燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策 1 总则 1.1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90% 以上,为推动能源合理利用、 经济结构调整和产业升级,控制燃煤造成的二氧化硫大量排放,遏制酸沉降污染恶化趋势,防 治城市空气污染,根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五 年计划纲要》的有关要求,并结合相关法规、政策和标准,制定本技术政策。 1.2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10% ,“两控 区”二氧化硫排放量减少20%,改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。 1.3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开 发应用,并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。 1.4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有 显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”,及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周 边省、市和地区。 1.5 本技术政策的总原则是:推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及 末端治理相结合的综合防治措施,根据技术的经济可行性,严格二氧化硫排放污染控制要求, 减少二氧化硫排放。 1.6 本技术政策的技术路线是:电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的,应安 装烟气脱硫设施;中小型工业锅炉和炉窑,应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其 它清洁能源;城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。 2 能源合理利用 2.1 鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用,逐步改善和优化能源结构。 2.2 通过产业和产品结构调整,逐步淘汰落后工艺和产品,关闭或改造布局不合理、污染严重 的小企业;鼓励工业企业进行节能技术改造,采用先进洁净煤技术,提高能源利用效率。 2.3 逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例,清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工 业燃烧设施。 2.4 城镇应统筹规划,多种方式解决热源,鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式;城市市区 应发展集中供热和以热定电的热电联产,替代热网区内的分散小锅炉;热网区外和未进行集中 供热的城市地区,不应新建产热量在2.8 MW 以下的燃煤锅炉。 2.5 城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在O.7 MW 以下采暖炉应禁止燃用原煤,提倡使 用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料,并应同时配套高效炉具。 2.6 逐步提高煤炭转化为电力的比例,鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施,变输煤为 输电。 2.7 到2003年,基本关停50 MW 以下(含50 MW)的常规燃煤机组;到2010年,逐步淘汰不 能满足环保要求的100 MW 以下的燃煤发电机组(综合利用电厂除外),提高火力发电的煤炭 使用效率。 3 煤炭生产、加工和供应 3.1 各地不得新建煤层含硫份大于3%的。矿井。对现有硫份大于3%的高硫小煤矿,应予关闭。对现有硫份大于3% 的高硫大煤矿,近期实行限产,到2005年仍未采取有效降硫措施、或 无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户的,应予关闭。 3.2 除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外,对新建硫份大于1.5 %的煤矿,应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2% 的煤矿,应补建配套煤炭洗选 设施。 3.3 现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力,加大动力煤的人洗量。 3.4 鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造,提高选煤除硫率。 3.5 鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备,提高选煤除硫率。 3.6 鼓励煤炭气化、液化,鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。 3.7 煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等 措施降低二氧化硫的排放。 3.8 低硫煤和洗后动力煤,应优先供应给中小型燃煤设施。 4 煤炭燃烧 4.1 国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料 的规定>,划定禁止销售、使用高污染燃料区域(简称“禁燃区”),在该区域内停止燃用高污染燃 料,改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。 4.2 在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下,小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉 应优先采用固硫型煤,禁止原煤散烧。 4.3 民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术,在特殊地区可应用以烟煤、褐 煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。 4.4 在城市和其它煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤炉前成型技术或集中配煤集 中成型技术,并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。 4.5 鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术 问题。 4.6 城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉,产热量7 MW 的热效率 应在80%以上,产热量<7 MW 的热效率应在75%以上。 4.7 使用流化床锅炉时,应添加石灰石等固硫剂,固硫率应满足排放标准要求。 4.8 鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气一蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。 5 烟气脱硫 5.1 电厂锅炉 5.1.1 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。 5.1.2 电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是: 1)新、扩、改建燃煤电厂,应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施,实现达标排放,并满足 SO2排放总量控制要求,烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。 2)已建的火电机组,若So2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)大于1O年(包括l0年)的,应补建烟气脱硫设施,实现达标排放,并满足8o2 排放总量控制要求。 3)已建的火电机组,若S 排放未达排放标准或禾达到排放总量许可要求、剩余寿命(按 照设计寿命计算)低于10年的,可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施,实现 达标排放,并满足So2排放总量控制要求。否则,应提前退役停运。 4)超期服役的火电机组,若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求,应予以淘汰。 5.1.3 电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是: 1)燃用含硫量2%煤的机组、或大容量机组(200 MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时, 宜优先考虑采用湿式石灰石一石膏法工艺,脱硫率应保证在90%以上,投运率应保证在电厂 正常发电时间的95%以上。 2)燃用含硫量<2%煤的中小电厂锅炉(<200 MW),或是剩余寿命低于10年的老机组 建设烟气脱硫设施时,在保证达标排放,并满足SO2排放总量控制要求的前提下,宜优先采用 半干法、干法或其它费用较低的成熟技术,脱硫率应保证在75%以上,投运率应保证在电厂正 常发电时间的95%以上。 5.1.4 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置,并与环保行政 主管部门的管理信息系统联网。 5.1.5 在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上,应同时掌握其设计、制造和运行技术,各地应 积极扶持烟气脱硫的示范工程。 5.1.6 应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司,逐步提高其工程总承包能 力,规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。 5.2 工业锅炉和窑炉 5.2.1 中小型燃煤工业锅炉(产热量<14 MW )提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配 备湿法除尘的,可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺: 1)燃中低硫煤锅炉,可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺; 2)燃中高硫煤锅炉,可采用双碱法工艺。 5.2.2 大中型燃煤工业锅炉(产热量14 MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床 锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气脱硫技术。 5.2.3 应逐步淘汰敞开式炉窑,炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采 用烟气脱硫技术。 5.2.4 大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装二氧化硫和烟尘在线监测装置。 5.3 采用烟气脱硫设施时,技术选用应考虑以下主要原则: 5.3.1 脱硫设备的寿命在15年以上; 5.3.2 脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置; 5.3.3 脱硫产物应稳定化或经适当处理,没有二次释放二氧化硫的风险; 5.3.4 脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置; 5.3.5 投资和运行费用适中; 5.3.6 脱硫设备可保证连续运行,在北方地区的应保证冬天可正常使用。 5.4 脱硫技术研究开发 5.4.1 鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。 5.4.2 鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。 5.4.3 鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。 6 二次污染防治 6.1选煤厂洗煤水应采用闭路循环,煤泥水经二次浓缩,絮凝沉淀处理,循环使用。 6.2 选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用,供锅炉集中燃烧并高效脱硫,回收硫铁矿等有用组份, 废弃时应用土覆盖,并植被保护。 6.3 型煤加工时,不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。 6.4 建设烟气脱硫装置时,应同时考虑副产品的回收和综合利用,减少废弃物的产生量和排 放量。 6.5 不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放,应集中进行安全填埋处置,并达到相应的填 埋污染控制标准。 6.6 烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环,减少外排;脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产 生的工艺水应循环使用。 6.7 烟气脱硫外排液排人海水或其它水体时,脱硫液应经无害化处理,并须达到相应污染控 制标准要求,应加强对重金属元素的监测和控制,不得对海域或水体生态环境造成有害影响。 6.8 烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。 6.9 烟气脱硫副产品用作化肥时其成份指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准,并不得 对农田生态产生有害影响。
有点悬。要考虑喷淋喷头所要求的最低工作压力是?然后还要考虑管道的耗损。
第十届全燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技术十五烟气脱硫脱氮技术创新与发展交漉 -351? 脱硫吸收塔浆液循环泵汽蚀周立 (许继联华际环境工程限责任公司北京 100085) 摘要循环泵汽蚀湿脱硫工艺经现并没引起重视本文汽蚀原理析循环 泵汽蚀极容易发指避免汽蚀现象发些措施 石灰石石膏烟气脱硫工艺循环泵工作效率关系吸收塔内浆液喷淋效影响脱硫效率耗电量通循环泵腐蚀磨蚀比较注意循环泵汽蚀现象容易发现没 引起足够重视我脱硫作业发现循环泵叶轮叶片现些坑坑点点损坏现象循环泵电流降脱硫效率降低经仔细析认汽蚀作用比较同存腐蚀、磨蚀现象 加重循环泵叶轮叶片损坏我必须循环泵汽蚀作认真研究避免或者减轻汽蚀现象发 、汽蚀机理 汽蚀现象水泵内液体流通水汽化汽泡汽泡再凝结水程水泵流通金属表面破坏种现象称汽蚀或空蚀 标准气压水加热100℃沸腾产量气泡容器内压力于标准 气压降低定温度水沸腾例水温50℃水面压降12.3 kPa水 始汽化沸腾水面压力升于12.3 kPa水停止汽化沸腾所水汽 温度定通变化压力互相转化 循环泵运转程泵各处流速压力变化巨叶轮进浆处压力低浆液温度50℃浆液压力于或等于12.3 kPa浆液汽化形许细 汽泡些汽泡附着叶轮叶片泵壳内壁同溶解浆液SO:、0:、CI等腐蚀性 气体压力降低逸些气体腐蚀性极强由于吸收塔内浆液加入量氧化空气 所吸收塔内充满量空气汽泡石膏石灰石浆液混合液体进入循环泵前已经充满气体更加利于汽化现象发 浆液SO:、0:、CI气体总压力(气体汽体)等于101.33 kPa溶解于lOOg水气体质量:S02:6.47 种强腐蚀性气体 循环泵叶轮边缘泵体内压力低高切换点浆液瞬间形许蒸汽气体混合 气泡气泡随水流达压力较高区域汽泡急剧凝结消失同汽泡周围浆液 高速度填充汽泡空间 汽泡产消失间极短估计段间叶轮叶片进口处浆液相速度30m/ S叶轮叶片汽蚀破坏部位与叶片进口边距离3cm汽泡产消失间约0.001S 汽泡短暂间内消失产强水锤压强局部压强达200MPa高瞬 冲击压强作用叶轮叶片足使表面微观裂缝处产破坏作用同汽泡SO:、 0:、CI等腐蚀性气体借助汽泡凝结及气体压强产热量加快叶轮叶片表面化 腐蚀破坏作用所叶轮叶片表面首先现坑坑点点点蚀损坏现象g;02:0.0031 g;CI:0.459 g浆液s02、cI气体含量于02含量 ?352? 十五烟气脱硫脱氮技术创新与发展交流(2007) 二、循环泵产汽蚀现象 2.1循环泵流部件产破坏作用汽蚀破坏严重叶轮及叶轮叶片部件叶轮口环间隙处产汽蚀破坏现象 2.2产噪声振 汽蚀发汽泡破灭产各种频率噪声炒豆燥裂声同机组振 现象 2.3循环泵效率降 循环泵汽蚀严重由于浆液量汽泡实际改变浆液密度叶片表面充满汽 泡造脱流造泵实际扬送充满汽体浆液单纯浆液使循环泵功率、扬程 效率均迅速降图所示: 三、汽蚀界限Pn 3.1、泵汽蚀余量NPSH 泵汽蚀余量Ahr由泵本身特性决定 表示泵本身抗汽蚀性能参数与泵本身设 计、制造泵使用转速关泵汽蚀余量Ahr越低说明泵抗汽蚀性能越反泵 抗汽蚀性能越差 3.2、装置汽蚀余量NPSH:图1Q 装置汽蚀余量由外界吸入装置特性决定 汽蚀特性曲线影响 表示装置汽蚀性能参数(例吸收塔浆液循环泵吸装置装置汽蚀余量由塔内液 面高度及管道系统阻力所决定)装置汽蚀余量越高泵越容易汽蚀反泵越容易 汽蚀 3.3、泵产汽蚀界限: 泵产汽蚀界限泵汽蚀余量NPSH等于装置汽蚀余量NPSH装置汽蚀余量低等 于泵汽蚀余量NPSH泵经始汽蚀换言泵汽蚀余量高等于装置汽蚀余量泵已始汽蚀 四、装置汽蚀余量计算使循环泵发汽蚀装置汽蚀余量(NPSH)必须于泵汽蚀余量(NPSH) 安全应增加1m安全余量即:NPSH≥NPSH+1 m 装置汽蚀余量指泵入口处单位重量液体所具高于汽化压力能能量影响循环泵装 置汽蚀余量条件:吸收塔内浆液高度与循环泵入口高度差泵lZl管道直径、度、形 式、阀门入口管道内壁光洁度绝标高浆液温度及浆液汽体含量汽泡 等 泵汽蚀余量循环泵结构设计参数所决定由泵厂商泵试验确定 装置汽蚀余量计算式: NPSH=(H砒m—H)/10pp+Hs 式:H——泵安装点环境压力kPa; H——浆液汽化压力kPa; 第十届全燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技术十五烟气脱硫脱氮技术创新与发展交流 ‘353? Hs——泵入口总水m; pp——浆液密度t/m3 泵入口总水计算式:H=Zl~Hnl—Hii z——循环泵实际提升高度(吸收塔内浆液面与循环泵线差)m; H.——循环泵进口管段沿程水损失m; Hii——循环泵进口管段局部水损失m;Hnl=f×L/D×V2/29 F——泵进口管内壁摩擦系数; L——泵进口管量度lIl; D——泵进口管内径in; V——泵进口管浆液流速m/s; g——重力加速度g=9.81m/s2;Hii=H^HB—Hc—HD HA——泵进口管滤网水损失in; H——泵进口管蝶阀水损失m; H——泵进I=I管收缩段水损失m; H——泵进I=I管与吸收塔接型式水损失m; 五、泵汽蚀余量计算泵汽蚀余量计算式:NPSH=V02/29+hW02/29 由泵汽蚀余量计算公式看减少泵汽蚀余量提高泵汽蚀性能应该采取措施: 降低泵转速采用低转速泵 入值采用求导式取值点加叶轮进口直径符合KO值4.5—5.5间高汽蚀余量泵 增加叶片进口宽度减VoWo 增加盖板进口部曲率半径采用两段圆弧设计减低Vo值叶片数量少排挤系数 叶片进口冲角保证效率情况采用冲角 叶片进口采用自流线角度流体阻力 加平衡孔设计进口压力平衡减泄流量 采用能耐酸腐蚀、耐磨蚀、强度高、韧性金属材料际内通用材料:A49(双 相耐磨白口铁)或1.4517、1.4460、1.4539、1.4529等双相钢采用衬胶式均表现 比较良耐腐蚀、耐磨损性能 六、循环泵汽蚀实例计算某600MW机组脱硫吸收塔循环泵浆液输送量9800m3/h吸收塔浆液面与泵进121差9.6m进口管直径1.2m进121管几何度6.26m石膏浆液比重1.15 t/m3循环泵必需汽 蚀余量NPSH=8.7 m m 根据标高Hatm90 kPaHvap13 kPaPP1.15 t/m3经计算Hs=9.7 十五烟气脱硫脱氮技术创新与发展交流(2007) NPSH=(Hatm—Hvap)/10pp+Hs=(90—13)/10×1.15+9.7=15.7 由于NPSH+1=8.7+1=9.7m m 该泵装置汽蚀余量于泵汽蚀余量加l米数值满足汽蚀余量要求发汽蚀现象 七、循环泵避免汽蚀现象措施改进循环泵内部结构参数 循环泵进口管道适加粗减少弯曲变径改进管道与吸收塔接口形式 减少循环泵进口管道度 调试及产降低吸收塔低液位使用频率保持液位操作保持较高装置汽蚀余量与泵汽蚀余量差值 吸收塔内氧化空气管口尽量设计较高位置减少浆液空气含量 石灰石进入制浆前设筛或者滤装置提高石灰石纯度减少石灰石SiO:及异物避免进入吸收塔内造循环泵叶轮叶片损坏 石膏排放泵口设滤器往塔内输净化石膏浆液减少SiO:及异物浆液 循环减少泵损坏 脱硫装置始运行严格检查烟道及浆液系统杂质异物 使用质量良浆液喷减少破损喷泵损伤 八、结论湿脱硫工程循环泵极容易形汽蚀循环浆液充满量氧化空气、浆液温度较高 关同浆液量腐蚀性气体加剧循环泵叶轮叶片破坏循环泵外部配置设计应 充注意改善各种装置外部条件避免汽蚀发泵产厂商要求浆液泵研制产 采取专门防范措施避免汽蚀、腐蚀、磨蚀泵损伤参考文献 《选矿设计手册》冶金工业版社 《水泵原理、运行维护与泵站管理》化工业版社 《锅炉设计手册》机械工业版社 《化析手册》化工业版社 脱硫吸收塔浆液循环泵汽蚀作者: 作者单位: 周立 许继联华际环境工程限责任公司,北京,100085 相似文献(10条) 1.议论文 王乃华.鲁毅 石灰石/石膏湿烟气脱硫金属浆液循环泵产化研究及实践 2006 本文介绍襄樊五二五泵业限公司功发烟气脱硫金属浆液循环泵关情况.包括:泵水力模型、结构、机械密封、材料研究,经工业 性考核鉴定该泵已达际先进水平,完全实现我火电机组湿脱硫装置各种金属浆液循环泵产化. 2.议论文 孙克勤.徐海涛.徐延忠 利用自主工艺包实施WFGD核设备产化 2004 本文石灰石-石膏湿烟气脱硫关键设备吸收塔浆液输送及配系统——浆液循环泵及FRP喷林管道进行产化研究及工程实施程进行介绍 试验数据表明,由江苏苏源环保工程股份限公司与连云港复连众复合材料集团公司联合发FRP喷淋管道及与石家庄泵业集团限公司联合发 流量浆液循环泵完全满足600MW等级火电厂湿烟气脱硫工程需要,部指标已达或接近世界先进水平,两项设备已功应用于太仓港环保发电 限公司二期烟气脱硫工程,其功发推我烟气脱硫技术及装备产化产深远意义 3.议论文 龙辉.钟明慧 影响600MW机组湿烟气脱硫厂用电率主要素析 2005 针影响600MW机组湿式石灰石—石膏脱硫岛厂用电率主要素,煤收基硫高低、烟气量、采用同脱硫设备等脱硫厂用电率 影响进行详细析,结论应根据工程具体煤种情况核算硫系统主要6kV设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)轴功率,初步 设计(预设计)阶段能现厂用电率计算,完湿式石灰石—石膏脱硫岛硫部厂用变容量选择. 4.议论文 王乃华 石灰石(石灰)/石膏湿烟气脱硫装置用泵及其产化 2003 实现石灰石(石灰)/石膏湿烟气脱硫装置用泵产化,满足市场用泵需求,襄樊五二五泵业限公司根据输送浆液腐蚀磨蚀特性,引进技术 基础进行量研发工作,并取良应用业绩,实现烟气脱硫装置吸收塔循环泵、各种渣浆泵、轴液泵及搅拌机等种设备产化. 5.议论文 朱晨曦.吴志宏 烟气脱硫浆液循环泵产化研究 2006 本文介绍湿烟气脱硫装置(WFGD)脱硫浆液循环泵产化研究程转化产品并应用于实际工位达设计参数要求同填补 内湿脱硫型石膏浆液循环泵(合金泵)空白突破与掌握脱硫型浆液循环泵创新技术关键技术 6.议论文 黄河 FGD浆液循环泵叶轮叶片断裂原析及防范措施 2008 针石灰石-石膏湿脱硫系统浆液循环泵保证寿命期内叶轮叶片断裂现象探讨其断裂素结合断金相组织析、断面能谱扫描 电镜析结提该位置断裂原及防范措施 7.期刊论文 赵芳.黄魁 烟气湿脱硫优化运行讨论 -科技信息2009,""(34) 析烟气湿脱硫系统运行特性发,提合理控制吸收塔内浆液pH值、石膏浆液密度石灰石粉颗粒度,优化浆液循环泵运行,加强烟 气、废水系统管理等控制策略.结合脱硫单耗调控、能耗排序优化、入炉煤合理掺混,并结合系统设备改造与完善,终达优化运行目. 8.期刊论文 周祖飞.ZHOU Zu-fei 燃煤电厂烟气脱硫系统运行优化 -浙江电力2008,27(5) 介绍燃煤电厂石灰石-石膏湿脱硫系统运行优化研究,主要内容吸收塔浆液pH值控制核脱硫化反应工艺细调,增压风机 GGH等设备及系统运行式调整优化,及循环泵节能组合投运等提高脱硫运行经济性措施. 9.议论文 龙辉.于永志 影响600MW机组湿烟气脱硫装置厂用电率主要素析 2006 针影响600MW机组湿式石灰石-石膏脱硫岛厂用电率主要素,煤收基硫高低、烟气量、采用同脱硫设备等脱硫厂用电率影 响进行详细析,内现设计600MW机组采用湿烟气脱硫工艺,设计煤种高热值,低硫(硫低于%),并且脱硫烟气系统设GGH或设GGH ,脱硫厂用电率%~%;采用低热值,高水设计煤种,脱硫厂用电率%.采用高硫(硫高于4%)、等热值煤种,脱硫厂用 电率高达%.应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等主要设备)轴功率,初 步设计阶段核算脱硫部厂用电率,完湿式石灰石-石膏脱硫岛脱硫部厂用变容量选择. 10.位论文 杜谦 并流序降膜组脱除烟气SO程研究 2004 前湿烟气脱硫技术占主导位喷雾型石灰石—石膏烟气脱硫.喷雾型吸收塔具许优点,存些问题.喷雾要求,循 环泵能耗较、喷嘴要求高;雾滴气体包夹,脱水除雾困难,塔内难实现高气速,且烟气带水尾部设备腐蚀较严重等.随着脱硫程深入解 ,吸收塔内化程能控制,结垢问题基本解决.本文针喷雾型吸收塔存问题及塔内结垢问题解决基础,提新型并流 序降膜式湿烟气脱硫工艺,旨利用降膜反应器系列优点,塔内降膜能提供充效气液接触反应面,种高效气液反应器;塔内气、液 膜互贯通,防止脱硫烟气携带雾滴,省却除雾器,简化系统设备,同减轻尾部设备腐蚀;塔内能实现高气速,缩塔体;塔内气相压降 ,降膜通布液器采用溢流式形,且实现低液气比,系统能耗低等特点,降低脱硫装置投资及运行本;同本文旨利用并流序降膜塔内气、 液接触表面积相已知,种良研究脱硫程机理反应器特点,湿式石灰石-石膏脱硫程进行比较准确研究,便更深入解湿脱 硫程,合理设计运行脱硫设备提供理论依据.本文新型并流序降膜式湿烟气脱硫程进数值模拟,并模拟结与试验结进行比较 析.结表明,模型能较准确并流降膜式湿烟气脱硫程进行模拟,能较准确系统脱硫率、浆液剩余石灰石含量及各离浓度进行预测.
第十一届全国燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技术“十一五”烟气脱硫脱氮技术创新与发展交漉会 -351? 脱硫吸收塔浆液循环泵的汽蚀周立年 (许继联华国际环境工程有限责任公司,北京 100085) 摘要循环泵的汽蚀在湿法脱硫工艺经常出现,但并没有引起重视。本文从汽蚀原理上分析出循环 泵汽蚀极容易发生,指出了避免汽蚀现象发生的一些措施。 石灰石一石膏法烟气脱硫工艺中,循环泵的工作效率关系到吸收塔内浆液喷淋效果,影响到脱硫效率和耗电量。通常对循环泵的腐蚀和磨蚀比较注意,循环泵的汽蚀现象不容易发现而没有 引起足够的重视。我们在脱硫作业中发现循环泵叶轮叶片出现一些坑坑点点损坏现象,循环泵电流下降,脱硫效率降低,经过仔细分析认为是汽蚀作用比较大,同时存在的腐蚀、磨蚀现象,也 加重了循环泵叶轮叶片的损坏。为此,我们必须对循环泵的汽蚀作认真的研究,避免或者减轻汽蚀现象的发生。 一、汽蚀机理 汽蚀现象是当水泵内液体流通时水汽化成汽泡,汽泡再凝结成水的过程中,对水泵流通金属表面的破坏,这种现象称为汽蚀或空蚀。 在一个标准大气压时,水加热到100℃会沸腾,产生大量气泡。当容器内压力小于一个标准 大气压时,降低一定温度水也会沸腾。例如,当水温在50℃时,水面上的压降到12.3 kPa,水 会开始汽化而沸腾,当水面上的压力升到大于12.3 kPa时,水就会停止汽化沸腾。所以水和汽 在温度一定时,通过变化压力可以互相转化。 循环泵的运转过程中,泵各处的流速和压力变化巨大,在叶轮进浆处压力最低。这个地方的浆液温度为50℃,当这个地方浆液压力小于或等于12.3 kPa时,浆液就会汽化,形成许多细小 的汽泡,有些汽泡会附着在叶轮叶片和泵壳内壁上,同时溶解在浆液中的SO:、0:、CI等腐蚀性 气体会因为压力降低而逸出,这些气体腐蚀性极强。由于吸收塔内浆液加入了大量的氧化空气, 所以吸收塔内是一个充满大量空气汽泡的石膏一石灰石浆液混合液体,在进入循环泵之前,已经充满了气体,更加有利于汽化现象发生。 浆液中SO:、0:、CI气体在总压力(气体和汽体)等于101.33 kPa时溶解于lOOg水中的气体质量为:S02:6.47 是一种强腐蚀性气体。 循环泵叶轮边缘是泵体内压力最低和最高的切换点,浆液中瞬间形成许多蒸汽和气体混合的 小气泡,当小气泡随水流到达压力较高区域时,汽泡急剧凝结而消失,同时,汽泡周围的浆液以 很高的速度填充汽泡空间。 从汽泡产生到消失,时间极短。估计这段时间,如叶轮叶片进口处浆液的相对速度为30m/ S,叶轮叶片汽蚀破坏部位与叶片进口边的距离为3cm,汽泡从产生到消失的时间约为0.001S。 汽泡在短暂的时间内消失,会产生很强的水锤压强,局部压强可达到200MPa以上,这样高的瞬 时冲击压强作用在叶轮叶片上足以使表面上微观裂缝处产生破坏作用。同时,汽泡中的SO:、 0:、CI等腐蚀性气体,也会借助汽泡凝结及气体压强而产生的热量,加快叶轮叶片表面的化学 腐蚀破坏作用。所以叶轮叶片表面首先出现坑坑点点的“点蚀”损坏现象。g;02:0.0031 g;CI:0.459 g。浆液中s02、cI气体含量大于02含量, ?352? “十一五”烟气脱硫脱氮技术创新与发展交流会(2007) 二、循环泵产生汽蚀的现象 2.1对循环泵过流部件产生破坏作用汽蚀破坏最严重的是叶轮,及叶轮上的叶片部件,叶轮口环间隙处会产生汽蚀破坏现象。 2.2产生噪声和振动 汽蚀发生时,会有汽泡的破灭产生的各种频率的噪声,如炒豆子的燥裂声,同时机组会有振 动现象。 2.3循环泵效率下降 循环泵汽蚀严重时,由于浆液中有大量汽泡,实际上改变了浆液的密度,叶片表面充满了汽 泡,造成脱流,造成泵实际扬送的充满汽体的浆液,而不是单纯的浆液,使循环泵的功率、扬程 和效率均会迅速下降,如图所示: 三、汽蚀的界限Pn 3.1、泵汽蚀余量NPSH, 泵汽蚀余量Ahr是由泵本身的特性决定的, 是表示泵本身抗汽蚀性能的参数,与泵本身的设 计、制造和泵的使用转速有关。泵的汽蚀余量Ahr越低,说明泵的抗汽蚀性能越好,反之,泵 的抗汽蚀性能越差。 3.2、装置汽蚀余量NPSH。:图1Q 装置汽蚀余量是由外界的吸入装置特性决定 汽蚀对特性曲线的影响 的,是表示装置汽蚀性能的参数,(例如吸收塔浆液循环泵吸人装置的装置汽蚀余量是由塔内液 面高度及管道系统阻力所决定的)。装置汽蚀余量越高,泵越不容易汽蚀,反之,泵越容易 汽蚀。 3.3、泵产生汽蚀的界限: 泵产生汽蚀的界限是泵汽蚀余量NPSH,等于装置汽蚀余量NPSH。。当装置汽蚀余量低到等 于泵汽蚀余量NPSH,时,泵就己经开始汽蚀,换言之,泵的汽蚀余量高到等于装置汽蚀余量时,泵就已开始汽蚀。 四、装置汽蚀余量计算为使循环泵不发生汽蚀,装置汽蚀余量(NPSH。)必须大于泵的汽蚀余量(NPSH,),为了 安全还应增加1m的安全余量即:NPSH。≥NPSH,+1 m 装置汽蚀余量是指泵入口处单位重量液体所具有的高于汽化压力能头的能量。影响循环泵装 置汽蚀余量的条件有:吸收塔内浆液高度与循环泵入口高度之差,泵人lZl管道直径、长度、形 式、阀门,入口管道内壁光洁度,当地绝对标高,浆液温度,以及浆液中汽体含量和汽泡大 小等。 泵的汽蚀余量为循环泵的结构的设计参数所决定,由泵厂商在泵试验中确定。 装置汽蚀余量的计算如下式: NPSH。=(H砒m—H,。。)/10pp+Hs 式中:H。——泵安装地点的环境压力,kPa; H,。。——浆液汽化压力,kPa; 第十一届全国燃煤二氧化硫氮氧化物污染治理技术“十一五”烟气脱硫脱氮技术创新与发展交流会 ‘353? Hs——泵入口总水头,m; pp——浆液密度,t/m3 泵入口总水头计算如下式:H。=Zl~Hnl—Hii z。——循环泵实际提升高度(吸收塔内浆液面与循环泵中心线之差),m; H。.——循环泵进口管段沿程水头损失,m; Hii——循环泵进口管段局部水头损失之和,m;Hnl=f×L/D×V2/29 F——泵进口管内壁摩擦系数; L——泵进口管当量长度,lIl; D——泵进口管内径,in; V——泵进口管浆液流速,m/s; g——重力加速度,g=9.81m/s2;Hii=H^一HB—Hc—HD HA——泵进口管过滤网水头损失,in; H。——泵进口管蝶阀水头损失,m; H。——泵进I=I管收缩段水头损失,m; H。——泵进I=I管与吸收塔接头型式水头损失,m; 五、泵的汽蚀余量计算泵的汽蚀余量的计算如下式:NPSH,=V02/29+hW02/29 由泵的汽蚀余量计算公式可以看出,减少泵的汽蚀余量,提高泵的汽蚀性能应该采取以下措施: 降低泵的转速,采用低转速泵。 入值采用求导方式取最小值点,加大叶轮进口直径,符合KO值在4.5—5.5之间,为高汽蚀余量泵。 增加叶片进口宽度,从而减小Vo和Wo。 增加了盖板进口部分曲率半径,采用两段圆弧设计,从而减低Vo值。叶片数量最少,排挤系数小。 叶片进口冲角在保证效率的情况,采用正冲角。 叶片进口采用自然流线角度,流体阻力小。 加大平衡孔设计,进出口压力得到平衡,减小泄流量。 采用能耐酸腐蚀、耐磨蚀、强度高、韧性大的金属材料。国际和国内通用材料有:A49(双 相耐磨白口铁)或1.4517、1.4460、1.4539、1.4529等双相钢,也可以采用衬胶方式,均表现 出比较良好的耐腐蚀、耐磨损性能。 六、循环泵汽蚀实例计算某600MW机组脱硫吸收塔,循环泵浆液输送量为9800m3/h,吸收塔浆液面与泵进121之差为9.6m,进口管直径为1.2m,进121管几何长度为6.26m,石膏浆液比重1.15 t/m3,循环泵必需汽 蚀余量NPSH,=8.7 m。 m。 根据当地标高,Hatm为90 kPa,Hvap为13 kPa。PP为1.15 t/m3。经过计算,Hs=9.7 “十一五”烟气脱硫脱氮技术创新与发展交流会(2007) NPSH。=(Hatm—Hvap)/10pp+Hs=(90—13)/10×1.15+9.7=15.7 由于NPSH。+1=8.7+1=9.7m m 该泵的装置汽蚀余量大于泵的汽蚀余量加l米的数值,满足汽蚀余量的要求,不会发生汽蚀现象。 七、循环泵避免汽蚀现象的措施改进循环泵的内部结构和参数。 循环泵进口管道适当加粗,减少弯曲和变径,改进管道与吸收塔的接口形式。 减少循环泵进口管道长度。 调试及正常生产时,降低吸收塔低液位的使用频率,保持正常液位操作,保持较高的装置汽蚀余量与泵的汽蚀余量的差值。 吸收塔内氧化空气管出口尽量设计在较高的位置上,减少浆液中的空气含量。 在石灰石进入制浆前设筛子或者过滤装置,提高石灰石的纯度,减少石灰石中的SiO:及异物,避免进入吸收塔内造成对循环泵叶轮叶片的损坏。 在石膏排放泵出口设过滤器,在往塔内回输时可以净化石膏浆液,减少SiO:及异物在浆液 中循环,减少对泵的损坏。 脱硫装置开始运行时严格检查烟道及浆液系统的杂质和异物。 使用质量良好的浆液喷头,减少破损喷头对泵的损伤。 八、结论湿法脱硫工程中循环泵极容易形成汽蚀,和循环浆液中充满大量氧化空气、浆液温度较高有 关,同时浆液中有大量腐蚀性气体,加剧了循环泵叶轮叶片的破坏。在循环泵外部配置设计时应 充分注意,改善各种装置的外部条件,避免汽蚀的发生。对泵生产厂商要求浆液泵在研制和生产 时,采取专门的防范措施,避免汽蚀、腐蚀、磨蚀对泵的损伤。参考文献 《选矿设计手册》冶金工业出版社 《水泵原理、运行维护与泵站管理》化学工业出版社 《锅炉设计手册》机械工业出版社 《化学分析手册》化学工业出版社 脱硫吸收塔浆液循环泵的汽蚀作者: 作者单位: 周立年 许继联华国际环境工程有限责任公司,北京,100085 相似文献(10条) 1.会议论文 王乃华.鲁天毅 石灰石/石膏湿法烟气脱硫金属浆液循环泵国产化研究及实践 2006 本文介绍了襄樊五二五泵业有限公司成功开发烟气脱硫金属浆液循环泵的有关情况.包括:泵的水力模型、结构、机械密封、材料的研究成果,经工业 性考核和鉴定该泵已达国际先进水平,完全可实现我国火电机组湿法脱硫装置的各种金属浆液循环泵的国产化. 2.会议论文 孙克勤.徐海涛.徐延忠 利用自主工艺包实施WFGD核心设备国产化 2004 本文对石灰石-石膏湿法烟气脱硫关键设备吸收塔浆液输送及分配系统——浆液循环泵及FRP喷林管道进行国产化研究及工程实施的过程进行了介绍 。试验数据表明,由江苏苏源环保工程股份有限公司与连云港中复连众复合材料集团公司联合开发的FRP喷淋管道及与石家庄泵业集团有限公司联合开发 的大流量浆液循环泵完全满足600MW等级火电厂湿法烟气脱硫工程的需要,部分指标已达到或接近世界先进水平,此两项设备已成功应用于太仓港环保发电 有限公司一二期烟气脱硫工程中,其成功开发将对推动我国烟气脱硫技术及装备的国产化产生深远的意义。 3.会议论文 龙辉.钟明慧 影响600MW机组湿法烟气脱硫厂用电率主要因素分析 2005 针对影响600MW机组湿式石灰石—石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的 影响进行了详细分析,结论是应根据工程具体煤种情况核算硫系统主要6kV设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步 设计(预设计)阶段对可能出现的厂用电率计算后,完成湿式石灰石—石膏法脱硫岛硫部分厂用变容量的选择. 4.会议论文 王乃华 石灰石(石灰)/石膏湿法烟气脱硫装置用泵及其国产化 2003 为了实现石灰石(石灰)/石膏湿法烟气脱硫装置用泵国产化,满足市场用泵需求,襄樊五二五泵业有限公司根据输送浆液的腐蚀磨蚀特性,在引进技术 基础上进行了大量研发工作,并取得了良好的应用业绩,实现了烟气脱硫装置中吸收塔循环泵、各种渣浆泵、长轴液下泵以及搅拌机等多种设备的国产化. 5.会议论文 朱晨曦.吴志宏 烟气脱硫浆液循环泵国产化研究 2006 本文介绍了湿法烟气脱硫装置(WFGD)脱硫浆液循环泵国产化的研究过程,将成果转化为产品并应用于实际工位,达到了设计参数要求,同时填补国 内湿法脱硫大型石膏浆液循环泵(合金泵)空白,突破与掌握了脱硫大型浆液循环泵创新技术和关键技术。 6.会议论文 黄河 FGD浆液循环泵叶轮叶片断裂原因分析及防范措施 2008 针对石灰石-石膏湿法脱硫系统浆液循环泵保证寿命期内叶轮叶片断裂的现象,探讨了其断裂的因素。结合断样金相组织分析、断面能谱成分和扫描 电镜分析结果,提出了该位置断裂的原因及防范措施。 7.期刊论文 赵芳.黄魁 烟气湿法脱硫优化运行讨论 -科技信息2009,""(34) 从分析烟气湿法脱硫系统的运行特性出发,提出合理控制吸收塔内浆液的pH值、石膏浆液的密度和石灰石粉的颗粒度,优化浆液循环泵的运行,加强烟 气、废水系统的管理等控制策略.结合脱硫单耗调控、能耗排序优化、入炉煤的合理掺混,并结合系统和设备改造与完善,最终达到优化运行的目的. 8.期刊论文 周祖飞.ZHOU Zu-fei 燃煤电厂烟气脱硫系统的运行优化 -浙江电力2008,27(5) 介绍了燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫系统运行优化的研究成果,主要内容有以吸收塔浆液pH值控制为核心的脱硫化学反应工艺的细调,增压风机和 GGH等设备及系统运行方式的调整优化,以及循环泵的节能组合投运等提高脱硫运行经济性的措施. 9.会议论文 龙辉.于永志 影响600MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析 2006 针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影 响进行了详细分析,国内现设计的600MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值,低硫分(硫分低于%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时 ,脱硫厂用电率为%~%;当采用低热值,高水分设计煤种,脱硫厂用电率在%以上.当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用 电率最高可达%.应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等主要设备)的轴功率,在初 步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变容量的选择. 10.学位论文 杜谦 并流有序降膜组脱除烟气中SO<,2>过程的研究 2004 在当前的湿法烟气脱硫技术中占主导地位的是喷雾型石灰石—石膏法烟气脱硫.喷雾型吸收塔具有许多优点,但也存在一些问题.如因喷雾的要求,循 环泵能耗较大、对喷嘴的要求高;雾滴被气体包夹,脱水除雾困难,塔内难实现高气速,且烟气带水对尾部设备腐蚀较严重等.随着对脱硫过程的深入了解 ,吸收塔内的化学过程能得到很好的控制,结垢问题基本得到解决.本文针对喷雾型吸收塔存在的问题及塔内结垢问题得到解决的基础上,提出了新型并流 有序降膜式湿法烟气脱硫工艺,旨在利用降膜反应器的一系列优点,如塔内降膜能提供充分有效的气液接触反应面,是一种高效的气液反应器;塔内气、液 膜互不贯通,可防止脱硫后烟气中携带雾滴,可省却除雾器,简化系统设备,同时可减轻尾部设备的腐蚀;塔内能实现高气速,可缩小塔体;塔内气相压降小 ,降膜通过布液器采用溢流方式形成,且可实现低液气比,系统能耗低等特点,从而降低脱硫装置投资及运行成本;同时本文旨在利用并流有序降膜塔内气、 液接触的表面积相对已知,是一种良好的研究脱硫过程机理的反应器的特点,对湿式石灰石-石膏法脱硫过程进行比较准确的研究,以便更深入了解湿法脱 硫过程,为合理设计和运行脱硫设备提供理论依据.本文最后对新型并流有序降膜式湿法烟气脱硫过程进了数值模拟,并将模拟结果与试验结果进行了比较 分析.结果表明,模型能较准确地对并流降膜式湿法烟气脱硫过程进行模拟,能较准确地对系统脱硫率、浆液中剩余石灰石含量及各离子浓度进行预测.
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