鼓泡塔烟气脱硫处理工艺

介绍了鼓泡塔烟气脱硫处理工艺的流程、原理及特点,结合广东台山电厂5号机组试运行期间的优化实验,说明通过对鼓泡塔浆液的pH值、固体质量分数、CaCO3的质量分数、氯离子的质量浓度和鼓泡塔液位等工艺运行参数进行调整可优化脱硫鼓泡塔系统,从而确保鼓泡塔烟气脱硫系统安全、高效运行.     

大型喷射鼓泡塔脱硫装置的运行特性研究

以某电厂300MW机组配套的鼓泡塔烟气脱硫装置为研究对象,研究了喷管浸液深度、吸收塔浆液pH值对脱硫效率的影响以及喷管漫液深度与吸收塔阻力的关系.结果显示,为经济运行和使SO2浓度达标排放,应以调节浆液pH值为主要方式来控制脱硫装置的脱硫效率,并应尽量维持较低的喷管漫液深度.     

鼓泡塔烟气脱硫技术在600 MW机组中的应用

介绍了鼓泡塔湿法脱硫的基本原理以及工艺过程，其工艺核心为鼓泡式反应器。由于脱硫效率和pH值的控制密切相关，所以分析了pH值控制回路并指出了在调试中发现的问题，如石灰石流量总存在一定波动和不能大幅度改变pH的设定值等。章介绍了首套装置投入商业运行的情况。实践表明，该装置的脱硫效率较高，可达95％以上，且工艺简单，因此可在600MW电厂烟气脱硫项目中推广使用。     

喷淋塔和鼓泡塔式湿法脱硫的工艺比较

石灰石／石膏湿法烟气脱硫是控制SO2排放最常用的方法，目前国内新建的600MW及以上机组几乎全部运用石灰石／石膏湿法脱硫，而且湿法脱硫中的吸收塔基本采用喷淋塔和鼓泡塔2种塔型。该文主要对喷淋塔和鼓泡塔在工艺和结构上进行比较，介绍了2种塔的实际应用，并分析2种塔的优缺点。     

多组分颗粒轨道模型氨法脱硫过程仿真研究

将双膜理论、亨利定律、NH3与SO2间的化学反应通过自定义函数(UDF)的方法导入 Fluent 多组分液滴模型,计算氨法脱硫塔喷淋过程的脱硫效率。旋流烟气采用 RNG k-ε模型,喷淋液滴采用颗粒轨道模型(discrete Particle model,DPM),应用PISO算法对传质、流动过程进行压力-速度耦合的非稳定计算。计算结果显示：脱硫效率计算值与实验值误差在10%以内;随喷淋液气比增大、喷淋液温度及入口烟气中SO2浓度的降低,脱硫效率升高;喷淋液初始温度从40升高至50℃时,脱硫效率从91%迅速降至80%;在脱硫塔液气比较低时,增大液气比(0.5~1.8 L/m3)能明显提高脱硫效率(65%~93%);当进口SO2浓度从1208升高到4832 mg/m3时,在塔高平面上,壁面与外塔中间区域的浓度差(300~1050 mg/m3)增大,不均匀性增强。Fluent传质反应模型能综合反映不同工况下脱硫塔运行状况,指导设备的优化设计。     

CT-121湿式脱硫工艺的技术特点及调试

国华广东台山电厂规划一期工程装机容量为5×600MW国产超临界燃煤发电机组,首台600MW机组烟气脱硫装置从日本引进了千代田CT-121鼓泡塔技术和川崎重工喷淋塔湿法脱硫技术,该装置采用了西门子T-XP分散控制系统实现集中控制。该烟气脱硫装置通过168h满负荷考核,各系统、各项技术经济指标和运行参数均满足设计要求,脱硫效率达96%~98%以上。     

氨法脱硫过程烟气中细颗粒物的变化特性

采用电称低压冲击器(electrical low pressure impactor,ELPI)对氨法脱硫前后的细颗粒进行测量,获得烟气中细颗粒的数浓度和粒径分布特性,分析了氨法脱硫过程细颗粒的生成机制及洗涤塔对细颗粒的捕集特性。结果表明,氨法脱硫后细颗粒的数浓度明显增加,在SO2浓度为1 767 mg/m3和氨水浓度为5%,平均粒径由洗涤前的0.07 mm增大到0.09 mm;常规洗涤对细颗粒的脱除效率很低且几乎不受液气比影响;而氨水脱硫时,洗涤塔出口的颗粒数浓度随液气比的增大而提高,特别是氨水浓度较高的情况;氨水浓度为10%,液气比从2 L/m3增加到5 L/m3,颗粒数浓度增加了10%;此外,随氨水浓度和烟气中SO2浓度的增大,洗涤后颗粒的数浓度增加。     

喷射鼓泡塔烟气脱硫在600 MW机组上的运行特性

介绍了国内首台应用在600MW机组的喷射鼓泡塔烟气脱硫(FGD)技术,并对该技术的工艺和运行参数进行了分析。试运行结果表明,该工艺具有SO2脱除率高,石灰石利用率高,不易结垢,装置简单、可靠性高等特点。     

鼓泡塔与喷淋塔在大型火力发电机组上运行的对比分析

以台山发电厂600 MW机组烟气脱硫装置的鼓泡塔和沙角C电厂660 MW机组烟气脱硫装置的喷淋塔为例,从工艺技术、设备参数、运行特性等方面对鼓泡塔和喷淋塔进行了分析、比较.认为:鼓泡塔具有脱硫率高、生成石膏纯度高、运行方式灵活等优点,但存在系统复杂、维护工作量大等缺点;喷淋塔具有系统可靠性高、运行维护量少等优点.     

1000MW机组脱硫吸收塔劣质浆液的处理

正1脱硫系统简介河南平顶山发电公司2×1000MW超超临界火力发电机组,采用石灰石—石膏法、一炉一塔脱硫装置,无烟气换热器(GGH)。吸收塔为喷淋塔,设4层浆液喷淋层及4台浆液循环泵,设计脱硫效率大于95%。石灰石—石膏法烟气脱硫系统(FGD)设计入口烟气量为938.6Nm3/s。吸收塔总高度为37.62m,浆池容积为2410m3,吸收塔pH计采     

生化法二氧化硫脱除条件的确认

生化法脱硫中,借助氧化亚铁硫杆菌的新陈代谢作用,维持吸收液Fe3+浓度,获得稳定脱硫效率,实验证实,吸收液pH值、Fe3+浓度、氧化亚铁硫杆菌菌量、液气比和吸收液体积对脱硫效率影响较大.当pH值为2.5～3.0时,脱硫效率最高,且与微生物繁殖增长最佳pH值相近;当[Fe3+]＞ 300 mg/L,加菌量超过10 mL,...     

细菌湿法烟气脱硫试验研究初探

寻找有效、经济的烟气脱硫技术是减轻电厂SO2排放的关键所在。该文提出了一种利用微生物技术与过渡元素金属离子催化作用相结合的新型的烟气脱硫方法，并在呼和浩特电厂进行了中试试验研究。试验结果表明此法的脱硫效率可以达到80％左右。试验中摸索出了一些影响细菌湿法脱硫效率的关键因素，如吸收液中细菌的数量、吸收液pH值、气液比及吸收液含氧量等，为理论上进一步探讨细菌微生物法脱硫的机理和最终工业化应用打下基础。此外，技术经济性分析表明，由于该方法的成本消耗低，可望有良好的经济效益。     

掺烧煤泥型CFB锅炉脱硫系统优化与改造

针对440 t/h CFB锅炉SO2排放超标问题进行了研究,结合兖矿济三电力有限公司的实践,介绍了原石灰石脱硫系统存在的问题及优化改造情况,最终使SO2排放浓度控制在300 mg/m3以下,同时解决了石灰石系统堵管及下料不畅问题。     

660MW机组湿法烟气脱硫系统经济运行分析及优化研究

在综合考虑与脱硫装置运行方式密切相关的电费、脱硫剂费、水费、SO2排污费以及石膏销售收入等经济因素的基础上,提出脱硫相对生产成本的概念,并以脱硫相对生产成本最低为目标,结合沙角C电厂660MW机组脱硫装置的实际情况,对影响吸收塔运行的相关因素、不同负荷及不同燃煤含硫量工况下循环泵的运行进行了优化研究,最后给出烟气脱硫装置进口SO2质量浓度为1 600mg/m3和1 300mg/m3时的最佳运行建议。     

尿素/三乙醇胺湿法烟气脱硫脱硝的试验研究

尿素溶液与NOx反应生成N2和CO2气体,可实现烟气同时脱硫脱硝,该文进行了尿素/三乙醇胺湿法脱硫脱硝的试验研究。试验采用双级串连的填料塔为主体反应器,分别对气速、液气比、反应物浓度、添加剂浓度、反应温度等参数对尿素溶液吸收SO2反应的影响进行了试验研究,并进行了尿素溶液同时吸收SO2和NOx的试验研究,研究表明：增大气速、液气比可使脱硫效率增加,而三乙醇胺和尿素浓度对脱硫效率影响较小。SO2和NOx具有相互协同促进作用,其净化效率在试验条件下可分别提高1%~3%和5%~ 6%,总脱硫效率可达95%以上,脱硝效率在63%以上。     

富氧燃烧模拟烟气石灰石-石膏湿法脱硫试验研究

为了研究富氧燃烧情况下烟气石灰石-石膏湿法脱硫系统的效率,在自行搭建的富氧燃烧烟气石灰石-石膏湿法脱硫实验台上进行脱硫试验,通过控制脱硫系统中的CO₂浓度（体积分数14%、60%、70%、80%和90%）,研究富氧燃烧气氛下不同烟气流速、液气比、入口SO₂浓度以及浆液pH值对SO₂脱除特性的影响。发现随着烟气流速和入口SO₂浓度的增加,液气比和浆液pH值的减小,脱硫效率逐渐减小,系统中CO₂浓度越大,脱硫效率越小;对不同CO₂浓度气氛和浆液pH下的石膏晶体进行粒度分析和SEM电镜扫描,发现浆液pH值和CO₂对石膏的结晶并不会产生明显的影响。     

脱硫添加剂在烟气脱硫系统故障处理中的应用

针对某电厂600MW机组石灰石-石膏法烟气脱硫系统脱硫效率下降、石膏中亚硫酸钙含量超标,现场调查分析发现循环泵喷嘴堵塞、浆液喷淋量减少以及系统运行pH值偏高是导致故障发生的主要原因。采用HEE-1型脱硫添加剂进行了处理,结果表明,HEE-1型脱硫添加剂能快速提高系统的脱硫效率,有效地改善脱硫系统的运行工况,促进亚硫酸钙的氧化,可作为脱硫系统故障处理的应急措施。     

超低排放机组双塔双循环脱硫系统能耗物耗特性分析

为系统分析双塔双循环脱硫系统能耗物耗特性,通过对53台双塔双循环脱硫系统电耗、水耗和石灰石耗量情况进行测试,研究入口SO₂浓度、液气比、pH值以及Ca/S比对单位质量SO₂脱除能耗物耗特性的影响。结果表明,双塔双循环脱硫系统SO₂脱除成本中脱除能耗成本占整体脱除成本的55%~80%,而脱除能耗中循环浆液泵电耗占总能耗的50%~70%,一二级吸收塔的SO₂单位脱除能耗均随入口SO₂浓度的增高而降低,二级吸收塔的SO₂单位脱除能耗远大于一级吸收塔,一二级吸收塔内SO₂单位脱除能耗均随pH 值的升高而先降后增。因此,为降低双塔双循环脱硫系统单位质量SO₂脱除能耗物耗水平,一级吸收塔入口SO₂质量浓度应控制在4 000~6 000 mg/m³,浆液pH值应控制在5.2左右;二级吸收塔入口SO₂质量浓度应控制在1200 mg/m³,浆液pH值应控制在6.0左右。     

石灰石/石膏法脱硫效率分析

为满足环保法规对SO2排放浓度的要求,发电企业在保证脱硫系统稳定运行的同时,还必须维持较高的脱硫效率。石灰石湿法脱硫是一个SO2扩散吸收、化学反应的复杂过程,任何影响这一过程的因素都会对最终的脱硫效率产生影响。通过对吸收塔浆液pH值、石灰石品质、烟气量、液气比、烟气停留时间及流速等主要影响因素的分析,指出提高脱硫效率的措施。