关于20t锅炉脱硫除尘方案比较

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1、关于20t/h锅炉烟气脱硫除尘工艺流程方案变动的初步分析1工艺流程的主要特点1.1润滑油公司20t/h锅炉烟气脱硫工艺流程原方案（见图1），主要特点为塔内存有一定体积的浆液（液面高度为3643mm），循环泵连续从塔内抽出浆液供塔喷淋使用；塔内浆液PH值调整是靠加药泵将配制好的Mg(OH)2乳液供入循环浆液来实现。脱硫产生的亚硫酸镁以固体形态沉淀在脱硫塔底部，定时打开塔底排污阀门将沉积塔底部的亚硫酸镁和烟尘爬入明沟流进锅炉冲渣池内。塔内浆液是靠加药系统、溢流口补充水（或浆液）来保障。该工艺流程相对下面方案

2、简称“小循环”。1.2改造后的工艺流程流程（见图2），主要特点是：塔底部沉淀的亚硫酸镁和烟尘连续流经明沟进沉淀池沉淀于池底，浆液经多级沉淀而呈清，再由循环泵将清液送到脱硫他的各层喷嘴，经喷雾在吸收烟气中的SO2。浆液PH值的调整可采取以下三种方案。1.2.1用锅炉冲渣水（碱性）在沉淀池中进行1.2.2加药入沉淀池（清液区）1.2.3加药至循环泵后，进入循环液。首选第一种方法，理由是根据以前实际运行情况，发现锅炉冲渣水碱性足可以达到调整PH值的目标，同时脱硫过程消耗水量也可以从锅炉冲渣水获得补充。该工艺流

3、程相对上述方案而简称为“大循环”。2两个工艺流程方案比较序号项目原方案改造后方案1工艺科流程中持液量持液量小（塔内浆液）路径短持液量大（沉淀池量）路径长2脱硫产物（亚硫酸镁）、烟尘排放间歇式连续式3脱硫产物和烟尘固定颗粒在循环浆液中浓度很高很小4脱硫效率受循环浆液中的固定颗粒影响明显减低脱硫效率影响很小5脱硫系统运行稳定性稳定不稳定6脱硫系统补充水量方式用自来水耗量大可大量利用锅炉冲渣水，减少自来水补充7消耗脱硫剂多少（可用锅炉冲渣水的碱性水）8改用NaOH的可能性没有可能（双碱法）9喷嘴受堵机率小大（

4、过滤要小心）10管路结垢可能性很小可能（要十分关注）3浆液中固体颗粒物降低脱硫效率原方案的工艺流程特点之一是塔底部沉积固体颗粒物（亚硫酸镁和烟尘）定时人工操作排出脱硫塔，由于锅炉负荷变化，原煤含硫量不同等因素影响，塔内浆液含固量也在变化，没有测量仪器在线跟踪，而是靠人工操作排放，需要长时间地在不同锅炉工况下，对塔内浆液成分、浓度等数据进行统计、分析归纳，找出影响脱硫效率的临界值指导人工操作，否则，很难保持浆液汉固体颗粒物的浓度。当吸收液捕集到烟气中的粉尘后，液滴浓度增加，表面张力加大，导致气液间的传质阻

5、力增加，而烟气在塔内时间较短，这样就影响吸收液吸收烟气中的的SO2的能力[1]。因此，尽量减少吸收液中的烟尘浓度是有利的。在原方案中，为了减少浆液中的烟尘浓度，就得缩短塔底沉淀物排放周期，增大排放量，这就造成耗水量大，增大运行成本，而改造后方案就较好地减少了这一弊病。此外，经计算知，锅炉负荷为20t/h时，循环浆液（吸收液）中Mg(OH)2浓度为0.0263%，负荷为2t/h时，循环浆液（吸收液）中Mg(OH)2浓度为0.00263%。现假设循环浆液中烟尘为固体颗粒物，浓度为1%，则烟尘的固体颗粒浓度是

6、Mg(OH)2浓度的几十倍至几百倍，这意味着烟气中的SO2与两者接触机率相差几十倍至几百倍。我们知道，只有接触Mg(OH)2才有吸收SO2反应，而接触烟尘是无效的。若吸收液中烟尘浓度再高，其相差倍数就更大，所以，在实际运行中发现，新配置的浆液脱硫效率高，经过一段时间后，在浆液PH值不变的条件下，脱硫效率明显降低了，这正是由于浆液中烟尘浓度偏高造成的。在实际运行中，操作人员将塔内浆液通过排污阀多排放一些，降低浆液中烟尘浓度，脱硫效率又恢复正常，也可以说明，浆液中烟尘浓度是影响脱硫效率的重要因素之一。4初步

7、结论比较上述两个工艺方案可知，改造后方案（大循环）比原方案（小循环）在保证脱硫效率较高，运行稳定、节约用水方面有优势，不利因素是要特别关注喷嘴堵塞、管路结垢等方面的潜在风险。{1]郭东明编著硫氮污染防治工程技术及其应用化学出版社2001年4月一、前言　　工业锅炉的烟气排放是空气污染的主要根源，我国现有工业锅炉51万余台，其中小型锅炉占80％以上，年耗煤3亿吨左右，约占全国煤炭消耗总量的30％，所产生的烟气量中SO2排放量约600万吨，占SO2总排放量的36％，是影响我国大气质量的主要污染物。因此减少为控

8、制SO2的排放量，必须对发电厂燃煤锅炉烟气所含SO2进行治理，采用喷钙脱硫技术可达到此目的．通过对线材电站35t／h燃煤锅炉实施喷钙脱硫时锅炉受热面沾污、结渣的可能变化趋势进行的研究，得出可行性结论，并提出：要在工业上推广应用喷钙脱硫技术，还需进行大量的研究工作．InfluenceofDesulphurizationbyInjectingPowderedCalciumonDirtedDepositin35t/hCoalFiredBoiler