脱硫工艺论文汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇脱硫工艺论文范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

篇（1）

1概述

烟气脱硫是电厂控制SO2排放的主要技术手段，目前已达到工业应用水平的烟气脱硫技术有十余种，大致可以分为干法和湿法，但能在300MW以上大容量机组使用的成熟脱硫工艺并不多。根据国内目前的实际应用推广情况，国内各大脱硫公司已投运的300MW级机组烟气脱硫装置均为石灰石/石膏湿法。干法技术在国内300MW大容量机组上全烟气、高脱硫率还没有运行示例。最近武汉凯迪股份公司正在推广德国WULLF的RCFB（内回流循环流化床）技术，该技术在国外2000年曾有1套在300MW机组上投运，3个月后停运，现国内有1套刚开始在恒运电厂1×210MW机组上投运。另有1套已投运的CFB脱硫，运用于小龙潭1×100MW机组。

以下对湿法和干法两种工艺流程，全烟气、高脱硫率下的技术、经济进行了综合比较。

2石灰石/石膏湿法脱硫技术流程特点

石灰石/石膏湿法脱硫技术是目前世界上技术最为成熟、应用业绩最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。其脱硫副产物—石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。

湿法工艺技术比较成熟，适用于任何含硫量的煤种和机组容量的烟气脱硫，脱硫效率最高可达到99％。

国内各家公司分别引进了世界上先进的几家大公司的湿法工艺技术：B&W（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）、三菱、GE、DUCON，都能根据电厂的实际情况设计出最佳的工艺参数。

2.1石灰石/石膏湿法工艺流程

石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液滴，经气气加热器（GGH）加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。

电厂锅炉烟气进入FGD，通过升压风机加压，经GGH降温至约100℃后进入吸收塔，吸收塔脱硫效率为96～99％，整个系统的脱硫效率不低于90％。从吸收塔出来的净烟气温度约为47℃，经GGH升温至80℃后从烟囱排放。

该工艺原理简单，工艺技术比较成熟，脱硫效率和吸收剂的利用率高，即Ca/S=1.03时，脱硫效率大于95％，能够适应各种煤种，适应大容量机组，运行可靠，可用率高，副产品石膏具有商业价值。

2.2石灰石/石膏湿法脱硫技术主要技术特点及指标

2.2.1脱硫效率高，一般不低于90％，最高可以达到99％。

2.2.2脱硫剂利用率高，达90％以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05，国内现正在实施的的几个工程均不大于1.03。

2.2.3吸收塔采用各种先进技术设计，不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题，而且改善了气液传质条件，从而提高了塔内脱硫效率，减少了浆液循环量，有效降低了浆液循环泵的功耗。目前脱硫岛电耗一般为机组装机容量的1～1.5％。

2.2.4喷淋空塔内烟气入口采用向下斜切式入口，烟气由下自上流动，延长了气体分布路径，不仅有利于气体分布均匀，而且由于气体的翻腾形成了湍流，更有利于气液的传质传热。

2.2.5采用计算机模拟设计，优化脱硫塔及塔内构件如喷嘴等的布置，优化浆液浓度、Ca/S比、浆液流量等运行指标，可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀，以最小的消耗取得最好的脱硫效果。

2.2.6根据烟气含硫量，采用不同层数（2～4层）的浆液喷淋层，确保取得最佳的脱硫效果。

2.2.7塔内设置氧化空气分布系统，采用塔内强制氧化，氧化效果好。

2.2.8喷淋层采用交叉联箱布置，使喷淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。

2.2.9采用机械搅拌。

2.2.10废物得到良好的处理，其中废渣变成了优质石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。废水采用回用技术，可以达到零排放。

2.2.11稳定性高，适应性强，可靠性99％以上。

2.2.12应用多、运行经验丰富。

3干法RCFB脱硫工艺脱硫技术流程特点

干法有LIFAC（炉内喷钙尾部增湿活化）、CFB（循环流化床）等工艺，在国家有关部门的技术指南、火电厂设计规程上均限于在中小机组或老机组上实施。CFB最早由德国鲁奇（LURGI）公司开发，目前已达到工业应用的CFB法工艺有三种：LURGI公司的CFB、德国WULFF公司的RCFB（内回流式烟气循环流化床）、丹麦FLS公司的GSA（气体悬浮吸收），国内分别由龙净环保、凯迪电力、龙源环保等公司引进，目前多在中小机组上运用，其中只有WULFF公司的RCFB技术向300MW机组上推广，所以本文中作比较的干法仅指RCFB。

3.1RCFB的发展历史

循环流化床(CFB)的发展历史其实很长。循环流化床CFB烟气净化工艺的实验室技术研究开发工作开始于1968/1969年，1970～1972年CFB烟气净化工艺在德国电解铝厂获得应用，烟气流量为15,000m3/h。1985～1987年，首台CFB烟气脱硫示范装置在德国一家燃褐煤电站得到应用，处理烟气量为40万m3/h（相当于30万机组气量的四分之一），采用消石灰为脱硫剂。在此基础上，各公司分别又开发出了上述新一代CFB脱硫工艺（第三代）。

3.2RCFB脱硫工艺流程

RCFB工艺主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的烟气从流化床的底部进入，经过吸收塔底部的文丘里装置，烟气速度加快，并与很细的吸收剂粉末相混合。同时通过RCFB下部的喷水，使烟气温度降低到70～90℃。在此条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，经脱硫后带有大量固体的烟气由吸收塔的上部排出，排出的烟气进入除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，被分离出来的颗粒经过再循环系统大部分返回到吸收塔。

RCFB的控制系统主要通过三个部分实现:

1.根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量；

2.反应器出口处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量，使烟温控制在70～90℃范围内。喷水量的调节方法一般采用回流调节喷嘴，通过调节回流水压来调节喷水量；

3．在运行中调节床内的固/气比。其调节方法是通过调节分离器和除尘器下所收集的飞灰排灰量，以控制送回反应器的再循环干灰量，从而保证床内必需的固/气比。

3.3RCFB脱硫技术的主要技术特点及指标

3.3.1耗电量在机组容量的0.5～1.0％。脱硫率80％时，为0.6％左右；脱硫效率大于90％时，塔内物料量增加引起系统阻力的增大而使电耗大幅上升。

3.3.2在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置。

3.3.3脱硫率＞90％，Ca/S为1.2～1.5。石灰活性必须高且稳定，达到T60标准（软缎石灰，四分钟内水温上升60℃）。

3.3.4塔内平均流速4m/s左右。10米左右直径的流化床内流场比较复杂。

3.3.5用消石灰作为脱硫剂。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。喷入足够的水分保证脱硫效果，水分越大脱硫率越高。

3.3.6严格控制床温。床温偏低时设备有腐蚀，偏高时脱硫效率及脱硫剂利用率下降。

3.3.7塔内的水分要迅速蒸发掉，以保证灰渣干态排出。

3.3.8在煤的含硫量增加或要求提高脱硫效率时，不增加任何设备，仅增加脱硫剂和喷水量。

3.3.9不另设烟气旁路，当FGD停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用。

3.3.10在中小电站或工业锅炉上应用较多，300MW机组上国内外仅应用了1套并只有短期运行的经验。

3.3.11RCFB脱硫渣的利用

RCFB烟气脱硫技术吸收剂为钙基化合物，脱硫渣中的主要成分为CaSO3等。但不同电厂的脱硫渣的成份是不一样的，若要有效利用，必须做个案研究。

不包括前除尘器的灰，CaSO3·1/2H2O含量占50±10％，根据德国WULFF公司提供的部分个案研究实例，是可以应用的。国内的南京下关电厂对LIFAC技术的脱硫渣已作了一些个案研究，恒运电厂正准备和凯迪公司合作，开展脱硫灰利用的研究工作。

4石灰石-石膏湿法与干法RCFB比较

4.1工艺技术比较

4.1.1在300MW以上机组FGD上的应用

干法RCFB：国外从小机组放大到300MW机组仅有1台，国内还没有300MW机组的实运装置，仅在中小机组或工业锅炉上有实运装置。

从国内引进FGD的经验来看，各个电厂都有一定的实际情况，设计时也必须满足各个电厂的特定情况。据报道，几家引进CFB的公司在中小机组的示范装置上大多碰到了较严重的问题，经大量长时间调试整改后，有的仍达不到设计要求，有的甚至需更换重要部件，更为严重的机组无法按正常出力运行。

国内唯一的一套RCFB是广州恒运电厂FGD，从运行情况来看，虽然将石灰标准从T60降至T50左右，消化装置仍不能正常运行，目前靠买消石灰维持；除尘器有堵塞等问题，曾造成了电厂停运，但粉尘泄漏较严重；控制系统还不能稳定监测和调控脱硫装置的运行。

石灰石-石膏湿法：已很成熟，国外有各种条件下机组上的运行经验，国内虽然运行实例不多，但国内公司引进的均为国外先进可靠的技术。其市场占有率占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。国家相关职能部门在组织国内专家充分调研的基础上，提出指导性意见：在新、扩、改300MW机组FGD上或要求有较高脱硫率时，采用石灰石-石膏湿法技术。在火电厂设计技术规程中，也作了同样的规定。

现在大部分设备均可以实现国产化，初始投资大幅降低，备品备件的问题也将得到彻底解决。

4.1.2适用煤种

干法RCFB：据国内各大研究单位的报告及国外的部分应用实例，CFB适用于中、低硫煤。对高硫煤，较难达到环保要求，且投资与运行费用将大幅上升。RCFB是否适应高硫煤的大机组，需进一步论证。

石灰石-石膏湿法：不限。

4.1.3Ca/S比

干法RCFB：脱硫率＞90％时为1.3～1.5。氧化钙纯度要求≥90％，并要有非常高的活性（T60标准），达不到以上要求时，将影响装置的脱硫率及正常运行。

石灰石-石膏湿法：1.01～1.05，一般为1.03，纯度达不到要求时，最终仅影响脱硫副产品石膏的质量。

4.1.4脱硫效率

干法RCFB：稳定运行一般在80％左右，若需要进一步提高，则需降低烟气趋近温差，增加Ca/S和喷水量，但会对下游设备如除尘器、引风机等带来不利影响。

95％的脱硫率对干法技术来讲，已达到高限（国外为90％），当环保要求进一步提高时，改造较困难。

烟气含硫量波动时，因为有大循环灰量，难以灵敏调整控制，脱硫效率难以保证。

石灰石-石膏湿法：一般可在95％以上稳定运行，对环保要求的适应性强。

烟气含硫量变化时，易于调整控制，脱硫效率较稳定。

4.1.5耗电量

干法RCFB：机组容量的0.5～1.0％，脱硫效率在80％左右时，为0.6％左右；当脱硫效率＞90％时，耗电量上升很快，将达到1％左右。

石灰石-石膏湿法：机组容量的1.0～1.5％。

.1.6对ESP（电除尘器）的影响

干法RCFB：初始设计时ESP2负荷很高，进口浓度800g/Nm3（远高于电厂正常电除尘器进口的20～30g/Nm3），ESP2除尘效率将达到99.9875％。随脱硫率的变化增加Ca/S，ESP2负荷急剧增加，其出口含尘浓度能否达标值得考虑。环保要求还将进一步提高，在即将实行的《火电厂污染物排放标准》（征求意见稿）中，火电厂最高允许烟尘排放浓度为50mg/Nm3。

当烟气含硫量变化时，为保证脱硫率，或满足环保要求的不断提高而提高脱硫效率，采取以上降低烟气趋近温差，增加喷水量和Ca/S措施时，将导致ESP低温腐蚀，排灰易粘结（塔壁也易于结灰），严重时，将影响装置的正常运行，在中小机组的运行中是普遍存在的问题。

石灰石-石膏湿法：没有后ESP，无影响。经脱硫塔洗涤后，烟尘总量减少50～80％左右，FGD出口烟尘浓度小于50mg/Nm3。

4.1.7对机组的影响

干法RCFB：因故障停电等原因使CFB停运，会导致塔内固态物沉积，重新启动需清理沉积固态物，由于无旁路，当后ESP和回灰系统发生堵塞进行检修时，机组将停运。

石灰石-石膏湿法：因FGD是独立系统，有旁路，故无影响。

4.1.8对机组负荷的适应性

干法RCFB：负荷的变化会引起烟气流速的变化，从而影响脱硫反应及装置的运行。

石灰石-石膏湿法：较好。

4.1.9水

干法RCFB：石灰消化一般需热水，且水质要求高；无废水排放。

石灰石-石膏湿法：耗水量相对稍多一点，但水质要求不高，可用水源水；仅有少量废水排放。

4.1.10吸收剂制备

干法RCFB：需大批量外购符合要求的T60标准的石灰粉，以目前投运电厂的运行情况来看，石灰消化存在诸多问题，如果采购满足要求的消石灰Ca(OH)2将增加业主采购成本。最大问题是一般较难购买到品质稳定的高活性（T60标准）的石灰粉。RCFB脱硫效果的保证及装置的运行可靠性完全依赖于石灰的高纯度及高活性。

石灰石-石膏湿法：可外购石灰石粉或块料，石灰石块料价格便宜，直接购粉则可大幅度降低投资及耗电量，但相应增加了采购成本。

4.1.11排烟温度

干法RCFB：脱硫率80％左右时为70～90℃，脱硫率提高到95％后要降55～70℃。

石灰石-石膏湿法：GGH出口一般为大于80℃。

4.1.12副产品输送利用

干法RCFB：目前仅适宜用于填坑、铺路，应用价值低。用于其他场合的应用方法还未研究，而且还将是很长一段过程。灰易产生粘结，既影响输送，也影响装置的运行。当脱硫渣排入灰场时，将影响粉煤灰的综合利用。在抛弃过程中需要考虑增设合适的储运设施，同时也增加一定的运输和储存成本。

石灰石-石膏湿法：脱硫石膏质量优于天然石膏，可综合利用，应用价值较高。如采用抛弃法，可节省部分投资，输送也不会有问题。

4.1.13占地面积

干法RCFB：在大容量机组考虑采用1炉1塔时占地较小。

石灰石-石膏湿法：较大。

4.2经济比较

以下以某电厂2×300MW机组烟气脱硫装置为例，脱硫项目建设期按1年计算，运营期按20年计算，采用总费用法对干、湿法方案进行经济比较，总费用低的方案较优。

从“经济比较成果表”可以看出，湿法脱硫方案的总费用略低于干法脱硫方案。因此，从经济比较的角度来看，湿法方案优于干法方案。

5结论和建议

5.1结论

综上所述，湿法与干法相比，技术更加成熟，运行经验更加丰富，脱硫剂供应有保证，脱硫副产品利用好，系统供应商较多；经营费用小，初始投资高，总成本费用较低，全系统本厂占地面积较大。

每个电厂有各自的实际情况，在FGD装置设计上也有不同。方案比选中不仅要考虑干法、湿法的技术因数，还要考虑各种实际存在的问题：如脱硫剂的供应、废渣的处理、对环境变化的适应、政府的规划等。

目前干法烟尘排放量要大于100mg/Nm3，湿法小于50mg/Nm3，均小于现行环保排放标准200mg/Nm3的要求。如果环保政策要求进一步提高脱硫效率，降低出口允许烟尘排放浓度，湿法也比较容易调整改造，而干法效率已到高限，难以实施进一步改造。

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环境保护是我国重要的一项基本国策，随着各行业技术进步的加快以及我国环境保护法律、法规的不断完善，人民越来越来注重环境保护。我国GDP的增长和重化工业的不断发展，致使我国面临的环境压力与日俱增，如果环境治理不能达到有效实施，我国将像西方发达国家一样走先污染后治理的工化业道路。火电厂作为我国主要的发电厂，应在环境保护方面起到模范带头作用，已响应国家对在环境保护的政策。

1.电厂锅炉烟气除尘技术分析

1.1 静电除尘

烟灰在运动摩擦中会产生静电，比电阻一般在 1×104-5×104Ω・cm，静电除尘比电阻应低于静电比电阻，因为静电除尘器的极板与烟灰之间需产生电势差，烟灰颗粒才会在电场力的作用下向极板运动。静电除尘的工作原理：在除尘器的两极施加高压直流电，当烟气经过时，烟尘的负电在除尘器两极形成的电场力的作用下会向正极板移动，从而逐一被电极板吸附排除。静电除尘过程大致分为五个部分：高压电场电离烟气使产生大量负电离子；烟尘获取负电离子；带静电粉尘吸附到一起变成带静电大颗粒粉尘；大颗粒粉尘向正极板运动被吸附；清除极板上的灰尘。

1.2 水幕除尘

水幕除尘脱硫工艺，采用碱性液体脱硫除尘。选用防堵喷淋装置，喷洒碱性液体，循环碱水在与烟气中二氧化硫接触时将其反应吸收，因而达到脱硫除尘的效果。

工艺流程：

从锅炉出来的烟气温度在155-200℃，烟气夹杂着粉尘和二氧化硫等有害气体进入工艺装置，与脱硫除尘喷雾同向运动，由于烟气温度高与喷雾混合呈湿烟气状态，从而被喷雾充分吸收，剩余的热量可将水雾烘干一起由引风机进入烟囱而被排出。被水雾吸收的烟气由预热器出口进入雾化室，使烟与碱水进行反应，在经过文丘管的时候高流速使烟气产生紊乱，直径大于10微米的颗粒在水重力的作用下，坠落水面得到净化。没有完全被吸收的烟气和颗粒会随旋流板到达塔内，再次与塔内的液体接触而被全部吸收。

1.3 布袋除尘器

箱式布袋除尘器可以根据粉尘的大小选择布袋的数量和材料，布袋设计成圆形，采用Φ130滤袋，袋笼垂直度按国标。用弹簧或文丘里把滤袋的上端缩进，以避免袋内积灰。烟尘从布袋除尘器的进风阻流板吹进各个袋室，并在阻流板的引导下，直径较大的粉尘被直接分离到灰斗，直径较小的粉尘会被引进中部箱体，被滤袋吸附。过滤后的烟气再进入另一个箱体，由排风管道引排出。随着滤袋的使用率增加，滤袋上沾的颗粒会累积变厚，当积尘的阻力值达到设定状态时，清灰装置就会按设定的程序开启清灰阀，滤袋上的积尘会在清灰装置的喷吹下抖落，由卸灰阀排出。

2.电厂锅炉烟气脱硫技术分析

2.1 干式烟气脱硫技术

在烟气脱硫技术中根据脱硫剂的种类可分为以下几种：CaCO3、MgO、NaSO3、NH3。国外常用的烟气脱硫方法根据工艺的不同可以分三类：湿式抛弃工艺、湿式回收工艺以及干法工艺。

干式烟气脱硫工艺从二十世纪八十年代开始就常常被用在供暖锅炉烟气净化。常采用的干式脱硫技术有喷雾式和粉煤式。喷雾干式烟气脱硫工艺，与上边提到的水幕除尘脱硫工艺相似。粉煤灰干式脱硫技术，是1985年由日本研制出来的，该技术用粉煤灰作为脱硫剂除去烟尘中的硫。粉煤灰干式脱硫设备，脱硫率高达60%以上，而且成本低，用水少，具有各种优势。

2.2 湿法烟气脱硫技术

采用的脱硫剂主要有石灰石，石灰，以及碳酸钠，通过对烟气的净化，而除去烟气中的硫。湿法烟气脱硫原理可分为物理吸收和化学吸收，物理吸收的主要方式是烟气溶解于液体，化学吸收的主要方式是与烟气中的二氧化硫产生化学反应。物理吸收与化学吸收性能不同点在于，物理吸收需要保持塔内的液平衡，需要有一定的控制稳定性，而且物理吸收相比化学吸收的效率会差一些。

4PS 型燃煤锅炉烟气除尘脱硫技术。该技术可同时除尘和脱硫，装置由两部分组成：喷雾脱硫塔和湿式除尘器。在脱硫塔内，烟气首先经过石灰浆喷雾，烟气中的二氧化硫被吸收生成硫酸钙。烟气然后进入湿式除尘器，除尘器内的喷气头会产生强大的风速，将烟气吹到除尘器底部，使其与贮水池进行交融进而被吸收。

技术流程为：

3.电厂锅炉烟气除尘脱硫技术的发展趋势

根据我国中小型电厂燃煤锅炉的具体情况，首选的烟气脱硫技术应是技术可靠、经济可行以及无二次污染。而对于燃煤中小型锅炉的SO2污染源，朝着因地制宜地采用成熟的烟气脱硫技术方向发展：对电厂新建燃煤中小型锅炉，采用除尘脱硫―体化净化设备；现有燃煤电厂中小型锅炉，对于已有除尘系统正常运行者，其烟尘脱硫用低阻、中效、占地面积小的半干式喷雾脱硫器，对于除尘系统失效者以除尘脱硫一体化的净化设备取代；对于有废碱行业的电厂中小型锅炉，可利用碱法造纸废水进行湿法脱硫。

总之，电厂锅炉作为燃烧原料的设备，其在生产运行期间会引起粉尘及硫氧化物的污染，破坏了周围的生态环境。考虑到可持续发展观对环境保护的需要，用户在使用供暖锅炉期间必须要控制好锅炉的燃烧产物，采用先进的除尘脱硫技术降低锅炉污染。只有引进高科技辅助设备操作运行，才能在保证生产质量的前提下创造理想的经济效益。对于除尘脱硫综合技术还有相当长的一段路要走。因此，电厂技术人员应不断探索，不断创新，在实践中不断总结经验和教训，从而完善除尘脱硫综合治理技术，防止火电厂烟气中的粉尘和污染性气体排入大气，改善人们的生活环境，以造福于了孙后代。

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前言

防治烟气中二氧化硫对大气污染的途径分为炉前脱硫、炉中脱硫、炉后脱硫三种。

所谓湿法烟气脱硫，其特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，靠喷淋或其他形式使烟气跟吸收液充分接触，通过吸收液中的碱来捕获烟气中的SO2，从而达到烟气脱硫的目的。由于是气液反应，其反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，适合各种工况的烟气脱硫。

1、二氧化硫控制技术的比较

当前实际使用中常用的湿法烟气脱硫技术，按脱硫剂的不同，主要有石灰石/石灰―石膏法、双碱法、氧化镁法等。

1）、石灰石-石膏法

石灰石（石灰）―石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热升温后，由增压风机经烟囱排放，脱硫渣石膏可以综合利用。从最近几年的运行情况来看，该工艺的脱硫效率在90%-95%，环境特性很好。不过，设备存在一定的结垢现象，防腐方面的研究也有待加强。

2）、MgO湿法烟气脱硫技术

该法用氧化镁浆液[Mg（OH） 2]吸收烟气中SO2，得到含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物，经脱水、干燥和煅烧还原后，再生出氧化镁循环吸收使用，同时副产高浓度SO2气体。工艺系统主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、脱硫剂浆液制备系统、副产物处理系统、事故浆液系统、工艺水系统等。

氧化镁法可处理大气量的烟气，技术成熟可靠，脱硫率≥95%，无结垢问题，可长期连续运转，煅烧气含SO210～13%，可用于制酸或硫磺。缺点是副产品回收困难，并且脱硫剂氧化镁的成本较高。

3）、双碱法

双碱法是先用可溶性的碱性清液作为吸收剂吸收SO2，然后再用石灰乳或石灰对吸收液进行再生，由于在吸收和吸收液处理中，使用了不同类型的碱，故称为双碱法。钠钙双碱法是以碳酸钠或氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的S02，然后再用石灰或熟石灰作为第二碱，处理吸收液，再生后的吸收液送回吸收塔循环使用。

由于采用钠碱液作为吸收液，不存在结垢和浆料堵塞问题，且钠盐吸收速率比钙盐速率快，所需要的液气比低很多，可以节省动力消耗。双碱法脱硫同样是目前国内的主要脱硫工艺之一，其脱硫效率≥90%。

玻璃窑炉烟气治理难点分析

通过对国内目前脱硫技术的了解，我们可以发现石灰石-石膏法、MgO法、双碱法是目前国内脱硫技术主流中的高效脱硫技术，在大部分污染行业的烟气治理上是满足国内环境保护排放标准的。但往往应用在玻璃窑炉烟气治理时，效果不理想，普通的石灰石-石膏法、MgO法、双碱法技术使用后烟气中的二氧化硫排放浓度一般在300mg/Nm3-400mg/Nm3之间，高于国家的大气污染物综合排放标准（200mg/Nm3）。

要想提高现有的脱硫技术，首先我们要先了解玻璃窑炉烟气的特性及烟气成分。玻璃窑炉烟气的主要特点：烟气温度高、烟气流量适中、烟气中SO2的含量较高、粉尘的含量较低，排放二氧化硫浓度为6000mg/m3左右，排放烟尘浓度为350mg/m3左右，排放烟气黑度为1-2级；

通过上述对玻璃窑炉烟气特点的叙述，我们发现两个问题：

1）在进行烟气治理的工程设计时，我们往往因为玻璃窑炉粉尘的含量较低的特点放弃除尘，而放弃除尘设备，而脱硫塔喷淋时确实能够减低一部分粉尘，但是烟尘中所含的硅、铝的氧化物经过循环系统沉淀后总量逐渐增加，而当其进入吸收塔后与烟气中的F离子形成氟化铝络合物，从而影响SO2的溶解吸收，影响脱硫效率。

2）玻璃窑炉烟气中的二氧化硫浓度为6000mg/m3左右，而现行湿法脱硫技术一般稳定运行时，脱硫效率为95%，按理论计算6000mg/m3×（1-95%）=300mg/m3；

2、玻璃窑炉烟气治理的解决方法

a 增设除尘装置。璃窑炉烟气含酸碱度高，黏性强，无法使用袋式除尘器，因此水膜脱硫除尘器就成为了首选。水膜脱硫除尘器的成本低，除尘效率高，能够成功降低烟气中的烟尘含量，避免粉尘中的硅、铝的氧化物进入脱硫塔。

b 同时在水膜脱硫除尘器的浆液中加入适量的碱液，能够起到一级脱硫的作用，处理烟气中的部分二氧化硫，稀释空气中的二氧化硫含量，一级脱硫效率一般能够达到40%左右。

c 烟气经过过滤后进入湿式脱硫塔，此时进入湿式脱硫塔的二氧化硫浓度大约在6000mg/m3×（1-40%）=3600mg/m3，二级脱硫我们选择双碱法脱硫，双碱法脱硫效率高，系统稳定性高，投资费用低，运行费用低，并且无二次污染。同时因为二氧化硫的浓度降低，在保证脱硫系统的正常脱硫效率下，按理论计算3600mg/m3×（1-95%）=180mg/m3；这样既能保证二级脱硫后达标排放，又降低了设备的运行成本。

4、经济分析

虽然增设的除尘装置，烟气脱硫系统的成本有所增加。但水膜脱硫除尘器的成本较低，同时经过了一级脱硫处理后，脱硫塔的负荷减轻，可以对二级脱硫系统进行从容的布置，达到降低成本的要求。

5、结论

本文对玻璃窑炉的烟气治理进行了研究和分析，同时了解了目前国内的脱硫技术，并综合现有的脱硫除尘技术对玻璃窑炉的烟气治理提出了一套切实可行的治理方案。

由于时间有限和条件上的限制，本论文还有很多不足之处，有待进一步完善。希望本论文提出的治理方案能够在玻璃窑炉烟气处理的工程设计和实际操作上，实现它的可参考价值和现实的指导意义。

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1.绪论

1.1天然气净化的目的与意义

随着人们保护环境的意识日益增强，世界各国制定出越来越严厉的环保法规，以进一步控制有害污染物的排放，这就促使了天然气处理的工艺不断地向前发展；另一方面，天然气作为一种燃料和原料的资源地位越来越突出，国内外都十分重视天然气的加工和利用，相关领域也在方法上，技术上以及应用上取得了重大进步。本论文将介绍天然气处理，加工和利用的技术水平以及发展的趋势，以便系统地了解国内外技术发展的有关情况，使决策工作和研究开发能够从中获取有益的信息。

1.2 天然气净化研究概况

为了降低天然气中含硫化物和水分在储存和使用过程中的安全隐患，防止环境污染和对人体的伤害，输送到城镇燃气管道和储存设备中的天然气有必要进行净化处理。富含硫化物的天然气，必须经过脱硫处理，以达到输送要求，副产品的硫磺作为硫资源，用以生产硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脱硫后，天然气经过深冷分离，可得到液化天然气。

2.天然气净化工艺与分析

2.1天然气净化的工艺的介绍

天然气中通常有硫化氢、二氧化碳和有机硫化物等酸性组分存在，这些气相杂质在水存在的情况下会腐蚀金属，并污染环境。因此天然气的净化处理主要有脱硫和脱水两项内容：

天然气脱硫技术主要有干湿和湿式两种方法，干式脱硫效率高，适用于低含硫处理。湿法脱硫按分为化学吸收法和氧化还原法两种。

2.2天然气净化工艺的分析与应用

2.2.1脱硫工艺

在脱硫净化的化学溶剂法中各种胺法应用广泛，常用的醇胺类溶剂有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。

醇胺吸收酸气的基本流程：原料气从下而上与溶液逆流通过吸收塔。从吸收塔流出的富液与从解析塔地流出的贫液热换而被加热，然后进入解析塔顶部。在处理高压酸性天然气的装置中，通常降幅也通入闪蒸器，闪蒸至中等压力，以除去解析前在溶液中溶解和夹带进入的烃类。在热交换器中部冷却了的贫液用水冷或风冷进一步冷却，然后泵人吸收塔顶部，完成溶液循环。

天然气脱水有几种方法：液体脱水剂（甘醇）法、固体脱水剂（分子筛、铝土、硅胶）法及氯化钙法。分子筛法用于深度脱水。氯化钙法主要用于严寒地区和边远井，但目前已很少应用。二甘醇法在天然气工业中应用不多。三甘醇（TEG）法是最主要的天然气脱水方法，它具有的优点是：（1） 沸点较高（287.4℃），使在常压下再生贫液浓度也可达98.5～98.7%以上，因而露点将比二甘醇多8～22℃左右。（2） 蒸气压较低，27℃时，仅为二甘醇的20%，因而损耗小。（3） 热力学性质稳定，理论热分解温度约比二甘醇高40℃。（4） 脱水操作费用比二甘醇法低。

2.2.2 脱水工艺

提高三甘醇贫液浓度的方法有两种：减压再生与气体汽提。

（1）固体吸附法脱水

吸附操作原理：吸附是用多孔性的固体吸附剂处理气体混合物，使其中所含的一种或数种组分吸附于固体表面上以达到分离的操作。

吸附法脱水工艺流程：至少需要两个吸附塔。工业上经常采用双塔或三塔流程，在双塔流程中，一个塔进行脱水操作，另一个塔进行吸附剂的再生和冷却，两者轮换操作。在三塔流程中，一般是一塔脱水，一塔再生，另一塔冷却。

天然气脱水多为固定床物理吸附。吸附剂再生循环使用。升温脱吸是工业上常用的再生方法。一般吸附剂的再生温度为175～260℃。

（2）吸附剂

活性氧化铝：活性氧化铝的主要组分是部分水化的、多孔和无定型的氧化铝，并含有其他金属化合物。

硅胶：工业上使用的硅胶多为颗粒状，分子式为SiO2.nH-2O。它具有较大的孔隙率。

分子筛：分子筛是一种人工合成的无机吸附剂，是具有骨架结构的碱金属或碱土金属的硅。分子筛能脱除天然气中的水，硫化物和其它杂质，也可用于酸性天然气的干燥。

特殊的抗酸性分子筛的使用寿命长，能保持其脱水能力。分子筛用于气体干燥不需要甘醇脱水那样的预冷却。随着天然气价格的上涨，以前不景气的许多酸性气田目前已考虑选择用抗酸性分子筛干燥天然气。工业上使用的分子筛的可用压力范围为负压至高于10MPa，温度范围零下～200℃。由于分子筛能将气体干燥至0.lppm，通常用于天然气液化或深冷之前。因此，在天然气提氦、液化、膨胀致冷、回收乙烷等工艺中被广泛采用。

（3）膜分离工艺

美国气体研究院提出的膜分离工艺，是根据含有水蒸汽、溶解气的流动气体通过聚合物薄膜发生的扩散或渗透，由于不同气体有不同的溶解度和扩散系数，气体通过膜具有不同的移动速度，从而达到分离的目的。工业上早期使用的气体分离膜，成本高、分离能力低，大规模使用受到限制，随着膜分离系统分离能力的改进和费用的降低，在经济上可以与传统的甘醇脱水装置相竞争。

3.总结

天然气脱硫工艺，由于所处理的介质是含有硫化氢、二氧化碳、水等多种腐蚀物质，其在生产中所形成的腐蚀问题已经越来越引起人们的关注。特别随着气田开采进入中后期，生产系统的腐蚀问题越来越严重，穿孔次数越来越多，如果净化工艺不善，技术指标不达标的天然气进入下游市场，给安全生产带来了许多隐患和造成巨大的经济损失。

随着环境保护法规的日益严格，天然气脱水工艺也必将朝着更清洁化方向发展；天然气脱水工艺更注重其效率及经济性；TEG脱水工艺日臻完善，本文中分析的脱水、脱硫的净化工艺也必将在实际应用中得到改善，为天然气开采、储存、输送和使用提供安全保障。

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中图分类号：TQ113.7+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）24-0307-01

近年来，我国经济的快速发展和人们物质生活水平的不断提高，对生态环境产生了严重的破坏，如土地荒漠化、水体污染、大气污染、酸雨等环境污染问题接连涌现，已严重制约了我国经济发展，影响了人民生活，环境治理，环境保护已刻不容缓。目前，影响我国环境空气质量的主要污染物有：烟尘、总悬浮颗粒物、氮氧化物、二氧化硫等。如何削减SO2排放量，控制大气污染，提高环境质量，是目前及未来我国环境保护的重要课题和研究方向。本文针对工业烟气氨法脱硫工艺运行中存在的问题，提出优化措施进行并就其可行性进行探讨，从而为环保达标排放提供有力理论支持。

1 烟气氨法脱硫工艺概述

1.1 氨法脱硫原理

SO2+H2O+xNH3=（NH4） xH2-xSO3 （1）

（NH4） xH2-xSO3+1/2O2+（2-x）NH3=（NH4）2SO4 （2）

1.2 脱硫工艺流程

烯烃一分公司烟气氨法脱硫装置共设置六套烟气脱硫系统（五运一备），采用6炉6塔配置模式。锅炉来原烟气进入脱硫吸收塔，经洗涤降温、吸收 SO2、除雾后的净烟气通过烟囱直接排放。吸收和浓缩循环系统主要设备有：脱硫塔、一级循环泵、二级循环泵、三级循环泵、循环槽等。在此过程中含氨吸收剂的循环液将烟气中的SO2吸收，反应生成亚硫酸铵;含亚硫酸铵的液体再与氧化空气进行氧化反应，将亚硫酸铵氧化成硫酸铵，形成硫酸铵稀溶液;在脱硫塔的浓缩段，利用高温烟气的热量将硫铵溶液进一步浓缩、结晶后，得到固含量为10%-15%左右的硫铵浆液送至硫酸铵处理系统，经旋流、离心分离、干燥包装后得到成品硫酸铵[1]。烟气氨法脱硫工艺流程图详见下图1。

2 烟气氨法脱硫运行中存在问题及优化措施

2.1 氨逃逸

氨逃逸实际是氨气、亚硫酸铵、硫酸铵的阴阳离子发生的挥发性损失。

2.1.1氨逃逸高的原因

⑴液气比小。⑵温度高，氨的气相浓度高。⑶亚硫酸铵氧化率低。

2.1.2氨逃逸高的危害：⑴脱硫反应效率低，可能造成出口SO2超标排放。⑵液氨有效利用率低，造成物料浪费。⑶容易形成气溶胶，造成脱硫塔内除雾器堵塞，影响系统的正常运行。

2.1.3降低氨逃逸的优化措施：⑴根据烟气中SO2含量，合理控制液氨的投加量，避免加氨量过大而造成氨的挥发。⑵提供喷淋吸收段的雾化效果，高效喷淋洗涤烟气中的SO2，确保除雾器填料及喷头运行状态良好。⑶加强监控烟气温度、吸收液pH、浓度、液气比等工艺参数，提高液氨的利用率。

2.2 气溶胶

2.2.1原因分析：⑴在氨法烟气脱硫过程中，烟囱排出的烟气所夹带的氨水挥发逃逸出气态氨与烟气中未脱除的二氧化硫通过气相反应，生产亚硫酸氢铵、硫酸铵等组分形成气溶胶。⑵液氨吸收烟气中二氧化硫后脱硫液滴被烟气携带出，由于蒸发、烟气气体流速过快等作用，析出亚硫酸氢铵固体结晶形成气溶胶[2]。

2.2.2危害：所谓的气溶胶即“气拖尾”现象。⑴亚硫酸铵和亚硫酸氢铵气溶胶随净烟气排放，造成氨的损耗，成为氨法脱硫技术发展的瓶颈。⑵堵塞除雾器，对脱硫装置正常生产运行造成影响。

2.2.3优化措施：⑴采用低温度的工艺水等措施来降低烟气携带的亚硫酸铵反应产物，以净化烟气排出的环境质量，降低烟气携带水分。⑵严格控制脱硫系统的热、水平衡，使烟气排出温度控制在45℃-50℃。⑶严格控制烟气进入脱硫塔吸收段温度

2.3 脱硫塔超温现象

2.3.1原因分析：二级循环泵入口过滤器频繁堵塞、二级喷淋量小易造成吸收塔超温。在超温时蒸发量小、补水量增大，造成吸收塔液位高而无法正常冲洗、稀硫铵副线无法正常开启。

2.3.2危害：⑴长期超温，会严重损坏塔内件。⑵降低脱硫效率，对整个脱硫系统运行造成恶性循环。

2.3.3优化措施：建议在泵入口过滤器前增加一个导淋，增加一股冲洗水。或者对过滤器孔径根据工艺运行实际情况进行选型。

2.4 脱硫塔内壁上部出现硫酸铵结晶挂壁现象

在调试阶段，脱硫系统原始开车初次上液后，虽然脱硫液的pH控制在5～6，但脱硫液中无硫酸铵结晶沉淀。打开人孔检查发现：在脱硫塔塔体上部有近30mm厚的硫酸铵结晶挂壁，有的已经脱离塔壁落人塔底。

2.4.1原因分析

除雾器冲洗次数及冲洗水量过多，且液氨未能连续补给，使得脱硫液中的液氨浓度降低，造成脱硫效率低，导致烟气带出的气相氨与高含量的SO2，反应生成硫酸铵，附着在塔壁上。此外还存在其他原因，如：⑴氧化风分布异常，导致氧化率下降，硫酸铵结晶差。⑵加氨量过大，造成脱硫塔pH偏高，硫酸氨结晶变细，离心机无法分离出料。⑶灰分、油分等杂质对硫酸铵的晶型和结晶过程存在复杂影响。

2.4.2危害

脱硫塔内壁产生硫酸铵结晶会导致后处理系统出料不畅，造成脱硫塔超温将影响整个脱硫系统的正常运行。

2.4.3优化措施

用便携式气体检测仪每天检测脱硫塔出口净烟气中SO2含量;其次，及时加氨并合理控制除雾器冲洗次数及水量，保证脱硫效率。按优化措施处理后，烟气脱硫系统运行5天后便出现了硫酸铵结晶沉淀。

2.5 脱硫液浓度高、硫酸铵晶体小

2.5.1原因分析及危害

在运行中，取脱硫液分析，其结果显示硫酸铵结晶质量浓度达20%，但将脱硫液送入离心机又分离不出硫酸铵，且还会造成离心机振动严重。由于脱硫液中固含量过大，阻碍硫酸铵晶体长大[3]，使得硫铵处理系统无法出料，造成脱硫塔超温、脱硫效率降低等后果。

2.5.2优化措施

操作人员每班需测脱硫塔浓缩段硫酸铵浆液的固含量，当脱硫塔内的硫铵结晶浆液浓度约为5～15%（含固量）时，及时安排出料。

2.6 电除尘运行效率低

因静电除尘器的除尘效果不好，导致进入脱硫塔的烟尘含量严重超标，硫酸铵饱和液的晶体不能较好地聚集成核，氧化段、浓缩段、循环槽底部沉积大量的淤泥，致使硫酸铵系统无法正常出料。经借鉴经验和长期摸索，将循环槽、氧化段的浓液需经过滤泵再进入压滤机过滤，清液返回脱硫塔[4]，同时加强电除尘运行的管理，以保证副产品合格。

3 结论

烟气氨法脱硫工艺属于回收法，将烟气中的SO2作为资源，回收生产使用价值较高的硫酸铵，减少污染，变废为宝，达到了以废治废的目的，且无二次污染，通过在运行过程中逐步优化工艺、改进设备，并且采取设备的防腐、防磨措施，可进一步提高脱硫效率，提升经济和环境双重效益，实现清洁生产。

参考文献

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篇（6）

1 前言

我国“十一五”规划纲要明确提出：要建设资源节约型、环境友好型社会，把单位GDP能耗降低20%，主要污染物排放总量减少10%，这是具有法律效力的约束性指标。当前，SO2的减排呼声最高，压力最大。钢铁企业是SO2排放的第二大户，存在巨大的减排空间，在电厂脱硫已取得较大成效的情况下，减排的压力正日益突出。烟尘主要来自烧结机的烧结过程及冷却机的冷却过程，SO2 主要来自烧结机头烟气。而烧结机头烟气中SO2 仍然采用烟囱高空排放，如果不对这些污染源加以控制，势必造成污染物的肆意排放，仍然会严重污染厂区环境，影响正常的生产，危害职工身体健康。

本文以济钢铸管集团公司为例，介绍了一种新型的SD-FGD系列喷射旋流曝气脱硫塔技术。

2 工程概述

2.1 工程简述

济钢铸管公司现有两台52m2烧结机，烧结机工艺设计分为两条主抽风烟道，配备有多管除尘器，排放烟气含尘浓度

2.2 烧结机烟气的特点

（1）烟气温度较高，随工艺操作状况的变化，烟气温度一般在120～180℃之间。

（2）烟气挟带粉尘多。粉尘主要由金属、金属氧化物或不完全燃烧物质等组成，一般浓度达10g/Nm3。

（3）含湿量大。为了提高烧结混合料的透气性，混合料在烧结前必须加适量的水制成小球，所以含尘烟气的含湿量较大，按体积比计算，水分含量在10%左右。

（4）含有腐蚀性气体。高炉煤气点火及混合料的烧结成型过程，均产生一定量的HCl、SOx、NOx等。

（5）CO含量较高。

（6）含SO2平均浓度较低，根据原料和燃料差异而变化，一般在1000～3000mg/Nm3。

（7）重金属污染物。

（8）含二噁英类。目前钢铁行业的二噁英排放居世界第2位，仅次于垃圾焚烧行业。

3 烧结机脱硫技术

3.1 脱硫工艺的选择

目前国内外的脱硫方法主要有干法脱硫、半干法脱硫及湿法脱硫。除尘技术主要有电除尘、机械除尘、过滤式除尘等，根据除尘过程中是否用水或其他液体，还可将除尘器分为干式和湿式两大类。2006年石钢3#、4#烧结机新上的脱硫系统采用的是密相干塔工艺，即干法脱硫，除尘系统采用的是电除尘器；2007年福建三钢的180m2烧结机脱硫采用的是循环流化床干法脱硫，除尘系统采用布袋除尘器；2008年5月梅钢180m2烧结机采用的是喷旋冲湿式石灰石-石膏法脱硫工艺，属于湿法脱硫；2008年12月邯钢400m2烧结机采用的是气固再循环半干法脱硫，除尘系统为布袋除尘器。

由于烧结烟气具有前述的特点，必须采用适合烧结烟气特点的烟气净化装置；而且应具有脱硫效率高、投资运行费用低、可靠性高、占地面积小、无废水产生、副产物易处理等特点。山东球墨铸铁管有限公司所提供场地面积较小，因次对工艺的选择必须考虑到系统占地面积等因素，在本项目中我公司选择了双碱法作为脱硫主要工艺。

3.2 除尘方案的选择

由于冶金行业的烟气具有粉尘细，易黏附结垢的特点，而湿式除尘器利用水与含尘气体作用，在净化粉尘的同时，具有净化有毒气体的作用，且设备体积较小、投资较省，考虑到现场的情况我们选择湿式除尘方案。湿式除尘方法中文丘里管除尘器具有除尘效率高，能消除1：m以下的细尘粒，结构比较简单，而且还能用于除雾、降温等方面，符合烧结机烟气的特点，因此在本项目中我们选择了文丘里管湿式除尘法。

除尘射流器应用原理是依据文丘里原理开发出的一种产品，文丘里除尘的工作原理是靠高速运动的气流及流经的管道截面发生变化，使气溶胶与洗涤液或吸收液在高速气流中发生相对运动，从而达到气溶胶与空气分离的目的，文丘里洗涤器净化原理图如图1所

图一 文丘里洗涤器净化原理图

3.3 工艺流程

我公司与日本住友金属工業（株）和歌山製鉄所環境部合作，结合我国冶金行业的特点，对日本及欧洲冶金行业的脱硫成熟技术进行引进与消化吸收。共同开发出了SD-FGD系列喷射旋流曝气脱硫塔。该设备集脱硫、除尘于一体，脱硫、除尘效率均较高，投资低、占地少，在国内处于先进水平该技术在日本冶金行业得到广泛应用。该技术吸取了我公司在济南庚辰钢铁有限公司24平米烧结机应用石灰石法脱硫工艺中的不足，解决了塔内及管道结垢缺陷，解决了出风含水量大的问题。我公司针对山东球墨铸铁管有限公司实际情况，对52平米烧结机进行专项设计，除尘、脱硫工艺中所配备的SD-PS80-Ⅱ喷射旋流曝气脱硫塔，具有气液传质好、脱硫除尘效率高、液气比小、装置内无活动部件、工程造价低、节省运行费用等优点。

本系统主要包括除尘系统、脱硫系统、脱硫液循环系统、除尘液循环系统。

4、 设计参数

4.1 文丘里洗涤器的最佳操作条件

（1）.喉管面积A0=2.83m2

（2）.喉管直径D0=1.7m

（3）.喉管长度L0=1.6m

（4）.收缩管的进气截面积A1=7.6m2

（5）.收缩管的进气端直径D1=3.2m

（6）.收缩管的长度L1=2.3m

（7）.渐扩管出口直径D2=3.2m

4.2 脱硫方法

由双碱法的原理可以看出氧化反应主要是将SO32-和CaSO3氧化，而H++SO32-（HSO3-，故系统pH的高低也决定着氧化反应发生的程度。

对于脱硫效果来讲，塔进口pH越高，吸收液脱硫能力也就越强。但pH过高后，可能会增加系统中Ca2+的浓度，从而增加系统中CaSO4的过饱和度，引起系统的结垢和堵塞。为了防止系统的结垢和堵塞，下面对系统运行各个阶段的pH进行研究。

图1 清液池pH与再生池pH变化规律

图2 混浆池pH=11时再生池各阶段pH

由图1可知，随着清液池pH升高，无论是低pH运行还是高pH运行，再生液的pH都会升高。当低pH运行时，由于塔出口pH较低，且塔出口中大部分为HSO3-，HSO3-+OH-（SO32-，快速消耗OH-，故在开始阶段上升幅度较大，在pH=11.0左右时，再生液pH上升趋势才趋于平缓，此时再生液的pH也接近于7。高pH运行时，塔出口pH较高，随着清液池pH值升高，再生液pH继续升高，但上升的幅度整体趋于平缓。如果不断提高混浆池的pH值，即增加投入Ca（OH）2的量，可以增强脱硫液的脱硫效率，但一方面增加了系统的运行花费，另一方面投入Ca（OH）2的量增加，Ca2+也随着增加，将有可能引起系统结垢和堵塞。

4.3 脱硫液循环系统

脱硫液与烟气接触反应后，经塔体底部水封口由排水沟流入循环水池，循环水池由再生反应池、氧化池、沉淀池和清水池四部分组成。从脱硫装置底部出来的脱硫液首先进入再生反应池，与石灰浆液发生再生反应，然后进入氧化池，通过搅拌并鼓入空气将水池中的CaSO3氧化为CaSO4，经沉淀后的池底浓浆由浓浆泵将CaSO4抽出，送到板框压滤机，制成脱硫渣滤饼综合利用或抛弃，滤液流到循环水池。在清水池旁设有pH值检测仪，并补充NaOH溶液，调节pH值后，由循环水泵抽送到脱硫装置进行脱硫。

4.4 除尘液循环系统

除尘液与烧结烟气接触后，经管道流到后面的惯性分离器，固液分离后，除尘液经底部水封口流入循环池，循环池由泥浆池和清液池组成。从分离器底部出来的除尘液首先进入泥浆池沉淀，停留一段时间后，上清液进入清液池，由循环水泵抽送到除尘装置进行除尘；池底泥浆则由浓浆泵抽送到板框压滤机，压缩脱水后，定期由运渣车外运。

以上四个单元是本系统的主要单元，除此之外，本系统还包括脱硫剂制备系统及电气和自控系统等。

4.5 SD-FGD曝气脱硫塔原理

应用文丘里除尘、惯性分离等原理设计的高效喷射旋流曝气除尘脱硫塔，高效旋流曝气脱硫塔为圆柱形塔体，塔外有高效射流器，塔内安装有若干层高负荷旋流装置和高效除雾装置。脱硫工作时，烟气由塔底切向进入，形成旋转气流上升，烟气通过塔板旋流叶片的导向作用使烟气呈旋转上升。经二次扩散，使得气体里所含的二氧化硫散发，并与上部两层喷淋的脱硫浆液充分接触，从而增大气液间的接触面积；液滴被气流带动旋转，产生的离心力强化气液间的接触，最后液滴被甩到塔壁上沿壁流下，经过溢流装置到下层塔板上，再次被气流雾化而进行气液接触。如上所述，液体在与气体充分接触后得到有效分离，避免雾沫夹带，其气液负荷比常用塔板大一倍以上。又因塔板上液层薄，开孔率大而使压降较低，比达到同样效果的一般旋流板塔的压降约低50%，因此，综合性能优于常用的旋流板塔。

由于装置内部提供了良好的气液接触条件，气体中的SO2被碱性液体吸收的效果好；采用较低的液气比是1：0.8～1.2。高效喷射旋流脱硫除尘装置上部装有高效除雾装置，安装两层折板除雾器，从而使气流带出塔的雾滴很少。减少出口烟气带水的危害。

烟气进入射流器，由于有降尘水及烟尘里有烧结机烟尘带出来的氧化钙，可以作为一级脱硫处理，效率在30%左右。在旋流脱硫塔内进行二级脱硫处理，效率在65%以上，总的脱硫效率在95%以上。

5 存在不足

由于此工程为老厂改造，因此可用场地面积较小，该系统整体的设备与管路布局不够理想，造成系统阻力稍大。另外由于工程指标要求该技术没有涉及到脱硝的内容，以后的应用中将逐步完善技术，使其应用范围更加广泛。

6 结论

1. 在钢铁行业烧结机脱硫塔主体材料采用玻璃钢塔为国内首创。脱硫塔采用玻璃钢整体制造，密封性能好，无跑冒滴漏现象，耐腐蚀性比其它材料强，使用寿命长达25年不用维护。

2.该工艺采用的两段法工艺，在预处理部分采用的除尘液为高炉冲渣水，该水呈碱性，除对烟气的润湿作用外也提高了对硫化物的吸收率，并且提高了水资源的利用率，减少了水资源的消耗。脱硫部分采用的双碱法湿式脱硫。

3.脱硫塔为我公司自创的喷射旋流曝气脱硫塔（SD-FGD），塔底部设有导气旋流装置，使烟气在塔内流动均匀，并且通过控制脱硫塔进口的pH值解决了塔内的结垢问题。

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中图分类号:X5文献标识码:A文章编号:1671-7597(2009)1120120-02

前段时间,我参与了某水处理公司对某火电厂烟气脱硫工程的投标工作。查阅了一些相关书籍和设计标准,并收集了一些资料,对火电厂的烟气脱硫工艺有了更新认识和更多思考。

2005年,我国二氧化硫排放总量高达2549万吨,超过美国,居世界第一,比2000年增加了27%。二氧化硫排放是造成我国大气环境污染及酸雨不断加剧的主要原因。火电行业是我国二氧化硫排放的主要来源。我国将通过严格控制二氧化硫排放量、强化现有和新建电厂脱硫设施建设等手段来减少二氧化硫的排放量。到2010年,我国将把二氧化硫年排放总量控制在2300万吨以内。

我国电厂烟气脱硫技术起步于1961年,科研院所和高等院校相继投入研究开发力量,进行干法、湿法和半干法等等的烟气脱硫的探索研究,但目前我国自行开发的烟气脱硫工程,工业化、产业化技术不多。目前,世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样,达数百种之多。在这些脱硫工艺中,有的技术较为成熟,已经达到商业化应用的水平,有的尚处于研究阶段。

一、脱硫技术

脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫三大类。前两种技术存在较多缺陷,在我国应用很少,但在国外都有一定应用。

1.燃烧前脱硫。燃烧前脱硫就是在煤燃烧前脱除掉煤中的硫分,并能同时除去灰分,减轻运输量,减轻锅炉的玷污和磨损,减少电厂灰渣处理量,还可回收部分硫资源,但该技术目前还存在着许多问题,所以应用较少。

2.炉内脱硫。炉内脱硫是在燃烧过程中,向炉内加入固硫剂如CaCO3等,使煤中硫分转化成硫酸盐,随炉渣排除。炉内喷钙脱硫技术工艺简单,投资费用低,占地面积小、没有废水排放,特别适用于老厂的改造,但其脱硫率不高。

3.烟气脱硫。烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。其基本原理是:碱性脱硫剂+SO2=亚硫酸盐(吸收过程),亚硫酸盐+SO2=硫酸盐(氧化过程)。碱性脱硫吸收剂吸收SO2,先反应形成亚硫酸盐,再加上氧,氧化成为稳定的硫酸盐,然后将硫酸盐加工为所需产品。

二、烟气脱硫方案比较

目前国外应用较为广泛的烟气脱硫工艺主要有7种,石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫、电子束和氨水洗涤等5种工艺均可以达到90%以上的高脱硫效率。国内电厂烟气脱硫主要有湿法、干法等工艺。

(一)干法烟气脱硫工艺

干法烟气脱硫技术的优点:该技术为气同反应,相对于湿法脱硫系统来说,设备简单,占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。但其缺点是反应速度慢,脱硫率较低,先进的可达60-80%,吸收剂利用率低,磨损、结垢现象比较严重。而且在设备维护方面难度较大,设备运行的稳定性、可靠性不高,且寿命较短。因此,限制了此种方法的广泛应用。

(二)湿法烟气脱硫工艺

湿法烟气脱硫技术的优点:湿法烟气脱硫技术为气液反应,反应速度快,脱硫效率高,一般均高于90%,而且技术成熟,适用面广,生产运行安全可靠。因此,在众多的脱硫技术中,始终占据主导地位。但其缺点是生成物是液体或淤渣,较难处理,设备腐蚀性严重,洗涤后烟气需再热,能耗高,占地面积大,投资和运行费用高。而且系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高,一般适用于大型电厂。

常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。其中,石灰石-石膏湿法脱硫工艺是当今世界的主导脱硫工艺,约占全部烟气脱硫装置的90%以上。

(三)石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺过程中主要的化学反应为:

吸收反应:SO2+H2OH2SO3HSO3-+H+

溶解反应:CaCO3+H+Ca2-+CO2+H2O

氧化反应:HSO3-+1/2O2SO42-+H+

石膏析出:Ca2-+SO42-+2H2OCaSO4・2H2O

2.石灰石-石膏湿法脱硫工艺的主要特点:

(1)技术成熟,运行可靠性好。国外火电厂石灰石-石膏湿法脱硫装置投运率一般可达95%以上。

(2)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种。

(3)脱硫效率高,可达95%以上,脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低,而且烟气含尘量也大大减少。

(4)脱硫副产物便于综合利用。其脱硫副产物为二水石膏,主要用途是生产建材产品和水泥缓凝剂。

(5)吸收剂资源丰富,价格便宜。作为该脱硫工艺吸收剂的石灰石,在我国分布很广,资源丰富,且石灰石价格便宜。

(6)技术进步快。近年来国内外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进,如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔等。

(7)占地面积相对较大,一次性建设投资也相对较大。

三、石灰石-石膏湿法脱硫工艺的流程

石灰石-石膏湿法脱硫工艺系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。

1.浆液制备系统。不同的制浆方式所对应的设备也各不相同。主要设备包括:磨机(湿磨时用)、粉仓(干粉制浆时用)、浆液箱、搅拌器、浆液输送泵。石灰石粉经给料、加水后,在石灰石浆液箱内制成浓度为25%左右浆液,供脱硫系统使用。

2.吸收氧化系统。吸收系统的主要设备是吸收塔,它是石灰石-石膏湿法脱硫设备的核心装置,系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。湿法脱硫吸收塔有许多种结构,如设一座集吸收、氧化于一体的吸收塔,其上部为吸收区,下部为氧化槽。塔内设2台浆液循环泵,另设2层雾化喷淋层,分别对应2台循环泵。

3.烟气系统。烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气-气加热器等关键设备。烟气从烧结机经引风机引出,降温后进入吸收塔。脱硫后的烟气加热后通过烟道进入烟囱排向大气。

4.石膏脱水系统。石膏脱水系统包括水力旋流器和真空皮带脱水机等关键设备。从吸收塔中排出的含固量为15%的浆液,经水力旋流器浓缩至含固量40～60%左右,再经真空皮带脱水机脱水,控制最终石膏副产品的含水率小于10%。

5.排放系统。排放系统主要由事故浆池、区域浆池及排放管路组成。

石灰石-石膏湿法脱硫的基本工艺流程是:石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液,浆液通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中并循环流动。锅炉烟气除尘后通过增压风机并降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤,即可脱除SO2、SO3、HCL和HF,同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏(CaSO4・2H2O),并消耗作为吸收剂的石灰石。

在吸收塔内,烟气中的SO2与浆液中CaSO3以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除,最终反应产物为石膏。石膏浆液通过石膏浆液泵排出,进入石膏脱水系统。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾,将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。在吸收塔出口,干净的烟气一般被冷却到50℃左右,且为水蒸气所饱和。通过气-气加热器将烟气加热到80℃以上,通过烟道进入烟囱排向大气。

四、烟气脱硫存在的问题

(一)从宏观上看

1.国家对烟气脱硫的市场监管不够。目前,我国缺乏对烟气脱硫设施进行科学评价的指标和要求,对供、需双方的市场监管还未及时有效跟进。供方市场存在着脱硫技术的重复引进,技术人员不足,招标中无序,质量管理环节薄弱等问题;需方市场存在着工艺选择的盲目性,单纯地以低价位选取中标单位,重前期招标,轻建造管理。

2.烟气脱硫技术自主创新能力较低。烟气脱硫建设规模急剧增长,但产业化发展相对滞后;虽然大部分设备可以国内制造,但关键设备仍需要进口。大多数脱硫公司仍需采用国外技术,而且消化吸收、再创新能力较弱。

3.脱硫设施难以高效稳定运行。要求与机组“三同时”的脱硫设施,在实际中却不能与新建机组同步建设、同步投运;投运后达不到设计指标、不能连续稳定运行等情况时有发生。目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足,减排二氧化硫的作用没有完全发挥。

(二)从微观上看

对于大量采用的湿法烟气脱硫通常存在废液难以处理、结垢和堵塞、腐蚀和磨损等问题。这些问题如果解决不好,便会造成二次污染、运转效率低下或不能运转等新问题。

1.废液的处理。合理处理湿法烟气脱硫产生的含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液,往往是湿法烟气脱硫技术成败的关键因素之一。硫酸盐及亚硫酸盐废液未经处理就排放,会造成二次污染。回收和利用废液中的硫酸盐类,废物资源化,可采用如转化成优良的建筑材料――石膏,转化成高浓度高纯度的液体SO2等处理技术。

2.结垢和堵塞。脱硫系统结垢和堵塞的原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成CaSO4・2H2O(石膏),并使石膏过饱和。可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器等结垢和堵塞。通常可通过强制氧化和抑制氧化得到控制。

3.腐蚀及磨损。煤炭燃烧时除生成SO2以外,还生成少量的SO3,烟气中SO3的浓度为10～40ppm,由于烟气中含有水(4%～12%),生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时,硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上,或溶解于洗涤液中,造成吸收塔及有关设备腐蚀。解决方法主要有:采用耐腐蚀材料制作吸收塔,设备内壁涂敷防腐材料等。含有烟尘的烟气高速穿过设备及管道,在吸收塔内同吸收液搅动接触,致使设备严重磨损。解决的方法主要有:烟气进入吸收塔前进行高效除尘,采用耐磨材料制作吸收塔及其有关设备,设备内衬或涂敷耐磨材料。

火电厂烟气脱硫虽然存在这样那样的问题,但其发展是必然趋势。加快火电厂烟气脱硫产业化发展的指导思想是:以科学发展观为指导,以环保法规和工程建设法规为准绳,以市场为导向,以企业为主体。通过创新机制、加强监管、落实和完善相关政策、建立和完善技术标准体系、加强行业自律、加强协调管理,推动我国火电厂烟气脱硫产业的健康、快速发展。

参考文献:

[1]国家发改委,关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见,2005.

篇（8）

一、引言

循环流化床烟气脱硫工艺是半干法脱硫工艺的一种,是使用粒状脱硫剂及其他各个因素在脱硫塔内相反应以降低烟气中的SO2含量。该工艺具有流程比较简单、较少的耗水量、平均投入资金少、固化排出物、无废水排放等优点。此工艺与湿法脱硫工艺相比,相对成本低比较低,对于很多热电厂是很好的选择,受到了众多热电厂的青睐。

在脱硫过程中如何控制净烟气中SO2含量、降低钙硫比是目前研究的重点和难点,也是半干法脱硫工艺目的所在。国家已经订立了强制性的二氧化硫排放标准,即由400mg/Nm3进一步严格控制为200mg/Nm3的限值,并且增加了监管力度。这对于目前的脱硫系统是一个重大的考验。由此,二氧化硫的排放量的预测在实际工作的重要性也不尽凸现出来。然而目前对于循环流化床烟气脱硫工艺的预测的研究比较少,这严重阻碍了脱硫工艺的发展。通过合理及准确的预测二氧化硫的排放量,可以很好的确定在脱硫中各个因素所占的比重,从而为下一步的优化提供有力的证据和科学依据。对于企业来讲,也可以据此调整产业结构,减低成本。

本文中采用的数据为国家某电厂脱硫数据,此电厂自2008年设计和改造了脱硫除尘系统,属于典型的经预除尘后烟气先脱硫后除尘的布置方式,其设计钙硫比为1.3,但是实际运行中,钙硫比高达2.3~2.5,极大的增加了脱硫装置的运行成本,经厂家多次调试和改造,没有明显改善。BP神经网络是一种多层前馈型神经网络,目前的研究发现,三层的神经网络可以模拟从输入到输出的任意非线性函数映射关系,其权值的调整采用反向传播的学习算法。其主要应用于四个方面:函数逼近,模式识别,分类,数据压缩。经过调整权值,实现对数据的在精确范围内的预测,辅助下一步的优化工作。

二、构造BP神经网络模型

构建神经网络一般需要进行三个步:神经网络生成,初始化权值和仿真。

BP神经网络的学习规则是要保证网络权值和阀值要沿着负梯度方向修正,以实现映射函数的最快下降方向。其基本形式为:

wk+1=wk-ηkdk

其中wk为权值或阀值矩阵,dk是映射函数的梯度,ηk是学习率。

假设三层BP神经网络,输入节点xi,隐层节点hj,输出节点yl,输入层节点与隐层节点之间的权值为wji,隐层节点与输出层节点之间的权值为vlj,θi为相应的阈值。输出节点的期望值为tl。

隐层节点的输出:hj=f(∑iwjixi-θj)=f(netj)

其中netj=∑iwjixi-θj

输出节点的输出:netl=∑jvljhj-θlyl=f(∑jvljyj-θl)=f(netl)

其中:E=12∑l(tl-yl)2=12∑l(tl-f(∑jvljf(∑iwjixi-θj)-θl))2

输出节点误差为:Evlj=∑nk=1Eykykvlj=Eylylvlj

1. 误差函数对输出节点求导:

Ewlj=∑nk=1Eykykvlj=Evlylvlj

2. 误差函数对隐层节点求导:

Ewji=∑i∑jEylylhjhjwji

3. 阀值的修正:

在修正权值的过程中,也应该考虑对阈值的修正,其修正原理同权值修正基本一致。

误差函数对输出节点阀值求导:

Eθl=Eylylθl

误差函数对隐层节点阀值求导

Eθj=∑Eylylhjhjθj

f(x)=11+e-x

4. 传递函数:

f(x)=21+e-x

S型传递函数

三、数据分析

在循环流化床烟气脱硫工艺中,影响脱硫效率的因子比较多,主要分为5部分:原烟气、净烟气、水路部分、增压风机部分和吸收剂部分。其中原烟气包括:硫化床阻力、塔前温度、塔前压力、塔后压力、氧含量、平均压差和二氧化硫含量;净烟气包括:二氧化硫含量、氧含量、粉尘浓度、出口压力、出口温度、烟气流量;水路部分包括:出口流量、回水流量、工艺水量;增压风机包括:增压风机电机电流信号、增压风机入口挡板开度;吸收剂部分包括:吸收剂送风压力、吸收剂给料机开度。其中塔前压力和塔后压力各有两个监测点,平均压差=塔后压力—塔前压力;工艺水量=出口流量—回水流量。

四、算法分析

在预测之前,首先需要对数据进行清理,除去数据中得一些噪音。数据清理在数据分析中是一个重要的步骤,对数据合理的清理可以加快算法收敛速率,提高预测准确度。本文中所采用的数据都为清理后的数据,保证了预测的准确度。

此外,由于数据中各个变量的变化差异比较大,在应用之前也需要对其归一化处理。设数据中任意变量矩阵为X,X=x1,x2,…xn,则任意xi,i=1,2…n为此变量中得数据。归一化处理:

X′=X/max(X)。

数据中得每一变量都经过此归一化方法进行归一化处理。

从数据中可以分析得到,该BP神经网络模型的有21个输入变量,即影响因素;1个输出变量,此输出为净烟气的二氧化硫的含量。在本文中,笔者采用三层BP神经网络,输入层包含21个神经元,隐含层包含了20个神经元,输出层包含1个神经元。

图1所示为利用BP神经网络训练的仿真;图2所示为预测值与实际值得比较图。

通过BP神经网络的仿真训练图,我们可以看到,经过305次迭代神经网络停止,预测精度约为0.0072。

图1BP神经网络仿真图2预测值与原值比较图

五、结语

通过仿真,利用BP神经网络不断的训练,实现了对循环流化床烟气脱硫工艺预测,并实现了预测值与实际值得比较。从实验中,可以看出,预测值存在的一定的误差。今后本课题的目标就是更加减小误差值,尽量满足预测的需要。

在符合实际情况下的高精度预测,对于预测主题是非常重要的。利用预测可是预知不利的情况,提前做好防范。并且可以为进一步优化提供了便利条件。利用预测值,可以客观的验证优化的效率及程度。(作者单位:河北大学管理学院)

参考文献:

[1]范丽婷,李鸿儒,王福利.半干法烟气脱硫工艺在绝热饱和温差的软测量[J].仪器仪表学报,2009,30(7).

[2]董长虹.Matlab神经网络与应用[M].国防工业出版社,北京,2005.

篇（9）

为了提高火电厂脱硫系统的稳定性、经济性、可靠性，降低火电厂排放SO2的浓度，提高区域环境质量，减少电厂对大气污染的影响。将火电厂排放的SO2浓度控制在国家规定指标范围内。

1 火电厂脱硫工艺系统介绍

由脱硫废水排放系统、压缩空气系统、设备冷却水和工艺水系统、石膏脱水系统、排放系统、SO2吸收系统、烟气系统、吸收剂浆液供应系统、石灰石浆液制备系统等构成了脱硫工艺系统（如图1）。论文主要对石灰石浆液制备系统进

图1 脱硫工艺流程图

行说明。采用购买成品石灰石粉的方式为脱硫提供吸收剂，在石灰石浆液箱内加水，将石灰石粉制成浆液。一台电加热器、两台硫化风机、四台石灰石浆液泵、一个石灰石浆液箱、两台电动旋转给料阀、一座混凝土石灰石仓共同组成了石灰石浆液制备系统。

两台石灰石浆液给料泵分别设于脱硫装置中，一台运转、另一台作备用。供浆泵出口母管上安装了调节阀、电磁流量计、质量流量计。在BMCR工况下，每台泵的容量不小于120%的石灰石浆液总耗量。为了避免堵塞调节阀上游侧浆管，可将安装与调节阀上游侧浆管上的冲洗水阀程序设置成每两小时冲洗一次，这是由于石灰石浆流调节阀在正常运行的状态下有全关闭的可能。通过调节回路，按照化学计量比，将石灰石浆液输送至吸收塔反应池的中和区。石灰石浆液流量的修正可根据石灰石浆液实测密度来实施。反应池浆液 值、脱硫效率、SO2负荷等参数控制着石灰石供浆流量。为了使脱硫装置跟踪锅炉负荷满足设定的脱硫效率，吸收浆液PH值的改变可以通过调节石灰石给浆量来实现。

成品石灰石粉就可为脱硫提供吸收剂，在石灰石浆液箱内加入水，将石灰石粉制成浆液。为了给石灰石粉仓提供气化用，石灰石粉仓中可设置流化风机。石灰石粉仓的顶部侧面和顶部装有接触式料位计和非接触式料位计，一旦仓内达到最高料位时，接触式料位计会发出报警。石灰石粉仓的底部安装有流化装置，且还设计了相应的锥形下料口，气化丰管路、气化槽、气化装置等组成了流化装置。气化槽与气化装置由金属箱体和碳化硅多孔气化板构成。经过加热器进行加热后，通过装置底部接管将热空气引入气化腔，使粉料充分流化、并呈松散状态。因此，为了防止空气中湿气入仓导致的粉料起拱，可将流化空气加热。

脱硫所需的石灰石粉外购，经密封罐车运至脱硫岛。在该脱硫岛中设置了1个石灰石粉仓，每个粉仓设计有2个锥形下料口。每个下料口都设置了一套输送和计量装置。粉仓中的石灰石粉经电动插板门、旋转给料阀送入石灰石浆罐。同时，经调节回路控制的回收水或工业水也送入石灰石浆罐，自动配制成浓度为30wt%的石灰石浆液。石灰石浆液通过调节回路，按化学计量比，经石灰石供浆泵、调节阀送入吸收塔反应池中和区。

2 脱硫化学反应描述

2.1 吸收区的反应

（1）SO2在液相的溶解

在吸收区内烟气中的SO2溶解于喷淋浆液中，烟气中的HCl和HF也同时被吸收：

SO2+H2OH2SO3（1）

FGD装置的脱硫效率主要受气-液两相传质速率的影响，即L/G、气液接触时间、相对流速以及相互挠动程度强烈影响脱硫效率。

（2）酸的离解

SO2溶解于吸收液中形成的亚硫酸迅速离解成亚硫酸氢根、亚硫酸根和氢离子：

当低PH时（

当高PH时（>5）H2SO3H++SO32-（3）

HClH++Cl-（4）

HFH++F-（5）

吸收浆液通过吸收区后，由于吸收了SO2、HCl、HF等酸性物质，产生了H+，使浆液PH下降，吸收SO2能力降低。因此必须除去H+才能恢复洗涤浆液吸收SO2的能力。

（3）中间产物的中和

通过吸收区的洗涤液中含有一定量的CaCO3，由于洗涤液在吸收区的停留时间很短，仅有很少量的CaCO3溶解后与上述离子发生以下反应：

CaCO3（S） CaCO3 （a q） （6）

CaCO3 （a q） +CO2+H2O Ca （HCO3）2（7）

Ca（HCO3）2+2H+Ca2++2CO2+2H2O（8）

Ca2++2Cl-CaCl2（a q）（9）

Ca2++2F-CaF2（10）

Ca2++2HSO3-Ca（HSO3）2（a q）（11）

Ca2++SO32-CaSO3（12）

Ca（HSO3）2+O2 Ca2++2SO42-+2H+（13）

从式（3）可知，式（12）发生在高PH环境中，洗涤浆液在吸收区的顶部时PH最高，因此式（12）的反应易发生在吸收区顶部，同时吸收塔顶部浆液中HSO3-浓度很低。

洗涤液在下落过程中，不断吸收烟气中的SO2，因此吸收区较低部位的浆液PH较低，SO32-浓度大量减少，仅含有少量CaSO3，而更多的是可溶行的亚硫酸氢钙（见式11）。

由于烟气中含有一定量O2，部分O2溶于洗涤浆液中发生式13氧化反应使部分HSO3-氧化。此反应也会使洗涤液的PH下降。

2.2 氧化区的反应

在氧化区的下部设置了固定管网式氧化气管，大量的空气鼓入氧化区的下部，在吸收区形成的未被氧化的HSO3-几乎全部被氧化成SO42-和H+：

2HSO3-+O°（溶解氧）2SO42-+2H+（14）

上述反应最好在PH4～4.5的环境中进行。由于从吸收区落入氧化区的浆液的PH大致为3.5～5，再加之氧化区底部分隔器的作用，氧化区浆液可维持在最佳氧化PH范围内。

从式14可知，HSO3-被氧化的同时产生了更多的H+，浆液中过剩的CaCO3将中和H+，与SO42-形成可溶性CaSO4：

CaCO3+2H+Ca2++H2O+CO2（15）

Ca2++SO42-CaSO4（16）

反应池的排出浆液正是从此区的底部（即靠近分隔管的下面）抽出馈送至脱水系统，因为此区域浆液中未反应的CaCO3最少，亚硫酸盐含量最低。

2.3 中和区的反应

此区主要发生中和反应和石膏结晶析出，所以有时也称此区为结晶区。

由于循环洗涤浆液中仅有一定量的CaCO3，在吸收区和氧化区内中和了一部分H+。从吸收塔顶部喷淋下来的吸收浆液中CaCO3的含量不能过高，否则洗涤浆液的PH过高在吸收区内会形成大量CaSO3，CaSO3是较难氧化成CaSO4的。PH过高也会使氧化区的氧化反应不易进行。此外，CaCO3含量过高会使氧化后未反应的CaCO3太多，造成石膏品质下降。PH也提高，氧化区浆液PH最好控制在4～4.5，因此进入中和区的浆液还含有较多的H+和SO42-，通过向中和区补加一定量的石灰石浆液来中和之，与此发生式15和式16所示的反应。向中和区补加一定量的石灰石浆液的另一目的是，使进入下一循环的洗涤浆液中有适当含量的CaCO3，恢复洗涤浆液的PH值。

中和区中CaSO4的不断产生导致了溶液的过饱和，从而形成石膏结晶析出：

CaSO4+2H2OCaSO4·2H2O（17）

在石膏结晶析出的过程中，通过控制CaSO4的过饱和度使石膏结晶缓慢析出，避免形成大量细小的石膏晶核。通过维持循环吸收浆液含固量80～180g/l和浆液在反应池中有足够停留时间来优化石膏结晶过程，使过饱和的CaSO4趋于在已有的石膏表面析出结晶并有足够时间逐渐长大。

3 优化脱硫系统改进策略

传统的脱硫系统存在着一些问题，例如：系统经济性较差、脱硫系统与主机之间协调不足、GGH结垢及堵塞、脱硫工艺精度较低、运行稳定性差等。为了使上述问题得以有效解决，必须对脱硫系统进行优化。

3.1提高脱硫工艺

石灰石___石膏湿法脱硫反应的核心在于如何控制吸收塔浆液的PH值。吸收塔浆液的PH值受到石灰石品质、脱硫效率控制值、原烟气SO2浓度、机组出力大小等条件的影响。为提高脱硫效率，应对液气比进行合理控制。在湿法脱硫中，增加吸收塔内部的液气比的方法为：在吸收塔内增加运行循泵的台数和增设加装托盘。作为布风装置，吸收塔托盘置于吸收塔喷淋区域的下部，在整个吸收塔截面上，均匀分布着通过托盘后的烟气。循泵上的喷嘴是用来雾化石膏浆液的。喷淋系统将浆液均匀分布于吸收塔内，使烟气与吸收浆液充分接触，从而充分吸收烟气中存在的SO2。

3.2技术革新与设备改造

循环泵噪声超标、吸收塔防腐内衬局部脱落、机械密封损坏、浆液泵过流部件腐蚀磨损、 结垢堵塞等问题严重，技术革新与设备改造已势在必得，这也是优化脱硫系统设备的重要环节。

（1） 设备改造

GGH，是中文烟气换热器的英文缩写，是烟气脱硫系统中的主要装置之一。其为原烟气与净烟气之间的热交换元件。在脱硫工艺中，会先冷却进入吸收器之间的烟气。我们先从改造吹灰系统来看，可截断吹灰器原蒸汽吹灰管路，采用原蒸汽吹灰程序作为控制程序，增加高压水吹灰系统；同时注意控制吸收塔运行参数，包括吸收塔PH值，浆液密度和吸收塔液位等，也是保证GGH长周期正常运行的重要手段。经过对吹灰系统的改造，系统差压问题获得解决。

（2）更换GGH元件

仅仅通过对热换元件的冲洗不能彻底解决元件内部结垢严重的问题，因此，在不改变GGH框架的情况下，需要对换热元件进行更换。更换后，有效降低了GGH系统阻力，差压问题得到改善。

（3）人工冲洗脱硫系统

在冲洗脱硫系统并人工冲洗、检查了除雾器后，降低了脱硫系统运行电耗、提高了机组运行可靠性、降低了GGH差压、使得GGH换热元件的畅通面积得到改善。为了保持脱硫运行的可靠性，可对GGH以及除雾器进行定期彻底人工冲洗，人工冲洗GGH后，效果非常的明显。

3.3 增强主机与脱硫系统之间联调控制

将后烟气系统接入脱硫系统，在烟囱与引风机之间串接脱硫系统，如图2

图2 脱硫系统串接于后烟气系统图

所示。在机组遇到非计划停运时，通常走脱硫回路的机组烟气则被切除至旁路。串接脱硫装置后，主机与脱硫系统之间烟气通道的切换是通过旁路挡板以及进、出口挡板，烟气通道在脱硫回路与旁路的切换过程会影响到主机炉膛内部负压。对此，在对旧机组烟道进行改造的基础上解决烟气脱硫的唯一方法就是加装脱硫装置。脱硫设施在加装于主机烟道尾部后，尤其提高了高灰份煤、高硫煤的燃煤标准，这对脱硫率的数值产生了影响。脱硫系统采用两炉一塔方式，引风机并列后与增压风机串联运行，再设计一个控制器实现主机设备与脱硫系统之间的联合控制回路确保主机安全、稳定运行。同时，通过内部调节，保证入口负压在理想区间内，实现脱硫系统与主机联动控制的目标。当机组烟气走正常脱硫烟气回路时，炉旁路档板处于关闭状态时的联合控制回路，该回路新增协调控制回路，前馈采用机组负荷指令，通过引入炉膛负压偏差，共同控制运行不但实现了稳定控制炉膛负压，还合理分配了串联运行效率，减少了能量损失，提高了运行经济性。

随着国家对环保的重视，对电厂脱硫排放要求越来严格，逐步取消脱硫旁路挡板是大势所趋。我厂在2010年已取消脱硫旁路挡，脱硫系统故障停运时必须联锁停止主机组运行，这对脱硫系统的可靠性和安全提出了更高的要求。所以，对湿法脱硫系统进行运行优化，提高脱硫系统的可靠性和安全性势在必行。

4 结语

为使火电企业实现零排放，推进烟气脱硫产业化模式，致力于脱碳、脱硝、脱硫工作。只有生存环境优美了，经济才能获得稳步发展。文章分析、探讨了石灰石___石膏湿法脱硫系统优化运行的策略，结合我厂的实际脱硫系统工艺现状，从脱硫系统与主机之间的联控设计、技术革新、脱硫系统设备改造方面进行了介绍。

参考文献：

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关键词： 中小型锅炉；烟气脱硫；脱硫技术

Key words: small and medium coal fired boiler；flue gas desulphurization(FGD)；desulfurization technology

中图分类号：TH6 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2012）11-0032-02

0 引言

二氧化硫是当今人类面临的重要大气污染物之一[1]，SO2对人体的主要危害是引起呼吸道疾病，严重时会导致人死亡。人为排放到大气中的SO2和NOx主要来自化石燃料燃烧产生的烟气[2]。而在我国，一次能源的生产和消费中，煤炭约占2/3，是能源工业的支柱。在中国能源的生产与消费结构中，煤炭一直占主导地位，这种格局在较长的一段时间内将不会改变[3]。据有关专家预测：煤炭在我国能源结构中的主导地位在未来的50年不会改变[4]。据统计，我国由于煤炭燃烧产生的二氧化硫排放量占SO2排放总量的90%以上[5]。

因此，采取切实可行的措施，控制燃煤SO2的排放，对于推行洁净生产技术，改善我国大气环境质量有着十分重要的意义。随着我国对大气污染物排放要求日益严格，控制力度不断加大，燃煤锅炉烟气SO2污染治理从火电、钢铁烧结机等大型机组扩大到中小型锅炉机组。2010年西安市环保局文件规定了中小型燃煤锅炉（≤65t/h）二氧化硫的排放要求，极大程度加快了中小型燃煤锅炉烟气脱硫治理的步伐。

1 常用的烟气脱硫技术

1.1 干法烟气脱硫（DFGD）技术：DFGD技术是指脱硫吸收过程无液体介入，完全干燥状态下进行，脱硫产物为干粉状。该法具有无废水排出、工艺简单、腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、投资较低、净化过程烟气温度降低较少也利于扩散、二次污染少等优点，但脱硫效率低、脱硫反应速度较慢、设备庞大等问题。

1.2 半干法烟气脱硫技术：指脱硫剂在干燥状态脱硫、在湿状态再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态脱硫、在干状态处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。

一般多采用是在湿状态脱硫、干状态处理脱硫产物的半干法，脱硫产物为干粉状，因而具有干法和湿法脱硫的优点，即反应速度快、脱硫效率高，脱硫后产物相对易于处理等。

1.3 湿法烟气脱硫（WFGD）技术：WFGD技术一般采用还有吸收剂的液体洗涤烟气中的SO2，该技术约占全世界FGD装置总量的85％左右，其中石灰石-石膏法占36.7％左右，其它湿法脱硫技术占48.3％左右[6]。湿法烟气脱硫具有工艺成熟、脱硫反应速度快、脱硫效率高、运行可靠等优点。但也存在设备管网腐蚀堵塞严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。综合考虑FGD技术的成熟度和实际应用等方面，目前WFGD技术仍是烟气脱硫行业的主导技术，也是中小型燃煤锅炉烟气脱硫的重要技术之一。

2 中小型锅炉常用的湿法烟气脱硫技术

目前，陕西省中小型锅炉常用的WFGD技术主要有：石灰石/石灰-石膏法、简易石灰石/石灰-石膏法、双碱法、氧化镁法。

2.1 石灰石/石灰-石膏法 石灰石/石灰-石膏湿法脱硫工艺是采用石灰石（CaCO3）或石灰（CaO）作脱硫吸收剂原料，经消化处理后，加水搅拌制成脱硫吸收浆（石灰加水为氢氧化钙(Ca(OH)2）。吸收剂浆液喷入吸收塔，吸收烟气中的SO2气体，产生亚硫酸钙，进而鼓风氧化为硫酸钙（石膏）副产品。该法是目前世界上普遍采用的脱硫方法，所占比例在90%以上[7]。

依据许多脱硫系统的运行经验，石灰石/石灰-石膏法的主要优点是：①脱硫效率高，钙硫比（Ca/S）在1.05 左右，脱硫效率达 90％以上；②吸收剂来源广泛，价格低廉，利用率高；③适用于范围广。石灰石/石灰-石膏法脱硫系统的主要缺点是：①系统配置复杂，占地面积大；②造价较高，一次性投资较大；③存在结垢、堵塞以及磨损问题；④运行费用较高；⑤脱硫系统废水存在二次污染问题。

2.2 简易石灰石/石灰-石膏法 简易的石灰石/石灰-石膏法工艺与传统石灰石/石灰-石膏法湿法工艺净化机理基本相同，但该工艺省去气-气烟气热交换等辅助设备，系统的吸收装置也进行了部分简化，因而可大幅度降低系统设备投资和运行费用。

2.3 双碱法 双碱法的种类很多，主要有钠碱双碱法、碱性硫酸铝-石膏法等。钠碱双碱法是以Na2CO3或NaOH溶液作为吸收液吸收烟气中的SO2，用石灰或石灰石处理吸收液，副产品为石膏。碱性硫酸铝-石膏法是用碱性硫酸铝溶液作为吸收剂吸收SO2，吸收SO2后的吸收液再经过氧化后用石灰石再生，再生过的碱性硫酸铝溶液循环使用，该工艺系统主要产物为石膏。马连元（2000）的研究表明双碱法脱硫效率可达90%以上，无二次污染。

双碱法脱硫技术具有明显的优点，由于采用清液吸收，克服了湿式石灰石/石灰-石膏法脱硫系统的结垢、堵塞等缺点，系统基本不存在结垢和浆料堵塞等问题，应用较广泛。

2.4 氧化镁法 氧化镁法是用洗涤器除去烟气中微小的尘粒，洗涤过程中采用含有MgO的浆液作脱硫剂，MgO被转变为亚硫酸镁（MgSO3）和硫酸镁（MgSO4），然后将硫从溶液中脱除,吸收液再生后循环使用，得到高浓度的SO2，用于制造硫酸或硫磺。该技术工艺成熟，处理烟气量大，脱硫率高（可达90%以上）。系统不易结垢和和堵塞，可进行长期连续运转。

各主要湿法烟气脱硫技术的脱硫效率、吸收剂、系统运行可靠性、是否易结垢和堵塞、占地面积、运行费用、投资方面进行分析，各种湿法烟气脱硫技术脱硫效率普遍较高，脱硫系统各有其优缺点，一般可综合考虑其技术性、经济性与燃煤锅炉的燃烧方式和煤质情况等进行选择。

3 中小型燃煤锅炉烟气脱硫技术的发展趋势

结合实际工程经验，中小型燃煤锅炉烟气脱硫的发展趋势主要是以下几个方面。

3.1 湿法烟气脱硫技术仍占主导地位，石灰石/石灰-石膏湿法应用日益广泛 主要原因有：①湿法FGD技术理论相对成熟，实践工程应用多，脱硫效率高；②我国石灰石储量富足，石灰石/石灰作为脱硫吸收剂，价格低廉；③石灰石/石灰湿法FGD系统根据实际工况及要求，灵活配置，如可以洗涤、吸收和氧化三塔合一，也可以浆液循环池替代氧化塔。④喷头和除雾器等吸收塔内主要部件的技术革新速度加快，石灰石/石灰-石膏工艺系统配置将更加趋于完善，结垢、堵塞等问题得以缓解，有利于该技术的应用推广。

3.2 双碱法等脱硫技术逐步趋于完善，应用逐渐增加 石灰石/石灰-石膏湿法脱硫技术的结垢、堵塞等问题使得很多企业也望而却步，采用双碱法等FGD技术。由于各种湿法烟气脱硫技术各有特点，同一种工况，各种FGD技术在脱硫效率、系统能耗、物耗、投资成本、运行维护费用方面差异较大。对于某一工况，双碱法或其它脱硫技术的性价比会优于石灰石/石灰-石膏法。因此，双碱法等脱硫技术理论研究、系统配置等逐步趋于完善，其应用也会逐渐增加。

3.3 脱硫工艺系统喷头、除雾器等核心部件研发和更新速度加快 喷头、除雾器等脱硫系统的核心部件好坏直接影响着系统的脱硫效率、系统的工艺水平和运行维护等方面。

随着喷头、除雾器等脱硫系统核心部件技术上的不断研发以及新材料、新技术的采用，这些部件更新速度日益加快，适合中小型燃煤锅炉烟气脱硫工艺系统的该类部件会越来越多，质量越来越高，有利于提高系统的脱硫效率，减少运行维护频率和费用、提升工艺水平。

参考文献：

[1]Fernandez.2001.Effect of CaS04 on the structure and use of Ca(OH)2/fly ash sorbents for S02 removal.Powder technology 119(2-3)201～205.

[2]Zhangcheng Guo, Yusheng Xie, Ikpyo Hong, Jeyoung Kim. 2001. Catalytic oxidation of NO to N02 on activated carbon,Energy Conversion and Management,42:2002～2018.

[3]叶荣泗主编.2004.今日中国电力工业[M].北京：外文出版社：35.

[4]焦红光.浅谈我国燃煤污染危害及其防治[J].选煤技术2004，（2）：3～6.