锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文（精选7篇）

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文 篇1

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计

目前, 世界上烟气脱硫工艺有上百种, 但具有实用价值的工艺仅十几种。根据脱硫反应物和脱硫产物的存在状态可将其分为湿法、干法和半干法3 种。湿法脱硫工艺应用广泛, 占世界总量的85.0%, 其中氧化镁法技术成熟, 尤其对中、小锅炉烟气脱硫来说, 具有投资少, 占地面积小, 运行费用低等优点, 非常适合我国的国情。

采用湿法脱硫工艺, 要考虑吸收器的性能, 其性能的优劣直接影响烟气的脱硫效率、系统的运行费用等。旋流板塔吸收器具有负荷高、压降低、不易堵、弹性好等优点, 可以快速吸收烟尘, 具有很高的脱硫效率。主要设计指标

1)二氧化硫(SO2)排放浓度<500mg/m3, 脱硫效率≥80.0%;

2)烟尘排放浓度<150mg/m3, 除尘效率≥99.3%;

3)烟气排放黑度低于林格曼黑度Ⅰ级;

4)处理烟气量≥15000m3/h;

5)处理设备阻力在800～1100 Pa之间, 并保证出口烟气不带水;

6)出口烟气含湿量≤8.0%。2 脱硫除尘工艺及脱硫吸收器比较选择 2.1 脱硫除尘工艺比较选择

脱硫除尘工艺比较选择如表1 所示

湿法

脱硫工艺 石灰石石膏法

脱硫效率/% 可靠性 钠法

双碱法 90～98 高 不结垢 不堵塞

氧化镁法

氨法

海水法 70～90 高 不结垢 不堵塞

喷雾干燥

炉内喷钙

循环流化

床

等离子体

半干法

干法

90～98 高 90～98 高 不结垢

90～98 高

90～98 一般 不结垢 不堵塞

70～85 一般

60～75 一般

60～90 高

≥90 高

结垢 易结垢 不结垢 易结垢 易 易 不结垢

堵塞 堵塞 堵塞 不堵塞 堵塞 堵塞 堵塞 不堵塞

占地面积 运行费用 投资 大 小 中 小 大 中 中 中 中 中

高 很高 一般 低 高 低 一般 一般 一般 一般

大 小 较小 小 大 较小 较小 小 较小 大

通过对脱硫除尘工艺———湿法、半干法、干法的对比分析: 石灰石-石膏法虽然工艺非常成熟,但投资大, 占地面积大, 不适合中、小锅炉。相比之下, 氧化镁法具有投资少、占地面积小、运行费用低等优点, 因此, 本方案选用氧化镁法脱硫工艺。2.2 脱硫吸收器比较选择

脱硫吸收器的选择原则, 主要是看其液气接触条件、设备阻力以及吸收液循环量。脱硫吸收器比较选择如表2 所示。

吸收器类型 喷淋塔 填料塔 湍球塔 筛板塔 旋流板塔 持液量 低 高 中 中 高

逆流接触

是 是 是 是 是

防堵性能

中 差 好 中 好

操作弹性 较好 较好 中 中 好

设备阻力

低 中 中 中 低

除尘性能

差 中 较好 较好 好

表2 吸收设备中: 喷淋塔液气比高, 水消耗量大;筛板塔阻力较大, 防堵性能差;填料塔防堵性能差, 易结垢、黏结、堵塞, 阻力也较大;湍球塔气液接触面积虽然较大, 但易结垢堵塞, 阻力较大。相比之下, 旋流板塔具有负荷高、压降低、不易堵、弹性好等优点, 适用于快速吸收过程, 且具有很高的脱硫效率。因此, 选用旋流板塔脱硫除尘器。3 脱硫除尘原理 3.1 氧化镁法脱硫原理

氧化镁法脱硫的主要原理: 在洗涤中采用含有MgO的浆液作脱硫剂, MgO被转变为亚硫酸镁(MgSO3)和硫酸镁(MgSO4), 然后将硫从溶液中脱除。氧化镁法脱硫工艺有如下特点:

1)氧化镁法脱硫工艺成熟, 目前日本、中国台湾应用较多, 国内近年有一些项目也开始应用。

2)脱硫效率在90.0%～95.0%之间。

3)脱除等量的SO2, MgO 的消耗量仅为CaCO3 的40.0%。

4)要达到90.0%的脱硫效率, 液气比在3～5L/m3之间, 而石灰石-石膏工艺一般要在10～15L/m3之间。

5)我国MgO储量约80亿t, 居世界首位, 生产量居世界第一。3.2 旋流板塔吸收器脱硫除尘原理

来自锅炉的含尘烟气首先进入文丘里管, 进行初级喷雾降尘脱硫处理, 而后以15～22m/s 的流速切向进入旋流板塔筒体, 首先通过离心力的作用,烟气中的大颗粒被甩向塔壁, 并被自上而下流动的吸收液捕集。当烟气高速通过旋流塔板时, 叶片上的吸收液被吹成很小的雾滴, 尘粒、吸收液和雾滴相互之间在碰撞、拦截、布朗运动等机理的作用下, 粒子间发生碰撞, 粒径不断增大。同时高温烟气向液体传热时, 尘粒被降温, 使水汽凝结在粒子表面, 粒子质量也随之增大, 在旋流塔板的导向作用下, 旋转运动加剧, 产生强大的离心力, 粉尘很容易从烟气中脱离出来被甩向塔壁, 在重力作用下流向塔底, 实现气固分离。

对于烟气中那些微细尘粒, 在通过一级塔板后不可能全部被捕集, 还有一定数量的尘粒逸出, 当其通过多层塔板后, 微细尘粒凝并, 质量不断增大后被捕集、分离, 从而达到最佳除尘效果。4 脱硫除尘工艺设计 4.1 主要设计参数

主要设计参数: 处理烟气量15000 m3/h;烟气 温度150～160 ℃;脱硫除尘塔入口烟温150～160 ℃;脱硫除尘塔出口烟温55 ℃;脱硫塔入口烟气SO2 浓度2500mg/m3(计算值);脱硫效率>83.0%(设计值);脱硫剂氧化镁粉>200目, 纯度>90.0%;液气比2～3 L/m3;脱硫剂耗量14kg/h(max);脱硫剂浆液浓度10.0%;吸收塔入口烟气粉尘浓度22g/m3(计算值);除尘效率99.3%(设计值)。4.2 脱硫除尘工艺设计说明

烟气脱硫除尘工艺可分为脱硫剂配制系统、烟气脱硫除尘系统和循环水系统三大部分。

每台锅炉配备1台旋流板塔, 锅炉烟气从烟道切向进入文丘里而后高速进入主塔底部, 在塔内螺旋上升中与沿塔下流的脱硫液接触, 进行脱硫除尘, 经脱水板除雾后, 由引风机抽出排空。

脱硫液从旋流板塔上部进入, 在旋流板上被气流吹散, 进行气液两相的接触, 完成脱硫除尘器后从塔底流出, 通过明渠流到综合循环池。

4.3 脱硫剂制备系统工艺流程设计说明

脱硫剂MgO乳液的制备系统主要由灰斗、螺旋给料机、乳液贮槽、搅拌机、乳液泵等组成。4.4 脱硫除尘工艺设备设计说明

1)文丘里管: 文丘里管由满缩管、吼管和扩张管三部分组成。

2)旋流板塔: 脱硫除尘塔(旋流板塔)塔体采用麻石砌筑, 主塔平台、支架、梯子等为碳钢,塔内件包括喷头、旋流板、脱水器、检修孔、支架、接管, 这些物件均采用316L不锈钢材质, 以确保整套装置的使用寿命。

设备外径为2540 mm(塔壁厚220mm), 高度为17000mm。

3)副塔: 塔体采用麻石砌筑, 主塔平台、支架、梯子等为碳钢, 塔内包括一层脱水器, 增加脱水效果。

设备外径为2000mm(塔壁厚200mm), 高度为17000mm。4.5 废水处理系统

脱硫废水产生量较小, 约0.5t/h, pH 在6～7 之间, 主要含SO3, MgSO4和固体悬浮物等, 建议将其汇入工厂原有沉淀池污水处理系统一并处理。4.6 烟气排放分析

经湿法脱硫洗涤净化后的冷烟气经脱水器脱水后, 温度降至露点以下, 通常为50～60 ℃, 所含水蒸气已近饱和, 极易结露, 对后续烟道腐蚀性较大, 采用蒸汽再热器提高烟气扩散温度(≥80 ℃)后经烟囱排放。

通过对锅炉烟气污染物净化, 最终排放烟气中污染物浓度预计为: 烟尘≤140mg/m3, SO2≤450mg/m3。5 投资估算和经济分析

1)工程主要费用: 46.01万元。

2)运行费用: 按月运行720h(30d×24h/d),电费0.6 元/度, 水费1.62 元/t, MgO450 元/t 计,职工月工资按800 元/人计, 各项运行费用合计0.69 万元/月。

3)效益: 环境效益, 每月减少烟尘排放472.0t, SO2排放45.4 t;综合社会效益, 按国内外资料统计, 以每排放1.0 t SO2引起综合经济损失500元计, 每月可减少综合经济损失2.27 万元;企业效益, 节支增收合计每月25.86 万元。5 结论

1)旋流板塔氧化镁湿法除尘脱硫工艺通过工程实例证明, 其系统运行可靠性高, 除尘脱硫效率高,完全达到了国家环保标准, 在技术上是完全可靠的。

2)旋流板塔氧化镁湿法除尘脱硫技术投资少,占地面积小, 运行费用低, 非常适合我国的国情。

3)旋流板塔氧化镁湿法除尘脱硫技术不但在技术和经济上是可行的, 而且经济效益和社会效益都非常显著。

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文 篇2

1.1 锅炉情况:2台21MW热水锅炉

1.2 锅炉的最大处理风量为90000 m3/h, 除尘设备阻力小于1200Pa, 脱硫塔阻力小于800Pa。

2 烟气处理量及要求

白城市为国家二氧化硫污染控制区, 锅炉烟尘最高允许排放浓度、烟气黑度限值和SO2排放浓度按《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001中二类区二时段标准执行。该锅炉房2台21MW锅炉, 每台烟气量为90000m3/h, 耗煤量为4.88t, 硫份为0.8%烟气中二氧化硫平均排放量约为1400mg/Nm3, 决定采用SJ-III型湿式高效除尘器加BLT型脱硫塔的处理工艺, 对其烟气进行净化, 除尘器除尘效率可以达到95%, 除尘后烟气进入脱硫塔, 脱硫塔有脱硫作用, 对除尘后的细小粉尘有一定的去除作用, 采用湿式氧化钙法进行脱硫和除尘, 脱硫效率大于90%, 除尘效率在原有基础上又可以达到总体除尘效率的3%, 这样总的除尘效率可以达到98%, 处理后烟气含尘浓度小于80mg/m3, 二氧化硫浓度小于300mg/m3, 满足地方和国家的环保要求。

3 设计范围

本工程设计是根据锅炉烟气情况以及锅炉房现场环境要素进行设计的。每台锅炉配用一台SJ-Ⅲ型高效湿式除尘器, 在除尘器后配有脱硫塔, 对净化后的烟气进行脱硫和除尘处理。设计范围包括湿式高效除尘器三台、脱硫吸收塔三台、脱硫剂制备系统一套、脱硫浆液循环系统、自来水补水系统一套、排污系统一套, 运行排灰管道、石灰乳给水管道及阀门。

4 工作原理和工艺流程

4.1 SJ-Ⅲ型高效除尘器工艺描述

4.1.1 结构组成

SJ-Ⅲ型高效湿式除尘器主要结构有进气口、进气通道、月牙板、水膜板、导气板、脱水装置、出烟口, 以及排灰系统、电控器、补水系统。

4.1.2 工作原理

含尘烟气由进烟口进入除尘器后, 首先进入除尘器溶液箱, 烟气以18m/s的速度冲击水面, 20-30um以上的粗大粉尘颗粒在离心力作用下进入水中, 沉淀到集灰斗内, 效率达60%以上。烟气在上一过程冲击水面后, 部分烟气在水面的反作用力作用下, 经过月牙板导流, 第二次冲击水面, 产生大量泡沫、水滴和水花, 尘粒、水、气体充分进行混合, 进一步除尘, 将20um以下粉尘捕捉收集下来, 效率达20%以上。经过上述工艺过程烟气双击水面后, 80%的粉尘被收集捕捉。烟气随大量气泡和水滴进入挡灰板处理间, 10um以下粉尘在此被挡灰板上的水膜捕捉, 除尘效率为10%以上。

4.2 氧化钙烟气脱硫工艺描述

4.2.1 氧化钙烟气脱硫原理

作为五大湿法脱硫工艺之一的氧化钙烟气脱硫技术, 目前市场占有率超过85%。氧化钙脱硫的化学原理可简化表述如下:

4.2.2 氧化钙烟气脱硫工艺流程

整个脱硫系统主要由四部份组成:脱硫剂制备系统、脱硫吸收塔系统、浆液循环系统、电控系统。

(1) 脱硫剂制备系统

本工程以外购的Ca O粉为脱硫剂, 选定脱硫氧化钙理化指标如下:

纯度:氧化钙含量≥85%

粒度:150目90%通过

具体制备方法如下:罐车运输来的Ca O通过泵打入石灰粉给料仓内, 通过给料仓底部星型卸灰阀控制Ca O的流量, 使其进入石灰乳制浆机中, 在石灰乳制浆机中通过搅拌使Ca O与水充分反应生成Ca (OH) 2乳浊液, 经脱硫剂供给泵送入吸收塔, 与烟气中的SO2反应, 达到脱硫目的。Ca O用量由石灰乳制浆机的p H值测量结果控制。

(2) 脱硫吸收塔系统

为使气液分布均匀, 确保脱硫效率和除雾效果, 塔内布置2级喷淋, 为加强除尘效果, 下部加装一组旋流板, 顶部加装两级旋流板脱水除雾器, 配备反冲洗喷头。系统阻力不超800Pa。气液比选择1:2.7。锅炉烟气经除尘后, 进入脱硫吸收塔系统。烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中, 以便脱除SO2、SO3、HCL和HF, 并消耗作为吸收剂的石灰。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中, 通过喷嘴雾化, 使气体和液体充分接触。

浆液循环系统

除尘器收集粉尘颗粒和脱硫产生的固体硫酸钙沉降到集灰斗中, 进入链式除渣机内。在除尘器水箱内安有溢流管, 当除尘器水箱内的水位超过正常水位时, 将溢流管流出的水直接打入石灰乳制浆机内, 保持正常水位, 可以补充制浆水分, 形成循环。处理后的烟气经烟道、引风机后进入烟囱排放, 进入大气。

4烟气脱水装置

对于脱硫系统能否正常运行, 脱水装置的设计是关键, 本方案脱硫塔上部选用两级旋流板脱水装置, 保证烟气中不带水, 因此可以使引风机中的叶轮不受磨损和腐蚀, 增加设备运转率并延长使用寿命。

脱硫塔本体内部的防腐材料采用玻璃鳞片:HF-2环氧玻璃鳞片防腐涂层胶是一种改性树脂。合成树脂部分为纳米颜填料, 性能特点:胶粘剂的性能, 涂料的状态;优良的耐腐蚀性、耐磨性、耐老化性;致密性涂膜结构, 抗渗透性强, 附着力好;固化体积收缩率小, 热膨胀系数小。

5 技术改进

我国除尘器厂商生产的湿式除尘器主要问题是脱水不彻底, 造成引风机叶轮腐蚀严重、防腐层寿命短、除尘器漏水等问题。

SJ-Ⅲ型除尘器可以使烟气能彻底的脱水;防腐耐磨涂料严格按照国家规定和厂内标准施工, 涂耐磨材料前, 钢板表面彻底清除油污、除锈, 涂抹完毕后用稀硫酸养生三遍, 使用寿命达10年以上。除尘器上增设水膜板, 提高除尘脱硫效果。月牙板加长, 增加冲击水面长度, 气水比更加合理。净化烟气经脱水部件和缓慢的漂移速度, 确保出口烟气不带水, 延长引风机的使用寿命。并且水位是由电器系统自动控制的, 水位高度调节准确方便。

摘要：介绍了锅炉房烟气脱硫、除尘的工作原理和工艺流程, 对脱硫除尘设备的特点和技术参数进行了详细介绍。

关键词：脱硫除尘,工作原理,工艺流程

参考文献

[1]锅炉及锅炉房设备 (第2版) [M].北京:中国建筑工业出版社, 1990.

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文 篇3

改革开放以来，我国的经济得到了快速的发展，煤炭能源在我国的经济发展和社会发展过程中占有重要的地位，而且，随着经济的快速发展，我国的煤炭能源使用也在不断增多。每年有12万余吨的煤炭直接用于燃烧，这其中火电厂企业便是主要的煤炭消耗企业之一，煤炭的使用量一直处于增长的趋势，而煤炭在燃烧的过程中会排放出大量的污染物，这些污染物包括氮氧化物、二氧化硫及烟粉尘等都是污染非常严重的物质，这些污染物会对当地的环境造成很大的影响，甚至有一些地区会产生酸雨，对当地人们的生产和生活造成了非常大的不利影响。

氮氧化物作为主要的大气污染物之一，它自身是一种一次污染物，同时它会参加大气光化学反应进行二次污染，其中一次污染过程会对人体健康造成较大的危害，而在二次污染过程中氮氧化物会参加大气光化学反应产生酸雨、灰霾和臭氧等二次污染物。而火电厂锅炉作为氮氧化物等污染物的主要排放源之一，对火电厂锅炉采取脱硫脱硝及烟气除尘技术对煤炭资源进行处理是非常必要的，这样做既可以保证火电厂企业的发展，同时也能保证生态环境的可持续发展，保证人们的正常生活及身体健康。

脱硝技术在火电厂锅炉中的发展

从目前火电厂锅炉的生产及治理情况来看，脱硝技术在火电厂锅炉的生产过程中得到了较为广泛的应用。这种技术的脱硝方式分为两种来进行。这两种方式分别为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。这两种方式可以保证它们能够进行充分燃烧，这是它们在火电厂锅炉被采用的主要原因之一，其次它们还可以促使更多的火电厂脱硝功能，并且火电厂锅炉内部的压力也得以提高。现在SNCR烟气脱硝技术也可以被采用到进行脱硝，针对的是锅炉内部的烟气。将尿素即还原剂放置在烟气中经过化学反应生成水和氮气，而在这个化学反应过程中，温度会非常高，在300℃一400～（2之间，这就是这种技术的施工工艺。在这种施工工艺中会提高烟气脱硝的效率，大概会有60-90%的上升比例，并且炉膛是这种SNCR烟气脱硝技术的反应器，脱硝还原剂会在炉膛达到850-1100℃的温度时分解出氮气，并在炉膛内部反应生成一氧化氮，与此同时，SNCR会与其发生化学反应生成氮气。其次，这种技术的脱硝效率在20-50%之间，效率并不是很高，而这种情况下会产生一氧化二氮，这种污染物排放到大气中会严重影响臭氧的生成。虽然SNCR/SCR联合烟气脱硝技术的脱硝效率在60-80%，但是它的系统比较复杂，在实际的生产过程中还是不经常被采用的。

脱硫技术在火电厂锅炉的发展

石灰石或者石膏湿法脱硫技术是常用的脱硫技术。但是对于重点技术在吸收塔的火电厂来说，吸收塔有很多种型号、吸收塔样式有很大的不同，以上几点都会使这种脱硫技术的有很大不同的效果。一般情况下，吸收塔有填料塔、液柱塔、喷淋吸收塔和鼓泡塔四种类型。第一种是填料塔，填料塔内部有固定的填料，在这种填料层表面，可以使浆液流下，炉内的烟气会与其发生融合反应，这样就可以将脱硫过程完成，但是这种方式有一定的缺点，就是堵塞的情况会比较容易发生，而且操作也比较少。第二种是液柱塔，液柱塔是通过烟气，使它们与气、液进行融合，使传质的完成更加充分，可以将脱硫过程完成，但是同样这种方式也有一定的缺点，在生产过程中会造成较多的脱硫损失。第三种是喷淋吸收塔，这种喷淋吸收塔是目前脱硫技术中应用比较广泛的一种，因为炉内的烟气是通过自上而下的方式进行运动，喷淋吸收塔可以更加充分的吸收烟气，因为它是进行向下喷射的喇叭状装置，这种装置会进行垂直向下喷射或者以一定角度向下喷射。虽然它相较于前两种在结构和造价上都有优势，但是烟气分布不均匀是它的一个缺点。第四种是鼓泡塔，这种鼓泡塔的烟气会被石灰石压在下面，这样烟气就可与浆液进行融合，融合过程之后会产生鼓泡，这样的脱硫效果比较好，也有比较高的效率，但同样也有缺点，就是它的结构会比较复杂，而且会产生比较大的阻力。

烟气除尘技术在火电厂锅炉的发展

火电厂烟气除尘技术，效率比较高的还是电除尘技术，旋转电极的方式在电除尘技术中是比较经常被采用的方式，在这种方式中的旋转电极电场中，回转的阳极板和旋转的清灰刷是在这种电场中阳极部分采用的方式。反电晕厚度是烟尘厚度的一个极限值，当达到这个极限值时，这种技术就可以将彻底清除上面积累的灰尘，并且二次烟尘的情况不会发生，因此，这种除尘技术效果比较好，而且也会降低烟尘的排放浓度。此外，有一些火电厂的粉尘排放标准会相对定的比较高，这种情况下，增加湿式静电除尘器是很有必要的，由于电负离子可以被烟气中的粉尘颗粒吸附，所以吸附积尘比较适合的方式就是湿式静电除尘器，这种湿式静电除尘器的效率可以达到70%，相对于千式电除尘器效率更高。

关于火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘控制技术一体化的建议

关于火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘一体化的必要性。火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘一体化的开发有一定的必要性，主要原因如下：

二氧化硫和氮氧化物都属于酸性氧化物的种类，脱硫脱硝同时进行在理论上是可行的。目前安装烟气脱硫设施在我国的火电厂是基本具备的设施，如果可以开发出火电厂脱硫脱硝协同控制技术，将其与现有的脱硫技术相结合，脱硝技术的改造成本会有很大程度的降低。

目前我国使用的脱硫技术和脱硝技术都有其不足之处，比如上文所说的SNCR会与其发生化学反应生成氮气，效率并不是很高，而这种情况下会产生一氧化二氮，这种污染物排放到大气中会严重影响臭氧的生成。SNCR/SCR联合烟气脱硝技术的系统比较复杂，在实际的生产过程中还是不经常被采用的。

目前火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘系统技术都具有比较紧凑的结构，也具有比较低的投资和运行费用，也很方便运行管理，这种技术是非常符合我国目前火电厂锅炉情况的，大规模推广是可以进行的。

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘协同控制技术研究。在火电厂锅炉中，煤炭燃烧技术可以在脱硫技术的时候与烟气脱硝技术相结合，这样在成本和能源上都可以有一定的节约作用。在脱硫技术过程中，可以采用省煤器进行分段，并且，锅炉有高负荷和低负荷等不同状态，在低负荷状态的时候，有一些区域的温度是催化剂的活化反应温度可以被满足的，可以把脱硝设置在这种区域增设，这样也可以达到节能的需求。在脱硝技术过程中，可以采用两种吸收塔相结合的技术进行控制，比较推荐的一种结合方式就是液柱塔+喷淋吸收塔双塔结合的方式，液柱塔由于可以出去除烟气中70%左右的二氧化硫，因此可以作为前塔，在前塔吸收完之后进入到逆流喷淋吸收塔，这样可以将剩余的二氧化硫进一步脱除，这样经过双塔处理之后的气体就可以达到排放标准，脱硫效率最高可以达到98.5%；同时在除尘技术上，可以采用千式旋转电机除尘器和湿式除尘器结合使用的方式进行除尘，千式旋转电机除尘器放在脱硫前使用，湿式除尘器放在脱硫后使用，与此同时热量回收装置也可以安装在烟气系统中，这样除尘效率也可以得到提高。

总而言之考虑到火电厂的成本、技术和设施等方面，为了使火电厂可以更好更快地发展，并且可以满足严苛的环保要求，火电厂锅炉脱硫脱硝技术以及烟气除尘技术应该实现一体化。

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文 篇4

烟气脱硫工程建设与管理工作的通知

发布时间：2010-04-06 西安环保局

市环发„2010‟50号

各环保分（县）局，市环境监测站、市环境监理处、市环境科学研究院、各相关处室，各相关单位：

为了进一步规范我市中小型燃煤锅炉（总出力≥20T/H）烟气脱硫工程建设与管理工作，扎实推进我市二氧化硫减排工作的深入开展，根据国家相关脱硫技术规范和减排核查文件要求，结合我市二氧化硫减排工作实际，现将有关事项通知如下：

一、脱硫工程建设

（一）脱硫设计单位资质

所有脱硫工程必须由具备相应设计资质的单位进行设计，对承接燃煤锅炉总出力≥100T/H脱硫工程的单位，必须具备环境污染防治工程（废气）设计乙级以上资质或委托具备该资质的专业设计单位进行设计。

（二）脱硫工程建设标准

1、脱硫装臵在满足排放标准和总量控制要求的前提下，设计脱硫效率应大于90%；同时，二氧化硫排放浓度须低于300mg/m3，烟尘排放浓度须低于80mg/m3。

2、脱硫和除尘设施应分开设臵，不得采用脱硫—除尘一体化装臵。脱硫装臵宜按照一炉一塔进行配臵，对锅炉负荷较小或受场地限制等原因需按照多炉一塔设计或采取其它脱硫形式时，建设单位应向市环保局提出书面申请并抄送辖区环保部门，由市环保局科技监测处现场核查并对照国家技术规范审核后予以批复。

3、脱硫剂浆液制备系统应设臵脱硫剂自动添加和称重计量装臵；脱硫剂选择应与脱硫工艺要求相一致，脱硫剂品质必须满足《工业锅炉及炉窑湿法烟气脱硫工程技术规范》（HJ462-2009）相关要求，确保达到预期脱硫效率。

4、脱硫装臵应配备自动控制系统（PLC+上位机或DCS系统），对关键工艺控制参数（如脱硫液pH值、液位等）应进行自动调节与控制；对脱硫液pH值、液位、系统阻力、烟气温度、循环泵电流、物料（脱硫剂、水、电）消耗、烟气流量以及二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等主要参数进行监控，并满足六个月以上的数据存储量和趋势曲线查询输出功能。同时，对上述参数应预留单独输出接口，便于环保部门远程监控脱硫系统运行情况。

5、燃煤锅炉总出力≥20T/H的单位，脱硫装臵出口都应安装烟气在线监测系统，监测内容应包括二氧化硫、烟尘、氮氧化物折算浓度等；燃煤锅炉总出力≥100T/H的单位，脱硫装臵入口前也应安装烟气在线监测系统，安装位臵应位于除尘、脱硫装臵前，监测内容包括二氧化硫折算浓度；在线监测系统应与市环保局联网。

6、循环流化床锅炉可采用炉内喷钙或炉前加钙两种工艺，钙/硫应控制在2以上；脱硫系统运行必须采用DCS自动控制系统；加钙系统必须规范，有计量装臵，罗茨风机或给料机须为变频控制，计量和变频电机电流接入DCS系统；DCS系统应记录脱硫剂消耗量、变频电机电流以及烟气出口温度、流量、二氧化硫、烟尘、氮氧化物浓度等参数，并确保可随机调阅上述运行参数和趋势曲线，相关数据至少保存六个月以上。循环流化床锅炉只需出口安装烟气在线监测系统，监测内容应包括二氧化硫、烟尘、氮氧化物折算浓度等，并同时与省环保厅和市环保局联网。

7、采用双碱法工艺的脱硫工程，两种脱硫剂均应设臵自动添加和计量装臵，并将脱硫剂计量参数（单次量和累积量）接入自动控制系统界面。

8、所有烟道均应进行保温，与湿法除尘或脱硫后低温湿烟气接触的烟道和烟囱还应采取必要的防腐措施，烟囱底部应考虑排水措施，确保烟囱安全使用。

（三）脱硫建设保障

1、所有脱硫设计方案（含新建项目）必须符合本通知要求，经市环保局科技监测处审查通过后方可施工。

2、脱硫工程施工必须委托专业的环境监理单位进行全程监理，确保工程质量达到设计要求。新报批或已审批通过但未竣工验收的10t/h以上燃煤锅炉建设项目，同步建设脱硫设施应达到本通知要求后，项目单位方可申请验收。

二、脱硫工程验收

（一）验收基本程序

脱硫工程（不含三同时项目）建成具备试运行条件后，建设单位在经市环保局批准后方可进行脱硫设施试运行。试运行稳定后建设单位应委托市环境监测站进行竣工验收监测和在线监测装臵比对监测，监测结果均达到相关标准并具备验收条件后，建设单位应及时向市环保局科技监测处提交竣工验收申请。

（二）验收所需资料

脱硫工程竣工验收应提供脱硫工程技术报告、工作报告、环境监理报告、验收监测报告、比对监测报告、脱硫装臵72小时连续运行性能实验报告（主要包括72小时运行效果分析、物料消耗分析、设备运行分析等，并附脱硫设施运行参数曲线图）。申请减排补助资金的项目还应按照市环保局规划投资处要求提供相关资料。

（三）组织验收

脱硫工程（不含三同时项目）具备验收条件后，由市环保局科技监测处（或委托环保分县局）组织相关业务处（科）室和专家进行验收；三同时项目涉及脱硫工程的由市环保局环境影响评价处组织（或委托环保分县局）验收。

无特殊原因，在线监测装臵的验收应与脱硫工程验收合并进行。

三、减排补助资金的申请和拨付

（一）申请基本程序

根据《西安市环境保护局关于申报2010年环保专项资金项目的通知》（市环发„2010‟7号）要求，各环保分（县）局负责受理汇总和上报本辖区二氧化硫减排工程项目，待市环保局审查通过后，由各环保分（县）局通知相关单位编制脱硫技术方案。脱硫技术方案由市环保局科技监测处负责初审和汇总，方案初审通过的项目由规划投资处组织进行专家评审，评审通过的项目即可按程序申领补助资金。

（二）补助资金拨付

已批复下达的减排资金补助项目开工建设后，应先由市环保局科技监测处和辖区环保部门对项目开工建设情况进行确认，然后按照市环保局规划投资处要求准备相关财务资料，均符合要求后即可按规定比例申领补助资金，剩余补助资金待项目竣工验收完成后一次性拨付。

（三）脱硫方案变更

已取得二氧化硫减排补助资金批复的项目，不得擅自变更脱硫技术方案，若确需变更，须经市环保局科技监测处审查认可后方可实施，否则不予拨付剩余资金。

（四）补助资金管理

1、《西安市环境保护局关于规范我市中小型燃煤锅炉烟气脱硫工程建设标准的通知》（市环发„2009‟223号，2009年8月11日）之前批复的脱硫工程建设项目，可按照相关规定申请二氧化硫减排补助资金，该文件之后批复的新、扩、改项目涉及的锅炉脱硫工程不得申请。

2、已批复下达的二氧化硫减排补助资金项目（名单附后），必须在2010年内完成脱硫工程建设（或整改），对未按时完成的企业，我局将停止拨付已下达补助资金的剩余部分，对进展缓慢、无法取得预期二氧化硫减排效益的企业，我局有权追回已拨付的减排补助资金。

3、申报减排补助资金的脱硫工程必须当年全部开工建设（或建成），对未按规定执行的建设项目，市环保局将追回已拨付的减排补助资金，并追究申报单位、辖区环保分县局相关责任。

四、脱硫工程监管

（一）已投运脱硫设施应加强维护与管理，保证脱硫设施脱硫效率和投运率均能达到设计要求。一旦脱硫设施出现故障需停运检修，应及时书面报告辖区环保部门，并迅速采取措施进行抢修。同时，各脱硫设施运行单位应按照相关要求建立脱硫设施生产运行台帐，及时收集整理减排档案。

（二）各环保分县局负责督促辖区内总出力20t/h以上燃煤锅炉使用企业按时完成脱硫工程建设，对今年确实无法完成脱硫工程建设的企业，各环保分县局应督促其进行情况说明，延期或改集中供热的企业必须说明理由并明确具体实施时间，3月31日前由各环保分县局将汇总结果报送市局科技监测处。

（三）为了确保我市2010年二氧化硫减排任务的顺利完成，并为2011年污染物减排工作打下基础，市环保局将对今年未按时完成脱硫工程建设（或整改）的重点企业（名单附后）采取以下惩治措施：

1、停办涉及该企业的所有环保手续。

2、取消该企业未来三年所有环保补助资金申请资格。

3、加大监管力度，一旦发现超标排放现象，一律高限处罚并加倍征收排污费，并将企业环境违法行为向金融机构通报和通过媒体进行曝光，必要时可挂牌督办。

联系人：李博陈超电话/传真：8842881

2二〇一〇年三月八日

2010年二氧化硫重点减排企业名单

（共59家）

1、西安朱雀热力有限责任公司（碑林区）★

2、西铁建筑安装工程有限公司（碑林区）

3、西安铁路信号工厂（碑林区）

4、西安航空动力控制工程有限责任公司（莲湖区）★

5、陕西省西安制药厂（莲湖区）

6、西安西联供热有限公司（莲湖区）

7、西安市三安物业发展有限责任公司（莲湖区）

8、西安市雁东供热有限公司（雁塔区）★

9、西安石油大学（雁塔区）

10、西安城建开发公司（雁塔区）★

11、西安际华三五一一家纺有限公司（雁塔区）

12、陕西宇航科技工业公司（灞桥区）★

13、庆华电器厂（灞桥区）

14、西安嘉晟热力公司（灞桥区）★

15、西安西港物业管理有限责任公司（灞桥区）

16、西安市蔡伦造纸厂（未央区）

17、维美德西安造纸机械有限公司（未央区）

18、西安核设备有限公司（未央区）

19、西安航空发动机（集团）有限公司（未央区）

20、西安轨道交通装备有限责任公司（未央区）★

21、青岛啤酒西安汉斯集团有限公司（未央区）★

22、西安医学院（未央区）

23、西安工业大学未央校区（未央区）

24、陕西科技大学未央校区（未央区）★

25、西安飞机国际航空制造股份有限公司（阎良区）

26、中航第一飞机设计研究院（阎良区）★

27、西安市阎良热力有限公司东部供热中心（阎良区）★

28、中国飞行实验研究院（阎良区）

29、西安市临潼区汉兴纸业有限公司（临潼区）★

30、西安邦淇制油科技有限公司（临潼区）★

31、西安伊利泰普克饮品公司（临潼区）★

32、西安银桥生物科技有限责任公司（临潼区）★

33、西安陕鼓动力股份有限公司（临潼区）★

34、临潼机关供热服务中心（临潼区）★

35、西安标准工业股份有限公司（临潼区）★

36、西安下店玉米开发实业有限公司（长安区）★

37、西安市奥辉造纸厂（长安区）★

38、西安惠强纸业有限责任公司（长安区）★

39、秦悦实业有限责任公司（长安区）★

40、兄弟纸业有限责任公司（长安区）

41、西北政法学院长安校区（长安区）

42、西安财经学院长安校区（长安区）★

43、西安电子科技大学长安校区（长安区）★

44、陕西师范大学长安校区（长安区）★

45、西安秦岭纸业有限公司（长安区）★

46、西安市长安区新区热力有限公司（长安区）

47、大唐户县热电厂（户县）

48、西安国维淀粉有限责任公司（户县）★

49、西安石油大学户县校区（户县）★

50、中化近代环保化工有限公司（高陵县）★

51、陕西中兴林产有限公司（高陵县）

52、高陵鹿城供热有限公司（高陵县）

53、西安高科管理服务公司热力分公司（高新区）

54、西安新科热力管理服务公司（高新区）★

55、西安市城北供热有限公司（经开区）★

56、经发新能源有限责任公司（经开区）★

57、西安市热力公司城北凤城站（经开区）

58、西安太华热电有限责任公司（浐灞区）

59、西安热电供热有限公司（航天基地）★

锅炉炉窑脱硫除尘的发展动态论文 篇5

摘要：通过“九五”攻关项目，促进了我国工业锅炉烟气脱硫技术的进一步发展。“湿式脱硫除尘工艺和装备研究”是针对我国中小型燃煤锅炉量大面广、燃用煤种差异性大、是影响我国城市大气环境质量的主要污染源的现状而展开的科技项目。它是在“八五”科技攻关的基础上研究开发的五种型号的系列化产品和典型脱硫工艺，并已在工程中得到应用。具有适用范围广、性能稳定、投资运行费用低等特点，同时解决了国内普遍存在的灰水污染水体、使用寿命较短、设备带水严重和钙基脱硫系统易结垢等共性问题。其整体研究具国际先进水平，并获得中国专利四项，是一项适合我国国情的实用性技术。

关键词：工业锅炉 炉窑 消烟除尘 烟气脱硫

一、工业锅炉炉窑的消烟除尘

我国的燃煤工业锅炉，主要分为蒸发量≥1t/h生产、采暖锅炉;量大面广的茶浴炉、公福灶及千家万户的炊事灶;工业生产窑炉。

1、≥1t/h的生产、采暖锅炉这部分锅炉一般为机械燃烧方式，燃烧完全，尾部安装除尘设备。在运行管理好的情况下，能达到国家锅炉大气污染物排放标准。其中1～<10t/h的燃煤锅炉，多采用多管旋风除尘器，除尘效率一般在90%～95%，对细微粉尘的分级效率dc50在5μm左右;≥10t/h的燃煤锅炉，多采用麻石文丘里水膜除尘器，除尘效率一般在95%以上，对细微粉尘的分级效率dc50在3μm左右。

2、茶浴炉、公福灶、炊事民用小煤炉这些炉灶量大面广，又是低烟囱排放，锅炉燃烧效率低。近几年来，这些小炉灶，在大城市采用改变燃料结构及改烧型煤，大大减少了污染物的排放。但是在中小城镇，特别是农村，民用采暖、炊事仍直接燃用原煤，污染物排放浓度高。

3、工业用炉窑主要用于加热，锻造、烘干、型砂，多为手烧炉，因此在加煤、捅火阶段，黑烟滚滚。近几年虽然在能源结构改造方面做了大量工作，但在许多地区，这部分炉窑的排烟浓度大，林格曼黑度在二级以上，仍急待开发窑炉污染治理设备。

二、工业锅炉烟气脱硫

通过“九五”攻关项目，促进了我国工业锅炉烟气脱硫技术的进一步发展。“湿式脱硫除尘工艺和装备研究”是针对我国中小型燃煤锅炉量大面广、燃用煤种差异性大、是影响我国城市大气环境质量的主要污染源的现状而展开的科技项目。它是在“八五”科技攻关的基础上研究开发的五种型号的系列化产品和典型脱硫工艺，并已在工程中得到应用。具有适用范围广、性能稳定、投资运行费用低等特点，同时解决了国内普遍存在的灰水污染水体、使用寿命较短、设备带水严重和钙基脱硫系统易结垢等共性问题。其整体研究具国际先进水平，并获得中国专利四项，是一项适合我国国情的实用性技术。

当前，我国<10t/h的燃煤锅炉多采用优质煤及尾部湿式简易脱硫技术，优质煤含硫<0、5%，灰分在10%左右，简易脱硫效率一般在30%～50%;≥10t/h的燃煤锅炉多采用麻石水膜脱硫除尘器，脱硫效率一般在30%～60%，除尘效率在96%以上。

三、电站锅炉脱硫

1、二氧化硫排放及污染现状

我国二氧化硫排放量居世界首位，已连续多年超过万吨，其中火电厂排放二氧化硫接近总量的50%，两控区二氧化硫排放量占总量的60%。我国酸雨和二氧化硫污染严重，酸雨面积已经占国土面积的30%，酸雨和二氧化硫污染造成经济损失每年在1000亿元以上。我国能源结构的特点决定了控制燃煤二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点，而控制火电厂二氧化硫排放量又是控制燃煤二氧化硫污染的.关键。目前我国主要采用了使用低硫煤、关停小火电机组以及部分火电厂安装烟气脱硫装置等措施控制火电厂二氧化硫排放，其中使用低硫煤贡献最大。受我国国情决定，未来控制火电厂二氧化硫污染最主要的方法是烟气脱硫。

但到目前为止，我国还不完全具备20万千瓦以上机组烟气脱硫设计和设备成套能力。由于技术、经济及政策等方面的原因，目前我国烟气脱硫工程已投入运行的火电厂装机总容量才510、5万千瓦，仅占全国火电厂装机容量的2、1%，火电厂烟气脱硫工程进展缓慢。根据烟气脱硫国际经验以及国家有关部门的脱硫技术政策，未来我国烟气脱硫的技术路线是以湿法脱硫为主、其他方法为辅。

火电厂烟气脱硫行业有几个典型特征：脱硫投资、运行成本高，而主要的收益是环境效益;属典型的政策引导型行业，国家有关政策有巨大的影响。

2、目前国内主要烟气脱硫企业

(1)龙源环保(国电电力)引进了德国所坦米勒公司的石灰石-石膏湿法脱硫技术。公司先后参与了多个中外合作示范工程，如中日合作的山东黄岛电厂与太原第一热电厂、中德合作的重庆电厂、浙江半山电厂、云南小龙潭电厂等示范工程，在脱硫领域处于相对领先地位。龙源环保6月总承包北京京能热电股份公司4号炉(200MW)脱硫改造工程，是公司第一次独立完全承揽的脱硫工程。

(2)浙江菲达浙江菲达是电除尘器领域的骨干企业，公司出资3000多万元从瑞典引进ABB公司荷电干法烟气脱硫(NID)法，并且完成一台中型机组(浙江巨州化学工业公司自备电厂70MW机组)脱硫项目，目前运行状况良好。由于公司在烟气处理领域多年，具有相当经验，再加上公司在烟气脱硫领域进展较快，因此在该领域综合竞争力较强。

(3)龙净环保该公司是我国环境保护产业的重点骨干企业，位居电除尘器行业前十强，在烟气处理(除尘)方面有丰富经验。龙净环保计划利用新股募集资金1、624亿元投资烟气脱硫产业，目前技术合作方为美国GE公司。龙净公司与中国节能投资公司合资成立福建省龙岩市龙净脱硫工程有限公司，注册资本3960万元，公司持股比例为80%。龙净脱硫公司主要从事脱硫、除尘设备的设计制造、咨询服务及工程承包业务，承担着国债专项资金建设燃煤电站烟气除尘脱硫装置国产化项目。龙净环保目前还处于烟气脱硫技术引进的前期。

(4)凯迪电力公司投资4900万元从德国WULL公司引进RCFB-FGB干法烟气脱硫技术，生产与单机30万千瓦以下的电站锅炉配套的脱硫装置，并拥有国内第一台具有全部自主知识产权的旋转喷雾干燥法烟气脱硫试验装置。7月19日凯迪电力等六家单位联合组成的武汉市烟气脱硫环保产业基地正式挂牌成立。目前公告拟增发新股引进湿法脱硫技术，这将扩大公司承接烟气脱硫领域的范围。

(5)九龙电力主营电力生产及电力技术服务。公司通过新股募集资金控股重庆远达环保(集团)公司(注册资本5000万元)进入烟气脱硫行业，采用的是日本三菱重工的石灰石-石膏湿法脱硫技术，将组织实施国家计委(计高技[]1297号文)下达的总投资为1、65亿元的“烟气脱硫技术及装置高科技技术产业化示范工程建设项目”。

(6)清华同方公司具自有知识产权的干式循环流化床烟气脱硫技术，该技术适用于300MW以下的机组，目前正应用于清华大学试验电厂的烟气脱硫示范工程。公司还开发了液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术，目前应用于沈阳化肥总厂的烟气脱硫示范工程。经过三个月的调试运行，已经通过了有关部门的鉴定。

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文 篇6

无烟气旁路脱硫系统在锅炉投油运行时的措施

摘要：无烟气旁路的脱硫装置与锅炉串联为一体,成为锅炉烟风道的一部分,是烟气排放的唯一通道,脱硫装置的.高投运率是确保锅炉主机安全稳定运行的关键.本文分析了锅炉启动及低负荷稳燃运行时锅炉投油对脱硫装置的影响因素,从设计和运行的角度,提出了相应的解决措施.作 者：孙琦明 滕召刚 SUN Qi-ming TENG Zhao-gang 作者单位：浙江蓝天求是环保集团有限公司,杭州,310012期 刊：中国环保产业 Journal：CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY年，卷(期)：,“”(4)分类号：X701.3关键词：脱硫装置 无烟气旁路 锅炉投油 措施

锅炉烟气除尘脱硫工程工艺设计论文 篇7

1 二氧化硫(SO2)的来源

我国平板玻璃工业多数企业使用重油作为燃料,少数使用煤气和天然气。根据调查,以重油作为燃料的企业占95%以上。重油的含硫率在0.5%~3%,炉窑烟气中主要污染物是SO2、烟尘、NOx、HCl以及HF等,其中SO2是污染物总量控制指标之一。

以重油为燃料的玻璃熔窑,其烟气中的SO2主要来源于以下几个方面:

1)重油燃烧,S元素转化为SO2;2)生产原料中芒硝分解,生成SO2;3)煤粉中所含S元素转化成SO2。

重油的含硫率因来源不同而变化较大,生产原料中芒硝的用量也不尽相同,玻璃成品中也会溶解少量的SO2。一般而言,玻璃熔窑烟气中SO2的产生浓度约为1 500~3 600 mg/Nm3。

2 烟气脱硫除尘工艺

2.1 现状

国外烟气脱硫除尘技术已经成熟,国内烟气脱硫技术在电力行业应用较为广泛。由于玻璃行业生产的高度连续性和生产过程中玻璃熔窑窑压要求相对稳定的特殊性,制约了烟气脱硫除尘技术在玻璃行业的应用,因而玻璃熔窑烟气的脱硫除尘技术进展缓慢。但经过近十几来年的发展,多种脱硫除尘工艺在玻璃行业中得到了广泛应用。

2.2 典型工艺比较

燃油后烟气脱硫除尘技术可分为湿法、半干法和干法3类工艺。湿法脱硫技术成熟,效率高,Ca/S比值低,运行可靠,操作简单,但脱硫产物的处理比较麻烦,烟气温度低不利于扩散,传统湿法的工艺较复杂,占地面积和投资较大;半干法、干法的脱硫产物为干粉状,处理容易,工艺较简单,投资一般低于传统湿法,但用石灰石/石灰作脱硫剂的半干法、干法的Ca/S比值高,脱硫效率和脱硫剂的利用率低。

玻璃工业烟气脱硫技术没有设计规范,因此参照《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》(DL/T5196—2004)中有关内容,并结合玻璃工业的行业特点及现有玻璃熔窑烟气脱硫除尘装置的实际运行状况,确定典型脱硫除尘工艺为:

1)干法/半干法工艺;2)石灰石/石灰、钠碱等湿法工艺;3)双碱法再生工艺。

2.2.1 干法/半干法工艺

干法/半干法工艺是采用干态/半干态脱硫剂与烟气中的SO2等污染物反应,生成干态颗粒状的脱硫产物,经电除尘器处理后排放,工艺流程见图1。

若玻璃熔窑烟气中SO2、烟尘的浓度分别以3 600 mg/m3、300 mg/m3计,而《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078—1996)中二级标准限值分别为850 mg/m3、200 mg/m3。因此,烟气中SO2、烟尘的去除率分别至少为76.4%、33.3%;若有污染物总量限制,则要求有更高的去除率。

干法工艺脱硫率一般为70%,提高脱硫率的方法通常为提高Ca/S比值,提高吸收剂的比表面,向烟道内喷水等。这些方法虽然可以提高一定的脱硫率,但同时增加了运行费用,烟尘的排放量也增大,对除尘器也提高了要求。因此,从技术经济的角度看,干法工艺不是玻璃熔窑烟气处理的最优工艺。

半干法工艺脱硫率一般比干法高,参照《火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法》(HJ/J178—2005)以循环流化床法为例,脱硫效率为85%,则SO2排放浓度可降至540 mg/m3(小于850 mg/m3),可实现达标排放。目前,该工艺可作为一种玻璃熔窑烟气处理工艺。

然而,《平板玻璃工业污染物排放标准》(征求意见稿)已经发布,该标准将在近几年实施,各污染物指标排放限值见表1。

注:排放浓度单位为mg/Nm3。

由表1可见,以重油为燃料的玻璃熔窑烟气中SO2的排放浓度限值为500 mg/m3。可通过提高Ca/S比值来提高脱硫率,但当Ca/S比值大于1时,脱硫率增加缓慢,最后趋于饱和,增加了运行费;即使脱硫率稍有提高,SO2排放浓度刚好达到排放标准,除尘器出口的烟尘浓度也有所增加,而标准中烟尘的排放浓度限值为50 mg/m3。因此,从系统可靠性的角度看,半干法工艺在《平板玻璃工业污染物排放标准》实施后将较难满足要求。

2.2.2 石灰石/石灰、钠碱等湿法工艺

石灰石/石灰、钠碱等湿法工艺是采用石灰石/石灰、钠碱等溶液作为脱硫剂,与烟气中的SO2等污染物反应,生成钙基或钠基的硫酸盐、亚硫酸盐混合液,经沉淀、曝气氧化后的钙基或钠基的硫酸盐溶液外排,工艺流程框图见图2。

若玻璃熔窑烟气中SO2、烟尘的浓度分别以3 600 mg/m3、300 mg/m3计,湿法脱硫工艺的脱硫率一般大于90%,则SO2的浓度可降至360 mg/m3(小于850 mg/m3,也小于500 mg/m3)以下,烟尘排放浓度可降至50 mg/m3以下,对氮氧化物、氯化氢、氟化氢等都有一定的去除率。可见,该工艺不仅可以满足现行的《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078—1996)的要求,还可以满足将要实施的《平板玻璃工业污染物排放标准》的要求。因此,湿法脱硫工艺是一种可满足玻璃熔窑烟气处理要求的工艺。

湿法脱硫工艺中使用的吸收剂有石灰石/石灰、纯碱、液碱等。钠碱法是用纯碱或液碱作为吸收剂,由于纯碱、液碱都是重要的工业原料,价格稍高,提高了这种方法的运行费;而石灰石/石灰价格较低,可大大降低运行费。参照《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石/石灰-石膏法》(HJ/T179—2005)中有关内容,石灰石中CaCO3含量宜高于90%,粉状细度应保证325目90%过筛率;当厂址附近有可靠优质的生石灰粉供应来源时,可以采用生石灰粉作为吸收剂,其纯度应高于85%;充分考虑管道的腐蚀、磨损与堵塞问题。因此,从减少一次投资费用,兼顾降低日常运行费用来看,石灰石/石灰法工艺是一种可选的湿法脱硫工艺,在一定程度上能够适应我国玻璃熔窑烟气处理的需求。

2.2.3 双碱法再生工艺

双碱法再生工艺采用纯碱或液碱作为吸收剂,与烟气中的SO2等污染物反应后的吸收废液不进行强制氧化,而是与石灰液进行反应,再生成具有吸收能力的钠碱溶液循环使用,脱硫副产物(主要为Ca(HSO3)2,CaSO3,少量CaSO4)沉淀后压滤脱水,废渣定期外运,工艺流程见图3。

由于钠碱法运行费用较石灰石/石灰法高,但吸收效果较好。因此,在此基础上开发出一种双碱法再生工艺,既降低了运行费也保证了去除效率,且没有污水外排。因此,双碱法再生工艺是玻璃熔窑烟气处理技术中较为可行的工艺。

双碱法仍需要考虑腐蚀、磨损与堵塞等问题。合格的纯度较高的生石灰是决定再生系统正常运行的重要因素之一,脱硫塔内喷头决定了吸收液的雾化程度,需要定期清洗,以防止堵塞。

3 结 语