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湿法脱硫工艺系统主要设备

湿法脱硫工艺系统主要设备
湿法脱硫工艺系统主要设备

湿法脱硫工艺系统主要设备

为控制SO2排放污染,湿法脱硫工艺成为火电厂脱硫技术的主流。文中介绍了湿法脱硫工艺系统主要设备的概况和施工流程及质量控制要点。

概述

随着我国环境标准渐趋严格,火电厂治理SO2污染的力度不断加大,湿法脱硫工艺成为火电厂脱硫技术的主流。湿法工艺的主要系统包括:烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂(石灰石浆液制备)系统、石膏处理系统、工艺水系统、废水处理、DCS控制系统等,见图1所示。主要设备包括:增压风机、烟气挡板门、回转式烟气换热器(GGH)、吸收塔、除雾器、喷淋管、氧化风机、循环浆液泵、破碎机、湿式球磨机、石灰石旋流器、石膏旋流器、真空皮带脱水机、衬胶管道和阀门等。

湿法脱硫装置烟气一般取自锅炉引风机出口,在引风机出口至烟囱的烟道上设置旁路挡板,当FGD装置运行时,旁路挡板关闭,进、出口挡板打开。烟气由增压风机引入FGD 系统经烟气换热器(GGH)降温后进入吸收塔,从吸收塔出来的净烟气再进入GGH升温后经烟囱排入大气。当FGD装置停运时,旁路挡板打开,进、出口挡板关闭,烟气直接从烟囱排入大气。

1湿法FGD装置的主要设备

1.1 烟气系统

(1) 脱硫烟道。按介质性质、烟道位置分为净、原烟道。所有烟道组件采用气密性的焊接结构,所有焊接接头在里外都要进行连续焊,在需要防腐的区域采用衬玻璃鳞片或橡胶防腐。烟道组件中设有导流片,导流片由螺栓连接支座与烟道壁板固定,支撑板和弯头导流片的材质均为耐稀酸腐蚀钢,支座及连接螺栓为1.4539不锈钢。

(2) 增压风机。多采用大流量静(动)叶可调式轴流风机。

(3) 烟气换热器(GGH)。多采用容克式烟气换热器(GGH),传热元件由表面烧结陶瓷的钢板组成,表面易清洗。所有与净烟气接触的组件都有防腐涂层。

(4) 烟气挡板门。脱硫装置烟气挡板多采用双叶片结构,双叶片之间通有密封风,与净烟气接触的部分衬有镍基合金钢,防止烟气对挡板的腐蚀。

1.2 SO2吸收系统

主要有吸收塔、氧化风机、浆液搅拌器、除雾器和石灰石浆液喷淋系统。

(1) 吸收塔。吸收塔是脱硫装置的核心设备,多为圆柱形罐体,主体由格栅梁、底板、多层壳体及塔顶和塔内支撑梁及托架、进出口烟道、工艺管道接口组成。每层壳体由矩形弧板拼合,外部设有加强筋及支撑。

(2) 吸收塔内部浆液喷淋管。由分配管网和喷嘴组成,一般采用碳钢衬胶或FRP(玻璃钢),FRP管及配件内外表面涂有耐磨层。

(3) 吸收塔循环泵。各循环泵与对应的喷淋层连接,为离心叶轮泵。叶轮和壳体采用衬胶或合金钢材料,配注水或不注水式机械密封。

(4) 除雾器。除雾器一般为两级,由单体组件组合而成,组件由除雾叶片、夹具、冲洗喷头、PP或FRP水管组成。

(5) 衬胶管道。脱硫工程衬胶管道,DN500以下直管采用无缝钢管,DN500以上的直管采用钢板卷制直缝焊接,所有法兰均采用锻造法兰。管道内衬丁基胶,所有法兰均配有氯丁胶垫片,在钢管制安完后衬胶前进行水压试验,合格后方能衬胶。

(6) 旋流器。漩流器由切向进料管、柱锥体管、溢流管和底流管组成,按圆周中心对称布置,各个旋流器的底流汇集至环绕中心进料管的共用底流槽内排出。

1.3 吸收剂制备系统

吸收剂制备系统由石灰石破碎系统和湿(干)式球磨机制浆(粉)系统组成。主要设备湿式球磨机为水平卧式,筒体采用整体结构,与进、出料端用法兰连接,筒内壁衬

有橡胶衬板,出料端设有不锈钢旋转筛。

1.4 石膏浆液(石膏处理)系统

真空皮带机脱水机沿皮带运动方向分别装有驱动皮带辊和从动辊,驱动皮带辊在变频电机、减速装置的驱动下转动,带动皮带转动。橡胶皮带为整圈形式,皮带上刻有沟槽,中间有一排真空孔,皮带宽度两侧粘有橡胶裙边。皮带上铺有一层被张紧在皮带上的尼龙滤布,在滤布上均匀分布的石膏浆液随皮带移动,在真空抽吸下脱水形成滤饼。沿皮带水平运动方向,皮带的下方中间设有真空箱,真空箱与皮带间有密封带和水密封,并由真空泵抽吸形成真空。皮带的上边水平段靠塑料滑板支托,上面带有沟槽,水通入后形成皮带运动的润滑水膜,下边自然下垂,皮带和滤布均设有纠偏装置。

1.5 防腐

湿法脱硫工艺中烟气和浆液是具有腐蚀性的介质,目前采用的防腐材料有:橡胶、玻璃鳞片树脂、合金钢或复合钢板。

(1)衬胶材料。预硫化软质氯丁基橡胶、预硫化硬质天然橡胶、预硫化软质丁基橡胶、底涂料、粘接剂。主要衬胶设备和构件包括吸收塔、石灰石、石膏浆液箱罐、废水箱,各种搅拌器和浆液的输送管。

(2)玻璃鳞片。鳞片衬里结构由底涂、玻璃鳞片树脂和面涂组成。底涂的主要材料为树脂,为钢表面和玻璃鳞片间过渡层。鳞片树脂以乙烯基树脂加入惰性玻璃鳞片制成。面涂由分离剂和光亮剂组成。现场涂玻璃鳞片的主要设备包括:吸收塔,事故浆罐,GGH 入口前、出口至吸收塔入口之间原烟气烟道,吸收塔出口后的净烟气烟道,GGH内部。

2 主要设备安装和单项工程施工流程

2.1 烟道组合安装

搭建组合平台—组件单片拼接—组件组合吊装—分段或整体组合吊装。烟道挡板门,组件相关支吊架,随着组件安装同步安装。

2.2 GGH安装

设备本体部件及转动部件安装—转子定位验收—内部按防腐要求进行焊接、打磨、防腐—二次安装、传热原件、密封、油系统设备及管路安装与调整。

2.3 增压风机安装

同发电工程引风机。

2.4 吸收塔塔体组合安装

底板梁安装—底板安装—壳体及罐顶组合后整体吊装—外部加强筋及支撑安装—吸收塔内部支撑梁及托架安装—烟气进出口管道接口及各类管接口安装—塔内壁衬胶前的打磨、喷砂—塔内设备喷淋管、除雾器、搅拌器安装。

2.5 湿磨安装

基础定位—轴承箱就位—筒体、轴承座就位找正—传动设备安装—筒体内橡胶衬瓦安装—油、冷却水系统安装。

2.6 浆液泵主要安装顺序

同发电工程泵类。

2.7 真空皮带脱水机安装顺序

设备框架、皮带主动辊和被动辊轴、导轮就位—收水盘和滤布冲洗水收集盘、皮带下面的润滑板安装—皮带和滤布的托辊、回转辊、支撑架、轴承和张紧装置调整—安装真空箱,密封槽、条,密封带及密封带支撑,收集管,润滑板,抽真空管—皮带驱动电机、减速箱;联轴器与皮带主动轮连接,安装滤布张紧导轮和张紧轮—带电、带水试转皮带调节润滑板安装位置—皮带、滤布纠偏装置,真空箱抬升装置,跑偏跟踪和纠偏气动装置调整—粘结皮带裙边,皮带中心打孔—安装皮带机附属设备—调整皮带松紧、真空箱密封带松紧、真空箱与皮带间隙、落料位置、冲洗位置、测厚位置等—调试开始前

安装石膏滤布。

2.8 衬胶施工

钢件预处理(打磨、补焊)—喷砂—涂底涂—刷粘接剂—贴胶板—固化。

2.9 玻璃鳞片涂层施工

钢件预处理(打磨、补焊)—喷砂—涂底涂—涂玻璃鳞片树脂—面涂—固化。

4 设备安装质量的控制

4.1 湿法脱硫装置设备安装过程中采用的质量标准及规范

(1)企业标准。包括:吸收塔、烟道、箱罐及仓制造规范,吸收塔安装施工验收技术规范,衬胶、涂鳞片施工规范。

(2)国家和行业标准。包括:电力建设施工及验收技术规范,圆桶形钢制焊接贮藏罐施工及验收规范,立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范,工业设备、管道防腐工程施工及验收规范,涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级,钢结构、管道涂装技术规程,中低压化工设备施工及验收规范,机械设备安装工程施工及验收通用规范,钢结构工程施工及验收规范,钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规范,橡胶衬里设备技术条件,工业设备管道防腐蚀工程施工及验收规范。

4.2 主要设备的安装质量控制要点

4.2.1 烟道安装

施工中对所有需防腐内表面检查消除毛刺、凹坑等缺陷,对焊缝打磨至光滑平整并着色检验,直至符合防腐施工要求。

4.2.2 GGH安装

(1) 下轴承座水平检查≤0.02/1 000 mm。

(2) 转子水平度检查≤0.25/1 000 mm。

(3) 径向轴向密封片检查调整。

(4) 对需防腐组件的焊缝均打磨至光滑平整,直至符合防腐施工要求。

4.2.3 吸收塔安装

(1) 底板安装。底板安装要保证底板平整并紧贴混凝土基础面,防止焊接变形引起底板翘起。在焊接时,必须用配重块压在底板上保证底板的平整度,所有的焊缝焊接完毕后打磨至光滑平整,并做着色检查及真空度检查。

(2) 吸收塔壳体组合。每层塔壳体在组合平台上组合,组合平台整体平整度≤3mm。壳体组合包括预组装、找正、测量、竖向焊接、焊接后复测、内壁打磨、着色检查。每层壳体的竖向焊缝仅焊到距边缘300 mm处,以便壳体安装时调整。检查内容:筒壁垂直度偏差、筒壁焊缝间隙、坡度及错口量、筒壁上平面高差。

(3) 吸收塔壳体安装。质量要求:筒壁局部凹凸变形在1 m长度范围内允许值≤5 mm;筒壁高度允许偏差0.05%H≤30 mm;筒壁铅锤允许偏差0.05%H≤30mm;罐轴线

与垂直线偏差、中心线整体偏差≤30mm (从罐顶至底板)。每层壳体第一遍焊接后,做焊缝清根处理,将焊渣、氧化铁等打磨干净。全部焊接完毕后,将焊缝打磨平整做着色检查。内壁T字焊口打磨作PT抽查,外部焊口抽查作X光金相检查。

(4) 吸收塔壳体加强筋安装。吸收塔壳体外侧有环形加强筋和竖直加强筋。加强筋随壳体同步安装。加强筋安装覆盖壳体焊缝的地方,应经射线金相检查合格。质量检查内容:加劲环标高、水平、对口间隙及坡度。要求加劲环不准修割,须调整筒壁找对口

间隙。

(5) 罐顶安装。吸收塔罐顶现场组装,吊至吸收塔上部与筒壁焊接。主要检查塔顶与筒壁焊口间隙、塔顶中心漂移量、塔顶钢板平整度、焊接质量。

(6) 所有开孔及内部构件和进出管道接口安装。吸收塔加强筋安装完成后,安装内部构件和在筒壁上进行各种开孔。开孔前,必须准确测量划出位置线,经验收后方可进行。质检内容:检查各支架及支架梁的中心、标高,检查焊接厚度和表面质量,要求支架梁标高与喷淋管开孔中心标高误差控制在≤5mm。开孔划线并复查管接座中心、标高、角度、水平度、法兰垂直度。焊缝作5%PT抽查。

(7) 烟气进出口烟道接口安装。质量检查内容:单片组合几何尺寸、法兰对角线、焊接质量、烟气进口中心、标高、法兰与水平面的角度、法兰到吸收塔中心距离、不锈钢表面保护情况。

(8) 吸收塔内部衬胶准备工作。对所有的焊缝进行打磨至光滑平整,并对整个内表面进行检查消除毛刺、凹坑等缺陷直至符合衬胶要求。

4.2.4 湿磨安装

(1) 主轴承标高偏差±10 mm,两轴承的水平偏差≤0.5mm。

(2) 旋转筛必须保证与筒体同心。

(3) 进料口与进料弯管径向间隙应均匀。

4.2.5 真空皮带脱水机安装

(1) 检查真空皮带脱水机架的水平和对正状态,支架水平误差≤1 mm,确保皮带产生均布荷载。

(2) 皮带滑板前、中间、尾段总成的水平误差不超过1mm,主滑轮和尾滑轮顶端部与皮带滑板之间的高差为4~5 mm。

(3) 真空箱与皮带间隙不得超过3 mm(可根据石膏含水率进行调整)。

(4) 滤布限位开关当滤布处于中心位置时两侧间隙为20~25mm。

4.2.6 防腐工程:

(1) 原材料进场验收。原材料的品种、质量和有效使用期是进场验收的重点。胶板验收项目包括品种、厚度、硬度、电火花(检查孔洞)检测和外观。玻璃鳞片原材料储存温度要求在20 ℃以下,相对湿度控制在75%以下。

(2) 预处理工序质量控制。防腐施工中的预处理主要是基体补焊打磨、喷砂和衬胶施工中的胶板打磨。衬胶和玻璃鳞片施工要求喷砂后的基体表面洁净度要达到Sa2(1/2)级,粗糙度分别达到50 μm和70 μm。喷砂质量为必检项目,以喷砂质量标准样板为依据,对各部位的喷砂表面进行检验。同时严格监控喷砂压缩空气质量和砂的质量,严禁压缩空气存在油污和水汽。

(3) 施工环境条件控制

衬衬胶及玻璃鳞片施工现场要求温度控制在10~35 ℃,相对湿度控制在60%以下。

(4) 施工过程控制:

1)配料。包括:衬胶底涂、粘接剂、玻璃鳞片底涂、玻璃鳞片树脂、玻璃钢环氧树脂、环氧漆、耐酸胶泥和衬砖胶泥等防腐材料,在施工过程中要现场配制。配料过程主要监检配比准确性和活化期。

2)工序衔接。防腐施工要在喷砂后24 h内刷第一遍与第二遍底涂,底涂与第一遍粘接剂,两遍粘接剂之间,第二遍粘接剂与贴胶板,每道玻璃鳞片涂层之间都有最短和最长的间隔时间要求。施工时要根据工艺文件对该工序的时间间隔严格地监督检查,确保工序衔接符合工艺要求。

3)衬胶搭接。基本原则搭接方向要与介质流动方向保持一致,防止介质冲刷胶板

搭接缝。施工人员须根据设备内各部位介质流向,确定胶板搭接形式。施工中应对胶板搭接部位进行严格检查,保证正确的接缝方向。

4)衬胶。吸收塔和各种箱罐衬胶质量验收项目包括:厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度、硬度、电火花(100%检测规定电压14 kV下不漏电)、外观验收检查在制品上进行,剥离强度(规定值≥4 N/mm)检测在产品试板上进行。外观检查要求:搭接缝方向正确,无十字接缝,各部位所衬胶板品种符合规定,未见气泡、鼓包、大的裂缝等严重缺陷。

5)玻璃鳞片树脂衬里涂层。玻璃鳞片涂层质量验收项目包括:厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度要求:检查前根据测厚仪标准板校验测厚仪,测定鳞片衬里厚度,使用测厚仪每4 m2检测2~3处。外观要求:鳞片衬里面100%电火花检测(规定4 kV/mm电压下不漏电)在制品上进行,检测时避免电压过高或在一处停滞时间过长,电压必须稳定,使用检测仪扫描所有衬里面(扫描速度为300~500 mm/s)。确认有无缺陷。在产品试板上检验硬度(巴氏硬度,规定值40)和粘接强度(规定值7 MPa)。

(5) 烟气脱硫系统试运后的检查。根据经验,防腐层的大多数质量问题多在运行开始的一年内暴露出来,所以试运行后要对防腐层进行仔细检查,检查防腐有无开裂、鼓包、脱落,有无异常损害。建议重点检查以下部位。

1)吸收塔喷淋部位衬胶层。重点是喷淋层下部1~2 m处和喷淋支管托架部位,此部位衬双层胶,受冲刷最厉害,最容易出问题。

2)吸收塔原烟入口防腐层。此部位接触的介质有烟气、浆液和各种介质蒸气,温度变化大。一般采用胶板、玻璃鳞片、耐酸磁砖防腐,在试运后要对该部位仔细检查。

3)搅拌器叶片连接部位衬胶层。箱罐、地坑的搅拌器,其叶片在现场安装,连接处在现场衬胶,形状复杂,搭接缝较多,运转时叶片受介质冲击易发生开裂。

5 结束语

湿法FGD装置工艺流程中介质为含SO2湿烟气和石灰石、石膏浆液,具有较强的腐蚀、磨损和易沉积特性。所以设备的防腐对安装中结构件的焊接和钢板基体表面质量要求较高。同时浆液管道、泵、风机、GGH转动设备安装坡度及防腐和接口部位的严密性要求也很严格,所以好的安装质量对湿法FGD装置安全稳定运行具有重要的意义。

由于湿法FGD装置工艺系统的防腐特性,使其设备及管道接口在现场无法修改,只能在现场组合配制后返厂进行防腐处理,再返回现场安装,并且现场防腐施工周期长,受环境和材料特性影响较多,从而延长了湿法FGD装置的施工周期,各设备安装工期的衔接需要周密地计划安排。

总之,湿法FGD装置设备安装质量和工期,在其工艺特性和介质特性的影响下,与发电设备有较大的区别。在湿法FGD装置设备安装中,应加强设备安装质量控制要点的监督和合理制定施工计划,才能保证FGD装置安装工程优质、如期地顺利完成。

脱硫工艺过程介绍及控制方法

石灰石-石膏湿法烟气脱硫 脱硫工艺过程介绍及控制方法 摘要:从煤燃烧中降低SO2的排放的方法包括流化床燃烧(CFB)和整体气化燃烧循环(IG CC)发电。常规的火力电厂主要通过加装烟气脱硫装置(FGD)进行烟气脱硫。基于对烟气脱硫工艺过程和自动化控制的认识变得迫切,本文重点介绍几种常用电厂脱硫工艺原理和控制方法。 1.常用烟气脱硫工艺原理: 目前,几种常用成功的电厂烟气脱硫工艺原理介绍如下。 1.1石灰/石灰石洗涤脱硫工艺:(后面详细介绍) 石灰/石灰石洗涤器一般用于大型的燃煤电厂,包括现有电厂的改造。湿法石灰/石灰石是最广泛使用的FGD系统,当前流行的石灰/石灰石FGD系统的典型流程如图所示。石灰石的FGD几乎总能达到与石灰一样的脱硫效率,但成本比石灰低得多。 从除尘器出来的烟气进入FGD吸收塔,在吸收塔里S02直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。新鲜的石灰石浆液不断地喷人到吸收塔中,被洗涤后的烟气通过除雾器,然后通过烟囱或冷却塔释放到大气中。反应产物从塔中取出,然后被送去脱水或进一步进行处理。 湿法石灰石根据其氧化方式不同一般可以分为强制氧化方式和自然氧化方式。氧化方式由化学反应,吸收浆液的PH值和副产品决定。其中强制氧化方式(PH值在5—6之间)在湿法石灰石洗涤器中较为普遍,化学反应方程式如下: CaCO3+SO2+1/2O2+2H2O=CaSO4·2H2O+CO2 图示是石灰石洗涤器中最简单的布置,目前已成为FGD的主流。所有的化学反应都是在一个一体化的单塔中进行的。这种布置可以降低投资和能耗,单塔结构占地少,非常适用于现有电厂的改造。因其投资低,脱硫效率高,十分普及。 1.2 海水洗涤脱硫工艺: 由于海水中含有碳酸氢盐,因而是碱性的,这说明在洗涤器中有很高的SO2脱除效率。被吸收的SO2形成硫酸根离子,而硫酸根离子是海水中的一种自然组分,因而可以直接排放到海水中。此工艺设备简单,不需要大量的化学药剂,基建投资和运行费用低。脱硫率高,可连续保持99%的二氧化硫除去率,能够满足严格的环保要求。

HPF脱硫工艺流程图

粗焦炉煤气脱硫工艺有干法和湿法脱硫两大类。干法脱硫多用于精脱硫,对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂,在不同的温区工作,由此可划分低温(常温和低于100 ℃) 、中温(100 ℃~400 ℃) 和高温(> 400 ℃)脱硫剂。 干法脱硫由于脱硫催化剂硫容小,设备庞大,一般用于小规模的煤气厂脱硫或用于湿法脱硫后的精脱硫。 湿法脱硫又分为“湿式氧化法”和“胺法”。湿式氧化法是溶液吸收H2S后,将H2S直接转化为单质硫,分离后溶液循环使用。目前我国已经建成(包括引进)采用的具有代表性的湿式氧化脱硫工艺主要有TH法、FRC法、ADA法和HPF法。胺法是将吸收的H2S 经再生系统释放出来送到克劳斯装置,再转化为单质硫,溶液循环使用,主要有索尔菲班法、单乙醇胺法、AS法和氨硫联合洗涤法。湿法脱硫多用于合成氨原料气、焦炉气、天然气中大量硫化物的脱除。当煤气量标准状态下大于3000m3/h 时,主要采用湿法脱硫。 HPF法脱硫工艺流程: 来自煤气鼓风机后的煤气首先进入预冷塔,与塔顶喷洒的循环冷却液逆向接触,被冷却至25℃~30℃;循环冷却液从塔下部用泵抽出送至循环液冷却器,用低温水冷却至2 3℃~28℃后进入塔顶循环喷洒。来自冷凝工段的部分剩余氨水进行补充更新循环液。多余的循环液返回冷凝工段。

预冷塔后煤气并联进入脱硫塔A、脱硫塔B,与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触,以吸收煤气中的硫化氢(同时吸收煤气中的氨,以补充脱硫液中的碱源)。脱硫后煤气进入下道工序进行脱氨脱苯。 脱硫基本反应如下: H2S+NH4OH→NH4HS+H2O 2NH4OH+H2S→(NH4)2S+2H2O NH4OH+HCN→NH4CN+H2O NH4OH+CO2→NH4HCO3 NH4OH+NH4HCO3→(NH4)2CO3+ H2O 吸收了H2S、HCN的脱硫液从脱硫塔A、B下部自流至反应槽,然后用脱硫液循环泵抽送进入再生塔再生。来自空压机站压缩空气与脱硫富液由再生塔下部并流进入再生塔A、B,对脱硫液进行氧化再生,再生后的溶液从塔顶经液位调节器自流回脱硫塔循环使用。 再生塔内的基本反应如下: NH4HS+1/2O2→NH4OH+S (NH4)2S+1/2O2+ H2O→ 2NH4OH+S (NH4)2Sx+1/2O2+ H2O→2NH4OH+Sx 除上述反应外,还进行以下副反应: 2NH4HS+2O2→(NH4)2S2O3+ H2O 2(NH4)2S2O3+O2→2(NH4)2SO4+2S 从再生塔A、B顶部浮选出的硫泡沫,自流入硫泡沫槽,在此经搅拌,沉降分离,排出清液返回反应槽,硫泡沫经泡

火电厂脱硫的几种方法

火电厂脱硫的几种方法(总12 页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面,使用请直接删除

火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization,简称FGD),在FGD 技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法:1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法,2、以MgO为基础的镁法,3、以Na2SO3为基础的钠法,4、以NH3为基础的氨法,5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法,所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物,该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行,该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻,烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点,但存在脱硫效率低,反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程),或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途,可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

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干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途,可分为抛弃法和回收法两种。 烧结烟气脱硫 海水脱硫技术

有机胺法脱硫工艺流程

有机胺法脱硫工艺 1、工艺流程 本烟气脱硫装置采用湿法有机胺脱硫工艺,装置采用有机胺浓液稀释到一定浓度后作为脱硫剂。该工艺主要分为4个过程,即烟气的预处理、SO2的吸收、SO2的再生和胺液的净化。 烟气预处理的目的是降低进入脱硫塔烟气温度和洗涤烟气中的酸雾及粉尘等杂质,为烟气在脱硫塔采用有机胺脱硫剂高效脱硫奠定基础。烟气预处理设置洗涤塔一座,采用空塔喷雾洗涤降温除尘。 二氧化硫吸收系统是烟气脱硫系统的核心。在吸收装置中吸收剂与烟气相接触,吸收剂与SO2发生可逆性反应。为了达到最大的吸收效果,采用高效耐腐蚀规整填料塔和空喷吸收相结合的形式。烟气经过洗涤塔洗涤降温净化后,将烟气中的粉尘和部分SO3等杂质洗涤下来,烟气温度被降低至约40℃,进入脱硫塔下段,与从喷头处循环喷淋的脱硫液逆流接触,气体中60%的SO2被吸收。未被吸收的烟气进入脱硫塔中部,在两段分布的规整填料中实现气液的逆流接触和SO2的高效吸收,吸收液为再生塔再生后温度35~45℃的贫液。未被吸收的净化气进入脱硫塔上部,经回收液回收夹带的溶液后,从塔顶引出,经塔顶烟囱送至硫酸尾气总管。 SO2再生装置包含一个再沸器、一座再生塔及二氧化硫、蒸汽冷凝冷却系统和二氧化硫真空系统,将吸收了SO2的富液从吸收装置通过换热后进入再生装置,减压再生后返回脱硫塔。从脱硫塔底部出来

的吸收液温度约43~45℃,经富液泵打入再生塔一级冷凝器、贫富液换热器升温至约60~65℃,进入再生塔上部,塔釜经再沸器加热至75~85℃再生。从再生塔底部出来的溶液经贫液泵加压,进入贫富液换热器换热、贫液冷却器冷却后,大部分进入脱硫塔吸收SO2,小部分送溶液净化装置,以除去溶液中的热稳定性盐。 贫液经脱盐前冷却器冷却后,进入脱硫液净化系统除去系统中的SO42-和Cl-。净化后的脱硫液进入系统继续使用。 2、工艺原理 有机胺湿法烟气脱硫技术是一种新兴的烟气脱硫技术、具有处理二氧化硫浓度低、脱硫效率高、吸收剂可以循环利用、不产生二次污染、能有效解决烟气制酸的稳定性问题等优点。 有机胺脱硫化学原理为:在水溶液中,溶解的SO2会发生式(1) 、(2) 所示的可逆水合和电离过程。 在水中加入有机胺缓冲剂,通过和水中的氢离子发生反应,形成胺盐,反应(1)、(2) 方3程式向右发生反应,增大了SO2的溶解量如反应(3),可以增加SO2的溶解量。采用蒸汽加热,可以逆转(1) ~(3) 的方程式,再生吸收剂,得到高浓度的SO2气体,对SO2进行回收利用。 一元胺的吸收功能过于稳定,以至于无法通过改变温度再生SO2,一旦一元胺与SO2或其他的强酸发生化学反应便永久的生成一种非常稳定的胺盐。二元胺在烟气脱硫上具有更大优势,二元胺在工艺过程中首先与一种发生反应:

石灰石石膏湿法脱硫原理

石灰石石膏湿法脱硫原理

深度脱硫工艺流程简介 班级:应化 141 姓名:段小龙寇润宋蒙蒙 王春维贺学磊 石灰石- 石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺是湿法脱硫的一种,是目前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的标准脱硫工艺技术。是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺。它采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆

液,当采用石灰为吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除,最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴,经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液循环利用,脱硫吸收剂的利用率很高。最初这一技术是为发电容量在100MW 以上、要求脱硫效率较高的矿物燃料发电设备配套的,但近几年来,这一脱硫工艺也在工业锅炉和垃圾电站上得到了应用. 根据美国EPRI统计,目前已经开发的脱硫工艺大约有近百种,但真正实现工业应用的仅10 多种。已经投运或正在计划建设的脱硫系统中,湿法烟气脱硫技术占80% 左右。在湿法烟气脱硫技术中,石灰石/ 石灰—石膏湿法烟气脱流技术是最主要的技术,其优点是: 1、技术成熟,脱硫效率高,可达95%以上。 2、原料来源广泛、易取得、价格优惠 3、大型化技术成熟,容量可大可小,应用范围广 4、系统运行稳定,变负荷运行特性优良 5、副产品可充分利用,是良好的建筑材料 6、只有少量的废物排放,并且可实现无废物排放 7、技术进步快。 石灰石/ 石灰—石膏湿法烟气脱硫工艺,一般布置在锅炉除尘器后尾部烟道, 主要有:工艺系统、DCS控制系统、电气系统三个分统。 基本工艺过程 在石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺中,俘获二氧化硫(SO)的基本工艺 过程:烟气进入吸收塔后,与吸收剂浆液接触、进行物理、化学反应,最后产生固化二氧化硫的石膏副产品。基本工艺过程为: (1) 气态SO2 与吸收浆液混合、溶解 (2)SO2进行反应生成亚硫根 (3)亚硫根氧化生成硫酸根 (4)硫酸根与吸收剂反应生成硫酸盐 (5)硫酸盐从吸收剂中分离 用石灰石作吸收剂时,SQ在吸收塔中转化,其反应简式式如下:

各种湿法脱硫工艺比较

各种湿法脱硫工艺比较标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]

电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 所属频道:关键词: :随着我国环境压力逐年增大,国家排放要求进一步收紧,电厂技术也得到了快速发展。目前烟气种类达几十种,按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态,烟气脱硫分为:湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前,湿法烟气脱硫技术最为成熟,已得到大规模工业化应用,但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题,但脱硫率远低于技术,一般单想电厂都不会选用,须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高,但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益,接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则: 1、脱硫技术相对成熟,脱硫效率高,能达到环保控制要求,已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理,包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理,最好不造成二次污染,或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响,及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应,且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术,最大的优点是反应速度快、脱硫效率高,最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟,也是我国使用最广泛的,据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。

湿法脱硫技术介绍

2湿法脱硫技术介绍 2.1脱硫方法简介 目前,世界范围内的火电厂脱硫技术多种多样,达数百种之多。 按脱硫工艺在燃烧过程中所处位臵不同可分为:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。燃烧前脱硫主要是洗煤、煤的气化和液化,洗煤仅能脱去煤中很少一部分硫,只可作为脱硫的一种辅助手段,煤气化和液化脱硫效果好,是解决煤炭作为今后能源的主要途径,但目前从经济角度看,还不能与天然气及石油竞争。 燃烧中脱硫主要方式是循环流化床锅炉,循环流化床锅炉是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染清洁燃烧技术,具有投资省、燃料适应性广等优点,是一种正在高速发展,并正在迅速得到商业推广的方法。但循环流化床燃烧技术在锅炉容量上受到限制,主要用于135MV以下机组。 燃烧后脱硫即烟气脱硫,是目前唯一大规模商业应用的脱硫方 式,烟气脱硫技术很多,主要有石灰石/石膏湿法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫工艺(芬兰Tempell和IVO公司的LIFAC)、海水烟气脱硫工艺、电子束照射加喷氨烟气脱硫工艺、气体悬浮吸收脱硫技术FLS- GSA、ABB新型一体化烟气脱硫工艺 (NID)、德国WULF公司回流式烟气循环流化床(RCF—FGD脱硫技术等。 2.2湿法脱硫工艺

湿式石灰石/石膏法脱硫工业化装臵已有四十余年的历史,经过多年不断改进发展与完善,目前已成为世界上技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫工艺,在脱硫市场特别是大容量机组脱硫上占主导地位,约占电厂装机容量的85%。应用的单机容量已达1000MW 1湿法脱硫工艺特点优点: 1)〃技术成熟、可靠,国外应用广泛,国内也有运行经验。 2)〃脱硫效率咼>=95%。 3)〃适用于大容量机组。 4)〃吸收剂价廉易得。 5)〃系统运行稳定、煤种和机组负荷变化适应性广。 6)〃脱硫副产品石膏可以综合利用。缺点: 1)〃系统复杂、运行维护工作量大。 2)〃水消耗较大,存在废水处理问题。 3)〃系统投资较大、运行维护费用高、装臵占地面积也相对较大。2反应原理 该工艺的主要反应是在吸收塔中进行的,送入吸收塔的吸收剂一石灰石(石灰)浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔的烟气接触混合,烟气中的二氧化硫(S02)与吸收剂浆液中的碳酸钙(CaC03以及鼓入的空气中的氧气(O2)发生化学反应,生成二水硫酸钙(CaSO42H2O) 即石膏;脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气再热器加热升温后,经烟囱排入大气。 该工艺的化学反应原理如下:

醇胺法脱硫工艺流程图

1.醇胺法脱硫工艺流程图。 (一) 工艺流程 醇胺法脱硫脱碳的典型工艺流程见图2-2。由图可知,该流程由吸收、闪蒸、换热和再生(汽提)四部分组成。其中,吸收部分是 将原料气中的酸性组分脱除至规定指标或要求;闪蒸部分是将富液 (即吸收了酸性组分后的溶液)在吸收酸性组分时所吸收的一部分烃 类通过闪蒸除去;换热是回收离开再生塔的贫液热量;再生是将富液 中吸收的酸性组分解吸出来成为贫液循环使用。 图2-2中,原料气经进口分离器除去游离液体和携带的固体杂质后进入吸收塔底部,与由塔顶自上而下流动的醇胺溶液逆流接 触,吸收其中的酸性组分。离开吸收塔顶部的是含饱和水的湿净化气, 经出口分离器除去携带的溶液液滴后出装置。通常,都要将此湿净化 气脱水后再作为商品气或管输,或去下游的NGL回收装置或LNG生产 装置。 由吸收塔底部流出的富液降压后进入闪蒸罐,以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。然后,富液再经过滤器进贫富液换热器,利用热贫 液将其加热后进入在低压下操作的再生塔上部,使一部分酸性组分在 再生塔顶部塔板上从富液中闪蒸出来。随着溶液自上而下流至底部, 溶液中剩余的酸性组分就会被在重沸器中加热汽化的气体(主要是水 蒸气)进一步汽提出来。因此,离开再生塔的是贫液,只含少量未汽 提出来的残余酸性气体。此热贫液经贫富液换热器、溶液冷却器冷却 和贫液泵增压,温度降至比塔内气体烃露点高5~6℃以上,然后进 入吸收塔循环使用。有时,贫液在换热与增压后也经过一个过滤器。 从富液中汽提出来的酸性组分和水蒸气离开再生塔顶,经冷凝器冷却与冷凝后,冷凝水作为回流返回再生塔顶部。由回流罐分出 的酸气根据其组成和流量,或去硫磺回收装置,或压缩后回注地层以 提高原油采收率,或经处理后去火炬等 2.甘醇法吸收脱水工艺流程 1. 工艺流程 图3-5为典型的三甘醇脱水装置工艺流程。该装置由高压吸收系统和低压再生系统两部分组成。通常将再生后提浓的甘醇溶液称为贫甘醇,吸收气体中水蒸 气后浓度降低的甘醇溶液称为富甘醇。

氧化镁湿法脱硫工艺

氧化镁湿法脱硫工艺 【信息时间:2010-10-22 阅读次数:261 】【我要打印】【关闭】 一、工作原理 氧化镁湿法脱硫工艺(简称:镁法脱硫)与石灰-石膏法脱硫工艺类似,它是以氧化镁(MgO)为原料,经熟化生成氢氧化镁(Mg(OH) 2 )作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫系统。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的氢氧化镁进行化学反应从而被脱除,最终反应产物为亚硫酸镁和硫酸镁混合物。如采用强制氧化工艺,最终反应产物为硫酸镁溶液,经脱水干燥后形成硫酸镁晶体。 二、反应过程 1、熟化 MgO+H 2O —>Mg(OH) 2 2、吸收 SO 2 + H 2 O—> H 2 SO 3 SO 3 + H 2 O—> H 2 SO 4 3、中和 Mg(OH) 2+ H 2 SO 3 —> Mg SO 3 +2H 2 O Mg(OH) 2+ H 2 SO 4 —>Mg SO 4 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HCl—>Mg Cl 2 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HF —>MgF 2 +2H 2 O 4、氧化 2 Mg SO 3+O 2 —>2Mg SO 4 5、结晶 Mg SO 3+ 3H 2 O—> Mg SO 3 〃3H 2 O

Mg SO 4+ 7H 2 O —>Mg SO 4 〃7H 2 O 三、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氢氧化镁浆液制备系统、浓缩塔系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统(工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等)、电气控制系统等几部分组成。 四、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>浓缩塔—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入浓缩塔、吸收塔,吸收塔为逆流喷淋空塔结构,集吸收、氧化功能于一体,上部为吸收区,下部为氧化区,经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-4 台浆液循环泵,每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时,可以停运1-2层喷淋层,此时系统仍保持较高的液气比,从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器,除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO 2 后的浆液进入循环氧化区,在循环氧化区中,亚硫酸镁被鼓入的空气氧化成硫酸镁晶体。同时,由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的氢氧化镁浆液,用于补充被消耗掉的氢氧化镁,使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时先排至吸收塔前的浓缩塔,经浓缩后进入脱硫副产品系统,经过脱水形成硫酸镁晶体。 五、工艺特点 1、反应性好,脱硫效率高 湿法脱硫的反应强度取决于脱硫剂碱金属离子的溶解碱性。由于镁离子的溶解碱性比钙离子高数百倍,因而镁基脱硫剂具有比钙基脱硫剂高数十倍的脱硫反应能力。工业实践证明,镁基脱硫剂能比钙基脱硫剂更高的脱硫效率,可达99%以上,同时采用镁基脱硫所要求的喷淋水量仅相当于达到同样脱硫效率的钙基脱硫的1/3,耗电量也大为降低。 2、运行可靠性高 由于镁基脱硫生成物的溶解度较高,其固体悬浮物为松散的结晶体,不易沉积,因此没有钙基湿法脱硫系统中存在的结垢、结块、堵塞等现象,运行可靠,维护更容易。

各种湿法脱硫工艺比较

电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 北极星电力网新闻中心来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 我要投稿 北极星火力发电网讯:随着我国环境压力逐年增大,国家排放要求进一步收紧,电厂烟气脱硫技术也得到了快速发展。目前烟气脱硫技术种类达几十种,按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态,烟气脱硫分为:湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前,湿法烟气脱硫技术最为成熟,已得到大规模工业化应用,但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题,但脱硫率远低于湿法脱硫技术,一般单想电厂都不会选用,须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高,但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益,接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则: 1、脱硫技术相对成熟,脱硫效率高,能达到环保控制要求,已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理,包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理,最好不造成二次污染,或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响,及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应,且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术,最大的优点是反应速度快、脱硫效率高,最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟,也是我国使用最广泛的,据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。 1 石灰石—石膏湿法脱硫工艺 工艺流程

脱硫工艺流程

现运行得各种脱硫工艺流程图汇总

通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况得分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫与燃烧后脱硫等3类、 其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Flue gasdesulfurization,简称FGD),在FGD技术中,按脱硫剂得种类划分,可分为以下五种方法:以CaCO3(石灰石)为基础得钙法,以MgO为基础得镁法,以Na2SO3为基础得钠法,以NH3为基础得氨法,以有机碱为基础得有机碱法、世界上普 遍使用得商业化技术就是钙法,所占比例在90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中得干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法与半干(半湿)法。湿法FGD技术就是用含有吸收剂得溶液或浆液在湿状态下脱硫与处理脱硫产物,该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法FGD技术得脱硫吸收与产物处理均在干状态下进行,该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻,烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点,但存在脱硫效率低,反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法FGD技术就是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程),或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)得烟气脱硫技术。特别就是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物得半干

法,以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高得优点,又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理得优势而受到人们广泛得关注。按脱硫产物得用途,可分为抛弃法与回收法两种、 烧结烟气脱硫

湿法烟气脱硫的原理

湿法烟气脱硫的原理 湿法烟气脱硫的原理 1 湿法烟气脱硫的基本原理 (1)物理吸收的基本原理 气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。如果吸收过程不发生显著的化学反应,单纯是被吸收气体溶解于液体的过程,称为物理吸收,如用水吸收SO2。物理吸收的特点是,随着温度的升高,被吸气体的吸收量减少。 物理吸收的程度,取决于气--液平衡,只要气相中被吸收的分压大于液相呈平衡时该气体分压时,吸收过程就会进行。由于物理吸收过程的推动力很小,吸收速率较低,因而在工程设计上要求被净化气体的气相分压大于气液平衡时该气体的分压。物理吸收速率较低,在现代烟气中很少单独采用物理吸收法。 (2)化学吸收法的基本原理 若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应,则称为化学吸收,例如应用碱液吸收SO2。应用固体吸收剂与被吸收组分发生化学反应,而将其从烟气中分离出来的过程,也属于化学吸收,例如炉内喷钙(CaO)烟气脱硫也是化学吸收。 在化学吸收过程中,被吸收气体与液体相组分发生化学反应,有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力,即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气相分压。因此,化学吸收速率比物理吸收速率大得多。 物理吸收和化学吸收,都受气相扩散速度(或气膜阻力)和液相扩散速度(或液膜阻力)的影响,工程上常用加强气液两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力。在烟气脱硫中,瞬间内要连续不断地净化大量含低浓度SO2的烟气,如单独应用物理吸收,因其净化效率很低,难以达到SO2的排放标准。因此,烟气脱硫技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫,技术上比较成熟,操作经验比较丰富,实用性强,已成为应用最多、最普遍的烟气脱硫技术。 (3)化学吸收的过程 化学吸收是由物理吸收过程和化学反应两个过程组成的。在物理吸收过程中,被吸收的气体在液相中进行溶解,当气液达到相平衡时,被吸收气体的平衡浓度,是物理吸收过程的极限。被吸收气体中的

脱硫工艺流程

脱硫工艺流程 1、石灰石/石膏湿法脱硫工艺过程简介 石灰石/石膏湿法脱硫工艺是以石灰石溶解后制成的碱性溶液作为吸收剂对烟气中含有的酸性气体污染物(主要是二氧化硫)进行吸收处理的一种工艺。湿法脱硫工艺的主要过程可分为以下几个部分: (1)混合和加入新鲜的吸收液;(2)吸收烟气中的二氧化硫并反应生成亚硫酸钙;(3)氧化亚硫酸钙生成石膏;(4)从吸收液中分离石膏。 2 、吸收塔系统在湿法脱硫工艺中的重要地位 吸收塔系统是石灰石/石膏湿法脱硫工艺的核心部分,在湿法脱硫工艺的四个部分中,(1)~(3)三个部分是在吸收塔系统中实现的,即在吸收塔系统中完成了对烟气中二氧化硫进行吸收、氧化和结晶的整个反应过程。 2.1吸收塔系统的构成 吸收塔系统主要由如下几个子系统构成:吸收塔本体系统、石灰石浆液供应系统、氧化空气供应系统、石膏浆液排出系统。此外,石膏一级脱水系统及排空系统等也与吸收塔系统的运行密切相关。 2.2 吸收塔系统的工作原理 2.2.1 吸收塔本体吸收系统:在吸收塔的喷淋区,石灰石、副产物和水等混合物形成的吸收液经循环浆液泵打至喷淋层,在喷嘴处雾化成细小的液滴,自上而下地落下,而含有二氧化硫的烟气则逆流而上,气液接触过程中,发生如下反应: CaCO3+2 SO2+H2O <=> Ca(HSO3)2+CO2 除SO2外,烟气中三氧化硫、氯化氢和氟化氢等酸性组分也以很高的效率从烟气中去除。浆液中的水将烟气冷却至绝热饱和温度,消耗的水量由工艺水补偿。为优化吸收塔的水利用,这部分补充水被用来清洗吸收塔顶部的除雾器。 2.2.2氧化空气供应系统 在吸收塔的浆池区,通过鼓入空气,使亚硫酸氢钙在吸收塔氧化生成石膏,反应如下: Ca(HSO3)2+O2+ CaCO3+3 H2O 2CaSO4.2H2O+CO2

石灰石 石膏湿法脱硫技术的工艺流程 反应原理及主要系统

石灰石-石膏湿法脱硫技术的工艺流程 如下图的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术的工艺流程图。 图一常见的脱硫系统工艺流程 图二无增压风机的脱硫系统 如上图所示引风机将除尘后的锅炉烟气送至脱硫系统,烟气经增压风机增压后(有的系统在增压风机后设有GGH换热器,我们一、二期均取消了增压风机,和旁路挡板,图二),进入脱硫塔,浆液循环泵将吸收塔的浆液通过喷淋层的喷嘴喷出,与从底部上升的烟气发生接触,烟气中SO2的与浆液中的石灰石发生反应,生成CaSO3,从而除去烟气中的SO2。经过净化后的烟气在流经除雾器后被除去烟气中携带的液滴,最后从烟囱排出。反应生成物CaSO3进入吸收塔底部的浆液池,被氧化风机送入的空气强制氧化生成CaSO4,结晶生成石膏。石灰石浆液泵为系统补充反应消耗掉的石灰石,同时石膏浆液输送泵将吸收塔产生的石

膏外排至石膏脱水系统将石膏脱水或直接抛弃。同时为了防止吸收塔内浆液沉淀在底部设有浆液搅拌系统,一期采用扰动泵,二期采用搅拌器。 石灰石-石膏湿法脱硫反应原理 在烟气脱硫过程中,物理反应和化学反应的过程相对复杂,吸收塔由吸收区、氧化区和结晶区三部分组成,在吸收塔浆池(氧化区和结晶区组成)和吸收区,不同的层存在不同的边界条件,现将最重要的物理和化学过程原理描述如下:(1)SO2溶于液体 在吸收区,烟气和液体强烈接触,传质在接触面发生,烟气中的SO2溶解并转化成亚硫酸。 SO2+H2O<===>H2SO3 除了SO2外烟气中的其他酸性成份,如HCL和HF也被喷入烟气中的浆液脱除。装置脱硫效率受如下因素影响,烟气与液体接触程度,液气比、雾滴大小、SO2含量、PH值、在吸收区的相对速度和接触时间。 (2)酸的离解 当SO2溶解时,产生亚硫酸,同时根据PH值离解: H2SO3<===>H++HSO3-对低pH值 HSO3-<===>H++SO32-对高pH值 从烟气中洗涤下来的HCL和HF,也同时离解: HCl<===>H++Cl-F<===>H++F- 根据上面反应,在离解过程中,H+离子成为游离态,导致PH值降低。浆液中H+离子的增加,导致SO2在浆液中的溶解量减少。因此,为使浆液能够再吸收SO2,必须清除H+离子。H+离子的清除采用中和的方式。

石灰石石膏湿法脱硫原理

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺是湿法脱硫的一种,是目前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的标准脱硫工艺技术。是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺。它采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液,当采用石灰为吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除,最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴,经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液循环利用,脱硫吸收剂的利用率很高。最初这一技术是为发电容量在100MW以上、要求脱硫效率较高的矿物燃料发电设备配套的,但近几年来,这一脱硫工艺也在工业锅炉和垃圾电站上得到了应用. 根据美国EPRI统计,目前已经开发的脱硫工艺大约有近百种,但真正实现工业应用的仅10多种。已经投运或正在计划建设的脱硫系统中,湿法烟气脱硫技术占80%左右。在湿法烟气脱硫技术中,石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱流技术是最主要的技术,其优点是:1、技术成熟,脱硫效率高,可达95%以上。 原料来源广泛、易取得、价格优惠2、大型化技术成熟,容量可大

可小,应用范围广、3 4、系统运行稳定,变负荷运行特性优良 副产品可充分利用,是良好的建筑材料、 5只有少量的废物排放,并且可实现无废物排放 6、 技术进步快。7、石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱硫工艺,一般布置在锅炉除尘器后尾部烟道,主要有:工艺系统、DCS控制系统、电气系统三个分统。 基本工艺过程 在石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺中,俘获二氧化硫(SO)的2基本工艺过程:烟气进入吸收塔后,与吸收剂浆液接触、进行物理、化学反应,最后产生固化二氧化硫的石膏副产品。基本工艺过程为:(1)气态SO与吸收浆液混合、溶解2(2)SO进行反应生成亚硫根2(3)亚硫根氧化生成硫酸根 (4)硫酸根与吸收剂反应生成硫酸盐 (5)硫酸盐从吸收剂中分离 用石灰石作吸收剂时,SO在吸收塔中转化,其反应简式式如下: 2 CaCO+2 SO+HO ←→Ca(HSO)+CO223223在此,含CaCO的浆液被称为洗涤悬浮液,它从吸收塔的上部喷3 入到烟气中。在吸收塔中SO被吸收,生成Ca(HSO),并落入吸收塔 2

湿法脱硫综述

湿法脱硫分析 摘要 湿法脱硫工艺按照脱硫机理的不同可分为化学吸收法、物理吸收法、物理-化学吸收法和湿式氧化法。湿法脱硫,最大的优点是能脱除气体中绝大部分的硫化物,是一种比较适用和经济的方法,但存在脱有机硫能力差、脱硫精度不高的问题,一般用于含硫高、处理量大的气体脱硫。 一化学吸收法 化学吸收法主要包括醇胺法(对不同天然气组成有广泛的适应性)、热钾碱法(主要用于合成气脱除CO2)。 1.醇胺法 醇胺法是化学吸收法最常用的方法,是天然气净化的主导工艺。醇胺法包括一乙醇胺法(MEA)、二乙醇胺法(DEA)、二甘醇胺法(GDA)、二异丙醇胺法(DIPA)砜胺法(sulfinol),以及具有选择性吸收的改良甲基二乙醇胺法(MDEA)。 1.1.化学过程基本原理 依靠化学溶剂与酸气发生酸碱中和反应而脱除硫化氢等,在升温、降压条件下使溶液析出酸气,溶剂得以再生。 1.2.工艺流程 醇胺法和砜胺法工艺流程图如图所示,包括吸收、闪蒸、换热及再生部分。天

然气自吸收塔底进入与由上而下的醇胺液逆流接触,脱除酸气后从吸收塔顶部出来,成为湿净化气。吸收了硫化氢的醇胺液叫富液,从吸收塔底出来后进入闪蒸罐降压闪蒸,脱除烃类气,再经贫富液换热器升温后进入再生塔解吸,再生完全的醇胺液叫贫液,经降温后泵送回吸收塔顶部继续循环使用。 1.3.醇胺法工艺特点及主要影响因素 MEA在各种胺中碱性最强,与酸气反应最迅速,既可脱除H2S又可脱除CO2,无选择性。与COS及CS2发生不可逆降解,不宜用MEA法。氧的存在也会引起乙醇胺的降解,故含氧气体的脱硫不宜用MEA。 DEA既可脱除H2S,又可脱除CO2,也没有选择性。与MEA不同,DEA可用于原料气中含有COS的场合。虽然DEA的分子量较高,但由于它能适应两倍以上MEA 的负荷,因而它的应用仍然经济。DEA溶液再生之后一般具有较MEA溶液低得多的残余酸气浓度。 MDEA工艺被证实具有对H2S优良的选择脱除能力和抗降解性强、反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低等优点。但MDEA工艺对有机硫的脱除效率低,对CO2含量很高的原料气(如注入CO2后采出的油田气)的净化,其选吸性能还不能满足要求。 砜胺法采用的吸收液是具有物理吸收性能的环丁砜、具有化学吸收性能的醇胺以及少量水组成。该工艺具有酸气负荷高,吸收贫液的循环量小,水、电、蒸汽的消耗低,溶剂损失量小,气体的净化度高,对设备的腐蚀性差等优点;但溶剂吸收重烃能力强,溶剂溅漏到管线或设备上会溶解油漆,价格较贵,变质后再生困难。 醇胺法工艺主要影响因素有:温度、压力溶剂浓度、贫液酸性气负荷。 温度低有利于醇胺吸收干气中的硫化氢,温度高则有利于富液再生;压力高气相分压高,有利于吸收硫化氢,但压力过高,设备成本较高。压力低有利用富液再生;溶液浓度高吸收硫含量高,但富液浓度过高,容易发泡,影响运转;贫液酸性气负荷越低吸收硫容量越大,但过低的酸性气负荷,再生蒸汽用量较大,能耗也就越大。

脱硫工艺过程介绍及控制方法

石灰石-石膏湿法烟气脱硫 脱硫工艺过程介绍及控制方法 摘要:从煤燃烧中降低SO2的排放的方法包括流化床燃烧(CFB)和整体气化燃烧循环(IGCC)发电。常规的火力电厂主要通过加装烟气脱硫装置(FGD)进行烟气脱硫。基于对烟气脱硫工艺过程和自动化控制的认识变得迫切,本文重点介绍几种常用电厂脱硫工艺原理和控制方法。 1.常用烟气脱硫工艺原理: 目前,几种常用成功的电厂烟气脱硫工艺原理介绍如下。 1.1 石灰/石灰石洗涤脱硫工艺:(后面详细介绍) 石灰/石灰石洗涤器一般用于大型的燃煤电厂,包括现有电厂的改造。湿法石灰/石灰石是最广泛使用的FGD系统,当前流行的石灰/石灰石FGD系统的典型流程如图所示。石灰石的FGD几乎总能达到与石灰一样的脱硫效率,但成本比石灰低得多。 从除尘器出来的烟气进入FGD吸收塔,在吸收塔里S02直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。新鲜的石灰石浆液不断地喷人到吸收塔中,被洗涤后的烟气通过除雾器,然后通过烟囱或冷却塔释放到大气中。反应产物从塔中取出,然后被送去脱水或进一步进行处理。 湿法石灰石根据其氧化方式不同一般可以分为强制氧化方式和自然氧化方式。氧化方式由化学反应,吸收浆液的PH值和副产品决定。其中强制氧化方式(PH值在5—6 之间)在湿法石灰石洗涤器中较为普遍,化学反应方程式如下: CaCO3 +SO2+1/2O2+2H2O=CaSO4·2H2O+CO2 图示是石灰石洗涤器中最简单的布置,目前已成为FGD的主流。所有的化学反应都是在一个一体化的单塔中进行的。这种布置可以降低投资和能耗,单塔结构占地少,非常适用于现有电厂的改造。因其投资低,脱硫效率高,十分普及。 1.2 海水洗涤脱硫工艺: 由于海水中含有碳酸氢盐,因而是碱性的,这说明在洗涤器中有很高的SO2脱除效率。被吸收的SO2形成硫酸根离子,而硫酸根离子是海水中的一种自然组分,因而可以直接排放到海水中。此工艺设备简单,不需要大量的化学药剂,基建投资和运行费用低。脱硫率高,可连续保持99%的二氧化硫除去率,能够满足严格的环保要求。

各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与其优缺点

各种烟气脱硫、脱硝技术工艺与优缺点 2019.12.11 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态,烟气脱硫分为:湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟,效率高,操作简单。 一、湿法烟气脱硫技术 优点:湿法烟气脱硫技术为气液反应,反应速度快,脱硫效率高,一般均高于90%,技术成熟,适用面广。湿法脱硫技术比较成熟,生产运行安全可靠,在众多的脱硫技术中,始终占据主导地位,占脱硫总装机容量的80%以上。 缺点:生成物是液体或淤渣,较难处理,设备腐蚀性严重,洗涤后烟气需再热,能耗高,占地面积大,投资和运行费用高。

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。 分类:常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 A、石灰石/石灰-石膏法: 原理:是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2,生成亚硫酸钙,经分离的亚硫酸钙(CaSO3)可以抛弃,也可以氧化为硫酸钙(CaSO4),以石膏形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺,脱硫效率达到90%以上。 石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的,其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙,由于其溶解度较小,极易在脱硫塔内及管道内形成

结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术,双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、间接石灰石-石膏法: 常见的间接石灰石-石膏法有:钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理:钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸(H2SO4)吸收SO2,生成的吸收液与石灰石反应而得以再生,并生成石膏。该法操作简单,二次污染少,无结垢和堵塞问题,脱硫效率高,但是生成的石膏产品质量较差。 C 柠檬吸收法:

湿法烟气脱硫技术及工艺流程

湿法烟气脱硫技术及工艺流程 烟气脱硫技术品种达几十种,按脱硫进程能否加水和脱硫产物的干湿状态,烟气脱硫分为:湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术比较成熟,效率高,操作简单。 湿法烟气脱硫技术 优点: 湿法烟气脱硫技术为气液反应,反应速度快,脱硫效率高,一般均高于90%,技术成熟,适用面广。湿法脱硫技术比较成熟,生产运行安全可靠,在众多的脱硫技术中,始终占据主导地位,占脱硫总装机容量的80%以上。 缺点: 生成物是液体或淤渣,较难处理,设备腐蚀性严重,洗涤后烟气需再热,能耗高,占地面积大,投资和运行费用高。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。 分类: 常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。 1、石灰石/石灰-石膏法 原理: 是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2,生成亚硫酸钙,经分离的亚硫酸钙(CaSO3)可以抛弃,也可以氧化为硫酸钙(CaSO4),以石膏

形式回收。是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺,脱硫效率达到90%以上。 湿法烟气脱硫技术及工艺流程 优缺点: 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的,其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙,由于其溶解度较小,极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术,双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 2、间接石灰石-石膏法 常见的间接石灰石-石膏法有:钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。 原理: 钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸(H2SO4)吸收SO2,生成的吸收液与石灰石反应而得以再生,并生成石膏。该法操作简单,二次污染少,无结垢和堵塞问题,脱硫效率高,但是生成的石膏产品质量较差。 3、柠檬吸收法 原理: 柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能,当SO2气体通过柠檬酸盐液体时,烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99%以上。

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