脱硫性能曲线解析

3号脱硫中修前后脱硫参数对比及原因分析

3号脱硫中修前后脱硫参数对比及原因分析摘要针对胜利发电厂3号脱硫系统在中修前后脱硫效率变化进行分析，比较3号脱硫中修前后主要脱硫参数变化，找出制约3号脱硫效率值偏低的根本原因。

关键词脱硫效率；结垢；入口烟气温度；氧化风温度；循环泵1、现状胜利发电厂3号机组中修期前，3号脱硫系统净烟气SO2排放浓度难以控制，一直保持较高值运行。

当原烟SO2浓度超过4000mg/Nm3时就会出现超标的情况，尤其是今年3月份起开始执行200mg/Nm3的新排放标准后，净烟气SO2排放浓度控制更加难以控制。

3号脱硫系统由于吸收塔内部结垢严重等问题，脱硫效率较低，净烟气SO2排放浓度难以控制，中修过后，不但对3号吸收塔内部结垢进行了清理，还对氧化风系统进行了优化改造。

2、3号脱硫系统中修前后的参数对比2.1 3号脱硫系统中修前后运行参数平均值3号脱硫系统4月27日停机中修，6月9日投入正常运行。

此次对比分析分别自脱硫DCS系统中节选了中修前、后各10天的主要运行参数并进行了整理汇总后，计算出这期间的各项运行参数的平均值。

表1：3号脱硫系统中修前、后各10天主要参数平均值通过上表可以看出，3号脱硫中修后，与修前相比，在原烟气SO2浓度与机组负荷均较高的工况下，仍然能够保持脱硫效率小幅提升并且用浆量也稍有减少。

2.2 3号脱硫系统中修前后相近工况下运行参数为了能够更好的对比中修前、后的脱硫效率，从众多数据中节选了运行工况相对一致时的运行参数。

表2：3号脱硫系统中修前、后工况相近情况下主要参数汇总中修后，在高原烟气SO2浓度与高机组负荷的工况下，净烟气SO2排放浓度以及脱硫效率两项参数均优于中修后，而且石灰石浆液的消耗量也有比较明显的下降。

3、3号脱硫效率变化的原因分析3.1 循环泵入口滤网结垢，造成循环浆液量下降2012年8月25，3号机组完成临修工作，将目前循环泵运行电流与修后刚投运时的参数进行对比分析（对比数据取点时的吸收塔液位8.9米，吸收塔浆液密度1100kg/m3）。

脱硫原理及工艺系统构成

脱硫原理及工艺系统构成一、燃煤SO2的排放煤中硫可分为可燃硫和不可燃硫，有机硫（So）、硫铁矿硫（Sp）和单质硫（Sei）都能在空气中燃烧，属可燃硫。

硫酸盐硫（Ss）属于固定硫，不可燃。

煤中各种形态的硫总称为全硫（St）,即St＝Ss＋So＋Sp＋Sei，可燃硫是烟气中SO2的直接来源，化学反应方程式如下：S+O2= SO23FeS2＋8O2＝Fe3O4＋6 SO2我厂设计煤种为黄陵煤，煤中收到基硫的百分含量为：设计煤种：0.51％，校核煤种：0.52％，属于含硫量低的煤种（一般我国煤中硫百分含量为1％－5％以下）。

我国《火电厂大气污染物排放标准》规定：3二、湿法石灰石――石膏法脱硫原理及工艺技术1.2.2 反应原理用于去除SOx的浆液收集在吸收塔浆池内。

吸收塔浆池分为氧化区和结晶区，在上部氧化区内，氧化空气通过一个分配系统吹入，在PH值为4-5的浆液中生成石膏；在结晶区，石膏晶种逐渐增大，并生成为易于脱水的较大的晶体，新的石灰石浆液也被加入这个区域。

1.2.3 化学过程化学反应过程描述如下：石灰石的溶解：CaCO3 + CO2 + H2O →Ca(HCO3)2与SO2反应：Ca(HCO3)2 + 2SO2→Ca(HSO3)2 +2CO2氧化：Ca(HSO3)2 + CaCO3 + O2→2CaSO4+CO2+H2O石膏生成：CaSO4 + 2H2O →CaSO4×2H2O去除SO2总反应方程式：CaCO3+ SO2 + ½ O2 + 2H2O →CaSO4×2H2O + CO2石灰石在水中的低溶解性在吸收塔内被二氧化碳提高。

通过溶解过程，生成碳酸氢钙。

碳酸氢钙与二氧化硫反应生成可溶的亚硫酸氢钙。

在氧化区，亚硫酸氢钙与空气中的氧发生反应，生成硫酸钙。

浆液中的硫酸钙再结晶生成二水硫酸钙，即石膏。

整个脱硫反应在吸收塔塔内区域的化学反应如图2所示。

1.3 系统描述1.3.1 吸收塔系统吸收塔由吸收塔浆池和吸收区及除雾器区组成。

轴流风机喘振故障原因分析及对策

进口流量／ｍ・）（ｓ进口压力／ａＰ进口温度／ ℃
风机压力升高／ａＰ
电机功率／ｗｋ
主轴转速／ｒ・ｉ）（ｒｎａ
２００９年４月１日２：０风机出现异常轰鸣６１２，
声，持续一段时间后声音变轻；至１直７日０１，：０风
面的流动工况则开始恶化，界层受到破坏，叶边在
少，或风机动叶开度增大，都会使进入风机叶轮
流道的气流冲角增大。当冲角 Ⅸ超过临界值时，风机产生 “ 转失速 ” 象，片流道阻塞，旋现叶
流动阻力增大，风机输出的压能大为降低，口出
作者简介：文兵，１６俞男，９６年出生，９７年毕业于上海石油１８化工高等专科学校化纤机械专业，高级工程师，长期从事石
油化工设备管理工作。
石油化工技术与经济
Ｔｃｎｌｇ＆ＥｏｏｃｎＰｔｃｅｃｌｅｈｏｏｙｃｎｍｉｓｉｅｒｈｍｉａｓｏ
摘要：详细描述了动叶可调轴流风机喘振故障的发生机理，分析了电厂脱硫增压风机喘振故障原因，认
为故障的发生是由于风机后系统阻力增加使管路特性曲线变陡，使风机工作点落入非稳定工况区所致，提
出了改善后系统管路阻力的针对性措施。关键词：喘振故障原因对策
机厂有限公司制造，０７年１２００月投入运行。用
于稳定，来自动调节至开度７％。事后检查仪后３表，确认风机声音异常系喘振报警。４月１８日９０，机烟气旁路挡板开，对：０风核

活性炭脱硫系统性能测试小结 (2)

活性炭脱硫系统性能测试小结2015年6月9日～6月13日，发包方公司工程技术部、总承包方中化建及使用方冶炼厂共同对活性炭脱硫系统进行了为期五天的性能测试，对脱硫效率、床层进口压力、床层阻力降、再生稀酸质量及生产负荷（即通气量）进行了测试、估算及小结，并对相关情况进行了分析、说明。

一、测试数据：经三方参与、确认：8米脱硫塔在达60%设计负荷（即通气量约7.5×104m3/h）生产情况下，脱硫效率平均在89%以上、出口烟气SO2平均＜145mg/m3、进口压力2.76KPa、床层压力降2.27KPa；9米脱硫塔在达45%设计负荷（即通气量约9.4×104m3/h）生产情况下，脱硫效率平均在45%左右、出口烟气SO2平均＜1195mg/m3、进口压力2.76KPa、床层压力降 1.38KPa；吸附再生产生的副产品稀硫酸质量（第一次5#池样品浓度11.44%、含Fe=0.047%；第二次5#池样品浓度2.1%、灰分＜0.02%、含Fe＜0.005%、含As＜0.0001%、含Pb＜0.005%、含Hg＜0.001%、透明度100mm、色度不低于标准）。

（注：生产负荷根据总承包方要求而定：进口压力≯3.0Pa）二、测试数据分析：对照2013年签署的《建设工程施工合同》附件三《技术协议》中相关性能指标值，经三方确认：8米脱硫塔脱硫效率平均89%以上、出口烟气SO2＜145mg/m3满足脱硫塔出口SO2＜200mg/m3的协议要求，床层压力降2.27KPa满足脱硫系统压力降＜3.0KPa的协议要求，故在低负荷生产条件下8米脱硫塔性能基本达标；9米脱硫塔脱硫效率平均45%左右、出口烟气SO2＜1195mg/m3不满足脱硫塔出口SO2＜200mg/m3的协议要求，床层压力降1.38KPa满足脱硫系统压力降＜3.0KPa的协议要求，故在低负荷生产条件且系统本身缺少装填活性炭80m3情况下9米脱硫塔性能不达标，如若9米脱硫塔补充增加活性炭80m3后，按活性炭脱硫率60mg/g估算效率可提高至66%、出口烟气SO2＜741mg/m3，执行协议要求仍不达标；按照GB/T543-2014《工业硫酸》标准，副产品稀硫酸第一次结果浓度11.48%不满足浓度≥15%的要求、含Fe=0.047%不满足含Fe＜0.005%，复检第二次结果浓度2.1%不满足浓度≥15%的要求、灰分、含Fe、As、Pb、Hg、透明度、色度等指标均满足技术协议中所述符合《工业硫酸》标准的要求，不排除存在刻意稀释的可能。

循环流化床烟气脱硫工艺设计资料

1、前言循环流化床燃烧是指炉膛内高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触，同时大量高温颗粒从烟气中分离后重新送回炉膛的燃烧过程。

循环流化床锅炉的脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，与石油焦中的硫份反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。

较低的炉床温度（850°C〜900°C）,燃料适应性强，特别适合较高含硫燃料，脱硫率可达80%〜95%，使清洁燃烧成为可能。

2、循环流化床内燃烧过程石油焦颗粒在循环流化床的燃烧是流化床锅炉内所发生的最基本而又最为重要的过程。

当焦粒进入循环流化床后，一般会发生如下过程：①颗粒在高温床料内加热并干燥；②热解及挥发份燃烧；③颗粒膨胀及一级破碎；④焦粒燃烧伴随二级破碎和磨损。

符合一定粒径要求的焦粒在循环流化床锅炉内受流体动力作用，被存留在炉膛内重复循环的850C〜900C的高温床料强烈掺混和加热，然后发生燃烧。

受一次风的流化作用，炉内床料随之流化，并充斥于整个炉膛空间。

床料密度沿床高呈梯度分布，上部为稀相区，下部为密相区，中间为过渡区。

上部稀相区内的颗粒在炉膛出口，被烟气携带进入旋风分离器，较大颗粒的物料被分离下来，经回料腿及J阀重新回入炉膛继续循环燃烧，此谓外循环；细颗粒的物料随烟气离开旋风分离器，经尾部烟道换热吸受热量后，进入电除尘器除尘，然后排入烟囱，尘灰称为飞灰。

炉膛内中心区物料受一次风的流化携带，气固两相向上流动；密相区内的物料颗粒在气流作用下，沿炉膛四壁呈环形分布，并沿壁面向下流动，上升区与下降区之间存在着强烈的固体粒子横向迁移和波动卷吸，形成了循环率很高的内循环。

物料内、外循环系统增加了燃料颗粒在炉膛内的停留时间，使燃料可以反复燃烧，直至燃尽。

循环流化床锅炉内的物料参与了外循环和内循环两种循环运动，整个燃烧过程和脱硫过程就是在这两种形式的循环运动的动态过程中逐步完成的。

3、循环流化床内脱硫机理循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，石油焦和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。

脱硫运行中主要监控的指标

一、脱硫运行中主要考核的指标1、脱硫效率2、SO2排放浓度3、投运率二、脱硫运行中主要监控的参数1、浆液的PH值（4-6）2、机组负荷3、浆液的密度4、吸收塔液位5、除雾器进出口压差6、增压风机的进出口压力、电流7、氧化风机出口风压8、脱硫效率9、SO2排放浓度等。

三、PH值的高低对脱硫效率的影响烟气中SO2与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：SO2＋H2O＝HSO3－＋H＋CaCO3＋H＋＝HCO3－＋CaHSO3＋1／2O2＝SO4－＋H＋SO4＋Ca＋2H2O＝CaSO4·2H2O从以上反应历程可以看出，高pH的浆液环境有利于SO2的吸收，而低pH则有助于Ca2＋的析出，二者互相对立。

因此选择一合适的pH值对烟气脱硫反应至关重要。

pH值＝6时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。

而低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，却使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH＝4时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。

具体最合适的pH值应在调试后得出，但一般pH在4.5—6之间。

第1章吸收塔本体及烟气系统1.1 本体吸收塔为圆柱形，由锅炉引风机来的烟气，经增压风机升压后，从吸收塔中下部进入吸收塔，脱硫除雾后的净烟气从塔顶侧向离开吸收塔。

塔的下部为浆液池，设四个侧进式搅拌器。

氧化空气由四根矛式喷射管送至浆池的下部，每根矛状管的出口都非常靠近搅拌器。

烟气进口上方的吸收塔中上部区域为喷淋区，喷淋区的下部设置一合金托盘，托盘上方设三个喷淋层，喷淋层上方为除雾器，共二级。

塔身共设六层钢平台，每个喷淋层、托盘及每级除雾器各设一个钢平台，钢平台附近及靠近地面处共设六个人孔门。

吸收塔本体1—烟气出口2—除雾器3—喷淋层4—喷淋区5—冷却区6—浆液循环泵7—氧化空气管8—搅拌器9—浆液池10—烟气进口11—喷淋管12—除雾器清洗喷嘴13—碳化硅空心锥喷嘴1.1.1 技术特点1）吸收塔包括一个托盘，三层喷淋装置，每层喷淋装置上布置有549＋122个空心锥喷嘴，流量为51. 8m3/h的喷嘴549个，喷嘴流量为59.62m3/h的122个，进口压头为103.4KPa，喷淋层上部布置有两级除雾器。

几种泵的特性曲线

（三）容积式泵与风机性能曲线特性 2．齿轮泵和螺杆泵用途：用于输送流
量小、输出压强高的高粘性流体。
在火力发电厂中，润滑系统常采用齿轮泵，而螺杆泵则常用作输送润滑油及调节油，也可作为锅炉燃料油输送泵。
111111
五、泵与风机性能曲线的比较
（三）容积式泵与风机性能曲线特性 2．齿轮泵和螺杆泵
由于吸水池液面压强和循环水管出口处水池液面压强均为大气压，即 p p 0。则管路系统性能曲线方程为：
g
H c H z h w 2 1 4 .1 9 q V 2 6
111111
H c H z h w 2 1 4 .1 9 q V 2 6
上式中流量的单位是m3/s，而性能曲线图上流量的单位为m3/h，故必须换算后方能代入管路性能曲线方程中。根据计算结果，列出管道性能曲线上的对应点如下：
=3100m3/h，H =38m， =90%。
所以该循环水泵工作时所需要的轴功率为：
P s h1 g q 3 V H 0 9.1 2 9 9 0 3 .8 0 .9 0 0 3 30 6 6 1 3 0 0 8 30 0 ( k 5)W 6
111111
Байду номын сангаас
l0=l+le=250+350=600（m）所以，为克服流动阻力而损失的能量为：
h w l d 0 d q 2 2 V g /4 2 g 8 l d 0 5 q V 2 0 .0 9 3 .88 0 3 6 .1 6 0 0 4 .6 5 q V 0 2 1 .1 9 q V 2 6
已知：管道的直径d =600mm，管长l=250m，局部阻力的等值长度 le=350m，管道的沿程阻力系数
=0.03，水泵房进水池水面至循环

脱硫实验报告

脱硫实验报告篇一：湿法废气脱硫净化实验湿法烟气脱硫净化实验一、实验目的烟气脱硫是控制二氧化硫的重要手段之一，而湿法烟气脱硫是重要的烟气控制与处理方法。

本实验采用我国广泛存在的低品位软锰矿作为湿法烟气脱硫的吸收剂，可同时产生具有一定工业价值的产品。

通过本实验，要达到以下目的：（1）掌握从含二氧化硫烟气中回收硫资源的工艺选择原则、反应原理、反应器设计选型原则；（2）掌握湿法烟气脱硫工程设计要点、工艺运行特性；（3）培养并提高学生的理论联系工程实际及工程设计实践能力。

二、实验原理与实验内容（1）实验原理软锰矿烟气脱硫技术利用烟气中SO2与软锰矿中MnO2的氧化─还原特性同步进行气相脱硫与液相浸锰，同步实现了废气中SO2与低品位软锰矿的资源化利用，更具有实际应用和推广价值。

其主要的反应方程式：MnO2 + SO2·H2O = MnSO4 + H2O（2）实验内容1）各级反应器脱硫效果的确定。

实验过程中，通过测定各级吸收反应器进出口气体中SO2的含量，即可近似计算出软锰矿浆的平均吸收净化效率，进而确定各级的吸收效果及总的吸收净化情况。

气体中SO2含量的测定由气体在线监测仪测定。

2）不同工艺条件对废气脱硫的影响。

实验过程中，通过改变二氧化硫浓度、固液比等工艺条件，观察反应温度的变化及分析其对脱硫率的影响，进而找到最佳脱硫工艺参数。

三、实验装置与试剂1. 装置与流程在配浆槽中按一定固液比配好的浆液由吸收液计量输送泵打入1级吸收反应器中，注满后通过溢流，浆液进入2级吸收反应器，最后进入3级吸收反应器，而二氧化硫气体则首先从3级吸收反应器进入，待反应后的尾气再进入2级吸收反应器中继续反应，最后经过1级吸收反应器反应后的尾气进行排空。

2. 仪器（1）I级脱硫吸收反应器：Φ1000×2600,304L,1台，（2）II级脱硫吸收反应器：Φ800×2500,304L,1台，（3）III级脱硫吸收反应器：Φ750×2500,304L,1台，（4）吸收液计量泵送装置：LG-600L，2台，（5）吸收浆液配置器：Φ1200×XX×1000,1台，（6）搅拌器：1.5kW，3台，（7）配浆槽：Φ1200×XX×1000，2台。

脱硫吸收塔浆池液位对循环泵流量及喷淋层喷嘴的影响

脱硫吸收塔浆池液位对循环泵流量及喷淋层喷嘴的影响摘要：在采用石灰石-石膏湿法脱硫的项目中，吸收塔浆池液位的高低关系到浆液循环泵出口压头，进一步影响喷淋层喷嘴的工作压力、石膏停留结晶时间和氧化风的利用率。

本文分析了吸收塔液位变化对循环泵流量和喷嘴压力的影响，为脱硫系统的性能诊断提供理论依据。

关键词：脱硫；浆池液位；循环泵；喷嘴；影响引言在湿法脱硫系统中，吸收塔浆池液位是一个关键参数，在运行过程中，如果浓度超标、石膏脱水困控制不好浆池的液位，将会导致吸收性能下降，出口SO2难等问题。

特别对于目前的超低排放项目，浆池液位对脱硫效率的影响格外显著。

浆液循环泵在计算扬程时已考虑喷淋层安装高度和吸收塔浆池液位的高差，如果吸收塔液位与设计液位不一致，循环泵扬程发生变化，将导致循环泵流量也变化，从而影响喷淋层喷嘴的入口流量和压力，最终影响脱硫效率。

本文对吸收塔浆池液位的变化如何影响循环泵流量和喷嘴压力进行了分析。

1脱硫浆液循环泵运行原理吸收塔浆池中的石灰石/石膏浆液由循环泵循环送至浆液喷雾系统的喷嘴，产生细小的液滴沿吸收塔横截面均匀向下喷淋。

与烟气接触发生化学反应后吸收烟气中的SO，进而实现烟气脱硫。

典型的湿法脱硫浆液循环系统流程如下：2图1 脱硫浆液循环系统流程图中△H为吸收塔喷淋层与吸收塔浆池设计液位之间的高差，即静压差。

循环泵扬程的计算公式为[1]：(1)式中：H：循环泵扬程，m；△H：喷淋层吸收塔液位高差，m；：管道阻力损失，m；HfP：喷嘴入口压力，kPa；1ρ：浆液密度，kg/m3；g：重力加速度，m/s2。

从公式（1）可以看出，在喷淋层高度一定时，吸收塔浆池液位越低，循环泵所需扬程越高，循环泵的扬程与吸收塔液位成反比关系。

2吸收塔浆池液位对循环泵流量的影响典型的流体管路阻力分布图如图2：图2管路系统阻力分布图管路特性方程为[1]：Hp =Hnet+k1Q2 (2)式中：Hp：管路总阻力，m；Hnet：管路净扬程（静压头），m；k1：系数；Q：管路中流体流量，m3/h。

脱硫运行参数调整及异常分析处理PPT课件

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2020/2/20
第二部分、氧化镁湿法脱硫介绍
一、氧化镁脱硫工艺的技术特点 ➢ 技术成熟 ➢原料来源充足 ➢ 脱硫效率高 ➢投资费用少 ➢ 运行费用低 ➢运行可靠 ➢综合效益高。 ➢副产物利用前景广阔。 ➢无二次污染
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第三部分、烟塔合一技术的应用
从上个世纪八十年代初期开始，以德国为代表的一些发达国家开始尝试利用冷却塔排放湿法脱硫后的烟气，目的是节省较大的烟气再热器的投资和提高烟气排放的扩散效果，经过二十年的发展，到目前为止，全世界大概已经有三十多台机组采用了这种技术。
2020/2/20
第一部分脱硫现状介绍
湿法工艺中, 除上述方法外, 还有化镁法、双碱法、氨酸法、钠盐循环法、氧磷酸铵肥法、锰离子催化氧化法、软锰矿吸收法、碱式硫酸铝法等。各单位应根据原材料来源及副产物销路, 并结合自身实际情况, 合理选用。氧化镁法一会要重点讲！
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2020/2/20
第一部分脱硫现状介绍 3．3 半干法半干法工艺特点是: 反应在气、液、固三相中进行, 利用烟气中的热蒸发，吸收液中的水分,使最终产物为干粉状, 若与除尘器配合使用, 能提高10% 的脱硫效率。半干法效率较湿法低,但投资也少, 因此国内老企业改造可以考虑采用半干法。 2.3.1旋转喷雾干燥法 2.3.2炉内喷钙增湿活化法 2.3.3半干半湿法FGD 技术
堵塞原因：烟气中灰分严重超标对喷淋管道、喷嘴、除雾器、过滤器等堵塞，镁粉质量差同样会导致以上设备堵塞。
吸收塔壁被腐蚀穿
烟道
壁被
腐蚀
穿
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2020/2/20
304不锈钢不耐氯离子而被腐蚀穿
管道被磨损穿
喷淋层喷嘴堵塞

流化床燃烧脱硫技术详解

➢ 煤的可燃成分是CH化合物，CH化合物受热后，一部分
CH化合物链会断裂，释放分子量较小的气态链状，环状
烃挥发出来，形成挥发份。
➢ 同一种煤，挥发分的多少与加热速率有关（流化床Vr少）。
➢ 挥发分的析出贯穿整个燃烧过程，但以初期释放较猛：
dv dt
k (Vmax
V)
40
K K 0 e E / RT
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§2流化床的基本性质
➢气流若增加到将所有颗粒携带出去时，快速流化状态破坏，进入气力输送状态； ➢快速流化床与气力输送的区别：
a.返混量大； b.气固滑移速度大 27
§2流化床的基本性质
2. 颗粒特性对流化特性的影响颗粒的粒径与密度是对流化特性影响较大的二个因素，一般颗粒分成四类。
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§2流化床的基本性质
4. 布风板区域的气固混合 ➢布风板上形成小而众多的气泡对气固反应有利，一般选用多孔眼布置； ➢要保证孔眼风速要高于颗粒的水平沉积速度。
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3 流化床燃烧
一、流化床燃烧特点 1.流化床燃烧又称沸腾燃烧 2. 特点
➢低温850～1050℃，比层燃、室燃温度要低，燃烧温度取决于煤的灰熔点； ➢容积热强度大，达到(6.28～7.54)×103MJ/m3.h (1.74～ 2.09)MW/m3。相当于煤粉炉的5～8倍，链条炉的5倍。
§2流化床的基本性质
二、固定床及起始流态化下的气体动力特性
1、几个基本概念
（1） u—空截面速度（空塔速度）
u qv Ab
(m / s) (Nm / s)
qv—单位时间内（1秒内）通过床层的气体体积流量） (m3) (Nm3) Ab—流化床的截面积 (mm) (m)

活性焦脱硫及解析机理及影响因素分析

活性焦脱硫及解析机理及影响因素分析活性焦脱硫及解析机理及影响因素分析1.活性焦单独脱硫反应机理1.1概述活性焦对SO 2的吸附是由物理吸附和化学吸附两类过程组成：一方面，活性焦的多孔结构以及较大的比表面积有利于分子的物理扩散；另一方面，活性焦表面的某些含氧络合物基团是SO 2吸附和氧化的活性中心。

其基本工艺原理为[1]：含SO 2的烟气经过除尘、降温、调湿，使烟道气具有一定湿度、合适的温度，并且含氧，然后进入装有活性焦的吸附塔，烟气中的SO 2被吸附在活性焦表面，同时，在活性焦表面上的含氧络合物基团强有力的催化氧化作用下，发生一系列的化学变化最后生成H 2SO 4覆盖在活性焦表面上，从而起到脱除SO 2效果。

上述吸附过程中化学反应的总反应方程为：222242SO O 2H O 2H SO ++??→1.2中间反应机理有研究对脱硫后的活性焦进行XPS 中S 元素的分析，结果表明，脱硫反应后活性焦表面的S 主要以硫酸根的形式存在，有少量的SO 2和SO 3以及亚硫酸根[2]。

因此，上述总反应式所描述的过程包含了多步中间反应。

通过对众多研究活性焦脱硫反应机理的文献调研，尽管不同学者对上述中间反应的机理有不同理解，但对反应进程的认识是基本一致的[3-6]，即在有O 2和H 2O 的条件下，先是活性焦表面的活性位吸附SO2，再是被O2氧化并在H2O的作用下生成H2SO4，生成的H2SO4被转移到微孔中储存，从而空出活性位，达到连续吸附脱硫的效果。

因此，本文依照上述顺序对各反应机理进行梳理：1)SO2的吸附机理SO2在活性焦表面的吸附主要是物理吸附，其吸附量较少，是弱吸附，在120℃时容易脱附[5]同时，对于混合气体，活性焦对各组分具有选择吸附性，有实验结果表明，在常见的烟气组分中，活性焦对SO2的选择吸附性最强[2]，故其它组分对SO2在活性焦表面的物理吸附影响不大。

2)SO2的氧化机理当烟气中不存在O2的情况下，SO2除了靠活性焦表面极少的含氧官能团外，几乎无法被氧化。

脱硫效率及氯离子高分析

脱硫效率及存在的问题分析1、两台炉的主要参数：从以上数据看出，目前#2炉脱硫效率较#1炉严重偏低，运行的浆液循环泵均BC泵。

2、脱硫效率分析综合#1、#2炉进行比较，影响脱硫效率的因素为：入口含量量，浆液成分，浆液的PH和密度，工况及设备状态。

1）经询问值长，最近入口含硫量在数据中已有体现，无明显偏差，可以排除此方面的影响。

2）浆液成分：由于#1、2炉主机控制的不一样，特别是飞灰和投油时产生的油膜对我脱硫浆液产生较大的影响，，而且会直接包裹石灰石和亚硫酸盐晶体表面，阻止反应，降低石膏浆液品质，堵塞吸收塔内部的喷嘴。

今天上午检查发现，#2吸收塔溢流口（溢流管顶部的小孔引出的PVC管）出来的浆液有大量的黑色泡沫，可能是形成油膜。

#1吸收塔则相对较少，可能由此影响了CaCO3和SO2之间的反应，需检查化验。

3）浆液的PH和密度，吸收塔浆液的PH最近控制在5.1至5.6之间，#2吸收塔的PH由于脱硫效率底PH控制稍高，但没有达到抑制石灰石溶解的值，密度目前控制较低，因浆液内的氯离子高，加大废水的额投入量，增加了石膏脱水时间，在停运脱水系统时吸收塔密度基本在1115左右，就化验结果看最近一次的石膏中含CaCO3为1.82%（3月9号数据，建议每天都要化验此数据），超过1.5%，可能浪费石灰石，使浆液中的CaCO3含量减少，抑制了反应。

4）工况及设备状态，目前#2炉已经取消了增压风机，#2炉烟气温度为113℃，#1炉烟气温度器103℃，因石灰石与SO2是一个放热反应，温度越高对反应有抑制作用，但此项的影响较弱。

预想可能造成脱硫效率低的原因为#2炉浆液循环泵的喷淋效果不好，不能形成适当的面积的水雾或由于其他原因造成喷淋的浆液减少，循环的时间增加进而液气比下降，使浆液和烟气不能完全接触，造成带硫烟气逃逸。

今天进行了将#2炉B浆液循环泵切换为A浆液循环泵的试验，负荷为280MW时切换为A泵后的脱硫效率在90至92%之间，由于A浆液循环泵的排放阀内漏，切换回B循环泵，安排排放阀更换，明天再进行一次试验，可初步判断出循环泵的喷淋效果。

羟基氧化铁在浆态床中的脱硫化氢研究

羟基氧化铁在浆态床中的脱硫化氢研究沈宪林;胡兵【摘要】利用水热法合成α晶相的羟基氧化铁,探究其室温下在浆态床鼓泡反应器中脱除硫化氢标准气中的硫化氢性能.通过测得的脱硫穿透曲线来说明初始硫化氢浓度、浆液固含量以及表观气速等对体系催化性能的影响,并利用XRD、XPS和氮气脱附吸附等表征手段对催化剂以及再生反应过程中的固体样品进行测试,以分析催化剂的再生性能.实验表明,催化剂吸附脱除硫化氢性能受浆液固含量、硫化氢初始浓度以及气流速的影响很大.再生反应过程中,催化剂的晶相保持不变,5次再生循环使用,脱硫性能变化不大,可保持在93%以上,再生性能良好.催化剂的单次脱硫性能可达到134 mg H2S/羟基氧化铁.%The goethite successfully synthesized by hydrothermal method was applied to remove hydrogen sulfide from gas phase in slurry reactor at room temperature.The performance of the catalyst was evaluated by measuring the breakthrough curve (BTC) of the reactor under different reaction conditions including solid content of the slurry(w), superficial gas velocity(v) and initial H2S concentration(c0).The samples to be analyzed were characterized by XPS,XRD and BET surface area analyzer.The experiments showed that the tests conditions including w,v, c0, have great effect on the desulfurization performance of the reactor.In the recycling of the catalyst,the crystal phase of the catalyst remained unchanged,and the removal of hydrogen sulfide kept above 93% after five recycles.The single desulfurization performance of the catalyst could reach 134 mg H2S / g catalyst.【期刊名称】《湖北工业大学学报》【年(卷),期】2017(032)002【总页数】5页(P51-54,77)【关键词】硫化氢;浆态床鼓泡反应器;羟基氧化铁【作者】沈宪林;胡兵【作者单位】湖北工业大学材料与化学工程学院,湖北武汉 430068;湖北工业大学材料与化学工程学院,湖北武汉 430068【正文语种】中文【中图分类】TQ546.5气相中的H2S不仅对人体造成危害，而且在煤制合成气、天然气以及城市垃圾的消解气[1]等的利用过程中腐蚀管道和反应器等设备2-3]。

脱硫系统GGH堵塞原因分析及解决策略

脱硫系统GGH堵塞原因分析及解决策略作者：张学民来源：《科技创新导报》 2014年第31期张学民(阳城国际发电有限责任公司山西阳城 048102)摘要：脱硫系统烟气加热（GGH）设备，在国内早期火电厂湿法烟气脱硫系统中，GGH得到广泛的应用。

设置GGH主要有几个优点：(1)减弱腐蚀。

(2)降低耗水量。

(3)加强污染物的扩散。

(4)消除石膏雨。

根据这些年脱硫系统运行经验来看。

设置GGH主要会带来堵塞问题。

迫使机组停运。

尤其是在无脱硫系统旁路的情况下，堵塞会造成主机停运。

大大影响了发电厂安全经济运行。

关键词：GGH结构影响 GGH垢层成分分析 GGH结垢原因分析解决策略中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1674-098X(2014)11(a)-0004-02作者简介：张学民(1970—)，男，山西省闻喜人，工程师，毕业于华北电力学院环境工程系，山西阳城国际发电有限责任公司从事脱硫运行管理工作。

1 GGH结垢造成的影响1.1 安全性影响有烟气旁路机组，GGH换热元件结垢严重后造成风机喘振。

是由于GGH结垢后，烟气通流面积减小，烟气流速增加，阻力增大。

风机出口压力升高。

风机处在小流量高压头工况下运行，极易造成风机喘振。

引起增压风机跳闸，脱硫系统退出运行。

环保指标不达标，威胁机组的正常运行。

无烟气旁路机组，在堵塞后迫使整个机组事故停运。

影响电网安全。

1.2 经济性影响（1）GGH表面结垢，使GGH换热效率降低，净烟气达不到排放温度并对下游设施造成腐蚀。

GGH换热面结垢，垢导热系数比换热元件表面的防腐镀层小，热阻增大。

随着结垢厚度的增加，热阻也逐步增加。

在原烟气侧高温烟气不能被换热元件有效吸收，换热元件蓄热量不够。

回转到低温侧，结垢层又阻断热量释放，导致净烟气温升达不到设计要求。

结垢情况越严重换热效率就越差，对出口烟道及烟囱造成了低温腐蚀。

（2）GGH结垢会造成吸收塔耗水量增加。

由于结垢GGH换热元件与高温原烟气不能有效进行热交换，经过GGH的原烟气侧时，未有效降温。

脱硫液的分析精品

脱硫液的分析第一节硫代硫酸铵含量的测定1 方法原理在弱酸性的条件下，以碘标准溶液直接与硫代硫酸铵反应，根据碘液的用量求出硫代硫酸铵的含量。

2S2O32-＋I2＝S4O62-＋2I-2 仪器2.1 移液管：100mL,1支2.2 三角瓶：250mL，1支2.3 棕色滴定管：25mL，1支3 试剂3.1 醋酸：10%。

3.2 碘标准溶液：0.1mol/L。

3.3 淀粉溶液：0.5%。

4 步骤用移液管准确吸取过滤后的脱硫液1mL于250mL三角瓶中，加10%醋酸10mL酸化，加1-2mL0.5%淀粉溶液，以0.1N碘标准容液滴定至刚出现浅兰色。

5 计算硫代硫酸铵（g/l)=N×V×0.148×1000式中：N-------碘标准溶液的浓度，mol/L；V-------碘标准溶液的耗用量，mL；0.148----硫代硫酸铵的毫g当量。

6 注意事项6.1 滴定溶液显弱酸性，若为碱性则使结果偏高。

I2＋2OH-＝IO-＋I-＋H2O6.2 加入酸量不宜过多，且加酸后立即滴定，以免硫代硫酸铵分解。

（NH4）2S2O3＋2H+＝2NH4+＋H2↓＋H2O2第二节脱硫液中硫氰酸铵含量的测定1 碘量法1.1方法原理硫氰酸铵和溴在酸性介质中反应，生成溴化氰，过量的溴用苯酚除去（生成难溶的三溴苯酚），然后加入碘化钾，使之与溴化氰反应，析出游离碘，用硫代硫酸钠标准溶液滴定。

NH4SCN＋4Br2＋4H2O＝BrCN＋NH4HSO4＋HBrBrCN＋2KI＝KCN＋KBr＋I2I2＋2Na2S2O3＝2NaI＋NaS4O61.22 仪器与试剂1.2.1 移液管：10 mL。

1.2.2 碘量瓶：500 mL。

1.2.3 量筒：10 mL。

1.2.4 硫代硫酸钠标液：0.1N。

1.2.5 硫酸溶液：10%。

1.2.6 溴水饱和溶液。

1.2.7 苯酚溶液：5%。

1.2.8 碘化钾。

1.2.9 淀粉溶液：0.5%。

烟气脱硫工艺介绍

风机振动监测系统是保护风机的一种装置。由于风机工况不同，风机有可能出现失速或喘振，当风机的振幅达到一定值时，振动监测系统会发出联锁信号，将风机电源切断，使风机停止转动。
下面是静调和动调风机曲线：
由上图我们可以看出，静调风机有一个非运行区，静调风机在启动时必须窜过该区域，才能到达需要的运行工况。另外，静调风机的理论失速线非常陡，这是静调风机的最大弱点。
吸收塔搅拌器
吸收塔搅拌器主要作用有两个，一个是使吸收塔浆液池的固体物质离底悬浮，第二个作用使氧化空气均匀分布在吸收塔浆液池内，提高氧化效果。搅拌器是一个技术性很强的设备，一般由专业的搅拌器厂家制造。它的关键部件有：搅拌器叶片、机械密封和轴承；主要技术参数有叶片和轴的直径、搅拌器转速。
EKATO公司在FGD侧进式搅拌器使用的材料
（2）石灰石浆液系统：石灰石浆液系统主要设备包括石灰石浆液箱搅拌器、石灰石浆液泵等。
（3）吸收系统：吸收系统主要设备包括吸收塔（包括吸收塔搅拌器、托盘、喷淋层、喷嘴、除雾器及除雾器清洗系统）、浆液循环泵、氧化风机等。
（4）石膏处理系统：石膏处理系统主要设备有石膏排出泵、石膏旋流器、真空皮带过滤机及辅助设备、真空泵、石膏布料皮带、废水旋流器及废水泵等
对于动调增压风机主要由以下部分组成：进气箱、机壳、转轴、轴承、轮毂、叶片、导流筒、冷却风机系统、润滑油系统、液压调节系统、风机振动监测系统等。对于静调增压风机还有进口导叶及导叶调节系统等。
风机的进气箱主要起到整流作用，使烟气流畅地进入风机而不产生涡流。
机壳配合转子工作的外壳，对转子起支撑作用。
转子包括风机转轴、轮毂、叶片等，是风机工作的主要动部件，它将机械能转化为烟气的动能和势能（静压能），转化效率一般在85％以上。
42CrMo

剩余污泥改性制备烟气脱硫吸附剂的研究

图４共混污泥的热分析曲线
７２０２２３元素分析．．
化工机械
２１年０１
它无机组分（、等金属盐和氧化物以及ＳＯ）铁铝ｉ：
组成，时负载了一定量的Ｍｇ同Ｏ。
元素分析结果见表１污泥吸附剂由碳及其，
２２吸附剂性质表征．２２１ＸＤ分析．．Ｒ系列改性产物ｑＯＣＳ的ＸＤ谱图如图Ｍｇ／ＳＲ３所示，果表明２Ｍｇ／Ｓ结％ＯＣＳ和５Ｍｇ／Ｓ％ＯＣＳ
谱图中仅出现碳的晶相衍射峰，没有出现明显而
憩鹫
甚
昌
●
衍射角）
￡
０
图３改性污泥吸附剂ＸＤ分析曲线Ｒ
２２２热分析．．干污泥与醋酸镁共混物的Ｔ — Ｔ曲线如图ＧＤＡ４所示。由图４可知：共混污泥加热至２０时质０℃ 量损失为７６，重主要是水分的析出过程；０．％失２０
中图分类号
Ｔ０８２Ｑ２．
文献标识码
Ａ
文章编号
０５￣０４２１）６００－５２４９（０１０ —７００
城市和工业废水多采用生化污泥法进行处
热速率为５ｍｎ热解温度为５０Ｃ，间２， ℃／ｉ，５￣时ｈ
Ｓ与０、：的混合气以模拟烟气，蒸气用蒸ＯＮ水气发生器制得。模拟烟气通过装有５ｇ吸附剂的

·SO2脱除率与FGD负荷变化（标态，湿基，实际O2）的关系曲线
·SO2脱除率与原烟气SO2浓度（标态，干基，6%O2）的关系曲线
·脱硫系统电耗与FGD负荷的关系曲线
脱硫系统电耗与原烟气SO2浓度（标态，干基，6%O2）的关系曲线
脱硫系统水耗与FGD入口烟气流量（标态，湿基，实际O2）的关系曲线
·脱硫系统水耗与FGD入口烟气温度的关系曲线
·脱硫系统石灰石耗量与FGD入口烟气流量（标态，湿基，实际O2）的关系曲线
·脱硫系统石灰石耗量与原烟气SO2浓度（标态，干基，6%O2）的关系曲线
·液气比与FGD入口烟气流量（标态，湿基，实际O2）的关系曲线
·压力损失与FGD入口烟气流量（标态，湿基，实际O2）的关系曲线
·压力损失与原烟气SO2浓度（标态，干基，6%O2）的关系曲线
石灰石浆液浓度与SO2去除率的关系曲线。