湿法脱硫毕业设计.doc

绪论 一、概述 烟气湿法脱硫工艺设备已获得广泛应用。烟气经过吸收塔/洗涤器中的碱性溶液/浆吸收其中的SO2后达标排放。无论吸收液/浆是石灰石-石膏，还是镁、钠、氨等碱性溶液，由于循环利用致使其碱性不断下降。为保证吸收效果须不断补加碱液或原浆以保持吸收液具有适宜的pH值。这是湿法脱硫工艺所需要的最基本的自动控制系统。有条件的企业，还应在此基础上增设烟气流量和SO2浓度变化时的应对措施，因为在这种情况下仅仅保持吸收液pH值是不够的，必须根据发生变化的参数及时调节吸收液流量，确保供应适当的碱量才能将SO2浓度降低到排放标准以下。 二、控制方案 烟气湿法脱硫工艺过程最基本的自动控制系统是维持吸收液/浆的最适pH值。在烟气流量、烟气成分等工艺条件基本稳定的情况下，可保持SO2排放浓度达标。然而，这一控制系统在工程实现时并非易事。原因之一是工艺流程决定了系统的纯滞后或传递滞后非常明显，相当于控制系统的‘盲区’，是造成控制过程产生较大动态误差的主要因素；原因之二是pH反应特性的严重非线性，其静态特性曲线呈“∫”形状，中和点（pH7)附近的窄小区间斜率很大，以至于较小的控制作用（加酸或加碱）就会引起pH值的大幅度变化；同等的控制量在特性曲线的其他区间，却只能获得很小的pH值变化量。二者的综合影响往往导致传统控制系统的动态品质急剧恶化。很多pH控制系统或因设计方案不合理、或因缺乏现场调试经验而告失败；有的虽则勉强投入运行，但终究逃脱不了‘开始自动，后来手动、最后不动’的局面。 该集成的pH控制系统，是在中国仪器仪表学会和北京自动化学会专家指导下设计、缜合的，务求设计方案实用、易于操作人员掌握。 前言 电厂烟气脱硫概述  火电厂采用烟气脱硫技术无疑就是是减少SO2排放的一个有效措施。然而，电厂FGD系统的投资和运行费用十分高昂，一是内因，即目前引进的FGD技术及设备费很高，这可通过国产化来降低；二是外因，即在FGD技术的选用、设计及运行上存在着许多不合理之处，使得FGD系统投资、运行费用增高，这需要对选定的FGD系统进行认真、仔细的优化。煤燃烧而产生SO2污染，为脱硫方法按锅炉燃烧工艺有三种情况：燃烧前脱硫、燃烧后脱硫、燃烧过程中脱硫。燃烧前，是通过物理、化学、生物来进行对煤炭的处理，以达到脱除煤炭中所含有硫。燃烧中，是在煤在锅炉燃烧中加入吸收剂，以吸收煤在燃烧中生成SO2：燃烧后脱硫主要是从燃烧后的烟气中脱除由于燃烧产生的SO2，大多数的脱硫工艺都采用了最后一种处理方式。并且近十年来,随着我国电力事业的飞速发展，电力环保越来越引起人们的关注。到2002年中国火电装机总容量为265.54GW，并且可以预见到2010年装机总容量将达到490GW,因此将大大增加电厂的耗煤量.耗煤量的大量增加，使严格控制燃煤产生的排放成为电力事业发展的一个重要组成部分，从排放角度看,煤燃烧产生的污染物主要是飞灰,氮氧化物和二氧化硫.使用静电除尘器或纤维过滤器可控制99%的飞灰污染,低氮燃烧器可减少氮氧化物的产生。 燃烧后脱硫处理工艺起源于世纪六十年代中旬进行了脱硫的初步探讨和工业实际示范操作，接着在火电厂开始进行了应用，70年代中期欧洲开始了进行工业应用：脱离处理工艺从诞生之日开始到现在，已经从一种的脱硫技术发展到三种的脱硫技术：湿法脱硫技术、干法脱硫技术和界于二者之间的半干法脱硫技术。 湿法脱硫技术发展到现在已经到了第五代，是应用得最广泛、工业业绩最多、运行稳定和技术成熟性最好的脱硫技术，在湿法脱硫技术中以石灰石-石膏脱硫技术应用最典范和广泛，该工艺主要采用蕴藏量十分丰富的石灰石作为原料，因为石灰石成本低廉，是很好的吸收剂。 湿式石灰石-石膏法脱硫工艺是技术成熟、业绩多、运行状况稳定的脱硫工艺，脱硫率在95%以上，而且适用各种机组和煤种，运行费用低和副产品易收回等优点。在世界各国的大型电厂中，90%以上都是采用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺技术。 但是我对于的认识有二氧化硫的控制已有多种方法。这些方法在工艺技术，可靠性，初投资和运行费用等诸多方面各有千秋。但总体上，脱硫方法可根据下面两条原则进行分类。 1. 酸性二氧化硫是否与溶液中或者浆液中或固体里的碱性化合物进行反应。 2. 反应结束后的成品是被抛弃还是转换成可用的副产品。 常用的脱硫方法是石灰石-石膏法烟气脱硫技术是目前火电厂中大规模商业化应用的脱硫方式之一，而且90%以上的国内外火电厂脱硫技术均采用石灰石-石膏法。火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫(FGD)控制系统解决方案。 控制系统 根据对火电厂石灰石-石膏烟气脱硫系统的控制要求以及从事电厂自动化控制系统设计，制造和应用集成的经验,以2×600MW燃煤机组为例，提出罗克韦尔自动化针对FGD自动控制系统