锅炉烟气脱硫技术

锅炉烟气脱硫技术（共12篇）

锅炉烟气脱硫技术 篇1

随着目前我国在环保方面力度的加强, 各种大气污染物的排放有了更为严格的要求。在锅炉烟气排放方面, SO2、NOx以及灰尘是重点控制的指标。其中, NOx以及灰尘可以通过控制燃烧与设置烟气除尘器解决, 而SO2则必须通过实施烟气脱硫来解决。近几年新筹建的一些大型石化、煤化工企业为提高经济效益, 建设自备电站、采用热电联产逐渐增多。因此, 燃煤锅炉的使用越来越普遍, 烟气脱硫越来越引起人们的重视。

国内烟气脱硫目前主要应用在电力行业, 其方法主要为石灰法、氨法和循环流化床脱硫。石灰法脱硫是采用石灰石与烟气中的硫反应生成Ca SO4, 具体分为干式、半干式和湿式。目前, 电力系统发电锅炉多为大型机组, 以煤粉炉为主, 其采用的脱硫方法以湿式石灰法脱硫为主, 约占烟气脱硫装置总数的80%左右。湿式石灰法脱硫, 脱硫效率高于干式和半干式, 可达到90%, 但投资也高于后两种。它的产品为石膏, 如石灰石纯度高, 则石膏质量较好, 可用作建筑原料、生产石膏板等。对于较小规模的机组, 可以采用半干式石灰法脱硫, 这种脱硫方法投资少、节水。效率可达到80%以上。氨法脱硫有湿式洗涤法和电子束法。湿式洗涤法是将烟气用氨水洗涤达到脱硫目的。烟气用氨水进行二级洗涤后其SO2浓度可降至约200ppm, 并可获得浓度约40%的硫酸氨, 经真空浓缩和造粒, 可生成硫酸氨, 作为农用化肥出售。电子束法是由日本荏原公司开发, 其原理为烟气经电子束照射后生成的自由基使SO2与NOx氧化, 氧化产物与自由基反应或与水反应, 生成硫酸和硝酸。再与事先注入的氨中和, 生成硫铵与硝铵作为化肥出售。荏原公司与四川电管局合作在成都热电厂建设了示范项目。另外目前还有一种较新型的脱硫方法称为活性焦干法脱硫, 这种技术最早由德国和日本开发, 其原理为烟气中的SO2、O2和H2O在活性焦的催化作用下反应生成H2SO4并吸附在活性焦表面, 吸附饱和后的活性焦进入再生床进行加热再生, 使得H2SO4分解为浓度20%~50% (可调) 的SO2气体, 然后通过其它工艺制成硫酸氨化肥。

循环流化床锅炉脱硫是近几年来国内较广泛应用的一种脱硫技术, 是目前电力行业中、小容量发电锅炉的首选炉型之一。其特点是:

1) 燃料适应性广, 几乎可以燃用各种优、劣质燃料;

2) 燃烧效率高, 对无烟煤可达97%, 对其它煤种可达98%~99.15%;

3) 脱硫效率高。脱硫效率可达85%~90%;

4) 两段低温燃烧, NOX排放量小。 (<100~200ppm) ;

5) 负荷调节范围大, 其负荷调节范围为25%~100%。

循环流化床锅炉虽然有以上种种优点, 但在生产运行中, 也出现一些问题, 主要有以下2点:

1) 水冷壁磨损、爆管。磨损点主要在炉膛密相区 (炉膛下部, 物料密度大的部位) 和稀相区的交界处, 虽然水冷壁外敷有耐磨浇筑料, 但由于此处往往发生涡流, 加剧了对水冷壁的磨损;

2) 冷渣器易堵塞、损坏。冷渣器的型式主要有两种, 水冷螺旋式和分仓式气体箱式冷器。水冷螺旋冷却效果好, 占地小, 但转动机械工作条件差, 磨损严重, 容易损坏。分仓式气体箱式无转动件, 寿命长。但采用空气作冷却剂, 容易造成冷渣器内部二次燃烧、结焦引起堵塞。以上问题均有可能引起锅炉停炉。根据调查, 目前循环流化床锅炉的连续运行时间基本为几个月时间。而在石化企业, 装置检修周期至少为1年, 有些企业甚至达到2~3年。因此, 选用循环流化床锅炉作为企业的动力锅炉时, 要充分考虑到供汽的可靠性。

在循环流化床锅炉房的设计中, 设计人员应注意以下问题:

1) 锅炉选型。锅炉的好坏直接关系到装置运行周期, 脱硫效果等。一般来说锅炉的性能是由锅炉制造厂负责, 但设计人员在选型时应注意以下几点: (1) 锅炉燃烧性能要好, 锅炉效率应大于90%。 (2) 锅炉负荷调节性能好, 控制简单。 (3) 锅炉防磨措施可靠。 (4) 分离器应运行可靠, 要避免分离器内结焦。 (5) 冷渣器安全可靠, 操作简单。

2) 输煤系统。循环流化床锅炉采用颗粒状原煤, 要求煤的颗粒一般在8mm以下, 对煤的颗粒分级也有要求。相比于煤粉炉, 循环流化床锅炉减少了磨煤设备, 增加了破碎设备。原煤破碎一般采用两级, 一级粗碎, 一级细碎。细碎机一般采用进口设备。

3) 石灰石系统。循环流化床锅炉采用石灰石作为脱硫剂, 石灰石耗量可根据脱硫效率和钙硫比计算出。脱硫效率一般取85%~90%, 钙硫比由制造厂确定, 不同的制造厂家钙硫比有所不同, 一般为210~215左右。石灰石颗粒度一般要求在118mm以下。石灰石粉的制备, 根据条件可自己制备, 也可购买成品。但自己制备对周围环境影响较大, 因此一般采用购买成品。

4) 灰渣系统。循环流化床锅炉灰渣比例与煤中灰分、锅炉炉型和循环倍率等因素有关。一般在70%:30%~40%:60%范围内变化。循环流化床锅炉灰渣成分含钙含量较高。遇水会降低活性, 不利于综合利用, 因此一般飞灰采用气力运输。底渣采用气力或机械运输。

循环流行化床锅炉技术是近十几年来迅速发展的一项高效低污染清洁燃烧枝术, 因其燃烧效率高、煤种适应性强、氮氧化物低等优点已成为新型燃烧技术, 但在电站锅炉投入运行较少、单机容量较小, 循环流化床锅炉脱硫有较多的技术难题需解决, 需要国家这方面加大研究力度和政策扶持, 不断提高设备的可靠性, 从而提高脱硫效果, 相信不久的将来, 循环流行化床锅炉脱硫技术在电站锅炉、工业锅炉和废弃物处理利用等领域将得到广泛应用, 将为我国节能减排事业做出巨大贡献。

摘要：随着我国环保力度的加强, 烟气脱硫技术越来越引起人们的重视。在众多的脱硫方法中, 循环流化床锅炉脱硫是近几年来较为广泛应用的一种技术, 它燃料适应性强、负荷调节范围大、燃烧效率和脱硫效率均较高。但也存在易爆管、冷渣器堵塞等问题。

关键词：火电厂,烟气脱硫,循环流化床

锅炉烟气脱硫技术 篇2

第一部分 设计参数及要求

1.设计基本参数（由买方单位提供）锅炉型号：CG-65/3.82-M12 锅炉蒸发量：65t/h.台 锅炉台数：2台 燃煤消耗量：12t/h.台 热态烟气量：160000m3/h.台 排烟温度：130℃ 燃煤含硫：1.5% 燃煤灰分：26% 烟尘初始浓度：57000mg/m3 现有除尘器：三级静电除尘器 除尘效率：95% 引风机

型号：YKK4502-6

压：3776Pa 2.设计要求

SO2排放浓度：≤200mg/N m3

流量：197000 m3/h 全

烟尘浓度：≤80mg/N m3

系统长期稳定运行，操作维护方便。3.脱硫工艺

采用双碱法旋流板塔脱硫除尘工艺。

第二部份

设 计 方 案

一、设计原则

二、设计工艺

三、吸收及再生液流程说明

四、设计系统液气比及钙硫比和PH值

五、设计技术保证

一、设计原则

1.本项目工程我公司的原则是：为采购方着想，提供的设备要高效，使用方便耐用；在满足采购方提出的排放要求的前提下，投资及运行费用尽可能的低，经济效益尽可能的高。2.所选择的工艺成熟可靠，不能产生二次污染。3.原有引风机、土建烟道、烟囱不作改动，全部利用。

二、设计工艺

1.本项目采购方指定要求采用双碱法旋流板塔脱硫工艺。2.双碱法：

双碱法是同时利用钠碱NaOH与石灰乳Ca(OH)2的方法，是利用Na(OH)在脱硫塔内与溶于水的SO2+ H2O+O2→SO42-（硫酸根）反应，生成Na(SO)4 ,硫酸钠以溶液状排出脱硫塔外后，再在反应池内与Ca(OH)2反应，即NaSO4+Ca(OH)2+H2O→CaSO4↓+ NaOH。这样硫酸钙被沉淀，SO2被除去，NaOH再生，重复使用，消耗的是石灰。运行费用同样较低，设备不易阻塞，有利于提高脱硫效率，是目前中小型企业，采用的较经济、较先进的工艺。故此，本方案也选用该脱硫工艺。

吸收反应：

2NaOH + SO2 → Na2SO3 + H2O Na2CO3 + SO2 → Na2SO3 + CO2 Na2SO3 + SO2 + H2O → 2NaHSO3 该过程中由于是用钠碱作为吸收液，因此系统不会生成沉淀性结垢。此

过程的主要副反应为氧化反应，生成Na2SO4。

2Na2SO3 + O2 → 2Na2SO4

再生反应：

用石灰料浆对吸收液进行再生 CaO + H2O → Ca(OH)2 2NaHSO3 + Ca(OH)2 → Na2SO3 + CaSO3 • 1/2H2O↓+ 3/2H2O Na2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2H2O → NaOH + CaSO3 • 1/2H2O↓ 再生后所得的NaOH溶液送回吸收液系统使用，所得的半水亚硫酸钙经氧化，可制成石膏（CaSO4 • 2H2O）。

烟气经脱硫除尘器净化吸收后排空，吸收剂中的Na2SO3吸收SO2后转化为NaHSO3，这时须在中和槽中用Ca(OH)2或CaCO3进行还原处理，生成Na2SO3和不溶性的半水亚硫酸钙。半水亚硫酸钙在沉淀池沉积，上清液返回吸收系统，沉积的半水亚硫酸钙堆积到一定程度后集中处理，也可经氧化后制成石膏或作为无害物抛弃处理。再生后所得到的NaOH和NaSO3都对烟气中的有害物质有较好的吸收作用，可送回吸收系统循环使用。3.脱硫除尘塔：麻石旋流板塔

本项目是XTH型麻石旋流板塔脱硫除尘器。XT型麻石旋流板塔脱硫除尘器全塔由文丘里除尘系统、主塔、烟道过桥、副塔等组成。主塔又由芯塔（稳流柱）、旋流板、导流板、除雾板、布水装置、脱水装置组成。

4.XTH麻石旋流板塔脱硫除尘器设计参数：

① 文丘里除尘系统

a.材质：花岗岩

b.烟气入口面积：S1 = 1.8m2 c.烟气入口流速：V1 = 18m/s d.喉部面积：S2 = 0.8m2 e.喉部流速：V2 = 35m/s f.进塔入口面积：S3 = 1.8m2 g.进塔烟气流速：V3 = 18m/s h.喷嘴数量：N = 10个 i.总长：L = 3.5m j.喷淋液气比：L/G = 0.6L/m3 k.压降：D = 600Pa

② 旋流板塔

a.材质：塔体花岗岩

旋流板层316L耐腐蚀不锈钢

b.操作标准烟气量：160000m3/h c.设计烟气温度：140℃ d.空塔气速：3.5m/s e.塔内径：Ø4000mm f.塔外径：Ø4500mm g.塔高：16000mm h.吸收段高度：11000mm i.塔板数：N = 3（其中吸收板2层，除雾板j.喷淋液气比：L/G = 0.6L/m3 k.全塔压降：D = 800Pa ③ 气水分离器（副塔）

a.材质：花岗岩

b.操作标准烟气量：195000Nm3/h c.设计烟气温度：140℃ d.空塔气速：3.5m/s e.塔内径：Ø3000mm f.塔外径：Ø3500mm g.塔高：16000mm

1层。）

h.全塔压降：D = 300Pa

④ 砌筑材料：耐酸胶泥（辉绿岩粉、氟硅酸钠、石英粉、水玻璃）

⑤ 全塔总重量：216t

⑥ 循环水定量计算

a.系统总液气比：L/G = 1.2L/m3 b.系统总循环水量：G = 192m3/h 5.XTH麻石旋流板塔脱硫除尘器总体图（另图）6.烟气流程说明

① 烟气流程示图。（另图）

② 原有烟气系统保留不变，在引风机出口段另安装一条钢制支路钢管连接脱硫系统，分别在各支路烟道安装烟道阀门，分别调节烟路以备。脱硫系统保养维修而不影响锅炉工作，同时可调节烟温。

③ 脱硫除尘器烟气出口采用土建烟道，与原有土建总烟道连接，将净化后烟气排放至烟囱。土建烟道用钢筋混凝土建造桥架，烟道采用迫拱土建砌筑，烟道内层用耐火砖，外层用红砖砌筑。截面面积为2.2m2。

三、吸收及再生液流程说明

1.吸收及再生液流程示图。（另图）2.吸收及再生液系统新增设备 a.电动螺旋给料机

1台

b.电动搅拌机

2台

c.NaOH储罐

1个

d.喷淋泵

4台（2组分别一用一备）

e.污泥泵

2台（一用一备）

f.PH控制器

1套

g.150m3沉淀调节池

1个

h.100m3沉淀池

1个

i.100m3清水池

1个

j.12m3石灰乳化池

1个

k.20m3石灰乳化池

2个

l． 200m3废渣干化池

2个

m．NaOH加药电磁阀

1个（DN40）

n.100m3石灰仓

1个 3.材料说明

① 本系统管道除NaOH加药管用不锈钢管外，其余管材均采用国标镀锌钢管安装。

② 脱硫塔至沉淀池排水管用土建明渠建造。4.石灰仓

① 石灰仓建造面积100m3。

② 石灰仓用钢结构建造，层面采用型压彩钢瓦面，四周墙体标高+2m，用红砖砌筑，地面倒混凝土。5.石灰废渣定期用污泥泵送至干化池干化后清理。

四、设计系统液气比及钙硫比和PH值 1.液气比：L/G = 1.2L/m3 2.钙硫比：1：1 3.石灰耗量：单台～180kg/h

两台～360kg/h 4.喷淋吸收液PH值：～12 5.氢氧化钠耗量：

五、设计技术保证

燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自控研究 篇3

[关键词]燃煤锅炉;烟气脱硫;工艺技术;自动控制

当前整个社会正面临着非常严重的环境污染问题，由环境污染所帶来的一系列危害受到了各方人员的关注与重视，并已经对经济持续发展产生了不利影响。其中，酸雨作为危及人体健康，产生严重社会影响的环境问题之一，与人类工业化生产中所使用的煤、石油等燃料有密切关系，这些燃料经过充分燃烧所产生的硫氧化物以及氮氧化物成分在大气中经过复杂的化学反应，并被雨、雪吸收，降落至地面即形成酸雨。由此可见，为了最大限度的减少酸及其所带来的危害，针对燃煤锅炉而言，需要通过实施烟气脱硫工艺的方式，最大限度的减少硫氧化物的排放。本文即就燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自动控制方面的问题进行探讨。

1、燃煤锅炉烟气脱硫工艺分析

燃气脱硫是当前在工业领域中脱除硫氧化物作为有效的一项工艺技术，应用范围非常广泛，且脱除效率理想，故得到了非常深入的应用。目前，国内外对烟气脱硫技术的发展趋势主要为更高的脱硫效率、更先进的技术水平、更小的投资力度，更少的占地面积，更低的运行费用，更高的自动化水平。具体而言，当前烟气脱硫工艺的应用主要有以下几种类型：

第一是湿式钙基脱硫工艺，此项工艺是以钙基作为脱硫剂的烟气脱硫技术，在实际应用中，本工艺具有技术经验成熟，可行性高，资源丰富（以石灰石为主），成本低廉，脱硫效率高，对煤种以及负荷变化适应性好的优势，但其结构比较复杂，占地面积较大，初始投资费用较高，且脱硫工艺实施中以脱硫石膏为主要副产品，容易对环境造成二次污染。

第二是湿法钠基脱硫工艺，此项工艺所使用的脱硫剂为钠基成分，具有非常强的践行，因此在吸收燃煤锅炉速哦产生二氧化硫后反应产物的溶解度高，不会出现过饱和结晶成分，但其运行费用较高是导致该工艺现阶段难以广泛推行的主要局限。

2、烟气脱硫工艺自控设计分析

本系统实现烟气脱硫的主要过程为：废液罐（碱罐）中的碱液成分通过加碱泵的操作传输至调节罐中，经过搅拌机充分搅拌并与水形成混合反应，产生具有一定浓度的碱液。这部分碱液通过喷液泵的操作经过加压处理后传输至喷嘴内，在此基础之上通过压缩空气进行雾化处理，喷入捕集进化器筒内，使其与锅炉烟气充分混合，在接触与传质的处理后实现对二氧化硫成分的吸收。

在构建烟气脱硫工艺自动控制系统的过程当中，本工艺废液罐（碱罐）均设置有专门的液位显示计，液位显示计能够将所监测到的液位信号传输至液位仪内，使液位水平在操作终端得以直观的显示。同时，该信号能够被同步传输至继电器工作单元内，当废液罐（碱罐）内部液位达到极限水平后，继电器单元自动转入动作状态，使罐底电磁阀转入开启状态，进而送出碱液，直至液位达到最低水平后电磁阀可自动关闭。在这一过程当中，罐继电器单元可同时接收到相应的信号，若碱液液位不在低位状态，则打开罐底的电磁阀送出碱液，当废液罐中碱液到达高位时，自动关闭碱罐底部的电磁阀，同时打开废液罐电磁阀，恢复由废液罐供碱。所供应碱液通过加碱泵处理后传输至调节罐内并与水进行混合反应。调节罐内所设置的PH探头能够对内部碱液浓度进行检测，检测中所生成的信号传输至PH计中，通过信号转数字的方式加以直观显示。进一步可将检测信号调整为电流（电流大小在4.0mA～20.0mA范围内）形式传输至PID调节仪表当中，将其与给定信号进行比较，最后传输变频器中，实现对加碱泵以及加碱液速度的调节控制。

除此以外，整个烟气脱硫工艺系统中还可以应用浮球开关对自来水进水阀进行控制，进而实现对调节罐液位的自动控制。还需要注意的一点是：当调节罐液位<电子液位计最低限位时，相应的信号则被传输至PLC中，系统整体执行停机动作。

系统整体构成如下图所示（见图1）。

图1 系统整体构成示意图

1）软件界面设计：本工艺系统自动控制的实现应用PLC完成，所涉及到的主要控制对象包括以下几个方面，1）对加碱泵启停动作切换的控制;2）对喷液泵启动动作切换的控制;3）对两套泵互锁功能的控制;4）对喷液压力显示功能的控制;5）对电磁阀操作功能的控制。以上控制功能以及操作的实现均搭建在PLC人机界面的基础之上完成。

2）设备选型：本工艺系统自动化控制所使用环境相对比较恶劣，因此设备选型中应当尽可能的选择质量可靠且性能优良的品牌产品。具体选型如下：1）变频器选型为FVR-E93，生产厂家为日本FUJI;2）液位计选型为PXW7BEY2，生产厂家为日本FUJI;3）可编程控制器选型为DVP-20EX，生产厂家为台湾台达;4）可编程控制器人机操作界面选型为DVP-20XP，生产厂家为日本FUJI;5）PH计选型为P33AINN，生产厂家为德国BURKERT;6）电磁阀选型为1067，生产厂家为德国BURKERT。

3、结束语

在现代工业化进程的背景作用之下，人类生存环境受到了非常严峻的挑战，酸雨作为影响社会环境可持续发展的关键问题之一，解决此问题的首要途径是控硫氧化物的排放。因此，燃煤锅炉烟气脱硫工艺的应用有着非常深入的现实意义与价值。本研究中将烟气脱硫工艺应用于燃煤锅炉中，并针对烟气脱硫工艺的控制要点进行了分析与阐述，值得引起重视。

参考文献

[1]曹媛，王娟，钟秦等.微生物烟气脱硫工艺中硫化物生物氧化与回收单质硫的研究[J].中国电机工程学报，2011，31（29）：48-54.

[2]张利琴，李凌昇，谢明等.火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺过程监控[J].山西化工，2015，35（2）：82-84.

燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术浅析 篇4

1 燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术分析

1.1 烟气布袋除尘

含烟气由进风口进入到袋式除尘器, 烟尘颗粒被机械的收集在滤袋上, 过滤可以发生在滤袋的纤维上, 也可以附着在滤袋表层的灰层上, 经滤袋和灰层表层过滤后的清洁烟气经过排风口排入大气。滤袋表层的灰可通过不同的清灰方式进行清除。一般来说, 布袋式除尘器的除尘效率超过99.9%, 与其它除尘器相比较, 布袋除尘能更好的捕捉超微细所谓颗粒。

1.2 电除尘

对燃煤烟气进行电除尘主要是利用了高压静电场能够捕捉烟气中的粉尘, 从而实现烟气精华的目的。一般过程包含四部分。首先是气体电离。在两个曲率半径相差较大的金属阴极和金属阳极间, 通过高压直流电, 形成一个不均匀的静电场。当施加的高压直流电压所形成的电场强度超过游离电场时, 就会发生放电现象, 形成正负离子, 这些离子在电场的作用下向相反的方向移动, 大部分电子会和中性离子结合形成负离子;其次电离产生的正负离子在不规则的运动过程中, 会不断的和烟气中的粉尘颗粒进行碰撞, 使粉尘带有电荷, 形成带正电和负电的粉尘;再次带电荷的粉尘会在电场的作用下, 分别向极性相反的电极移动, 最终沉积在电极上, 形成灰尘层;最后在两个电极上分别设置了机械振打装置, 可以将沉积在两个电极上的粉尘抖落至下方的灰斗, 经排灰装置排出机外, 实现除尘。

1.3 湿法氨水脱硫技术

烟气进入吸收塔与硫酸铵浆液逆流或者顺流接触降温后, 与吸收液接触, 二氧化硫被充分吸收后, 经水洗除雾器脱除夹带的液滴, 净烟气经脱硫出口到湿烟囱排放。产出有固有含量的硫酸铵浆液送至硫酸铵经旋流器, 经过脱水、离心机固液分离, 形成湿硫酸铵, 母液回收脱硫吸收系统。湿硫酸铵经干燥设备干燥得到合格的硫酸铵。

2 燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用过程中应注意的问题

2.1 加强脱硫除尘的技术管理

燃煤锅炉烟气的脱硫除尘工作的成效直接影响着区域空气的质量, 对于建设低碳环保的绿色中国来说至关重要, 因而加强相关技术的管理, 促进脱硫除尘技术的发展就成为了当前相关企业长久发展的重要手段。首先国家需要提高认识, 注重相关技术的研发以及对技术薄弱企业的扶持, 提高整体的脱硫除尘技术水平。此外企业自身也需要对经营策略进行一定的调整, 加强相关技术的管理, 同时工作人员要善于发现现有技术存在的不足并不断对其进行完善, 注重新型烟气脱硫技术的研发。目前我国整体的烟气处理水平较低, 脱硫除尘的成效和效率都远远落后于发达国家, 因而技术人员需要结合我国的实际状况研究出普遍使用的脱硫除尘技术。

2.2 提高对设备的重视程度

脱硫除尘设备的故障以及腐坏问题时当前阻碍当前烟气处理成效提高的主要原因, 因而如何加强设备的管理, 防止设备的故障和损坏也成为业内研究的热点。提高设备防腐性能最直接的手段就是对设备的材料进行相应的改善和性能的加强, 提高设备材料的防腐性能, 政府相关部门以及企业都需要加强防腐材料的研发, 指派专人到国外进修, 注重发达国家的先进技术的引进。可以说设备是脱硫除尘的根本, 只有提高设备的性能, 保证设备的正常运转才能切实提高烟气处理的效率。脱硫除尘设备长期处于腐蚀性较强的环境下, 因而防腐性能的提高也是设备性能提高的重点, 目前可以通过外部有机涂层的喷刷以及新型钢化玻璃材料的应用提高其防腐性能。

2.3 提高资金的投入

资金问题是制约中小企业脱硫除尘技术发展的最主要原因, 一方面是本身企业规模较小, 无法承担高昂的烟气处理费用, 另一方面是自身的环保意识较差, 不愿意投入资金。针对此问题相关部门需要加强执法力度, 对于违规排放的企业进行处理, 此外加强扶持。企业自身也需要提高自身的环保意识, 积极承担社会责任, 树立良好的社会形象, 加强对于燃煤锅炉烟气脱硫除尘的资金投入, 加强相关技术的研究同时注重设备的维护, 建立起完善的烟气脱硫除尘处理系统, 同时注重相关技术的推广。

3 结束语

综上所述, 燃煤锅炉烟气的排放严重威胁着人类的健康, 与科学发展观相悖因而目前也已经引起了国家的重视。相关行业需要加强自身的环保意识同时注重燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术的研究, 此外政府也需要加强对中小企业的扶持, 提高其节能减排的能力促进我国环保事业的发展。

参考文献

[1]张志刚.燃煤锅炉新型高效烟气脱硫除尘技术[J].油气田地面工程, 2013 (04) .

锅炉烟气脱硫技术 篇5

新组合式燃煤锅炉烟气脱硫装置的研究

针对目前燃煤锅炉烟气净化问题,利用湿壁塔净化洗涤的原理,研究了一种将湿式洗涤和旋风分离相结合的除尘脱硫装置,文章阐述了该装置的结构形式,基本工作原理和各工艺条件对脱硫效率的.影响,工业应用表明该装置脱硫效率大于97%,设备阻力小于1200 Pa.

作 者：赵敏 ZHAO Min 作者单位：株洲市环境监测中心站,湖南,株洲,41刊 名：湖南有色金属英文刊名：HUNAN NONFERROUS METALS年，卷(期)：25(4)分类号：X701.3关键词：脱硫 传质 pH值 气速

探讨电厂烟气治理及脱硫脱硝技术 篇6

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，才能較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FGD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800MeV-1MeV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.

锅炉烟气脱硫技术 篇7

我公司有3台UG-260/9.8-M煤粉锅炉, 为尿素生产工艺过程提供动力和蒸汽, 在尿素生产过程中因具有大量的低浓度废氨水, 在脱硫剂来源方面有着极大的优势, 氨法脱硫属回收工艺, 其脱硫副产物硫酸铵又是一种极好的氮肥, 所以我公司烟气脱硫采用氨法脱硫技术进行烟气脱硫。装置的脱硫效率能保持脱硫效率在95%~99%, SO2排放浓度小于45mg/m3 (标) , 氨在水中的溶解度超过20%。脱硫效率高, 低能耗, 反应速率快, 吸收剂利用率高。

1 技术原理

湿式氨法脱硫工艺原理:在脱硫过程中, 烟气经过吸收塔, 用氨 (NH3) 作为吸收液吸收SO2并生成亚硫酸铵与亚硫酸氢铵, 其主要反应方程式为:

实际上真正吸收SO2的反应是 (NH4) 2SO3与NH4HSO3之间的不断循环。过程中需要不断补充NH3以使NH4HSO3转变为 (NH4) 2SO3, 从而保持对SO2的吸收能力:

对于含高浓度亚硫酸铵的溶液, 则可排出系统, 再通过下列反应获得副产品硫酸铵。

2 工艺流程

锅炉除尘器出口烟气经引风机送入脱硫设施, 烟气通过预洗涤塔后进入脱硫塔, 在脱硫塔内与含新鲜氨水 (12%~20%) 的循环浆液逆流充分接触反应, 烟气中的SO2与氨水中的氨进行反应, 脱除SO2。氨法脱硫系统中氨的加入量由p H控制阀来自动调节, 并由流量计进行测定。吸收液吸收二氧化硫后回流到氧化段, 与氧化空气接触, 使吸收液中的亚硫酸氢铵和亚硫酸铵得到充分的氧化。

3 氨法脱硫工艺和主要设备

3.1 选择氨法脱硫工艺的原因

采用氨法脱硫工艺的前提条件是附近必须有氨源。我公司氨水的主要来源是化肥厂提供的浓度在6%的废氨水 (16m3/h) , 因此采用氨法脱硫工艺比其他工艺要有利。

3.2 主要设备介绍

预洗涤塔主要用途是降低原延期的温度及除去烟气中携带的大部分灰尘, 并且对浆液进行初步的浓缩, 以达到后处理系统要求的浆液浓度。预洗涤塔采用顺流布置, 烟气自上而下穿过预洗涤塔的喷淋层, 浆液中的水分被大量蒸发, 使高温烟气迅速的冷却, 从而能够顺利的进入脱硫塔。预洗涤塔上部由碳钢制作, 喷淋高温区域的防腐采用1.4529金属内衬, 低温区域采用玻璃鳞片进行防腐, 下部采用混凝土内衬PP材料进行防腐。

4 控制指标

表1为烟气脱硫出口污染物控制指标

5 湿式氨法脱硫的优缺点

湿式烟气脱硫的优点是有很高的脱硫效率, 可达到97%以上;设备小、投资少、操作容易、稳定且占地面积小;吸收剂氨水来源于废氨水, 做到“以废治污, 再回收利用”的目的;无工业废水、废渣排放, 避免了二次污染现象的发生;具有较长的使用寿命。缺点是洗涤后烟气的温度较低 (一般低于60℃) , 不利于烟囱排气的扩散, 易产生“白烟”, 结垢及堵塞严重等。

6 结束语

氮肥行业因具有大量的低浓度废氨水, 在脱硫剂来源方面有着极大的优势, 其脱硫副产物硫酸铵又是一种极好的氮肥, 在整个脱硫过程中, 既减少了SO2和废氨水的污染, 又变废为宝, 实现资源循环利用。企业在环保项目的运行中要改变思想观念, 在关键设备的选择上要舍得投入, 确保设备的长周期稳定运行。为环保事业做贡献。

参考文献

[1]杨学远.氨回收法烟气脱硫技术的分析[J].石油化工应用, 2009, (9) :98-100.

锅炉烟气脱硫技术 篇8

1 脱硫技术发展现状

截止目前, 已开发出200多种SO2控制技术。这些技术按脱硫控制途径可分为:燃烧前脱硫 (如洗煤、微生物脱硫) ;燃烧中脱硫 (工业型煤固硫、炉内喷钙) ;燃烧后脱硫即烟气脱硫 (Flue Gas Desulfurization, 简称FGD) 。FGD是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式, 是控制酸雨和SO2污染的最主要技术手段之一。

1.1 国外烟气脱硫发展现状

国外烟气脱硫研究始于19世纪中期, 经过多年的发展, 世界上已有2000多套FGD装置, 其中90%应用于美国、日本和德国。

目前工业化的主要脱硫技术是普通湿式石灰石-石膏法, 该法用石灰或石灰石的浆液吸收烟气中的SO2, 生成半水亚硫酸钙或石膏。其技术成熟程度高, 脱硫效率稳定, 脱硫率可达90%以上。普通湿式石灰石-石膏法目前是国外工业化烟气脱硫的主要方法。

日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。应用的技术以湿式石灰/石灰石-石膏法为主。由于日本资源匮乏, 因此大多采用回收流程。日本国内所用石膏基本来自烟气脱硫的回收产物。日本的SO2排放已基本得到控制, 所以开始烟气脱硝技术的研究, 对同时脱硫脱硝的技术尤为关注。

在美国的各种烟气脱硫技术中, 湿法FGD技术始终占据着绝对优势地位。美国正在研究开发的几种新工艺, 如E-SOx法脱硫工艺、ADVACAT工艺、荷电干式吸收剂喷射脱硫系统 (CDSI) 等, 已有相应的示范工程。

目前, 德国的Lurgi公司已经完成循环流化床烟气脱硫系统新工艺的工业示范实验。此工艺主要是在直立的循环流化床反应器内, 石灰、水和烟气均匀地配合, 从而加快化学反应的传热和传质过程。对于含SO2450~2000ppm的烟气, 脱硫效率可达93%~97%, 而且缩减了脱硫设备的高度和占地面积, 降低了材料的耐腐蚀要求, 从而大大降低了设备造价和运行维护费用。

1.2 国内烟气脱硫现状

以我国目前的经济条件和技术条件, 还不允许像发达国家那样投入大量的人力和财力进行技术研发。而且我国对SO2的治理方面起步较晚, 国内一些电力的烟气脱硫装置大部分引进欧洲、美国、日本的技术。有些技术还处于实验阶段, 设备处理烟气量小, 技术尚不成熟。由于近几年国家严格的环保要求, 脱硫工程是所有新建电厂必须建设脱硫工程, 因此我国开始逐步在国外的技术的基础上研制适合我国的脱硫技术, 不断加快对国外先进技术的消化吸收, 使其国产化、低成本化。

2 国内外技术发展趋势

按脱硫剂的种类划分, 国际最新5种主流烟气脱硫技术: (1) 以石灰石、生石灰为基础的钙法; (2) 以氧化镁为基础的镁法; (3) 以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法; (4) 以合成氨为基础的氨法; (5) 以有机碱为基础的碱法。

钙法是目前世界上技术最成熟、应用最广泛的一种脱硫技术, 所占比例在90%以上。该工艺主要采用石灰石/石灰作为脱硫剂, 经破碎磨细成粉状, 与水混合搅拌成吸收浆液, 利用石灰石粉料浆洗涤烟气, 使石灰石与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙, 脱去烟气中的SO2, 再将亚硫酸钙氧化反应生成石膏。该法脱硫效率高于95%, 吸收剂利用率一般不低于90%。并且工作可靠性高, 对煤种适应性强。不过, 该法投资运行成本高、占地面积大、系统复杂, 设备损耗和防腐方面的研究也有待加强。

烟气脱硫常见工艺有:干式烟气脱硫工艺、喷雾干式烟气脱硫工艺、粉煤灰干式烟气脱硫技术、湿法FGD工艺。烟气脱硫工艺主要适用于电厂、冶金、建材、化工、矿山等领域的产品物料、废气、烟气的脱硫作业。

3 循环流化床锅炉烟气脱硫技术实例分析

3.1 技术工艺路线的确定

陕西黄陵煤化工有限责任公司热电车间有3台130t/h, 3.82MPa, 450℃中温中压 (燃中煤+矸石) 循环流化床锅炉, 产生蒸汽大部分供往焦炉、化产、甲醇、合成氨作为产品生产的动力源, 剩余部分蒸汽配套1台15000k W抽凝汽空冷机组, 汽机抽0.785MPa, 300℃蒸汽, 经减温供生产、生活使用, 同时利用产、供汽之间的蒸汽压差发电2×104k W/h。

黄陵煤化公司现有燃煤锅炉 (单台锅炉) 烟气数据如表1所示。

该公司所选用的循环流化床锅炉, 煤种适应性强, 环保性能好, 是一种发展较快又得到广泛应用的清洁燃烧技术, 但锅炉烟气中SO2排放浓度仍不能满足国家标准 (SO2最高允许排放浓度为100mg/m3) 。通过对国内外烟气脱硫技术的发展现状进行分析研究, 并对类似行业循环流化床烟气脱硫技术进行深入的调查研究, 结合黄陵煤化工公司实际情况, 提出适合黄陵煤化循环流化床锅炉烟气脱硫应用的技术路线, 即充分利用公司现有焦化蒸氨产生的浓氨水和即将建成的年产10万t合成氨装置, 实施氨法脱硫, 生产出亚硫酸铵溶液, 再鼓入氧化空气, 得到硫酸铵引入原有化产车间硫铵生产装置进行处理。一方面, 脱硫副产品硫酸铵可以作为高效复合化肥的原料, 变废为宝, 化害为利, 防止二次污染。硫酸铵的销售收入基本上可冲抵脱硫装置的运行费用, 同时还能获得可观的经济效益;另一方面确保烟气中SO2达标排放。总而言之, 该方案是一种廉价、有效、切实可行的脱硫方案。

3.2 氨法烟气脱硫工艺原理

氨法原理是采用氨水作为脱硫吸收剂, 与进入吸收塔的烟气接触混合, 烟气中SO2与氨水反应, 生产亚硫酸铵, 经与鼓入的强制氧化空气进行氧化反应, 生产硫酸铵溶液, 经结晶、离心机脱水、干燥器干燥后即制得化肥硫酸铵。

氨法吸收是将氨水通入吸收塔中, 使其与含SO2的烟气接触, 发生如下反应:

在通入氨量较少时, 发生 (1) 反应;在通入氨量较多时发生 (2) 反应;而式 (3) 表示的才是氨法中真正的吸收反应。在吸收过程中所生成的酸式盐NH4HSO3对SO2不具有吸收能力, 随吸收过程的进行, 吸收液中的NH4HSO3数量增多, 吸收液吸收能力下降, 此时需向吸收液中补充氨, 使部分NH4HSO3转变为 (NH4) 2SO3, 以保持吸收液的吸收能力。

因此氨法吸收是利用 (NH4) 2SO3-NH4HSO3的不断循环的过程来吸收烟气中的SO2。补充的NH3并不是直接用来吸收SO2, 只是保持吸收液中 (NH4) 2SO3的一定浓度比例, 以确保对SO2的吸收能力。浓度达到一定比例的吸收液要不断从洗涤系统中引出, 然后对引出的吸收液进行处理。

当被处理烟气中含有O2或SO3时, 可能发生如下反应:

由以上叙述可知, (NH4) 2SO3-NH4HSO3水溶液中的 (NH4) 2SO3与NH4HSO3的组成状况对吸收影响很大, 而控制吸收液组成的重要依据是吸收液上的SO2和NH3的分压。在实际的洗涤吸收系统中, 由于氧的存在使部分 (NH4) 2SO3氧化为 (NH4) 2SO4, 氧化的结果使氨的有效浓度变低, 对吸收不利。实际烟气脱硫工业应用中, p H值是最易直接获得的数据, 而p H值又是 (NH4) 2SO3-NH4HSO3水溶液组成的单值函数。控制吸收液的p H值, 就可获得稳定的吸收组分, 也就决定吸收液对SO2的吸收效率以及相应的NH3消耗。

3.3 技术难点

(1) 吸收液中亚硫酸铵浓度的控制

通常情况下, 烟气中的氧将吸收液中的 (NH4) 2SO3部分氧化为 (NH4) 2SO4。但吸收液氧化率的高低直接影响对SO2的吸收效率, 吸收液的氧化使亚硫酸盐变为硫酸盐, 氧化愈完全, 溶液吸收SO2的能力就愈低。因此为了保证吸收液吸收SO2的能力, 吸收液内必须保持足够的亚硫酸铵浓度。亚硫酸铵不可能在吸收塔内全部被氧化, 为此必须设置专门的氧化系统, 以保证亚硫酸铵的全部氧化。

(2) 脱硫后烟气中氨逃逸的控制

常温、常压下, 氨是比空气轻的气体, 它又容易从系统中挥发出去, 称之为氨的逃逸。脱硫系统中氨的逃逸不仅造成氨的损失, 同时还会带来如下危害: (1) 氨的逃逸形成二次污染; (2) 氨与空气在一定限度内会形成易燃性混合物 (16%~27%体积比) , 将氨与其它可燃性物质混合, 火灾危险会增强。用氧气代替空气与氨混合, 或混合物温度、压力高于环境值, 则混合气体爆炸范围将增大; (3) 氨是极性很强的碱性物质, 因此大量氨的逃逸会对设备、材料产生严重的腐蚀。

通过对氨逃逸机理的深入研究, 采取控制吸收液的浓度、温度、p H值、氧化率、加氨方式等综合措施可以成功的消除氨雾形成的条件, 经济地解决了氨损难题。

脱硫后烟气中氨逃逸的重点在于: (1) 选择合适的加氨点及加氨方式; (2) 控制吸收液的硫氨比; (3) 提高氧化率; (4) 控制吸收液浓度; (5) 在脱硫塔顶部设除雾器; (6) 除雾器与喷淋层之间设置水封层; (7) 在吸收塔除雾器与喷淋层之间设置水封层。

3.4 氨法脱硫与石灰石-石膏烟气脱硫比较

目前国际上普遍采用的是湿式石灰石-石膏烟气脱硫法, 煤化工公司采用的氨法脱硫跟石灰石-石膏脱硫法相比, 有以下优点:

(1) 吸收剂氨的来源有保障

该公司合成氨系统正在建设, 并且焦化生产过程中产生的废氨水可以重复利用, 变废为宝, 保护环境, 因此吸收剂氨的来源有所保障。

(2) 脱硫塔不易结垢

氨具有高的反应活性, 且硫酸铵极易溶解, 故氨法脱硫系统可以避免结垢。

(3) 氨法对煤中硫含量适应性广

氨法脱硫特别适合于中高硫煤的脱硫。采用石灰石/石膏法时, 煤的含硫量越高, 石灰石用量就越大, 费用也就越高;而采用氨法时, 特别是采用废氨水作为脱硫吸收剂时, 由于脱硫副产物的价值较高, 煤中含硫量越高, 脱硫副产品硫酸铵的产量越大, 也就越经济。

(4) 无二次污染

采用石灰石/石膏法时, 脱硫过程中会释放出温室气体CO2 (每脱除1t SO2要释放出0.7t CO2) , 同时会产生脱硫废水, 形成二次污染;氨法脱硫无废水、废渣和新废气排放, 变废为宝, 化害为利, 有副产品肥料产生, 是环境友好型项目。

(5) 副产品硫酸氨价值高

氨法烟气脱硫是一种综合利用和资源回收的方法。氨法烟气脱硫的副产品是硫酸铵, 正是耕地所需要的含氮含硫的肥料。不象钙基脱硫副产品石膏或亚硫酸钙, 或因其市场饱和, 或因其无法使用, 抛弃后还占用宝贵的土地资源, 形成“石头搬家”现象。1t氨可以生产4t96%以上的硫酸铵化肥, 3t硫酸铵化肥价值就可抵消1t氨的费用, 还能剩下1t硫酸铵成为盈余。

(6) 系统简单、设备体积小、能耗低

氨不同于石灰石, 它是一种比石灰石碱性更强的的吸收剂, 石灰石与SO2是气-固反应, 而氨与SO2是气-液相反应, 其反应速度比气-固相反应速率快, 反应更完全、吸收剂利用率高;此外, 为了提高吸收剂的利用率, 石灰石需要大量设备和能耗将其磨细、雾化、循环等, 造成选型时设备体积大、系统复杂, 而氨法脱硫的系统及设备则相对简单。

(7) 脱硫效率高

脱硫效率很容易达到95%以上。脱硫后的烟气不但SO2浓度很低, 而且烟气含尘量也大大减少。

3.5 氨法脱硫能够达到的预期标准

锅炉烟气脱硫技术 篇9

我国是一个煤炭资源的开采和使用大国,由于煤炭在形成过程中掺杂着硫、硝等元素,因此在锅炉中燃烧后会产生大量的氮氧化物、硫氧化物等,因而煤炭的使用也带来了严重的环境污染。因此,需要对燃煤锅炉进行改造使其达到脱硫脱硝的能力,进而降低有害气体的排放,达到保护环境的目的。本文主要对锅炉烟气脱硫脱硝协同处理法工艺进行论述并提出存在的问题。

1 锅炉烟气脱硫脱硝工艺综述及风险控制

随着我国火电机组装机容量的增加,造成我国大部分地区空气质量逐渐下降。通过采取一定工艺对锅炉烟气进行脱硫脱硝处理,可以有效的遏制燃煤锅炉对大气环境的污染。但是每种工艺都有一定的缺陷,存在一定的应用风险。因此,需要研究人员采取一定的方法来控制风险的发生,同时创造出一定的经济效益以降低脱硫脱硝成本。

1.1 烟气脱硫工艺方法及存在风险

在锅炉中燃烧脱硫指的是采用技术措施,在炉内高温的作用下,通过使用脱硫剂与燃煤生成的二氧化硫和三氧化硫进行化学反应,生成含硫的固体沉淀物,减少了硫氧化物向大气的排放量。在当前主流的除硫技术是将锅炉烟气进行脱硫,主要包括以下几种工艺:石灰石-石膏湿法脱硫、氨法脱硫、有机催化法脱硫等。

(1)石灰石-石膏湿法脱硫工艺:该脱硫工艺使用石灰石溶液作为吸收二氧化硫的吸收剂,经过化学反应后生成石膏(Ca SO4·2H2O),该技术的脱硫效率很高,副产物有无污染的优点,副产物石膏还可以深化加工做成石膏建材。但是该工艺也存在一定风险和不足,主要体现在:该脱硫工艺使用石灰石溶液作为脱硫剂,因此需要一套专用的脱硫剂输送、储藏系统,同时对副产物还要进行脱硫处理。这便造成脱硫车间占地较大,无形中增加了投入的成本;同时当烟气中的SO2浓度过高时,为了保持脱硫的高效率,需要向反应塔中添加石油焦,使得脱硫的经济成本提升;石灰石-石膏脱硫法在使用过程中吸收液中含固体颗粒较多,会对输送设备带来一定的磨损,增加了装置维护、更换的成本。因此,综上所述,该脱硫方法在运行过程中承担的经济风险较高,这也是该技术未能在电厂脱硫领域大规模应用的主因。

(2)氨法脱硫工艺:采用氨法脱硫会生成副产物硫酸铵,该副产物是一种优质氮肥。但是在投入的成本上仅次于石灰石-石膏工艺,该项目需要配备硫酸氨回收系统、增加“气溶胶”投入。在电厂有限的场地上建设该工艺车间难度较大,存在的经济风险较高,难以大规模应用。

(3)有机催化法脱硫工艺:该工艺总体来说运行成本偏高,采用的大部分设备都需要国外进口,生成的副产物硫酸铵化肥需要专用设备才能提取应用,但是该套设备占地面积大,降低了有机催化法的实用度。

1.2 烟气脱硝方法及存在风险

在国内外减少氮氧化物排放的主要手段就是对锅炉生成的烟气进行脱硝处理。主要的工艺方法有:选择性催化还原法(SCR)以及SNCR-SCR组合法等。其中催化还原法(SCR)由于脱硝效率较高。但是该方法的反应条件要求比较高,同时需要一定的剂量催化剂,造成使用成本的上升;而SNCR-SCR组合法利用臭氧来作为反应发生剂,需要大量的电能来制取臭氧,耗电量较大,因此不推荐使用。

1.3 脱硫脱硝协同处理风险控制

在当前国内外应用比较成熟的技术工艺为:采用尿素和氨作为还原剂的催化法;利用水以及酸碱溶液、熔盐为介质的吸收法;以及吸收还原法、氧化吸收法等形式。

“双脱”工艺可以分成串联协同与同步协同两种方式。串联协同法所需流程为采用两套装置将脱硫脱硝过程按照一定的顺序依次处理,但是该种方式需要扩大设备的占地面积,无形中增加了投资的成本。而采用同步流程的方式可以有效地解决此类问题,主要运行流程是在燃煤锅炉内部采用一套装置,使用一种化学试剂来使烟气中的硫氮氧化物同时进行化学反应,该方式有投资少、成本低、设备结构简单的特点,是在锅炉脱硫脱硝行业中通用的方法。

2 锅炉烟气脱硫脱硝协同处理工艺流程

2.1 化学反应原理

“钠钙双碱法”是对锅炉烟气进行脱硫脱硝协同处理的一种常用方法,通过采用碳酸钠或者氢氧化钠与石灰的混合碱性反应物来对锅炉烟气中的物质进行吸收处理。通过对烟气中氮硫氧化物的吸收反应,生成含有亚硫酸氢钠的溶液,同时还会由于氧化副反应的作用生成少量的碳酸钠。

(1)脱硫过程:首先在反应池中加入Na OH,该碱性溶液的p H值控制在11~12范围内,之后向脱硫塔内输入锅炉烟气,碱性溶液与锅炉烟气中的硫氧化物发生化学反应,反应化学式为:

在脱硫塔中经过一次反应得到亚硫酸氢钠溶液与石灰石发生第二次反应,形成亚硫酸钙的结晶物,反应如下:

经过二次反应生成的亚硫酸根离子与烟气中的氧气继续发生氧化反应生成硫酸根离子,与池内的石灰石溶液继续反应生成硫酸钙结晶和氢氧化钠,氢氧化钠与硫氧化物继续发生循环反应。

(2)脱硝过程:由于锅炉烟气中的氮氧化物大部分是一氧化氮,去除氮元素的主要方式是将一氧化氮气体通过使用旋流板塔装置在反应容器内形成一氧化氮的溶解(NOdiss)与水解(NOhyd)形式,同时与反应池中生成的亚硫酸根离子相结合形成水溶性ON(NO)SO3-离子,反应式如下:

通过反应对氮氧化物的水溶作用再与亚硫酸根离子进行反应后,最终达到将氮氧化物除脱的目的。

2.2 工艺流程

(1)传统“双碱法”工艺

主要的工艺过程是:利用吸收剂在反应吸收塔内进行循环流动,与锅炉输入的烟气发生接触反应后生成吸收溶液,再将吸收溶液置于循环沉淀池内与碱性溶液发生化学反应,将酸性离子中和后生成的废渣提取出混合沉淀池,剩余滤液可以通过水泵打压进入吸收塔内循环再利用,流程图如图1所示。

传统工艺流程具有很高的氮硫氧化物的吸收效率,吸收后的反应液内无固体沉淀物形成,不会堵塞管道。但是不足之处是会形成氧化副反应,生成副产物碳酸钠,因此氢氧化钠处于不断消耗的状态,需要及时补充,无形中增加了生产成本。

(2)“钠钙双碱法”工艺

由于传统“双碱法”在对锅炉烟气处理方面存在不足,所以人们在原有的基础之上进行了一定的工艺改进,找出原有工艺的不足之处,在沉淀池的循环中增加了碱性水池与泵前池的设计,将生成的副产物碳酸钠、亚硫酸钠、亚硫酸钙等化合物经过新增的碱水池过滤沉淀,剩余的反应液再次进入泵前池,形成溶液的循环使用,降低了经营成本。新增的主塔旋流板可以将吸收液进行雾化处理,增加与锅炉烟气的接触面积,使得烟气中的氮硫氧化物与吸收液的反映效果得以提升,同时副塔内部的除雾板可以降低烟气的水蒸气。通过改进后的“钠钙双碱法”工艺处理法的应用,提高了烟气污染物的吸收效率,同时提高了经济性。装置图如图2所示。

3 锅炉烟气脱硫脱硝工艺风险评估方法

我国目前的燃煤电厂锅炉及供热锅炉的脱硫脱硝工艺大多采用的是低氮燃烧与烟气去除技术相结合的方式。以火电厂为例,其大型锅炉在脱硝过程中需要大量使用液态氨气来作为吸收液,液态氨属于危险品,具有易燃易爆、毒性的特点,因此一旦发生液态氨泄漏事故,会造成人员的中毒伤亡以及设备的损失。(选取某企业脱硝系统液氨进行风险分析)

选用DNV公司的PHAST软件对脱硝系统的液氨管线泄漏,造成毒性物料扩散的后果进行模拟,预测发生事故后的影响程度和影响范围。

气象条件:(1)气温:25℃(2)风速:5m/s(3)大气压力:0.098MPa

项目脱硝系统事故模拟选择液氨管线发生40mm泄漏可能造成泄漏范围内的人员中毒,泄漏时间60min,泄漏量21kg。泄漏的氨。

从泄漏扩散事故后果模拟看出,在给定的事故条件下,氨的扩散影响范围较大,其最高容许浓度范围超出装置范围,可能会影响到邻近装置的安全生产,事故发生后应采取有效控制措施。

锅炉烟气的脱硫脱硝评估方式主要由三个要点构成:首先,要做好危险源的识别工作,脱硝溶液液态氨属于有毒、易燃易爆的危险化学用品,无论是存储还是运输都具有安全隐患;其次,要做好事故隐患的分析工作,在火电厂液态氮的输送中会有管道破损、储罐出现裂纹、阀门泄露等未知因素的存在,因此应定期进行隐患排查;再次,需要对脱硫脱硝工艺中可能出现的事故做好应急预案的制定工作,一旦发生危险化学品泄漏事故,应在事故区域做好隔离措施,当液态氨存储装置发生泄漏后必须关闭与存储装置连接的管道,在事故发生的第一时间做出合理的救援措施,降低损失。

4 结语

通过本文不难看出,对燃煤锅炉烟气进行脱硫脱硝处理在保护大气环境方面意义重大,通过对其工艺技术的改进提高了对锅炉烟气污染物的净化效率,同时降低了经营成本。但是烟气脱硫脱硝工艺技术具有一定的危险性,为此,做好燃煤锅炉脱硫脱硝工艺技术安全评估、排查事故隐患并进行整改、降低事故发生的概率,是保障安全生产的前提。

参考文献

[1]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].化学工业出版社2002-4.

[2]任剑锋,王增长,牛志卿.大气中氮氧化物的污染与防治[J].科技情报开发与经济,2003,13,5.

锅炉烟气脱硫技术 篇10

1 锅炉烟气现脱硫原理

金象公司两台三废锅炉设有烟气脱硫装置, 脱硫工艺为钠钙双碱法脱硫, 即Na OH和石灰 (氢氧化钙) 两种碱性物质配制成碱度为8-9脱硫液的脱硫方法。

工艺流程:来自锅炉的烟气先经过除尘器除尘, 然后烟气经烟道从塔底进入脱硫塔。在脱硫塔内布置若干层 (根据具体情况定) 旋流板的方式, 旋流板塔具有良好的气液接触条件, 从塔顶喷下的碱液在旋流板上进行雾化使得烟气中的SO2与喷淋的碱液充分吸收、反应。经脱硫洗涤后的净烟气经过除雾器脱水后进入换热器, 升温后的烟气经引风机通过烟囱排入大气。

反应机理为烟气中的SO2先溶解于吸收液中, 然后离解成H+和HSO3-

具体反应议程式为:2Na OH+SO2→Na2SO3+H2O

Na2SO3+SO2+H2O→2Na HSO3

脱硫后的反应产物进入再生池内用另一种碱Ca (OH) 2进行再生, 再生反应过程如下:

脱下的硫以亚硫酸钙、硫酸钙的形式析出, 然后将其用泵打入压滤机脱水处理, 再生的Na OH循环使用。

2 造气循环水作为脱硫液脱硫原理

造气车间循环水分析指标见表1。

造气循环水的p H值和氨含量正好符合氨法脱硫脱硫液的工艺指标, 可以作为锅炉烟气的脱硫液。

锅炉烟气氨法脱硫的原理:以氨溶液吸收SO2时, 其化学反应迅速, 质量传递主要受气相阻力控制。吸收塔内发生的主要反应为:

(NH4) 2SO3对SO2有很强的吸收能力, 它是氨法中的主要吸收剂。随着SO2的吸收, NH4HSO3的比例增大, 吸收能力降低, 这时需要补充氨水将NH4HSO3转化为 (NH4) 2SO3。

3 技改方案

利用造气车间循环水泵将造气循环水用DN100 的无缝钢管输送到锅炉烟气脱硫工段, 作为原脱硫工艺水补充水, 加入脱硫塔内, 水在脱硫塔内循环一段时间, 当锅炉烟气的含硫升高时, 用脱硫塔循环泵用DN100的无缝钢管输送回造气循环水池, 锅炉脱硫液再补充造气循环水进行置换, 从而保证锅炉烟气脱硫液的碱度符合工艺要求而达到脱硫效果。

4 技改费用

技改用的材料见表2。

投资约3万元。

5 改造效果

锅炉烟气脱硫技改后于2015年元月6日正式投入使用。

5.1 改造前与改造后锅炉烟气SO2含量见表3。

从下表分析得出技改后4 号锅炉的烟气脱硫效果明显, 含硫大大降到, 降到15 mg∕l, 3号锅炉烟气含硫变化不到, 经停炉检查是脱硫塔的填料跨塌, 脱液不能散开, 起不到洗涤烟气的效果, 故脱硫效果不明显, 但都符合环保指标, 说明技改后对锅炉烟气脱硫效果明显, 极大保护了环境。

5.2 改造前后造气循环水各项数据分析见表4。

从表4 分析造气循环水含氨氮含量技改后降到了157.22mg/L, 硫化物降低了3.37 mg/L, 技改后对造气循环水有害物降低, 对循环水质质量有所改善, 减轻了循环水对造气车间设备的腐蚀。

5.3 改造前后造气循环水絮凝剂PAC、PAM的用量和浊度情况, 见表5。

表5分析可知, 技改后循环水的浊度增加, 但循环水加入的絮凝剂低, 不符合常规, 原因还得分析。

5.4 改造后, 每天消耗造气循环水约250吨左右。

5.5 技改后锅炉烟气脱硫装置不加工业纯碱。

6 经济效益分析

6.1 锅炉脱硫技改前:

Na CO3消耗量:0.6 吨/天 × 2080 元/吨 × 330 天/年=411840元/年

Ca (OH) 2消耗理:0.35 吨/天×8400 元/吨×330 天/年=970200元/年

6.2 改造后, 每天消耗造气循环水约250吨左右

污水处理费用:250m3/天×3 元/吨 (处理每吨污水) ×330 天/年=247500元/年

6.3 电耗:

技改后两台30KW废液泵停运、一台22KW氧化风机停运、一台22KW补水泵停运, 压泥机、搅拌泵、加药泵等设备全部停运。

节约电费 (:30+22+22) KW/h×8000小时/年=592000KW/年×0.5元/KW=296000元

6.4 年节约费用:

Na CO3消耗量+ Ca (OH) 2消耗量+污水处理费用+电耗节约=411840+970200+247500+296000-137362.5=1925540 元/年 (设计运行费用210万/年)

而且还没有计算絮凝剂节约费用。

7 结语

锅炉烟气脱硫技改后, 锅炉烟气含硫大大降低, 极大地保护了环境, 而且每年为公司节约费用192万元, 消耗造气循环水250方∕天, 平衡造气循环水, 减轻了水汽车间污水处理负荷, 降低了造气循环水对设备的腐蚀, 以上结论证明锅炉脱硫改用造气循环水作为补充水脱硫技改是成功的。

摘要：主要介绍了山西金象煤化工有限责任公司对锅炉钠钙双碱法脱硫装置进行改造, 用造气循环水替代原有脱硫液对烟气进行脱硫, 通过对比技改前后二氧化硫排放量及能源消耗情况, 说明技改项目的实施达到了节能降耗的目的。

锅炉烟气硫含量控制技术发展现状 篇11

关键词：烟气脱硫

0引言

随着工业的发展，大气污染日益加重，而烟气中的二氧化硫带来的大气污染问题越来越严重。中国是燃煤大国，SO₂排放量连续多年超过20百万吨。我国酸雨问题变得越来越严重。华南、西南酸雨区，已成为与西欧、北美并列的世界三大酸雨区之一，同时又形成了华中、华东沿海和青岛酸雨区，给生态环境国民经济带来了严重的危害。据统计，仅西南、华南酸雨区而造成的林木死亡，农业减产。金属腐蚀等的经济损失每年达140亿元。我国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要中，2010年节能减排目标对二氧化硫排放置做出了明确规定：二氧化硫排放量由2005年的25.49百万吨减少到22.95百万吨。

2000年至2006年，我国原煤产量由9.51亿吨增加到23.25亿吨，二氧化硫排放量也相应由19.95百万吨上升到25.9百万吨。2008年上半年全国二氧化硫排放总量12.13百万吨，与2007年同期(1263.4万吨)相比下降3.96％。从主要减排工程措施看，全国有4060万千瓦燃煤脱硫机组建戒投产，淘汰小火电机组装机容量836万千瓦。因此建设燃煤脱硫机组，淘汰小火电机组成为减少二氧化硫排放量的有效途径。

燃煤工业锅炉SO₂污染防治，成为当今全社会共同关注的热点。烟气中硫含量控制技术目前主要有采用低硫燃料和清洁能源替代、燃料脱硫、燃烧过程脱硫、末端尾气脱硫的脱硫方式等。

在已有文献的基础上，本文对国内外现有的烟气中硫含量控制技术现状系统总结，着重介绍了湿法脱硫技术，并明确了适合我国国情的锅炉烟气硫含量控制技术。

1采用低硫燃料煤

煤的含硫量决定了烟气中二氧化硫的浓度。含硫量≤0.5％的是特低硫煤，在0.51～1.0％的是低硫煤，1.0～1.5％的是低中硫煤，1.51～2.0％的是中硫煤，2.01～3.0％的是中高硫煤，3.0％以上是高硫煤。采用低硫燃料煤，可以在根本上降低烟气中二氧化硫的浓度。

2用清洁能源替代

清洁能源是不排放污染物的能源，包括核能、“可再生能源”、常规能源的清洁利用以及新能源(如氢燃料)的开发。

核能虽然属于清洁能源，但因消耗的铀燃料不可再生，投资较高，而且几乎所有的国家都不能保证核电站的绝对安全，所以目前发达国家都在缓建或逐渐关闭核电站。

可再生能源是指原材料可以再生的能源(如太阳能、风能、水能、海洋能、地热能、生物能)，是最理想的能源，不受能源短缺的影响，但受自然条件的影响，投资和维护费用高，效率低，发电成本高。目前科学家正在积极研究提高利用可再生能源效率的方法。

煤炭通过气化、液化可以转换为清洁能源。为了提高煤炭利用率和保护环境，对煤进行脱碳或加氢改变其原有的碳氢比，通过气化和液化将煤转化为清洁的二次燃料，将煤炭转化为清洁燃料，成为科学研究的方向。

氢燃料的发热值为同等重量碳的4倍，燃料产物是水，对环境无污染，是未来理想的清洁能源。有氢源的企业可利用氢气作为燃料。

3燃料脱硫技术

煤炭含有多种矿物质，其中硫含量约为1％。可以通过选煤降硫、型煤固硫降低烟气含硫量。

《中华人民共和国大气污染防治法》对防治燃煤产生的大气污染作了规定：国家推行煤炭洗选加工，采取有利于煤炭清洁利用的经济、技术政策和措施。明确了国务院有关部门和地方各级人民政府应当采取措施，改进城市能源结构，推广清洁能源的生产和使用。因此推广洁净煤和清洁能源的使用，可以在燃料这一源头上有效地控制烟气中的硫含量，而且符合国家的法律要求。

4燃烧过程脱硫技术

燃烧过程脱硫技术常用流化床燃烧脱硫技术和炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺。

4.1流化床燃烧脱硫技术该技术是目前较为先进的燃烧方式。在锅炉流化燃烧过程中向炉内喷入石灰石或白云石粉末，在1050℃高温下，石灰石分解成石灰，并和燃烧气体中SO₂反应生成可回收的石膏CaSO₄。根据燃料中含硫量的大小确定加入的脱硫剂量，钙硫比值Ca／s(摩尔比)在2～2.5之间可以达到90％的脱硫效率。

4.2炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺该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。流程简单，脱硫率70％，钙硫比2，脱硫渣目前尚不能利用，成分为烟尘和Ca的混合物，适用于燃烧中、低硫煤锅炉。以石灰石粉为吸收剂。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。

5末端尾气脱硫技术

末端尾气脱硫技术即为从排烟中去除二氧化硫的技术，简称烟气脱硫。烟气脱硫的方法有80多种，按使用的吸收剂或吸附剂的形态和处理过程，分为干法和湿法两大类。

5.1干法排烟脱硫干法烟气脱硫投资费用较低：脱硫产物呈干态，并与飞灰相混；无需装设除雾器及烟气再热器：设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；脱硫效率较低：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。目前干法脱硫装置占全世界烟气脱硫装置容量的15％左右。干法脱硫时烟气不会冷却，有利于烟羽的大气扩散。缺点是烟气和固体吸附剂接触时间短，吸附剂利用率低。设备费和维护费较高。

5.2湿法烟气脱硫(WFGD)，整个脱硫系统位于燃煤锅炉烟道的末端、除尘系统之后，脱硫过程在溶液中进行，脱硫剂和脱硫生成物均为湿态，脱硫以后的烟气一般需再加热才能从烟囱排出。其脱硫反应速度快，脱硫效率高，适合于大型燃煤锅炉的烟气脱硫。目前，湿法脱硫技术占世界安装烟气脱硫的机组总容量的85％。湿法脱硫没有干法的缺点，但在处理烟气时必须冷却到湿球温度，这对烟羽的扩散是有影响的。

6电子束法脱硫工艺

电子束氨法脱硫＞烟气脱硫脱硝技术(简称EA-FGD技术)是利用电子束(电子能量为800keY～1MeV)辐照，将烟气中的SO₂和NOx转化成硫酸铵和硝酸铵的一种脱硫脱硝新工艺。该技术采用的是烟气降温、增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。

7结语

循环流化床锅炉烟气脱硫工艺分析 篇12

关键词：循环流化床锅炉,层次分析法,综合评价,二级脱硫

0 引言

燃烧含硫率为3.92%(电厂A)的发电厂,如果仅仅使用循环流化床炉内固硫,则无论如何改变反应条件,甚至牺牲部分热效率来提高脱硫效率,也不能达到排放标准。本文试图运用层次分析法实现定量和定性分析相结合,避开实际情况中由于未定量带来的判断困难,为选择合适的脱硫工艺提供决策方法。

1 研究对象

电厂A循环流化床锅炉拟燃用松藻矿区的煤矸石和劣质煤,设计煤种的收到基硫(St,ar)为3.92%,收到基恒容低位发热量(Qnet,var)为11.8MJ/kg。电厂A设计两台1162t/h的锅炉,经计算,在炉内固硫效率为85%时,排气筒出口烟气中SO2浓度未达标排放,因此,必须再选择一个脱硫工艺使之技术经济可行。

2 工艺选择模型建立

2.1 工艺选择

本次选择以下五种FGD[1,2]技术作为备选工艺:A:石灰石/石膏湿法;B:旋转喷雾干燥法(SDA法);C:CFB-FGD半干法;D:炉内喷钙尾部增湿(LIFAC法);E:电子束法。其中:A主要参考了重庆华能珞璜电厂一二期的脱硫设备的技术参数;B主要参考了山东黄岛电厂的脱硫设备的技术参数;C主要参考了四川内江发电总厂高坝电厂的脱硫设备的技术参数;D主要参考了南京下关电厂的脱硫设备的技术参数;E主要参考了四川成都热电厂的脱硫设备的技术参数。

2.2 层次分析法原理及步骤

层次分析法[3](AHP)是美国匹茨堡大学T.L.Saaty提出的一种用于解决多目标复杂问题的定性与定量结合的决策分析方法。层次分析法共分为三步:第一步,将问题分解成不同的组成因素,按照各因子之间的相互影响和隶属关系将其分层,形成一个有层次结构的模型。第二步,对模型中每一层次因子的相对重要性给与权重值。第三步,通过计算各层次的组合权重值,得到方案层相对于总目标的排序权重值,以此作为方案选择的依据。

2.3 综合评价指标体系的提出

综合考虑FGD技术自身特点,通过专家讨论、问卷调查等方式提出燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价指标体系,其层次结构[4]如图1所示:

2.4 指标权重的确定

本次采取大样本专家数量的主观赋值法进行指标权重的确定,通过两次一致性检验去掉不合理的数据,使得结果接近实际。

3 结果与分析

本次采用Matlab程序的[V,D]=eig(A)格式计算矩阵的特征值和特征向量。

3.1 A-Bi权重值计算与分析通过Matlab计算可以得到A-Bi的判断矩阵的计算结果,如下表1所示。

由表1可知权重值为:技术指标>经济指标>环境指标。其中技术指标占到49.3%,说明在烟气脱硫的工艺选择中,二氧化硫达标排放是非常重要的。

3.2 Bi-Ci权重值计算与分析

对矩阵Bi-Ci进行计算,矩阵Bi-Ci的排序权重值如下表2。

由表2分析可知:

(1)B1的层次单排序中,子指标排序C2>C1,说明C2(脱硫成本)比C1(单位投资)重要。

(2)技术指标B2中,C3和C6的值较大,因此脱硫率和技术成熟度的权重比较大。

(3)在环境指标(B3)中,副产物的回收性(C11)相对重要。

3.3 Ci-Di权重值计算与分析

对矩阵Ci-Di进行计算,矩阵Ci-Di的排序权重值如下表3。

在11个次级指标中,脱硫率(C3)的比重很大,从上表3中可以看出,D1和D3的综合性能较好,D1和D3权重值的直观图如下图2所示。

由上图2可知,11个参选因素中,烟气循环流化床脱硫工艺有C1、C2、C4、C7、C9、C10等六个参数的排序权重值比石灰石/石膏湿法脱硫工艺大。

3.4 C、D层次排序权重值计算与分析通过计算,D层次5个脱硫工艺的权重排序值的直观图如下图3:

上图3中各工艺的层次总排序结果表明:D3(0.274)>D1(0.231)>D5(0.194)>D2(0.157)>D4(0.144),可知5个工艺中,烟气循环流化床工艺的重要性最强,其次是石灰石/石膏湿法脱硫工艺,然后依次是电子束法、旋转喷雾干燥法,最后是炉内喷钙脱硫尾部增湿脱硫工艺。

因此由层次分析法判断得出,烟气循环流化床脱硫工艺的综合性能最好。

4 结语

其一,建议A电厂选择循环流化床锅炉炉内固硫+烟气循环流化床脱硫工艺的组合工艺进行脱硫,不应该盲目选择脱硫效率很高的石灰石/石膏湿法脱硫工艺。

其二,针对含硫率在3.92%以下的高硫煤炭,CFB锅炉炉内固硫+CFB-FGD的两级脱硫工艺能使电厂烟气稳定达标排放,本文提

参考文献

[1]郝吉明.燃煤二氧化硫污染控制技术手册.北京:化学工业出版社,2001.

[2]国家经贸委.火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点[R].北京:2007.

[3]王树芬,许树柏.层次分析法引论.北京:中国人民大学出版社,1990.

[4]李柞泳.层次分析新标度法[J].系统工程理论与实践,1998,18,(10):74-77.