烧结脱硫废水零排放并协同减排SO3技术分析

石灰石-石膏湿法脱硫废水含有大量Ca2+、Mg2+、S042-、Cl-与重金属等离子.脱硫废水中加入Ca(OH)2干粉制成吸收剂浆液,经雾化器雾化喷射而出的浆液粒径约10～60μm的细雾滴,在雾化干燥吸收塔内与高温烟气充分接触,烟气中的酸性成份(HCl、HF、SO2、SO3)被反应吸收,同时反应产物水份被蒸发,水蒸汽进入烟气中,干燥后反应产物部分落入干燥塔底端被收集外排,其余干燥产物随烟气中的飞灰一起被除尘器收集外排,实现脱硫废水零排放和对烟气中酸性气体的协同减排治理目的 .     

石膏法脱硫

<正>石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术,日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。工作原理是:将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合,烟气中的SO2与浆液中的Ca CO3及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成Ca SO4,Ca SO4达到一定饱和度后,结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液     

燃煤烟气湿法脱硫系统模型及优化运行

针对湿式石灰石-石膏法脱硫工艺能耗偏高的缺陷,通过研究气-气换热器(GGH)、除雾器、增压风机、循环浆液泵和氧化风机等设备运行情况,并结合流体力学基本原理,推导出增压风机、氧化风机和循环浆液泵的数学模型.以某600 MW燃煤电厂脱硫系统为例,得出了脱硫系统阻塞率与GGH压差和除雾器压差的特征曲线,以及总阻力系数与GGH阻塞率和除雾器阻塞率的关系.结果表明:当阻塞率0.3时,GGH和除雾器需进行吹扫,同时在运行过程中也要保证总阻力系数0.003;循环浆液泵的优化组合可实现脱硫系统节能降耗和增压风机的优化运行;根据SO2质量浓度和烟气量变化来优化氧化风机出力,亦可促进脱硫系统的优化运行.     

氧化镁湿法烟气脱硫优化试验研究

基于氧化镁湿法烟气脱硫工艺应用中存在的问题,对影响氧化镁湿法脱硫率及可用率的关键参数如SO2浓度、烟气量、循环吸收液PH值、液气比、曝气量等进行了一系列单因素调整试验研究,得出各参数对脱硫效率的影响趋势;对不同含硫量的燃煤,应采用不同的液气比和吸收剂浆液的PH值,吸收剂浆液PH值控制在5.8比较合理;增强循环槽浆液的曝...     

镁离子法测定除雾器出口烟气携带液滴量方法

根据湿式石灰石—石膏法脱硫的工艺特点,研究得出浆液中Mg^2 浓度与除雾器出口烟气所携带的液滴中Mg^2 浓度相等,据此结论,在除雾器出口进行等速取样,抽取烟气5m^3,根据测定取样系统中微纤维过滤器洗液、采样管洗液及空白微纤维过滤器洗液中的Mg^2 浓度、吸收塔浆液密度、吸收浆液滤液中Mg^2 的浓度,来计算除雾器出口的烟气携带液滴量。     

复合喷动流态化烟气脱硫工艺中一级气液区段脱硫特性研究

提出了一种新型半干法烟气净化工艺,利用实时在线SO2光谱分析系统对该工艺的一级气液主反应区段进行了脱硫特性的试验研究.详细分析了烟气流速和浆液雾化质量、烟气温度、入口SO2浓度和循环灰浓度、浆液给入方式等6个因素对脱硫效率的影响,并测量了SO2,浓度沿程变化情况.试验结果表明,在优化的工况参数下,所研究区段的脱硫效率可以达到55%以上;循环灰浓度对该区段脱硫特性有6%的显著影响;通过优化浆液给入方式可以提高脱硫效率3%左右;浆液雾化质量对该区段脱硫效率也有2%～3%的明显影响,最佳气液比为0.15.     

脱硫系统运行中常见问题的分析

军粮城发电有限公司现役的3台350MW锅炉采用石灰石-石膏湿法脱硫.五期9#、10#机组为亚临界锅炉,配备的环保设施为SCR脱硝,全布袋除尘器、两吸收塔串联的湿法石灰石-石膏脱硫,在二级吸收塔B出口设有湿式电除尘器.2019年增加烟羽消白系统:9#机组采用的烟气换热方式,换热器布置在二级吸收塔出口烟道;10#机组采用浆液冷却形式,换热器布置在吸收塔内.六期11#机组为超临界锅炉,配备的环保设施为SCR脱硝,五电场的电除尘器,单塔五层浆液循环泵湿法石灰石-石膏脱硫.长期的运行发现,脱硫系统主要存在吸收塔浆液倒灌;脱硫废水污泥量大、压滤机使用频次高及污泥粘稠等问题.     

火电厂脱硫系统运行优化控制模型研究

脱硫系统的投用运行,是火电厂二氧化硫减排的重要举措。针对脱硫系统运行过程存在的不确定性与复杂性,基于ILP(区间线性规划)和MIP(混合整数规划)方法,研究开发了一个OOC(运行优化控制)模型,实现脱硫系统运行的经济性和可靠性。开发的OOC模型不仅能够处理表示为离散区间数的不确定性,而且能够反映系统复杂性;同时,模型能够对吸收塔浆液再循环泵组和吸收塔浆液pH的选择进行动态分析。OOC模型应用到一个假设的脱硫系统运行案例问题中,模型结果分析表明:基于原烟气二氧化硫浓度和烟气体积流量以及最低的脱硫效率,权衡吸收塔浆液再循环泵组电能耗费和石灰石粉耗费,选择合适的吸收塔浆液再循环泵组和吸收塔浆液pH,确定脱硫系统运行的总费用,从而实现脱硫系统运行的经济性和可靠性。     

大型燃煤电站锅炉脱硫塔脱硫效率的数值模拟

利用双膜理论建立了脱硫过程的理论模型,以国内某百万千瓦级火电机组烟气脱硫系统的脱硫塔为例进行了数值计算,分析了浆液pH值、入口SO2质量浓度、液气比、锅炉负荷、浆液液滴粒径、喷淋层投运方式及吸收塔塔径等参数对脱硫效率的影响,并与工程实际数据进行了比较.结果表明:数值计算结果与生产现场运行数据比较吻合;各喷淋层的脱硫能力不一样,第3喷淋层的脱硫能力最强,第2喷淋层和第1喷淋层的脱硫能力次之;脱硫效率随浆液pH值和液气比的增大而提高,随入口SO2质量浓度、锅炉负荷和浆液液滴粒径的增加而逐渐降低.     

旁路蒸发系统对燃煤电厂脱硫系统水平衡和氯平衡的影响

针对传统脱硫系统和增设旁路蒸发系统后的脱硫系统,分别建立了物料平衡模型,将增设旁路蒸发系统前后脱硫系统的水平衡和氯平衡情况进行了对比。结果表明:增设旁路蒸发系统后,当脱硫废水中氯挥发的质量分数为2%时,在脱硫废水中水分完全蒸发的条件下,脱硫废水体积流量减少4.30%,工艺补充水体积流量减少14.60%,吸收塔出口烟气携带气态水质量流量减少12.83t/h;由于氯挥发的质量分数增加或脱硫废水中氯离子的质量浓度减少,导致脱硫废水体积流量增加,工艺补充水体积流量增加,吸收塔出口烟气温度升高,吸收塔出口烟气携带气态水质量流量增加。     

大连石化污水场二期技术特点和运行效果

大连石化污水场二期整体引进美国地球工程公司的工艺包,核心工艺单元设备选型全部采用进口,设计污水处理量为1000m3/h,总投资1.3亿元。预处理单元采用的是API隔油池和DAF气浮池,油含量平均去除率为27.94%,悬浮物平均去除率为61.73%,COD平均去除率为32.67%;生化处理单元包括A/O池和二沉池,油含量平均去除率为71.6%,硫化物平均去除率为91.52%,挥发酚平均去除率为99.82%,COD平均去除率为78.83%,氨氮平均去除率为94.15%,碱度平均去除率为54.67%;深度处理单元三级澄清池采用溶气气浮工艺,出水油含量为0.63mg/L,平均去除率为85.94%,悬浮物含量为4.98mg/L,平均去除率为85.13%,COD为44.48mg/L,平均去除率为42.88%,出水水质达到排放标准。对于工艺设计存在的问题,大部分已采取解决方法,尚未解决的也在进一步调整中。     

石化企业烟气脱硫技术及选择

介绍了石化企业常用的脱硫技术,并分析了各技术的优缺点。分析了石化企业烟气SO2排放及脱硫现状,指出石化企业在选择烟气脱硫技术时需考虑的因素有：企业所处地理环境和SO2排放要求,锅炉规模、建设年限及燃料结构,脱硫剂市场情况及品质要求,脱硫副产物利用情况,脱硫装置运行成本等。提出了有关石化企业减少SO2排放和烟气脱硫技术选择的建议。     

2×210t/h燃煤锅炉烟气脱硫装置的设计与运行

乌鲁木齐石化公司化肥厂2×210t/h燃煤锅炉按2003～2005年期间监测的污染物排放浓度进行测算,每年SO2排放量为2292～48783t,烟尘排放量为266～573t,约占公司SO2排放总量的26%,经研究决定采用氨-硫酸铵法脱硫工艺进行技术改造,新建脱硫装置,对锅炉排出的烟气进行脱硫处理,增加相应的副产品回收处理系统。工程按"二炉一塔"工艺设计一套独立的烟气脱硫装置和硫酸铵回收装置,采用20%的氨水作为吸收剂。脱硫装置建成后,在设计工况下运行,排放的净烟气中SO2浓度为6mg/m3,烟尘浓度为66mg/m3,符合《燃煤锅炉大气污染物排放标准》Ⅱ时段标准;装置副产的硫酸铵的品质参数达到《副产硫酸铵》中规定的合格品标准,可作为复合肥厂原料或直接外销;工程公用工程消耗均在设计值范围内,设备选材兼顾了腐蚀防护需求和工程投资的经济性;项目建设投资为4817万元,生产成本为813万元/a,销售收入为1019万元/a,经济效益较好,并且该工艺无"三废"外排。     

控制大气污染的几种典型的烟气脱硫方法

烟气脱硫是控制SO2 排放的最常用方法。针对目前国内外的现状 ,介绍了几种典型的控制SO2 污染的烟气脱硫技术 ,分析了烟气脱硫技术的发展前景。通过对几种典型方法的原理、工艺流程等的介绍 ,为各燃煤电厂开展烟气净化和控制有害气体排放提供了较好的参考方法     

炼厂加热炉烟气与工艺废气达标排放分析探讨

烟气氮氧化物和二氧化硫的排放控制已成为炼油企业关注的重点。对加热炉烟气、催化裂化装置、硫磺回收装置和废酸再生装置的工艺废气的排放控制进行探讨,从操作优化与技术改造两方面提出应对措施。对氮氧化物排放不合格的燃气加热炉,采用低氮燃烧器进行改造,以满足特别限值排放地区NOx排放限值100mg/m3的标准;导致惠州炼化燃料气硫含量偏高的主要因素是催化/焦化干气硫含量偏高、气柜回收瓦斯未脱硫。通过提高干气脱硫能力、对火炬系统气柜回收瓦斯脱硫后再补入燃料气系统,可满足加热炉烟气二氧化硫排放标准。催化裂化装置通过加入脱硝助剂,催化烟气中NOx由640mg/m3降至85mg/m3左右,满足特别排放限值地区NOx排放标准。增上催化烟气湿法脱硫除尘措施,可满足催化烟气SO2排放标准。硫磺回收装置通过液硫脱气改造,并采用高效复配脱硫剂,可满足尾气SO2排放标准。废酸再生装置通过操作优化与增加尾气洗涤系统,其烟气可满足国家最新排放标准。     

循环流化床烟气脱硫技术及其实验研究

介绍了几种烟气脱硫工艺的特点,并用干消化石灰粉末作脱硫剂在变速循环流化床上进行了脱硫试验研究,在Ｃａ／Ｓ比为１．１并喷入适量水的情况下,脱硫效率可达８５％以上。     

O2/CO2粉煤燃烧技术的过程分析及烟气排放控制Q

目前减少CO2排放潜力较大、可行性较好的CCS、IGCC都离不开CO2的捕集技术。新型O2/CO2粉煤燃烧技术可以将排放烟气中的CO2浓度提高到95%,并使高温烟气回流,减少热量损失,同时又减少SO2、NOx等污染物的排放。与传统的O2/N2煤燃烧技术相比,O2/CO2粉煤燃烧技术增加了空气分离装置和烟气循环回流工艺。燃烧反应器中的主要反应包括有机物的燃烧反应、矿物质的氧化反应、脱硫剂的硫化反应等。高温烟气循环代替空气参与煤的燃烧反应能够减少能量损失,但减少的部分并不等于原有工艺排放的高温N2所带走的热损失,模型求解为Q=QA-QB。O2/CO2粉煤燃烧技术的主要优势体现在CO2高浓度捕集和液化储存环节,液化电耗约只有3%的下降,而传统技术液化电耗则可下降约27.8%左右,再加上减少的热损失,其经济性更加明显。O2/CO2粉煤燃烧技术可以对O2流量进行控制,使得不同质量的煤都得到充分燃烧。同时能够根据要求控制反应过程中排放的CO2、SO2、NOx中任意单个污染物的摩尔百分含量,通过求解目标函数f=f（XCO2,XSO2,XNOx,XCO,XH2O,…）,使其达到最优值。     

工业锅炉的烟气脱硫技术

本文说明了我国SO2污染的情况和SO2危害，以及工业锅炉烟气脱硫的必要性和紧迫性。介绍了工业锅炉烟气脱硫可以采用的技术，分析了这些技术在工业锅炉上的适用性和这些技术应用的情况。     

空气分离_烟气再循环技术基础研究进展

分离回收矿物燃料燃烧产生CO2的技术被认为是近期内减缓CO2排放的较为可行的措施。在众多CO2分离回收技术中,空气分离/烟气再循环技术(O2/CO2燃烧技术)具有明显的优势和较强的应用前景。本文介绍了全球CO2的排放情况,总结了空气分离/烟气再循环技术的提出背景和研究现状,并重点阐述了O2/CO2气氛下煤粉燃烧及各种污染物(SO2、NOx及超细颗粒物)的排放特性,指出了目前研究的不足之处和存在的问题。O2/CO2气氛下煤粉燃烧速率低,火焰发暗且燃烧不稳定,污染物生成及钙基脱硫剂的脱硫规律与传统方式存在明显差异,研究O2/CO2气氛下煤粉的燃烧特性及多种污染物的协同控制机理,将是今后工作的重点。     

增湿活化脱硫试验研究

在热态脱硫试验台上进行了喷水活化和蒸汽活化脱硫试验,并研究了在不同钙硫比,饱和温距、SO2浓度和烟气速度下的脱硫性能,研究表明,与单纯的吸收剂喷射技术相比,蒸汽增湿活化和喷水增湿活化,都可以提高脱硫效率,但喷水活化效果比蒸汽活化效果好得多,而且脱硫效率随钙硫比增加,饱和温距、SO2浓度及烟气速度的降低而升高;在喷水增湿活脱硫中,脱硫剂浆滴的脱硫作用远远大于脱硫剂吸温脱硫作用。