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厂家供应氨法脱硫除雾器,专业高效

  • 产地
  • 所在地
  • 河北省
  • 河北沧州市

更新时间:2018-05-15

有效日期:已过期

产品详情

3、用稀释的高氯酸和超纯水对采样后的微纤维过滤器进行反复冲洗,洗液用慢速厚型定性层析滤纸过滤到500ml容量瓶中,定容。混匀后测定Mg2+含量。另取1个新的微纤维过滤器作空白样;

4、用烟尘采样仪测定吸收塔出口烟尘浓度,从电除尘器末级电场取飞灰样进行成分分析;

5、等速取样期间,用量筒每隔10分钟从循环泵入口处取循环浆液200ml,并装入洁净的塑料瓶中,装入后应迅速盖上瓶盖,zui后搅拌均匀后缩分为2000ml的1个样,从充分混匀的混合样中分别取出100 ml,500ml。100ml浆液用于固体质量分数的检测,500ml浆液用快速定性滤纸过滤,滤液用于液相测定,滤纸上的滤渣用无水乙醇洗涤两次,并于65℃±1℃下干燥24h。用于固相分析。循环浆液中的钙、镁离子的测定,按GB/T 3268.1的规定进行;循环浆液固相成分分析:准确称取0.5g干燥的灰样于100ml烧杯中,在通风柜中加入1:1的盐酸约5ml,不断搅拌,至无气泡产生为止,用定量滤纸过滤,滤液移入500ml的容量瓶中,并稀释至刻度,然后按GB/T 3268.1的规定进行,同时测量浆液的密度;

6、计算采样中的Mg2+总量和每标米气体中的Mg2+含量(减去出口飞灰所带的Mg2+含量),计算每克浆液中的Mg2+含量,然后计算除雾器出口液滴质量浓度。

 

测量方法:根据VDI 3679的撞击测量方法,假如不均匀流速分布限度为20%,对15 µm 直径液滴所作的zui小测量累计。

 技术特点 
  1、*资源化--变废为宝、化害为利     
  氨回收法技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为化肥,不产生任何废水、废液和废渣,没有二次污染,是一项真正意义上的将污染物全部资源化,符合循环经济要求的脱硫技术。
  2、脱硫副产物价值高     
  氨回收法脱硫装置的运行过程即是硫酸铵的生产过程,每吸收1吨液氨可脱除2吨二氧化硫,生产4吨硫酸铵,按照常规价格液氨2000元/吨、硫酸铵700元/吨,则烟气中每吨二氧化硫体现了约400元的价值。因此相对运行费用小,并且煤中含硫量愈高,运行费用愈低。企业可利用价格低廉的高硫煤,同时大幅度降低燃料成本和脱硫费用,一举两得。
  3、装置阻力小,节省运行电耗     
利用氨法脱硫的高活性,使液气比较常规湿法脱硫技术降低。脱硫塔的阻力仅为850Pa左右,无加热装置时包括烟道等阻力脱硫岛总阻力在1000Pa左右;配蒸汽加热器时脱硫岛的总设计阻力也只有1250Pa左右。因此,氨法脱硫装置可以利用原锅炉引风机的潜力,大多无需新配增压风机;即便原风机无潜力,也可适当进行风机改造或增加小压头的风机即可。系统阻力较常规脱硫技术节电50%以上。另外,循环泵的功耗降低了近70%。 
  4、防腐*、运行可靠     
  氨回收法采用*进的重防腐技术,并选用可靠的材料和设备,装置可靠性达98.5%。脱硫剂及脱硫产物都是易溶性物质,装置内脱硫液为澄清溶液,无积垢无磨损,更容易实现PLC、DCS等自动控制,操作控制简单易行。
  5、装置设备占地小,便于老锅炉改造     
  氨回收法脱硫装置无需原料预处理工序,副产物的生产过程也相对简单,总配置的设备在30台套左右,且处理量较少,设备选型无需太大。脱硫部分的设备占地与锅炉的规模相关,75t/h-1000t/h的锅炉占地在150m2-500m2左右;脱硫液处理即硫铵工序占地与锅炉的含硫量有关,但相关系数不大,整个硫铵工序正常占地在500m2内。
  6、既脱硫又脱硝--适应环保更高要求    
  氨对NOX同样有吸收作用。另外脱硫过程中形成的亚硫铵对NOX还具有还原作用,所以氨法脱硫的同时也可实现脱硝的目的,以建成的湖北化肥厂脱硫装置为例,经环保部门检测其脱硝率达到55%。
  7、适合长远推广     
  氨回收法烟气脱硫技术是拥有我国自主知识产权的脱硫技术,因此投资更少、从长远角度更有利于在我国*和全面推广。目前应用较多的钙法基本上都是从国外引进,不但要支付较高的先期技术转让费和项目实施时的技术使用费,而且常常是多家国内脱硫公司引进同一种技术,造成资源浪费。
  氨法技术本身已经通过专家及工程实践证明是成熟可靠的,如果企业采用合成氨生产过程中产生废氨水作脱硫剂,将更符合循环经济和节能要求,可以申报国家*专项资金奖励。脱硫副产的亚硫铵溶液既可以通过后续装置干燥结晶制成硫铵化肥出售,也可以不用干燥,将亚硫铵溶液直接运去氮肥厂做复合肥原料,进一步降低能耗,成本低廉。

技术原理

以液氨或者浓氨水作为脱硫吸收剂,加水配成稀氨水溶液。烟气经增压风机进入浓缩塔,在浓缩塔内,与脱硫浆液接触,蒸发其水分提高浆液内硫酸铵浓度,同时烟气温度降低后进入主吸收塔。在主吸收塔内,新鲜的稀氨水与烟气接触混合,烟气中的SO2与浆液中的氨发生一系列复杂的化学反应后被脱除。脱硫后的烟气经除雾器除去烟气夹带的细小液滴后排入烟囱。吸收塔内的浆液排至浓缩塔,经浓缩塔提浓后进入硫酸铵生产系统,zui终产物为硫酸铵化肥。由于吸收剂的高活性和优化设计,脱硫吸收剂的利用率很高。

脱硫副产品硫酸铵的用途及市场分析
  硫酸铵俗称“肥田粉”,是一种被广泛使用的氮肥,可单独使用也可配肥使用。
  中国磷肥工业协会2001年的统计:我国硫酸铵用于配复合肥的量超过150万吨/年。另外,出口贸易量超过200万吨/年。而我国目前的硫酸铵产量约150万吨/年,远远满足不了市场的需要。
  硫酸铵既是氮肥又是硫肥,不仅含氮(21%),还含硫(24%),中国缺硫土地面积超过30%,硫肥日益受到重视。硫酸铵是水稻的化肥,施用硫酸铵,可降低水稻甲烷释放量,提高光合作用效能。
  硫酸铵是一种酸性肥料,更适合用于碱性土壤和很多经济作物,比如北方盐碱地及茶叶、柑桔、柠檬和油料作物等。
  硫酸铵作为农用化肥时与其他氮肥比较具有*的优越性:
  1、肥效显著,氮的利用率高。
  2、吸湿性低,物理性能良好。
  、化学性质稳定,不易分解。
  4、配肥性能良好,能和大多数氮、磷、钾肥匹配。

副产品硫酸铵质量指标
  (执行标准:GB535-1995    DL/T808-2002)    
  指标名称 GB535-1995
  一等品 DL/T808-2002 实测指标
  外观 无可见机械杂质 白色或灰白色粒状或粉末状,无可见机械杂质 无可见机械杂质
 氮(N)含量% ≥21.0 ≥18.0 21.09
  水分(H2O)% ≤0.3 ≤1.5 0.09
  游离酸(H2SO4)含量% ≤0.05 ≤2.0 0.039
  注:实测指标为云南解化集团烟气脱硫现场取样的实测值
  结论:优于国标及行标的硫酸铵肥料标准氨回收法是湿式氨法的一种。1995年氨法技术作为国家重点科技攻关项目列入“十五”863计划;1998年公司成立了专门的环保研究所进行技术攻关;2000年我们研制的第1台简易氨法脱硫装置通过江苏省科技成果鉴定。此后公司通过与多家科研院校的密切合作,在简易氨法的基础上逐步发展成现在的氨回收法,并在多个项目上成功稳定运行1年以上,各项指标均达到了预期效果。 

3、用稀释的高氯酸和超纯水对采样后的微纤维过滤器进行反复冲洗,洗液用慢速厚型定性层析滤纸过滤到500ml容量瓶中,定容。混匀后测定Mg2+含量。另取1个新的微纤维过滤器作空白样;

4、用烟尘采样仪测定吸收塔出口烟尘浓度,从电除尘器末级电场取飞灰样进行成分分析;

5、等速取样期间,用量筒每隔10分钟从循环泵入口处取循环浆液200ml,并装入洁净的塑料瓶中,装入后应迅速盖上瓶盖,zui后搅拌均匀后缩分为2000ml的1个样,从充分混匀的混合样中分别取出100 ml,500ml。100ml浆液用于固体质量分数的检测,500ml浆液用快速定性滤纸过滤,滤液用于液相测定,滤纸上的滤渣用无水乙醇洗涤两次,并于65℃±1℃下干燥24h。用于固相分析。循环浆液中的钙、镁离子的测定,按GB/T 3268.1的规定进行;循环浆液固相成分分析:准确称取0.5g干燥的灰样于100ml烧杯中,在通风柜中加入1:1的盐酸约5ml,不断搅拌,至无气泡产生为止,用定量滤纸过滤,滤液移入500ml的容量瓶中,并稀释至刻度,然后按GB/T 3268.1的规定进行,同时测量浆液的密度;

6、计算采样中的Mg2+总量和每标米气体中的Mg2+含量(减去出口飞灰所带的Mg2+含量),计算每克浆液中的Mg2+含量,然后计算除雾器出口液滴质量浓度。

测量方法:根据VDI 3679的撞击测量方法,假如不均匀流速分布限度为20%,对15 µm 直径液滴所作的zui小测量累计。

燃烧中脱硫,又称炉内脱硫

  炉内脱硫是在燃烧过程中,向炉内加入固硫剂如CaCO3等,使煤中硫分转化成硫酸盐,随炉渣排除。其基本原理是:
  CaCO3CaOCO2
  CaOSO2CaSO3
  CaSO312×O2CaSO4
  (1) 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*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。CaS2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气脱硫技术。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。
  (2) 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TampellaIVO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。我国下关电厂引进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。

13 燃烧后脱硫,又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization,简称FGD)

  燃煤的烟气脱硫技术是当前应用zui广、效率zui高的脱硫技术。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*、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。
131干式烟气脱硫工艺
  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;对干燥过程控制要求很高。
  (1) 喷雾干式烟气脱硫工艺:喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD),zui先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier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,zui后连同飞灰一起被除尘器收集。我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。
  (2) 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*粉煤灰干式脱硫设备,处理烟气量644000Nm3h。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14;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。
132 湿法FGD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*(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:SO2CaO12H2OCaSO3·12H2O
  石灰石法:SO2CaCO312H2OCaSO312H2OCO2
  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/石灰石法是世界上应用zui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:*法;氢氧化钠法;美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD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。

14 等离子体烟气脱硫技术

  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:
  (1) 电子束辐照法(EB)
  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硝铵固体,它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。
  (2) 脉冲电晕法(PPCP)
  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*,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。

15 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。

内蒙古**电厂一期2×600MW亚临界燃煤机组烟气脱硫工程是由北京博奇电力科技有限公司和技术合作方日本川崎公司共同设计完成。整个烟气脱硫工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺(以下简称FGD),一炉采用一套脱硫装置,设置一台吸收塔。副产物为二水石膏,全部烟气参加脱硫,在设计条件下,全烟气脱硫效率不小于95%。按2台机组统一规划,脱硫烟气先经过静电除尘器除尘,脱硫场地位于烟囱后部。两台炉共用一个脱硫控制室。依据北京博奇公司与川崎公司的技术转让协议,川崎公司将向博北京奇公司提供全面的和性能保证,并对FGD系统的安装、调试、运行提供监督与指导。博奇公司的主要设计图纸将由日本川崎公司专家审查确认。

2.1.2 吸收原理

吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔,分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴与塔内烟气逆流接触,发生传质与吸收反应,烟气中的SO2SO3HCl HF被吸收。SO2吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并zui终形成石膏。

为了维持吸收液恒定的pH值并减少石灰石耗量,石灰石被连续加入吸收塔,同时吸收塔内的吸收剂浆液被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动,以加快石灰石在浆液中的均布和溶解。

防腐

塔衬里及耐蚀合金内件满足防腐要求。衬里施工前经表面预处理,喷砂除锈,严格控制施工程序、保证质量。

2.2.1  FGD系统构成

烟气脱硫(FGD)装置采用日本川崎公司高效的石灰石/石膏湿法工艺,处理2×600MW亚临界凝汽式汽轮发电机组脱硫工程100%的烟气量,公用系统配置:石灰石浆液制备系统按本期2×600MW容量要求配置,并预留二期2×600MW容量配置安装场地;石膏真空脱水系统按两期4×600MW容量统一考虑,本期预留二期扩建设备安装空间;废水处理系统、供电系统和DCS控制系统等按两期4×600MW要求容量统一考虑,废水系统和石膏真空脱水系统共用单独建筑物,土建部分一次建成,设备安装满足本期两套FGD装置的要求。FGD装置采用室内和露天结合的方式,吸收塔、GGH、事故浆罐、石灰石粉仓等露天布置,GGH辅助设备集中布置于GGH支架0m层的GGH辅助设备间内。本期不设置烟气辅助蒸汽加热系统。脱硫装置单独设置FGD电控楼,FGD电控楼为#1炉和#2炉脱硫装置公用。

整套系统由以下子系统组成:

1)石灰石浆液制备系统

(2)烟气系统

(3)SO2吸收系统

(4)石膏排空和脱水系统

5)工艺水及废水处理系统

(6)杂用气和仪用压缩空气系统

 


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河北北山环保设备有限公司

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