《影响脱硫效率的因素知多少》由会员分享，可在线阅读，更多相关《影响脱硫效率的因素知多少（7页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、影响脱硫效率的因素知多少关键词：脱硫效率近年来，随着经济的发展，我国工业生产造成的二氧化硫排放量逐年递增，对环境的影响极大。因此，控制二氧化硫的排放，已经成为电力工业环境治理的主要任务。国家对于十二五期间的“节能减排”也作出了具体的规划。然而，脱硫效率决定了节能减排计划的进程。然而，分析得出，影响脱硫效率的因素很多，如吸收温度，进气 S02 浓度，脱硫剂品质、粒度和用量（钙硫比），浆液 pH 值，液气比，粉尘浓度等。以下就其影响因素进行具体分析。首先是浆液 pH 值，它可作为提高脱硫效率的调节手段。据悉，当 pH在 46 之间变化时，CaC03 的溶解速率呈线性增加，pH 值为 6 时的速率是
2、 pH 值为 4 时的 510 倍。因此，为了提高 S02 的俘获率，浆液要尽可能地保持在较高的 pH 值。但是高 pH 值又会增加石灰石的耗量，使得浆液中残余的石灰石增加，影响石膏的品质。另一方面浆液的 pH 值又会影响 HS03 的氧化率，pH 值在 45 之间时氧化率较高，pH 值为 4.5 时，亚硫酸盐的氧化作用最强。随着 pH 值的继续升高，HS03 的氧化率逐渐下降，这将不利于吸收塔中石膏晶体的生成。在石灰石一石膏法湿法脱硫中，pH 值应控制在 5O5.5 之间较适宜。因此在调节 pH 值时，必须根据每天的石膏化验结果、实际运行工况及燃煤硫分等进行合理调整，这样才能更好的调节脱硫效
3、率。其次是钙硫比，据悉，在诸多影响脱硫效率的因素中，钙硫比中 90%比对脱硫效率的影响是最大。但在其他影响因素一定时，钙硫比为 1 时的湿法烟气脱硫效率可达 90%以上。这是很重的影响因素。再者是液气比，它是决定脱硫效率的主要参数，液化比越大气相和液相的传质系数提高利于 SOz 的吸收，但是停留时间减少，削减了传质速率提高对 S02 吸收有利的强度，因此存在最佳液气比。这也是影响脱硫效率的因素之一。当然，石灰石的影响也是存在的。当出现 pH 值异常，可能是加入的石灰石成分变化较大引起的。如果发现石灰石中 Ca0 质量分数小于 50%，应对其纯度系数进行修正。另外，石灰石中过高的杂质如 Si02
4、 等虽不参加反应，但会增加循环泵、旋流子等设备的磨损。所以，石灰石的颗粒度大小会影响其溶解，进而影响脱硫效率。再者就是温度的影响，进塔烟温越低，越有利于 SO。的吸收，降低烟温，S02 平衡分压随之降低，有助于提高吸附剂的脱硫效率。但进塔烟温过低会使 H2SO。与 CaCO。或 Ca(OH)2 的反应速率降低，使设备庞大。所以，温度的适合也是影响脱硫效率的一个重要因素。影响 PH 值的还有粉尘的浓度，如果粉尘浓度过高则会影响石灰石的溶解，导致浆液pH 值降低，脱硫效率也会随之下降。所以当出现粉尘浓度过高时，应停用脱硫系统，开启真空皮带机或增大排放废水流量，连续排除浆液中的杂质，这样脱硫效率才能
5、恢复正常。总之，为了实现节能减排的规划，需要对影响脱硫效率的因素了如指掌，这样才能对症下药，避免该现象的出现，更好更快的进行烟气脱硫进程，尽快实现电厂的脱硫及环保工作。湿法脱硫工程中注意的几个概念张少春（山东三融集团有限公司，山东济南 250014）摘要：介绍脱硫工程中值得注意的几个概念性问题，有助于理解和做好脱硫项目。关键词：脱硫；液气比；烟囱；质保期根据中国电力企业联合会统计，截止到 2007 年底，我国火电厂烟气脱硫装机容量超过 2.7 亿千瓦，约占火电装机总容量的 50%。当年投运的 100MW 及以上火电机组脱硫装置达 1.16 亿千瓦，比 2006 年增长 14%。其中，新建机组配
6、套的烟气脱硫工程约占总投运容量的 70%左右；石灰石-石膏湿法脱硫工艺约占 90%以上。1 随着国家对环保要求的越来越严格，脱硫工程也同样受到电力企业的高度重视。但在脱硫工程实施中有以下几个概念性问题尤其值得注意：一、液气比（L/G）：液气比（L/G）是石灰石、石膏法脱硫系统设计和运行的重要参数之一，L/G 的大小反映了吸收过程推动力和吸收速率的大小，对脱硫系统的技术性能和经济性具有重要的影响。2 但在实际设计中，经常会发生选取标准不一致而导致出现较大差别，影响了对液气比的理解。电力行业标准检测技术规范标准中对液气比有详细的描述：液气比 L/G-单位体积烟气流量在脱硫吸收塔中用于循环的碱性浆液
7、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。3 一定要注意是与吸收塔入口标准状态湿烟气体积流量之比。一般我们要做的是把吸收塔的实测烟气流量转化为标准状态下的使用。但有些资料则取自吸收塔入口湿基或干基烟气流量。更有的设计人员为了简单直接取引风机出口-即进入脱硫系统的湿基或干基烟气流量2。因此，在提到 L/G 时应明确烟气的状态，避免产生比较的基准不一致。二、防腐表面打磨等级：在脱硫系统中吸收塔和烟道以及箱罐等均需要进行表面防腐处理中，无论采用鳞片还是衬胶处理，在施工前表面均要求打磨至 Sa2.5。很多施工人员并不了解打磨的真正含义，
8、经常与防腐单位发生分歧。因此很有必要了解打磨除锈的正确含义。1、Sa：是指除锈方法为喷射或抛射：钢材表面除锈等级以代表所采用的除锈方法的字母Sa 、 St 或 F1 表示。如果字母后面有阿拉伯数字,则其表示清除氧化皮、铁锈和油漆涂层等附着物的程度等级。喷射或抛射除锈以字母 Sa 表示。 用手工和动力工具,如用铲刀、手工或动力钢丝刷、动力砂纸盘或砂轮等工具除锈，以字母 St 表示。 火焰除锈以字母 FI 表示2、关于数字 3.0： 除锈程度代表性国际标准有两种：一种是美国 85 年制订SSPC-；第二种是瑞典 76 年制订的Sa-，它分为四个等级分别为Sa1、Sa2、Sa2.5、Sa3，为国际惯
9、常通用标准，详细介绍如下：Sa1 级-相当于美国 SSPC-SP7 级。采用一般简单的手工刷除、砂布打磨方法，这是四种清洁度中度最低的一级，对涂层的保护仅仅略好于未采用处理的工件。Sa1 级处理的技术标准：工件表面应不可见油污、油脂、残留氧化皮、锈斑、和残留油漆等污物。Sa1 级也叫做手工刷除清理级。（或清扫级）Sa2 级- 相当于美国 SSPC-SP6 级。采用喷砂清理方法，这是喷砂处理中最低的一级，即一般的要求，但对于涂层的保护要比手工刷除清理要提高许多。Sa2 级处理的技术标准：工件表面应不可见油腻、污垢、氧化皮、锈皮、油漆、氧化物、腐蚀物、和其它外来物质（疵点除外），但疵点限定为不超过
10、每平方米表面的 33%，可包括轻微阴影；少量因疵点、锈蚀引起的轻微脱色；氧化皮及油漆疵点。如果工件原表面有凹痕，则轻微的锈蚀和油漆还会残留在凹痕底部。Sa2 级也叫商品清理级（或工业级）。Sa2.5 级-是工业上普遍使用的并可以作为验收技术要求及标准的级别。Sa2.5 级也叫近白清理级（近白级或出白级）。Sa2.5 级处理的技术标准：同 Sa2 要求前半部一样，但疵点限定为不超过每平方米表面的 5%，可包括轻微暗影；少量因疵点、锈蚀引起的轻微脱色；氧化皮及油漆疵点。Sa3.0 级-级相当于美国 SSPC-SP5 级，是工业上的最高处理级别，也叫做白色清理级（或白色级）。Sa3 级处理的技术标准
11、：与 Sa2.5 级一样但 5%的阴影、疵点、锈蚀等都不得不存在了。三、脱硫后的烟气腐蚀程度更高湿法脱硫工艺对烟气中的 SO2 脱除效率很高，但对造成烟气腐蚀主要成分的 SO3 脱除效率不高，约 30%左右。因此，烟气脱硫后，对净烟道和烟囱的腐蚀隐患并未消除；相反，脱硫后的烟气环境（低温、高湿等）使腐蚀状况进一步加剧。国际工业烟囱协会在其发布的标准中对脱硫后的烟气腐蚀性能作了如下说明：1、烟气冷凝物中氯化物或氟化物的存在将很大提高腐蚀程度，在 20和 1 个标准大气压下，氟化氢、氯元素和氯化氢的重量浓度超过 0.025%、0.1% 和 0.1%时，腐蚀等级（化学荷载）为高级。2、处于烟气脱硫系
12、统下游的浓缩或饱和烟气条件通常被视为高腐蚀等级（化学荷载）。3、含有硫磺氧化物的烟气腐蚀等级（化学荷载）按 SO3 的含量值确定；凝结过程中SO3 离子与水蒸气结合成为硫酸，对烟囱进行腐蚀。4、亚硫酸的露点温度取决于烟气中 SO3 浓度，一般约为 65，稍高于水的露点。燃煤中如含有污染，则在同样的温度下还会有像盐酸、硝酸等其它酸液。5、尽管在烟气脱硫效应（FGD ）过程中已除去了大部分的二氧化硫，但在净化装置下游，随着二氧化硫含量的减少，烟气的湿度会增大，且温度会降低，当温度低于 80时，烟气浓缩成酸液。另外净化后的烟气中还含有氯化物。6、烟气中的氯离子遇到水蒸汽便形成氯酸，它的化合温度约为
13、60，当低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是氯化物很少也会造成严重腐蚀。按照国际工业烟囱协会（CICIND ）的设计标准要求，燃煤电厂排出的烟气虽然在脱硫过程中能除去大部分的二氧化硫，但经脱硫后，烟气湿度增大，温度降低，使烟气中单位体积的稀释硫酸含量相应增加，其烟气通常被视为高化学腐蚀等级，即强腐蚀性烟气等级，因而烟囱应按强腐蚀性烟气等级来考虑烟囱结构的安全性设计 4。综上所述，脱硫后的净烟气烟道包括烟囱都应该考虑防腐，而且防腐蚀等级考虑更高。四、取消 GGH，采用湿烟囱带来的环境问题取消 GGH，采用湿烟囱工艺，虽可简化系统，大幅度降低脱硫岛阻力。节省 GGH 较多的维修保养工作，
14、降低投资和运行成本，但湿烟囱会给环境带来一系列问题：1、湿烟气温度低，抬升高度小，浮力小，垂直扩散速度低，影响烟气扩散条件，可能会提高最大落地浓度。这种情况下湿烟囱排放的低温烟气造成的二氧化硫和其他污染物的地面污染浓度比排放加热烟气的烟囱浓度大，而且更靠近烟囱，这相当于降低了脱硫效率，最终影响附近地面环境空气质量。22、有 GGH 的饱和热烟气离开烟囱后温度急速下降，从而形成水雾。这种含有较多水汽或其他结晶物的白色烟气降低烟气的黑度，使测得的烟气黑度不能真实地反映污染情况。而湿烟气含有大量水蒸气，处于饱和状态，排出的烟气会因水蒸气的凝结而使羽烟呈白色，居住在采用湿烟囱发电厂附近的人们可能认为烟
15、囱冒出的烟羽透明度不高是因为烟气中含有较多的固体颗粒物，而实际上是烟气中的水雾造成的，但影响到了视觉。3、饱和湿烟气夹带的液滴以及水蒸气凝结而成的凝结水会造成烟羽，在传输国产化中会形成降雨，影响局部环境。烟囱降雨的直接原因是烟气中的水滴，水滴形成的原因和特点：（1）透过除雾器夹带过来的液滴。这种液滴直径通常为 1001000 微米，少数大于 2000 微米，其量变化很大，与除雾器的性能、清洁状态、烟气流速等因素有关，在有些 FGD 装置中可能是烟气水雾的主要来源。（ 2）饱和烟气顺着烟囱上升时压力下降，绝热膨胀使烟气变冷，形成直径大约为 1 微米细小水滴，烟羽中绝大数是这种液滴。由于这些液滴非
16、常小，烟囱降雨不是这些小水滴造成的。这些细小水滴从烟囱排出后，大部分降落到地面之前被蒸发了 5。五、脱硫装置保证期：在目前脱硫工程执行的合同中有关工程质保期有不同的定义，经常发生承包商和业主之间关于质保期的争议，但归纳起来质保期但不外乎以下三种：1、是指 FGD 装置签发初步验收证书之日起一年（签最终验收证书）；2、工程竣工验收通过之日起 24 个月（签最终验收证书）；3、承包方发运的最后一批交货的设备到货之日起 36 个月(签最终验收证书)。第一种通常要求在脱硫装置 168h 试运后，三个月到六个月之内进行性能试验，性能试验后签发初步验收证书。性能试验是电厂考核承包人的，电厂找有资质的试验单位并承担费用。在很多情况下，由于各种，电厂迟迟不能进行性能试验，因此质保期的起点就一直属于争议的问题。本来 15 个月或者 18 个月就可以结束的质保期不得不后拖。第二种竣工验收指在每台脱硫装置的建设完成后，按合同协议书的规定成功通过168h 试运及性能验收
