烟气脱硫脱硝之后的含湿量是多少_百度知道
烟气脱硫脱硝之后的含湿量是多少
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烟气的湿度变大主要是由脱硫系统的洗涤引起的，而脱硝因喷入的水量较少，对含湿量影响不大。按照目前常规配置的脱硫装置，一般出口烟气不采用加热处理的方式，而是直排。直排的温度一般在40-60℃，由于热交换出口烟气中含有大量的水蒸气，而含湿量一般在10%-20%之间。
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石灰石-石膏法与半干法烧结机烟气脱硫技术比较
1 、烧结机烟气的特点
烧结原料铁矿石和燃料(如煤粉)中都含一定的单质硫或硫化物，在烧结过程中氧化生成SO2。烧结烟气的主要特点是：(1)烟气排放量大，每生产一吨烧结矿大约产生烟气; (2)烟气温度波动幅度较大，随烧结工况变化，波动范围在90～150 ℃;(3)烟气含湿量大，按体积比计算，水分含量一般在10%左右;(4)由于烧结原料含硫率关系，引起排放烟气SO2浓度随配料比的变化而发生较大的变化，一般在mg/Nm3;(5)烧结烟气含氧量高，约占10%～15%左右; (6)粉尘中含有铁及其化合物，由于使用不同的原料还可能含有微量重金属元素。(7)不稳定性，由于烧结工况波动，烟气量、烟气温度、SO2浓度经常发生变化，随机性强。
2 、烧结机烟气脱硫技术现状
针对烧结烟气的特点和特性，烧结过程SO2排放的控制方法主要为降低原料含硫量、减少原料的耗量及对烧结烟气进行治理。烟气脱硫技术是国内外钢铁企业常用控制S02排放的方法。
烟气脱硫技术主要分为半干法和湿法烟气脱硫。半干法烟气脱硫技术主要包括喷雾旋转干燥吸收工艺(SDA)、循环流化床烟气脱硫工艺(CFB)等;湿法烟气脱硫技术主要包括：石灰石-石膏湿法工艺、氨法烟气脱硫工艺、氧化镁湿法工艺等。目前国内烧结烟气脱硫技术中湿法应用最为广泛的为石灰石/石膏法;半干法应用最为广泛的为循环流化床法(CFB)。
2.1 石灰石-石膏湿法脱硫工艺
石灰石-石膏法是用石灰石浆液吸收烟气中的SO2，反应生成亚硫酸钙，在吸收塔浆池中进一步氧化为二水硫酸钙(石膏)，氧化后的石膏浆液经浓缩、脱水后生成含水量小于10%的石膏，作为商品出售。
石灰石-石膏法烟气脱硫技术是一种发展最成熟，在全球范围内广泛应用的烟气脱硫技术，脱硫效率可达95%以上。经过几十年的研究和优化，原有的结垢、堵塞和磨损等技术问题已成功解决。石灰石-石膏法通常被大型电站所采用，目前在烧结烟气、工业锅炉/炉窑的烟气脱硫中也被广泛使用。
2.2循环流化床法(CFB)半干法脱硫工艺
循环流化床烟气脱硫工艺以循环流化床为原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的烟气流化床，从而强化了脱硫吸收剂颗粒之间、烟气中SO2、SO3、HCl、HF等气体与脱硫吸收剂间的传热传质性能，同时将运行温度降到露点以上15～20℃，提高SO2与脱硫吸收剂间的反应效率、吸收剂的利用率。脱硫剂一般选用石灰或消石灰,在钙硫比为1.3～1.5的情况下，脱硫效率可达80～90%，脱硫副产物为以亚硫酸钙为主的脱硫灰渣。
3 、石灰石-石膏法与循环半干法脱硫技术比较
从烟气脱硫技术有效性分析，主要考虑脱硫效率、场地适应性。
3.1.1脱硫效率
石灰石-石膏湿法脱硫工艺脱硫率可达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少.，有利于地区和烧结厂实行总量控制。
循环流化床法半干法脱硫工艺脱硫效率一般在80~90%，要达到90%以上的脱硫效率需对应很高的钙硫比(Ca/S至少在1.5以上，远高于湿法的1.03)。
3.1.2场地的适应性
对于改造工程，场地的适应性是一个重要的考虑因素。石灰石-石膏湿法脱硫技术系统复杂，占地面积相对于以消石灰为脱硫剂的循环流化床半干法脱硫要大。如采用石灰为脱硫剂的半干法脱硫，需增加脱硫剂制备所需的石灰消化厂房，占地面积与湿法脱硫相当。
确保烟气脱硫系统的安全、稳定运行，并且不影响原烧结机的运行是脱硫技术选择必须要考虑的原则。
石灰石-石膏法烟气脱硫技术是目前技术最成熟，运行最可靠的烟气脱硫技术，脱硫装置投运率可达98%以上，并对烧结工况波动引起的烟气流量、温度、SO2浓度变化具有很好的适应性。
循环流化床半干法脱硫技术需在流化床内喷水，为脱硫反应创造最佳的反应条件，但从烧结机的运行情况来看，烧结烟气量，温度和SO2浓度一直在较大范围波动，使得流化床内喷水量很难精确调节，水量过少，则反应效率降低;水量过多，会导致流化床内物料粘结和出口烟气带水，并造成后续除尘器的腐蚀、堵塞，影响系统的正常运行。同时，烟气量的波动也会影响到脱硫塔内的流化状态发生改变，影响脱硫效率和系统稳定运行。
对于经济性，主要考虑投资费用、运行费用及副产物的处理利用。
3.3.1投资费用
目前，石灰石-石膏法已普遍取消了烟气再热系统(GGH)，为了防止脱硫后湿烟气对烟囱腐蚀带来的不利影响，采用脱硫塔+直排烟囱或对原烟囱进行防腐处理的措施。同时主要设备都已实现国产化，这样大大降低了湿法脱硫的投资费用。石灰石-石膏法总体投资费用已与循环流化床半干法脱硫相差不大。
3.3.2运行费用
石灰石-石膏法脱硫剂为石灰石，原料易得，且价格便宜。循环流化床半干法的脱硫剂为石灰或消石灰，如用石灰作为脱硫剂，需经干式消化器反应后生成消石灰才能使用。只有高品质的石灰活性(T60≤4min，加水后温度升高60℃不超过4分钟)才能满足循环流化床半干法烟气脱硫的要求上使用，因此半干法对脱硫剂的品质要求大大高于湿法。
湿法脱硫中Ca/S一般在1.03左右，而半干法脱硫要达到90%的脱硫效率Ca/S要大于1.5，加上石灰的单价也高于石灰石，导致半干法脱硫剂消耗的费用很高。
烧结机烟气中SO2浓度并不高，在影响湿法脱硫电耗最大的指标液气比的取值上，也不需取高液气比。对烧结机烟气脱硫来说，在不考虑增压风机情况下，石灰石-石膏法脱硫系统运行电耗要高于半干法脱硫(半干法为湿法的60%左右)。但半干法脱硫为满足粉尘排放的要求，脱硫后必须配置布袋除尘器，加上塔体本身的阻力和烟道的阻力，系统总阻力损失在3800Pa以上，大大高于湿法脱硫的Pa。湿法烟气脱硫加上前置的除尘系统能耗后，总能耗与半干法烟气脱硫系统相差不大。
石灰石-石膏法脱硫系统的水耗包括蒸发水、结晶水、石膏中的自由水以及废水等;半干法烟气脱硫系统的水耗主要用于石灰消化以及烟气增湿提高反应速率。一般情况下，半干法脱硫系统水的消耗为湿法脱硫系统的60~70%，但水耗在整个运行费用中所占的比例不高。
3.3.3副产物的处理
石灰石-石膏烟气脱硫中副产物为石膏，其品质高，可作为水泥缓凝剂及石膏板材的原料，石膏出售产生的效益可抵消大部分脱硫剂石灰石的费用。循环流化床半干法的脱硫灰渣主要成分是亚硫酸钙、飞灰、硫酸钙、未完全反应完的消石灰粉等，尚无可靠的大规模利用的方法，经济价值低于石膏，远不能抵消脱硫剂石灰/消石灰的费用。
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湿法烟气脱硫GGH压差高问题探讨及对策
　　摘要：大唐淮北发电厂五期脱硫GGH换热器的结垢、堵塞现象已严重影响了脱硫系统的经济安全运行。通过对GGH清洗和更改运行方式，可以有效的减轻GGH压差现象的发生。本文对GGH压差高做出了详细分析，制定了改造措施。通过系统的分析和改造措施，力求提高脱硫的经济性和安全性，达到国家的环保要求。中国论文网 /8/view-3275747.htm　　关键词：湿法烟气 压缩空气 GGH 结垢1引言　　大唐淮北发电厂五期技改1×670t/h锅炉配置一套全烟气量处理的石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置。在湿法脱硫工艺环节，经过吸收塔洗涤后的烟气温度在47℃左右，烟气温度比较低，如果不装设烟气换热器（gas-gas-heater,GGH），会在烟囱冒出白烟，不利于烟气散开，影响环境。一般都会在脱硫中设置烟气换热器（gas-gas-heater,GGH）来将烟气的温度升高，排放到大气中。大唐淮北发电厂烟气换热器（gas-gas-heater,GGH）是采用29.5GVN435型号的回转式烟气换热器，换热面积17835m2，GGH配有JETBLOWER类型吹灰器以及高压冲洗水系统、低压冲洗水系统。　　2脱硫设备运行中GGH差压高的问题和相应对策　　2.1脱硫GGH最初运行时，两端压差为200Pa-300Pa左右，每天保证每班吹扫一次，每次45分钟，吹扫压力0.5Mpa。用高压冲洗水清扫，持续时间大约4小时，压差上升缓慢，设备正常运行。但自2011年以来，GGH投运一个月两侧差压就上升到1000Pa左右，增压风机电流上升到150A。高压水冲洗改为每周一次，增加冲洗次数，冲洗后压差下降到600-800Pa。但48小时后压差又继续升高，再用高压水冲洗效果就不是很好，并且压差较以往上升的要快，达到1000Pa左右。后来发展到压差只增不减，高压水冲洗已没有明显效果。严重时 ，因GGH压差高，增压风机无法有效克服系统阻力，导致高负荷期间经常性地出现减负荷的方式，来保证脱硫系统的安全运行，随着脱硫GGH正常运行时间越来越短，已直接影响机组经济运行和环保指标。　　利用#8机组停运时机，打开人孔门检查GGH，发现GGH换热器结垢、堵塞严重，靠中心半径约1.5-2m范围已完全堵塞。现场情况如图1所示：　　　　　　　　　　　　　　　　GGH表面结灰及内部换热片结垢情况严重。　　2.2 GGH差压高的形成机理　　在原烟气中含有大量金属氧化物,如MgO、ZnO、MnO、CuO等，对SO2均有吸收能力。一般认为, SO2溶于水形成亚硫酸，温度升高时,反应平衡向左移动SO2同氧化剂反应生成SO3。在催化剂的作用下,可加速SO2氧化成SO3反应,在与含水量大的烟气接触时（SO3+H2O+H2SO4），此时再与原烟气中的MgO、ZnO、MnO、CuO反应将生成坚硬的固体结垢MgSO4、ZnSO4等坚硬的固体结垢。SO2极易与碱性物质发生化学反应,形成亚硫酸盐,碱过剩时生成正盐,SO2过剩时形成酸式盐。亚硫酸盐不稳定,可被烟气中残留的氧气氧化成硫酸盐。在GGH净烟气侧,由于净烟气带石灰石浆液以及少量石膏等化学物质。在通过GGH时粘附在GGH换热元件上,当GGH净烟气侧换热片转到原烟气侧时,与原烟气中的SO2发生化学反应生成软垢,当SO2过剩时形成CaSO4·2H2O。这样就形成了大量的粘稠的浓酸液，这些酸液不仅腐蚀GGH换热元件和壳体，还会粘附大量烟气中的飞灰。这样会造成GGH热交换元件积灰结垢，流通面积变小，从而造成压差升高。　　3 原因分析及对策　　3.1 结垢实样的化验　　通过了解垢样的酸碱度；主要化学成分；溶解性及溶解度特性，为我们寻找较佳的溶剂种类提供了理论依据。该溶剂最好能水溶,以方便在水洗受热面时加入。经过取样化验分析可以知道垢样主要成分是硅酸盐和硫酸盐的复合难溶化合物。用一般化学药剂很难清除。　　3.1.1对于垢样的化学清洗　　大唐淮北发电厂通过对垢样的化学分析，对化学清洗剂进行了筛选和配置，经过大量的溶垢实验和腐蚀性能实验后，开发研制了HB-I喷淋型清洗剂。得到了很好的效果。　　3.2GGH运行中吹扫问题　　淮北发电厂目前对GGH进行吹灰的设备是压缩空气和高压水。虽然理论上是有效的，但在现实运行中，对GGH有效吹扫还是比较难的。　　（1）压缩空气压力比较低，淮北发电厂两台脱硫空压机用的是英格索兰厂家生产风冷式空压机，流量30.2m3/min ,压力1.0Mpa。在日常运行中吹扫时间和流量不足，压力也偏低（0.5Mpa），吹扫效果低。　　（2）高压冲洗水喷头和压缩空气喷头容易被飞灰堵塞。　　3.2.1解决问题的方法　　通过改造和运行，我们进行如下的改进：　　（1）运行由每班吹扫一次，每次45分钟，吹扫压力0.5Mpa改为每两小时一次，每次50分钟，吹扫压力提高到0.7Mpa。　　（2）对高压冲洗水的管理，原来是压差大或连续运行时间长时，用高压冲洗水清扫，持续时间大约4小时。但冲洗后，冲洗的频率缩短。改为一个月一次，清扫后用压缩空气吹干。　　（3）加强CEMS系统烟尘含量的在线监测，控制飞灰的高含量进入GGH。　　4结论　　GGH压差高的原因很多，从设计，设备，运行，维护，来减少压差，是可行的。目前大唐淮北发电厂通过各种改造以及运行整改措施,已经达到一定的效果，大大增加了GGH的正常投运时间。GGH每天保证12次压缩空气吹灰，每月一次高压冲洗水吹灰。2个月后GGH压差上升缓慢，为300Pa-400Pa左右。已基本解决GGH运行周期短、堵塞严重等问题，保证了脱硫长期运行，并大量节约厂用电。但是问题仍然存在,还需要做进一步的研究和改造。GGH压差高,是各电厂石灰石-石膏湿式烟气脱硫的一个普遍存在和共同关注的问题。尽快解决这个问题,对电厂的GGH换热器的正常运行有很大帮助。　　参考文献:　　[1]曾庭华，杨华，廖永进，郭斌《湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行》 中国电力出版社（2008）　　[2]夏侯国伟，朱志平《辅控集控设备及运行》 中国电力出版社（2009）　　[3]钟毅,高翔,霍旺 《湿法烟气脱硫系统气-气换热器的结垢分析》 浙江大学动力工程（2008）
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