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详细信息

1玻璃钢烟气脱硫塔技术介绍

将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2,通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究,目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。

其中燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Fluegasdesulfurization,简称FGD),在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法:以CaCO3 石灰石)为基础的钙法,以MgO为基础的镁法,以Na2SO3为基础的钠法,以NH3为基础的氨法,以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法,所占比例在90%以上。按 吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将 脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。湿法FGD技术是用含有 吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物,该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行,该法具有无 污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻,烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于 烟囱排气扩散、二次污染少等优点,但存在脱硫效率低,反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下 再生(如水洗 活性炭再生流程),或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气 脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既有 湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点,又有干法无 污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途,可分为 抛弃法和回收法两种。

2工艺种类

石膏法

石灰石—— 石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术,日本、 德国、美国的 火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。

它的工作原理是:将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合,烟气中的 与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成钙,钙达到一定饱和度后,结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水,使其含水量小于10%,然后用输送机送至石膏贮仓堆放,脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴,再经过 换热器加热升温后,由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触,吸收剂利用率很高,钙硫比较低,脱硫效率可大于95%

系统组成:

1)石灰石储运系统

2)石灰石浆液制备及供给系统

3)烟气系统

4SO2吸收系统

5)石膏脱水系统

6)石膏储运系统

7)浆液排放系统

8)工艺水系统

9)压缩空气系统

10)废水处理系统

11)氧化空气系统

12)电控制系统

技术特点:

⑴、吸收剂适用范围广:在FGD装置中可采用各种吸收剂,包括石灰石、石灰、镁石、废苏打溶液等;

⑵、燃料适用范围广:适用于燃烧煤、重油、奥里油,以及焦等燃料的锅炉的尾气处理;

⑶、燃料含硫变化范围适应性强:可以处理燃料含硫量高达8%的烟气;

⑷、机组负荷变化适应性强:可以满足机组在15100%负荷变化范围内的稳定运行;

⑸、脱硫效率高:一般大于95%,达到98%

⑹、专利托盘技术:有效降低液/气比,有利于塔内气流均布,节省物耗及能耗,方便吸收塔内件检修;

⑺、吸收剂利用率高:钙硫比低至1.021.03

⑻、副产品纯度高:可生产纯度达95%以上的商品级石膏;

⑼、燃煤锅炉烟气的除尘效率高:达到80%90%

⑽、交叉喷淋管布置技术:有利于降低吸收塔高度。

推荐的适用范围:

⑴、200MW及以上的中大型新建或改造机组;

⑵、燃煤含硫量在0.55%及以上;

⑶、要求的脱硫效率在95%以上;

⑷、石灰石较丰富且石膏综合利用较广泛的地区

喷雾干燥法

 喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂,石灰经消化并加水制成 消石灰乳,消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置,在吸收塔内,被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触,与烟气中的SO2发生化学反应生成O3,烟气中的SO2被脱除。与此同时,吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥,烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔,进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率,一般将部分除尘器收集物加入 制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择,一种为旋转喷雾轮雾化,另一种为气液两相流。

喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、 系统可靠性高等特点,脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围(8%)。脱硫灰渣可用作制砖、筑路,但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

磷铵肥法

磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法,以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附(活性炭脱硫制酸)、萃取(稀分解磷矿萃取)、中和(磷铵中和液制备)、吸收(磷铵液脱硫制肥)、氧化(亚硫酸铵氧化)、浓缩干燥(固体肥料制备)等单元组成。它分为两个系统:

烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3,用风机将烟压升高到7000Pa,先经文氏管喷水降温调湿,然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组(其中一只塔周期性切换再生),控制一级脱硫率大于或等于70%,并制得30%左右浓度的,一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫,净化后的烟气经分离雾沫后排放。

肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中,同一级脱硫制得的稀分解磷矿粉(P2O5含量大于26%),过滤后获得稀(其浓度大于10%),加氨中和后制得磷氨,作为二级脱硫剂,二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。

炉内喷钙尾部增湿法

炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段,以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂,石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区,石灰石受热分解为氧化钙和,氧化钙与烟气中的反应生成钙。由于反应在气固两相之间进行,受到传质过程的影响,反应速度较慢,吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内,增湿水以雾状喷入,与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时,系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降,一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃,增湿水由于烟温加热被迅速蒸发,未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出,被除尘器收集下来。

该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用,采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。

烟气循环流化床法

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂,也可采用其它对有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔(即流化床)底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置,烟气流经文丘里管后速度加快,并在此与很细的吸收剂粉末互相混合,颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦,形成流化床,在喷入均匀水雾降低烟温的条件下,吸收剂与烟气中的反应生成O3O4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出,进入再循环除尘器,被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔,由于固体粒反复循环达百次之多,故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状,其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似,主要由飞灰、O3O4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成,适合作废矿井回填、道路基础等。

典型的烟气循环流化床脱硫工艺,当燃煤含硫量为2%左右,钙硫比不大于1.3时,脱硫率可达90%以上,排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少,投资较省,尤其适合于老机组烟气脱硫。

玻璃钢海水脱硫

海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内,大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气,烟气中的被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收后的海水与大量未脱硫的海水混合后,经曝气池曝气处理,使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-,并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫,先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年,海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论,因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。

电子束法

该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气,经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔,在冷却塔内喷射冷却水,将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约70℃)。烟气的露点通常约为50℃,被喷射呈雾状的冷却水在 冷却塔内完全得到蒸发,因此,不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器在反应器进口处将一定的压缩空气和软水混合喷入,加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度,经过电子束照射后,SOxNOx在自由基作用下生成中间生成物(H2SO4)和(HNO3)。然后和与共存的氨进行中和反应,生成粉状微粒(氨(NH42SO4与氨NH4NO3的混合粉体)。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部,通过输送机排出,其余被副产品除尘器所分离和捕集,经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。

玻璃钢洗涤法

该脱硫工艺以为吸收剂,副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃,进入预洗涤器经洗涤后除去HCIHF,洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中,自塔顶喷淋洗涤烟气,烟气中的SO2被洗涤吸收除去,经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴,进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤,经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴,进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%硫酸铵溶液排出洗涤塔,可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售,也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。

  玻璃钢燃烧前脱硫法

燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉,燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、添加固硫剂、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗,将煤中的硫部分除掉,使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法,它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中,细菌产生的酶能促进硫氧化成盐,从而达到脱硫的目的;微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有:属硫杆菌的氧化铁杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。添加固硫剂是指在煤中添加具有固硫作用的物质,并将其制成各种规格的型煤,在燃烧过程中,煤中的含硫化合物与固硫剂反应生成盐等物质而留在渣中,不会形成SO2。煤的气化,是指用水蒸汽、氧气或空气作 氧化剂,在高温下与煤发生化学反应,生成H2COCH4等可燃混合气体(称作)的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料(、、航空等)或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆(CoalWaterMixture,简称CWM)是将灰份小于10%,硫份小于0.5%挥发份高的原料煤,研磨成250~300μm的细煤粉,按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成,水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧,燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出,雾化成50~70μm的雾滴,在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发,并拌有微爆,煤中挥发分析出而着火,其着火温度比干煤粉还低。

燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟,应用最广泛、最经济,但只能脱无机硫;生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫,也能脱除有机硫,但生产成本昂贵,距工业应用尚有较大距离;煤的气化和液化还有待于进一步研究完善;微生物脱硫技术正在开发;水煤浆是一种新型低污染代油燃料,它既保持了煤炭原有的物理特性,又具有一样的流动性和稳定性,被称为液态煤炭产品,市场潜力巨大,目前已具备商业化条件。

煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题,但其优点是能同时除去灰分,减轻运输量,减轻锅炉的沾污和磨损,减少电厂灰渣处理量,还可回收部分硫资源。

炉内脱硫

炉内脱硫是在燃烧过程中,向炉内加入固硫剂如CaCO3等,使煤中硫分转化成盐,随炉渣排除。其基本原理是:

CaCO3==高温==CaO+CO2

CaO+SO2====O3

2O3+O2====2O4

LIMB炉内喷钙技术

早在本世纪60年代末70年代初,炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展,但由于脱硫效率低于10%30%,既不能与湿法FGD相比,也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的 脱硫技术,简称LIMB,并取得了一些经验。Ca/S2以上时,用石灰石或消石灰作吸收剂,脱硫率分别可达40%60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说,只要能满足环保要求,不一定非要求用投资费用很高的烟脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单,投资费用低,特别适用于老厂的改造。

LIFAC烟气脱硫工艺

LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉,并在锅炉空气预热器后增设活化反应器,用以脱除烟气中的SO2。芬兰pella和ⅣO公司开发的这种脱硫工艺,于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%85%

加拿大进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺,8个月的运行结果表明,其脱硫工艺性能良好,脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。中国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺,其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放,有利于老电厂改造。

  玻璃钢烟气脱硫

简介

Fluegasdesulfurization,简称FGD

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率的脱硫技术。对燃煤电厂而言,在今后一个相当长的时期内,FGD将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为:脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

干式脱硫

该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初,与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点:投资费用较低;脱硫产物呈干态,并和飞灰相混;无需装设除雾器及再热器;设备不易腐蚀,不易发生结垢及堵塞。其缺点是:吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺;用于高硫煤时经济性差;飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用;对干燥远程控制要求很高。

⑴喷雾干式烟气脱硫工艺:喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD),由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺,70年代中期得到发展,并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触,石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物,最后连同飞灰一起被除尘器收集。中国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验,取得了一些经验,为在200300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。

⑵粉煤灰干式烟气脱硫技术:日本从1985年起,研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术,到1988年底完成工业实用化试验,1991年初投运了首台粉煤灰干式 脱硫设备,处理烟气量644000Nm3/h。其特点:脱硫率高达60%以上,性能稳定,达到了一般湿式法脱硫性能水平;脱硫剂成本低;用水量少,无需排水处理和排烟再加热,设备总费用比湿式法脱硫低1/4;煤灰脱硫剂可以复用;没有浆料,维护容易,设备系统简单可靠。

湿法工艺

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异,主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰(CaO)或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂,在反应塔中对烟气进行洗涤,从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史,经过不断地改进和完善后,技术比较成熟,而且具有脱硫效率高(90%98%),机组容量大,煤种适应性强,运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料,全美火电厂采用湿式脱硫装置中,湿式石灰法占39.6%,石灰石法占47.4%,两法共占87%;双碱法占4.1%,碳酸钠法占3.1%。世界各国(如德国、日本等),在大型火电厂中,90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。

石灰或石灰石法主要的化学反应机理为:

石灰法:SO2+CaO+1/2H2OO3·1/2H2O

石灰石法:SO2+CaCO3+1/2H2OO3·1/2H2O+CO2

其主要优点是能广泛地进行商品化开发,且其吸收剂的资源丰富,成本低廉,废渣既可抛弃,也可作为商品石膏回收。目前,石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺,对高硫煤,脱硫率可在90%以上,对低硫煤,脱硫率可在95%以上。

传统的石灰/石灰石工艺有其潜在的缺陷,主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题,各设备制造厂商采用了各种不同的方法,开发出第二代、第三代石灰/石灰石脱硫工艺系统。

湿法FGD工艺较为成熟的还有:氢氧化镁法;氢法;美国DavyMckee公司Wellman-LordFGD工艺;氨法等。

在湿法工艺中,烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃),大都在露点以下,若不经过再加热而直接排入烟囱,则容易形成酸雾,腐蚀烟囱,也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前,应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵,占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来,日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH,较好地解决了烟气泄漏问题,但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺,它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内,利用电厂循环水余热来加热烟气,运行情况良好,是一种十分有前途的方法。

等离子体烟气脱硫

等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代,目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类:

电子束法

电子束辐照含有水蒸气的烟气时,会使烟气中的分子如O2H2O等处于激发态、离子或裂解,产生强氧化性的自由基OOHHO2O3等。这些自由基对烟气中的SO2NO进行氧化,分别变成SO3NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下,生成较稳定的硫铵和硫固体,它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。

脉冲法

脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致,世界上许多国家进行了大量的实验研究,并且进行了较大规模的中间试验,但仍然有许多问题有待研究解决。

   玻璃钢海水脱硫

海水通常呈碱性,自然碱度大约为1225mmol/L,这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性,开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2,达到烟气净化的目的。

海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

美嘉华技术

脱硫系统中常见的主要设备为吸收塔、烟道、烟囱、脱硫泵、增压风机等主要设备,美加华技术在脱硫泵、吸收塔、烟道、烟囱等部位的防腐蚀、防磨效果显著,现分别叙述。

应用1

湿法烟气脱硫环保技术(FGD)因其脱硫率高、煤质适用面宽、工艺技术成熟、稳定运转周期长、负荷变动影响小、烟气处理能力大等特点,被广泛地应用于各大、中型火电厂,成为国内外火电厂烟气脱硫的主导工艺技术。但该工艺同时具有介质腐蚀性强、处理烟气温度高、SO2吸收液固体含量大、磨损性强、设备防腐蚀区域大、施工技术质量要求高、防腐蚀失效维修难等特点。因此,该装置的腐蚀控制一直是影响装置长周期安全运行的重点问题之一。

湿法烟气脱硫吸收塔、烟囱内筒防腐蚀材料的选择必须考虑以下几个方面:

1)满足复杂化学条件环境下的防腐蚀要求:烟囱内化学环境复杂,烟气含酸量很高,在内衬表面形成的凝结物,对于大多数的建筑材料都具有很强的侵蚀性,所以对内衬材料要求具有抗强酸腐蚀能力;

2)耐温要求:烟气温差变化大,湿法脱硫后的烟气温度在40~80℃之间,在脱硫系统检修或不运行而机组运行工况下,烟囱内烟气温度在130~150℃之间,那么要求内衬具有抗温差变化能力,在温度变化频繁的环境中不开裂并且耐久;

3)耐磨性能好:烟气中含有大量的粉尘,同时在腐蚀性的介质作用下,磨损的实际情况可能会较为明显,所以要求防腐材料具有良好的耐磨性;

4)具有一定的抗弯性能:由于考虑到一些烟囱的高空特性,包括是地球本身的运动、地震和风力作用等情况,烟囱尤其是高空部位可能会发生摇动等角度偏向或偏离,同时烟囱在安装和运输过程中可能会发生一些不可控的力学作用等,所以要求防腐材料具有一定的抗弯性能;

5)具有良好的粘结力:防腐材料必须具有较强的粘结强度,不仅指材料自身的粘结强度较高,而且材料与基材之间的粘结强度要高,同时要求材料不易产生龟裂、分层或剥离,附着力和冲击强度较好,从而保证较好的耐蚀性。通常我们要求底涂材料与钢结构基础的粘接力能够至少达到10MPa以上

应用2

脱硫浆液循环泵是脱硫系统中继换热器、增压风机后的大型设备,通常采用离心式,它直接从塔底部抽取浆液进行循环,是脱硫工艺中流量最大、使用条件最为苛刻的泵,腐蚀和磨蚀常常导致其失效。其特性主要有:

1)强磨蚀性

脱硫塔底部的浆液含有大量的固体颗粒,主要是飞灰、脱硫介质颗粒,粒度一般为0400?m90%以上为2060?m、浓度为5%28%(质量比)、这些固体颗粒(特别是Al2O3SiO2颗粒)具有很强的磨蚀性

2)强腐蚀性

在典型的石灰石(石灰)-石膏法脱硫工艺中,一般塔底浆液的pH值为56,加入脱硫剂后pH值可达68.5(循环泵浆液的pH值与脱硫塔的运行条件和脱硫剂的加入点有关);Cl-可富集超过80000mg/L,在低pH值的条件下,将产生强烈的腐蚀性。

3)气蚀性

在脱硫系统中,循环泵输送的浆液中往往含有一定量的气体。实际上,离心循环泵输送的浆液为气固液多相流,固相对泵性能的影响是连续的、均匀的,而气相对泵的影响远比固相复杂且更难预测。当泵输送的液体中含有气体时泵的流量、扬程、效率均有所下降,含气量越大,效率下降越快。随着含气量的增加,泵出现额外的噪声振动,可导致泵轴、轴承及密封的损坏。泵吸入口处和叶片背面等处气体会导致流阻阻力增大甚至断流,继而使工况恶化,必须气蚀量增加,气体密度小,比容大,可压缩性大,流变性强,离心力小,转换能量性能差是引起泵工况恶化的主要原因。试验表明,当液体中的气量(体积比)达到3%左右时,泵的性能将出现徒降,当入口气体达20%30%时,泵完全断流。离心泵允许含气量(体积比)极限小于5%

高分子复合材料现场应用的主要优点是:常温操作,避免由于焊补等传统工艺引起的热应力变形,也避免了对零部件的二次损伤等;另外施工过程简单,修复工艺可现场操作或设备局部拆装修复;美嘉华材料的可塑性好,本身具有极好的耐磨性及抗冲刷能力,是解决该类问题最理想的应用技术。

3方程介绍

SO2被液滴吸收方程

SO2(气)+H2OH2SO3(液)

⑵吸收的SO2同溶液的吸收剂反应生成钙;

Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→O3(液)+2H2O

Ca(OH)2(固)+H2SO3(液)→O3(液)+2H2O

⑶液滴中O3达到饱和后,即开始结晶析出;

O3(液)→O3(固)

⑷部分溶液中的O3与溶于液滴中的氧反应,

氧化成钙;

O3(液)+1/2O2(液)→O4(液)

O4(液)溶解度低,从而结晶析出

O4(液)→O4(固)

SO2与剩余的Ca(OH)2及循环灰的反应

Ca(OH)2(固)→Ca(OH)2(液)

SO2(气)+H2OH2SO3(液)

Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→O3(液)+2H2O

O3(液)→O3(固)

O3(液)+1/2O2(液)→O4(液)

O4(液)O4(固)

双碱法方程

2NaOH+SO2Na2SO3+H2O

Na2SO3+SO2+H2O2NSO3

Ca(OH)2+Na2SO32NaOH+O3

4NSO3+2Ca(OH)22Na2SO3+2O3·H2O+H2O

2Na2SO3+O2+2Ca(OH)2+4H2O4NaOH+2O4·2H2O

 

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