火电厂烟气脱硫技术

火电厂烟气脱硫技术（精选十篇）

火电厂烟气脱硫技术 篇1

1工业燃煤脱硫方法分类

1) 按脱硫工艺在生产中所处的部位分类有燃烧前的燃料脱硫、燃烧过程中脱硫和燃烧后的烟气脱硫;

2) 按脱硫剂可分为石灰石-石膏湿法、以氧化镁为基础的镁法、以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法、以合成氨为基础的氨法和有机碱法;

3) 按有无液相介入分类可分为干法、半干法和湿法;

4) 以脱硫产物的用途可分为抛弃法和回收法;

5) 根据物理及化学的基本原理, 大体上可分为吸收法、吸附法、催化法、化学法等。

2几种火电厂烟气脱硫技术概述

1) NADS氨-肥法[1]脱硫原理如下:SO2+x NH3+H2O= (NH4) x H2-xSO3。NADS氨-肥法不仅可生产硫酸铵, 还生产磷酸铵和硝酸铵, 同时联产高浓度硫酸。结合不同条件, 生产不同化肥, 灵活性较大, 因此, 称为NADS氨-肥法。

2) 湿法烟气脱硫技术 (WFGD) ——石灰/石灰石浆液洗涤法[2]。烟气中SO2的脱除是在吸收塔内完成的。当烟气中的SO2在吸收塔填料格栅界面上与吸收剂浆液接触时, 借助于气液两相浓度梯度, 通过扩散过程把SO2传质到液相, 形成H2SO3, 在低pH值条件下与浆液中的Ca CO3反应形成稳定的二水石膏, 部分SO32-先与Ca2+反应生成Ca CO3, 然后被烟气中氧气氧化形成石膏。

3) 干法脱硫[3]:典型有荷电活化干式喷射脱硫法, 是以荷电活化后的Ca (OH) 2干粉作脱硫剂, 在烟气中Ca (OH) 2的颗粒带有电荷, 因同种电荷互相排斥, 而使脱硫剂颗粒的悬浮性和扩散性好, 增加了它与SO2完全反应的机会, 且因Ca (OH) 2颗粒表面的电晕大大提高了脱硫剂的活性, 降低了与SO2完全反应所需要的时间, 一般在2秒种左右可完成硫化反应, 提高脱硫率, 该法的脱硫率可达70%左右。

4) 半干法烟气脱硫工艺[4]的脱硫过程是在吸收塔内完成的。生石灰粉 (或小颗粒) 经制浆系统掺水、搅拌、消化后制成具有很好反应活性的熟石灰浆液, 制成后的吸收剂浆经泵送至吸收塔上部, 由喷咀或旋转喷雾器将石灰浆吸收液均匀地喷射成雾状微粒, 这些雾状石灰浆吸收液与引入的含二氧化硫的烟气接触, 发生强烈的物理化学反应, 其结果低湿状态的石灰浆吸收液吸收烟气中的热量, 其中的大部份水份汽化蒸发, 变成含有少量水份的微粒灰渣, 在石灰浆吸收液吸热的同时, 吸收二氧化硫。

5) 电子束法[5]:目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫, 使用的脱硫剂为合成氨。电子束氨法 (EBA法) 大体可由以下3个步骤完成:1) 在反应器辐射场内, 被加速的电子与被处理废气中的O2、N2、H2O等分子碰撞, 这些分子获得电子的能量, 生成氧化力极强的活性基因团 (OH自由基、O原子、H2O自由基、N自由基) 。2) 排烟中的SO2和NOx被经电子束照射后而生成活性基因团氧化生成硫酸和硝酸。3) 硫氧化物和氮氧化物被自由基氧化而生成的硫酸和硝酸, 与预先喷入的气态氨 (NH3) 起中和反应, 就生成硫铵和硝铵的粉状微粒。

6) 海水法[6]——Sea Water Process:海水脱硫的工艺是基于海水中可溶解的重碳酸盐使得海水具有弱碱性 (p H值为8.1~8.3) , 这种碱性对于中和SO2非常适合。当烟气通过以海水为吸收介质的吸收区后, SO2从烟气里析出, 成为可溶解的SO2, 并转化成亚硫酸氢根离子和硫酸氢根离子, 经氧化最终成为硫酸根离子。硫酸根离子是海水中的天然元素, 含量一般小于5%, 对环境无害。

湿法和干法烟气脱硫技术各有优缺点, 传统石灰-石膏湿法烟气脱硫技术, 工艺技术成熟, 运行可靠, 脱硫率可达95%以上, 钙硫比较低, 规模可大可小, 适合各种燃煤机组, 对负荷变化的适应性强, 副产物可以作石膏出售, 但该工艺流程长, 占地面积大, 一次性投资高, 运行维护工作量大, 存在腐蚀, 有少量的废水产生, 运行费用较高。循环流化床干法脱硫技术, 工艺技术成熟, 脱硫率可达90%以上, 对SO3、氯离子的脱除效果较好, 没有废水产生, 占地面积小, 投资适中, 运行时维护量较小, 运行费用较低, 但对300m W以上机组的锅炉烟气量治理没有业绩, 不适合大机组大容量的烟气脱硫治理, 钙硫比比湿法高, 吸收剂消耗较高, 脱硫率低于湿法, 脱硫副产物利用价值低, 适合中低硫煤、300m W以下机组、老机组脱硫改造。

在沿海地区采用海水对烟气进行脱硫的方法, 此方法受地域条件限制, 且有氯化物严重腐蚀设备的问题。脱硫残液PH很低, 必须配套设置参数合理的水质恢复系统, 才能达到环保要求的排放标准。

国家十二五规划对环保要求很高, 国家环保总局加大对火电厂脱硫的监管力度, 最大限度地削减二氧化硫排放量, 各大电厂采用何种方法有效的脱硫, 还要因地制宜, 根据地理、资金、设备、原料等方面来综合考虑, 不能以偏概全。

参考文献

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[3]周月桂, 章明川, 范卫东, 等.干式烟气脱硫技术进展及其应用前景分析.能源技术, 2001, 6, 22 (3) .

[4]晏玉清, 范安祥.烟气脱硫技术及方案选择原则 (三) 半干法烟气脱硫技术.四川电力技术, 2000:41-43.

[5]晏玉清, 范安祥.烟气脱硫技术及方案选择原则 (四) 电子束氨法 (EBA法) 烟气脱硫技术.四川电力技术, 2000:41-43.

火电厂烟气脱硫技术 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：

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浅析电厂烟气脱硫技术的应用与发展 篇3

关键词：电厂；燃煤；二氧化硫；烟气脱硫

中图分类号： TM6 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）24-255-2

0 引言

电能是社会发展的必要能源，而煤炭是生产电能的重要原料。电厂通过燃烧煤炭来生产电能，往往产生二氧化硫、二氧化碳等有毒气体，产生严重的空气污染，同时形成酸雨，对土壤和河流等造成污染，从而给人们的生产、生活带来危害。对此，相关研究者经过不断的钻研和探讨，研制出湿法、半干法、干法等三种烟气脱硫技术，在电厂中得到了广泛应用。

无论任何脱硫工艺，其环境脱硫效益是明显的，但在经济效益是亏损的，许多脱硫方法都能获得较高的脱硫效益，但脱硫效益的高低并不是评价脱硫方法优劣的唯一标准，初了看脱硫效益外，还要看改方法的综合技术经济情况，总的来说，要从以下几个方面考虑，脱硫首先要考虑环保要小，选择技术成熟运行可靠的工艺，选择投资省，运行费用低的工艺，要考虑废料的处置和二次污染的问题，吸收剂要有稳定的来源，并且质优价廉，这是一个非常重要的影响因素。以下分析了几种脱硫工艺的技术与方法。

1 湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱离技术目前应用最为广泛，其优点是技术成熟、脱硫迅速，缺点是投资大、成本高，因此还不适合大规模应用。

1.1 石灰/石灰石—石膏法

石灰/石灰石—石膏法烟气脱硫法技术十分成熟，通过石灰浆液在吸收塔与烟气中的二氧化硫发生反应，生成硫化钙，具有极强的脱硫效果。但是该烟气脱硫技术需要投入大量的资金用于运行和维护设备，同时在反应中还会产生二氧化碳等副产物，因此使其应用面临一定阻碍。随着科技的进步，国内一些专家学者对该技术进行了改善，研究出成本较低的技术方法，例如通过飞灰与氢氧化钙反应，大大提高了钙基脱硫剂的活性。

1.2 气动脱硫技术

气动脱硫技术的主要是将需要进行脱硫处理的烟气进行加速，从下部进入过滤器，从而利于旋转气流的生成，与上部流下的液体相融，高速旋转的烟气能够将液体分割成无数细碎的液粒，烟气与液体按照一定比例在混合到一定程度后形成稳定的动态液滴悬浮层，也称之为乳化层，如果烟气的承托力与液滴自身的重力达到一定平衡，新形成的乳化层将会取代之前形成的乳化成，并将其排除，同时烟气中的杂质被随之带出，进而使得烟气得到净化。该技术压力损失小，具有极高的脱硫与除尘效果，逐渐得到广泛应用。并通过引进俄罗斯等国家的先进技术，使得脱销效率提高到93.3%，将用于更大规模的燃煤锅炉。

2 半干法烟气脱硫技术

半干法烟气脱硫技术包括两种模式：干燥状态下脱硫剂反应脱硫，湿状态下脱硫剂进行再生；在湿状态下脱硫剂脱硫，干燥后对脱硫产物进行处理。该工艺技术涉及气、液、固三种状态，干粉状物质为最终产物，只需要除尘设备进行吸收，脱硫效率较一般提高10%，且投资较少，适合应用于一些旧电厂改造。

2.1 旋转喷雾干燥法

该方法主要借助高速旋转雾化器，将碱性吸收剂溶液雾化成微小的液体颗粒，被喷进吸收塔，利用气流分布器处理热烟气生成水蒸气与二氧化硫，将其导入吸收塔与碱性吸收液发生反应，湿性条件下反应，干燥条件下利用除尘设备吸收生成的硫化产物。旋转喷雾干燥法可以达到80%—90%的脱硫效果，不需要较大的资金投入，运行成本低，非常适合追求经济性能的电厂。

2.2 炉内喷钙增湿活化法

炉内喷钙增湿活化法的基础原理是炉内喷钙，通过不断发展，取得一定进步。该方法主要是在燃煤炉适当的温度区域内，向炉内喷射石灰石粉末，同时在安装活化反应器于除尘器与炉内空气预热器之间，从而通过喷水增加反应湿度，促进石灰石吸收二氧化硫的反应进行，增强脱硫效果。该烟气脱硫技术不需要太大的反应空间，操作简单，利用经济实惠的石灰石参加反应，且活化反应器的安装并不影响锅炉正常运行，因此具有很高的应用价值，适合在国内大力推广。

3 干法烟气脱硫技术

干法烟气脱硫技术的脱硫反应是在完全干燥的环境中进行的，生产干燥状态的产物，不需要过高的投资以及运行费用，并且没有污水和废酸等有害产物，但是其脱硫效率不高，且反应过程较慢，需要进一步研究及发展。

3.1 静电干式喷射脱硫法

静电干式喷射脱硫法的基本原理是吸收剂以最快的速度通过高压静电电晕区，之后被喷射入燃煤产生的烟气流中，扩散成细小的悬浊液态颗粒，大大增加了与二氧化硫的反应面积，同时因为该液态颗粒带有一定电晕特性，使其活性增强，将少了反应中的滞留时间，从而实现了脱硫效率的有效提高。该方法投资大约为湿法的10%，脱硫效率达到60%—70%，因此很适合于老电厂的改造。

3.2 等离子体法

等离子体法是70年代就获得发展和应用的烟气脱硫技术，其核心是利用高能电子激活裂解烟气中含有的二氧化硫以及二氧化氮等有害分子，同时产生许多活性粒子与二氧化硫、二氧化氮发生氧化反应，在注入氨气的反应条件下，生成硫铵以及硝铵化肥。产生等离子体的方法有很多种，包括电子束照射法、脉冲电晕放点法、高频放电法、微波放电法等，其中电子束照射法与脉冲电晕放电法发展较为成熟，得到了广泛应用。这种方法使得高硫煤可以被电厂所用，积极推动了我国煤炭综合节约利用的进程，同时产生农用化肥等副产物，提高了煤炭资源的利用效率。但是该方法需要较高的技术标准，因此适合技术条件和设备较充足的电厂。

4 烟气脱硫技术的发展趋势

目前，国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内负责土建和安装。为推动我国电力事业的发展，必须加快实现火电厂烟气脱硫技术和设备的国产化，以适应二氧化硫治理的需要。通过对以上烟气脱硫技术的分析可以发现，烟气脱硫技术的研究方向与发展趋势主要有两个：一是对已有技术进行改进，以降低脱硫设备的建设、运行及维护成本，提高脱硫效率；二是研究开发新的脱硫方法，如生物法烟气脱硫技术等。

5 结束语

总而言之，电厂对于我国的电力事业发挥着不可估量的作用，而燃煤烟气污染是电厂发展中的重点和难点，对此相关专家和技术人员应该不断对湿法、半干法、干法等烟气脱硫技术进行深入研究和发展，使其在电厂烟气处理中发挥更大的应用价值，减少空气污染等环境危害，促进电力事业的可持续发展。

参 考 文 献

[1] 赵朝利，王林.浅议燃煤电厂中烟气脱硫技术的发展[J].山东工业技术，2016（02）：156.

[2] 刘诚林.我国燃煤电厂烟气脱硫技术的应用与发展[J].科技创新与生产力，2011（11）：90-91+96.

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火电厂烟气脱硫技术研究 篇4

随着我国经济的进一步发展,电力供应需求缺口仍然较大,随之而来的是火电行业的环境污染问题。为进一步防治火电厂大气污染物排放造成的污染,在2011年7月29日,国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局共同颁布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011),根据标准要求,所有新建项目于2012年1月1日起正式实施此排放标准,现有火电厂最迟于2014年7月1日前完成贯彻标准工作,其中二氧化硫排放浓度限值新建锅炉为100mg/m3,现有锅炉为200 mg/m3,对于重点区域的火电厂实行50 mg/m3二氧化硫排放浓度特别限值。在国家新排放标准的压力下,我国火电厂面临着严峻的考验,而脱硫工程是火电厂迎接挑战的重中之重。经过多年的探索,结合国外先进的技术设备,研制出适合我国发展的脱硫技术。

2 国内外脱硫技术研究现状

目前燃煤脱硫有3种方式[1]:一是锅炉燃烧前脱硫,如洁净煤技术;二是燃烧过程中(炉内)脱硫,如循环流化床燃烧技术;三是燃烧后脱硫,即烟气脱硫技术。由于燃烧前和炉内脱硫的效率较低,难以达到较高的环保要求,因此目前火电厂,特别是大型火电机组烟气脱硫,主要采用炉后烟气脱硫(FGD)工艺。就目前的技术水平和现实能力而言,烟气脱硫技术也是世界上应用最广泛、最经济、最有效的一种控制SO2排放的技术。电厂烟气脱硫技术大致可分为干法、半干法和湿法3种类型[2]。

2.1 干法脱硫

干法烟气脱硫技术是脱硫吸收和产物处理均在无液相介入的完全干燥的状态下进行,具有流程短、无污水废酸排出、净化后烟气温度高,利于烟囱排气扩散、设备腐蚀小等优点,反应产物亦为干粉状。此种方法的脱硫效率为40%～70%,脱硫剂利用率较低,但投资少、设备占地面积小。

2.2 半干法脱硫

半干法烟气脱硫技术是结合了湿法和干法脱硫的部分特点,吸收剂在湿的状态下脱硫,在干燥状态下处理脱硫产物;也有在干燥状态下脱硫,在湿状态下处理脱硫产物的。半干法的工艺特点是反应在气、固、液三相中进行,利用烟气显热蒸发吸收液中的水分,使最终产物为干粉状。这种方法的脱硫效率为70%～85%,较脱硫效率比湿法低,但投资及运行费用也较低,具有较好的经济性。

2.3 湿法脱硫

湿法烟气脱硫技术是液体或浆状吸收剂在湿的状态下脱硫和处理脱硫产物,具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点,但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题[3]。湿式烟气脱硫工艺脱硫产物为膏状物,可脱除烟气中95%以上的SO2。目前,日本和欧美等国家绝大部分燃煤电厂都采用此种方法。

3 几种主要脱硫工艺简介

3.1 石灰石一石膏湿法脱硫工艺

目前,世界上应用最广泛、技术最为成熟的脱除技术是石灰石-石膏湿法脱硫工艺,它能占到FGD容量的70%左右。这种技术以石灰石为脱硫吸收剂,向吸收塔内喷入吸收剂浆液,让这些物质和烟气充分接触、混合,随之对烟气进行净化、洗涤,使烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及氧化空气发生化学反应,最后生成石膏,从而达到减少SO2排放的目的,是控制酸雨和SO2最有效的方法[4]。

3.1.1 脱硫效率高,技术成熟

近年来,石灰石-石膏湿法脱硫技术发展迅速,脱硫效率能够达到95%以上,经过处理后SO2浓度和烟气含尘量都会大幅减少。从目前运行实际情况看,很多大型电厂普遍采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,效果较好,有利于本地区烟气污染物总量控制,改善周边环境。此项技术成熟,运行经验多,运行稳定,易于调整,能够取得很好的经济效益。

3.1.2 投资高,占地面积大

石灰石-石膏湿法脱硫工艺需要配置石灰石粉碎、磨制系统,石膏脱水系统、废水处理系统等,因此占地面积比较大,况且设备多,一次性建设投资就会比较大。

3.1.3 吸收剂资源丰富,价格便宜

我国有丰富的石灰石资源,并且品质也较好,价格便宜,碳酸钙含量在90%以上,优者可达95%以上,钙利用率较高。

3.1.4 副产物的综合利用

石灰石-石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。石膏是用于生产建材产品和水泥缓凝剂,目前我国房地产市场非常大,石膏的利用率也很高,且消耗大,因此脱硫副产品基本可以达到综合利用[5]。这样不仅可以增加电厂的经济效益,还会降低企业的运行成本,减少二次污染。

3.1.5 技术进步快

近年来国内外都对石灰石-石膏湿法工艺进行了更为深入的研究和改进,冷却、吸收、氧化三塔合为一塔,塔内流速大幅度提高,喷嘴性能也有进一步提高。

石灰石-石膏湿法脱硫是目前技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。世界上有多家公司开发研究这种工艺,比如德国的Bischoff公司、日本的三菱重工等;国内的北京第一热电厂一期二期和贵州安顺电厂等。这么多的电厂都选择石灰石-石膏湿法脱硫工艺,并且应用效果较好。

3.2 炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫(LIFAC)

LIFAC技术是在炉内喷钙脱硫技术的基础上在锅炉尾部增设了增湿活化塔,以提高脱硫效率。石灰石粉作为吸收剂,由气力喷入炉膛950～1150℃的温度区,使石灰石受热分解为CaO和CO2,CaO再与烟气中的SO2反应生成CaSO3。此方法的脱硫效率较低,约为25%～35%。在尾部增湿活化反应器内,增湿水以雾状喷入,与未反应的CaO接触生成Ca(OH)2随后与烟气中的SO2反应,可以将系统脱硫效率提高到75%。增湿水由于烟气加热而迅速蒸发,未反应的吸收剂、反应产物被干燥,一部分从增湿活化器底部分离出来,其余的随烟气排出,被除尘器收集下来。为了提高吸收剂的利用率,部分飞灰返回增湿活化反应器入口实现再循环。

该技术具有以下特点:系统简单、占地面积少,投资及运行费用低,特别是可以分步实施,适应环保标准逐渐提高的要求,特别适用于中小机组改造,但可能会引起原锅炉结焦及受热面磨损[6];主要适用于燃煤含硫量低于2.0%的中、低硫煤种;脱硫效率在60%～85%之间,钙的利用率低,一般Ca/S为2.0～3.0;脱硫副产品呈干粉状,无废水排放,副产品的利用有一定困难,锅炉效率下降约0.3%。

3.3 循环流化床干法

烟气循环流化床脱硫技术(CFB)是20世纪80年代后期发展起来的一种新的烟气脱硫技术,该技术是利用循环流化床强烈的传热和传质特性,在吸收塔内加入消石灰等脱硫剂,用高速烟气使脱硫剂流态化从而与烟气强烈混合接触,烟气中的酸性污染物与脱硫剂中和、固化,从而达到净化烟气的目的[7]。增湿(或制浆)后的吸收剂注入到吸收塔入口,使之均匀地分布在热态烟气中。此时,吸收剂得到干燥,烟气得到冷却、增湿,烟气中的SO2在吸收塔中被吸收,最终生成CaSO3和CaSO4。除尘器后的洁净烟气经引风机(或增压风机)升压后通过烟囱排放,被除尘器捕集下来的含硫产物和未反应的吸收剂,部分注入吸收塔进行再循环,以达到提高吸收剂利用率的目的。

与传统的石灰石湿法工艺相比,该技术的主要特点[8]:脱硫率较高;投资费用低,仅为湿法的1/2～2/3,运行成本属于中等;系统简单,可靠性高,维修费用低;占地面积小,适合企业现有机组的改造;能源消耗低,仅为湿法工艺的一半;对燃煤硫分的适应性强,处理后的烟气能够达到排放要求;该技术产生的脱硫副产品不会造成二次污染,对综合利用和处置堆放有利。该技术目前在我国具有广阔的应用前景,很多电厂已经应用了。

3.4 旋转喷雾半干法烟气脱硫

喷雾干燥法脱硫工艺脱硫吸收剂是石灰,石灰经消化后加水形成消石灰乳,通过泵将其打入吸收塔内的雾化装置。在吸收塔内,被雾化后的吸收剂与烟气混合接触,并和烟气中的SO2发生化学反应,生成CaSO3和CaSO4,从而脱去烟气中的SO2。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形态随烟气带出吸收塔,进入除尘器被收集下来。为提高脱硫吸收剂的利用率,将部分脱硫灰渣返回制浆系统进行循环利用,其余的可综合利用。

该技术具有以下特点:技术成熟,流程简单,系统可靠性高;单塔处理能力大小(约200MW);中等脱硫效率70%～85%,钙的利用率较低,一般Ca/S=1.2～2.0,对生石灰品质要求不高;脱硫副产品呈干粉状,无废水排放,不过副产品利用有一定困难[10]。此技术适应于中小规模机组,燃煤含硫量一般不超过1.5%,脱硫效率均低于90%。

此技术在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多,主要应用于小型电厂或垃圾焚烧装置,美国也有15套装置(总容量5000MW)正在运行,其中最大单机容量为520MW。1993年,我国山东黄岛电厂4号机组(210MW)引进了三菱旋转喷雾干燥脱硫工艺装置,处理烟气量为3×106m3/h,设计脱硫效率为70%。运行初期出现过吸收塔塔壁积灰、喷嘴结垢堵塞、R/A圆盘磨损等问题,但经过改进后基本运行正常。

3.5 几种脱硫工艺技术的发展趋势

在这5种工艺中除石灰石-石膏法烟气脱硫工艺外,其余各种工艺均适合中小型锅炉的烟气脱硫,但有的工艺在运用过程中受到一定的局限性。

石灰石-石膏湿法脱硫系统是应用最广、技术最为成熟的脱硫工艺之一。该工艺脱硫效率高、运行可靠,但也存在着占地面积大、系统复杂和运行成本较高等缺陷。石灰石-石膏湿法脱硫技术已成为我国烟气脱硫尤其是大型火电机组烟气脱硫的首选技术。

炉内喷钙尾部增湿活化烟气脱硫具有投资低、工艺简单、运行成本低等优势,其最大的缺点是对锅炉有不利的影响,有时会发生炉内结焦和受热面磨损的现象。炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫技术将在我国的中小机组脱硫改造中发挥积极作用[11]。

旋转喷雾半干法具有投资省的优点,但脱硫吸收剂要用高品位的石灰,且脱硫率和吸收剂的利用率均比较低,旋转雾化喷嘴磨损较厉害,而且要求电机转速较高,目前只有少数国家能够生产这种雾化喷嘴及配套装置,其推广应用受到一定的限制。

循环流化床半干法脱硫工艺被公认为是一项前景广阔的技术,其投资费用仅为石灰石-石膏法的70%以下,运行费用也略低,该工艺具有高效、经济及节省空间的技术优势,该技术将会在中小机组烟气脱硫工程中占有越来越重要的位置。

4 结语

脱硫技术目前相对比较成熟,应用较广泛,对于降低我国火电厂的环境污染有着十分重要的意义。通过脱硫技术的不断发展,必能达到新标准二氧化硫的排放要求,实现经济和环境的双重效益。

摘要：阐述了脱硫技术的分类和比较成熟的几种脱硫工艺技术,以及各个脱硫技术在我国的应用情况。指出了合理运用这些先进的工艺技术,可以取得经济和环境的双重效益。

火电厂烟气脱硫技术 篇5

介绍了循环流化床干法烟气脱硫技术在山东临沂电厂135 MW机组的`应用情况,对循环流化床干法烟气脱硫在运行时需要注意的问题提出了若干建议.

作 者：彭皓 陈健炜 黄再培 PENG Hao CHEN Jian-wei HUANG Zai-pei  作者单位：奥亿恩益能源环保咨询《上海》有限公司,上海,41 刊 名：能源工程 英文刊名：ENERGY ENGINEERING 年，卷(期)： “”(1) 分类号：X511 关键词：循环流化床   干法脱硫   运行   建议  

燃煤电厂烟气脱硫现状及其工艺探讨 篇6

关键词：燃煤电厂；烟气脱硫；工艺

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）14-0173-02

对于当前燃煤电厂发展而言，除了要实现自身可持续发展目标之外，还有一个更重要的任务，就是保护生态系统环境。近年来，随着我国工业的飞速发展，因各类燃料大量燃烧而产生的污染越来越严重，给人类的生产和生活造成了巨大的威胁。所以，采取切实可行的脱硫技术，降低烟气排放是当前燃煤电厂发展中非常重要的一项工作，需要引起领导部门的高度重视。

1 燃煤电厂烟气的危害分析

煤炭的大量消耗是燃煤电厂生产活动开展的基础，煤炭燃烧过程会产生大量烟气，烟气中所含有的CO2、CO、SO2等成分，不仅会破坏大气平衡，而且还会造成不同程度的环境污染，威胁着人类的身体健康。尽管当前大部分燃煤电厂在生产中都配置了相应的烟气脱硫设备，但由于技术不完善、设备更新速度慢，从而使得烟气脱硫效果并不理想，无法满足社会发展的根本需求。

此外，由于烟气在排放时会散发大量的热，为了避免高温给人带来伤害，大部分燃煤电厂采用高烟囱排烟。烟囱高度增加，必须会增加烟气的扩散范围和传输距离，加剧烟气危害。

由此可见，随着我国燃煤电厂的飞速发展以及人们环保意识的不断提升，正视燃煤电厂烟气危害，采取针对性的烟气脱硫技术解决环境污染问题至关重要。

2 燃煤电厂烟气脱硫现状分析

早在20世纪70年代，我国燃煤电厂就开始尝试各类烟气脱硫工艺试验，经过长时间的研究总结，已经取得了一些成功经验。90年代后，更是引进了诸多国外先进烟气脱硫工艺，给燃煤电厂烟气脱硫工作的有效开展提供了充足的技术保障。比如说，山西太原第一热电厂所采用的简易石灰石-石膏法脱硫装置；成都热电厂采用的电子束法脱硫技术等，都是从国外引进而来，并且在电厂生产中发挥了重要作用。

近年来，伴随着燃煤电厂的飞速发展，煤炭燃烧量和产生的烟气量越来越大，SO2和NOX排放量更是大幅度增加，环境污染问题日益严峻，给燃煤电厂的发展提出了新的问题。传统燃煤电厂所采用的干法和湿法脱硫脱硝技术，虽然可以在一定程度上降低烟气对环境产生的污染，但同时也存在一些不足之处。比如说，干法炉内喷钙脱硫工艺不仅脱硫效率低，而且使用过程中还需要大量的石灰石作为支撑；湿法烟气脱硝技术尽管效率较高，但运行费用却十分庞大，在燃煤电厂中很难得到广泛推广。

此外，采用干法和湿法脱硫技术进行烟气脱硫时，或多或少都会产生废渣和废水，如果不能将其进行有效处理，势必会造成环境的二次污染，同样无法达到环境保护的目的。

所以，针对当前燃煤电厂烟气脱硫的现状，我们首先要做的就是转变传统的治理思路，从燃煤电厂可持续发展的角度出发，在变废为宝的基础上避免二次污染的问题发生。只有这样，才能够提高燃煤电厂的经济效益和社会效益。

目前，我国燃煤电厂在烟气脱硫技术方面主要有炉内脱硫和烟气脱硫两种类型。虽然有所成效，但在应用过程中也存在一些问题，从大环境来讲，国家相关部门对烟气脱硫市场的监管力度不够，无法对相关设施进行准确评价，致使经常出现技术人员不足、质量管理环节薄弱等问题。

从小环境来讲，由于行业进入门槛低，且大部分脱硫工程以总承包模式运行，从而导致很难从设计源头实现烟气脱硫工艺的优化。这些问题的存在都将直接影响到燃煤电厂的烟气脱硫效果，阻碍燃煤电厂可持续发展目标的顺利实现。

3 燃煤电厂烟气脱硫工艺探讨

烟气脱硫效果是否能够满足燃煤电厂发展需求，最关键的就是对脱硫脱硝工艺的选择。上文提到，燃煤电厂生产所产生的烟气中，不仅含有碳、氮、硫等矿物元素，而且还有大量的二氧化碳和氮氧化合物，不仅损害了人们的身体健康，还污染了大气环境。因此，进行必要的脱硫脱硝处理非常重要。接下来，笔者就针对燃煤电厂中烟气脱硫脱硝的工艺进行简要介绍。

3.1 脱硫工艺

脱硫工艺是贯穿在整个生产中的一项重要技术，分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三个阶段。燃烧前主要以物理性脱硫为主，脱硫方法主要是针对煤炭中含有的矿物硫成分，利用其带磁特性，尽可能多的将煤炭中所含有的硫元素降低，以此来减少燃烧时烟气中的硫含量。燃烧中主要以化学性脱硫为主，即在煤炭燃烧过程中，在燃烧炉内加入碳酸类化合物，使其与煤炭燃烧中释放的含硫化合物发生反应，继而生成为固体硫酸盐，随炉内残渣排除。与燃烧前和燃烧中的脱硫工艺相比，燃烧后的脱硫工艺要相对复杂一些。

一般来说，燃烧后的脱硫工艺操作重点主要集中在防止SO2的排放上，常用的方法主要有三种，即干法、半干法和湿法。

所谓干法脱硫，主要是以多种类型的固态吸收剂为主，通过催化反应减少二氧化硫，进而达到环境保护的目的。虽然这种方法可以避免废液的处理，但这种方法在当前燃煤电厂中很少应用，其原因主要是因为耗时多、反应慢、效果不明显。半干法脱硫主要有两种方法，即吸着剂喷射法和喷雾干燥法。两种方法都是以碱性粉末为主要材料，在高温蒸发的水分环境下，通过反应生成固态干粉。这种方法虽然比不上湿法脱硫的效果好，但却具有操作简便、维护方便等优势，在当前燃煤电厂中具有一定范围的应用。

在上述三种脱硫工艺中，应用最广泛的要属湿法脱硫工艺，该方法主要以Ca（OH）2和NaOH作为二氧化硫的吸收皿，同时应用石膏来实现对二氧化硫的强力吸收。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca/S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。

3.2 脱硝工艺

脱硝工艺的完善对大气环境保护同样十分重要，也应该被燃煤电厂领导部门给予高度重视。就目前脱硝工艺的使用情况来看，有效的脱硝工艺可以大幅度降低NOX的生成。具体方法是通过锅炉内氧气密度的减少，缩短煤气在高温中的时间。

此外，对NOX的处理也是脱硝技术使用的一个主要目的，这项工作的开展与脱硫相似，需要采用喷射粉末吸附、溶液内反应以及催化还原等方法进行处理。实践证明，无论是哪一种脱硝工艺，都能够实现对NOX的有效处理。

近年来，随着我国科学技术的飞速发展，脱硝工艺也得到了进一步优化与完善，以平板式催化剂为例，由于该方法采用不锈钢筛网板作为支撑担体，使用加压涂覆工艺，断面为平行褶皱板结构，所以，平板式催化剂在防止飞灰堵塞、磨损和抗中毒等方面具有很大的优势，在高尘燃煤烟气脱硝占据很大的市场份额。电子束技术也是一种新兴的脱硝工艺，这种方法主要是利用电子束光来对NOX进行照射，在光照作用下，NOX就会产生氧化，生成硝酸，然后与NH3反应，生产没有污染的硝酸盐。随着这种方法耗时短、脱硝效果好，但由于该方法对技术要求较高，所以在当前燃煤电厂的发展中并没有得到广泛应用，还有待进行进一步考察。

4 结 语

总而言之，在燃煤电厂飞速发展的新形势下，做好烟气脱硫工作势在必行，其不仅是促进燃煤电厂可持续发展的重要依据，而且也是保护生态环境的重要手段。虽然目前应用于燃煤电厂烟气脱硫中的技术有很多，但大多数都不是十分成熟，这就要求研究者们要加大研究力度，结合我国当前燃煤电厂运营的实际情况，对烟气脱硫技术进行不断优化与完善，确保其具有较强的实效性。只有这样，才能够为燃煤电厂的长足发展奠定坚实的基础。

参考文献：

[1] 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）.

[2] 钱水军，张义钢.燃煤电厂的烟气治理策略和脱硫脱硝技术探讨[J].硅 谷，2013，（23）.

[3] 苗强.燃煤脱硫技术研究现状及发展趋势[J].洁净煤技术，2015，（2）.

[4] 张晓.燃煤发电烟气脱硫技术现状及发展趋势[J].资源节约与环保，2014，（7）.

热电厂烟气脱硫技术分析 篇7

热电厂的主要设备之一就是煤粉锅炉, 在国家标准没有更新前排放的SO2及烟尘量非常严重, 对社会和环境各方面都产生了不良影响。直到国家针对热电厂污染排放颁布实施了新的标准, SO2排放才终于在一定程度上得到了控制。

传统的热电厂烟气处理技术采取的是文丘里水膜除尘器技术, 实际处理结果只能控制净化效率最高达20%, 就算再增加人工加碱调节p H值也无法提高净化效率太多, 就算使用低硫量的煤炭, 排放的SO2浓度仍然很难达标。为了切实贯彻执行国家污染物排放新标准, 热电厂应该积极采用先进的烟气脱硫技术, 在促进中石油炼化生产的同时有效控制二氧化硫的排放, 以此在维护生态环境的同时促进社会经济效益和生态效益的统一。

2 我国烟气脱硫存在的问题

2.1 烟气脱硫的国产化问题

烟气脱硫的国产化问题主要表现在:研发成本高并且风险性高;实现国产化依托工程比较困难;引进项目通常只重视硬件而轻视软件, 忽略引进以后的消化创新利用, 甚至还有技术重复引进现象;缺乏烟气脱硫国产化优惠政策。

2.2 烟气脱硫的产业化问题

我国热电厂烟气脱硫产业化发展问题主要表现在:缺乏完善的配套的法律法规, 没有明显规范的定量要求, 实际操作性不够, 运行过程中的稳定性能比较差并且可利用率比较低。

2.3 脱硫的技术经济问题

脱硫技术缺乏相应的管理体制, 脱硫市场存在无序和低价竞争现象, 因此无法避免质量隐患;脱硫技术在引进之后严重缺乏消化利用和创新, 因此导致脱硫关键技术仅仅只能依靠于国外公司.非常不利于国内脱硫公司的进步和发展。

2.4 脱硫运行过程中的问题

烟气脱硫装置在热电厂的实际运行过程中, 经常发生超过设计条件的情况导致实际运行效率不高, 并且会伴随结垢和腐蚀以及密封水泄漏或者风机噪音大等问题。

3 热电厂烟气脱硫技术

3.1 干法烟气脱硫技术

和常见的湿法烟气脱硫技术相比, 干法脱硫技术应用成本相对较低, 应用所需设备也相对较少, 同时能够有效避免废水和淤泥的产生以及腐蚀问题。

(1) 活性焦吸附:活性焦其实是20世纪70年代由德国研制而成的一种吸附剂, 和美国的改性天然沸石吸附剂相比, 不仅吸附性能和容量更具优越性, 而且还具有比较强的热稳定性。其微孔结构即使在高达800℃的环境中也无损, 因此具有永不降低的吸附活力。利用这种脱硫方法吸附出的二氧化硫能够直接制酸。这种脱硫方法虽然已经在德国普遍应用, 但是国内的相关报道却还比较少。活性焦其实还不仅仅只是吸附剂, 同时还是一种具有一定催化作用的催化剂, 被吸附的SO2因为这种催化剂的作用能够被直接制造成硫酸再利用。

(2) 喷雾干燥:这是一种利用石灰乳和SO2发生化学反应产生亚硫酸钙实现脱硫目的的方法。具体是采取喷雾的方式让SO2更充分地与石灰乳接触进而让两者之间的化学反应发生得更彻底。再将产生的亚硫酸钙实施干燥处理以后使用相关设备进行搜集。这种脱硫方法同样不容易发生设备结垢问题, 而且应用成本和运行费用相对较低, 工艺流程相对简单, 但是脱硫效率却可以高达百分之八十五以上。目前这种脱硫方法已经得到比较广泛的应用, 但是需要注意的是这种方法需要完善废水和淤泥后处理。

(3) 沸石吸附:这种脱硫方法采用的沸石是20世纪70年代由美国研发的改性沸石脱硫剂, 并且已经被比较广泛的应用于干法烟气脱硫技术当中。这种沸石吸附脱硫方法的过程通常包括吸附、解吸、再生、冷却四个环节, 流程简单并且不会产生废水淤泥和结垢问题。沸石吸附脱硫方式不但经济实惠而且还可以保持较好的脱硫效果, 在320℃下用干燥空气吹洗就能够实现沸石再生利用。

3.2 湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术和干法烟气脱硫技术一样存在各种不同的脱硫方法, 本文主要针对常用的脱硫方法进行分析。

(1) 亚钠法:这是一种利用Na2CO3溶液作为吸收剂的方法, 利用Na2CO3和SO2的化学反应转变为两种亚硫酸盐 (亚硫酸钠和亚硫酸氢钠) 。由于所转变产生的亚硝酸盐都能直接溶解于水, 因此同样不会发生设备结垢问题。不过转变产生的亚硝酸盐并不能回收利用, 只能成为废气液体。

(2) 石灰乳法:这种脱硫方法会发生两种化学反应, 其一是石灰和SO2的化学反应产生亚硫酸钙, 其二是石灰和SO2的化学反应产物亚硫酸钙再和空气发生氧化反应形成硫酸钙 (通常所称的石膏) 。这种脱硫方法的优势是不仅成本不高而且流程简单, 不仅操作简单而且原料来源容易, 与此同时还具有较好的除硫效果, 因此已经被多数热电厂所应用。但是需要注意的是设备结垢问题和产物石膏的价值利用问题。

(3) 氧化镁法:这是一种利用氧化镁浆液针对烟道气体实施脱硫的方法, 两者的化学反应可以产生亚硫酸镁以及硫酸镁, 并且产生的镁通过碳粉的还原作用能够循环生成氧化镁。与此同时, 这种脱硫方法还可以获取浓度在10%~15%之间的SO2, 进而可直接制成硫酸。

4 结语

火电厂烟气脱硫技术 篇8

关键词：脱硫废水,混凝,废水处理

火电厂烟气脱硫是当前世界上为数不多广泛推广的脱硫方式, 烟气脱硫是减少SO2排放量的重要技术方法。欧美等发达国家的烟气脱硫技术于19世纪50年代开始研究, 目前烟气脱硫装置已装机使用有一千多套, 其中湿法烟气脱硫技术占90%以上。随着脱硫技术的发展和应用, 发达国家已经产生了烟气净化的环保产业, 成功地削减了二氧化硫排放总量。我国自上世纪60年代启动了烟气脱硫研究, 直到80年代末烟气脱硫技术才把其列入重点课题研究, 但由我国多数煤炭硫成分含量相对较小, 燃煤火电厂烟气流量大, 因此二氧化硫浓度较低, 烟气脱硫技术难度较大, 目前我国大功率发电机组的脱硫设备使用国外技术, 国内的烟气脱硫技术还未取得突破。近年来我国独立研发并建成了多座烟气脱硫示范装置, 为烟气脱硫环保产业的快速发展奠定了基础。

1 火电厂废水来源及其危害

燃煤、燃油发电厂排放的工业废水主要有两大类:一是冷却废水, 来自于发电机组冷却系统;二是普通工业废水, 主要包括化学酸碱废水、烟气脱硫装置废水、锅炉更新排污水和锅炉清洗废水、热力循环系统损失水、粉尘炉渣冲洗废水等[1]。

燃煤、燃油火电厂烟气脱硫产生的废水较少, 废水中污染物包括生物处理碳源的有机污染物, 这些有机物未经处理直接排入水体将污染水体, 导致水体富营养化, 废水中的有机物含N、P等营养物质, 长期接纳水体会朝着富营养化方向发展。因此, 火电厂湿式烟气脱硫废水需要处理后在排放, 而且湿式烟气脱硫废水污染物比普通工业废水特殊, 火电厂湿法烟气脱硫废水环境污染问题已逐渐显现。如不重视, 将对受纳水体环境造成不可逆转的危害。

2 处理烟气脱硫废水工艺选择

湿式烟气脱硫废水中主要的污染物有酸和碱、悬浮污染物、硫化物、氟离子、挥发酚、重金属等, 其中悬浮污染物和氟离子污染物含量通常超出污染物排放标准。因此, 选择湿法烟气脱硫污水处理的工艺要从悬浮物、硫化物和氟化物这三个污染物的处理为主, 而且处理过程不能带入新的污染物。废水处理的一般方法有物理法、化学法和生物法, 从该废水的主要污染物分析应选择化学法[2]。

3 聚合硫酸铝铁去除悬浮物原理

火电厂湿法烟气脱硫废水主要是去除污水中的悬浮物。聚合硫酸铝铁去除污水中的悬浮物和硫化物的作用机理:聚合硫酸铝铁在酸性条件下加入脱硫废水, 溶液反应0.5h后出现分层, 上清液的游离的铁离子不会水解沉降[3]。聚合硫酸铝铁去除硫化物反应原理:

4烟气脱硫工艺流程及设计计算

4.1工艺流程

根据火电厂湿法烟气脱硫污水的特性, 设计出处理脱硫废水的简易工艺流程图1所示:

4.2混凝箱设计计算

混凝箱、调节箱均是矩形搅拌池, 相关参数计算见下式:

设计混凝箱中水力停留时间是25 min, 即1500 s,

最大设计流量时的进水速度为0.001 m/s,

5 结语

设计火电厂湿式烟气脱硫废水处理的工艺, 并模拟处理脱硫废水得出多种污染物的处理率, 经过试验处理后的出水水质均可达到污水综合排放标准。通过不同工艺作比较, 用聚合硫酸铝铁作为絮凝剂处理效果更好。根据实际工程设计了废水的处理工艺流程, 并计算功率为300 MW机组, 每小时废水排放量为4 t的建设工程混凝池的尺寸。处理后出水的可作为中水回用, 如冲灰水、厂区绿化用水和冲厕水及锅炉补给水等。

参考文献

[1]杨宝红, 等.火电厂脱硫废水处理试验研究.热力发电, 2005.06.

[2]汤净光.石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水处理浅析.上海环境科学, 2001.12.

火电厂烟气脱硫技术 篇9

1 湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术概述

脱硫后的烟气经除雾器除去烟气中的雾滴, 再经GGH提高烟气温度后经烟囱排至大气。

湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的特点主要有:占地面积较小、适用于各种高中低硫燃料电厂、单塔处理烟气能力强、脱硫效率高 (≥95%) 、吸收剂廉价易得、技术较为成熟、高速气流可增强物质传递能力以减轻运行成本、吸收塔液体再分配装置可以预防烟气爬壁以提高系统运行经济性[1]。

2 湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术在电厂烟气脱硫中的应用

2.1 工艺设计

在湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术应用中, 其系统组成包括烟气系统、二氧化硫吸收系统、石膏预脱水系统、石灰石制备系统、排放系统以及废水处理系统。对于湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的工艺设计, 在设计前, 需要先做好基本资料的收集, 包括电厂位置、交通状况、环境条件以及烟气参数等, 然后再选择合适的石灰石与工艺水, 以实现脱硫效果的最大化。

其中, 烟气系统主要组成设备包括增压风机、烟道、烟囱, 承担脱硫功能的是吸收塔, 在应用中, 需要做好系统温度、压力、烟气流量等参数的设计。

吸收系统的主要组成设备有吸收塔本体、浆液循环泵、浆液排出泵以及喷淋层, 在FGD中, 应用最多的是喷淋塔;吸收塔包括多个功能区, 分别是浆液池、洗涤区与气体区, 通过浆液池溶解石灰石得到硫酸钙、石膏晶体, 排出泵的脱水处理可以将石膏分离出来。在应用中, 吸收系统需要控制的设备参数有吸收塔氧化空气压力以及吸收塔液位、石膏浆液密度、石膏浆液PH值等。

石膏预脱水系统, 即脱水处理吸收塔石膏浆液的系统, 主要由排出泵、旋流站、脱水机以及溢流箱泵等设备组成。在应用中, 石膏预脱水系统设计参数包括石膏排水泵压力、流量以及石膏浆液PH值、密度等。

石灰石制备系统是以大块石灰石为原料, 通过湿式球磨机的处理, 得到石灰石浆, 并将其分离出来, 通过专用泵, 转移到吸收塔中。在应用中, 石灰石制备系统需要做好磨机压力、液位、流量以及浆液箱浆液密度等参数控制[2]。

2.2 应用问题

在电厂烟气脱硫中应用湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术, 常见的问题有:

一是当煤硫含量偏高时, 技术的脱硫效率、能耗不理想, 在电厂实际运行中, 使用的煤种并不符合原设计要求, 片面重视热值、挥发分, 对于硫含量重视不足, 许多燃煤硫含量偏高, 增大烟气脱硫系统负荷, 增大能耗;浆液PH值下降过快, 石膏脱水系统运行受阻, 整个吸收塔反应失去平衡, 降低脱硫效率。

二是脱硫装置结垢问题, 造成能耗增加、脱硫效率降低, 结垢容易发生的位置有接触石灰石浆液、石膏浆液的管道。设备部件, 例如吸收塔进口、喷淋层、内壁以及支撑结构等, 管道内径减小直至阻塞、腐蚀, 系统运行效率受到影响, 也会使能耗增加。

三是脱硫烟气换热器 (GGH) 结垢, 造成压损和系统阻力增加, 风机能耗增大等, GGH结垢原因是多方面的, 包括浆液从GGH通过后黏附在元件上, 在烟气冷热交替过程中, 会蒸发其水汽, 黏附物形成固体, 并逐渐加厚, 直至将GGH堵塞;烟气中粉尘粘附在潮湿的GGH元件表面, 或者粉尘中活性物质、烟气三氧化硫与塔内浆液出现化学反应产生硅酸盐, 逐渐积累成结垢, 引发堵塞;设计不当, 比如GGH布置型式、换热片类型或间距、吹灰器数量等, 都可能导致GGH出现积灰、结垢。

解决措施:

首先, 针对煤硫含量偏高导致的问题, 其解决措施有:1) 做好燃煤掺配比控制, 根据入厂煤的实际情况, 将硫含量高、低的煤以合适比例掺混使用, 确保煤炉烟气中硫含量接近设计值;在高、低负荷状态, 分别应用低硫煤、高硫煤, 禁止长时间持续使用超标的高硫煤;2) 调整运行参数, 通过将石灰浆液供应量适当增大、吸收浆液p H值适当降低、吸收塔液位适当提高等措施, 使烟气脱硫系统与烟气硫含量情况更好地协调, 保证系统运行状态良好;3) 使用合适的添加剂, 比如氨盐、钠盐以及镁盐等, 提高对烟气中二氧化硫的吸收能力。

其次, 针对脱硫装置结垢问题, 解决措施有:1) 做好吸收塔浆液参数控制, 确保其在实际范围内运行, 密度和PH值都要合理, 预防出现PH值骤变情况, 从而防止石膏大量析出或者亚硫酸盐析出产生结垢;2) 对电除尘器进行调整, 提高其除尘效率、可靠性, 降低FGD入口烟尘浓度;3) 做好设备维护与检查, 定期对与浆液有接触的设备、管道进行检查, 制定合适的停运、清洗计划, 避免长时间运行累积形成结垢[3]。

再次, 针对GGH结垢问题, 解决措施有:1) 定期对GGH进行吹灰处理, 应当做到每班至少一次, 吹灰可以使用蒸汽或者压缩空气, 当出现压差增大情况时, 可以适当提高吹灰频率;2) 采取在线高压水冲洗技术, 当GGH出现高于正常值1.5倍压差时, 使用在线高压冲水技术来对运行的GGH进行冲洗, 将其上堆积物质冲洗干净;如果冲洗效果不理想, 应当将脱硫系统停运, 改用人工高压冲水的方式, 将换热片积灰彻底清除, 减轻系统运行阻力;3) 做好脱硫装置检修, 建立相应的检修台账, 在条件允许下, 需将GGH纳入检查范围, 对于出现结垢的情况, 可以将换热元件取出, 使用酸碱进行清洗。

3 结论

综上所述, 在现代社会中, 环保是社会发展的主流趋势, 火电厂作为大气污染的主要来源, 做好烟气脱硫工作, 是提高火电厂社会效益、保证火电厂长远发展的基本要求。因此, 加强对湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术的研究, 将其更好地应用于实际中, 有重要现实意义。

参考文献

[1]韩新奎, 张斌.湿式石灰石—石膏烟气脱硫技术在电厂应用中探讨[J].广州化工, 2010 (4) :205-206, 218.

[2]姜正雄, 魏宇.燃煤电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术概述[J].装备机械, 2012 (2) :60-65.

火电厂烟气脱硫技术 篇10

现阶段, 我国大部分电厂多以火力发电为主, 也就是其主要通过消耗煤炭等原料资源来实现热能和电能之间的转换。火电厂发电过程中, 难免会生成大量的废气污染物, 例如二氧化硫、粉尘、一氧化碳、硝化物以及二氧化碳等等。若对于上述废气污染物不经处理便直接排放到大气环境中, 必然会造成极为严重的污染现象。例如近年来日趋严重的雾霾现象就是最好的印证。依据相关研究资料显示:2010年, 我国国内的工业废气排放量已经超过了519168×108m3, 2012年则直接超过了520000×108m3, 可见工业废气排放量呈现出上升的趋势。同时在上述工业废气中, 二氧化硫的排放总量超过了1880×104t, 占据全国排放总量的85%。 虽然在国家的大力整治已经节能减排等理念的不断深入下, 我国二氧化硫以及工业废气排放量稍有缓解, 但是整体形势依然不容乐观。所以探寻合理的措施进行脱硫除尘成为业界人士不可推卸的重要职责之一。

2火电厂烟气脱硫技术

目前国内外关于烟气脱硫技术, 无外乎分为燃烧前、燃烧中和燃烧后脱硫三种方式。 (1) 燃烧前脱硫技术。借助洗煤或者选煤等措施, 可以在煤炭资源燃烧之前就进行10%~20%左右脱硫工作; (2) 燃烧中脱硫技术。通过较为先进的燃烧方法, 例如循环硫化床技术、煤气技术等能够显著控制主二氧化硫的排放; (3) 燃烧后烟气脱硫技术。目前国际上最为先进的脱硫技术当属洁净煤燃烧技术, 例如循环硫化床技术就属于洁净煤燃烧技术的范畴。然而该技术的单机容量较小, 整体投资成本较大, 技术要求较高, 目前在我国还处于技术引进一家示范试验的阶段, 所以暂时还未能大面积投入使用。烟气脱硫技术主要包含了干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫两种类型。干法以及半干法烟气脱硫的整体效率偏低, 且需要投入较多资金, 后期的运行维护成本也相对较大, 因此不值得推广应用。湿法烟气脱硫则主要是利用石灰石- 石灰、Ca (HO) 2、Mg (HO) 2和氨水等吸收剂来实现脱硫功效。这些吸收剂易于获取, 价格低廉, 同时该技术所需要的设备也较为简单、所适用的煤质范围也较广, 能够首先较高效率的脱硫效果。目前我国应用最为广泛的湿法烟气脱硫技术当属石灰石- 石膏烟气脱硫, 其几乎占据了整个湿法处理工艺的80%以上。

石灰石- 石膏烟气脱硫技术主要指的是将锅炉中的烟气通过增压机加压并除尘降温之后在输送到吸收塔内, 而吸收塔内的吸收液喷淋后和烟气进行逆向接触后, 对烟气进行一定的洗涤, 进而将烟气中二氧化硫吸收掉, 产生较为干净的烟气, 并利用除雾器将这部分较为干净的烟气除雾之后再排入到烟道中去。吸收液则由石灰石粉和水依据一定的比例混合而言, 并利用浆泵送入到吸收塔的循环池中, 需要喷淋的吸收液主要利用浆液循环泵从循环池升压后和吸收塔内的烟气进行逆流接触。由于烟气中的二氧化硫和氧以及水作用之后, 能够形成富含石膏的混合液, 混合液经过过滤系统以及排放口排放后最终形成固体的石膏。石灰石- 石膏烟气脱硫技术的脱硫效率高达95% , 吸收器利用率90% , 钙硫比低, 脱硫塔阻力约1500 Pa, 脱硫副产品为石膏。在不同的烟气负荷及SO2浓度下均可保持较高的脱硫效率和较好的系统稳定性。同时该脱硫技术所选用的原材料成本低廉, 易于获取, 储存运输等都较为安全可靠, 具备较高的适用性, 技术发展进步也较快。

3脱硫及烟气除尘一体化技术的创新研究

纵然我国目前在火电厂脱硫除尘方面取得了更大的进步, 但是其中也依然存有很多问题, 制约了该项技术的进一步发展。就经济层面来进行分析, 目前大部分电厂所使用的脱硫除尘设备的价格都较为昂贵, 显著增加了电力厂日常的运营成本, 促使很多电力厂不愿意进行该项设备的安装和应用。例如一个脱硫设备, 其一年运营的成本几乎高达上千万元, 这些因素都使得电力厂的脱硫成本难以和电价进行同步。同时, 对于老机组进行脱硫改造也存在一定的难点。火电厂的脱硫除尘设备需要足够的场地和电价来进行支撑, 然而目前的火电厂显然难以满足上述要求。上述诸多问题的存在, 迫使人们不得不加大力度进行火电厂脱硫以及烟气除尘一体化技术的研究力度。例如可以通过脱硫前干式旋转电极除尘其和脱硫后的湿式除尘器, 并安装热量回收装置于烟气系统中, 以全面提升除尘效果。所以, 就火电厂的设备场地、技术水平、经济成本等多角度综合考虑, 火电厂可以利用石灰石- 石膏湿法脱硫技术, 同时安装低温省煤器在脱硫装置前, 并安装湿式电除尘器在脱硫装置之后, 就能够实现较好的烟气脱硫功效, 同时环节火电厂的设备经济运行压力和设备场地压力, 符合我国节能减排的国家方针战略。

4结语

总之, 火电作为近期我国最主要的发电源, 其排放的污染物位列第一。因此探寻更加先进、科学合理以及低成本的烟气脱硫技术尤为必要。这就需要相关人员不懈的努力, 加强技术创新和研发力度, 确保提升我国火电产业中脱硫水平的提升。

摘要：目前我国的供电系统中, 主要是通过燃煤供电, 在供电的过程中可能会制造出很多有害的气体, 严重污染人类赖以生存的环境。因此笔者就火电厂大气污染排放现状及烟气脱硫技术进行相关探讨。

关键词：火电厂,大气污染,烟气,脱硫

参考文献

[1]彭涛.火电厂锅炉脱硫及烟气除尘的技术研究[J].山东工业技术, 2015, 06:208.

[2]李伟.电厂脱硫一体化工艺研究与应用[J].科技创新与应用, 2015, 13:120.