基础化学小论文-北京化工大学

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 － ＋ Ca2 ＋ HSO3 － ＋ 1 ／ 2O2 ＝ SO42 － ＋ H ＋ ； SO42 － ＋ Ca2 ＋ ＋ 2H2O ＝ CaSO4·2H2O 从以上反应历程不难 发现，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。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4~6 之间，通常取5.8。 4 液气比及浆液循环量 液气比增大，代表气液接触机率增加，脱硫率增大。但二氧化硫与吸收液有一个 气液平衡， 液气比超过一定值后，脱硫率将不再增加。新鲜的石灰石浆液喷淋 下来后与烟气接触后，SO2等气体与石灰石的反应并不完全，需要不断地循环反 应，增加浆液的循环量，也就加大了CaCO3与SO2的接触反应机会，从而提高了SO2 的去除率。所以浆液循环泵的选型是保证液气比的关键。 5 烟气与脱硫剂接触时间 烟气进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应，接 触时间越长，反应进行得越完全。因此长期投运对应高位喷淋盘的循环泵，有利 于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫率也高。与此相对应的直观影响数据即是 吸收塔的直径和喷淋层的高度。 6 氧化空气 O2参与烟气脱硫的化学过程， 使HSO3－氧化为SO42－，随着烟气中O2含量的增加， CaSO4·2H2O 的形成加快，脱硫率也呈上升趋势。充裕的氧化空气量是保证脱硫 效率非常重要的因素。为了保证氧化空气能够完全反应，在进行氧化风机选 型时既要考虑到氧化风机的流量，也要兼顾氧化风机的压升能够满足系统要求。 7 烟尘浓度 原烟气中的飞灰超过设定值会导致吸收塔内浆液密度增大，搅拌器负荷加重，最 终能够导致浆液局部不均匀；浆液喷淋层的喷淋雾化效果变差；在一定程度上会 阻碍SO2与脱硫剂的接触，降低了石灰石中Ca2＋的溶解速率，出现“吸收剂 中毒”。同时飞灰中不断溶出的一些重金属会抑制Ca2＋与HSO3－的反应，还会堵塞 除雾器，进而影响塔内烟气的停留时间，导致浆液过二氧化硫现象产生。烟气中 粉尘含量持续超过设计允许量，将使脱硫率大为下降，喷头堵塞。一般要求FGD 入 口粉尘含量小于100mg/m3。 8 烟气温度 进入吸收塔烟气温度越低， 越利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3－，即：低温有利 于吸收，高温有利于解吸。通常，将烟气冷却到60℃左右再进行吸收操作最为适 宜，较高的吸收操作温度，会使SO2的吸收效率降低。 9 Cl－含量 氯在系统中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱硫效率，后续处理工艺复 杂，在运行中应严格控制系统中Cl-含量(一般控制在20000 ppm 以内)，确保其 在设计（一般设计在40000ppm 左右）允许范围内。这与前面提到的燃煤组分中 氯的影响是一致的，为保证Cl-含量满足要求，脱硫系统的废水要及时外排。 10 石膏浆液密度 随着烟气与脱硫剂反应的进行，吸收塔的浆液密度不断升高， 通过吸收塔浆液
三、小结
从实际运行来看，国外的FGD技术大多工艺成熟，运行稳定而且具有较高的自动 化水平。但其投资及运行费用昂贵，很难在我国进行大规模推广。 对比国外的FGD技术，我国现有自主的脱硫技术仅仅局限于工业锅炉和工业窑炉 的烟气脱硫，而且效率不高，自控程度低。我国在大型燃煤电站锅炉方面，尚未 拥有成熟、经济的和大规模推广的国产化FGD技术。而我国SO2的排放控制却不容 乐观。因此，当前我们必须努力吸收消化引进的先进技术，并根据我国工业的实 际情况，开发研究拥有自己的知识产权的先进的烟气脱硫技术。
课题
----影响 FGD 脱硫效率的主要因素分析
姓名：XXX 班ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ：XXX 学号：XXX
参考文献： 《洁净的煤脱硫技术》 《Science & Technology Vision》2012 年 6 月第 17 期
一、我国环境问题及脱硫技术的现状
我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能 源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超 过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生 态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。我 们要解决以燃煤为主要来源的S02的排放污染，就要对燃煤装置加装烟气脱硫设 备。
自2012 年1 月1 日，随着火电厂最新排放标准即《火力发电厂大气污染物 排放标准》（GB13223-2003）的实行，新上FGD 项目脱硫处理后烟气中SO2的浓度 要≤100mg/Nm3。目前，我国很多地区的低硫煤供应日趋紧张，为保证SO2达标排 放，需要严格控制影响FGD 系统脱硫效率的因素。
化学成分的取样分析结果， 当密度＞1085kg ／m3 时，混合浆液中CaCO3和 CaSO4·2H2O 的浓度已趋于饱和，CaSO4·2H2O 对SO2的吸收有抑制作用， 脱硫率 会有所下降；而石膏浆液密度过低（＜1075kg ／m3 时，说明浆液中CaSO4·2H2O 的含量较低，CaCO3的相对含量升高， 此时如果排出吸收塔，将导致石膏中CaCO3 含量增高，品质降低，而且浪费了脱硫剂石灰石。因此运行中控制石膏浆液密度 在一合适的范围内（1075～1085kg ／m3），将有利于FGD 的有效、经济 运行。通过上述分析我们可以得出，对于已建脱硫项目，为保证SO2达标排放， 当燃煤条件和锅炉负荷已定的条件下，可采取的措施有： 选用粒径更小、活性更高的吸收剂 条件允许时pH 控制在上限 增加喷淋层数、吸收区高度和浆池容积 改造出力不够的氧化风机和除尘系统 增加入口省煤器，降低烟气温度 合理控制浆液密度，及时排放脱硫废水
二、影响FGD 脱硫效率的主要因素
根据脱硫系统理论研究和若干脱硫工程调试运行状况的对比分析，影响因素 有以下几个方面： 1 燃料特性 电厂使用燃料影响脱硫效率的有热值、硫含量、氯含量、灰含量、灰组成和颗粒 粒度，水分含量。其中影响最大的是热值和含硫量。除含硫量的高低直接影响系 统的脱硫效率外，在相同负荷下，热值较低耗煤量越高，FGD 入口烟气中的SO2 含量就越高。煤种中氯的含量对脱硫系统也有较大影响，因为燃煤中超过80%的 氯在燃烧时转换成HCl，而大于95%的HCl 将在FGD 装置中被吸收， 这样使得循 环浆液中含有更多的氯化物， 高浓度的氯化物会降低浆液的碱度和更具有腐蚀 性，使得吸收剂利用率降低。实验数据表明，当浆液中氯化物浓度超过50g/L， 吸收塔的传质能力（NTU）将下降30~40%，因此CL-浓度较高的吸收塔需要较高的 液气比（L/G）。如果吸收塔的NTU 和L/G 已确定，增加CL-含量则会降低脱硫效 率。 2 石灰石特性 湿法FGD 系统的脱硫效率与吸收剂的特性也有很大的关系。常用的吸收剂特性不 仅包括化学成分，也包括其反应活性。吸收剂的反应活性表示吸收剂在一种酸性 环境中的转化特性，是FGD 系统设计中的一个重要参数。决定吸收剂反应活性的 因素包括吸收剂种类、物化特性和与其反应的酸性环境。吸收剂的物化特性包括： 纯度、晶体结构、杂质含量、粒度分布、孔隙率和颗粒密度。以石灰石/石膏湿 法脱硫为例，系统中采用的吸收剂为石灰石，石灰石的细度（PSD）是一个非常 重要的设计和运行参数。由于石灰石在FGD 工艺条件下的反应性相对较低，石灰 石的PSD 决定了石灰石溶解表面积，它影响浆池PH 值与石灰石利用率之间的相 互关系。具体的说，影响脱硫效率的石灰石特性最大的是石灰石的粒径和石灰石 的硬度。石灰石的粒径决定了石灰石溶解的总表面积，而石灰石溶解的总表面积 直接影响到循环浆液的运行PH 值和吸收塔内溶解石灰石的总量，这两个变量直 接决定了脱硫效率。我国目前已投运的湿法脱硫装置中多数采用250 目，90%通 过的石灰石，也有采用325 目90%通过的细度。石灰石硬度通常用BWI（bond work index）表示，石灰石的的BWI 范围是4~14。 3 浆液的pH 值