湿法脱硫常见故障
石灰石-石膏湿法脱硫常见设备故障及对策探讨
高小春①、卢练响②、安鸿③、王森④
粤电台山发电( 省台山市529228)
摘要：石灰石-石膏湿法脱硫为现在国多数电厂选用的脱硫方式。随着各个电厂脱硫系统的逐步投运，系统和设备也逐步暴露出一些共性的问题。本篇基于台山电厂1-5号机组脱硫系统设备调试和投产后出现的问题，对故障原因和解决方法进行简单探讨。
关键词：湿法脱硫；设备故障；对策
1.引言
台电一期5台600MW机组烟气脱硫系统采用的是日本千代田CT－121型石灰石－石膏湿法脱硫系统,吸收塔采用的是鼓泡式吸收塔。1、2号机组是由日本荏原公司负责设计，主要设备基本进口。3-5号机组是由博奇公司引进荏原公司技术设计，除增压风机和吸收塔搅拌机外，大部分设备为国产或国合资企业生产。脱硫系统主要分为烟风系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、石灰石浆液制备系统、脱硫废水处理系统、工艺水系统、压缩空气系统、紧急浆液系统八个部分。3-5号机组脱硫与1、2号机组脱硫区别主要在于3-5号机组脱硫取消了GGH，采用湿烟囱设计。本文就我厂脱硫系统安装、调试及运行中出现的具有代表性的问题进行分析，并针对这些问题提出治理方案。
2.浆液泵
2.1 存在问题
石灰石-石膏湿法脱硫中浆液泵磨损是常见问题。部分金属衬的浆液泵，包含日本WARMAN生产的浆液泵磨损严重。而这些磨损主要是发生在石膏浆液排出泵、石灰石浆液泵、石灰石浆液循环泵、流量返回泵这些浆液浓度大、转速高的泵上。磨损部位主要是叶轮、泵衬等通流部件，磨损部位呈蜂窝状。耐磨部件使用寿命一般不超过6个月，最短3个月就发生泵壳磨损泄漏。导致泵耐磨部件更换频繁，设备投运率低，维护成本高。
2.2 原因分析
1、泵材质问题：材质选择上偏重了泵衬对氯离子腐蚀的抵抗能力，但是降低了对浆液冲刷和汽蚀的抵抗能力。泵材质偏软，经过金属检验硬度为260 HBW左右，耐浆液冲刷能力一般。
2、浆液中硬质颗粒超标：石灰石中的SiO2、Al2O
3、Fe2O3这三种硬杂质含量一般都有严格要求，如果超标，将加剧磨损。
3、汽蚀：浆液泵入口堵塞，造成汽蚀。在运行中能够发现泵入口膨胀节被抽扁的情况，这就说明入口有堵塞，入口阻力增加，从而造成汽蚀，加剧了通流部件的汽蚀损坏。
4、泵转速太高，加剧了磨损：特别是石灰石浆液循环泵，本身输送介质颗粒浓度就很
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高（达到75％wt），加上泵转速也高（1760rpm），更加剧了通流部件的磨损。而流量返回泵虽然疏通介质颗粒浓度不高，但是由于其转速高（2140rpm），通流部件磨损也照样非常严重。
5、氯离子腐蚀：一般发生在脱硫废水系统投运不正常，导致浆液中氯离子浓度过高，从而造成氯离子对泵金属材料的腐蚀加剧，在腐蚀和磨损的双重作用下，耐磨部件失效快。
2.3 处理方案
1、材质耐磨性能提升：在基本保持原有耐腐蚀性能的情况下，采用硬度更高的材质。根据使用情况表明，原有的泵衬硬度能达到260HB，提高到420HB后，其耐磨性能能够提高3到4倍。
2、控制来料中杂质含量：要求石灰石供应单位定期对供料提供化验报告并且每两周进行一次抽检，日常巡检中观察来料颜色是否有发红或发白的颗粒。
3、调试完毕后取消泵入口的滤网，定期进行切换反冲洗，防止由于泵入口堵塞造成汽蚀。
4、改造泵，降低转速，减缓磨损。
5、保证脱硫废水的正常投运，并且定期化验塔浆液氯离子浓度，确保不超标。
3.球磨机
3.1 存在问题
球磨机出口甩料、入口漏料是较普遍的问题，甩料和漏料影响球磨机出力并且造成现场卫生工作量的增加，加之排入地沟的浆液颗粒有部分又被地坑泵抽到石灰石浆液箱，从而造成浆液浓度降低，石灰石浆液颗粒增加，影响塔反应。
3.2 原因分析
出口甩料问题主要原因有：
1、石灰石浆液漩流器磨损或底流喷嘴选型不当，造成石灰石浆液漩流器底流过大，回流至球磨机，造成球磨机部液位过高，从而造成大量的浆液从出口网筛溢流出去。
2、球磨机部钢球过多，造成运行过程中球磨机筒体部液位高。
3、石灰石称重给料机计量不准，配水量过多，这些都容易造成配水过大或石灰石过多溢流。
入口漏料主要原因有：
密封形式不好，有些采用的是填料密封，密封结构简单，加之浆液浸泡和磨损，使用寿命短，一般不超过一周就有泄漏。
3.3 处理方案
对于出口甩料主要有以下一些措施：
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1、严格按照漩流器厂家的说明书进行调试，对漩流底流和成品浆液的流量、质量浓度进行测量。流量可以用秒表和一个桶计时称重测量，浓度则取样由实验室测量。根据测试的结果和在用的喷嘴尺寸，制作几个不同口径的喷嘴安装到漩流器上后进行测试，选用测试结果最接近厂家说明书要求时使用的喷嘴，然后最好再加工成瓷的喷嘴，这样就可以延长维护周期，一般可以使用2年以上。
2、对球磨机进行一次大修，将球磨机钢球彻底清理出来，然后根据厂家要求的尺寸和重量进行配比添加。钢球的筛选一般要求1年至少一次。日常维护中按照最初的电流进行钢球添加。
3、定期对石灰石称重给料机进行称重校验，一般由地方技术监督局每年进行一次校验。
对于入口漏料主要有以下措施：
可以采用两种方案，一种是采用机械密封，一种是采用锥形盘密封形式。机械密封适用于小口径的入口管道和筒体，锥形盘密封适用于较大口径的管道和筒体。锥形体密封盘的结合面要高于球磨机液位才能起到密封作用，并且要定期进行紧力调整和更换。
4.GGH
4.1 存在问题
GGH换热元件堵塞几乎成为了全国性的问题，现在国各电厂开展了各种各样的治理研究，对于堵塞的成因及处理方案已经有所突破。
4.2 原因分析
各厂的吸收塔形式、除雾器结构形式、GGH换热元件结构、GGH换热元件吹扫方式等不尽相同，但是堵塞的成因基本可以归结为以下几个方面：
1、除雾器除雾性能虽能达标，但是烟气中仍有大量雾滴颗粒携带：现在招标中要求的除雾器除雾性能达标值为75mg/m3，实际运行中的测试结果也能达到这个值，但是就这些未除去的雾滴颗粒，在除雾器后的烟道、支撑及低泄漏风机叶轮上黏附的石膏情况来看，情况还是非常严重的。
2、吹灰器吹扫效果不好：GGH吹灰器现在主要有压缩空气吹扫、过热蒸汽两种，同时还带有高低压水，高压水仅在差压高时投，低压水极少投用。一些电厂设计一台吹灰器，从运行经验来看是不够的，这样容易造成冷（或热）端局部层面上堵塞。吹扫效果差的原因主要有压缩空气压力等级底、压缩空气携带水汽多（特别是沿海电厂）、吹扫行程和步进不合理、高压水投运不及时、蒸汽疏水不良、蒸汽压力不足等。
3、GGH布置方式和本体结构的局限：烟气流场如果采用热端在上，原烟气从上至下流动，更有利于吹扫后的水分、杂质等顺烟气流向进入吸收塔前烟道，始终保持换热元件表面干燥和洁净。并且由于GGH转子较大，换热元件重量大，因此转子的框架一般高度较高，有些厂家设计使用了高效性换热片，片间距较小，通道阻力大，从而造成结构物一但黏附后，不易清除，吹扫介质不易吹透。同时高效性换热片的高度较转子框架的高度要低，一般就但侧表面近，另一次既使加装了吹灰器，吹扫介质由于距离太远，吹扫能量衰减严重，吹扫效果差。
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4、煤种和飞灰的影响：根据实际取样的热端结垢物分析结果认为,该类结垢物基本与水泥类似,主要成分以氧化物分析为CaO、SiO2、Al2O3、Fe2O3，而锅炉飞灰中这四类物质含量一般占到90％,同时还含有极少量水泥生产用的催化剂CaF,这些物质在GGH热端极易黏附在有少量水分的换热板上,既使是极小的飞灰排放浓度,一旦黏附就基本无法吹扫下来。
4.3 处理方案
1、从设计选型阶段要做好预控：烟道的设计尽量要将GGH热端朝上；上下均要设计吹灰器，并且布置在原烟气侧；选用过热蒸汽吹扫，并且在吹灰器前设计压力调节阀，可根据吹扫效果进行调整；选用蒸汽和高压水双介质吹灰器，低压水的用处不大；选用易吹透的板型（而非高效换热型），确保吹扫通畅；GGH转子框架高度要与换热元件框架配套合理，确保上下吹灰器均能有效吹扫；空压机选用的压力等级不能低于10bar；如果是压缩空气的一定要多安装自动疏水装置，最好设计冷干机，特别是沿海电厂；如果是选用蒸汽吹扫的疏水要充分，在疏水管道上要加装温度传感器；除雾器流速设计不能太高；除雾器冲洗水管路设计压力变送器监控冲洗压力；除雾器前设计导流板，保持流场均匀。
2、对于已经投运并且在运行的机组改造方面建议从以下几个方面入手：
1）对除雾器前后流场进行流速测试，根据测试结果分析流场是否均匀，若不均匀则做电脑建模流场分析，并根据分析结果改造导流板，在除雾器出口至GGH净烟气侧水平烟道上设置疏水槽和排水管，以减少进入净烟气侧水汽。
2）对吹灰系统改造：提升压缩空气压力等级；增加压缩空气管路疏水；定期检查压缩空气和高压水喷嘴口径，特别是高压水喷嘴容易磨损；若只有一台吹灰器的则建议增加一台蒸汽吹灰器，确保上下均能吹到；修改吹灰器行程逻辑，要求在外圈2米（依据GGH尺寸而定）围触发双倍停留吹扫时间，因为越靠外，换热元件的线速度越快，吹扫效果与离中心的距离成反比。
3）运行方面：重点关注GGH两侧差压变化趋势，每班投运一次吹灰，一般先吹下部再吹上部；关注电除尘运行情况，如果电除尘出口粉尘浓度异常则要求加强吹扫，超标则要求停运脱硫，否则会造成永久性堵塞；关注除雾器运行差压，定期进行冲洗，如果差压上升不快，可以按照一级前每班冲洗一次，一级后和二级前每天冲洗一次（适用与垂直布置的除雾器）。另外在吸收塔PH值和浆液浓度、石灰石来料等方面也要根据各电厂实际制定相应措施。
5.脱水和废水系统
5.1 存在问题
脱水效果差和废水排放超标是很多电厂存在的问题。
5.2 原因分析
脱水效果差原因主要有：
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1、旋流器未达到设计运行工况，这又与以下几个方面因素有关。
1）旋流器压力未达到要求，这个可以通过回流阀和旋流子节流阀进行调节。
2）旋流子溢流和底流喷嘴尺寸选择不恰当，当漩流器压力稳定后，对漩流器入口、漩流器底流、溢流三处进行取样化验，分析浓度情况，并根据浓度情况进行喷嘴尺寸
的选择，厂家在最初都提供多种规格的喷嘴尺寸进行现场调试。选取一组最接近设
计制度喷嘴来使用。
2、废水系统投运不正常，导致系统大量的无法结晶的细微颗粒（如SiO2和Al2O3等）
无法排出，堵塞滤布，造成脱水效果差。
3、脱水机滤布尺寸选择不当，建议对吸收塔部的石膏结晶情况进行放大镜分析，观察
结晶晶体是否足够大，根据结晶情况选择适当规格的滤布。
4、脱水机系统真空未能在滤布下良好的形成，这个主要有管道漏气、管道堵塞、真空
泵异常等。
废水系统不能正常投运的原因有：
1、废水旋流器调试不好，废水旋流器压力不足，旋流效果差。
2、旋流子喷嘴尺寸选择不当，导致溢流和底流浆液浓度不正常。
3、进入废水旋流器的浆液浓度过高，导致部分石膏进入脱硫废水。
4、排放至脱硫废水系统的浆液中石膏浆液含量超标，导致石膏容易黏附在离心脱水机
部，导致离心脱水机过载跳闸。
5、废水旋流器入口加装的滤网堵塞频繁，导致废水旋流器无常投运。
5.3 处理方案
脱水系统和废水系统息息相关，废水的正常排放有助于脱水系统的正常运行，而脱水效果的好坏又影响废水旋流器的运行和排放至废水系统的石膏含量。所以做好系统的调试工作最为关键，然后是做好运行中的监控。
1、首先对石膏旋流器和废水旋流器进行调试，对石膏浆液浓度和结晶情况进行分
析，对两级旋流器的各部位浆液浓度和流量进行测试，确保旋流器各部分浆液浓度达到设计值，可以通过调节压力和选配恰口径当的喷嘴达到旋流效果。
2、正常投运以后要定期对浆液化验，若发现浓度异常了,则说明旋流器有磨损。
3、在石灰石制浆系统、脱水系统上各级流程上加装可在线人工清理的开式滤网（
该型滤网属于我们自行设计的），如石灰石浆液箱顶部进浆液的管道上、石膏缓冲箱顶部、石膏溢流箱顶部，这些滤网能将进入系统的所有稍大的杂质全部过滤掉，确保各系统不会发生堵塞。
6.膨胀节、烟道、烟气冷却泵（浆液循环泵）、阀门、管道
6.1 存在问题
1、烟道膨胀节在原烟气部位容易发生破损泄漏,净烟气部位的容易发生酸液泄漏。
2、对于无GGH的脱硫系统容易发生净烟气侧烟道底部腐蚀泄漏问题。
3、烟气冷却泵（浆液循环泵）有些设计了减速箱的容易发生减速箱温度高的问题
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,导致轴承使用寿命短，齿轮磨损严重。
4、阀门容易发生漏、磨损等问题。
5、衬胶管道容易发生磨损泄漏。
6.2 原因分析
1、烟道膨胀节破损和泄漏问题主要原因在设计选型和产品质量上。原烟气侧烟气
温度高，而部一般未设计保温棉，膨胀节老化快，对于净烟气风压高的部位采用分层的膨胀节，其强度较一次成型的要差。而净烟气侧虽然风压不高，一旦取消GGH后，烟气中水分含量大，膨胀节底部密封效果不好是泄漏酸液的主要原因。
2、脱硫系统取消GGH后，尾部烟道中酸液冷凝，极易造成烟道底部防腐失效，
并且脱硫起停间主烟道部位冷热交替作用，容易造成防腐开裂，防腐开裂后酸液渗透很快就将烟道钢板腐蚀穿孔，造成大面积泄漏。当然，随着低价中标后，防腐材料质量和施工质量下降也是其中的原因之一。
3、烟气冷却泵（浆液循环泵）采用减速箱由于减速箱质量差，发热量大和油站冷
却效果不良等容易造成减速箱温度高。
4、浆液系统阀门漏是普遍问题。阀门质量的好坏影响最大,其次是磨损和腐蚀。
5、衬胶管道质量是一方面，另外对管道系统的优化设计也较重要。
6.3 处理方案
1、烟道膨胀节应当根据使用部位的不同而选用不同设计的，原烟气侧选用一次成
型的，并且在膨胀节部要做保温。净烟气侧的膨胀节要选用防腐蚀性能好的，可以选用多层结构，但是部至少要有两层0.5mm以上的聚四氟乙烯薄膜，并且底部的法兰压板宽度不得低于50mm，螺栓孔距不得超过100mm,膨胀节与烟道法兰之间要涂密封胶,也可以使用弹性较好的4mm-5mm的垫片安装在底部的烟道法兰上。
2、无GGH的尾部烟道腐蚀问题可以采用贴合金板的方案（特别适用于2台机组
一根烟囱的，尾部主烟道较短），在设计时就选用烟道底部及侧面0.5m以下围做成钛复合板，钛板厚度可以选用1.2mm的，在排水管和烟道部支撑位置还要做好过度。虽然在初期投资要高一些，但是相比较以后每年的防腐修复费用来讲是划算的。
3、烟气冷却泵减速箱问题应当在设计时就摒除，因为多一套减速箱后，整体投资
并不会少，并且在运行中减速箱的润滑油站用油及油站电机耗电，减速箱轴承和齿轮磨损消耗费用也是相当高的，经过详细计算，我厂3－5号机组9台烟气冷却泵减速箱及其油站的维护费用及能耗每年至少要使用69万元，因此选用为低速电机直联是最佳方案。
4、浆液系统阀门的问题主要从生产厂家质量和材质选择上控制。制浆和脱水系统
的一定要使用哈氏合金阀板的，流速低的可以选用1.4529一类材质，大阀门最好选用能够更换衬密封环的，以便于现场检修和节约成本。轴要选用硬度大的，以免开关几次后键槽变宽后关闭不严。
5、对于衬胶管道的防磨防堵主要有以下一些措施。调节阀后的管道使用衬瓷管道,
瓷管道的长度一般选用3－5倍半径。弯头采用3R或以上的、以减缓冲刷。浆液浓度不. . 优质资料. .
高的可以使用衬塑管道，如滤液水、脱硫废水等。
参考文献
无。
作者介绍：
高小春：男，1979年3月出生，现任台电设备维护部硫化专业点检长助理，助理工程师，2002年7月毕业于华北电力大学（）热能动力专业，自2003年开始从事脱硫脱硝设备维护管理工作。联系：，0，联系地址：省台山市铜鼓发电厂设备维护部，邮编：529228。E-mail: https://www.sodocs.net/doc/ce18111813.html,
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常用脱硫技术
常用脱硫技术 -标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
（一）湿法脱硫技术 1）、石灰石-石膏湿法 采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂。吸收塔内吸收浆液与烟气接触混合，烟气中二氧化硫与吸收浆液中碳酸钙以及鼓入的氧化空气发生反应，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。吸收浆液可循环利用。工艺流程 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。工艺流程如下： 烟气经降温后进入吸收塔，吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液与逆流方式洗涤，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，可是气体和液体得以充分接触，以便脱除SO2、SO3、HCL和HF，最终被空气氧化为石膏 （CaSO4.2H2O）。
经过净化处理的烟气经除雾器去除清洁烟气中携带的浆液后进入烟囱排向大气。同时按特定程序不时用工艺水对除雾器进行冲洗（两个目的：一、防止除雾器堵塞，二、作为补充水稳定吸收塔液位）。 石灰石与二氧化硫反应生成的石膏通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。 脱硫过程反应 SO2 + H2O → H2SO3吸收 CaCO3 + H2SO3→ CaSO3 + CO2 + H2O 中和 CaSO3 + 1/2 O2→ CaSO4氧化 CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3?1/2H2O 结晶 CaSO4 + 2H2O → CaSO4?2H2O 结晶 CaSO3 + H2SO3→Ca(HSO3)2 pH 控制 烟气中的HCL、HF和CaCO3反应生成CaCl2和CaF2，吸收塔中pH 值大小通过石灰石浆液进行调节与控制，pH值在5.5~6.2 脱硫效率控制的主要方法 1、控制吸收塔浆液的pH值（新石灰石浆液的投加） 2、增加烟气在吸收塔内部的停留时间 3、控制石膏晶体 技术特点 1、技术成熟，设备运行可靠性高； 2、适用于任何含硫量的烟气脱硫； 3、设备布置紧凑减少场地需求； 4、吸收剂资源丰富，价廉易得； 5、脱硫副产物便于综合利用，经济效益显著。
目前最常用的几种烟气脱硫技术的优缺点
目前最常用的几种烟气脱硫技术的优缺点 我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SO x可导致酸雨形成，NO X也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等，伦敦正是由于光化学烟雾的原因，整天被雾所笼罩着，所以才会有雾都之称。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。 中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。 随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。 正文： 烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。从烟气脱硫技术的种类来看，除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外，其他许多脱硫工艺也进行了研究，并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一，根据脱硫工艺脱硫率的高低，可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。 湿法烟气脱硫工艺是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。但由于湿法烟气脱硫技术具有投资大、动力消耗大、占地面积大、设备复杂、运行费用和技术要求高等缺点，所以限制了它的发展速度。 半干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂以浆液状态进入吸收塔（洗涤塔），脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程。 干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂进入吸收塔，脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程，干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点，但存在着钙硫比高、脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。 自20世纪80年代末，经过对干法脱硫技术中存在的主要问题的大量研究和不断的改进，现在已取得突破性进展。有代表性的喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等一批新的烟气脱硫技术
脱硫系统常见故障及处理方法
脱硫系统常见故障及处理方法4脱硫系统常见故障及处理方法 一、工艺水屮断的处理 （1）故障现彖 1、工艺水压力低报警信号发出。 2、生产现场各处用水中断。 3、相关浆液箱液位下降。 4、真空皮带脱水机及真空泵跳闸。 （2）产生原因分析 1、运行工艺水泵故障，备用水泵联动不成功。 2、工艺水泵出口门关闭。 3、工艺水箱液位太低，工艺水泵跳闸。 4、工艺水管破裂。 （3）处理方法 1、确认真空皮带脱水机及真空泵联动正常 2、停止石膏排出泵运行。
3、立即停止给料，并停止滤液水泵运行。 4、查明工艺水屮断原因，及时汇报值长及分场，尽快恢复供水。 5、根据冲洗水箱、滤饼冲洗水箱液位情况，停止相应泵运行。 6、在处理过程屮，密切监视吸收塔温度、液位及石灰石浆液箱液位变化情况，必要时按短时停机规定处理。 二、脱硫增压风机故障 (1)故障现彖 1、”脱硫增压风机跳闸”声光报警发出。 2、脱硫增压风机指示灯红灯熄，黄灯亮，电机停止转动。 3、脱硫旁路挡板、吸收塔通风挡板自动开启，进出口烟气挡板自动关闭。 4、若给浆系统投自动时，连锁停止给浆。 (2)产生原因分析 1、事故按钮按下。 2、脱硫增压风机失电。 3、吸收塔再循环泵全停。 4、脱硫装置压损过大或进出口烟气挡板开启不到位。
5、增压风机轴承温度过高。 6、电机轴承温度过高。 7、电机线圈温度过高。 8、风机轴承振动过大。 9、电气故障（过负荷、过流保护、差动保护动作）。 10、增压风机发生喘振。 11、热烟气屮含尘量过大。 12、锅炉负荷过低。 （3）处理方法 1、确认脱硫旁路挡板、吸收塔通风挡板自动开启，进出口烟气挡板自动关闭，若连锁不良应手动处理。 2、检查增压风机跳闸原因，若属连锁动作造成，应待系统恢复正常后，方可重新启动。 3、若属风机设备故障造成，应及时汇报值长及分场，联系检修人员处理。在故障未查实处理完毕之前，严禁重新启动风机。 4、若短时间内不能恢复运行，按短时停机的规定处理 三、吸收塔再循环泵全停 （1）故障现彖
脱硫系统问题分析及处理方式
脱硫系统问题分析及处理方式 脱硫效率低 1.脱硫效率低的原因分析： （1）设计因素 设计是基础，包括L/G、烟气流速、浆液停留时间、氧化空气量、喷淋层设计等。应该说，目前国内脱硫设计已经非常成熟，而且都是程序化，各家脱硫公司设计大同小异。 （2）烟气因素 其次考虑烟气方面，包括烟气量、入口SO2浓度、入口烟尘含量、烟气含氧量、烟气中的其他成分等。是否超出设计值。 （3）脱硫吸收剂 石灰石的纯度、活性等，石灰石中的其他成分，包括SiO2、镁、铝、铁等。特别是白云石等惰性物质。 （4）运行控制因素 运行中吸收塔浆液的控制，起到关键因素。包括吸收塔PH值控制、吸收塔浆液浓度、吸收塔浆液过饱和度、循环浆液量、Ca/S、氧化风量、废水排放量、杂质等。 （5）水 水的因素相对较小，主要是水的来源以及成分。 （7）其他因素 包括旁路状态、GGH泄露等。 2.改进措施及运行控制要点 从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。 （1）FGD系统的设计是关键。
根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。特别是设计煤种的问题。太高造价大，低了风险大。 特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。（2）控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。必须从脱硫的源头着手，方能解决问题。 （3）选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂。 （4）保证FGD工艺水水质。 （5）合理使用添加剂。 （6）根据具体情况，调整好FGD各系统的运行控制参数。特别是PH值、浆液浓度、CL/Mg离子等。 （7）做好FGD系统的运行维护、检修、管理等工作。 除雾器结垢堵塞 1.除雾器结垢堵塞的原因分析 经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质，在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来，粘结在除雾器表面上，如果得不到及时的冲洗，会迅速沉积下来，逐渐失去水分而成为石膏垢。由于除雾器材料多数为PP，强度一般较小，在粘结的石膏垢达到其承受极限的时候，就会造成除雾器坍塌事故。 沉积在除雾器表面的浆液中所含的物质是引起结垢的原因。如果这些污垢不能得到及时的冲洗，就会在除雾器叶片上沉积，进而造成除雾器堵塞。 结垢主要分为两种类型： （1）湿-干垢： 多数除雾器结垢都是这种类型。因烟气携带浆液的雾滴被除雾器折板捕捉后，在环境温度,粘性力和重力的作用下，固体物质与水分逐渐分离，堆积形成结垢。这类垢较为松软，通过简单的机械清理以及水冲洗方式即可得到清除。（2）结晶垢：
各种湿法脱硫工艺比较
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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。
石灰石湿法与循环流化床干法脱硫技术的比较分析
一、石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫主要特点 （1）脱硫效率高。石灰石（石灰）—石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。 （2）技术成熟，运行可靠性好。国外火电厂石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。 (3)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫工艺都能适应。 (4)占地面积大，一次性建设投资相对较大。石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大，所以现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。 (5)吸收剂资源丰富，价格便宜。作为石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。 (6)脱硫副产物便于综合利用。石灰石(石灰) /石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。 (7)技术进步快。近年来国外对石灰石(石灰) /石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 二、市场分析 1、从第一套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫机组投运至今，全世界目前在运的湿法脱硫机组已有几千套之多（超过30万千瓦的脱硫机组全部采用湿法），其在业内的广泛使用程度及市场认可度都占有压倒性的优势。经过几十年的研究和优化，原有的结垢、堵塞和磨损（湿法中普遍存在）等技术问题已成功解决。湿式石灰石/ 石膏法由于技术成熟度最高，一直以来就是优先选择的烟气脱硫工艺。
石灰石-石膏湿法脱硫系统的设计计算解析
石灰石 - 石膏湿法脱硫系统 设计 （内部资料） 编制: x xxxx 环境保护有限公司 2014年 8 月 1.石灰石 - 石膏法主要特点 （ 1）脱硫效率高，脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少，脱硫效率高达 95％以上。（2）技术成熟，运行可靠性高。国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上，特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。
（3）对燃料变化的适应范围宽，煤种适应性强。无论是含硫量大于 3％的高硫燃料，还是含 硫量小于 1％的低硫燃料，湿法脱硫工艺都能适应。 （4）吸收剂资源丰富，价格便宜。石灰石资源丰富，分布很广，价格也比其它吸收剂便宜。（5）脱硫副产物便于综合利用。副产物石膏的纯度可达到 90％，是很好的建材原料。 （6）技术进步快。近年来国外对石灰石 - 石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 （7）占地面积大，一次性建设投资相对较大。 2.反应原理 （1）吸收剂的反应 购买回来石灰石粉（CaCO3）由石灰石粉仓投加到制浆池，石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。 （2）吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触 ,循环浆液吸收大部分 SO2，反应如下： SO2（气）+H2O→H2SO3（吸收） H2SO3→ H+ +HSO3－ H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－（溶解） Ca2+ +HSO3－ +2H2O→ CaSO3·2H2O+H+（结晶） H+ +HCO3－→ H2CO3（中和） H2CO3→ CO 2+H2O 总反应式： SO2＋ CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2 （3）氧化反应 一部分 HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的 HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶，反应如下： CaSO3＋1/2O2→ CaSO4（氧化） CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O（结晶） 4）其他污染物
脱硫设备维护保养.doc
临安清洁能源有限公司 杭州临安热力站项目 2x40t/h锅炉烟气脱硫系统 第三部分 设备维护培训 浙江省天正设计工程有限公司杭州百厚环保科技有限公司 2016年8月
1、设备维护保养概述 设备维护保养的内容是保持设备清洁、整齐、润滑良好、安全运行，包括及时紧固松动的紧固件，调整活动部分的间隙等。简言之，即“清洁、润滑、紧固、调整、防腐”十字作业法。设备的寿命在很大程度上决定于维护保养的好坏。维护保养依工作量大小和难易程度分为日常保养、一级保养、二级保养、三级保养等。 日常保养，又称例行保养。其主要内容是：进行清洁、润滑、紧固易松动的零件，检查零件、部件的完整。这类保养的项目和部位较少，大多数在设备的外部。 一级保养，主要内容是：普遍地进行拧紧、清洁、润滑、紧固，还要部分地进行调整。 二级保养。主要内容包括内部清洁、润滑、局部解体检查和调整。 三级保养。主要是对设备主体部分进行解体检查和调整工作，必要时对达到规定磨损限度的零件加以更换。此外，还要对主要零部件的磨损情况进行测量、鉴定和记录。 在各类维护保养中，日常保养是基础。保养的类别和内容，要针对不同设备的特点，考虑设备的生产工艺、结构复杂程度、规模大小等具体情况和特点。 2、脱硫系统中设备的维护保养 2.1脱硫系统设备简介 脱硫系统设备较多，但大致可分为：输送泵、搅拌、真空带滤机、风机四类。 2.2泵类设备的维护及保养 2.2.1.泵的起停操作 泵运行的使用寿命，与工艺环境、控制措施有很大的关系，排除一些客观原因后，在日常使用中，正确的起停操作，是非常重要的一环。在脱硫系统中大型的循环泵正确的起停操作，可以延长叶轮、电机的使用寿命、缩短维护周期，操作步骤如下： 详见操作规程中相应章节。 2.2.2.泵的维护保养 1 保持设备清洁、干燥、无油污、不泄漏。
几种最常用烟气脱硫技术的优缺点
几种最常用烟气脱硫技术的优缺点 中脱硫率工艺脱硫率70%~90% 路博环保中等脱硫技术包括三种工艺：炉内喷钙加增湿活化工艺（LIFAC），烟气循环流化床（CFB，包括喷钙和常规）和喷雾干燥工艺。与低脱硫效率的工艺相比，脱硫效率有所提高，运行费用相对减少，设备较复杂，因而投资费用增加。与高效率的湿法工艺相比具有启停方便，负荷跟踪能力强的特点。适用于燃用中低含硫量的现有机组的脱硫改造。 (1)LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的800℃～1150℃部位喷入，起到部分固硫作用，在尾部烟道的适当部位（一般在空气预热器与除尘器之间）装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。 LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。 LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点，脱硫率为60％～80％；但该技术需要改动锅炉，会对锅炉的运行产生一定影响。我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。 (2)炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-meringGrazPauker/LurgiGmbH公司开发的。该技术的基本原理是：在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器，炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内，在循环硫化床反应器中大颗粒CaO 被其中湍流破碎，为SO2反应提供更大的表面积，从而提高了整个系统的脱硫率。 该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。在此基础上，美国EEC(EnviromentalElementsCorporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。在该工艺中粉状的Ca(OH)2和水分别被喷入循环流化床反应器内，以此代替了炉内喷钙。在循环流化床反应器内，吸收剂被增湿活化，并且能充分的循环利用，而大颗粒吸收剂被其余粒子碰撞破碎，为脱硫反应提供更大反应表面积。 本工艺流程的脱硫效率可达95％以上，造价较低，运行费用相对不高，是一种较有前途的脱硫工艺。 (3)喷雾干燥法烟气脱硫技术是一项发展最成熟的烟道气脱硫技术之一。该技术采用了旋转喷雾器，投资低于湿法工艺，在全世界范围内得到广泛应用，在西欧的德国、意大利等国家利用较多。对中高硫燃料的SO2脱硫率能达到80-90%。 该技术的基本原理是由空气加热器出来的烟道气进入喷雾式干燥器中，与高速旋转喷嘴喷出的充分雾化的石灰、副产品泥浆液相接触，并与其中SOX反应，生成粉状钙化合物的混合物，再经过除尘器和吸风机，然后再将干净的烟气通过烟囱排出，其反应方程式为：SO2+Ca(OH)2CaSO3+H2O SO3+Ca(OH)2CaSO4+H2O 该技术一般可分为吸收剂雾化、混合流动、反应吸收、水汽蒸发、固性物的分离五个阶段，与其它干燥技术相比其独特之处就在于吸收剂与高温烟气接触前首先被雾化成了细小的雾滴，这样便极大增加了吸收剂的比表面积，使得反应吸收及传热得以快速进行。其工艺流程如图1所示【3】。该技术安装费用相对较低，一般是同等规模的石膏法烟气脱硫系统的70%左右。但存在着石灰石用量大、吸收剂利用率低及脱硫后的副产品不能够再利用的难题，故该技术意味着要承担双倍的额外费用，即必须购买更多的石灰石和处理脱硫后的
半干法湿法脱硫工艺对比
半干法与湿法比较 1.投资：半干法投资包括脱硫塔和除尘器，投资高于湿法，湿法投资仅脱硫和脱硫渣处理部分。 2.能耗：半干法整个系统压损设计一般约为4000Pa，增压风机选型大于湿法，运行费用高。 3.操作弹性小：半干法对于烟气状态（烟气温度、流量、SO2含量等）变化比较大的应用场合难以适应。一方面由 于烟气状态的改变将导致石灰浆料不能干燥，容易形成后续除尘器胡袋等生产事故；另一方面，由于SO2浓度波动造成在SO2浓度高峰时净化效率时低下。 4.脱硫效率：半干法稳定运行的效率一般在85%左右，难以达到新的环保要求，湿法稳定运行的效率一般在95%， 能够满足新的环保要求。 5.脱硫剂：脱硫剂，湿法设计钙硫比为1.05，半干法设计钙硫比为1.2-1.3，料耗比较差距在20-30%，湿法使用的 脱硫剂是石灰石，价格约为100-200元/吨，半干法使用的脱硫剂是生石灰，现在市面生石灰的价格约为550元/吨，同时湿法的脱硫剂实用性强，能够采用碱性废渣作为脱硫剂，例如造纸厂白泥或者芒硝厂钙泥等。 6.运行稳定性：湿法运行过程中，主要面对的是设备的易损易耗件更换，半干法运行，由于脱硫剂是生石灰（CaO）， 进入吸收塔的是熟化后的Ca(OH)2，吸水性强，易抱团，结块，甚至是板结，尤其在系统停止后再次开启，输料通道必然堵塞，清堵工作十分麻烦，维运人员工作量较大。且吸收塔内易湿壁湿底（喷枪发生弯曲或雾化颗粒增
大的情况下），造成吸收塔壁结块或堵塞文丘里，造成无法运行。 7.维运成本：布袋除尘器的滤袋一般承诺质保30000小时，但是由于烟气不稳定，导致烟气成分和烟气量波动，喷 枪的喷水量随之波动（尤其在CEMS反应偏慢的情况下），或者是运行人员的自身素质水平等因素，导致进入布袋除尘器的水汽过多，造成糊袋，一般布袋除尘器的滤袋寿命低于20000小时。雾化喷枪由于磨损，一般寿命在1-1.5年就需要更换喷头，2年需要更换喷枪。调节阀使用寿命不到3年。大量的设备磨损较大，一般使用寿命要低于湿法的设备。 8.排烟温度:半干法的排烟温度能够达到80℃，无白雾现象，湿法排烟温度在60℃左右，能看见白雾，但对 环境无影响。 9.脱硫渣：半干法的脱硫渣为干粉状，便于运输，但由于其钙硫比较高，脱硫渣也较多，无法综合利用；湿 法脱硫渣含水率为15%左右，杂质含量少，能够作为石膏综合利用。
石灰石石膏湿法脱硫系统的设计计算
石灰石-石膏湿法脱硫系统 设计 (内部资料) 编制:xxxxx环境保护有限公司 2014年8月
1、石灰石-石膏法主要特点 (1)脱硫效率高,脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少,脱硫效率高达95％以上。 (2)技术成熟,运行可靠性高。国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上,特别就是新建的大机组采用湿法脱硫工艺,使用寿命长,可取得良好的投资效益。 (3)对燃料变化的适应范围宽,煤种适应性强。无论就是含硫量大于3％的高硫燃料,还就是含硫量小于1％的低硫燃料,湿法脱硫工艺都能适应。 (4)吸收剂资源丰富,价格便宜。石灰石资源丰富,分布很广,价格也比其它吸收剂便宜。 (5)脱硫副产物便于综合利用。副产物石膏的纯度可达到90％,就是很好的建材原料。 (6)技术进步快。近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进,可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 (7)占地面积大,一次性建设投资相对较大。 2、反应原理 (1)吸收剂的反应 购买回来石灰石粉(CaCO3)由石灰石粉仓投加到制浆池,石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。 (2)吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2,反应如下: SO2(气)+H2O→H2SO3(吸收) H2SO3→H+ +HSO3－ H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－(溶解) Ca2+ +HSO3－+2H2O→ CaSO3·2H2O+H+ (结晶) H+ +HCO3－→H2CO3(中与) H2CO3→CO2+H2O 总反应式:SO2＋CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2 (3)氧化反应 一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化,其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶,反应如下: CaSO3＋1/2O2→CaSO4(氧化) CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O(结晶) (4)其她污染物
湿法脱硫系统设备常见故障处理方法及预控措施
湿法脱硫系统设备常见故障处理 方法及预控措施
***** 一、脱硫系统概述 1、湿法脱硫工艺流程 石灰石——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，经 过引风机、引风机出口烟道、吸收塔 入口烟道，进入吸收塔。在吸收塔内 烟气自下向上流动，被向下流动的循 环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液自 吸收塔底部由浆液循环泵向上输送 至吸收塔喷淋层，每个浆液循环泵与 其各自的喷淋层相连接（共4层），
由塔内设置的布液管道及喷嘴雾化后分散成细小的液滴均匀喷射到吸收塔整个断面，使气体和液体得以充分接触洗涤脱除烟气中的SO2、SO3、HCL和HF。与此同时，吸收SO2（SO3）后的浆液在吸收塔内“强制氧化工艺”的处理下被导入的空气强制氧化为石膏（CaSO4?2H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。石灰石与二氧化硫反应，经强制氧化生成的石膏，通过石膏排出泵排出吸收塔，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（一级脱水设备）和真空皮带脱水机（二级脱水设备），最终形成湿度小于10%的石膏副产品。 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。同时按程序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，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。 2、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
各种脱硫工艺比较
一、煤化工中各种脱硫工艺比较 1、AS煤气净化工艺 AS流程就是以煤气中自身的NH3。为碱源，吸收煤气中的H2S，吸收了NH3。和H2S的富液到脱酸蒸氨工段，解析出NH3。和H2S气体，贫液返回洗涤工段循环使用，氨气送氨分解炉生产低热值煤气后返回吸煤气管线，酸气送克劳斯焚烧炉生产硫磺。 优点：环保效果好、工艺流程短、脱硫效率高、煤气中的氨得到充分利用、加碱效果明显、热能利用高 缺点：洗氨塔后煤气含氨量高、洗液温度对脱硫影响较大、富液含焦油粉尘高、硫回收系统易堵塞（克劳斯焚烧炉生产硫磺） 2、低温甲醇洗(Rectisol,音译为勒克梯索尔法) 低温甲醇洗与NHD法都属于物理吸收法，可以脱硫和脱碳。 低温甲醇洗所选择的洗涤剂是甲醇，在温度低于273 K下操作，因为甲醇的吸收能力在温度降低的情况下会大幅度地增加，并能保持洗涤剂损失量最少。低温甲醇洗适合于分离和脱除酸性气体组分CO2、H2S及COS，因为这些组分在甲醇中具有不同的溶解度，而这种选择性能得到无硫的尾气。例如有尿素合成工序的话，如果遵守环境保护规则，就可以直接排人大气或用于生产CO2。 低温甲醇洗在大型化装置中的生产业绩、工艺气的净化指标、溶剂损耗、消耗和能耗、CO2产品质量有其优势. 3、NHD法脱硫 NHD化学名为聚乙二醇二甲醚是一种新型高效物理吸收溶剂。 NHD法脱硫原理：NHD法脱硫过程具有典型的物理吸收特征。H2S、CO2在NHD中溶解度较好的服从亨利定律，它们岁压力升高、温度降低而增大。因此宜在高压、低温下进行 H2S和CO2的吸收过程，当系统压力降低、温度升高时，溶液中溶解的气体释放出来，实现溶剂的再生过程。 NHD法脱硫工艺特点：能选择性吸收H2S、CO2、COS且吸收能力强；溶剂具有良好的化学稳定性和热稳定性；NHD不起泡，不需要消泡剂；溶剂腐蚀性小；溶剂的蒸汽压极低，挥发损失低；NHD工艺不需添加活化剂，因此流程短。 4、PDS法脱硫（PDS催化剂） 原理：煤气依次进入2台串联的脱硫塔底部，与塔顶喷淋的脱硫液逆向接触，脱除煤气中的大部分H2S。在PDS催化剂的作用下，可脱除无机硫与有机硫，同时促使NaHCO3进一步参加反应。 从2台脱硫塔底排出的脱硫液经液封槽进入溶液循环槽，用循环泵将脱硫液分别送入2台再生塔底部，与再生塔底部鼓入的压缩空气接触使脱硫液再生。再生后的脱硫液从塔上部经液位调节器流回脱硫塔循环使用，浮于再生塔顶部扩大部分的硫泡沫靠液位差自流入硫泡沫槽，用泵将硫泡沫连续送往离心机，离心后的硫膏外运，离心液经过低位槽返回脱硫系统。 脱硫影响因素：煤气及脱硫液的温度控制；脱硫吸收液的碱含量。PDS法脱硫过程的实质就是酸碱中和反应；液气比对脱硫效率的影响；二氧化碳的影响；再生空气量与再生时间；煤气中杂质对脱硫效率的影响。
石灰石石膏湿法脱硫系统的设计计算
石灰石石膏湿法脱硫系统的设计计算
石灰石-石膏湿法脱硫系统 设计 (内部资料) 编制:xxxxx环境保护有限公司 8月
1.石灰石-石膏法主要特点 （1）脱硫效率高，脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少，脱硫效率高达95％以上。 （2）技术成熟，运行可靠性高。国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上，特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。 （3）对燃料变化的适应范围宽，煤种适应性强。无论是含硫量大于3％的高硫燃料，还是含硫量小于1％的低硫燃料，湿法脱硫工艺都能适应。（4）吸收剂资源丰富，价格便宜。石灰石资源丰富，分布很广，价格也比其它吸收剂便宜。 （5）脱硫副产物便于综合利用。副产物石膏的纯度可达到90％，是很好的建材原料。 （6）技术进步快。近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 （7）占地面积大，一次性建设投资相对较大。 2.反应原理 （1）吸收剂的反应 购买回来石灰石粉（CaCO3）由石灰石粉仓投加到制浆池，石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。 （2）吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分
SO2，反应如下： SO2(气)+H2O→H2SO3(吸收) H2SO3→H+ +HSO3－ H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－（溶解） Ca2+ +HSO3－ +2H2O→ CaSO3·2H2O+H+ (结晶) H+ +HCO3－→H2CO3(中和) H2CO3→CO2+H2O 总反应式：SO2＋CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2 （3）氧化反应 一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶，反应如下： CaSO3＋1/2O2→CaSO4(氧化) CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O(结晶) （4）其它污染物 烟气中的其它污染物如SO3、Cl－、F－和尘都被循环浆液吸收和捕集。SO3、HCl和HF与悬浮液中的石灰石，按以下反应式发生反应： SO2＋H2O→2H＋＋SO32－ Ca CO3 +2HCl<==>CaCl2 + H2O+ CO2 Ca CO3 +2HF <==>CaF2 +H2O+ CO2 3.工艺流程
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
动力波烟气脱硫工艺(湿法)
动力波烟气脱硫工艺(湿法) 现有的湿法烟气脱硫工艺均为外置塔体式，即在锅炉后部的烟道上加装脱硫塔，经过碱液在塔体内部对烟气的的喷淋、洗涤达到脱除烟气中二氧化硫的目的。一般塔体高度约8m以上，甚至更高(此高度为保证烟气在塔内的停留时间)。 其缺点： 1、浪费材料：由于锅炉烟气温度过高，加上二氧化硫具有强烈的腐蚀作用，所以在塔体的结构、强度方面要求都比较高，一般外塔体用碳钢或用麻石砌筑用以增加强度，内衬防腐材料用以防腐。 2、一次性投资高：单独设立塔体，要延长烟道，一次性投资费用高。 3、运行不可靠：传统的湿法脱硫工艺，采用的是塔体内喷淋工艺，即通过高压水泵将碱液输送到塔体内，通过喷嘴的雾化，使液滴与烟气中的二氧化硫接触达到脱硫的目的，为保证脱硫效果、保证碱液与二氧化硫气体的充分接触，就需要碱液的雾化程度很高，这样对喷嘴的要求就高，喷嘴使用寿命短。喷嘴一旦损坏，维修不方便。 4、运行液气比大，脱硫效率低：由于采用喷淋吸收，为保证烟气和碱液的充分接触，必须大量的碱液，液气比通常为1.5—2，脱硫效率最高达80%。 5、系统阻力大，运行费用高：由于单独设立塔体，增加、改动
烟道，增加脱水器，造成系统阻力增大，影响锅炉出力，同时高效雾化也需要高压泵的运行功率增大，所以运行费用就增大。 6、管路结垢严重，影响系统运行：由于脱硫液采用石灰水，所以在运行过程中会产生硫酸钙附着在管路和喷嘴内部，导致管路堵塞，影响系统运行。 动力波烟气湿法脱硫塔 动力波脱硫塔是通过设计适当的洗涤器喉管，来控制烟气在管内的速度，使烟气与碱液在喉管内形成一个泡沫区，在泡沫区内气液充分接触，强烈的湍动使混合强化并使接触面更新，从而获得极高的反应效率。动力波洗涤器不需要碱液的雾化程度过高，而靠洗涤器内部形成的湍流达到气、液的充分接触，这样就减少了喷嘴的堵塞了影响脱硫效果，同时也减少碱液泵的运行功率。烟气在动力波洗涤器喉管内流速设计为25—30米/秒。动力波洗涤塔长度为6---8m，其中湍动区长度为2.5m。 动力波脱硫塔根据现场需要，可水平安装，也可竖直安装，作为烟道的一部分，直径仅为烟道的1.3倍。 循环液： 循环液采用“双碱流程”工艺，主要是是为了克服循环液系统容易结垢的弱点和提高SO2的去除率。 系统运行前，将循环池中灌满一定浓度的NaOH和Ca(OH)2溶液，系统运行时，烟气中的SO2与循环液中的Ca2+和OH-反应，生成 Ca(SO4)2和水，其中硫酸钙沉淀在循环池中，可定期打捞，只有OH-
(完整word版)烟气脱硫设计计算..docx
烟气脱硫设计计算 1130t/h 循环流化床锅炉烟气脱硫方案 主要参数：燃煤含 S 量1.5% 工况满负荷烟气量285000m3/h 引风机量 1台，压力满足 FGD 系统需求 要求：采用氧化镁湿法脱硫工艺（在方案中列出计算过程） 出口 SO2含量200mg/Nm 3 第一章方案选择 1、氧化镁法脱硫法的原理 锅炉烟气由引风机送入吸收塔预冷段，冷却至适合的温度后进入吸收塔，往上与逆向流下的吸收浆液反应， 氧化镁法脱硫法 脱去烟气中的硫份。吸收塔顶部安装有除雾器，用以除去净烟气中携带的细小雾滴。净烟气 经过除雾器降低烟气中的水分后排入烟囱。粉尘与脏东西附着在除雾器上，会导致除雾器堵塞、系统压损增大，需由除雾器冲洗水泵提供工业水对除雾器进行喷雾清洗。 吸收过程 吸收过程发生的主要反应如下： Mg(OH)2 + SO2→ MgSO3 + H2O MgSO3 + SO2 + H2O→ Mg(HSO3)2 Mg(HSO3)2 + Mg(OH)2→ 2MgSO3 + 2H2O 吸收了硫分的吸收液落入吸收塔底，吸收塔底部主要为氧化、循环过程。
氧化过程 由曝气鼓风机向塔底浆液内强制提供大量压缩空气，使得造成化学需氧量的MgSO3 氧化成 MgSO4 。这个阶段化学反应如下： MgSO3 + 1/2O2→ MgSO4 Mg(HSO3)2 + 1/2O2→ MgSO4 + H2SO3 H2SO3 + Mg(OH)2→ MgSO3 + 2H2O MgSO3 + 1/2O2 → MgSO4 循环过程 是将落入塔底的吸收液经浆液循环泵重新输送至吸收塔上部吸收区。塔底吸收液pH 由自动喷注的20 %氢氧化镁浆液调整，而且与酸碱计连锁控制。当塔底浆液pH 低于设定值时，氢氧化镁浆液通过输送泵自动补充到吸收塔底，在塔底搅拌器的作用下使浆液混合均匀， 至 pH 达到设定值时停止补充氢氧化镁浆液。20 %氢氧化镁溶液由氧化镁粉加热水熟化产 生，或直接使用氢氧化镁，因为氧化镁粉不纯，而且氢氧化镁溶解度很低，就使得熟化后的浆液非常易于沉积，因此搅拌机与氢氧化镁溶液输送泵必须连续运转，避免管线与吸收塔底 部产生沉淀。 镁法脱硫优点 技术成熟 氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺，氧化镁脱硫工艺在世界各地都有 非常多的应用业绩，其中在日本已经应用了100 多个项目，台湾的电站95%是用氧化镁法，另外在美国、德国等地都已经应用，并且目前在我国部分地区已经有了应用的业绩。 原料来源充足 在我国氧化镁的储量十分可观，目前已探明的氧化镁储藏量约为160 亿吨 ,占全世界的80%左右。其资源主要分布在辽宁、山东、四川、河北等省，其中辽宁占总量的84.7%，其次是山东莱州，占总量的10%，其它主要是在河北邢台大河，四川干洛岩岱、汉源，甘肃 肃北、别盖等地。因此氧化镁完全能够作为脱硫剂应用于电厂的脱硫系统中去。 脱硫效率高
脱硫吸收塔系统常见故障分析及处理
脱硫吸收塔系统常见故障分析及处理 在电力系统中，脱硫吸收塔扮演着十分重要的角色，其在运行过程中如果出现了故障将会严重影响到电力系统的正常生产和运行，因此，对于脱硫吸收塔可能存在的问题需要我们及时的进行分析和研究，并找到解决的方案。本文主要就脱硫吸收塔系统中常见的故障原因进行了分析和研究，并提出了相应的解决对策，希望通过本次研究对更好的促进脱硫吸收塔常见故障的解决有一定的帮助。 标签：脱硫吸收塔常见故障解决对策 脱硫吸收塔系统在保障电力安全生产和环境保护工作中起到了至关重要的作用，而且在运行过程中不同温度和环境的作用下，会严重影响到系统正常的工作流程，进而导致各种系统故障出现，因此，做好对脱硫系统运行过程中各种缺陷、故障的检修和维护工作就显得十分重要了。 一、脱硫吸收塔系统中循环泵叶轮以及泵壳出现磨损故障 1.故障原因分析 在脱硫吸收系统在运行过程中，由于系统中主要的介质是石灰石浆液，外加浆液的酸碱度变化程度很大，因此，在系统运行过程中，浆液循环泵的叶轮磨损是在所难免的。在系统运行过程中，浆液会在泵内高速运转，产生的冲击力会对泵壳产生一定的冲击，最终将会导致泵壳的磨损。这种情况持续进行下去就会逐步造成泵壳壁的磨损，严重时还会出现磨穿的现象，给系统安全运行造成严重的影响。当泵壳的厚度变薄之后，经过叶轮对其做功后，浆液会出现回流的现象，这就导致了浆液在系统中的循环总量降低，循环液的液压就会减小，达不到设计的高度，导致系统的吸收效果减弱，出力达不到额定的数值，最终导致了脱硫吸收塔系统的各个参数出现异常情况，使得整个系统的脱硫效率持续降低。 2.解决对策 当系统中浆液循环泵叶轮以及泵壳出现了严重的磨损之后，系统中相应的参数就会出现循环泵电流减小，整个浆液系统的出力就会下降，整个浆液的循环量会随之持续降低。当系统出现这种情况之后，应该及时的将系统停止运行，对该系统中的泵叶轮以及泵壳进行特殊的工业防磨处理。当这项工作处理完毕之后，就可以再次使系统投入运行。而当系统中叶轮出现严重的磨损之后，应该根据设备在系统中的运行时间长短，综合考虑各项经济效益，及时的更换成全新的叶轮，从而保证系统能够正常的循环，保持正常的浆液循环量。 二、脱硫吸收塔系统中循环泵出口喷头以及母管出现堵塞故障 1.故障原因分析