脱硫事故案例分析范文第1篇

1 丁基橡胶衬胶管道种类分析

脱硫的工况介质为石膏浆液, 所选择的橡胶为丁基橡胶。丁基橡胶是由异丁烯和少量的异丁二烯交联而成, 分子的主链均是由C-C键结合的线性结构, 而且饱和程度高, 因此具有一定的耐腐蚀和耐热性能。

丁基橡胶种类有通用丁基橡胶和卤化丁基橡胶 (氯化和溴化, 丁基橡胶与氯和溴反应改性的产物) 。目前, 全球生产丁基橡胶的装置共有11 套, 分别位于美国、英国、法国、俄罗斯、日本、加拿大、比利时和中国。其中, 部分生产线只生产通用丁基橡胶, 大部分用于轮胎业, 特别适用于内胎、胶囊、气密层、侧胎等。我国最早的丁基橡胶生产线位于北京燕山石化, 投产时间是1999 年, 其产品主要用于轮胎内胎等的通用丁基橡胶, 但是这条生产线的丁基橡胶并不完全适用于防腐橡胶衬里。我国开始大批量上脱硫装置时, 针对我国的丁基橡胶产品, 一般会在技术协议中要求使用进口非通用型丁基橡胶。但是由于有些国家的丁基橡胶生产线是和我国相类似的产品, 也就是说, 并不是所有的进口丁基橡胶都适用于防腐衬里。

2 脱硫衬胶管道使用寿命分析

在设计院设计的脱硫衬胶管道的橡胶使用上, 一般都会明确注明进口材料丁基橡胶, 但是并没有确定进口丁基橡胶的种类。

在我国最早开始配套脱硫的衬胶管道中, 使用进口氯丁基橡胶以挤出方式生产橡胶的管道, 在直管道部位使用寿命可以达到四到五年, 弯头寿命略短, 变径部位的使用寿命不及直管道的一半。后来随着市场竞争的加剧, 招标方最低价中标等因素, 市场上开始出现使用国产通用丁基橡胶和再生丁基橡胶的情况, 国产通用丁基橡胶的使用寿命直管道部位为三年左右, 而含有再生成分的丁基橡胶使用寿命不足两年。这也直接导致一些电厂最终用户认为脱硫管道不能采用橡胶衬里, 而试用其它防腐材料的情况出现。

丁基橡胶的自粘性和互粘性都较差, 为了解决这方面的问题, 国内外的厂商采取了多种方法, 但效果并不理想, 最后只能采用性能较强的粘接剂来解决。而采用多层复合技术的氯化丁基橡胶衬里, 使用寿命可以大大提升。埃米尔橡胶实验室采用泰伯磨损的测试, 损失量仅为0.05 克。实验室的报告表明, EMIR EV739橡胶在有记录的脱硫衬胶管道上的使用寿命已经超过15年, 部分达到20年, 即使在变径 (大小头) 部位也可达到5-7年。基于天然橡胶相对于合成丁基橡胶对于金属更强的粘接力, 埃米尔实验室工程师在金属层表面采用天然橡胶用来紧紧的拉住金属, 使之具有最佳的粘接强度, 氯丁基橡胶作为复合在天然橡胶上的防腐耐磨层可以最大限度的保护金属管道的侵害。

3 烟气脱硫衬胶管道失效原因分析

上世纪70年代开始, 在北美和欧洲经历了应用纯天然橡胶装在管道和吸收塔内部, 但随之压到性的证据显示, 硬度为40的天然橡胶不适合于这类装置和管道。由于吸收水气产生的起泡导致这些衬里迅速失效。这就是使用过的脱硫衬胶管道上出现的大面积不破气泡的原因。另一个防止起泡的重要因素是水汽渗透率, 这对于FGD烟气脱硫衬胶管道的使用寿命是决定性的。渗透率与橡胶横截面的温度梯度成正比, 即所谓的“冷墙效应”。

由埃米尔橡胶实验室模拟的FGD测试显示, 完全硫化的橡胶和故意未硫化的硬度为40 的纯天然橡胶都会出现起泡现象。完全隔绝的同样衬里的面板, 在测试阶段不会起泡。另外, 测试硬度为60的复合橡胶, 不管在隔绝和不隔绝的情况下都不起泡。这也是埃米尔脱硫衬胶管道使用超过十五年的关键问题所在。此外, 埃米尔橡胶实验室的测试表明, 不同硬度的橡胶, 水吸收率差别巨大。硬度为40 的橡胶所吸收的水分5倍与硬度为60的橡胶。

4 衬胶管道是烟气脱硫管道的最优防腐蚀解决方案

总体来看, 生产、储存和输送过程中, 橡胶衬里防腐蚀是所有防腐蚀方案中使用寿命最长且性价比最高的选择。但是由于丁基橡胶材料选择的不准确、施工技术的参差不齐、硫化控制不严格、工况和大气环境的变化等诸多因素影响到最终使用寿命的不同。

摘要：在现行电力生产方式中, 主要有风电、光电、核电、火电、水电几种主要方式。火电相对来讲污染较重, 而化石能源也越来越少, 但是在未来的一段时间内, 仍将是我们发电的主流方式。而燃煤发电, 同时就会伴随产生大量的二氧化硫。从上世纪70年代, 烟气脱硫系统被广泛采用, 其中的管道部分防腐材料选择一直是个有争议的问题, 多种材料被反复试用。本文通过对橡胶和脱硫工况的剖析, 分析影响脱硫衬胶管道使用寿命的原因。

关键词：脱硫衬胶管道,衬胶,橡胶衬里,使用寿命

参考文献

[1] 张香亭.我国工业型煤发展现状及技术方向[J].辽宁工程技术大学学报, 2013, 21 (4) :543-544.

[2] 郑卫京等.火电厂烟气脱硫装置腐蚀与防护[J].电力环境保护, 2012, 15 (2) :23-41.

[3] 郝吉明, 陆永琪.燃煤二氧化硫污染控制技术现状及技术经济分析[J].中国环保产业, 2010, (2) :28-31.

脱硫事故案例分析范文第2篇

1 主要耗能设备介绍

1.1 增压风机

增风压机的主要任务是对进入FGD系统中的烟气压力进行提升, 从而能够保证烟气顺利通过FGD系统, 并完成脱硫排入大气。增风压机的在脱硫系统中虽然只是辅助设备, 但是增风压机的运行稳定以及结构特征对于FGD系统的顺利进行都有着决定性的意义, 其能耗所占的比例也是FGD系统设备中较大的。因此在进行增风压机选择以及布置时, 一定要重视。

1.2 循环浆液泵

循环浆液泵的主要作用是对抽取石灰石浆液并将其输送到吸收塔的顶部, 并把吸收剂浆液喷洒下去。被浆液泵输送的浆液一般由两个部分组成, 一部分是自制浆系统所提供的新鲜浆液;另一部分则是已经经过脱硫反应之后重新被淋喷的浆液, 以此来提高浆液的利用效率。

1.3 氧化风机

氧化风机的主要是强制氧化系统中的配置。由于传统的氧化工作是通过暴露于空气并进行自然氧化的方法, 但是这种方法无法满足脱硫产品再次利用的目标, 造成了资源的浪费。因此, 在吸收塔内配置氧化风机已经成为脱硫产品中一项不可或缺的方式。

2 大型燃煤机组影响脱硫效率的因素

2.1 烟气流量

一个完成的系统有锅炉燃烧与FGD共同组成。而对于燃烧系统来说, 其运行的参数时直接影响烟气参数的变化的重要因素, 燃烧系统为了使煤粉能够燃烧起来, 就要为其提供一定量的空气, 且能保证充分的燃烧。燃烧之后的烟气中也会含有一部分过量空气, 而大这些大量的烟气最终会进入到FGD系统中去。

烟气进入FGD系统中后, 烟气流量的大小会对增压风机的运行造成影响, 使增压风机的出力产生阻碍。由此可见, 找出一个合适的送风量, 才能达到系统的脱硫效果与燃烧效果的目的。

2.2 烟气中SO2浓度

烟气中SO2的含量主要取决于机组燃烧的煤种。如果煤种中硫的含量较高, 则燃烧后烟气中硫的含量也会将对较高, 反之, 硫的含量较少。而FGD系统的主要作用是净化烟气, 脱除烟气中的含有SO2的物质, 由此可知, SO2的含量也直接影响着脱硫效果以及设备的能耗。

因此, 为了能够保证机组燃烧中煤种的稳定, 能够对煤种变化时对FGD系统设备的运行参数以及状况进行及时的调节, 从而来确保脱硫系统与燃烧系统的顺利运行以及同步运行, 也是提高脱硫效率的重要对策。

2.3 烟气流速

适当的烟气流速对脱硫的效果所有增强, 在此基础上还能够节省增压风机、氧化风机的电耗以及循环浆液泵。从脱硫设备的能耗方面出发考虑, 适当的烟气流速可以降低设备的电耗。且烟气流速与增压风机的能耗情况是成正比的, 吸收塔中的烟气流速越高, 气液之间的的阻力也会相对较大, 从而增加了增压风机提升烟气压力的压力, 同时也增加了能耗。

由此可见, 在实际的工程运行中, 对于设备的能耗、烟气的流速以及风机的能耗量好充分考虑, 能够从中选择出合适的、经济的吸收塔烟气流速。

2.4 锅炉投油助燃

锅炉的顺利安全运行, 主要是靠粉机来决定, 在工作的过程中难免会出现故障, 这时就需要投油来助燃, 从而保证锅炉的正常运行。在投油的过程中, 往往或因为氧量较小或者是炉膛燃烧区域的温度偏小而造成燃油无法燃尽。而这些没有燃尽的油污会随着烟气进入到脱硫系统的吸收塔中, 甚至还会造成电除尘器停运的情况, 最终导致油污以及粉尘被吸入到吸收塔浆液中, 大大影响了吸收剂以及SO2的反应过程, 降低了脱硫的效率。

因此, 在锅炉投油助燃的过程中, 应该讲烟道系统旁的路挡板打开, 并降低增压风机的风量运行负荷, 从而降低了吸收塔内脱硫环境的污染, 确保FGD系统的正常运行以及脱硫效率。

3 脱硫系统运行节能总结与展望

3.1能够根据石灰石湿磨能耗以及石灰石量的对脱硫的效率以及石灰石的消耗量进行综合考虑, 对其运行时间进行优化, 并保证浆液量充足的情况下降低对石灰石湿磨的能耗。

3.2氧化风机优化。主要是通过氧化空气的理论流量以及机组的负荷、燃煤硫分变化、脱硫塔中氧量需要进行氧化机变频改造。从而避免吸收塔内脱硫环境的恶化, 并降低氧化风机的运行能耗。

3.3循环浆液泵的运行优化。在确保出口排放浓度的基础上, 能够关闭一台或多台泵来进行能耗的节省。还可以根据实际的运行经验, 来对循环泵的运行卡片进行控制, 以此来降低循环浆液泵的开启数量, 达到节能的效果。

4 结语

总之, 为了在保证脱硫效果的前提下降低能耗是目前最为重要的一个话题, 能够根据设备的自身特点以及找出调节设备的关键参数是非常重要的工作, 从而为大型燃煤机组脱硫设备的顺利运行提供有力的帮助。

摘要：随着社会经济的快速发展, 我国火电厂的建设也得到了良好的发展, 但是由于火电厂的发展为生态环境造成了巨大的影响。在生态环境污染问题成为焦点的背景下, 我国的火电厂烟气的脱硫现象已经得到了有效的处理, 大部分大型燃煤机组都为其配备了相应的尾部烟气脱硫设备。为创造良好的生态环境奠定良好的基础。

关键词：经济发展,大型燃煤机组,脱硫设备,能耗特性

参考文献

[1] 徐钢, 袁星, 杨勇平, 陆诗原, 黄圣伟, 张锴.火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行[J].中国电机工程学报, 2012, 32:22-29+5.

[2] 杨勇平, 袁星, 黄圣伟, 徐钢.火电机组湿法脱硫系统能耗的回归分析[J].工程热物理学报, 2012, 11:1854-1859.

[3] 王红.燃煤电厂烟气脱硫工艺生命周期评估[D].浙江大学, 2012.

脱硫事故案例分析范文第3篇

1 国内外概况

从目前国内正在运行的湿法脱硫装置来看, 基本都安装了烟气再热系统。例如应用日本三菱技术的珞磺一期二期工程, 采用了水媒管式烟气再热器, 其中一期工程也是国内第一台投产的湿法烟气脱硫装置。后来相继投产的重庆电厂, 浙江半山电厂, 北京第一热电厂, 引进的是德国Steinmuller公司的技术, 均装设了烟气再热系统, 而且采用了技术比较先进的无热再生回转式烟气/烟气换热器 (GGH) , 石景山热电厂, 北京一热二期工程, 山东黄台火力发电厂, 江阴夏港电厂等脱硫工程也沿袭了德国的技术, 装设了GGH。浙江钱清电厂采用的是巴威技术, 也装设了G G H。

德国的脱硫装置采用烟囱排放烟气的都带有GGH, 主要原因是德国的排放标准规定:锅炉烟囱的烟气排放最低温度为72℃。吸收塔出口的净烟气如果不设再热系统就无法满足标准要求。但对于通过冷却塔排放烟气的电厂没有此项要求, 因此, 德国近年来出现了不少通过冷却塔排放烟气的电厂, 这类电厂均未设GGH。日本基本上与德国一致, 一般都设有GGH, 日本与德国的差别在于很少有电厂通过冷却塔排放烟气。美国情况比较复杂, 对内保护能源供应商比较厉害, 因此, 设GGH的少, 不设GGH的多。

2 技术经济对比

2.1 技术比较

根据我们对已经投运的几套脱硫装置 (均有GGH) 的运行情况来看, 设置GGH带来的负面影响还是比较多。主要反应的问题是G G H容易堵塞, 几个项目由于烟气中的粉尘较高造成G G H阻力偏大, 增压风机长期运行在最高扬程区域, 造成厂用电增加较多。

对于6 0 0 M W等级机组, 取消G G H的主要技术特点: (1) 系统阻力下降, 增压风机电耗降低, GGH自身电耗没有了。 (2) 由于进入吸收塔的烟气温度上升, 烟气携带水量增加, 导致水耗增加。 (3) 脱硫系统设备占地减小, 有利于脱硫系统设备布置的优化。 (4) GGH吹扫介质不再需要。 (5) 脱硫系统潜在故障点减少, 脱硫故障率大大降低, 系统可用率得到提高。 (6) 设备维护工作量将随着减小。

2.2 投资比较

脱硫部分投资对比: (2x600MW) (如表1) 。

2.3 运行费用比较

(1) 电耗对比: (2X600MW) (如表2) 。

(2) 运行水耗量对比: (2X600MW) 。

如果不装设G G H, 进入吸收塔的烟气温度比较高, 装设GGH, 进入吸收塔的烟气温度一般可降低至85℃～90℃左右, 这样, 前者的水蒸发量要比后者大。

有GGH的水耗量为65t/h (一台炉) 。

无GGH的水耗量为85t/h (一台炉) 。

3 烟囱湿烟气排放的环境评价

脱硫湿烟气直接排放可能会带来3个潜在的环境问题。

3.1 抬升高度及地面浓度污染

当环境湿度未饱和时, 湿烟羽的抬升高度最初比同温度干烟羽的抬升高度要高, 这主要是由于烟气中的水汽凝结释放出潜热, 使烟羽获得额外浮力所致。但是在达到最大抬升高度之后, 其抬升高度下降的速度比同温度的干烟羽要快。这主要是烟羽中液态水的再蒸发吸收潜热所致。

单位:k W.h

这主要是由于环境处于饱和状态时, 烟羽中凝结的液态水不会再次蒸发。可见, 从空气污染角度考虑, 在这种状况下, 不必对烟气进行再加热也不会造成地面污染浓度的增大。

3.2 白烟

湿烟羽因水汽凝结会呈白色或灰色, 这种可见烟羽的长度随环境条件和排放条件而变, 通常从几十米至数百米, 有时甚至达千米以上。白烟长度随环境风速的增大而增长, 随环境温度的升高而缩短;白烟长度对环境湿度的变化比较敏感, 当环境湿度增大时, 白烟长度增长且幅度较大;白烟长度对烟气排放温度的变化也相当敏感, 当烟气的排放温度升高时, 白烟长度增长, 且增长幅度很大;白烟长度对环境温度递减率的变化不敏感。

3.3 凝结水量

最大凝结水量大约发生于烟囱下风向数米范围内, 烟羽离开烟囱后的1s～4s内。最大凝结水量随环境条件和排放条件而变, 在1～10g/kg范围内。最大凝结水量不随环境风速而变;环境温度升高时, 最大凝结水量减少;环境相对湿度增大时最大凝结水量增大但幅度不大;最大凝结水量对烟气初始温度比较敏感, 烟气的初始温度升高时, 最大凝结水量明显增大;当环境温度梯度递减率增大时, 最大凝结水量增大, 但变化幅度很小。

4 结语

火电厂烟气脱硫后的烟气升温, 主要是在一定条件和程度上提高烟气抬升高度和有效源高, 进而在一定程度上改善烟气扩散条件, 而对污染物的排放浓度和排放量没有影响。不设置烟气再热系统在漏风、水耗、厂用电、烟道长度、布置、可靠性、维护方面优于设置再热系统, 但具体情况还要具体分析, 应首先必须得到当地环保部门的许可, 另外其一次性投资应根据市场情况具体分析。

摘要：火电厂烟气脱硫 (FGD) 大部分采用石灰石石膏湿法脱硫工艺。该工艺通常安装有烟气再热器 (GGH) , 为合理使用环保投资, 根据电厂的实际情况来决定是否需要安装GGH, 本文从技术、经济及环保角度对烟气脱硫系统配置过程中GGH设置与否进行了比较, 并提出了相关建议。

关键词：脱硫装置,烟气再热器,技术经济对比,污染物排放

参考文献

[1] 李守信, 纪立国.石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺原理[J].华北电力大学报, 2002, 29 (4) .

脱硫事故案例分析范文第4篇

1 气体脱硫装置概况

某公司脱硫车间内的气体脱硫装置主要包括焦化干气脱硫系统、液化气脱硫系统、加氢干气脱硫系统及火炬气脱硫系统四个系统, 另外还有两套溶剂再生系统。该装置于1995年首次运行, 至今曾发生过多次设备腐蚀问题, 后因腐蚀所造成的再生塔底重沸器管束泄漏停工等情况严重, 致使工况变差, 所以导致了溶剂消耗量增大、净化原料气质量降低。尤其是2006年改炼俄油以后, 高含硫原油加工量的不断增加, 脱硫原料气中的硫化氢含量最高可达至8%, 这大大加剧了气体脱硫装置设备的腐蚀问题。

2 气体脱硫装置设备的腐蚀原因分析

2.1 再生塔、重沸器及富液换热器系统

通常情况下, 再生塔、重沸器及富液换热器系统的操作温度要在90~120℃之间, 而在此温度下存在一定的某基氨-硫化氢-二氧化碳-水腐蚀, 最主要的腐蚀因素是二氧化碳-水的电化学腐蚀。另外, 由于富液中酸性气负荷会不断增大, 再随着温度的不断升高, 会解吸出大量的酸性气, 从而造成气体脱硫装置设备管线直管及弯头处的冲刷变薄;同时由于不锈钢氯离子应力的存在, 也会引起一定的腐蚀开裂及冲刷变薄。

2.2 再生塔顶冷凝系统

再生塔顶冷凝系统中的胺液含量较少, 可谓是一个不存在或少量存在胺液的环境, 而其主要发生的腐蚀是硫化氢-二氧化碳-水腐蚀。在中低温度且有水的情况下, 气体脱硫装置设备的腐蚀过程中有电子流动, 是一种因电化学反应而引起的电化学腐蚀。其中, 最主要的腐蚀因素是硫化氢-水的电化学腐蚀。另外, 由于不锈钢氯离子应力的存在, 也会引起一定的腐蚀开裂及冲刷变薄。

2.3 贫液换热器系统及贫液在壳程入口处

溶剂本身往往存在一定的质量问题, 加之介质中含有许多杂质, 例如氰化氢、二氧化硫、重烃等等, 所以在系统高温的作用下其中的N-甲基二乙醇胺会发生降解而生成单乙醇胺和二乙醇胺等, 继而再生成乙酸和草酸等具有腐蚀促进作用的强碱性物质, 最终这些物质与铁发生反应而生成热稳定性盐, 促进了气体脱硫装置设备腐蚀的发生。

2.4 应力腐蚀

由于气体脱硫装置设备在制造及安装过程中往往存在一定的缺陷, 例如其焊缝硬度>200HB, 因此经常会存在一些应力;再者在设备的操作条件不稳定时, 某个部位也可能会产生一些残余应力。在醇胺、硫化氢及二氧化碳等介质环境的作用下, 这些残余应力很容易产生应力腐蚀, 而气体脱硫装置设备若长时间接受应力腐蚀, 则个别部位会发生开裂。一般情况下, 气体脱硫装置碳钢设备会发生四种应力腐蚀开裂情况, 分别是:硫化物应力开裂、碱应力腐蚀开裂、氢鼓泡及相关氢致开裂、应力导向的氢致开裂。

2.5 机械磨蚀

若气体脱硫装置设备的操作条件不稳定, 或是溶剂流速较大, 则其中悬浮的硫化亚铁等固体颗粒很容易会对设备及管道产生磨蚀作用, 而溶剂流速增大本身也会冲刷掉设备及管道内的沉渣和内壁腐蚀产物, 从而进一步加快腐蚀速度。机械磨蚀一般常发生在再生塔底重沸器和酸性气冷却器中, 其经常会引起比较严重的换热器管子破裂现象。

3 气体脱硫装置设备腐蚀的防护对策

3.1 合理选择设备材料

根据相关标准, 气体脱硫装置设备的再生塔、重沸器及贫富液换热器最好是采用304L、316L及321不锈钢材料。针对塔壁所容易出现的腐蚀开裂现象, 可以将其塔壁材料由传统常用的钢板结构改为新型全衬18-8板复合材质结构, 从而既提高设备的抗腐蚀能力, 又减少设备的更新费用。

3.2 对设备进行防腐处理

针对气体脱硫装置设备长期以来所出现的腐蚀严重情况, 可以在停工检修期间对设备的整个内壁进行彻底的除锈喷铝防腐处理, 从而减少其腐蚀, 提高溶剂的清洁度和产品质量, 保障设备的正常运行。

3.3 保持溶液清洁

保持溶液清洁可以有效防止杂质进入到气体脱硫系统中, 从而减少溶剂降解对设备所产生的腐蚀。对此, 应当做好溶液过滤工作, 以除去溶液中的降解物、固体悬浮物及冷凝烃等, 这方面一般是采用活性炭过滤器和机械过滤器。

3.4 加强脱硫剂质量监测

为了减少气体脱硫装置在运行过程中的设备腐蚀, 应当对所有进厂的脱硫剂的组分进行及时检验分析, 从而防止其发生变质及避免不纯的脱硫剂进入到气体脱硫系统中。另外, 在装置运行期间还应当定时对溶液所含杂质进行化验分析, 从整体上加强质量监测。

4 结语

综上所述, 气体脱硫装置设备的腐蚀原因主要是电化学腐蚀、降解作用、应力腐蚀及机械磨蚀等, 对此应当合理选择设备材料、对设备进行防腐处理、保持溶液清洁及加强脱硫剂质量监测, 以预防设备腐蚀问题的发生。

摘要：本文主要分析了气体脱硫装置设备腐蚀的原因, 并从其设备选材、工艺过程、质量监测等几个角度出发, 提出了相应的防护对策, 希望能够对相关工业生产的安全性保障带来一定助益。

关键词：气体脱硫装置,设备腐蚀,腐蚀原因,原因分析,防护对策

参考文献

[1] 赵新强, 郝振兴, 曹春燕.气体脱硫装置设备腐蚀原因分析及防护对策[J].化工设备与管道, 2010, 03:67-69.

[2] 倪维起.气体脱硫装置腐蚀原因分析及防护措施[J].齐鲁石油化工, 2015, 01:43-47+61.

脱硫事故案例分析范文第5篇

从现有技术来看, 湿式电除尘器是目前为止保证烟尘超净排放最有效、最可靠的技术手段。湿式电除尘器的原理与传统干式电除尘器相似, 依靠的都是静电力, 所不同的是湿式电除尘器处理的是脱硫后的湿烟气, 采用的是水膜清灰, 无二次扬尘。

湿式电除尘技术已在多个电厂成功应用, 但对应的脱硫一般为石灰石-石膏法脱硫工艺, 湿式电除尘器能否有效解决氨法脱硫后铵盐携带和氨逃逸是目前业主仍然担心的问题。

1 氨法脱硫工艺的特点

氨法烟气脱硫工艺是采用氨做吸收剂除去烟气中的SO2的工艺。

由于氨具有更高的反应活性, 且硫酸铵具有极易溶解的化学特性, 因此氨法脱硫系统不易产生结垢现象。

氨法脱硫对煤中硫含量的适应性广, 低、中、高硫含量的煤种脱硫均能适应, 特别适合于中高硫煤的脱硫。采用石灰石/石膏法时, 煤的含硫量越高, 石灰石用量就越大, 费用也就越高;而采用氨法时, 特别是采用废氨水作为脱硫吸收剂时, 由于脱硫副产物的价值较高, 煤中含硫量越高, 脱硫副产品硫酸铵的产量越大, 也就越经济[1]。

氨是生产化肥的原料。以氨为原料, 实现烟气脱硫, 生产化肥, 不消耗新的自然资源, 不产生新的废弃物和污染物, 变废为宝, 化害为利, 为绿色生产技术, 将产生明显的环境、经济和社会效益。

此外, 氨法脱硫工艺系统简单、设备体积小、能耗低。

虽然相关标准对NH3逃逸浓度有严格的要求 (氨逃逸浓度≯10mg/Nm3, 氨回收率率≮96.5%) , 但是由于氨法脱硫工艺自身的特点, 氨的易挥发性, NH3逃逸浓度很难达到排放标准, 随“脱硫”尾气一起流动, 一部分逃逸的NH3与部分未被脱除的SO2或SO3反应生成铵盐。另外, 循环液对烟气进行喷淋洗涤时, 部分循环液会被烟气携带, 而循环液中含有生成的铵盐, 从而含入烟气中。因此氨法脱硫工艺普遍存在着氨逃逸和铵盐携带的问题[2], 由此造成的成本升高及二次污染的问题也成为阻碍氨法脱硫工艺在燃煤烟气处理领域发展的绊脚石。

2 山东神华关于湿式电除尘器应用于氨法脱硫系统的研究与案例

继湿式电除尘器应用于石灰石-石膏法脱硫工艺研发成功之后, 山东山大能源环境有限公司 (现更名为“山东神华山大能源环境有限公司”, 简称“山东神华”) 又对湿式电除尘器应用于氨法脱硫工艺进行了机理研究和实验室研究, 并于2010年在某化工厂的氨法脱硫系统中进行了中试试验。

中试试验从实际项目的氨法脱硫后净烟气烟道中引出一部分脱硫后烟气至试验装置, 通过对电流密度、烟气流速、停留时间、比集尘面积、烟气性质等参数的不断调整组合, 最终摸索出来了一组合理的数据区间, 取得了成功。

2013年某化工厂自备电厂建设了氨法脱硫系统, 同步设置了湿式电除尘器, 本项目建有3台130t/h的锅炉, 脱硫三炉一塔设置, 脱硫系统设有预洗塔和吸收塔, 湿式电除尘器布置在吸收塔的顶部, 与吸收塔一体化设置, 吸收塔出口烟气量为562687 Nm3/h (湿标) , 湿除入口含尘量<68mg/Nm3, 铵盐含量<200mg/Nm3, 要求实现出口颗粒物浓度<30mg/Nm3。项目投运后, 烟囱入口烟气中颗粒物可以达标排放。

3 结语

烟气中铵盐的含量与脱硫运行工况、氨水的加入量、液气比、循环液的浓度等因素有关。烟气中所含的烟尘与脱硫前除尘设备的性能有关。

NH3气溶胶及铵盐气溶胶粒径多分布在[0, 40] μ m区间内, 而湿式电除尘器利用静电除尘原理, 不仅对大粒径气溶胶颗粒具有近100%的捕集效率, 最主要的是对亚微米级颗粒的具有较高的捕获率。设计的效率与装置入口烟气中NH3和铵盐的浓度有关, 不同的设计参数下, 氨气溶胶和铵盐气溶胶的有效去除率为70-90 %。

由于氨法脱硫后烟气性质与石灰石-石膏法不同, 因此将湿式电除尘器应用于氨法脱硫工艺的超净排放项目中 (烟气中所含颗粒物小于5 mg/Nm3) , 必须着重注意烟气的性质对其性能的影响, 同时需将湿除入口烟气中所含颗粒物控制在25mg/Nm3以下。

摘要：针对于颗粒物 (烟尘) 的超净排放 (烟气中所含颗粒物小于5 mg/Nm3) , 湿式电除尘器是目前为止最有效、最可靠的技术手段。湿式电除尘器已成功应用于石灰石-石膏法脱硫工艺, 由于氨法脱硫后烟气性质与石灰石-石膏法不同, 山东神华通过研究, 找到了电流密度、烟气流速、停留时间、比集尘面积、烟气性质等参数合理的数据区间。指出必须着重注意烟气性质对其性能的影响。

关键词：超净排放,烟气性质,颗粒物

参考文献

[1] 王晓宇, 王彦.氨法烟气脱硫技术及适用性分析[J].化工生产与技术, 2008, (2) .

脱硫事故案例分析范文第6篇

在电厂脱硫系统实际运行的过程中, 会对石膏含水量造成影响的因素多种多样, 比方说吸收塔浆液的PH数值、吸收塔浆液当中Ca SO3的含量等等, CRT显示参数指标的准确性也会从直接的层面上对脱硫系统的优化调整措施造成一定程度的影响。在对吸收塔当中化学反应具体条件以及结晶条件形成有效的控制的基础上, 可以使得吸收塔在实际运行的过程中产出合格的石膏晶体物质, 以此为基础就可以对脱水石膏当中含水量做出一定程度的保证。站在系统和设备的层面上将石膏含水量过高这个问题的形成原因找寻踹, 比方说氧化空提系统实际运行的过程中发挥出来的各项性能, 是否可以使得氧化需求得到满足, 真空皮带脱水机械设备实际运行的过程中, 是否可以正常的开展各项脱水工作, 上文中提及到的这些因素都会从直接的层面上对石膏当中的含水量造成一定程度的影响, 假如说想要对石膏当中的含水量做出一定程度的保证的话, 那么系统以及相关设备的运行安全性及稳定性也应当得到有效的控制。

2. 首先针对石膏浆液质量影响因素展开研究分析

浆液敏度大小会对石膏浆液质量造成一定程度的影响、吸收塔浆液密度水平和石膏晶体粒直径之间呈现出来的相互关系较为密切, 浆液密度水平和石膏晶体粒直径之间呈现出来的是正比例关系, 石膏晶体粒直接越大, 那么在实际应用的过程中展现出来的脱水性能自然也就更强。

如果吸收塔实际运行的过程中排除的浆液密度较为低下, 那么证明石膏晶体在吸收塔当中停留的时间较为短暂, 晶体粒的成型并不是十分的充分, 从整体的层面上进行分析, 晶体粒直径呈现出来一种偏小的态势, 从而也就使得旋流器底部浆液固体含量难以满足现行规程总提出的要求, 最终对石膏的脱水效果造成较为严重的负面影响。在遭遇上文中提及到的这个问题的时候, 往往都是会让浆液在吸收塔当中循环的次数提升, 以此为基础来使得石膏结晶的时间得到一定程度的提升, 从而也就可以使得浆液的密度呈现出来一种有效提升的态势, 但是在上文中提及到的这一个问题的影响之下, 也容易使得浆液的过饱和度大幅度提升, 在上文中提及到的这个因素的影响之下, 石膏晶体会在吸收塔当中出现析出这样的问题, 从而想要对吸收塔壁的洁净程度做出保证, 也就是一件较为困难的事情。

浆液当中包含的杂质造成的影响。浆液当中包含的杂质一般情况之下是由除尘器当中扩散出来的飞灰抑或是石灰石当中包含的杂质构成的。上文中提及到的这些杂质隶属于惰性物质包含的范围之内, 不会参与到吸收反应当中, 一般情况之下都是在对脱硫废水加以一定程度的应用的基础上排出到系统之外, 杂质直径一般情况之下都比较小。实际生产工作进行的过程中, 上文中提及到的这些杂质会在石灰石表面之上覆盖起来, 从而也就会对石灰石的正常溶解造成一定程度的影响, 在石灰石溶解的过程中发挥出来一定的屏蔽作用, 进而也就会使得浆液当中的PH数值难以得到有效的控制, 因此也就难以使得反应需求得到满足, 那么在这之后工作人员操作新的反应浆液进入到吸收塔当中, 数量众多的石灰石以及杂质又进入到吸收塔当中, 从而也就会使得吸收塔当中的杂质以及Ca CO3的数量难以得到有效的控制, 进而也就会对石膏脱水的效果造成一定程度的影响。

3. 维持石膏浆液品质的过程中应当施行的措施

吸收剂当中石灰石的质量水平和SO2去除效率以及石膏产品的质量水平之间呈现出来的相互关系较为密切, 因此石灰石进厂之前的质量控制措施强度应当得到一定程度的保证, 从本质的层面上对进入到吸收塔当中的杂质的数量形成有效的控制。燃煤灰分的数量应当得到有效的控制, 在燃烧的过程中应当应用设计标准中的煤炭, 不应当大规模的应用设计范围之内的煤炭, 除去上文中提及到的这一个问题之外, 针对除尘器展开的运行调整工作的强度也应当得到一定程度的提升, 对除尘工作的效率做出一定程度的保证, 从而也就可以使得进入到吸收塔当中的烟尘的数量得到有效的控制;针对脱硫废水处置设备施行的后期维护工作的强度应当得到一定程度的提升, 以便于可以对废水的排放稳定性和安全性做出一定程度的保证, 从而也就可以让吸收塔当中的飞灰等杂质有效的排出系统之外, 进而也就可以使得浆液所处环境做出一定程度的保证。

4. 结语

总而言之, 电厂脱硫系统实际运行的过程中使用到的工艺措施复杂程度比较高, 因此会对石膏含水量问题造成影响的因素数量也比较多, 上文中提及到的各项影响因素之间也会相互影响, 因此相关的工作人员应当在脱硫系统实际运行的过程中不断的累计实际工作经验, 并相互交流, 将实际工作的过程中得到的经验不断的推广, 才可以使得脱硫系统在实际运行的过程中将各项性能充分的发挥出来。如果想要在脱硫系统实际运行的过程中, 使得石膏当中的含水量长期得到有效的控制, 那么相关的工作人员在实际工作的过程中, 一定使得各项影响因素得到有效的控制。

摘要：现阶段我国范围之内各个发电厂实际运行的过程中脱硫系统当中脱水石膏含水量过大这个问题出现的几率比较高, 因此会从某些层面桑对石膏粒化处理系统运行安全性及稳定性造成一定程度的影响, 在对石膏具体构成结构以及脱硫系统实际运行情况加以一定程度的分析的基础上, 积极的找寻脱硫系统中石膏含水量过高的原因, 并在此基础之上找寻出来一些有效性比较强的解决措施, 希望可以在今后相关的工作人员对这个问题进行分析的时候起到一定程度的借鉴性作用, 最终在我国社会经济发展进程向前推进的过程中做出一定的贡献。

关键词：电厂,脱硫石膏,含水量,过高,原因

参考文献

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