱硫浆液系统后同样会抑制CａCO4晶格长大，影响石膏脱水。 2.5入口烟气含尘浓度对脱硫效率的影响 吸收塔在运行中若因除尘器故障等原因会使FGD入口烟尘增加，烟气中约75%的飞灰留在了浆液中，致使从而会降低脱硫效率。烟尘中的HF（氟化氢）进入脱硫塔与水接触，与CａCO３中Ca2+与F-发生反应生成CaF2，同时，飞灰中的铝离子溶解进脱硫塔内的浆液中，生成A1Fn多核络合物阻碍了石灰石的消溶，导致浆液pH值下降。同时灰尘中的重金属离子如Hg、Mg、Cd、Zn等会抑制Ca2+与HSO3-的反应，进而影响脱硫效率和石灰石的利用率。此外，飞灰化合成复合物，形成石灰石颗粒表面包膜，降低活性，也会影响生成石膏副产品的品质。 2.6烟气SO2浓度对传质速率的影响 采用浓度为20%的脱硫剂，在烟气流量为18m3?h-1、脱硫剂循环流量为300mL?min-1时，对SO2浓度为1860~6440mg?m-3的烟气进行了实验探究。将测得的系统出口烟气SO2浓度代入模型，并将计算得出的传质速率与实验所得的传质速率进行比较。模型和实验结果同时表明，传质速率与烟气SO2浓度呈正相关性。传质速率对烟气SO2浓度的变化较为敏感，随着烟气SO2浓度的升高而急剧提高。这可能是由于，烟气SO2浓度的提高增加了一定时间内参与反应的SO2气体的量，增加了反应接触面积的同时，提高了传质的浓度推动力，从而导致了传质速率的提高。 2.7石灰石品质对脱硫效率的影响 石灰石作为吸收剂，品质的优劣影响着脱硫FGD系统的性能、可靠性以及脱硫效率。石灰石纯度低，供应量就大，影响了脱硫反应的速率，增加了吸收塔的负荷，使吸收塔的浆液密度不易控制，生成石膏的纯度下降。石灰石的粒度越细，溶解性就越好，与SO2的反应速度就越快、越充分，石灰石的利用率就越高，脱硫效率就越好。为了确保烟气脱硫效果，通常情况下要求石灰石中CａCO３的质量分数不小于90%，杂质要少，越纯越好，一般石灰石细度在325目，过筛率90%以上最佳，粒径在40-60μm。在整个脱硫SO2吸收及氧化的反应过程
一、系统介绍 1.1 湿式吸收塔系统 吸收塔采用喷淋塔，每台锅炉配一套湿式吸收塔系统。吸收塔系统至少包括： 1、吸收塔 至少包括：由带有防腐内衬或其它防腐衬层钢制塔体和烟气出口和入口、人孔门、观察孔、法兰、液位控制、溢流管及所有需要的管口与连接件等。 2、浆液循环系统 每套包括：浆池、搅拌器、浆液循环泵、管道、喷雾系统、支撑、加强件和配件等；浆液循环泵采用单元制运行方式，每台循环泵对应一层喷嘴，循环泵不设运行备用。每个吸收塔考虑设一台（最高压头）备用泵叶轮。 吸收塔内部浆液喷雾系统由分配管网和喷嘴组成，喷雾系统的设计能使喷雾流量均匀分布，浆液喷雾系统采用FRP（原材料进口），采用四层喷淋。 每台循环泵与各自的喷雾层连接，不考虑备用循环泵。吸收塔浆液循环泵为离心叶轮泵（无堵塞离心式）。 3、吸收塔氧化风系统 氧化风机为每塔两台，一运一备，流量裕量为10%，压头裕量为20%。氧化风机为罗茨型。吸收塔外部的氧化风管进行保温。 4、除雾器 每塔1套，包括：进出口罩、优化布置的除雾器、冲洗水系统和喷淋系统等。采用屋脊式，塔内设计流速不超过 3.5M/S。除雾器安装在净烟气出口处分离夹带的雾滴，吸收塔出口净烟气携带水滴含量小于75mg/Nm3。 5、石膏浆液输送泵 每塔配2台石膏浆液输送泵（1运1备）。含泵本体、配套电机、联轴器、泵和电机的共用基础底座、法兰、配件以及内衬、冲洗装置等。 6、事故浆液箱 二台机组的FGD岛内设有一个事故浆液箱，其容积满足：不小于一座吸收塔最低运行液位时的浆池容量。 事故浆液箱配备内衬、泵、阀门、管件和控制件，以便将箱体内浆液转送至吸收塔。提供搅拌措施以防止浆液沉淀。 事故浆液箱浆液的传送速度能使箱体内浆液在15个小时内彻底放空，安装
烟气脱硫系统节能优化措施 1背景 根据国家发展改革委、环境保护部等“关于印发《煤电节能减排升级 与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”(发改能源［2014］2093号)中明确了燃煤电厂节能减排主要参考技术。其中，针对现役机组节 能部分提出了脱硫系统运行优化，预计可以降低供电煤耗约0.5g/kWh。本文主要对现有脱硫运行优化措施进行简单的描述。 2节约设备运行电耗 因为旋转设备较多，脱硫系统的厂用电率占整个机组运行电耗的1%以上，降低脱硫系统的运行电耗，可以有效的降低机组的运行费用。在 脱硫系统中，浆液循环泵的电机功率约在1000kW左右、氧化风机的电 机功率约在600kW左右，石膏脱水系统中的真空泵的电机功率也超过200kW，均为高压电机(6kV或者10kV)，想降低脱硫系统的运行成本， 必须有效降低高压大电机的运行电耗。 2．1引增合一改造目前新建机组均不在单独设置增压风机。处于安全及经济性考虑，有增压风机的在役机组大多进行了引增合一改造，改 造增压风机后，针对600MW机组而言，可有效降低厂用电率0.05%以上。 2．2降低浆液循环泵的运行电耗(1)在现役机组进行脱硫系统改造时，有条件时可以通过对吸收塔的塔型进行优化，调整石灰石浆液的pH值、脱硫系统的钙硫比等数值，或者通过调整塔内的烟气流速参数，使浆 液循环泵的运行功率达到最低值。如果设置烟气换热器后，吸收塔入 口的烟气温度会大大降低，烟气的体积流量也会随之降低。在液气比 等参数不变的情况下，浆液循环泵的流量可以相对应的减少，泵的耗 电量可以随之降低。(2)合理的选取系统的设计阻力，使浆液循环泵的 扬程降低，可以减少泵的耗电量。例如适当加大浆液循环管的管径， 使系统的流速降低，一是可以在停泵时避免损坏滤网，同时又减少系 统的水力损失。(3)根据机组的实际情况来调整泵的运行方式。受上网
氨法脱硫 ??????氨法脱硫工艺是用氨水吸收SO2的成熟的脱硫工艺。不同的氨法工艺，区别仅在于从吸收溶液中除去二氧化硫的方法。不同的方法可获得不同的产品。 ??????氨法工艺主要有氨-硫酸铵法、氨-亚硫酸氢铵法、氨- ??????氨-硫酸铵法 一、工艺原理： ??????该工艺利用氨液吸收烟气中的SO2 ??????（1 ?????? ??????2NH3＋ ??????随着吸收进程的持续，溶液中的NH4HSO3会逐渐增多，而NH4HSO3已不具备对SO2的吸收能力，应及时补充氨水维持吸收浓度。 ??????（2）氧化过程
??????氧化过程主要是利用空气生成（NH4）2SO4的过程： ??????(NH4)2SO3＋O2??→(NH4)2SO4 ??????NH4HSO3＋O2??→?NH4HSO4 ??????NH4HSO4＋NH3?→(NH4)2SO4 ??????（3）结晶过程 ??????氧化后的（NH4）2SO4经加热蒸发，形成过饱和溶液，（ 二、工艺流程 （1 氨-NH3和亚硫酸铵、硫酸铵气溶胶。 氨法脱硫中的氨损失主要包括液氨蒸气损失和脱硫塔雾沫夹带损失两部分。亚硫酸铵、硫酸铵气溶胶一旦形成，很难去除。所以国外公司（如美国GE公司等）在脱硫塔出口设置电除雾器，以消除逃逸的氨损耗和亚硫氨气溶胶。 本公司采用独特的MW微雾净化系统可高效去除逃逸的氨损耗和亚硫氨气溶胶。且空间及额外投资小。 氨-硫酸铵回收法具有丰富的原料，可以是液氨、氨水和碳铵，氨是人工合成，不像石灰石是天然资源，氨是化肥原料，脱硫后副
产品为化肥，我国是人口、粮食和化肥大国，氨法很适合中国国情。???液氨、氨水和碳铵是等效的，它们是氨的不同载体，来源广泛。
氨水在温度较高时（一般是60度以上）就逐步分解成为气体氨与水，形成氨逃逸，气体氨是不参与反应的；并且二氧化硫在温度较高时也很难被溶解吸收，化学反应通常是在液体中进行，所以把温度降低到60度以下是必须的选择 需要解决的问题是气溶胶和氨损。气溶胶是指固体或液体微粒稳定地悬浮于气体介质中形成的分散体系。在氨法脱硫过程中，亚硫酸铵和亚硫酸氢铵气溶胶随净烟气排出，造成氨的损耗，成为困扰氨法脱硫技术发展的瓶颈。 氨法技术在脱除烟气中的二氧化硫时，不产生二氧化碳（钙法每脱除1吨二氧化硫的同时产生0.7吨二氧化碳），不产生任何废水、废液和废渣。另外，氨法技术脱硫的同时具有脱销能力，目前很多烟气脱硫装置经检测脱硝率均在30%以上。 由于液气比较常规湿法脱硫技术降低，脱硫塔的阻力仅为800Pa左右，包括烟道等阻力脱硫岛总阻力在1000Pa；配蒸汽加热器时脱硫岛的总设计阻力也仅为1250Pa左右。因此，氨法脱硫装置可以利用原锅炉引风机的潜力，大多无需新配增压风机；即便原风机无潜力，也可适当进行风机改造或增加小压头的风机。 关于脱硫塔出口烟气温度的处理有以下4种方案： （1）设置气/气换热器（GGH），使FGD进口热烟气和出口冷烟气之间进行换热，FGD出口烟气被加热至80℃以上后排入烟囱。 此法无需消耗外部热量，比较经济，但一次投资很大，1*300MW脱硫机组的回转式GGH造价达1250~1350万元/台；同时由于烟气两次换热，烟气阻力降很高，达1200Pa~1500Pa，烟气升压耗能很大。 （2）在脱硫塔出口设置烟气加热器，利用外部蒸汽加热FGD出口冷烟气。此法一次投资相对较低，但需消耗一定量的外供蒸汽，运行成本高。 （3）在脱硫塔顶部增设一高30M左右的玻璃钢排气筒（排烟口总高度60米），使脱硫后的净烟气直接从此烟囱排放，原烟囱作为事故排放烟囱备用。此法投资和能耗都比较低（如果原锅炉引风机能提供1200~1000Pa的余压，可以不
湿法烟气脱硫后烟温变化对烟囱运行的影响 火电厂加装湿法烟气脱硫装置后，会使烟气温度降低，造成烟囱运行条件偏离设计工况，可能对烟囱产生不良影响。对此，以某发电厂125 Mw 机组湿法烟气脱硫装置为例，分析脱硫后烟温变化可能对烟囱安全性和运行造成的影响。 1 烟囱内温度分布的计算 某发电厂2 台125 MW 机组共用1 座烟囱，烟囱高度为180m 3y6|+Q!]8z:G7i&https://www.doczj.com/doc/86786936.html,，脱硫前满负荷时烟囱入口烟气量为1 230000m3/h（标准状态），温度150℃ ，脱硫后满负荷时烟囱进口烟气量为1 306209m3/h （标准状态）， 温度80℃ 。 .A&a+]7s+a-_9a+H9D能源环保论坛对脱硫装置安装前后满负荷、80％负荷、65％负 荷和50％负荷共8个工况进行分析。 根据能量守恒原理，可计算出烟囱沿高度方向的一维温度分布。由于沿高度方向烟囱直径是变化的，且烟囱较高，所以采用分段计算，并考虑了沿高度位能的变化。将烟囱分为13 段，在计算段内，根据能量守恒可得： 由上式得到脱硫装置安装前后各个工况的温度分布结果见图1 、图2 。
由图1 和图2 可知，脱硫装置安装前后烟囱内进出口烟温降低都不大，但由于脱硫装置安装后烟囱进口烟气温度低，使烟气和烟囱外环境的温差减小，因而烟囱进出口的烟温较未脱硫时小。由于烟气脱硫装置安装后烟囱内烟温低于80℃ ，平均比未脱硫时低70℃ ，因此对于烟气脱硫装置安装后的烟囱必须考虑烟温变化带来的影响。 2 烟气脱硫装置安装前后烟囱内烟气温度分布变化对烟囱的影响 烟囱内烟气温度的变化可能对烟囱带来的影响主要有：(l）由于烟气温度的降低出现酸结露现象，造成烟囱内部腐蚀；(2）由于烟气温度的变化使烟囱的热应力发生改变；(3）由 于烟温降低影响烟气抬升高度， （烟气排出烟囱口之后，由于排出速度和热浮力的作用，上升一段高度后再慢慢扩散，这段高度称为抬升高度。烟气自烟囱排出，即与周围大气发生强烈的能量和热量交换，交换到一定程度，烟气的速度、温度和周围大气十分接近，此时烟气就随着大气运动而浮沉和扩散，烟气浓度逐渐降低，最后和大气融为一体完成整个扩散过程。）从而影响烟气的排放；(4）由于烟温的降低，造成正压区范围扩大。 2.1 烟囱的腐蚀情况 烟气脱硫装置安装后可能使烟气温度低于酸露点，造成对烟囱内衬材料以及钢筋混凝土筒
H Z D 华能国际电力股份有限公司管理标准 HZD-00-0000 脱硫系统运行管理及考核标准2008-03-00发布 2008-03-00实施
HZD-00-0000 华能国际电力股份有限公司 脱硫系统运行管理及考核标准 第一章 总 则 第一条 为规范公司管辖范围的机组脱硫系统运行管理工作，建立脱硫系统运行管理及考核体系，确保脱硫系统安全、优质、高效的运行，特制定本标准。 第二条 本标准依据国家相关法律法规和有关脱硫系统运行管理规定及公司的有关标准制定下属条款，以加强脱硫系统运行、维护、管理和考核工作。 引用规范：《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》（发改价格[2007]1176号），国家发展改革委和国家环保总局2007年5月29日颁布。 第三条 本标准适用于公司本部及公司所属分支机构、控股公司和受委托管理的公司（电厂）。公司所属分支机构、控股公司和受委托管理的公司（电厂）以下称“公司所属单位”。 第二章 脱硫系统运行管理模式 第四条 公司所属单位内部须设置独立的脱硫系统运行管理机构。 第五条 公司所属单位的脱硫运行管理机构具备以下管理职能。 负责脱硫系统的正常运行管理； 负责脱硫系统的计划检修管理； 负责脱硫系统的日常检修维护； 第六条 公司所属单位的脱硫运行管理机构具备以下管理权限。 根据国家、地方及公司有关标准、规定，制定、修改脱硫系统运行规程、检修规程。 根据公司有关标准、规定，制定、修改本单位脱硫系统运行考核细则。 第七条 公司所属单位应按脱硫系统安全稳定运行及正常检修维护的要求配置脱硫系统运行值班和检修维护人员。 第八条 公司所属单位应按下列岗位配置脱硫系统运行管理人员： 脱硫系统运行管理机构负责人 脱硫系统运行管理机构专业技术工程师 脱硫系统运行管理机构专职安全员 第九条 公司生产部负责公司所属单位脱硫运行考核指标的统计汇总。 1
火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进张海军 发表时间：2017-11-07T19:35:38.157Z 来源：《基层建设》2017年第19期作者：张海军 [导读] 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。 神华陕西国华锦界能源有限责任公司 719300 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。在本文中，将就火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进进行一定的研究。 关键词：火电厂；石灰石——石膏湿法脱硫系统；优化；策略改进； 1 引言 在火电厂运行中，脱硫是非常重要的一项工作内容。其中，石灰石—石膏湿法脱硫是我国很多电厂经常使用道的一种方式，但在实际应用当中，还存在着一定的问题，如运行稳定性差以及经济水平较差等，对此，即需要在原有基础上积极做好改进，保障脱硫效果。 2 石灰石—石膏湿法脱硫特点 该技术的特点有：第一，脱硫效率高。就目前来说，该方式在实际脱硫工作中已经具有了较高的完成效率，其完成率在95%左右。但在以该方式脱硫处理时，在完成脱硫后，二氧化碳依然具有较低的浓度，在处理后烟气当中的含尘量大幅度减少。在较大规模机械设备运行中，通过该技术的应用即能够对大幅度对二氧化硫含量进行降低，以此提升电厂与地区总量控制效率；第二，可靠性高。在以该方式生产时，其将具有98%以上的投运率。在我国，大部分电厂都在生产当中对该技术进行应用，可以说该技术在我国具有着较长的发展以及应用历史。该种情况的存在，则使得该技术在我国具有着较为成熟的使用水平，且在技术使用经验方面十分丰富，在脱硫设备实际应用中，也并不会影响导火电厂锅炉的正常运行。而当大机组实际脱硫工艺开展中，其使用寿命相对较长，且部分厂家在实际技术应用时也将获得较好的投资效益；第三，实用性较强。石灰石—石膏湿法脱硫技术具有着较强的实用性。在以该方式开展烟气脱硫处理时，并没有对具体煤种具有较高的要求，即无论是含硫量在1%以下的低硫煤还是含硫量在3%以上的高硫煤，都能够以该方式进行烟气脱硫处理，该种情况的存在，也正是该技术对不同类型煤种良好适应性的表现；第四，资金投入较大。在该技术当中，其需要较多的资金投入，火电厂要想应用该技术进行脱硫处理，即需要通过大量资金的投入用于生产区域面积以及设备购入等。以电厂在使用石灰石—石膏湿法脱硫技术时，需要相对较大物力以及财力的支持。火电厂要想使用该技术，即需要对较多该方面的困难进行良好的克服；第五，副产品利用性强。在石灰石—石膏湿法脱硫技术应用中，将产生一种称之为二水石膏的副产品。该类副产品能够应用在水泥缓凝剂以及建设材料生产当中，以此获得较好的应用价值。可以说，对于脱硫副产品的合理、充分运用，对于火电厂的经济效益将具有积极的作用，在对电厂运行效率进行提升的基础上帮助火电厂实现脱硫副产品处理费用的节约，对于火电厂的可持续运行具有着较好的促进作用；第六，进步效率高。近年来，我国电厂在以该技术实际应用时水平已经较为成熟，无论在技术进步程度还是研究方面度已经达到了较高的应用水平。如在脱硫工艺实际处理时，其已经能够将吸收、氧化以及冷却这几个步骤进行合并处理，在技术不断创新、改进过程中，即能够对该技术实际使用当中存在的问题进行较好的解决。 3 优化策略 3.1 强化技术研究 在以该方式生产当中，pH值是非常关键的一项因素，当pH值过高时，对氧化硫的吸收将具有有利作用，而当pH值较低时，则能够加快石灰石的融解速度。对此，在实际该技术当中即需要能够做好最佳pH值的选择，在最大程度加大传质速率的基础上对脱硫速率以及利用率进行保证，避免生产当中结垢问题的发生。在实际pH值设置中，如4-6是合理范围，则可以在生产当中将其设置在一个较小的区间当中，如5.45-5.6之间，在将脱离效率在一个合理范围当中控制的基础上便于脱硫工艺运行参数的协调稳定，进一步降低脱硫盲区发生概率。同时，在吸收塔浆液当中pH值控制在该区间当中，则能够使脱硫石膏在脱水处理后在品质方面具有了较好的表现，在帮助脱水皮带机器稳定运行的基础上对设备发生的损害进行减少。 3.2 改造应用设备 对技术的应用环境进行创新同样是一项关键内容。在很多火电厂中，其无论是在施工现场建筑质量方面还是脱硫设计方面都存在着不足情况，部分火电厂在对脱硫工艺实际应用时也将出现一定不是很恰当的处理措施。其中，脱硫系统换热器在运行当中更是有较大的几率发生结垢情况，吸收塔、机械密封会出现防腐问题，浆液泵过流部位存在较大程度磨损等，为了避免这部分情况的发生，在石灰石—石膏湿法脱硫方式实际应用时即需要对相关设备的优化引起重视。在对气与气换热器设备开展优化处理时，即需要做好气体种类以及机械设备温度情况的掌握，保证设备在运行当中其内部温度在80℃以内，并做好烟气当中灰尘以及酸性物质的控制优化，避免出现烟气在设备表面附着情况。换热器在实际运行中，当发生结垢现象后，机械内部则将具有更大的压力差值，并因此对换热器的工作效率产生影响。
氨法脱硫氨逃逸及气溶胶分析及解决措施
氨法脱硫氨逃逸及气溶胶分析及解决措施 、水反应成脱硫产物的基本机理而进行烟气氨法脱硫工艺皆是根据氨与SO 2 的，主要有湿式氨法、电子束氨法、脉冲电晕氨法、简易氨法等。氨法脱硫技术在化学工业领域应用普遍，用氨吸收硫酸生产尾气中的SO2, 生产亚硫铵和硫铵。据不完全统计，全世界目前使用氨法脱硫的机组大约在10000MW，氨法是高效、低耗能的湿法。氨法是气液相反应，反应速率快，吸收剂利用率高，能保持脱硫效率95—99%。氨在水中的溶解度超过20%。氨法具有丰富的原料。氨法以氨为原料，其形式可以是液氨、氨水和碳铵。 目前我国火电厂年排放二氧化硫约1000万吨，即使全部采用氨法脱硫，用氨量不超过500万吨/年，供应完全有保证，氨法的最大特点是 SO2的可资源化，可将污染物SO2回收成为高附加值的商品化产品。副产品硫铵是一种性能优良的氮肥，在我国具有很好的市场前景，目前主装置是大型合成氨尿素的热电厂基本上都采用此方法脱硫。但脱 1 硫后烟气温度较低，设备的腐蚀较干法严重并易产生氨逃逸和气溶胶即“气拖尾”现象,需要不断完善。 1 .烟气氨法脱硫氨逃逸及气溶胶的形成原因 1.1 烟气氨法脱硫氨逃逸的形成原因 1.1.1 所谓氨逃逸是氨水温度较高时（一般60℃以上）逐步分解成为气体氨与水的过程，由于气体氨气不参与氨法脱硫反应，所以氨气同脱硫烟气一起从烟囱排出，形成所谓的氨逃逸现象。 1.1.2 氨逃逸是困扰氨法脱硫的一大难题，也是影响脱硫经济性同时影响周边环境的重要因素；有些氨脱硫技术提供商由于技术落后，脱硫率低，为了让二氧化硫排放达标，用氨水过量，在脱硫塔上方形成“白烟”现象，这不但造成
氨法脱硫装置经验点滴 二氧化硫是一种排放量大、影响面广的气态污染物。目前，我国每年的二氧化硫排放量超过20Mt，居世界首位。这种现状与国家构建环境友好型社会的要求相差甚远。氨法脱硫技术起步较早，因具有脱硫率高和副产物易销等特点而应用于化工、冶金、火力发电等行业。 1、氨法脱硫装置的工艺选择 一般情况下，氨法脱硫装置采用二级吸收工艺即可达到91.0%以上的SO2吸收率。常见的二级吸收工艺有：泡沫塔-复喷复挡工艺，两级复喷复挡工艺，填料塔-复喷复挡工艺和两级填料塔工艺等。 据了解，个别厂家为提高吸收率，往往在第二吸收段维持较高的亚硫酸铵浓度和较低的溶液密度。在生产一级品固体亚铵时，这些厂每吨产品的氨耗高达300kg，主要是尾气氨损较高。由于液氨价格较高(约2200元/t)，可能会因此出现项目运行亏损。另外，氨损过高还会造成环境污染。当选择三级吸收工艺时，可在第三吸收段采用低亚硫酸铵浓度(0.35-0.45mol/L)和低密度(1.05-1.10kg/L)的 吸收液，这样可兼顾提高吸收率和降低氨损，在避免氨污染的同时提高项目运行的经济性。因此，建议在风机压头允许的情况下推广采用三级吸收工艺。 另外，有时还可根据吸收设备的特性来选择适当的吸收工艺。根据工艺特点，第一吸收段因吸收液密度较高(1.29-1.31 kg/L)，若指标失控，同时吸收液的亚硫酸铵浓度过高，就会出现设备堵塞；
而第二、三吸收段的吸收液密度较低，吸收设备不易堵塞。因此，设计时可将不易发生堵塞的管道式复喷用作第一级吸收设备，而将易发生堵塞的泡沫塔用作第二或第三级吸收设备，例如可将泡沫塔一两级复喷复挡工艺变成复喷复挡-泡沫塔-复喷复挡工艺等。 2、氨法脱硫装置的设备选型 氨法脱硫装置常见的吸收设备有泡沫塔、填料塔、管道式复喷等，个别脱硫工艺也有使用文丘里做吸收设备的。泡沫塔具有吸收液氧化率低、吸收效率高、投资相对较省的优点，加之泡沫塔一、二回收段呈立体布置、共用塔体而占地面积小，尤其适合一些场地受限的厂家使用；其缺点是当吸收液工艺指标失控时易发生堵塞。一般认为，填料塔是易堵塞、投资高、吸收液易氧化、维修工作量较大的吸收设备。 但据了解，一些厂的填料塔采用1.8 m/g的高操作气速和三级回收工艺，吸收率高达99.0%，并未出现明显的吸收液氧化和设备堵塞现象。管道式复喷吸收器具有结构简单、设备不易堵塞、气体压降低、投资省、对气量波动适应性强和可根据需要设置喷嘴排数的优点，其缺点仅是需配用复挡，占地面积较大，在场地面积允许时，可优先使用。总之，吸收设备的选型应结合实际，因地制宜。 为避免腐蚀，吸收工序的吸收液循环槽多选用硬PVC材料或FRP 材料制作。若采用液氨做氨源，在向吸收液中通氨的过程中，循环槽易受到冲击、产生振动而损坏。因此建议，当选用硬PVC材料或
探讨影响石灰石-石膏湿法脱硫效率的主要因素 发表时间：2017-10-24T17:05:53.313Z 来源：《电力设备》2017年第16期作者：孟祥辉 [导读] 应用最为广泛，但是，在实际的操作过程中，因为在经验和认识上的缺乏，很多工业企业利用湿法脱硫工艺进行脱硫处理的时候存在着很多问题，进而导致脱硫效率受到很大影响，所以对石灰石-石膏湿法脱硫效率影响因素的探析是有必要的，（华能长春热电厂吉林省长春市 130216） 摘要：燃煤过程中的二氧化硫排放造成严重的大气污染，控制电力行业二氧化硫排放是实现全国二氧化硫削减目标的关键。目前，在众多火力发电厂的脱硫工艺中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术发展较为成熟，应用最为广泛，但是，在实际的操作过程中，因为在经验和认识上的缺乏，很多工业企业利用湿法脱硫工艺进行脱硫处理的时候存在着很多问题，进而导致脱硫效率受到很大影响，所以对石灰石-石膏湿法脱硫效率影响因素的探析是有必要的，也是非常具有实际价值的。 关键词：二氧化硫；石灰石-石膏湿法脱硫效率；影响因素 1石灰石-石膏湿法烟气脱硫流程及原理 1.1石灰石-石膏湿法烟气脱硫流程 某油田热电厂采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺（FGD）。从锅炉来的烟气经过电除尘器除尘后，经吸风机引入FDG系统，烟气进入吸收塔内自下而上流动，且被从上向下流动的石灰石浆液以逆流方式洗涤除去烟气中的SO2、SO3、HCL和HF等气体，同时生成石膏（CaSO4?2H2O）。用作补给而添加的石灰石浆液进入吸收塔循环泵人口，与吸收塔内的石膏浆液混合，通过循环泵将混合浆液向上输送到吸收塔顶部，再通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得到充分接触，经脱硫净化处理的烟气流经除雾器除去净烟气所携带的浆液微小液滴，直至最后净烟气通过烟道进人210m的烟囱排入大气。石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统流程见图1所示。 1.2石灰石-石膏湿法烟气脱硫原理 烟气流经增压风机，通过GGH换热器冷却之后进入吸收塔，并与石灰石浆液相混合并发生反应。同时浆液中的部分水份蒸发，烟气得到进一步冷却，之后穿过吸收塔顶部的除雾器，除去烟气中的悬浮水滴，离开吸收塔。烟气再次经GGH换热器升温后，进入烟囱排向大气。吸收塔内，烟气从吸收塔下侧进入，浆液由喷淋层通过喷嘴雾化与烟气逆流接触，洗涤烟气中的SO2、HCL和HF等，首先SO2与CaCO3浆液反应生成Ca（HSO3）2，然后与氧化空气氧化结晶生成CaSO4?2H2O，得到脱硫副产品二水石膏。石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术成熟，设备运行可靠性高，脱硫效率可达95%以上，单塔处理烟气量大，适应不同含硫量的煤种，吸收剂资源丰富，脱硫副产物便于利用，目前广泛应用于世界各地。但该工艺投资费用高，设备占地面积大，运行费用较高，且设备易腐蚀。 2影响脱硫效率的主要因素分析 2.1烟气 （1）烟气温度。依据二氧化硫吸收的化学反应原理，温度比较低的情况下，吸收更加有利；温度较高的情况下，则更有利于解析。所以，如果吸收塔内的烟气处于较低温度的时候，将会对二氧化硫的吸收非常有益，进而提升脱硫的效率。（2）烟气流速。如果在脱硫的过程中，其他方面的参数恒定，只考虑到要烟气流速的话，如果烟气流速变大，烟气与石灰石浆液的吸收将会受到影响，直接减薄烟气和吸收液之间的膜厚度，增强气液的传质。（3）二氧化硫浓度。保持其他工况的恒定，随着吸收塔吸收二氧化硫的质量浓度增高，脱硫效率将会逐渐下降。 2.2脱硫浆液 脱硫浆液品质恶化将严重影响脱硫吸收反应，并造成石膏脱水困难。脱硫浆液密度控制在1080～1150kg/m3，过高会增加浆液对设备的磨损，过低则使晶体不容易长大，增加结垢概率，运行中当浆液含固量达到15%～18%时，需要启动石膏外排系统。控制浆液中硫酸盐质量分数＞90%，碳酸盐＜3%，防止过量CaCO3降低其利用效率，不利于结晶过程，影响石膏脱水。控制亚硫酸盐含量＜1%，因为CaSO3?1/2H2O会形成不易长大的致密针状晶体，导致石膏浓缩液中颗粒非常致密，在真空皮带机中难以脱水，并可能造成亚硫酸盐沉积
脱硫系统的运行维护 1石灰石/石灰-石膏湿法脱硫设施的启停要求 1.1投运前检查 1、投运前试验 投运前试验包括：重要转动设备开关电气试验；各种联锁、保护、程控、报警；电（气）动阀门或挡板远方开、关；仪器仪表校验合格。 2、投运前检查 启动前应对工艺（业）水、仪用空气、吸收剂制备、SO2吸收、烟气、石膏脱水、废水处理等系统、设备进行检查，保证各系统符合启动相关要求。 1.2系统启动 1、工艺（业）水系统供水管道畅通，水箱液位指示正常，水箱补水阀切换到“自动”模式。 2、吸收剂制备系统料仓料位满足启动条件，球磨机及其附属设备运转正常，石灰石浆液密度符合设计要求，石灰石供浆调节阀切换到“自动”模式。 3、SO2吸收系统氧化风机、循环浆液泵运转正常，除雾器冲洗自动投入，密度计、pH计正常投运。 4、CEMS系统正常投运，原、净挡板门动作正确，各压力、温度测点正常投运，烟气换热器（以下简称GGH）、增压风机及其附属设备运行正常，烟气脱硫（以下简称FGD）入口压力自动投运。 5、石膏脱水系统启动真空皮带机运转正常，各冲洗水正常投入，石膏脱水效果应达到设计要求。 6、废水系统正常投入，加药系统自动投入，出水指标达到设计要求。 1.3系统停运 1、停运方式 （1）长期停运，需对吸收塔内浆液及其它罐内浆液排到事故浆液罐储存，其它浆液罐均应排空，除事故浆液罐搅拌器运行外，系统设备全部停运； （2）短期停运，需停运的系统有烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、吸收剂制备系统；各箱罐坑都存有液体时，搅拌器应运行，仪用空气系统、工艺
（业）水系统应保持运行； （3）临时停运，需对烟气系统、石灰石浆液供给系统停运，其它系统视锅炉和脱硫设施情况停运。 2、停运注意事项 （1）根据FGD停运方式制定停运计划； （2）根据设备运行情况，提出在停运期间应重点检查和维护保养的设备和部位； （3）系统停运前应将吸收塔的液位控制在低液位运行，并尽可能在系统停运前将各箱罐坑控制在低液位运行； （4）烟气系统停运完毕，应尽快将吸收塔循环泵及氧化风机停运； （5）根据停运方式决定是否对石灰石（粉）仓、箱、罐、坑排空。 2石灰石-石膏湿法脱硫设施故障处理及措施 2.1事故处理的一般原则 1、发生事故时，运行人员应综合参数的变化及设备异常现象，正确判断和处理事故，防止事故扩大，限制事故范围或消除事故的根本原因；在保证设备安全的前提下迅速恢复设施正常运行，满足机组脱硫的需要。在设施确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停运脱硫设施。 2、运行人员应视脱硫设施恢复所需的时间长短使FGD进入临时停机、短期停机或长期停机状态；在处理过程中应首先考虑出现浆液在管道内堵塞、在吸收塔、箱、罐、坑及泵体内沉积的可能性，尽快排空这些管道和容器中的浆液，并用工艺（业）水冲洗干净。 3、若为电源故障，应尽快恢复供电，启动各搅拌机和冲洗水泵、工艺（业）水泵、增压风机轴承冷却风机运行。若8小时内不能恢复供电，必须将泵、管道、容器内的浆液排出，并用工艺（业）水冲洗干净。 4、当发生本规范没有列举的事故时，运行人员应根据自己的经验和判断，主动采取对策，迅速处理，具体操作内容及步骤应在现场规程中规定。 2.2脱硫设施事故停运 1、脱硫设施紧急停运 发生下列情况之一时，应紧急停运脱硫设施：
循环流化床锅炉炉内脱硫系统存在问题及优化脱硫方案 来源：北极星电力网作者：张全胜马玉川虞晓林2009-07-06 16:40:58 | 字号:大中小 [摘要] 通过对大中小型循环流化床锅炉的脱硫石灰石输送系统设计及运行情况分析，提出循环流化床锅炉实际脱硫过程中存在的诸多问题及技术因素和经济因素，指出了循环流化床锅炉烟气可以达标排放的更可靠、更实用、更经济的优化脱硫方案。 [关键词] 循环流化床锅炉脱硫固化剂优化脱硫 0 前言 循环流化床锅炉具有效率高、燃料适应性广、负荷调节灵活、环保性能好等优点，近年来发展非常迅速，技术日趋成熟。随着我国对环保要求越来越高，环保电价政策的出台，国内一些拥有循环流化床锅炉的电厂正在抓紧改造或新加脱硫装置。 近几年，一些采用循环流化床锅炉的电厂还是被环保部门坚决要求进行锅炉尾部烟气脱硫，主要原因就是CFB锅炉炉内脱硫的效率令人怀疑。传统的粗糟的炉内脱硫系统设计及设备制造使脱硫效率低下，同时脱硫固化剂的消耗量却非常可观，即使采用廉价的石灰石脱硫也使发电成本显著增加。加之出现了锅炉灰渣的综合利用受到脱硫固化剂品种的影响，有的电厂只能将灰渣当做废品的废品抛弃掉。 更可靠、更实用、更经济的CFB锅炉炉内脱硫系统优化设计方案的重点是强化系统防堵设计、合理布置炉膛接口、选择合适脱硫固化剂，能够保证循环流化床锅炉烟气脱硫效率90%以上，烟气能够
达标排放，灰渣能够综合利用。下文中按习惯称呼的石灰石（粉）实际上泛制指脱硫固化剂（粉）。 1 循环流化床锅炉炉内烟气脱硫特点 循环流化床（CFB）锅炉炉内稳定的870℃左右的温度场使其本身具有了炉内烟气脱硫条件，炉外的脱硫装置实际上就是石灰石的制粉、存储及输送系统，并科学经济实用地选择脱硫固化剂。 一般电厂大多是外购满足要求的石灰石粉，由密封罐车运至电厂内，通过设置于密封罐车上的气力卸料系统将石灰石粉卸至石灰石粉储仓。在石灰石粉储仓底部，安装有气力输送系统，将石灰石粉通过管道输送至炉膛进行SO2吸收反应。 循环流化床脱硫的石灰石最佳颗粒度一般为0.2～1.5mm，平均粒径一般控制在0.1～0.5mm范围。石灰石粒度大时其反应表面小，使钙的利用率降低；石灰石粒径过细，则因现在常用的旋风分离器只能分离出大于0.075mm的颗粒，小于0.075mm的颗粒不能再返回炉膛而降低了利用率（还会影响到灰的综合利用）。循环流化床锅炉与其分离和返料系统组成外循环回路保证了细颗粒（0.5～0.075mm 的CaC2O3、CaO、CaS2O4等）随炉灰一起的不断循环，这样SO2易扩散到脱硫剂核心，其反应面积增大，从而提高了循环流化床锅炉中石灰石的利用率。0.5～1.5mm粒径的颗粒则在循环流化床锅炉内进行内循环，被上升气流携带上升一定高度后沿炉膛四面墙贴壁流下又落入流化床。循环流化床锅炉运行时较经济的Ca/S比一般在 1.5～ 2.5之间。
氨法脱硫技术运行总结 牛琳（河北金万泰化肥有限责任公司，河北新乐０５０７００） 摘要：本文主要论述了河北金万泰化肥有限责任公司选用 氨法脱硫技术对锅炉烟气进行脱硫的运行情况，同时总结了该技术在实际运行过程中需要注意的几个问题。 关键词：氨法脱硫；SO2；改造 1.概述 随着国家对环境保护的日益重视，有效地控制SO 2的污染已成为国家规划的一部分。削减SO 2排放量，控制大气污染，提高环境质量，是目前及未来长时期内我国环境保护的重要课题。基于以上原因，金万泰公司选用了氨法脱硫技术对锅炉烟气进行脱硫处理，经过实际论证和改造，装置于2013年12月正式投产，现在整套系统基本运行平稳，烟气脱硫效果也基本达到设计要求。但在试运行过程中，该技术也反映出一些在实际运行中应该注意的问题。 2.氨法脱硫的工艺原理及工艺流程 2.1工艺原理 氨法脱硫用含氨溶液通过喷淋与烟气接触，吸收烟气中的二氧化硫，生成亚硫酸铵。反应过程可基本表述为：烟气中的二氧化硫与烟气接触时首先被水吸收，生成氢离子、亚硫酸氢根离子与亚硫酸根离子，然后氢离子与氨水溶于水后生成的氢氧根结合生成水分子，由于氢离子与氢氧根离子不断消耗，使二氧化硫溶于水和氨溶于水的反应得以持续进行，烟气中的二氧化硫得以吸收净化。同时体系中的铵离子、亚硫酸氢根离子、亚硫酸根离子不断增多，然后亚硫酸根离子与亚硫酸氢根离子经氧化生成硫酸根，最终在浓缩阶段生成硫酸铵并回收。吸收反应式如下： SO 2+H 2O?H ++HSO 3-HSO 3-?H ++SO 32-NH 3+H 2O?NH 3·H 2O NH 3·H 2O?NH 4++OH -H ++OH -?H 2O 4HSO 3-+3O 2?4SO 42-+2H 2O 2SO 32-+O 2?2SO 42-2NH 4++SO 42-?(NH 4)2SO 4↓2.2工艺流程： 工艺流程图如图1所示。 图1氨法脱硫工艺流程图 经除尘合格后的烟气由引风机加压后进入脱硫塔浓缩段， 与喷淋雾化的浓缩段循环液逆流接触，充分利用烟气的热量将浓缩段循环液中的水分蒸发带走，同时完成烟气的降温增湿。经降温增湿的烟气，穿过脱硫塔浓缩段与脱硫段之间的升气帽进入脱硫段，与来自氧化槽的脱硫液逆流接触，烟气中的SO 2等酸性气体被吸收，生成亚硫酸铵，烟气得到净化。净化后的烟气经脱硫塔上部的折流板除雾器去除烟气中的残余的雾沫后经烟道进入烟囱排放，生成的亚硫酸铵自流入氧化槽。 脱硫过程中生成的亚硫酸铵进入氧化槽后，一部分经循环 泵送入脱硫塔脱硫段作为脱硫液与烟气接触吸收烟气中SO 2； 一部分经氧化泵加压送入氧化喷射器，用空气将亚硫酸铵强制氧化为硫酸铵。氧化槽中硫酸铵溶液自流入母液罐中，与结晶机分离出的母液相混合，经母液泵送入脱硫塔浓缩段，经硫铵泵在浓缩段进行自循环，与烟气进行热交换提浓，当达到一定浓度后，经结晶泵打入到厂房内的结晶罐中，结晶罐内下部的稠厚体进入离心机经离心机分离得到固态硫酸铵产品。 3.调试过程中存在的问题及改造措施 3.1脱硫塔升气帽漏液 由于设计中脱硫塔内升气帽的结构设计不合理，运行过程中脱硫段的脱硫液通过升气帽向浓缩段漏液，经过与设计单位沟通，将升气帽的结构进行改造，增大了升气帽防水面积，提高了烟气的局部流速，使脱硫液不会通过升气帽进入浓缩段，消除了漏液现象。3.2氧化过程不充分 氧化过程原设计为曝气氧化，参加反应的氧气不足，造成氧化率低，氧化反应不充分。经与设计院协商，将氧化槽改为喷射器自吸空气强制氧化装置，同时在脱硫塔的浓缩段新增一级曝气氧化，从而提高了氧化率，增强了氧化效果。3.3仪表设施不全 3.3.1原设计脱硫塔浓缩段液位计是通过曝气风压转换为浓缩液的液位，当脱硫塔浓缩段溶液密度增大时，风压会随之增大，转化的浓缩液液位值也会增大，但实际液位并未增大，造成指示误差。后经改造，增加了一个双法兰差压式液位计作为参考液位，以免影响正常操作。 3.3.2原设计整套系统所有设备只能通过PLC 系统进行操作，无现场操作柱，导致现场发现问题后不能及时操作，存在安全隐患。后经改造，在生产现场增加了一套电气操作柱，既方便了操作，又解决了安全问题。 3.3.3在脱硫塔入口增加了SO 2、烟尘、烟气流量的在线监测设备，以方便调整装置负荷及监测脱硫效率。 4.运行中注意事项 4.1锅炉除尘必须严格管理 设计要求入脱硫系统的锅炉烟气粉尘含量不大于50mg/m 3，否则会直接影响脱硫装置的运行。含飞灰的烟气通过脱硫塔，会增加浓缩液密度，增大出料难度，造成结晶管线、溶液系统管线和喷头的堵塞，所以在运行过程中要严格控制粉尘含量。 4.2注意运行过程中的溶液浓度，防止结晶 根据设计的入塔烟气温度及浓缩塔溶液温度指标要求，出料浆液的比重应控制在1.27左右，如果比重过高，容易造成结晶，堵塞系统。 4.3对材质腐蚀加强监测 钢制脱硫塔的内壁衬有一层玻璃鳞片，具有防腐蚀作用，但这种玻璃鳞片极易脱落，一旦脱落，塔内壁的铁材质很容易被腐蚀，所以应定期检查，加强监测。 5.结语 氨法烟气脱硫技术不仅有效保障了我公司锅炉烟气中SO 2 达标排放的问题，而且把对大气造成严重污染的SO 2转化成有经济价值的化肥原料，与其他烟气脱硫工艺比较，具有良好的经济效益和社会效益。在解决了诸多技术问题以后，氨法烟气脱硫现在已经发展成为一种成熟的工业化技术，其投资费用低、运行简单等特点将成为越来越多企业的选择。 作者简介：牛琳（１９８６—），女，２００９年毕业于中国矿业大学，助理工程师。