热电厂烟气脱硫技术

热电厂烟气脱硫技术（通用12篇）

热电厂烟气脱硫技术 篇1

近年来,热电厂快速发展,其对于推动各地区社会经济发展发挥了重要作用,然而其造成的大气污染问题也受到人们的广泛关注。烟气脱硫除尘是推动热电厂节能减排的重要技术,当前很多热电厂的烟气脱硫除尘都存在问题,结合热电厂的实际生产运营情况,采取科学、有效的烟气脱硫除尘技术,加强烟气脱硫除尘处理,降低能量损耗,实现热电厂的节能减排。

1 热电厂烟气脱硫除尘现状

1.1 除尘效果差,脱硫效率低

热电厂烟气处理主要包括几个方面:直接处理、化石燃料应用和燃料处理,热电厂生产运营过程中往往在燃料燃烧之前对烟气进行脱硫处理,然而由于脱硫除尘技术应用存在很多问题,并且受到相关应用条件的限制,使得热电厂脱硫除尘效果较差。同时,化石燃料燃烧过程中会产生大量的二氧化硫和粉尘,化石燃料燃烧脱硫是热电厂烟气脱硫除尘的关键,但是很多热电厂的除硫效率较低,往往无法达到除硫技术标准。另外,化石燃料燃烧以后,有些热电厂对烟气中的粉尘和硫化物进行处理,然而受到技术限制,再加上需要很多配套设施,所以热电厂往往难以满足烟气脱硫除尘技术需求,不能直接对烟气脱落除尘。

1.2 技术创新不足

近年来,煤化石燃料逐渐被电力能源代替,很多燃煤锅炉已经无法满足电力生产需求,烟气脱硫除尘技术应用和推广受到较大限制。和发达国家相比,我国热电厂在生产技术方面还存在一段距离,由于技术创新不足,热电厂的烟气脱硫除尘处理效果较差,造成热电厂往往难以控制烟气的含硫量。

1.3 资金投入不足

很多热电厂对于烟气脱硫除尘技术的资金投入不足,很多生产运营设备比较落后,更新换代缓慢,由于缺少投入资金,烟气脱硫除尘技术应用存在很多困难,这直接影响了热电厂的烟气脱落除尘效果。

2 热电厂烟气脱硫除尘技术

2.1 湿法脱硫除尘

(1)氧化镁法。氧化镁法主要是对烟道气体使用氧化镁浆液进行脱硫,热电厂烟气和氧化镁浆液接触发生化学反应会产生硫酸镁和亚硫酸镁,然后再配合碳粉,利用还原作用产生氧化镁。这种氧化镁脱硫法可获取二氧化硫,并且可以直接加工成硫酸。(2)石灰乳法。热电厂烟气脱硫除尘采用石灰乳法,其可发生两种化学反应,一方面,二氧化硫和石灰发生化学反应生成亚硫酸钙;另一方面,在空气环境中亚硫酸钙和氧气接触以后生成硫酸钙。这种石灰乳法在热电厂烟气脱硫除尘中的应用,不仅原料来源容易,操作简单,而且脱硫流程简单,成本较低。在实际应用中应注意硫酸钙利用和设备结垢问题。(3)亚钠法。亚钠法在烟气脱硫除尘中的应用,主要利用Na2CO3溶液,二氧化硫和Na2CO3溶液发生化学反应,生成亚硫酸氢钠和亚硫酸钠,并且亚硫酸氢钠和亚硫酸钠可以直接溶解在水中,不会引起脱硫除尘设备发生结垢问题,但是无法回收利用亚硫酸盐,只能转变为废气液体。

2.2 干法脱硫除尘

(1)沸石吸附。沸石吸附是一种重要的干法烟气脱硫除尘技术,这种方法主要包括冷却、再生、解吸、吸附等环节,在实际应用中沸石吸附烟气脱硫除尘流程比较简单,而且也不会发生设备结垢和废水淤泥等问题,根据热电厂烟气脱硫除尘技术要求,在320摄氏度环境条件下对热电厂烟气用干燥空气吹洗,可实现沸石回收再生利用,不仅可实现良好脱硫效果,而且生产成本较低。(2)喷雾干燥。热电厂烟气脱硫除尘利用喷雾干燥法,二氧化硫和石灰乳发生化学反应以后转换为亚硫酸钙,从而实现热电厂烟气脱硫,通过喷雾方式,使石灰乳和二氧化硫充分接触,从而彻底地发生化学反应,并且生产的亚硫酸钙经过干燥处理,还能够利用相关设备回收起来。喷雾干燥处理法在实际应用中,工艺流程简单,运行费用和应用成本较低,相关脱硫设备也不会发生结垢,并且具有较高的脱硫效率,但是在应用这种方法时,应做好后期的淤泥和废水处理。(3)活性焦吸附。活性焦是一种重要的吸附剂,其具有更加优越的吸附容量和性能,并且热稳定性较好,即使将这种活性焦吸附剂放在800摄氏度的高温环境中也可以保持没有损坏,所以其具有持续的吸附活力。通过在热电厂烟气脱硫除尘中应用活性焦吸附剂,可直接将吸附的二氧化硫加工制成硫酸,在实际应用中,这种活性焦不仅可作为吸附剂,还可作为催化剂,应用价值较高。

2.3 干湿结合脱硫除尘

干湿结合脱硫除尘技术在热电厂烟气脱硫除尘中的应用,其将湿法和干法有效结合起来,通过建立立式塔,这种干湿搭配进行烟气脱硫除尘的效果较高,非常适合中小型燃煤锅炉烟气处理,但是热电厂需要增加资金投入,加大对干湿结合脱硫除尘的分析和研究,推动其更加广泛的应用。

3 热电厂烟气脱硫除尘技术应用发展

3.1 加强技术管理

当前,我国很多地区热电厂还在使用中小型燃煤锅炉,所以相关部门应加大对中小型燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术的分析和研究,及时弥补烟气脱硫除尘的问题。相关工作人员应加强烟气脱硫除尘技术管理,积极发展和完善现有技术,并且进一步丰富脱硫除尘技术,仔细研究烟气脱硫除尘技术中存在的弊端,基于特电厂生产运营的具体情况,研发新型烟气脱硫除尘技术。

3.2 加大技术创新

热电厂烟气脱硫除尘技术的应用和发展必须要解决设备防腐问题,因此相关企业和政府部门应重点研究烟气脱硫除尘设备防腐性能,为了进一步提高烟气脱硫除尘设备的防腐性能,应仔细研究设备应用材料防腐性,全面考虑不同应用材料的实际防腐性能,选择耐腐蚀的材料设备,延长烟气脱硫除尘设备的使用寿命,还可结合烟气脱硫除尘设备的运行性能,采取合理、有效的配套措施,例如将有机涂层设置在设备材料表面,使用玻璃钢材料,这种方法可有效防止烟气脱硫除尘设备发生锈蚀,而且也不会产生设备结垢问题。

3.3 加大资金投入

为了进一步推动热电厂烟气脱硫除尘技术的应用和推广,应加大这方面的资金投入,强化热电厂的责任意识,高度重视烟气脱硫除尘问题,根据热电厂生产运营的实际情况,配备先进的烟气脱硫除尘设备,引进专业技术人员和研发人员,积极调整热电厂的烟气脱硫除尘方案,设立专门的烟气脱硫除尘技术研发资金,完善相关配套设施,不断提高烟气脱硫除尘技术水平。

4 结束语

近年来,我国经济快速发展,各领域的电力需求也大幅上涨,这对于热电厂的生产运营提出了更高的要求,并且在可持续发展理念背景下,热电厂应特别重视烟气脱硫除尘,针对当前烟气脱硫除尘存在的一些问题和不足,有针对性地进行处理,加大对烟气脱硫除尘技术的研究,不断提高热电厂的综合效益。

摘要：热电厂生产运营过程中往往会产生大量的二氧化硫,不仅严重着威胁人们的身体健康,而且还造成了自然环境污染。随着可持续发展理念的深入,各个领域积极倡导节能减排,因此热电厂节能降耗势在必行。通过科学地运用烟气脱硫除尘技术,加大对烟气脱硫除尘的应用研究,提高热电厂的节能性,降低能量损耗。文章分析了热电厂烟气脱硫除尘现状,阐述了热电厂烟气脱硫除尘技术。

关键词：热电厂,烟气脱硫除尘技术,重要意义

参考文献

[1]陈锋,唐江涛,罗名荣.热电厂烟气脱硫、除尘系统技术改进[J].广西轻工业,2014,6:30-32.

[2]陈晓飞,杨世魁.热电厂烟气脱硫技术分析[J].河南科技,2014,13:31.

[3]牟彬.中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术分析[J].技术与市场,2014,9:158+160.

[4]朱海东,李延坡.双碱法烟气脱硫除尘技术在锅炉烟气除尘装置的应用[J].化肥设计,2013,3:53-56.

[5]李涛.热电厂除尘脱硫设施改造的设想[J].新疆有色金属,2012,1:100-102+104.

热电厂烟气脱硫技术 篇2

摘要：本文系统介绍了我国目前二氧化硫的污染现状以及湿法烟气脱硫技术的国内外发展现状与趋势，着重介绍了江苏苏源环保工程股份有限公司的OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术的研究内容、依托工程、技术创新点，初步预测了推广使用核心技术所带来的经济效益。关键词：OI2--WFGD、烟气脱硫、研发平台

1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势

FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：

（1）脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少；

（2）FGD变化因素多（工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等），需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求；

（3）FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足；

（4）FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存

在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。

2、OI2-WFGD核心技术研究内容

苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：

（1）建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。

在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。

（2）通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。

（3）以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流

器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。

（4）根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源（设备、材料、服务）数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。

3、OI2-WFGD核心技术的应用

苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。

本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。

4、OI2-WFGD核心技术的特点

4.1 有较多的创新点

（1）利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回

归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。

（2）开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。

（3）针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。

4.2 技术水平先进

（1）起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。

（2）精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。

（3）功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优；高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况；OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD；以向用户提供以工程EPC（设计、采购、建设、调试）总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很

好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。

5、经济效益

目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。

目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。

6、结论

烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司

OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。参考文献：

1.国家环保局，“1999年中国环境状况公报”，2000

2.国家环保局，“中国环境年鉴”，2000

3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148

4.池若德，德国火电厂新技术简介，山东电力技术，1999(1)，p：77~81

5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43

热电厂烟气脱硫技术 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。

浅谈火电厂烟气脱硫工艺技术 篇4

目前烟气脱硫技术种类达几十种, 按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态, 烟气脱硫分为:湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术较为成熟, 效率高, 操作简单。传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙, 由于其溶解度较小, 极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。双碱法烟气脱硫技术是为了克服石灰石—石灰法容易结垢的缺点而发展起来的。

(一) 燃烧前脱硫技术。

主要为煤炭洗选脱硫, 即在燃烧前对煤进行净化, 去除原煤中部分硫分和灰分。分为物理法、化学法和微生物法等。

(二) 燃烧中煤脱硫技术。

煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂, 碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁, 与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐, 随灰分排出。在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种:型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。

(三) 燃烧后烟气脱硫技术。

烟气脱硫的基本原理是酸碱中和反应。烟气中的二氧化硫是酸性物质, 通过与碱性物质发生反应, 生成亚硫酸盐或硫酸盐, 从而将烟气中的二氧化硫脱除。最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰, 也可用氨和海水等其它碱性物质。共分为湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术三类。

二湿法烟气脱硫工艺技术

(一) 技术原理

烟气进入脱硫装置的湿式吸收塔, 与自上而下喷淋的碱性石灰石浆液雾滴逆流接触, 其中的酸性氧化物SO2以及其他污染物HCL、HF等被吸收, 烟气得以充分净化;吸收SO2后的浆液反应生成CaSO3, 通过就地强制氧化、结晶生成CaSO4 2H2O, 经脱水后得到商品级脱硫副产品—石膏, 最终实现含硫烟气的综合治理。

(二) 反应过程

1.吸收

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2.中和Neutralization

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3.氧化Oxidation

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4.结晶Crystallization

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三烟气脱硫工艺选择需要考虑的因素

(1) 脱硫工艺所需要的原材料获得是否便利。

在脱硫工艺选择中我们要了解火电厂所处位置的石灰石、海水等脱硫原料的存储量, 以及从其他地区运输的成本多少、原材料的质量如何, 运送的周期多长, 这些都会影响到后期脱硫工艺的效果。

(2) 脱硫设备的选择。

脱硫设备的选择需要考虑到火电厂的容量, 对于容量大的发电厂要配备脱硫系统相对稳定、高效的装备, 这样的装备处理能力强而且稳定。而对于容量小的火电厂要采用使用简单, 能耗低的设备。在同时达到排放标准, 脱硫效果的前提下能够降低投入, 实现经济效益的最大化。

(3) 避免对火电厂发电设备造成影响。

部分脱硫工艺在脱硫的过程中会产生残渣, 烟气等混浊物, 造成火电厂的烟道堵塞, 这些问题会对火电厂的发电带来负面影响。

(4) 脱硫设备采购和运行费用。

脱硫工艺的选择要考虑到脱硫设备的采购预算, 以及运行脱硫设备所需要的成本, 在保证规定的排放标准前提下, 尽可能的降低脱硫工序所带来的成本, 降低火电厂的运营费用, 提高火电厂的经济效益。

(5) 脱硫新工艺的尝试。

各国都在不断探索、研究和开发低投资、低运行成本、能够变废为宝的高科技新型工艺技术, 如电子束照射法、NADS法、生物脱硫法等, 这些都是能够变废为宝, 有效降低运行成本, 甚至能够产生经济效益的高科技工艺技术, 是未来脱硫技术的发展方向。

四防腐材料的施工技术要求

在湿法烟气脱硫工艺中, 橡胶的价格最为低廉, 而且橡胶的稳定性较好, 具有非常好的弹性, 不容易产生裂缝, 在烟道发生扭转的时候, 能够随着烟道的扭转而变换形状。因此大部分的脱硫防腐材料都选用橡胶。丁基橡胶是异丁烯与少量异戊二烯共聚而成的一种合成橡胶, 简称IIR, 具有良好的化学稳定性和热稳定性, 最突出的是气密性和水密性。它对空气的透过率仅为天然橡胶的1/7, 丁苯橡胶的1/5, 而对蒸汽的透过率则为天然橡胶的1/200, 丁苯橡胶的1/140。因此主要用于制造各种内胎、蒸汽管、水胎、水坝底层以及垫圈等各种橡胶制品。

在湿法烟气脱硫工艺中, 对于防腐材料的橡胶板我们采用的是压延工艺, 压延工艺能够使橡胶板形成一个多层的复合面, 通过多层的重叠压延, 使得整个复合面的可能产生针孔的概率大大的降低。由于每一个层面的橡胶所需要承受的环境和发挥的作用是不同的, 因此在一次的橡胶压延中, 我们要采用的是多种复合橡胶, 根据橡胶的不同特性, 将橡胶进行融合。

在管道粘结的工艺中, 普遍采用先进的双涂层粘结工艺。双涂层的粘结工艺能够在很好的条件下进行粘结的操作。首先我们要将防腐材料的表面进行一层喷砂处理, 橡胶衬里一般在2层到3层左右, 最多不超过3层, 在做衬胶之前要对橡胶板进行相应的检测, 防止漏电等问题的发生。之后要将防腐材料进行硫化, 最后要对硫化好的防腐材料进行漏电检验, 漏电检验一般采取的是电火花试验。电火花试验的输出电压一般不超过20伏特, 探头与橡胶衬里层的距离控制在一层的距离左右, 探头的的移动速度需要做好控制, 不宜过快。在探头经过橡胶衬里表层的过程中, 如果发现了连续的电火花, 而且呈现出青白色, 那就证明测试的位置存在漏电的风险, 这个防腐的衬里就是不合格的, 一定存在针孔的漏洞。那么防腐材料的防腐工作就需要重新来做。

五结束语

我国脱硫技术的发展正在逐步发展, 我们不仅要引进国外的先进技术, 同时要进行自我创新, 保证火电厂的脱硫工作正常稳定的进行, 提高脱硫效益, 降低环境污染。

参考文献

热电厂烟气脱硫技术 篇5

一.概述

21世纪是可持续发展的世纪。作为可持续发展重要内容的环保工作，更成为新世纪人们关注的焦点。环保不仅关系人们生活质量，更关系人类的生存和发展。

煤炭是我国的主要能源，与之伴生的二氧化硫（SO2）和酸雨污染问题将更加突出。一个相当有效的控制方法是电厂烟气脱硫。我国政府对此已给予足够重视，开展了多项自主技术攻关，引进10套发达国家的烟气脱硫装置，与发达国家开展多项技术合作研究。但是，现有技术投资大，成本高，电力脱硫很难有恰当的选择，我国能源与环境的矛盾亟待妥善解决。

那么，如何解决能源与环境的矛盾呢，很显然，与追求经济效益的领域不同，在追求环境和社会效益的能源环保领域，我国不能走发达国家已走过的先污染后治理的老路，中国必须寻找适合国情的能源环保技术。我国在烟气脱硫领域开展了长期的工作，提出了适合国情的专利技术，脱硫脱氮除尘三位一体技术被国家列为重点科技攻关项目。它以我国庞大的化肥工业为基础，将火电厂清洁烟气中的SO2回收，生产高效化肥，化害为利，变废为宝，一举多得，同时促进我国煤炭，电力和化肥工业的可持续发展。

二.国情决定技术战略

“环境与发展”的关系是由一个国家的经济实力和发展阶段决定的，“要钱不要命”通常是落后地区的做法，“要命不要钱”通常是发达地区的行为。因此，理性的，当然也是发展中国家的原则应该是，既要“发展”，又要“环境”，即可持续发展，又对我国的能源环保工作有指导意义。烟气脱硫的原理是碱性物质吸收并固定酸性的二氧化硫，主要有两种，一是石灰石（碳酸钙），即钙法，二是氨，即氨法：尽管钙法投资大，运行成本高，在美国，德国，日本等发达国家中，它占据90%以上的市场。这是由其国情决定的，这些国家煤在其能源结构中所占的比重不大。在美国和德国，煤在一次能源中约占20%：而在日本，煤在其能源结构中只占15%。日本是一个岛国，石灰石资源丰富，但缺乏天然石膏资源。钙法虽然投资大，成本高，但脱硫产品为石膏，正好弥补其紧缺的石膏资源。长期以来，我国燃煤火力发电在电力中所占比重保持在75-80%之间，烟气脱硫的任务将异艰巨和沉重。如果选择钙法势必带来巨大的投资和运行负担，将致使财力难支。我国不仅具有丰富的石灰石资源，天然石膏资源也是世界第一，品质又高。我国庞大的化肥工业每年副产石膏将超过4000万吨，而我国年用量仅为1200万吨。致使脱硫石膏难以利用。选择钙法，势必造成大量废渣并副产温室废气二氧化碳，带来二次污染和新的生态破坏。

因此，我们必须理性地思考现实问题，对烟气脱硫以石灰石钙法为主的作法，该作必要的调整时应当机立断。我国是人口、粮食和化肥大国，合成氨生产能力和需求量非常巨大，年用量超过3000万吨，为我国烟气脱硫事业大力发展氨法提供了强有力的资源保障。如果我国火电厂全部采用氨法，每年所需合成氨约600万吨，不到总量的20%。氨源供应相当方便：我国中小型合成氨厂很多，几乎遍布县市，在几乎所有的电厂周围，都容易找到配套的合成氨厂。而且，氨运输技术成熟可靠。氨法的原料来自化肥，脱硫产品为硫氨、磷氨和硫酸，又回到化肥，不消耗额外的自然资源，也不产生二次污染和新的生态环境问题。燃煤烟气可提供巨大的硫资源。化肥生产需要大量硫酸。近年来，我国每年进口硫磺200-300万吨，等于进口二氧化硫400-600万吨，我国火电行业的SO2排放量近2000万吨，因此，氨法适合我国国情。

三.专业的烟气脱硫技术

电力、物理、环境、化学，代表四个不同的学科领域，即代表四个不同学派。不同学派必然生出不同的技术，不同的技术势必有不同之技术经济指标：投资和运行成本。哪个学派更接近本质或真理呢，咋看，答案似乎很难，但是，普遍接受的是，烟气脱硫是一个典型的化工过程。因此，化学界能够看到SO2的本质。电力界只看热能和发电效率，漠视 SO2之存在。

环境界中，SO2是有害的污染源，是造成酸雨的祸首。

化学界中 SO2是物质，用则有利，弃则有害。

物理界中，SO2是一个顽固不化的“敌人”，只有通过“导弹”才能予以彻底摧毁。

至于物理，原本与烟气脱硫无关。它源于日本荏原公司对高能电子加速器用于烟气脱硫的研究。

化学处理SO2方法很多，无需“导弹”。脱硫脱氮除尘三位一体技术结合了化工领域的最新技术成果，也就是将一个中型的化工厂搬到电厂来，确保了技术的高度可靠性，以及很低的建设投资和很低的运行成本。

根据化学化工原理的脱硫脱氮除尘三位一体技术与其他学派的技术相比，具有突出的优越性，投资仅为1/4-1/5，运行成本仅为1/3-1/4。

四.电力与煤炭和化肥工业协调发展

在我国，由东向西，由北向南，煤炭含硫量逐渐增加，四川和贵州煤含硫3%-5%，广西煤高达5%-7%。然而，为降低电厂SO2排放量，当地火电厂燃用北方煤，比如山西煤，增加的运输成本每吨近100元，占原料成本的40%，对当地经济无疑是巨大的额外负担。采用脱硫脱氮除尘三位一体

技术，火电厂燃煤含硫量不受任何限制，甚至含硫量越高，SO2回收价值越大。因此，脱硫脱氮除尘三位一体技术不仅能够促进当地煤炭工业的发展，也使当地电力工业轻装上阵，还能促进当地合成氨及化肥工业的发展。

某电厂是坑口电站，燃用当地煤，总机组容量为430MW，年排放SO2超过20万吨，折合硫酸30万吨，价值1.5亿元。如果该厂的技术治理方案是改用山西煤，并采用石灰石钙法，既限制了当地煤矿的发展，又浪费了宝贵的硫资源，还增加了发电成本。事实上，成本增加等同于能耗增加和污染增加。若采用脱硫脱氮除尘三位一体技术，可形成一个年产40万吨的化肥装置，年产值超过2.5亿元，年利润可超过4000万元。它具有一举多得的优势：

（1）可促进当地煤炭工业的发展，燃用当地煤矿的煤炭，可以解决矿务局2万多人的就业和发展问题，促进了当地经济的发展。

（2）电厂采用当地煤，原料成本降低，其430MW机组，年耗煤以120万吨计，每吨运费按50元计，每年可节约发电成本6000余万元，这个效益是非常明显的。

（3）广西硫资源较缺，当地化肥厂年需硫酸40万吨，原料由广东提供。而且，广西、广东、海南和福建等南方省份的土壤缺硫，需要硫氨化肥。因此，充分利用自身的高硫煤，可以促进当地化肥工业的发展。与广西情况相似的省份还有云南、重庆、四川和贵州。重庆的华能珞磺电厂和重庆电厂，分别具有4台360MW和3台200MW机组，燃用重庆松藻煤，年总排放SO2为20-30万吨，相当于硫酸30-45万吨，价值1.5-2.25亿元。遗憾的是，这些电厂都花巨资引进国外的石灰石钙法，不仅浪费了宝贵的资源，产生二次污染，还使发电成本增加，在贵州省实施火电厂烟气脱硫，采用脱硫脱氮除尘三位一体技术具有不可估量的意义，国家实施西部大开发战略，西电东送，在贵州省则是黔电送粤。贵州省是SO2和酸雨控制区，特别是省会贵阳市。在贵阳市有两个严重的污染源，一是市区的贵阳发电厂，二是距市区25公里的清镇发电厂，年排放SO2：25万余吨。在两个电厂间，贵州化肥厂生产合成氨16万吨，因此，采用脱硫脱氮除尘三位一体技术具有很好的条件。采用脱硫脱氮除尘三位一体技术，两个电厂的总投资2亿元，可年产化肥50万吨，产值3-4亿元，年效益近1亿元。在贵州省实施这个技术，可以形成年产150-200万吨的火电厂化肥规模，年产值超过10亿元。而如果贵阳发电厂的烟气脱硫采用电子束技术，2台200MW机组的投资近4亿元。

由此可见，将我国化肥工业与电力工业相结合，形成一个具有综合优势的火电厂化肥产业，其意义十分显著。它为我国煤炭、电力和化肥工业的可持续和协同发展提供了强有力的支撑，国家从战略的高度发展并扶植这个产业是十分必要的。

五.脱硫需要政府大力支持

火电厂烟气脱硫是我国实施清洁能源计划的关键技术，受到各级政府部门的高度重视，多次被列入国家重大和重点科技计划，以及与发达国家政府间的首脑级科技合作计划。因此，我国的这项工作具有较强的政府行为。这就更需要我们做深入细致的调查，多比较相关技术的技术性能，经济指标，多结合国情考虑问题。

某发电厂2台200MW机组，燃用含硫为0.8%的山西煤，建设烟气脱硫装置。对几乎所有的烟气脱硫技术进行了调研。采用国外技术的投资为4-5.5亿元，发电成本每度将增加5分钱，势必成为该厂的一个沉重的经济负担。一旦决策失误，企业将陷入困境，甚至由于无法竟价上网而关闭。脱硫脱氮除尘三位一体技术通过国家科技部门组织的鉴定验收，被评价为国际领先水平，在电力界引起了较大反响。与国外技术相比，脱硫脱氮除尘三位一体技术具有相当明显的技术和经济优势，总投资减少70-80%，运行成本减少70%以上，电耗减少40-60%。这样，该厂决定采用脱硫脱氮除尘三位一体技术。并列入国家重点科技项目.目前，让烟气脱硫界注目的另一项目在中石化集团公司某自备热电厂6台100MW（410蒸吨/h）锅炉。令人兴奋的是、参与竞争的技术高达10余家之多，大家希望得到公平竞争机会。该公司原来燃用当地煤，为降低SO2排放量，改用山西煤，年耗煤将超过200万吨，运费按每吨30元计，增加成本6000万元，该公司具有年产30万吨的合成氨装置，而且脱硫产品具有很好的市场，因此脱硫脱氮除尘三位一体技术符合石化公司的具体情况。根据可行性研究报告，石化公司6台锅炉年排放SO2可达8万吨，生产化肥17万吨，产值1亿元，具有明显的经济效益。在竞争的方法中，脱硫脱氮除尘三位一体技术的投资和成本都是最低的，而且还有利可图，得到了该公司的充分肯定。

现在，电力工业的烟气脱硫工作是“谁污染谁治理”，治理需要投资。经济效益差而污染大的企业没钱投资，只接受象征性罚款，受损害的是大气。按目前的石灰石钙法建设烟气脱硫装置，发电成本每度将增加2-3分钱，以一台300MW机组年运行5000小时计，脱硫成本每年3000-4500万元。燃用低硫煤，年排放SO2:为1.5万吨，相当于每吨SO2为2000-3000元，燃用高硫煤，SO2排放量每年为4.5万吨，相当于每吨SO2为1000元左右。但是，酸雨和SO2污染造成的损失每吨SO2超过5000元。因此，烟气脱硫对于促进国家的利益是非常明显的。为促进企业治理SO2污染，国家环保总局制定了新的烟气SO2排污收费标准，对于高硫煤地区每吨SO2为600元，低硫煤地区每吨1000元，北京市为每吨1200元，基本上为脱硫成本的一半。这个费用目前是上交地方环保局的，并有较大比例的返回，以便企业用于建设脱硫装置，脱硫电厂和单位将具有两个主要和可靠的收入来源：

1、电力企业的环保服务费（等于原来的排污上交费）；

2、脱硫装置产生的化肥利润。脱硫脱氮除尘三位一体技术的效益非常好。

首先其建设投资比其他方法低，而且能耗低，产品具有很大的市场，还可以出口创汇。

六.TS型烟气脱硫、脱氮除尘技术

该技术于一九九三年十月通过了国家部级鉴定，其中结论一综合技术经济性能处于国内外领先水平，具有广阔的推广应用价值。并于同年获得两项专利。该技术运用LS喷雾吸收法，以氨水、碱液、废氨水为吸收剂，经加药装置加压，把吸收剂经喷嘴雾化后的氨水产生气-汽的瞬时化学反应，生成硫铵排出。

该技术具有以下特点：

1.先进的反应原理，使设备小巧、钢耗低、占地面积小；

2.该系统适应煤的含硫量1%-7%；

3.具有多种功能，脱硫、脱氮、除尘，甚至可以处理污水；

4.吸收剂来源丰富，价格便宜；

5.一次投入只有国外设备价格的1/10-1/20；

6.选用废氨水、废碱液作脱硫剂，可使运行费用降到最低；

7.采用喷雾干燥方式；

8.该系统加装了先进的气水分离装置风机不带水；

9.烟气不需加装换热设备；

10.该设备及系统内部均涂以耐高温特种防腐涂料，设备不腐蚀，不 磨损、不堵塞；

11.系统设备阻力小，可以不用更换引风机；

12.可以提高系统的除尘效率4%-12%；

13.脱硫效率95%以上；

14.脱氮率50%，加“触媒剂”系统80%以上。

该技术的研究始于80年代，在收集、考察国内外同类技术文献资料的基础上，进行了大量的技术、经济方案的分析对比工作。从中发现普遍感到困扰的不仅仅是技术上的问题，而更严重阻挠的是经济问题，一次投入大，运行费用高。即是该技术目前居于领先地位的国、日本也不例外；他们在成为世界控制SO2排放最有效的国家的同时，也为此付出了巨大的经济代价。各国企业界面对烟气脱硫装置的巨大投资及运行费用，无不咋舌。因为脱硫装置投资占电厂总投资的比例很大。巨额的投入对我国企业界是望而生畏。环保设备的投入企业界认为：“这种资金只有投入，没有产出，是一种负担”。

因此研究者必须首先考虑的是一次投资运行费用，使企业能够接受的产品，占地面积小，专用设备少，工艺简单，操作、管理、控制、维修方便，各项技术参数领先的脱硫技术，因此必须结合我国国情，走国产化的道路。

国外研究过的脱硫技术已逾近百种，真正在工业上运用过的30多种，但具有商业价值的不过十来种，无论采用那种方法，都必须考虑以下基本条件：

1.具有较高的吸收性能的吸收剂和吸收方法；

2.装置有较高的可靠性，能保证长期稳定运行；

3.易操作和维修；

4.无二次污染，抗腐蚀；

5.建设费用及运行费用便宜，能耗小，装置占地面积小；

6.吸收剂来源广泛，价格便宜，易贮运；

针对上述要求，列出了攻关课题：

1.通过试验室试验，寻找出先进的反应速率高的原理；

2.结合我国情况选出来源广泛价格便宜的反应剂；

3.使用什么样的抗腐蚀材料；

4.终止物的综合利用，防止二次污染；

以上课题通过有关专家的论证审定工作，确定运用LS喷雾吸收法，随即开展了小试、中试及工业性应用试验，经过近百次的试验，获得了大量的数据，通过对试验点的监测和运行考验，均取得了满意的结果。

（一）脱硫原理：

近半个世纪以来，国外脱硫技术迅速发展，但真正在工业应用上发挥作用的不外十来种。其中包括石灰法、石灰石法、石灰石膏法、喷雾干燥法、氧化镁法，以上我们把它归类于气-固反应。WL法、双碱法、碳酸钠法、氢氧化钠法，此类我们称之为气-液反应。LS喷雾吸收法是气-汽反应是反应率最高，属于瞬时反应。

氨的性质决定氨极容易溶于水，是由水分子和氨分子通过氢键互相结合形成氨的水化物的缘故。

氨在水中的溶解度大于其它气体，在0℃时，1体积水吸收1200体积的氨；在20℃时约吸收700体积。过去认为氨溶于水生成OH－的过程是分两部分进行的。首先是大部分氨和水结合生成所谓氢氧化铵（NH4OH）然后氢氧化铵在溶液中电离成铵离子（NH4+）和氢氧根离子（OH-）。现在已经确认：氢氧化铵中的铵离子，无论从它的半径大小或者从它的化合物性质来看，它都和K+离子非常相似，它在水中应当全部电离，不可能有NH4OH分子存在，已确知，氨水溶液中并不含有NH4OH而是有氨的水分子NH3·H2O。NH3·H2O和NH4OH不同，NH3·H2O是氨分子通过氢键的结合，而NH4OH则为离子化合物。由（NH4+）和（OH-）新组成。气态氨和酸（挥发性）的蒸汽作用生成铵盐。

2NH3（气）+H2O（蒸汽）+SO2（气）=（NH4）2SO3 由此看来，烟气中加入吸收剂NH3·H2O与SO2等酸性气体可进行气-汽反应。即氨和酸性气体可以直接生成盐类。这种化合物作用通常伴随着大量的热放出，通过试验发现在无水的情况下，这种反应并不进行，即使微量的水的条件下也能反应出这种特性，因此这就是和其它吸收剂不同之处的主要原因。另外氨还和烟气中的氮起反应：烟气中的氮氧化物通常用NOX表示NO在空气中可氧化成NO2易溶于水，生成亚硝酸和硝酸。

2NO+O2=2NO2

2NO2+H2O=HNO3+HNO2

当氨与HNO3或HNO2产生以下反应

NH3·H2O+ HNO3=NH4NO3+H2O NH3·H2O+ HNO2=NH4NO2+H2O

此反应在气-汽反应中产量很少，因硝酸铵与亚硝酸铵在一定温度下易于分解，而在液相中

（NH4）SO3和NH4HSO3为还原剂，NOX被还原为N2，其反应为：

2NO2+4（NH4）2SO3=4（NH4）2SO4+N2↑（NH4）2SO3+NO2=（NH4）2SO4+NO↑ 2（NH4）2SO3+2NO=2（NH4）2SO4+N2↑

为此使用氨-亚硫酸氨的氮方法，能除去一定量的NOX

（二）脱氮原理

烟气中往往同时含有NOx与SO2,如果用一种方法同时除去这两种有害气体，岂不是一件非常有前途的事。前面脱硫的论述中，脱硫后的终止物就是（NH4）2SO3和（NH4）2SO4（少量）和一部分（NH4）HSO3溶液。这些物质又是吸收NOX的吸收剂。在生产硫酸同时又生产硝酸的行业中，多数都是利用处理硫氧化物而得到的（NH4）2SO3和（NH4）HSO3溶液来吸收硝酸生产中的NOX。其原理是利用亚硝酸铵溶液作为吸收剂和NOx反应，使NOx还原为N2：

4（NH4）2SO3+2NO2→4（NH4）2SO4+N2 ↑

4（NH4）HSO3+2NO2→4（NH4）HSO4+N2↑

4(NH4)HSO3+2NO2→4(NH4)HSO4+N2↑

4（NH4）2SO3+NO+NO2+3H2O→2N(OH)(NH4SO3)2+4NH4OH

4（NH4）HSO3+NO+NO2→2N(OH)(NH4SO3)2+ H2O

2(NH4)OH+NO+ NO2→2NH4NO2+H2O

按照排放浓度达标要求，脱氮效率达到72%就可以了，所以只要控制住吸收液的浓度，一般在180-200g/L,最后得到的溶液一部分重复循环使用，多余的部分进行下道工序，处理后溶液还可以再生，以节省大量的运行费用。烟气中NO含量占90%以上，因此脱除的主要是NO。如果煤的含硫量比较低和氨反应产生的亚硫酸铵不足以满足脱氮氧化物的需要，或者因为炉膛燃烧温度高，产生的氮氧化物量较大。此时可以采取连续加入氨与NOX继续反应，但这种反应应在催化剂（或称触媒剂）的作用下才可完成，使脱氮效率大大提高，这种方法称之为“氨的选择性催化还原法”。

4NH3+4NO+O2+4N2↑+6H2O

8NH3+6NO2+7N2+12H2O

把氮还给大自然，水回收再循环使用。

以上各式反应都是在同一个介质---氨，共一套设备，同时氨与SOx、NOx瞬时交叉进行的，这就是脱硫、脱氮一体化工艺。

（三）除尘原理

烟尘进入文氏管反应器，会产生多种效应，除了氨与SOx、NOx发生化学反应以外，粉尘经过文氏管的渐缩段浓缩，产生碰撞、凝聚、增大，使尘的表面由原来的气包围界面，被经喷雾所产生的液-固界面所代替，粉尘表面的水膜代替气膜产生吸附、凝聚，并使离子间形成液桥，使尘粒增大。尘粒通过高速撞击雾滴而粘附其上。

由于微粒的扩散作用易于雾滴接触。由于微粒的烟气增湿，使尘粒增大了浸润性，尘粒间互相产生凝聚。因蒸汽以尘粒为核心的凝结而形成水滴。

因此本技术在结构设计上采用如下措施：

1.烟气携带的粉尘，高速通过文氏管雾区，冲向液膜；

2.然后气体切向运动而产生离心力，改变增大后的粉尘运动方向；

3.喷出的雾滴作旋转运动，驱使粉尘靠内外壁贴向水膜；

4.增加水雾封锁线，使逃逸的亚微米粉尘及亚微米硫铵晶体捕集下来；

采用高强磁化器，把循环水磁化，非但提高了脱硫效率，尤其对增水性的亚微米细粉尘，提高除尘效率更为明显。

（四）使用范围：

TS型系列脱硫脱氮除尘三位一体技术装置，为工业锅炉及电站锅炉配套排烟脱硫工程应用而设计的系列产品。并可扩大应用在处理冶金焦化剩余氨水，造纸厂的废碱液及纺织印染碱性废水以及锅炉排污水、炉渣水等。该设备即是脱硫器，又可作为污水处理器。

一套装置适应多种类型的脱硫剂，又是这一装置的一大特点，为适应我国的特定条件，用户就近弄到什么脱硫剂就用什么脱硫剂以降低运行费用，以废治废。

（五）系统设备组成的特点：

系统设备组成，有文丘里喷雾反应器，自动加药及动力泵、贮液、调液箱所组成。以及自动控制自动监测系统。文丘里喷雾反应器的结构设计，显示出其独到之处，通常人们称之谓文丘里效应，但它具有什么效应，应该说它有多种效应。一是很好的反应作用：使两种以上的介质，在反应段进行充分的混合、接触、搅动，促使在较短的时间里进行瞬时反应。二是很好的除尘作用：带粉尘的气体通过渐缩段，细小的粉尘在碰撞、凝聚、粘结、增大，把粉尘扑集下来。三是很好的热交换作用：利用

烟气的余热，把喷成雾状的液体迅速干燥、蒸发、固液分离，起到污水处理的作用。由于设计独特，此套装置的阻力仅有300-400Pa，对于原有的锅炉房设备改造，可以不用更换引风机。重力与旋流双级脱水除雾，其结构的设计不会产生堵塞和腐蚀现象，而且一器两种用途，它不但有效的脱除水雾而且使烟气流呈旋转上升，延长了反应时间和流程，提高了反应效率。

（六）变废为宝，综合利用：

当前国内外所采用的各种脱硫技术，多数都存在着二次污染，物质虽然经过转化，但加进的物料与经过处理后的终止物终究是平衡的。对于如何处理这些终止物，怎样综合利用，这个总是普遍感到头痛的较大难题。

TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术如果在大的火电厂大量推广应用后，所产生的硫铵，可以制成与传统化肥完全不同的新型高效肥料，这种高科技产品是具有磁性效应的磁性化肥，利用火电厂排出粉煤灰（约占30%~40%），根据不同土壤和农作物加入适量的钾、磷，经过强磁场磁化后制成的，这种原料将随着TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术的推广而取之不尽。

磁化肥使用在十二种农作物如红薯、蔬菜、烟叶、玉米、棉花、水稻、小麦、水果等，均收到了广泛的社会效益和可观的经济效益，使得TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术在电厂应用中形成一套工业链，废“制”肥，变废为宝，化害为利，适应我国国情的环保与综合利用一大长。防止二次污染。

（七）保障该设备安全稳定正常行动措施：

在腐蚀及磨损严重的部位，采取衬贴铸石板的措施。如果用户在经济条件许可情况下，采取

钢板喷涂陶瓷的复合材料。仅是有腐蚀的部位采用2520不锈钢材料。腐蚀不太严重的部位，采取滚刷耐温、防腐特种涂料。关键外协件、外购件、其中有些附件，如喷嘴、过滤器，采用美国制造，供液系统选用丹麦生产的，自动控制和监测仪器选用日本或其他国家的。

先进的工艺，先进的设备，先进的材料，再加上低的建设投资及运行费用，构成了该技术的高和新。

（八）670t/h锅炉脱硫、脱氮、除尘及综合利用方案经济分析。

1．运行费用

⑴ 已知数据

锅炉蒸发量： 670t/h

锅炉烟气排量： 120万m3/h 锅炉燃煤量： 150t/h

锅炉运行时间： 312.5天/年（7500h/年）

燃煤含硫量： 1%

⑵ SO2产生量

燃煤含硫量： 150t/h×1%=1.5t/h 燃煤中的硫与氧的反应：S+O2=SO2 SO2产生量：1.5t/h×80%×64/32 =2.4t/h 式中：32为S的分子量。

64为SO2的分子量。

80%为煤燃烧时硫的转化率。经实测统计为80%～85%，本处取80%。

⑶ 需氨量

一般脱硫效率达95%，烟气即可达标排放。从（NH4）2SO4分子式中看出：NH3与SO2化合比

例 为2：1，故需氨量为：2.4t/h×95%×17×2/64=1.2t/h 式中：17为NH3的分子量。

64为SO2的分子量。

年需氨量为：1.2t/h×7500h/年=9000t/年

⑷ 运行费用

用氨水做吸收剂的回收方案，整个装置的运行费用主要为消耗氨水的费用（此项费用占总运行费用的95%以上）。根据上述计算结果，年需要氨量9000吨，按纯氨水售价1700元/吨计，则全年运行费用为：9000t/年×1700元/t=1530万元/年

2．生成物的综合利用及经济效益

根据计算结果，670t/h燃煤锅炉每年脱硫设备的运行费用为1530万元，这是用户难以接受的。显而易见，这种方法必须立足于生成物综合利用的基础上，否则就不能成立。也就是说，只有用生成物综合利用产生的经济效益去抵消脱硫设备的运行费用，才是这种方法生命力所在。

⑴ 硫铵产生量

从（NH4）2SO4分子式可看出，硫铵产出量为：9000t/年×132/17×2=34941t/年

式中：17为NH3分子量

132为（NH4）2SO4的分子量。

⑵ 硫铵的综合利用及经济效益

硫铵是硫酸铵的简称，分子式为（NH4）2SO4，含氮量20.6%，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。这是由于除养分低外，其最大缺点是长期施用硫铵会造成土壤板结，故不宜直接施用。要对其进行改性，其方法是加入部分粉煤灰制成的复合肥并磁化。粉煤灰可疏松土壤，磁性的引入亦可疏松土壤，促进土壤团粒结构的形成，这已是业内人士的共识。我们通过大量的工业试验，找出了利用硫铵生产磁性复合肥的最佳工艺配方及工艺条件，产品经过有关部门的检测，完全合格。其主要配比为：硫铵60%左右，其他辅料（粉煤灰、磷肥、钾肥等）40%左右。根据硫铵年产34941吨的实际情况，可上一套年产6万吨左右的综合利用设备（磁化复合肥生产线）。按现行市场原料价、产品销售价及有关费用支出估算：

原材料成本：250元/吨

综合成本： 350元/吨（包括一切费用在内）

销售价： 650元/吨

利 润： 300元/吨

按年产6万吨磁性复合肥计，综合利用设备每年可创利润1800万元，减去脱硫设备每年运行费用1530万元，则采用此方法，除可抵消脱硫设备的运行费用（使运行费用为0）外，每年还可以为企业创造200多万元的利润。

目前该技术设计除工业锅炉八个规格系列配套外，现已扩大到电站系列配35T、75T、130T、220T、420T、530T、670T、1000T/h、2000T/h。当前国际及国内有些研究单位正在试用的电子束氨法和等离子氨法，均向以氨为脱硫剂探索，显然气－汽反应脱硫脱氮除尘三位一体技术当前处于领先地位。一种结构形式，具有多种用途：

（1）它既是一个很好的反应器，能够进行充分的化合接触搅动。促使在很短的时间里进行充分的化学反应；

（2）它又是一个很好的二次除尘器、前置的麻石除尘器或静电除尘器，除不掉的细微粉尘在碰撞、凝聚、粘结、增大、把粉尘捕集下来。

（3）它又是一个很好的热交换器，利用烟气的余热，把喷雾状的液体迅速干燥蒸发、反应时间、反应速度、反应物质、接触面积，反应效率是最高的，属于瞬时反应，烟气不会降温。

（4）它又是一个工业废水零排放的污水处理器装置，能将各种工业有毒废水，污水成千上万吨迅速干燥，蒸发，达到污水处理的作用。

该技术脱硫效率高，并具有较高的脱氮功能50%，加“触媒剂”系统80%以上。今后一旦国家环保标准要求脱氮同样一套设备可以既能脱硫、又可脱氮。还能提高除尘效率。该技术对已建电厂为了满足除尘的需要改造电除尘，将锅炉尾部烟道位置都几乎占满、有些脱硫工艺的反应塔和再加热热交换器等无法摆下，场地面积小等，是用户特别适用和首选的选择。

热电厂烟气脱硫技术 篇6

【关键词】燃煤电厂；脱硫烟气分析系统；运行和维护

电厂的正常生产和燃煤电厂烟气脱硫系统的稳定运行有着非常密切的联系，烟气分析仪表是唯一的能够对脱硫性能进行反映的监测仪表。烟气分析仪所提供的数据不但需要电厂相关人员的监视，同时还需要将数据向相关环保局和电网调度部门进行传输，以此来核算环保排放和电价。因此，让烟气分析仪表能够保持稳定运行有着非常大的作用。电厂烟气分析仪表需要监测很多有害物体和气体，例如：烟尘、氧和氮氧化物浓度、温度、二氧化硫、烟气湿度、压力以及烟气流量等。在碳排放量中二氧化碳和一氧化碳浓度使其主要指标，但是在很多电厂监测系统中都对此项没有进行相应安装。

1.烟气采样和测量分析

1.1采样方法

烟气采样主要有两种方法，一种是稀释法采样，另一种是直接抽取法采样，但不管是运用哪一种采样方法，都是从烟道中将烟气取出。直接抽取采样法中的探头，内部安装了加热和过滤装置，能够将烟气中大部分粉尘过滤消除掉，而加热装置的主要功能是让粉尘板结堵塞现象得以减缓[1]。在进行泵负压抽取采样过程中，借助于探头和伴热管线，促使烟气能够进入到分析仪柜中的冷凝器中，烟气在冷凝器中的水蒸气会在四摄氏度左右温度下，快速冷却成凝结水，在冷凝器底部沉积，然后在记住与蠕动泵排至系统外的集水罐中，烟气中水蒸气在过滤消除干净后，再由最后一道较为精细的过滤器进行过滤，然后在进入到光谱分析仪中实施光谱分析。

1.2采样需注意的事项

首先，是取样探头的堵塞现象。因为取样探头和烟气是直接相接触，然后将烟气中绝大多数的粉尘过滤掉，所以非常容易形成堵塞现象，如果烟气流量发生降低的现象，则应该及时的对取样探头进行检查，查看是否存在堵塞。

其次，是取样泵。取样泵部件较为容易损坏，由于它的长期不间断转动，应对采样泵进行定期检查，看是否运行正常，如果出现损坏应该立即更换。

第三，冷凝器设备主要是为烟气除水，一般情况下都会控制器温度在一到六摄氏度，如果温度控制器显示了过高温度，就需要对制冷器进行及时检查，查看是否存在问题，否则就很有可能会让烟气带水损坏光谱分析仪。

第四，身为脱水部件的蠕动泵，能够将冷凝器凝结水及时排出，如果蠕动泵发生故障，就会致使冷凝器中凝结水无法排出，长期间的积存，就很有可能致使凝结水逐渐沉积到光谱分析仪处，从而损坏分析仪[2]。因此，要对蠕动泵进行定期检查，如发生故障应及时更换，必要情况下甚至要将整套蠕动泵更换掉。

第五，是采样管线。采样管线的主要作用是对探头取得的烟气进行传输，并向分析仪柜内进行输送。采样管、外包保温层以及电加热带式采样管线最为主要的组成部分。通过一段段的电阻丝连接采样管并行加热电缆的两极线中间部位，在电缆两极逐渐的通电之后，借助于发热的电阻丝来实现伴热管路的加热。采样柜中的温控器一般情况下都是借助于存放到室外采样管内部的温度检测元件来对伴热管温度进行检测，同时借助于可控硅模块，来将采样管线温度控制在一百摄氏度左右，从而预防烟气中水汽出现冷凝。需要注意的是，在北方地区，由于存在较大的冬夏温差变化，最冷的时候甚至会到达零下四十摄氏度，特别是在遭遇大风等恶劣天气的时候，会加大保温层的散热量，这样就会致使采样管线中，一些部位温度很难维持在一百摄氏度，从而也就会造成堵塞现象。想要让这种现象得以消除，就需要对高温控制器的加热温度进行提升，必要的时候还应该这些部位上在增设保温层。此外，采样管线加热电缆在两端，应该做好电缆两极电阻丝的绝缘工作，不能够接触金属层，让检修人员可能发生的触点事故得以消除。

1.3氧含量的测量

测量氧含量的方法主要有两种，第一种是和二氧化硫分析方法相似的一种磁氧分析法，简单来说就是采样的气体分出一路进入到氧分析器中；另一种方法则是氧化锆直接测量法，这种方法是当下测量氧含量运用最为广泛的一种方法。它是通过在烟道内部直接插入氧化锆探头，在七百五十摄氏度的温度环境下的锆元件，因为烟气和大气中氧含量存在一定差异，氧化锆元件就会形成一些电势，电势值会被电子电路直接转化成氧含量。在我国，这种氧含量的测量方法已经非常成熟和稳定，又具有较小的维护量，最为常见的故障只是氧探头元件发生老化，只需要将探头元件更换就行。此外，氧化锆探头的标定，不管是氧标准气体标定还是大气中标定都可以用，具有较好的稳定性。

2.烟气分析系统的维护分析

为了让烟气分析仪表运行时间更久、更稳定，使其使用寿命得以增加，首先，需要相关检修人员进行定期的巡视维护，一般可以每天巡检一次，这样能够对出现的问题做到及时发现，及时处理，让事故扩大现象得以消除。其次，主机系统停运较长时期时，应该也要停运烟气分析系统或停运部分系统，让设备的使用寿命得以延长，例如：制冷器、蠕动泵以及分析仪等。第三，一般分析仪都具有一定的漂移性，介于此，只有定期进行气体分析仪表标定，才能让仪表的准确性得以维持。最后，在分析仪中最容易出现损坏的部件就是采样泵和蠕动泵，应对这两种部件进行储备，以防止出现损害却没有新的更换而致使系统运行遭受影响的现象发生。

3.总结

总而言之，随着我国经济的发展，以及人们环保意识的加强，烟气脱硫系统的重要性也越来越重要，只有合理的运行烟气脱硫系统，才能最大程度的实现环保，从而在环境不会受到破坏的基础上实现媒体资源的不断开发和运用。

参考文献

[1]尹连庆，李伟娜，郭静娟.燃煤电厂湿法烟气脱硫系统的水平衡分析[J].工业安全与环保，2011，01：21-23.

热电厂烟气脱硫技术 篇7

由图1可知,虽然2002年我国SO2排放量在轻微地下降之后一直处于上升状态,但是总量仍然很大,选择适应成熟的、低成本的脱硫技术是当前的迫切任务。

1 脱硫现状

SO2控制方法多种多样,世界各国研究开发的SO2控制技术达200多种,其中有的已投入使用,有的仍处在研究阶段。目前,控制燃煤SO2污染技术可分为4类:煤燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、煤转化过程中脱硫以及燃烧后烟气脱硫。煤燃烧前脱硫目前仅能除去煤炭中的部分无机硫,而其中的有机硫尚无经济可行的去除技术;燃烧中脱硫主要包括型煤固硫技术和循环流化床燃烧脱硫技术;煤转化过程中脱硫主要包括煤气化技术、煤液化技术及水煤浆技术,但这两类脱硫技术单机容量都不大,国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段,有的投资大、技术要求高,难以短时间内在国内大面积推广使用[2]。相比较而言燃烧后的烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。

2 我国烟气脱硫存在的问题

我国从20世纪80年代起就开始从国外引进或自主研发烟气脱硫技术,建成了几个大型的示范工程,取得了较好的社会、环境效益。但是,目前我国大规模使用烟气脱硫设施中仍存在一些问题[3]。

1)烟气脱硫的国产化问题通过引进国外烟气脱硫技术并国产化制造烟气脱硫装置,降低烟气脱硫装置建设投资,减少脱硫成本,来加速我国烟气脱硫的进程是必要的,但不是唯一选择。不可否认国产设备在质量上与国外的设备有一定的差距,有的方面差距还很大,因此,实现工艺技术自主化、设备国产化还需要多方面的共同努力。在实现烟气脱硫国产化存在的主要问题有:研发费用高昂,不确定风险大;国产化依托工程难以实现;火电厂引进的烟气脱硫项目大多重硬件、轻软件,忽视消化和创新,并存在技术重复引进的现象;国内的工程总承包能力差,缺少火电厂烟气脱硫国产化相配套的优惠政策。

2)烟气脱硫的产业化问题采用烟气脱硫装置控制SO2排放已成为全社会各阶层的共识,我国在控制SO2排放方面取得了显著成绩。但从烟气脱硫产业化、本地化的发展步伐、全面、协调、可持续的科学发展观来看,我国火电厂SO2的控制及烟气脱硫产业化发展仍然存在诸多问题:法规配套性不够,定量要求不明显,可操作性差;脱硫工程长周期稳定性运行性能差、可利用率低;脱硫技术重复、盲目引进,管理不到位,脱硫市场无序竞争、低价竞争,存在质量隐患;脱硫技术的消化吸收、创新方面严重不足,造成脱硫技术的关键部分还只能依靠国外公司,既不利于国内脱硫公司的持续发展,影响了企业的经济效益,又给工程质量和可靠运行带来了隐患[4]。

3)脱硫的技术经济问题,火电厂脱硫不仅要考虑技术上可行,同时还要考虑国家和企业及社会经济承受能力。

4)脱硫运行过程中的问题在脱硫装置实际运行中,由于大大超过设计条件,如煤质变化、锅炉漏风、烟气温度变化等原因,出现效率降低、结垢、腐蚀、密封水泄漏、风机噪音大、废水处理等问题。首先要把好验收关,在出现技术偏差时,要求厂家进行完善。其次,加强对运行人员的岗前培训及定期培训,在工作中积累经验,达到满意的运行结果。

5)其他问题脱硫项目的选择还要充分考虑以下问题:一般火电厂脱硫所处理的烟气量较大,需要的脱硫吸收剂数量十分可观,应确保脱硫剂能够长期稳定供应;实现脱硫副产品的价值,寻求合作,加强销售;脱硫装置的布置空间是脱硫装置选择的一个重要条件;选择烟气脱硫系统时,还应考虑到多项污染物的影响。

3 我国烟气脱硫技术的选择及发展趋势

1)在利用脱硫除尘一体化方案时,既要考虑到煤质特点,又要兼顾湿式除尘器,把脱硫和除尘问题结合起来,力求全面达标。显然,这对当前老电厂面临的环保改造具有现实意义。一体化的FGD方案即:一是对于已配备静电除尘器的老电厂,在场地条件允许情况下,可直接采用LIFAC工艺;二是对于已配备湿式除尘器的老电厂,在HFAC工艺的基础上加以改造,把湿式除尘器改造成湿式脱硫设备,使之成为既除尘又脱硫的方案。该方案是以向炉膛内喷钙作为一级脱硫,将烟气增湿作为二级脱硫,实现脱硫与除尘的集成,总脱硫效率可达60%~80%。此方法被赤峰热电厂25 MW老机组采纳,其投资仅116.3万元(单位造价96.92万元/k W),年运行维护费95.6万元,脱硫成本为0.50元/kg[5]。

2)烟气脱硫过程中添加剂的使用研究表明,通过加入一定量适当的添加剂,既可以提高其脱硫效率,提高脱硫剂的利用率,进而降低运行费用,同时还能减缓钙垢速率,部分添加剂还可起到缓冲液的作用,从而提高系统的可靠性,另外,使用添加剂具有不需附加装置,操作简单、投资少;价格低廉、容易获得、成本低;用量少、使用方便、对脱硫装置操作影响小等优点,因此对添加剂的研究十分有意义。

4 结束语

烟气脱硫要因地制宜,有的放矢,对燃煤电厂来说,必须明确锅炉采用烟气脱硫设备的适用范围和电厂锅炉烟气脱硫的技术路线,尤其是对新、扩、改建的燃煤电厂和燃用不同含硫量煤种的电厂锅炉,值得推广。

摘要：介绍了脱硫技术的现状,分析比较了脱硫的主要方法及其原理、特点、适用范围,总结了目前我国烟气脱硫存在的主要问题,并有针对性地提出了解决的方法和方案。

关键词：烟气脱硫,燃煤电厂,二氧化硫

参考文献

[1]关多娇,严横.燃煤电厂烟气脱硫现状与发展探讨[J].沈阳工程学院学报,2005(6):48-51.

[2]牛治国,张勇,陈鸿伟.我国燃煤电厂烟气脱硫技术进展[J].河北化工,2006(1):43-45.

[3]王健,姜开明.我国烟气脱硫技术现状[J].中国能源,2004,26(1):29-31.

[4]郭东明.脱硫工程技术与设备[M].北京:化学工业出版社,2007.

探讨电厂烟气治理及脱硫脱硝技术 篇8

关键词：电厂,烟气治理,脱硫脱硝

燃煤电厂在发电的过程中, 对大气环境的污染非常严重, 特别是燃煤锅炉的烟气, 它排放出的烟尘和氮氧化合物是我国重要的工业污染源, 会导致酸雨或者光化学烟雾的形成, 给经济发展带来很大的损失, 同时严重影响人们身体健康, 必须加以治理。治理的关键是减少氮氧化合物和二氧化硫的排放, 所以烟气的脱硫脱硝技术显得至关重要, 必须加强改进脱硫脱硝技术, 提高环境污染的治理措施, 缓解大气污染。

1电厂烟气的特点及危害

火电厂在发电的过程中锅炉燃烧产生大量的烟气, 这些烟气中含有很多的有害气体, 比如二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫、氯化物、氟化物等。污染物排放的比重与矿物质中物质的构成有着密切的联系, 另外烟气的排放量根据锅炉设备的不同而存在差别, 锅炉排放的烟气温度高, 一般在1200摄氏度以上, 污染物的浓度比较低, 所以在气态物质回收放慢的难度比较大。点成烟气与一定的温度和湿度, 烟气高出环境空气很多, 而且电厂一般使用高烟筒排放, 所以烟气的扩散范围广, 烟气中的二氧化硫的转化是一个缓慢的过程, 传输距离比较远, 对大气环境有深远的影响。

电厂燃气中的有害物质不仅危害人类身体健康, 而且会影响我国工农业生产, 影响我国经济的发展。有些电厂周围的农村, 农作物出现异常, 比如在白菜包心、棉花吐絮的时节, 大量的烟尘造成农作物减产, 电厂因此要支付大量的赔款。另外对于电厂自身来说, 大量的烟气排放, 加剧引风机的磨损, 严重影响机组的发电与安全。

2电厂烟气治理的有效措施

电厂烟气严重影响人类的生存环境, 所以必须采取有效的治理措施, 缓减环境污染的问题, 提高生态环境的质量。具体的措施应该用全面的、发展的、长远的、综合的眼光看待治理问题, 在治理污染的同时做好预防措施, 科学、合理的利用各种资源, 实现资源的可持续发展, 提高生态环境质量。

2.1推广除尘设备

除尘设备是燃煤电厂最直接的治理燃气的方法, 比较常用的除尘设备有旋转式除尘器、电除尘器等, 其中电除尘器的应用成本比较低, 而且效率高, 所以, 电厂应该大力推广使用电除尘器进行除尘。

2.2改进技术

推广除尘设备只是电厂治理烟气污染的权宜之计, 根本的方法还要提高治理烟气的技术, 利用科学的技术, 有效的除去烟气中的有害物质, 才能较好的缓解环境污染问题。所以, 电厂要积极关注治理废气的新技术, 加大技术的投资, 不断完善、改进落后的技术, 尽量采用废弃治理技术和洁净煤技术进行处理, 将全面利用能源与防治电气污染相结合, 做到应用科技手段, 切实解决电气污染问题。

2.3积极开发绿色新型能源

推广设备、改进技术都是治理污染的有效措施, 但是要想彻底的治理电气污染, 就要找到一种无污染的新型能源代替煤燃烧, 彻底解决煤气燃烧带来的大气污染问题。新能源的开发是一个缓慢的过程, 在寻找新能源的过程中, 我们要积极推行能源节约, 降低能源的消耗, 提高能源经济效益, 使环境保护与经济建设相协调。同时严格控制污染源, 做好污染的预防工作, 积极开发节能、绿色能源, 提高环境效益。

3烟气脱硫脱硝技术

电厂的污染比较大, 烟气中含量比较多的有害物质是二氧化硫等氮氧化合物, 所以电厂控制污染的措施主要是控制二氧化硫的含量。控制二氧化硫的方法有很多, 烟气脱硫和燃烧脱硝是两种比较常用的方法, 在电厂中应用比较广泛, 能够有效的减少燃气中的有害气体的排放, 缓解电厂发电带来的大气污染问题。

3.1脱硫技术

脱硫技术有三个关键处理点, 燃烧前、中、后, 燃烧前采用物理性脱硫, 脱硫的主要对象是煤炭中的矿物硫成分, 利用磁特性减少煤炭中硫元素的含量;燃烧中采用化学方法进行脱硫, 在煤炭高温燃烧时, 添加固硫剂成分, 是它与煤炭燃烧中的产生的含硫化合物发生反应, 生成固体硫酸盐, 硫酸盐会随炉内残渣排除;燃烧后采用FG D脱硫方法, 这是防止二氧化硫排放到空气中的最后一道关卡, 可以采用湿法、半干法或者干法进行脱硫。其中湿法脱硫一般选用强碱性溶液作为二氧化硫的吸收皿, 再结合石膏辅助吸硫, 产生强烈的吸硫效果, 这种方法的吸硫作用比较大, 被广泛应用于燃煤电厂中, 尤其适合用于低、中、高硫煤。半干法脱硫使用的是碱性粉末, 主要通过高温蒸发, 生成固态粉末。它的脱硫效果没有湿法脱硫那么强, 但是设备、运行、维修均比较简单, 也颇受电厂的欢迎。还有一种是干法脱硫, 它主要通过选取颗粒状或者粉状的吸收剂, 利用催化反映, 减少二氧化硫的排放。此方法反应慢, 比较耗时, 但是操作简单, 成本低, 也被广泛应用于除硫工作中。

3.2脱硝技术

脱硝技术主要是减少烟气中的氮氧化合物, 主要方法是从燃烧的过程中减少氮氧化合物的生成, 另外还有对燃烧后氮氧化合物的生成。首先减少氮氧化合物的生成可以从减少锅炉内氧气的密度出发, 减少煤气在高温环境下的时间。具体的方法可以采用溶液内反应、催化还原反应以及粉末吸附等方法, 方法过程和原理与脱硫类似。粉末吸附要选择具有良好吸附功能的物质, 比如活性炭;溶液内反应与脱硫类似, 选用强碱性溶液;催化还原可以选择N元素的化合价元素, 使有害的氮氧化合物变成无公害的。另外还有一种电子束处理技术, 这样技术主要是利用含有电子能量的800M e V-1M e V的电子束照射烟气, 通过这种方法将烟气中的二氧化硫和转化为硝硫铵和硫酸铵。这种技术有比较广泛的发展前景, 已经开始走向工业化, 现已经被很多企业采用。

3.3脱脂脱硫技术的发展趋势

随着科技的发展, 我国对烟气脱硫脱脂技术研究会更加深入。目前我国的脱脂脱硫技术仍然以干法为主, 未来可能会加大对脱硫脱硝湿法的研究, 更加关注降低成本、减少风险、提高效益的脱硫脱硝技术。总之, 这些脱硫脱硝技术方法中, 无论哪一种研究、开发、利用, 都要考虑电厂自身的实际情况, 结合我国的国情, 注重研究效率高、能耗低、操作简单、成本低的脱硫脱硝技术, 创造一条可持续发展的道路。

4结语

电厂在燃煤发电过程中会产生大量的废烟、废气, 造成大气污染, 严重影响我国经济的发展。所以, 电厂要采取有效的治理措施, 减少排污量, 提高技术管理水平, 积极寻找节能、绿色环保的新能源代替煤炭资源的燃烧。同时努力改进脱硫脱硝技术, 减少排放到大气中的碳氧有害物质, 实现环境保护与经济发展和谐共处的局面。

参考文献

[1]王善波.燃煤电厂烟气脱硫脱硝及治理策略[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2014 (5) :149-150.

[2]王磊.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技与创新, 2014 (10) :153-154.

[3]王喜军.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技传播, 2013 (14) :175-176.

热电厂烟气脱硫技术 篇9

1 脱硫技术发展现状

火电厂烟气脱硫技术最早从国外引进, 随着近年来我国科技的发展和对环保技术的研究, 环保技术趋于成熟。我国现在所有燃煤火电厂机组均使用脱硫装置, 烟气脱硫技术主要是采用成熟的石灰石-石膏法, 还有的燃煤火电厂应用的脱硫技术为烟气循环流化床法和海水脱硫等方法。由于经济社会不断加快发展, 以及国家乃至全球对于燃煤火电厂的污染物排放标准的不断提高, 促进了环保事业的迅速发展, 使其更加朝着专业化、成熟化的方向发展, 还有就是国内有关环保工程公司也已经完全掌握国外引进的烟气脱硫技术, 使脱硫技术日益逐渐兴起。

2 燃煤火电厂烟气脱硫技术应用

2.1 石灰石-石膏法烟气脱硫技术

石灰石-石膏法是现在全球范围内最为先进、最成熟、应用最为广泛的烟气脱硫技术, 此技术使用石灰石吸收在烟气当中的二氧化硫, 形成半水状的亚硫酸钙, 通过氧化生成石膏, 拥有脱硫效率高, 吸收剂拥有较高的反应速率, 现在脱硫效率能够达到百分之九十八以上。但是也有一定的缺点, 一方面是运行成本较高, 主要是运行能耗约为1%厂用电、脱硫剂购置费用约为100元/吨;另一方面就是系统腐蚀磨损严重, 导致检修维护费用高;再就是副产品石膏的综合利用存在一定局限, 给石膏的正常处置造成一定影响。

化学反应方程式:

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-石膏法烟气脱硫招聘工艺流程。

2.2 尾部增湿活化烟气脱硫技术

尾部增湿活化烟气脱硫技术是由芬兰的公司在上世纪八十年代的时候开发, 还可以称作是干法烟气脱硫, 属于一项优秀的联合脱硫技术, 脱硫率能够达到70%左右, 拥有成本较低以及方便改造等优势, 但因脱硫效率较低, 加之近年来污染物排放标准的不断提高, 特别是国家“十三五”期间超低改造的相关要求, 这种技术已经不能满足排放标准要求, 已被淘汰。

化学反应方程式:

2.3 烟气循环流化床干法烟气脱硫技术

烟气循环硫化床系统主要是吸收塔和除尘器以及喷水系统等一系列的系统构成, 主要特点就是固体吸收剂粒子拥有较长的停滞时间, 和二氧化硫之间的传热传质交流较多, 拥有较高的脱硫效率。对于高硫煤, 含有超过4%的硫, 也可以实现超过89%的脱硫率。因为床料循环使用, 进而提升了吸收剂的利用效率, 在同样的脱硫效率条件下, 和以往半干法相比, 吸收剂能够减少35%使用量, 锅炉负荷在30%到100%之间波动时, 脱硫的效果依然能达到设计值。而且操作流程简单、运行稳定、反应温度低, 结构布置比较紧凑, 循环硫化床反应器不用占用较大的空间, 脱硫产生的物质以固态的形式排出, 没有石灰石浆液制备系统, 对于整改工程的电除尘器不需要进行整改。循环流化床比较适合在中型或者是小型的活力发电厂还有有关产业的燃煤系统上面安装应用。

2.4 烟气循环硫化床脱硫技术

这种技术当中使用的脱硫剂主要是石灰粉, 原理就是把进入脱硫塔中的烟气和添加消石灰接触, 使其发生化学反应, 将二氧化硫为主的硫化物脱除。烟气循环硫化床脱硫技术在全部程序均不需要加热, 而且脱硫塔在低负荷运转的时候还能保持住良好的工作状态, 系统还设置了净烟程序, 确保塔中烟气流量具有稳定性。现在有些化工厂自备电厂在引进的前提下开发了一项使用锅炉烟道当作反应器的一起, 拥有工艺简单和使用面积较小的优势, 因此被更多区域用来进行垃圾焚烧时的烟气净化。

我国在1961年就开始了对烟气脱硫技术的研究, 但目的是为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀。1986年燃煤二氧化硫污染技术被我国列为重点研究课题, 60多个高校、科研和生产单位先后对脱硫工艺进行了研究以及实验。如清华大学、中绿公司、东南大学等。东南大学热能工程研究所用干消化石灰粉末作脱硫剂在变速循环流化床进行了脱硫实验研究, Ca/S=1.1, 在喷入适量水的情况下, 脱硫效率达到了85%。

2.5 海水脱硫技术

海水脱硫技术是通过对海水天然成分将烟气当中的二氧化硫脱除干净, 主要原理是把进入吸收塔的烟气当中二氧化硫和海水当中含有的碱性物质进行融合后实现脱硫, 这种技术的应用比较适合应用于沿海电厂, 拥有工艺简单、投资较少、不会产生废弃物, 并且脱硫效率较高这些优势。

2.6 烟气氨法脱硫技术

烟气氨法脱硫技术是把一定浓度的氨水当作是吸收剂, 对于吸收塔当中的烟气中含有的二氧化硫进行洗涤, 从而达到净化烟气的目标。这种脱硫技术能够不产生废弃物, 并且拥有极高的脱硫效率。之后相关公司以这项技术作为前提条件, 开发出光点半湿法烟气脱硫技术, 该项技术在进行脱硫的过程中还可以脱硝。

化学反应方程式:

2.7 烟气镁法脱硫技术

烟气镁法脱硫技术通常是通过氧化镁浆液去吸取二氧化硫, 进而就能够产生较少的硫酸镁, 拥有脱硫效率较高并且具有较高稳定性, 不会造成阻塞的情况, 同时投资较低, 工艺不是十分繁琐这些优势, 所以该项技术得到火电厂有一定的应用。

化学反应方程式:

随着工业现代化程度的提高, 我国环境问题变得越来越严重。SO2的排放量不断增大, 中国二氧化硫排放总量已居世界第一, 超出大气环境容量的80%以上, 西南、华南等地出现大面积的酸雨, 酸雨区面积约占国土面积的1/3, 已成为继北美、欧洲之后的世界第三大酸雨区。为控制以SO2排放为主造成的酸雨污染的恶化趋势, 我国新的大气污染防治法已颁布, 二氧化硫排放收费制全面推行, 研究、开发、推广应用各种脱硫技术已势在必行。

3 燃煤火电厂烟气脱硫技术开发主要内容

(1) 对于我国的镁资源要进行充分的利用, 研究开发较高效率的氧化镁烟气脱硫技术。 (2) 研究开发出能够适用于钢铁行业的烟气脱硫技术。 (3) 进行针对脱硫副产物处理方面的研究。 (4) 对于脱硫和脱硝一体化技术要进行深入的研究。 (5) 研究出成本较低的吸收剂。

4 结束语

文章通过对燃煤火电厂烟气脱硫技术研究和应用的进一步阐述, 使我们了解到我国燃煤火电厂脱硫技术的优缺点, 对于通过选取一种工艺简单、效率较高的脱硫技术去除燃煤火电烟气当中的有毒有害气体, 有着十分积极的作用, 因此, 希望通过文章的阐述能够给燃煤火电厂脱硫技术应用方面提供一定的帮助。

参考文献

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热电厂烟气脱硫技术 篇10

目前, 国内燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术有了很大发展, 新建机组配套脱硫和在役机组脱硫改造成为一种必然的发展趋势。根据炉后烟气脱硫过程中工艺水的应用特点, 将炉后烟气脱硫技术分为湿法、干法和半干法三大类。其中, 半干法脱硫是指在脱硫过程中有少量工艺水投入, 但脱硫产物最终是以干态的形式出现。特别是在役机组的脱硫改造, 受已有条件限制, 脱硫工艺和方案布置受到很大制约。300MW以下机组改造选用半干法脱硫工艺的较多, 半干法脱硫主要有脱硫除尘一体化脱硫工艺 (NID) 、烟气循环流化床法 (CFB) 等。NID脱硫工艺以其独到的设计和相好的性能越来越受到重视和应用。

2 NID脱硫工艺

NID (Novel IntegratedDesulphurization) 脱硫除尘一体化脱硫技术由ALSTOM公司在20世纪90年代初从喷雾干燥法开发而成, 用于燃煤、燃油电厂、工业锅炉、垃圾焚烧电厂的烟气脱硫及有害气体的处理。

2.1 工艺原理及流程

NID是利用含有Ca O的吸收剂或消石灰 (氢氧化钙) 与二氧化硫反应生成Ca SO3和CaSO4。除尘器收集下来有一定碱性的粉尘与Ca O混合增湿后再进入除尘器入口烟道和烟箱, 反复循环。NID工艺特征是吸收剂的低湿度和高比例循环。在吸收剂的大表面积和低湿度作用下, 烟温快速下降, 吸收剂水份快速蒸发。由于水份蒸发时间很短, 使得反应器容积减小。NID脱硫工艺可与除尘器组合为一体, 结构简单, 占地面积小, 物料循环倍率可达30~50次以上。正常情况下, 脱硫率一般可达85以上。

2.2 性能特点

根据国家发展和改革委员会最新发布的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程DL/T5196-2004》中关于脱硫工艺选择的一般性原则的要求, 焦作电厂#2机组已投产约25年, 属于剩余寿命低于10年的老机组, 本工程设计的燃煤含硫量Sar<2.0, 且吸收剂来源和副产品处置均能充分落实, 适宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟脱硫技术。NID半干法脱硫工艺能保证脱硫效率在80以上, 并满足SO2达标排放和排放总量控制要求。设备占地面积很小, 更有利于现有电厂燃煤机组的改造。设备安装简单, 建设周期短。对于现有电厂, 设备改动小, 一般在正常的大修停机期间就可完成。辅助设备都可布置在除尘器下, 无需占用更多额外空间。能脱除烟气中80以上的SO2, 是一种非常有效的脱硫方法, SO3、HCI和HF的脱除率高达98, 用于中、低硫煤时最经济。而且脱硫效率根据不同的环保要求或煤种的变化, 通过调整Ca O或Ca (OH) 2的加入量和再循环灰量及操作温度, 确保能满足SO2的排放标准。NID脱硫工艺脱除单位量SO2的总费用较低, 约550-950元/吨。由于工艺简单, 组成部件较少, 且可利用现有的设备和公共设施, 占地面积小, 平均每1150Nm3/h的烟气量需1m2场地。系统运行的维护费和动力消耗较低。

NID脱硫工艺典型配置的除尘器是袋式除尘器。由于布袋表面吸附的粉尘与SOX等接触相当于一个气固相反应器, 所以NID脱硫工艺与袋式除尘器相配时更有利于脱硫效率的提高。采用石灰粉, 由石灰石煅烧取得, 焦作附近太行山脚下石灰粉生产企业较多, 以用量定产。部分企业的石灰粉经焦作市产品质量监督检验所等单位检验, Ca O纯度≥85。脱硫副产品与粉煤灰一起从烟气中分离出来, 是含湿量较低的固态粉末, 组成中的Ca SO3·1/2H2O十分稳定, 其分解温度为436℃, 与空气长期接触自然氧化成Ca SO4·2H2O, 对环境不会造成影响。根据经验, 可用作煤矿回填、筑路、造砖等。目前, 土壤资源越来越宝贵, 一些地方已不允许烧红砖, 脱硫渣的综合利用越来越受到重视。同时, 该工艺不会产生废水, 不会造成二次污染。

2.3 半干法脱硫工艺的比较

NID脱硫工艺国内主要应用业绩有包头第二热电厂1×200MW机组, 某自备电厂1×210MW机组, 淄博齐鲁石化1×125MW机组等。

CFB循环流化床法烟气脱硫工艺是八十年代末德国鲁奇 (LURGI) 公司开发的一种新的干法脱硫工艺, 这种工艺以锅炉循环流化床原理为基础, 通过吸收剂的多次再循环, 延长吸收剂与烟气的接触时间, 大大提高了吸收剂的利用率。正常情况下, 脱硫率一般可达85以上。烟气从吸收塔底部引入, 并通过吸收塔底部文丘里管加速, 进入吸收塔循环流化床体。物料在循环流化床里, 气固两相由于气流的作用, 产生激烈的湍动与混合, 充分接触, 在上升的过程中, 不断形成聚团物向下返回, 而聚团物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升, 使得气固间的滑移速度很高, 强化了气固间的传质与传热。除尘器除下的固体颗粒大部分通过除尘器下的再循环系统返回吸收塔, 继续参加反应。国内主要应用业绩有:山西榆社2×300MW机组, 焦作华润2×135MW机组等。

RCFB回流式烟气循环流化床:德国Wulff公司在Lurgi技术基础开发出回流式烟气循环流化床工艺, 简称RCFB, 脱硫率可达85以上。已在广州恒运自备电厂一台210MW机组使用。Wulff公司的RCFB工艺流程基本与鲁奇CFB相同, RCFB最大特点是反应塔的流场和塔顶结构设计上, 使反应塔中烟气吸收剂颗粒在向上远动中有一部分因回流从塔顶向下返回塔中。这股向下的固体回流与烟气的方向相反, 而且是一股很强的内部湍流, 从而增加了烟气与吸收剂接触时间, 形成内部再循环。

CDS循环干法工艺:国内引进美国环境技术公司 (EEC) 循环干法烟气脱硫技术工艺。脱硫工艺原理与CFB基本相同, 脱硫率可达85以上。循环流化床系统主要由消石灰贮存输送系统、循环流化床吸收塔、喷水增湿系统、回料系统、脱硫渣输送系统、除尘器及控制系统组成。目前国内应用该脱硫工艺的电厂机组有北方电力内蒙古乌海热电有限公司2×200MW机组。

3 现役锅炉改造脱硫系统的配置

脱硫工艺的选择应根据锅炉容量和调峰要求、燃煤煤质 (特别是折算硫分) 、二氧化硫控制规划和环评要求的脱硫效率、脱硫工艺的成熟程度、脱硫剂的供应条件、水源情况、脱硫副产物和飞灰的综合利用条件、脱硫废水、废渣排放条件、场地布置条件等因素, 经全面技术经济比较后确定。

4 工程应用实例

4.1 工程概况

河南焦作电厂 (以下简称焦作电厂) #2机组烟气治理工程是在焦作电厂实施的第一个脱硫工程项目。焦作电厂#2机组 (220MW) 于1980年1月建成投产, 配套锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-670/13.7-5型超高压一次再热自然循环煤粉炉。1989年将#2炉原设计配备的旋风除尘器改造为兰州电力修造厂生产的KFH/JZl70.1型双室三电场卧式静电除尘器。焦作电厂已进行过2台机组的电除尘器改袋式除尘器的改造工程, 采用的是长袋低压脉冲袋式除尘技术, 改造后的袋式除尘器使用效果良好, 并积累了一定的袋式除尘器的应用经验。本次#2机组烟气治理工程的主要包括脱硫、除尘、气力输灰和引风机等四个部分, 重点是甄选和制订符合焦作电厂生产实际的烟气脱硫技术方案。

4.2 脱硫设计方案

焦作电厂#2机组烟气治理工程为老机组改造工程, 炉后没有预留脱硫场地, 而且临近市内公路, 可利用的改造场地非常有限。本工程采用从ALSTOM引进的NID循环半干法脱硫技术。系统总体布置方式为“NID脱硫系统布袋除尘器”, 一套系统由四条独立工艺线组成。除灰系统采用气力输灰方式, 输送到灰库外运。

主要设计参数:脱硫效率 (保证值) ≥85, 处理烟气量1100000Nm3/h, 烟气SO2排放浓度≤400mg/Nm3, 烟尘排放浓度≤50mg/Nm3。吸收剂给料系统, 变频螺旋给料机转速由进出口SO2量及烟气量反馈调节。除尘器采用ALSTOM典型设计的低压脉冲布袋除尘器, 总过滤面积为27520m2, 布袋数量8600个, 滤袋材料采用进口PPS针刺毡。系统设有NID工艺关断挡板, 用于在低负荷运行期间或其中一条NID线检修时切断NID工艺线。设置旁路系统, 用于避免系统内部接露、进口温度超过180℃或NID紧急停运情况下启用旁路系统, 保护布袋除尘器不被损坏。

烟气在线监测系统, 系统自配一套用于控制的在线检测系统, 由于一套系统有四条独立控制线, 在线监测分为四条线路监测, 反馈信号用于系统调节控制。

引风机采用2台双吸双支高效离心式引风机, 加装液力耦合器进行调速。引风机入口设置联络烟道。脱硫工况下系统额定负荷运行, 流量为751227.5m3/h, 全压7200Pa, 介质温度70℃。

5 结论

环境保护是我国的一项基本国策, 是可持续性发展战略的重要内容。电力工业是国家的基础工业, 也是燃煤大户, 电站锅炉进行高效率除尘和脱硫的任务非常艰巨, 也非常迫切。通过对在役燃煤锅炉烟气脱硫项目的逐步实施, 将产生明显的社会效益和经济效益, 对促进地区经济发展、保护环境、落实当地环保关于二氧化硫的排放控制要求、保持地区经济可持续发展等具有重要的实际意义。电厂脱硫项目不设预除尘, 采用的布袋除尘器和NID半干法脱硫工艺均为目前国内技术领先的实用性技术, 其功能、设计参数等均符合高效除尘和脱硫的需要, 对于促进新技术新工艺的应用具有十分现实的作用。

参考文献

烟气脱硫技术的现状与发展 篇11

关键词烟气脱硫;吸附;二氧化硫;高岭土

中图分类号X773文献标识码A 文章编号1673-9671-(2010)032-0099-01

目前,烟气脱硫是最为有效的手段之一。烟气脱硫方法通常有两类方法:一是根据在脱硫过程只生成物的处置分为抛弃法和回收法;二是根据脱硫剂的形态分为干法和湿法。

干法主要有活性炭法、金属氧化物法、碳酸盐法等。其是利用固体吸附剂或催化剂脱除烟气中的SO2;湿法则是采用水或碱性吸收液或触媒离子的溶液吸收烟气中的SO2。湿法脱硫效率高,反应速度也快,但生成物是液体或泥浆,处理较为复杂,而且烟气在吸收过程中温度降低较多,不利于高烟囱扩散与稀释。且投资高、占地大、运行费用高,我国目前的经济能力难以承受。干法脱硫净化后烟气温度降低很少,由烟囱排入大气时利于扩散,生成物容易处理,干法脱硫具有系统简单、投资省、占地面积小、运行费用低等优点,但目前此方法脱硫效率较低,吸收剂利用率低,限制了此种方法的应用,所以国内外对干法脱硫的研究成为热点。

1我国烟气脱硫的现状

我国烟气脱硫起步较早,早在50年代就开始研究烟气硫回收,但由于如下种种原因,进展缓慢:

1)因原料来源和产品销路的限制,使一些较为成熟的技术在我国难以推广应用。如碱式硫酸铝—石膏法、石灰石—石膏法、亚硫酸钠法等。

2)我国的经济基础较差,投资较大的治理方法难以实施,即使某些已采用的脱硫装置的企业,也运行困难,如重庆珞璜电厂引进的石灰石—石膏法烟气脱硫装置,由于石膏销路不好,大量堆弃,费用巨大。

2我国脱硫技术发展方向

1)将国外引进技术国产化是发展我国烟气脱硫技术的重要途径,但不是唯一选择,应避免重复引进和盲目照搬的误区。

国外发达国家成功应用烟气脱硫技术解决了二氧化硫污染的问题,但不能否认的是,这些脱硫技术是依赖高投入和高消耗才得以实现的,计算国产化,对我国目前的经济发展来说,其投资和运行费用仍然很高。另外,发达国家选择的脱硫技术也是依照本国的国情,如日本和德国采用“石灰石—石膏法”脱硫成功,是因为这两个国家缺乏天然石膏资源,他们将副产石膏作为重要的石膏资源,解决了烟气脱硫石膏的出路问题,同时降低了脱硫成本。因此也应根据我国具体国情开发、选择适当的脱硫技术。

2)在充分借鉴国外烟气脱硫经验的基础上,大力发展具有自主知识产权的、符合中国国情的烟气脱硫技术。

通过学习、消化国外的先进烟气脱硫技术,探索中国自己的烟气脱硫道路,必将涉及到观念创新,技术创新,机制创新等多方面的问题。从20世纪70年代第一批烟气脱硫技术引进以来,许多人已经为我国的烟气脱硫道路付出了艰辛的劳动,也积累了许多宝贵的建议、经验、成果和教训,经过认真总结和思考,必将有利于加快开发具有自主的、符合我国国情的烟气脱硫技术。

3)经济化,资源化、综合化、多元化是我国烟气脱硫技术发展的重要方向,也是采用高技术取代与改造传统烟气脱硫技术的必然选择。

中国可以借鉴发达国家的脱硫经验及先进的脱硫技术,进行脱硫工程技术的开发研究和联合攻关,尽快开发出符合我国国情的脱硫技术;同时政府应配套必要的技术经济政策,以推进我国的脱硫技术进步和脱硫事业发展。只有这样,并经过长期不懈的不断努力,才能有效控制我国二氧化硫污染。

我国是稀土资源大国,稀土储量占世界储量的43%。我国稀土储量大、类型多、品种全、开发成本低,除钷(Pm)以外的16个稀土元素在我国从南到北分布齐全。因此,推广和开发应用稀土,对于充分利用我国富有的稀土资源,进一步推动稀土产业的发展,具有十分重要的社会意义。

利用改性高岭土作为烟气脱硫剂也是烟气脱硫的一个新的发展方向,我们将初步探讨其作为NOXSO工艺中高效吸附-催化剂载体的可行性。

本项目研究开发内容:

1)利用高岭土资源,研制一种可同时吸附NOX和SOX并促进其催化转化的新型吸附——催化剂。对同时吸附和催化转化机理进行研究。

2)对同时吸附和催化转化机理进行研究。

3)研究吸附——催化剂的再生——循环工艺,包括NOX循环促进作用硫化物的回收利用。

本项目的技术关键是要研究一种在机理上具有吸附——催化偶联协调作用,在技术上可一步同时脱除NOX和SOX的干式可再生环境友好新型吸附——催化剂。

1)可高效地脱除SO2;

2)这是一种干式的可再生的过程,因而没有淤泥和废水处理问题;

3)在较宽的工厂条件下能够可靠而稳定的操作;

4)对多种燃料具有良好的兼容性,包括高硫燃料;

5)与传统的烟道气脱硫结合选择性催化还原控制技术相比,在投资和操作费用上是可竞争的;

6)可满足对动力工业日益严格的排放限制。

利用高岭土作为载体开发一种能够大规模处理SOX的新型吸附——催化剂及脱除净化工艺。使烟气排放可达到更高要求,不但减少污染,而且可以回收大量有用产品元素硫。

拟研制的新型吸附——催化剂可以利用高岭土作为载体,所形成的技术可解决工业烟道气排放的环保问题,又可回收排放气中的有价值物质,因而具有重大的学术和工业应用意义。

参考文献

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热电厂烟气脱硫技术 篇12

1 电厂烟气脱硫脱硝技术研究现状

电厂烟气脱硫脱硝技术主要就是指针对电厂所排出的废气采取必要的手段降低其内部的二氧化硫以及氮氧化物含量, 进而避免这些物质影响到外界的大气环境, 因为就当前我国现在的大气环境质量来看, 其中存在的问题是比较多的, 并且这些问题的存在很大程度上和燃煤废气的排放有关, 尤其是对于酸雨以及光化学烟雾问题来说更是如此, 正是因为燃煤废气中含有大量的二氧化硫气体以及氮氧化物气体才导致了其被排入到大气中以后和其它的一些物质发生一定的反应而导致这些问题的呈现, 而针对燃煤废气的来源看, 电厂无疑是比较重要的一个组成部分, 电厂所使用的燃煤量和烟气的排放量都是比较多的, 因此, 针对电厂烟气进行必要的脱硫脱硝处理是极为必要的。

根据当前我国现行的电厂烟气脱硫脱硝技术现状来看, 其主要包括烟气脱硫技术、烟气脱硝技术以及烟气脱硫脱硝技术, 也就是说存在一些专业的技术可以专门用来针对电厂烟气进行脱硫处理或者脱硝处理, 也存在着一些综合性比较强的处理技术手段能够同时针对这两种物质进行处理, 而就其具体的处理手法来看, 根据其所采用的化学物质以及处理环境的差异又可以细分为很多不同的类型, 这些不同类型的电厂烟气脱硫脱硝技术在具体的使用效果上也存在着较大的差距, 需要相关电厂部门进行恰当慎重的设计和选择。

1.1 电厂烟气脱硫技术

对于当前我国现行的电厂烟气脱硫技术来说, 根据其具体的技术手段方法不同又可以细分为以下几类: (1) 磷铵肥法烟气脱硫技术是当前比较突出的一种电厂烟气脱硫技术代表, 该技术最大的优点就是其不仅仅能够在较大程度上减少电厂烟气中二氧化硫的含量, 还能够通一定的化学反应把这些不需要的二氧化硫转化为硫酸来进行肥料的生产, 进而变废为宝, 化害为益, 其脱硫率能达到95%以上, 效果是比较明显的, 也值得进行广泛的推广使用; (2) 活性炭纤维法烟气脱硫技术也是当前比较常用的一种脱硫技术, 采用该方法进行电厂烟气中二氧化硫的处理同样能够达到95%的脱硫率, 其主要就是采用活性炭纤维催化剂 (DSACF) 来针对电厂烟气进行处理; (3) 石灰石-石膏湿法脱硫, 顾名思义就是采用石灰石和石膏配置一定剂量的石灰石浆液, 然后通过相关的化学反应来减少烟气中二氧化硫的含量, 并且最终生产碳酸钙晶体, 促使其进行脱硫; (4) 除了上述主要的几种烟气脱硫技术之外, 当前还存在一些其它的电厂烟气脱硫技术, 比如氨法A-MASOX工艺、干法半干法烟气脱硫技术以及海水脱硫法等在一些地区也是比较常见的。

1.2 电厂烟气脱硝技术

对于电厂烟气脱硝技术来说, 其主要分为干法烟气脱硝技术和湿法烟气脱硝技术两类, 具体来说: (1) 干法烟气脱硝技术是当前电厂进行烟气脱硝最为主要的一种技术手段, 该方法的选用主要就是采用一定量的催化剂来把电厂烟气中的氮氧化物进行转化, 促使其形成对大气不存在危害的一些气体, 最为常用的有选择性 (非选择性) 催化还原法、活性炭法和氧化铜法等; (2) 湿法烟气脱硝技术主要是指在初步把电厂烟气中的氮氧化物转化为其它易被水分吸收的氮氧化合物之后, 经由水或者是其他一些吸收剂进行吸收, 最终降低氮氧化物含量。

1.3 电厂烟气脱硝脱硫技术

对于电厂烟气脱硫脱硝技术来说, 其综合性是比较强的, 具体来说, 其主要分为联合脱硝脱硫技术和同时脱硫脱硝技术两类, 这两类技术手段在当前的电厂烟气脱硫脱硝中都是比较常用的, 并且也都能够发挥较好的作用, 因为该技术的应用能够针对电厂烟气中的二氧化硫和氮氧化物都具备较强的处理效果, 所以这一类的综合性脱硫脱硝处理技术在效率和成本方面具备着较为突出的优势, 而这一优势正是电厂所追求的利益点所在, 由此可见, 这种综合性的电厂烟气脱硫脱硝技术必然成为今后我国发展的一个重要方向, 也是当前我国电厂烟气脱硫脱硝技术研究的一个重点所在。

2 电厂烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

从当前我国乃至世界对于电量需求的不断增加这一发展趋势来看, 其电厂也必然会获得进一步的发展, 而随着电厂的不断发展, 其烟气的脱硫脱硝技术也理应得到相应的进步, 这种发展趋势主要取决于以下两个方面: (1) 首先, 随着电厂的不断兴建和生产, 其排出的烟气必然会越来越多, 尤其是面对着污染越来越严重的大气环境来说, 加强对于电厂烟气脱硫脱硝技术的研究更是极为必要, 这也是社会发展过程中对于电厂所提出的一个必然要求, 任何一个电厂都应该切实履行好自身的这一职责, 进而为环境的保护做出应有的贡献; (2) 另外, 针对电厂进行烟气脱硫脱硝处理也是今后电厂发展中其自身的一个必然要求, 因为脱硫脱硝技术已经成为了电厂生产过程中必不可少的一个方面, 因此, 对于这一环节来说, 如何促使其更好的发挥应有的作用就显得更为重要, 并且做好了烟气脱硫脱硝技术的应用也能够有助于提升电厂的声誉, 促使电厂获得更好地发展, 此外, 电厂烟气脱硫脱硝技术的不断发展还能够有助于电厂生产成本的降低, 为电厂获得更多的经济效益做出一定的贡献。

基于这一发展必然趋势来说, 电厂烟气脱硫脱硝技术的未来发展方向主要集中在以下几点上: (1) 首先, 加深对于电厂烟气脱硫脱硝技术理论的研究, 对于可以用来进行脱硫脱硝处理的一些化学物质或者是处理方法的理论进行深入的探讨和研究, 以理论上的进步来促进实践处理技术的发展; (2) 其次, 加强对于专业化人才的培养, 尤其是要加强这些专业化人才的实践技术能力的提升, 对于电厂烟气脱硫脱硝技术的实际运用效果进行现场的操作和观察, 确保其能够切实为电厂脱硫脱硝技术发展贡献力量; (3) 再次, 烟气脱硫脱硝技术所用设备的更新换代也是未来发展中一个重要的研究方向, 并且对于电厂烟气脱硫脱硝技术的发展来说具有极为关键的作用, 其设备的更新必然能够在较大程度上促进电厂烟气脱硫脱硝技术成本的降低, 并且对于脱硫脱硝效果必然也能够起到一定的积极作用; (4) 最后, 电厂烟气集成脱硫脱硝技术的研究必然会成为今后电厂脱硫脱硝研究的一个重点方向, 因为脱硫和脱硝对于电厂烟气来说都是必要的, 而针对这两者进行集成处理确实能够在成本效率等方面发挥更好的作用。

3 结语

综上所述, 电厂在当今社会发展以及人们的生活中扮演着一个极为关键的角色, 尤其是随着当前用电量的不断增加, 电厂的重要地位也获得了进一步的提升, 基于此, 加强对于电厂的关注和管理也是极为必要的, 对于电厂的生产过程来看, 烟气的综合整治是必不可少的一个关键点所在, 尤其是对于电厂烟气中的一些二氧化硫以及氮氧化物进行必要的处理已经成为了保护环境的一个必然要求, 因此, 详细的了解当前我国电厂烟气脱硫脱硝技术的现状及其基本性能, 进而才能够有助于相关的电厂管理人员选择恰当的烟气脱硫脱硝技术, 并且还能够有助于今后电厂烟气脱硫脱硝技术的进一步发展, 促使其更好的实现脱硫脱硝任务, 而就当前我国现行的烟气脱硫脱硝技术来说, 除了单纯的脱硫和脱硝技术之外, 脱硫脱硝联合处理以及共同处理技术也是比较常用的, 并且必然会成为今后电厂脱硫脱硝技术发展的一个重要趋势。

摘要：针对电厂所排出的烟气进行脱硫脱硝处理是必不可少的, 也是解决环境污染问题的一个重要组成部分, 因此, 加强对于脱硫脱硝技术的研究也就成了极为关键的一点, 本文就主要针对当前我国电厂烟气脱硫脱硝技术的发展现状及其未来的发展趋势进行了简要的分析和探讨。

关键词：电厂烟气,脱硫脱硝技术,研究现状,发展趋势

参考文献

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