火电厂湿法烟气脱硫系统技术_FGD_应用的初步研究

第32卷第12期2007年12月环境科学与管理

ENV I RONMENTAL SCI ENCE AND MANAG E MENT Vol 32N o 12

Dec .2007

收稿日期:2007-07-23

作者简介:罗春(1959-),男,毕业于武汉大学,大学本科,理科学士,环境

保护工程师,主要从事环境监测与城市生态环境研究工作。

文章编号:1673-1212(2007)12-0102-04

火电厂湿法烟气脱硫系统技术(FGD)应用的初步研究

罗春,马立实,吴坚,周超平

(武汉市环境监测中心站,湖北武汉430077)

摘 要:燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言,在今后一个相当长的

时期内,FGD 将是控制SO 2排放的主要方法。文章对烟气脱硫技术进行了较为全面的阐述,并对烟气脱硫装置在国内的应用情况进行了详细的介绍,对需要装设脱硫装置的燃煤火力发电厂可以起到一定的指导作用。关键词:烟气脱硫;FGD 湿法;石灰石-石膏中图分类号:X 784文献标识码:A

Therm oelectric Po w er Stati on A queousM et hod H aze D esulphurizati onsyste m T echno l ogy (F GD )A pp li cati on Preli m i nary Study

Luo Chun ,M a L ish,i W u Jian ,Zhou Chaop i n g

(W uhan envir on m e n talm on itori ng ce n tral station ,W uha n 430077,Ch i na)

A bstract :The haze desu lphuri zatio n technology of c oalw h i ch is br oa d ly applie d and m ost effecti vely i n curren.t I n qu ite a

l ong tm i e ,FGD w ill be the m ai n m et hod t o contr ol S O 2d ischarge for t he po w er station .Th is arti cle has carried on a c o m prehen si ve exp la nati on to t he haze desu l phu rizati on tec hnol ogy ,and has detailedly i ntr oduced t he do m esti c app licati on s it uati on ,it i s al so useful to the po w er stati ons wh ich are needed to i nstall desulphuri zation equ i p m e n.t

K ey words :haze desulphuri zation ;F GD aqueous m ethod ;lm i esto ne-gypsu m

前言

根据发展改革委、环保总局 现有燃煤电厂二氧化硫治理 十一五!规划?, 十一五!期间,现有燃煤电厂需安装烟气脱硫设施1.37亿千瓦。加上淘汰落后、燃用低硫煤、节能降耗等措施,到2010年,现有燃煤电厂二氧化硫排放总量将比2005年下降61.4%。目前,全国电力装机容量为6.22亿千瓦,电力工业占全国二氧化硫排放总量的一半左右。现有燃煤电厂开工建设烟气脱硫项目,对实现 十一五!全国二氧化硫排放总量削减10%的约束性目标

将起决定性作用[1-2]

。

为了满足日益严格的环保要求,使中国经济和社会能实现可持续发展,以燃煤火力发电为主的中国必须发展符合国情的洁净煤技术。洁净煤技术按其生产和利用的过程分类,大致可分为三类:第一类是燃烧前的煤炭加工和转化技术。第二类是煤炭燃烧技术。第三类是燃烧后的烟气脱硫技术。又可分

为湿法、半干法、干法三大类,主要有湿式石灰石/石

膏法等多种[3]

。

1 湿式石灰石/石膏法

目前,石灰/石灰石法是世界上应用最多的一种FGD 工艺,对高硫煤,脱硫率可在90%以上,对低硫煤,脱硫率可在95%以上。在现有的电厂烟气脱硫工艺中,湿式石灰石(石灰)洗涤工艺技术最为成熟,运行也最可靠,吸收剂利用率高,一般C a /S 等于1.2时,脱硫效率可达90%以上,该工艺采用廉价的石灰石或石灰作吸收剂,脱硫产物为亚硫酸钙或硫酸钙,如采用强制氧化,产物基本为硫酸钙石膏[4]

。

(1)石灰/石灰石脱硫工艺系统经过多年的实践和改进,工作性能和可靠性大为提高,投资与运行费用显著减少。突出的优点是:脱硫效率高;吸收剂的资源丰富,成本低廉,废渣可作为商品石膏回收,利用率高大于90%;设备运转率高(可达90%以上)。目前从设计上综合考虑采取了加强反应控制,强制氧化和加入氧化剂,从而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗,减小基建投资和运行费用;选用耐腐蚀材料,提高吸收塔及出口烟道、挡板、除雾装置等处的使用

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寿命;提高气液传质效率,建造大尺寸的吸收塔等措施,使此项技术有了进一步改进和提高。

(2)石灰石(石灰)法烟气脱硫装置原则上可以划分为下列结构单元:由石灰石粉料仓、石灰石磨机及测量站构成的石灰石制备系统;由洗涤循环、除雾器和氧化工序组成的吸收塔;由回转式烟气/烟气换热器或蒸汽/烟气预热器、清洁烟气冷却塔排放或湿烟囱排烟构成的烟气再热系统;由水力旋流分离和过滤皮带组成的石膏脱水装置;石膏贮存装置。废水处理系统。由石灰石粉与再循环洗涤水混合而成的重量浓度20%左右的石灰石浆用泵打入洗涤塔底槽,与槽中浆液混合后再泵至不同高度处由喷嘴喷射到洗涤塔中。洗涤液与烟气中结合生成亚硫酸钙和石膏,为了实现将反应产物完全转化成石膏,需将氧化用的空气通到洗涤塔的石灰石浆槽中。通过水力旋流分离器将粗石膏晶体从洗涤液中分离出来,然后用真空皮带过滤机将石膏脱水到水份含量低于10%。

2 石灰石/石膏法的应用情况(武钢自备电厂

电厂湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术)

武钢自备电厂位于武汉市青山区武钢工业区内。武钢自备电厂燃用武钢集团公司专项订购的低硫无烟煤,煤灰分41.3%,煤含硫量约0.40%,两台燃煤机组年耗原煤108万吨,如不采取脱硫措施,每年向大气排放SO2约6万吨,使当地SO2排放总量易超过SO2减排的要求。武钢自备电厂耗资约1.5亿元,采用M arsulex公司-ALRD专利技术,于2006年动工兴建一套2?200MW机组处理均为100%烟气量的湿法烟气脱硫装置,同时匹配两台容量为200万KW的凝汽式汽轮发电机组,2007年6月已经安装完毕,现正待逐步投入商业化运行。

2.1 总体技术方案的说明

2.1.1 系统布置与优化:脱硫岛布置在烟囱北侧的空地上,烟囱东侧布置GGH、收吸塔、1#炉增压风机。烟囱西侧布置2#炉的增压风机。两个机组脱硫烟道布置尽量流畅、流程短,利于进入GGH入口。

2.1.2 工艺流程简介:脱硫工艺系统主要由SO2吸收系统、烟气系统、吸收剂制备系统、石膏脱水系统、FGD供水及排放系统、压缩空气系统、废水处理系统等组成。

从锅炉排除的烟气经ESP处理后进入水平烟道,从水平烟道上将烟气引入FGD系统,整个FGD 系统的压降由设置的增压风机克服。

烟道上设置挡板系统以便于FGD系统正常运行或旁路运行。

烟气通过增压风机和气气换热器(GGH)的降温侧后,进入吸收塔反应区,烟气向上被均匀地分布在吸收塔横截面上。从吸收塔内喷淋管组喷出的悬浮液滴向下降,烟气与石灰石/石膏浆液滴逆流接触,发生传质和吸收反应,以脱除烟气中的SO2及HC l、HF等,脱硫后的烟气经除雾器去除烟气中夹带的液滴后进入GGH。

GGH换热器将高温烟气降温后,进入吸收塔,以利SO2的吸收,同时将吸收塔排除的低温烟气加热后排入烟囱,以利气体的扩散。

吸收塔浆池中的石灰石/石膏浆液由循环泵送至浆液喷雾系统的喷嘴,产生细小的液滴沿吸收塔横截面均匀向下喷淋,烟气中SO2和SO3与浆液中石灰石反应,生成CaSO3和CaSO4。在吸收塔浆液池中鼓入空气将生成的CaSO3氧化成C aSO4,CaSO4结晶生成石膏(CaSO4#2H2O)。经真空皮带过滤机脱水得到副产品石膏。

FGD系统设置一台事故浆液罐,用来储存吸收塔在停运检修和修理期间吸收塔浆液池中的浆液。

2.1.3 锅炉负荷变化时脱硫系统的调节

该工程为二炉一塔方案,整个脱硫系统能够满足锅炉最大负荷和最小负荷及负荷变化,当只有一台锅炉投运或锅炉处于低负荷时,通过对脱硫系统的自动调节,可以保证在各种负荷下均能达到脱硫效率。主要调节方法如下:

2.1.

3.1 吸收塔设四层浆液喷淋层,当二台锅炉满负荷运行时,启动四台浆液循环泵;当一台锅炉满负荷运行时,启动三台浆液循环泵。

2.1.

3.2 当一台锅炉非满负荷运行时,通过控制喷淋浆液量来调节液气比。喷淋系统的每一喷淋层配备一台吸收塔循环泵,循环泵运行的数量根据液体流量的需要而定,以对每一种锅炉负荷都能达到理想的吸收效率。在布置设计上,喷淋层和喷嘴均匀地覆盖吸收塔的交叉区域。每一喷淋层的覆盖率至少达到170%。

2.1.

3.3 对于锅炉负荷的变化所引起的烟气量及脱硫系统阻力的改变,则通过调节增加风机静叶的开度角来适应系统工况的变化,同时在增加风机选型时,要保证风机能在变化的范围内都能高效运行。

2.1.

3.4 石灰石浆液的供给由氧化槽内浆液的p H 值控制,对pH值设置上限值与下限值,当p H达到上限值时,停供石灰石浆液,当p H值到达下限值时,供给石灰石浆液。

2.1.

3.5 石膏浆液排出量通过排出浆液的含固量控制,设置含固量的上限值和下限值,当浆液中的含固量达到上限值后,浆液外排到脱水系统,当浆液中的含固量达到下限值后,浆液从吸收塔排出后返回

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到吸收塔,从而可以确保石膏的品质。

2.1.4 石灰石的供应是保证脱硫系统长期稳定运行的重要因素,脱硫石膏的妥善处置既解决了二次污染问题,也能产生经济效益。已与乌龙泉矿达成石灰石供应及石膏销售的意向。

2.1.5 防腐措施

2.1.5.1 烟道防腐:凡与净烟气接触的烟道,均应采取防腐措施。烟道的防腐一般采用衬鳞片树脂。吸收塔入口处的烟道,由于其运行环境恶劣,因此对其防腐层既要耐腐蚀,又要耐高温和耐磨损,直接采用镍基合金(C276)。

2.1.5.2 浆液管道:浆液管道分为浆液输送管道和吸收塔内部管道(喷淋层和氧化空气)。浆液输送管道的防腐采用碳钢管衬丁基橡胶或聚丙烯塑料,吸收塔内部管道采用玻璃钢管或合金管。

2.1.5.3 设备:GGH换热器的加热侧和换热组件由于接触净烟气,所以要进行防腐。加热侧壳体内表面的防腐采用衬鳞片树脂,而换热组件为涂搪瓷。脱硫烟气出口挡板门和旁路挡板门因接触湿烟气,其框架、叶片、轴、螺栓和密封片均采用镍基合金。吸收塔的防腐为丁基橡胶,并且在被浆液冲刷较严重的地方和浆池底部防腐层为双层橡胶。与浆液接触的泵的外壳为碳钢衬胶,而叶轮为耐酸、耐磨合金钢。侧进式搅拌器的叶片采用合金钢,也可以用碳钢衬胶,轴为合金钢;顶进式搅拌器的叶片和轴都可以是钢衬胶储存浆液的箱、罐、池,都要进行防腐。防腐措施为衬胶或衬玻璃鳞片。

2.1.6 电气与仪控:脱硫系统设置6kV中压供配电装置,按下述两个方案引接6kV电源。(1)对一台机组的厂用高压工作变压器进行增容,保证该机组的正常厂用工作负荷,同时承担两台机组运行时脱硫岛全部用电负荷。(2)从启动/备用变压器6kV 汇流排上通过就地控制开关引接脱硫岛6k V工作电源。脱硫系统低压400V配电装置(PC)用于向脱硫系统低压电动机控制中心(M CC)、低压电动机及其它低压负荷供电。设柴油发电机做为交流保安电源。脱硫系统的电气装置还包括220V直流盘、蓄电池组和整流装置,以及交流不停电电源(UPS)装置及其配电盘。脱硫系统采用微处理器为基础的分散控制系统进行监视,辅以少量现场操作实现设备的启、停和正常运行时的监视和控制。分散控制系统(DCS)对所有设备进行操作,控制和监测;参数自动巡回检测,数据处理,制表打印,参数越限报警等均由DCS实现。

2.2 方案中采用的专利及技术特点

2.2.1 本工程采用技术支持方M arsulex公司-ALRD专利技术:提高脱硫效率吸收塔内喷淋浆液的分布通常呈现出中间密周边薄的现象,因此在塔的全断面上,其脱硫效率也表现出中间高周边低的特征。收集塔壁上的浆液再分配到塔内,可以在初始吸收率基础上,SO2吸收效率提高2%~5%,降低液气比,提高脱硫效率。

2.2.2 吸收塔关键尺寸的优化:吸收塔关键尺寸的优化是降低工程投资与运行费用的技术措施,德克萨斯州立大学的Gar y博士已为M arsu lex公司完成了吸收塔结构尺寸的优化研究。在本工程中我们将利用这一研究成果与设计软件进行吸收塔的优化设计,即保持高效的脱硫效率,同时吸收塔压降最低,达到投资与运行成本最优。

2.2.3 塔内烟气高流速:通常吸收塔的流速设计值约为3m/s,M arsulex大量的高速烟气设计经验使4 m/s成为M arsu lex的设计标准。塔内烟气的高流速能引起液滴表面的剧烈振动,改善气-液相之间的传质效果,促进吸收反应。采用高流速吸收塔技术可以降低液气比,缩小塔径,从而可以降低运行费用、占地面积以及设备造价。

2.2.4 经验丰富:M arsu lex公司历史悠久,经验丰富,截至2004年,M arsu lex已在55,674MW兆瓦机组上成功地安装了FGD,共计100余套,特别是对燃气锅炉烟气脱硫已有成功的范例,为武钢燃气锅炉烟气脱硫的实施奠定了基础。

2.2.5 高速除雾器:塔内烟气的高流速在改善SO2吸收条件的同时,也给净烟气的除雾脱水带来难题,原有的除雾器已达不到对净烟气的除雾要求,导致了大量的水分随烟气排到系统以外,本工程吸收塔中将使用M arsulex特有的高速除雾器。实测结果表明,使用高速除雾器,当塔内速度高于4m/s时,仅能测到少量的穿透液滴。

2.2.6 防腐材料:脱硫系统的浆液不但具有酸性,同时还含有C l-。因此一般的耐酸钢材是不适用的。在本工程设计中,在系统中不同的部位,采用不同的防腐措施,在特别关键部位(如吸收塔入口烟道)采用C276合金,使设备的可靠性更高。

2.2.7 调节性能好:本工程吸收塔设置4层喷淋层,1台炉运行时,3台循环泵工作,2台炉运行时,4台循环泵工作,这种小流量多喷淋层的设置,调节性能好,适应武钢电厂目前1台炉常年运行,另一台炉每月运行6天的工况,也满足今后2台炉常年运行的发展需要。

2.2.8 防高温烟气倒灌:在每台增压风机的出口处,设置挡板门,充分考虑了一台炉运行,另一台炉增压风机检修时,防止高温烟气倒灌的情况。

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2.3 技术方案小结

该系统脱硫效率95%;系统有效利用率达锅炉运行时间的99%以上;石膏纯度高于90%;工艺年副产石膏约18万吨。现二期工程2?200MW机组处理100%烟气量的湿法烟气脱硫装置已经安装完毕,逐步投入商业化运行。这类安装一台脱硫装置可服务于两台大型锅炉的烟气脱硫装置,以这种方式增大设备规格,大大降低了投资成本,是研究与开发出一种新的烟气脱硫装置,也是烟气脱硫技术的发展趋势之一。

3 建议和结束语

石灰石%石膏湿法烟气脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺,被认为是脱硫效率高、技术成熟、运转可靠性好、对煤种变化的适应性强、脱硫副产物便于综合利用、吸收剂资源丰富、价格便宜、技术进步快、处理烟气量大等优点的方法。由于其技术相对成熟,造价较低,因此建议燃用中高硫煤(含硫&2%)的机组、或大容量机组(&200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时,宜优先考虑采用石灰石%石膏湿法烟气脱硫工艺,脱硫率应保证在90%以上,投运率应保证在电厂正常发电时间的98%以上[5]。

目前,FGD国内市场的占有率超过80%。随着FGD核心技术及成套装置的研发成功,每KW的脱硫投资费用将大大降低,FGD项目实施工期将大幅缩短,其未来的市场占有率将会更高。在FGD技术研发过程中,可以工程项目为依托进行大量实证研究,建立科学的工程实践经验收集反馈体制,进一步完善FGD技术,开发出性价比更高的FGD整体解决方案。

现已经运行或正在建设的脱硫装置基本上是以石灰石-石膏法为主流的脱硫技术,副产品是石膏。因此,开发这种不产生二次污染,并能实现资源综合利用的脱硫技术是发展方向。这方面正在研究的还有电子束脱硫技术和脉冲等离子体脱硫技术。

对燃煤电厂而言,在今后一个相当长的时期内, FGD将是控制SO2排放的主要方法。可以腾出可观的环保容量,对电网长远建设具有重要意义。要结合产业和产品结构的调整,大力推行清洁生产,加强技术改造,促进资源节约和综合利用,切实降低武汉地区大中型火电厂烟气中二氧化硫排放水平。

参考文献:

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[4]马果骏.燃煤电厂烟气脱硫技术概况[C].中国环境保护产业协会,2004.

[5]江得厚,杨汝周,孙志宽.选择电站锅炉脱硫技术方案的可行性探讨与研究[J].中国电力,2000,33(6):78-81.

(上接第65页)

环境和社会效益。此外,政府应完善相应的政策、法规,为回用水工程的建设和运行提供一定的政策和资金支持,可采用多种融资方式,给回用水工程的开展提供一个良好的市场环境[10]。

在呼和浩特市开展污水回用工程,使一些对水质要求不高的用水单位采用回用水,降低社会成本,提高环境效益势在必行。呼和浩特十一五!计划已经把回用水列入未来城市总体发展规划中,进一步体现发展循环经济、建立节水型城市的先进理念,这对实现经济的可持续发展将大有裨益。因此,我们必须大力发展污水回用,积极推进节水型社会建设,以水资源的可持续利用保障经济社会的可持续发展,这也是政府、污水厂以及广大市民共同的任务,是中国保护水生态环境,自然环境,保护水域,合理利用水资源的基本战略,是造福子孙后代的长远方针。 参考文献:

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[3]仝贵蝉,蹇兴超,吴天宝,等.城市污水地下回灌深度处理技术[J].中国环境科学,1999,19(3):219-222.

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[10]王玫.北京市中水现状的研究[M].北京:北京市政设计院,1996.

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火电厂脱硫的几种方法

火电厂脱硫的几种方法(总12 页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除

火电厂脱硫的几种方法(1) 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD 技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：1、以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，2、以MgO为基础的镁法，3、以Na2SO3为基础的钠法，4、以NH3为基础的氨法，5、以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。A、湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法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。B、干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。C、半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 1脱硫的几种工艺 (1)石灰石——石膏法烟气脱硫工艺

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火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保单晓敬 摘要：近年来雾霾天气逐渐加重，出现这种天气的主要原因是因为空气中含有 的二氧化硫和氮氧化物等物质比较多，而火电厂所排放的烟气中大部分都是这两 种物质，虽然浓度不是很高，但是其排放量巨大，所以严重影响着环境质量。因 此加强火电厂烟气处理具有重要作用，脱硫脱硝技术的出现，具有强大优势，一 方面工作效率比较高，具有良好的性能，另一方面投入成本比较低，能够实现能 源的循环使用。文章以河曲发电厂为研究背景，分析了脱硫脱硝技术的应用。 关键词：烟气；脱硫脱硝；技术应用 前言 河曲发电厂厂址位于山西省河曲县境内，随着煤炭市场供应的不稳定性，河 曲发电厂实际燃料的含硫量与设计煤质存在一定的偏差，实际FGD入口SO2的浓度常常超出脱硫装置的设计值，并且伴随全新的大气污染物的排放标准颁布实施，净烟气中SO2、NOX排放浓度已无法满足最新环保排放标准。为保证电厂烟气排 放在任何时候都不能超标排放。在不改造脱硫系统前提下．通过运行措施尽量提 高脱硫能力已成为一种现实而迫切的需要。 1脱硫脱硝技术概述 环保理念的不断发展，受到各个行业的广泛关注，在环保理念下，对火电厂 烟气的排放要求越来越高，传统的脱硫技术和脱硝技术已经无法满足当前社会发 展的需求，所以必须对烟气处理技术进行创新，针对这一问题，技术人员将脱硫 技术和脱硝技术进行结合，形成一种新型装置，这种一体化装置改变传统工作模式，优化脱硫脱硝技术。 2火电厂主要脱硫设备形式分析 2.1液柱塔 液柱塔中没有填料，主要是利用由下向上垂直喷射的液柱进行脱硫处理，烟 气经过塔底或者塔顶进入吸收塔中，就会与液体产生强烈的扰动，从而吸收烟气 中的二氧化硫。但是在液柱塔中的烟气会产生一定的阻力，从而降低液体吸收二 氧化硫的效果，最终影响到脱硫效率。 2.2填料塔 填料塔主要是利用吸收塔中的填料进行脱硫处理，在吸收塔内装设固体填料，烟气在经过吸收塔时就会与填料层流淌的浆液接触并且发生反应，从而去除烟气 中的硫。填料塔的结构比较简单，但是在运行的过程中会出现填料堵塞的现象， 增加实际操作的难度，会直接影响到脱硫效果。 2.3鼓泡塔 鼓泡塔的运行主要是将烟气输送到浆液面以下，在液流与气流相遇时，烟气 就会从浆液中鼓泡冒出。这种脱硫效果比较好，并且还能够达到除尘的目的，也 具有较好的适应性。但是鼓泡塔的设计结构比较复杂，在运行的过程中还存在较 大的阻力，并且设备的占地面积较大，初期投入成本较高。 2.4喷淋塔 这种形式的吸收塔结构设计比较简单，所以初期成本投入较少，但是在实际 运行过程中，进入的烟气不能够均匀的分布，所以脱硫效果一般。 3 火电厂脱硫脱硝流程简述 火电厂中排放出烟气以后，会被旋风器进行首次清除，并将大型颗粒进行回收，之后大部分的除尘和脱硫脱氮工作在自激式除尘器中完成，然后再次经过冲

湿法烟气脱硫技术的研究现状与进展

1.研究背景 众所周知，二氧化硫是当今人类面临的主要大气污染物之一，根据15年来60多个国家监测获得的统计资料显示，由人类制造的二氧化硫每年达1.8亿吨，比烟尘等悬浮粒子1.0亿吨还多，己成为大气环境的第一大污染物。 在我国的能源结构中，能源结构中煤炭所占比例高达73%，石油为21%，天然气和水能仅占2%和4%。这个比例在一个相当长的时期内不会有根本性的改变。而据对主要大气污染物的分类统计分析，在直接燃烧的燃料中，燃煤排放的大气 污染物数量约占燃烧排放总量的96%，大气中90%S0 2，71%CO，85%的CO 2 ，70%的 NO以及70%的粉尘来自煤炭的直接燃烧。因此，我国的大气环境污染仍然以煤烟 型为主，主要污染物是二氧化硫和烟尘。目前我国S0 2 年排放量连续超过2000 万吨，超过欧洲和美国，使我国成为世界S0 2 排放第一大国。 二氧化硫污染对人类造成的危害己被世人所知，二氧化硫的污染属于低浓度、长期的污染，它的存在对自然生态环境、人类健康、工农业生产、建筑物及 材料等方面都造成了一定程度的危害。S0 2 污染排放问题已成为制约我国国民经 济发展的一个重要因素，对S0 2 排放的控制与治理己刻不容缓。其中，火力发电机组二氧化硫排放量的削减更成为了重中之重。 与此同时，气候变暖也已经成为一项全球性的环境问题,受到了许多国家的关注。人类活动所释放的二氧化碳是导致全球变暖的最重要的温室气体。其中火 电厂燃用矿物燃料所释放的CO 2 ,是全球二氧化碳浓度增加的主要原因之一。 随着我国经济的快速发展，控制能源消耗造成的环境污染，特别是控制燃煤造成的二氧化硫污染和二氧化碳的排放成为保证社会和经济可持续发展的迫切要求。 烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制酸雨和二氧化硫污染的主要技术手段。湿法石灰石一石膏烟气脱硫作为一种相对较成熟、脱硫效率较高的脱硫技术，得到了广泛的应用。石灰石- 石膏湿法烟气脱硫因其脱硫效率高、工艺成熟、安全性可靠性高、系统运行稳定、维护简单、投资成本与运行成本较低、脱硫副产物可综合利用等优势而成为目前火电厂烟气脱硫最常采用的工艺。世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3）、石灰（CaO)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。 2.湿法石灰石/ 石膏脱硫工艺原理 当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经经破碎磨细成粉状后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的So2与浆液中的碳酸钙进行化学反应、再通过鼓入空气氧化，最终产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经换热器加热升温后排人烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。 石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：

浅析火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术

浅析火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术 火电厂在运行过程中会产生大量的烟气，这些烟气如果不进行系统的处理，会对环境以及人类的身体健康造成非常大的危害。本文结合实际生活中火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术进行研究，针对各种方法的工作原理以及优点进行介绍，进而提高空气净化的效果。 标签：火电厂;脱硫脱硝;一体化技术 1.火电厂烟气脱硫脱硝一体化技术的重要性 在火电厂烟气中，因为燃料燃烧程度的不同，从而产生的烟气组成成分以及含量也不相同。火电厂排放的烟气主要含有二氧化硫、氧化氮等，这些物质如果不进行系统的处理，就会飘散到空中，污染大气环境，进而引发酸雨等自然灾害。针对排放的烟气，我国各地区对其排放标准进行了不同的规定。对于不同情况的烟气用到的处理方法也不相同，所以在烟气处理时要根据二氧化硫、氧化氮的情况选择合适的净化技术。同时火电厂排放的烟气对人类也会造成非常大的危害，当空气中烟气的浓度达到一定数值后，人类长时间的呼吸会引发慢性中毒，从而对人类的神经系统和造血系统造成危害。现阶段的火电厂在脱硫脱硝时一般会采用分别处理的方法，这种方法虽然获得了一定的成果，但是由于设备庞大、技术复杂、成本过高，给火电厂的发展造成了非常大的影响。根据这种情况，需要相关技术人员结合传统技术，研发新型设备，改良传统工艺，优化脱硫脱硝技术，使火电厂能够运用相关设备对烟气进行一体化脱硫脱硝，从而在净化烟气的基础下，降低对火电厂发展的影响。 2.火电厂脱硫脱硝技术的应用 2.1脱硫技术的应用 我国现在运用的脱硫技术主要有半干法和湿法两种，其中半干法是在喷雾中添加干燥剂，然后再把吸收液添加到相关设备中，再进行后续的脱硫;或者是运用其他干燥方法把吸收塔中的物质进行分离;亦或是把工业废气和S02进行融合，从而进行化学反应，达到脱硫的反应。湿法脱硫技术一般是在比较大的锅炉的生产中运用，其包括海水脱硫技术和双碱法脱硫技术，这种方法的工作原理是运用某种物质在排烟通道尾部对烟气进行处理，保证脱硫剂和脱硫产物都处于潮湿的状态，这种方法可以使脱硫率达到90%以上。 图1烟气脱硝技术流程图 2.2脱硝技术的应用 火电厂在运营过程中会在发电过程中产出大量的氧化氮，利用脱硝技术可以对烟气中的氮氧化物进行消除，从而防止其对环境产生污染和对人类的身体造成

湿法烟气脱硫的原理(内容清晰)

湿法烟气脱硫的原理 湿法烟气脱硫的原理 1 湿法烟气脱硫的基本原理 （1）物理吸收的基本原理 气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。如果吸收过程不发生显著的化学反应，单纯是被吸收气体溶解于液体的过程，称为物理吸收，如用水吸收SO2。物理吸收的特点是，随着温度的升高，被吸气体的吸收量减少。 物理吸收的程度，取决于气--液平衡，只要气相中被吸收的分压大于液相呈平衡时该气体分压时，吸收过程就会进行。由于物理吸收过程的推动力很小，吸收速率较低，因而在工程设计上要求被净化气体的气相分压大于气液平衡时该气体的分压。物理吸收速率较低，在现代烟气中很少单独采用物理吸收法。 （2）化学吸收法的基本原理 若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应，则称为化学吸收，例如应用碱液吸收SO2。应用固体吸收剂与被吸收组分发生化学反应，而将其从烟气中分离出来的过程，也属于化学吸收，例如炉内喷钙（CaO）烟气脱硫也是化学吸收。 在化学吸收过程中，被吸收气体与液体相组分发生化学反应，有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力，即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气相分压。因此，化学吸收速率比物理吸收速率大得多。 物理吸收和化学吸收，都受气相扩散速度（或气膜阻力）和液相扩散速度（或液膜阻力）的影响，工程上常用加强气液两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力。在烟气脱硫中，瞬间内要连续不断地净化大量含低浓度SO2的烟气，如单独应用物理吸收，因其净化效率很低，难以达到SO2的排放标准。因此，烟气脱硫技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫，技术上比较成熟，操作经验比较丰富，实用性强，已成为应用最多、最普遍的烟气脱硫技术。 （3）化学吸收的过程 化学吸收是由物理吸收过程和化学反应两个过程组成的。在物理吸收过程中，被吸收的气体在液相中进行溶解，当气液达到相平衡时，被吸收气体的平衡浓度，是物理吸收过程的极限。被吸收气体中的活性组分进行化学反应，当化学反应达到平衡时，被吸收气体的消耗量，是化学吸收过程的极限。这里用Ca(OH)2溶液吸收SO2加以说明。 SO2（气体）

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保 摘要：由于我国火电厂使用的仍旧是传统的煤炭，因此会产生大量的二氧化硫 以及氮氧化物，如何解决这一问题已经成为我国污染防治工作中的重点内容。虽 然我国掌握了一定的烟气脱硫和脱硝技术，但是由于成本较高，根本无法进行大 范围推广。经过长期的研究之后，脱硫脱硝一体化技术的出现为我国火电厂污染 防治工作带来了新的希望。本文将对火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保进 行深入分析。 关键词：火电厂；烟气脱硫脱硝；节能环保 众所周知，火电厂锅炉节能减排目标的实现，是深化行业发展可持续性的关键。然而，受技术应用水平的局限问题影响，使脱硫脱硝与烟气除尘技术的应用 效果难以达到燃煤量的控制目标。基于此，相关建设人员应在明确技术应用现状 的情况下，找出优化控制的方法策略。 1 发电环保概述 所谓发电环保，其主要指的是对原本发电方式进行改变的一种行为，在其中 会大量应用环保技术，使发电过程不会再产生大量的污染气体。如今实现可持续 发展已经成为了我国主要发展理念，各行各业均在为实现该目标而做着改变，对 于发电领域而言，要实现可持续发展则需要做到节能、环保，在众多技术中，脱 硫脱硝技术的应用效果最为明显，且其不会带来较大的成本投入，灵活性也较强，在应用过程中能够有效解决电力发电的脱硫脱销技术，也就可以解决目前最为棘 手的环境问题。 2 研究火电厂锅炉脱硫脱硝的现实意义 科学技术水平的提升，使得各行各业的发展对煤炭能源的需求量越来越大。 其中火电厂对煤炭的燃耗量，在当前节能减排的发展背景下，仍呈现出递增趋势。这种情况下，火电厂大量排放的污染物就会对周边的生态环境建设造成严重的污 染影响，严重的甚至会形成酸雨。因此，我国采用脱硫方式，来降低污染物的排 放量，截止到2014年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量达到了7.6亿kW，占全国煤电机组容量的92.1%。虽然处于运行状态的燃煤机组的脱硫设备安装基 本完成，但其脱硝以及除尘设备的应用，仍有很大的提升改造空间。这就需要采 取有效的脱硫脱硝技术，这是实现工业发展可持续目标的重要课题内容，相关人 员应将其充分重视起来，以用于实践。 3 火电厂脱硫脱硝技术与节能环保应用 3.1 烟气脱硝法 湿法脱硝、干法脱硝、液体接收法以及气相反应法等都是烟气脱硝的主要方式，其中电子束照射法以及脉冲电晕等离子法是气相反应的主要方法，自由基是 利用高能电子形成的，从而将一氧化氮变成二氧化氮，然后有效利用二氧化氮与 水和氨气等经过化学反应形成的化肥。选择性催化还原法以及选择性非催化还原 法等方式进行化学反应的条件就是催化或者半催化，其进行反应的原料主要是氨 气和碳等还原性化合物以及氮氧化合物，将氮氧化合物还原成无害的氮气是这一 化学反应的主要目的。 3.2 烟气脱硫技术 1）石灰石-石膏法烟气脱硫技术。技术原理：利用石灰石浆液吸收烟气中的 二氧化硫物质。由于操作简单，石灰石材料普遍，所以成本较低、工艺不难，且 技术成熟、脱硫效率高，火电厂广泛使用。这种技术产生的副产物是石膏，可作

脱硝系统整体调试方案.doc

xx热电有限公司 #1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程 调试方案 编制： 校核： 审核： XX工程设计院 二零一六年十月

目录 概述 (3) 一、尿素水解制氨系统的调试 (3) 1.调试目的 (3) 2.调试应具备的条件 (3) 3.调试项目及调试工艺 (3) 4系统的相关报警和联锁保护 (6) 5.质量标准 (6) 6.危险点分析和预控措施 (6) 7.调试仪器、仪表 (7) 8.调试组织分工 (7) 9.质量控制点 (8) 二、SCR系统的冷态调试 (8) 1.调试目的 (8) 2.调试应具备的条件 (8) 3.调试项目及调试工艺 (8) 4.质量标准 (9) 5.危险点分析和预控措施 (9) 6.调试仪器、仪表 (9) 7.调试组织分工 (10) 8.质量控制点 (10) 三、烟气脱硝系统的整套启动调试 (10) 1.调试目的 (10) 2.调试应具备的条件 (10) 3.调试项目及调试工艺 (11) 4.系统的相关报警和联锁保护 (17) 5.质量标准 (17) 6.危险点分析和预控措施 (17) 7.调试仪器、仪表 (20) 8.调试组织分工 (20) 9.质量控制点 (20)

概述 XX热电有限公司#1、2炉脱硝超低排放EPC总承包工程调试工作由三部分组成，分别为尿素水解制氨系统的调试、SCR系统的冷态调试、整套系统启动调试 一、尿素水解制氨系统的调试 1.调试目的 通过调试，使尿素水解制氨系统工作正常，能够提供SCR反应系统稳定的产品气。 2.调试应具备的条件 2.1系统设备、管道均已安装完毕； 2.2 水解系统内各热工测量仪表装完毕； 2.3 水解系统内各电气设备安装完毕； 2.4 现场设备系统命名、挂牌、编号工作结束； 2.5水解系统所需除盐水、电、蒸汽、循环水等已与主厂接通，且已引入界区; 2.6步道、通道畅通，地面平整，满足试运行要求； 2.7照明、通讯系统投入运行，满足试运行要求； 2.8泵类设备、压缩机、稀释风机单体试运已结束，并经监理验收合格。 3.调试项目及调试工艺 3.1系统设备

湿法烟气脱硫除尘一体化技术

湿法烟气脱硫除尘一体化技术 根据世界卫生组织对60个国家10~15年的监测发现，全球污染最严重的 10个城市中我国就占了8个，我国城市大气中二氧化硫和总悬浮微粒的浓度 是世界上最高的。大气环境符合国家一级标准的不到1%，62%的城市大气中 二氧化硫年日平均浓度超过了3级标准（100mg/m3）。全国酸雨面积已占国土资源的30%，每年因酸雨和二氧化硫污染造成的损失高达1100亿元。1997 年下半年，世界银行环境经济专家的一份报告指出：中国环境污染的规模居世 界首位，大城市的环境污染状况在目前是世界上最严重的，全球大气污染最严 重的20个城市中有10个在中国。大气中的二氧化硫和氮氧化物与降水溶合成酸雨，现在中国是仅次于欧洲和北美的第三大酸雨区。大气污染严重破坏生态 环境和严重危害人体呼吸系统，危害心血管健康，加大癌症发病率，甚至影响 人类基因造成遗传疾病。 我国政府对二氧化硫和酸雨污染十分重视。1990年12月，国务院环委会 第19次会议通过了《关于控制酸雨发展的意见》；1992年国务院批准在贵州、长沙等九大城市开展征收工业烧煤二氧化硫排污费和酸雨结合防治试点工 作。1995年8月，全国人大常委会通过了新修订的《中华人民共和国大气污 染防治法》，规定在全国划定酸雨控制区和二氧化硫控制区，并在“两控区 ”内强化对二氧化硫和酸雨的污染控制。1998年1月，国务院正式批准《酸 雨控制区和二氧化硫控制区划分方案》。为了实现两控区的控制目标，国务 院文件还具体规定：新建、改造烧煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫的 设施。现有烧煤含硫量大于1%的电厂，要在2010年前分期分批建成脱硫设 施或采取其他相应结果的减排SO2的措施。 削减二氧化硫的排放量，控制大气二氧化硫污染、保护大气环境质量， 是目前及未来相当长时间内我国环境保护的重要课题之一。 二氧化硫污染控制技术颇多，诸如改善能源结构、采用清洁燃料等，但 是，烟气脱硫也是有效削减SO2排放量不可替代的技术。烟气脱硫的方法甚 多，但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 三种。吸收法是净化烟气中SO2的最重要的应用最广泛的方法。吸收法通常 是指应用液体吸收净化烟气中的SO2，因此吸收法烟气脱硫也称为湿法或湿 式烟气脱硫。 湿法烟气脱硫的优点是脱硫效率高，设备小，投资省，易操作，易控制， 操作稳定，以及占地面积小。目前常见的湿法烟气脱硫有：石灰石/石灰— —石膏法抛弃法、钠洗法、双碱法、威尔曼——洛德法及氧化镁法等。 1 湿法烟气脱硫的基本原理 （1）物理吸收的基本原理

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘的技术分析 发表时间：2019-01-08T15:23:57.747Z 来源：《电力设备》2018年第24期作者：步晓波 [导读] 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。 （国家能源集团大武口热电有限公司宁夏石嘴山 753000） 摘要：在改革开放的新时期，我国的社会经济有了突飞猛进的进步，经济的高速发展与煤炭资源有着密切关系，但是由于煤炭资源利用率在不断增加，这样煤炭资源在燃烧的过程中，污染物就在不断增加，这样就给我国的环境带来了严重的影响。针对这样的情况，就必须要不断对火电厂锅炉的排放进行合理设置，这样就可以很大程度上提高煤炭燃烧的效率。基于此，本文主要对火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术进行了详细分析，希望能够给有关人士提供参考意见。 关键词：火电厂锅炉；脱硫脱硝；烟气除尘；技术 引言 我国既是煤炭的重要生产国，也是最大的煤炭消费国，伴随着我国工业的快速发展，污染问题愈加突出，环境污染会威胁人们的生命健康。在火电厂发电过程中，会排放出大量的NOx和SO2，火电厂发电已然成为工业污染的重要来源之一，合理应用火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术，可以减少其工业污染，对我国社会经济的可持续发展具有重要意义。 1研究火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘技术的现实意义 科学技术水平的提升，使得各行各业的发展对煤炭能源的需求量越来越大。据统计，平均每天直接用于燃烧的煤炭量高达12t。其中火电厂对煤炭的燃耗量，在当前节能减排的发展背景下，仍呈现出递增趋势。这种情况下，火电厂大量排放的污染物就会对周边的生态环境建设造成严重的污染影响，严重的甚至会形成酸雨。基于此，我国采用脱硫方式，来降低污染物的排放量，截止到2014年，市场环境中的火电厂脱硫容量达到了3600万kW。虽然处于运行状态的燃煤机组的脱硫设备安装基本完成，但其脱硝以及除尘设备的应用，仍有很大的提升改造空间。为此，相关建设人员应在明确脱硫脱硝及烟气除尘技术应用现状的情况下，找出优化控制的方法策略。这是实现工业发展可持续目标的重要课题内容，相关人员应将其充分重视起来，以用于实践。 2脱硫脱硝技术发展 2.1脱硫技术 在脱硫技术当中主流是以石灰石-石膏湿法进行处理，然而在火力发电厂进行脱硫处理之时其重点为吸收塔，吸收塔的形制不同，所达到的效果也会产生明显的差异性，一般情况下吸收塔可分成三类：⑴填料塔。这一种类型是应用内部固体填料，来促使浆液从填料层表层流入，和炉膛当中的烟气相融合，从而便可达到脱硫效果，然而其缺点也十分明显即较易造成堵塞；⑵液柱塔。采用烟气和气、液互相融合的方式，来达到脱硝效果，尽管其脱硝率较高，然而在芦荡当中没有阻塞，烟气所导致的阻力会造成较大脱硫损失；⑶喷淋吸收塔。这一技术是当前应用较为普遍的一种脱硫技术手段，一般炉膛当中的烟气是由上到下运动的，喷淋吸收塔形制为喇叭状，或是通过特定角度来向下喷射，可较为充分的吸收烟气。 2.2脱硫技术的发展 我们都知道，脱硫技术主要是采用石灰石或者石膏湿的方法，但是对于火电厂来说，脱硫技术重点的部分主要在吸收塔。但是由于吸收塔的型号和样式有很大不同，这样就使得其产生的效果也有很大区别。一般通常下，吸收塔可以分为四种类型，第一种就是填料塔，这种类型的塔主要是通过利用结构内部的填料将其固定，然后将浆液填料在表面层，这样浆液就会从表面顺流而下，从而就与锅炉内部的烟气进行有效融合和反应，即完成了脱硫。但是这种方式非常容易出现堵塞情况，并且实际操作相对比较少。第二种就是液柱塔，这种类型主要是将烟气与气、液体相融合，这样就从充分进行质的传递，从而就完成了脱硝。尽管这种类型的脱硝使用效率非常大，但是由于锅炉内部没有出现堵塞的情况，这样产生的大量烟气就会导致比较多的脱硫损失。第三种就是喷淋吸收塔，从目前的现状来看，这种技术是应用最多的一种脱硫技术，一般情况下，锅炉内部的烟气在运动的时候，采用的形式是自上而下的，同时这种类型的吸收塔主要是喇叭垂直的，并且是以一种角度直接向下喷射，从而就使得其能够更加充分进行烟气吸收。尽管从结构和价格上比之前的两种类型要更好，但是烟气的分布非常不均匀。第四种就是鼓泡塔，这种类型主要是通过利用石灰石将烟气压在下面，但是由于烟气与浆液融合在一起之后，会产生很多鼓泡，这样就会有非常好的脱硫效果，并且效率很高，此外，其也有很多缺陷，例如：阻碍压力比较大，以及结构比较复杂。 2.3火电厂锅炉除尘技术 在火电厂中，除尘技术在锅炉生产阶段的稳定性相对较高，具有较高的除尘效率，就目前来看，利用旋转电极形式进行除尘处理是未来发展的主要方向。在火电厂中，旋转清灰刷、回转阳极板共同组成了旋转电极阳极部分，灰尘积累到一定厚度时，需要对其予以彻底清除，防止出现二次烟尘，此种方法具有较为合理的除尘效果。在实际除尘过程中，如果具有较高的粉尘排放标准，那么需要将湿式静电除尘设备予以适当增设。与干式电除尘器进行比较，利用这种除尘设备可以避免二次灰尘的出现，除尘较为高效。通常情况下，其除尘率约在70%。就目前来看，在火电厂锅炉生产过程中，利用脱硫脱硝技术和除尘技术依然存在一定局限，对此，可以选择一体化作用模式，将煤炭燃烧技术与烟气脱硝技术结合，将脱硫技术与除尘技术相结合，如在脱硫工作开始之前利用干式先转电极除尘器，在脱硫完成之后利用湿式除尘器，可以让热量增加，完成装置回收工作，进而有效提升除尘效率。 2.4创新研究 由当前的实际情况来分析，在火电常锅炉生产阶段，将脱硫脱硝以及烟气除尘这三项技术予以综合应用之时，仍然会存在着不少的问题情况，这也会在一定程度上导致火力发电厂的未来的发展将面临着巨大的挑战。有经济性角度来看，火力发电厂采取脱硫、脱销与烟气除尘技术所需花费的改造成本较大，由此也就会造成在火力发电企业的经营阶段，会产生出一笔不斐的运营成本，进而也便会导致火力发电厂在较长的一段时期内都无法开展相关的技术改造与运行。在火力发电厂当中，应用脱硫技术之时，可将煤炭燃烧技术和锅炉在生产后的烟气脱硝技术相结合，从而便可达到一定的资金节约目的。并且，锅炉在处于较低的运行负荷之时，如果温度达到要求，同时和催化剂发生了反应，则便可在该温度区域内增设脱销设备。在火电厂锅炉运行时若应用脱硝技术，应尽可能选用液柱和喷淋配合使用的双塔技术，在前塔位置应选用液柱塔，同时将烟气内绝大多数的二氧化硫彻底清除，所清除的二氧化硫一般需达到整体烟气的70%以上；之后便应直接进到逆流喷淋塔内，从而便可由本质上将残存的二氧化硫基本脱除，采取这一方式所能够达到的脱硫率最大可达到98%以上。在应

脱硫工艺过程介绍及控制方法

石灰石-石膏湿法烟气脱硫 脱硫工艺过程介绍及控制方法 摘要：从煤燃烧中降低SO2的排放的方法包括流化床燃烧（CＦB)和整体气化燃烧循环(IG ＣＣ)发电。常规的火力电厂主要通过加装烟气脱硫装置(FGD)进行烟气脱硫。基于对烟气脱硫工艺过程和自动化控制的认识变得迫切，本文重点介绍几种常用电厂脱硫工艺原理和控制方法。 1.常用烟气脱硫工艺原理: 目前，几种常用成功的电厂烟气脱硫工艺原理介绍如下。 1.１石灰／石灰石洗涤脱硫工艺：（后面详细介绍） 石灰/石灰石洗涤器一般用于大型的燃煤电厂,包括现有电厂的改造。湿法石灰／石灰石是最广泛使用的FGＤ系统,当前流行的石灰/石灰石ＦＧD系统的典型流程如图所示。石灰石的FGD几乎总能达到与石灰一样的脱硫效率,但成本比石灰低得多。 从除尘器出来的烟气进入FＧD吸收塔，在吸收塔里S０２直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。新鲜的石灰石浆液不断地喷人到吸收塔中，被洗涤后的烟气通过除雾器，然后通过烟囱或冷却塔释放到大气中。反应产物从塔中取出，然后被送去脱水或进一步进行处理。 湿法石灰石根据其氧化方式不同一般可以分为强制氧化方式和自然氧化方式。氧化方式由化学反应,吸收浆液的PH值和副产品决定。其中强制氧化方式(PH值在5—6之间)在湿法石灰石洗涤器中较为普遍,化学反应方程式如下: CaCO３+SＯ２+1/2O２+２H2O=ＣａSＯ４·２H2O+ＣO2 图示是石灰石洗涤器中最简单的布置，目前已成为FGD的主流。所有的化学反应都是在一个一体化的单塔中进行的。这种布置可以降低投资和能耗,单塔结构占地少,非常适用于现有电厂的改造。因其投资低，脱硫效率高，十分普及。 １．2 海水洗涤脱硫工艺： 由于海水中含有碳酸氢盐，因而是碱性的，这说明在洗涤器中有很高的SO2脱除效率。被吸收的SＯ2形成硫酸根离子，而硫酸根离子是海水中的一种自然组分，因而可以直接排放到海水中。此工艺设备简单，不需要大量的化学药剂,基建投资和运行费用低。脱硫率高,可连续保持99%的二氧化硫除去率，能够满足严格的环保要求。

脱硝(SCR)系统控制说明

脱硝系统控制说明 一烟气系统 1、SCR投入允许条件： 无“SCR保护条件1”， 无“锅炉吹扫”（通讯）， 入口烟温＞min1 ( 三取二) （每台锅炉设有2台引风机，2台SCR。其中，A侧引风机对应A反应器，B侧引风机对应B反应器） 2、SCR保护条件1（与挡板门相关） “锅炉MFT”（硬接线）， “A/B引风机跳闸”信号（硬接线）， “锅炉油枪投入数量过多”（通讯），null 入口烟温>max2（三取二） 入口烟温max2（三取二） 出口烟温

5、旁路挡板门 关允许：入口挡板门已开and出口挡板门已开 保护开：“SCR保护条件1” 入口挡板门非开 入口挡板门关 出口挡板门非开 出口挡板门关 保护关：空预器跳闸 另注：旁路挡板，均为慢开、慢关，手动操作时每一次点动开、关3%-5% 6、挡板门启动步序： （1）开旁路挡板 （2）关入、出口挡板 SCR投入允许条件满足 （3）开出口烟气挡板 （4）开入口烟气挡板 （5）此时手动慢关旁路挡板 7、挡板门停止步序： 正常停运时启动此步序 （1）手动慢开旁路挡板 （2）延时5s,关入口挡板 （3）关出口挡板 8、灰斗电动锁气器（1 、2、3、4） 电动锁气器启、停允许条件：电动锁气器DCS控制 电动锁气器保护停：电动锁气器故障 电动锁气器启动步序： （1）启动电动锁气器1、2、3、4 （2）延时，60 min （3）停止电动锁气器1、2、3、4 以上步序每6小时循环一次，步序执行过程中若遇某锁气器故障，则跳过，继续执行下一步。

石灰石湿法烟气脱硫技术

石灰石湿法烟气脱硫技术 一.工艺流程 1脱硫系统由下列子系统组成： 1.1石灰石制粉系统 1.2吸收剂制备与供应系统 1.3烟气系统 吸收系统 1.4 SO 2 1.5石膏处理系统 1.6废水处理系统 1.7公用系统 1.8电气系统 2 .烟气脱硫工艺流程简介 (石灰石——石膏湿法脱硫工艺流程图) 作为脱硫吸收剂的石灰石选用石灰石矿生产的3-10mm、水份＜1%的石灰石颗粒，运输至石灰石料仓。石灰石经磨粉机磨制成325目90%通过、颗粒度≤43μm的石灰石粉。合格的石灰石粉经制浆系统与水配置成30%浓度的悬浮浆液，根据烟气脱硫的需要，在自动控制系统的操纵下通过石灰石浆液泵和管道送入吸收塔系统。石灰石由于其良好的活性和低廉的价格因素是目前世界上广泛采用的脱硫剂制备原料。 烟气脱硫系统采用将升压风机布置在吸收塔上游烟气侧运行的设计方案，以保证整个FGD 系统均为正压运行操作，同时还可以避免升压风机可能受到的低温烟气腐蚀。升压风机为烟气提供压头，使烟气能克服整个FGD系统从进口分界到烟囱之间的烟气阻力。 为了将FGD系统与锅炉分离开来在整个脱硫烟气系统中设置有带气动执行机构保证零泄漏的烟气档板门.在要求紧急关闭FGD系统的状态下，旁路档板门在5s自动快速开启，原烟气档板门在55s、净烟气档板门50s内自动关闭。为防止烟气在档板门中泄漏，原烟气和旁路档板门设有密封空气系统。 脱硫系统运行时，锅炉至烟囱的旁路档板门关闭，锅炉引风机来的全部烟气经过各自的原烟气档板门汇合后进入升压风机.升压后的烟气至气气热交换器（GGH）原烟气侧，GGH 选用回

转再生式烟气换热器,涂搪瓷换热元件选用先进波形和高传热系数产品, 以减小GGH总重和节约业主方未来更换换热元件的费用。GGH利用锅炉出来的原烟气来加热经脱硫之后的净烟气，使净烟气在烟囱进口的最低温度达到80℃以上, 大于酸露点温度后排放至烟囱。GGH转子采用中心驱动方式。每台GGH设两台电动驱动装置，一台主驱动，一台备用, 电机均采用空气冷却形式。如果主驱动退出工作，辅助驱动自动切换，防止转子停转。GGH的设计能适应在厂用电失电的情况下，转子停转而不发生损坏、变形。GGH采取主轴垂直布置, 即气流方向为原烟气向上(去吸收塔)，净烟气向下(去烟囱排放)。因为原烟气中含有一定浓度的飞灰，飞灰可能会沉积在装置的内侧，随着时间的推移，热传递的效率可能会降低。为防止GGH传热面间的沉积结垢而影响传热效率, 增大阻力和漏风率, 减小寿命，需要通过吹灰器使用压缩空气清洗或用高压水进行定时清洗，吹灰器配有一根可伸缩的喷枪。视烟气中飞灰含量情况, 决定每班或每隔数小时冲洗一次GGH，或当压降超过给定最大值时，说明有一定程度的石膏颗粒沉积, 需启动高压水泵冲洗。但用高压水泵冲洗只能在运行时进行在线冲洗。当FGD装置停运时，可用低压水冲洗换热器(离线冲洗)。 GGH的防腐主要有以下措施: 对接触烟气的静态部件采取玻璃鳞片树脂涂层保护, 保护寿命约为1个大修周期; 对转子格仓, 箱条等回转部件采用厚板考登钢15-20mm厚板, 寿命为30年; 密封片采用高级不锈钢AVESTA 254SMO/904L; 换热元件采用脱碳钢镀搪瓷, 寿命约为2个大修周期。 在热量交换后烟气温度降温冷却至 101℃和89.3℃后进入逆流喷淋吸收塔，冷却后的原烟气进入吸收塔与同时通过吸收塔上部的喷嘴进入吸收塔,并与向下喷出的雾状石灰石浆液接 触进行脱硫反应，烟气中的SO 2、SO 3 等被吸收塔内循环喷淋的石灰石浆液洗涤,并与浆液中 的CaCO 3 发生反应生成的亚硫酸钙悬浮颗粒在吸收塔底部的循环浆池内,再次被氧化风机鼓 入的空气强制氧化而继续发生化学反应，最终生成石膏颗粒。与此同时，部分其他有害物质如飞灰、SO3、HCI、HF等也得到清除，这时的原烟气温度已被降低至饱和温度47.22℃和4 5.53℃。在吸收塔的出口设有除雾器，脱除SO 2 后的烟气经除雾器除去烟气中携带的细小的液滴，进入气气热交换器净烟气侧加热，此时的烟气温度进入GGH升温到80℃以上，经脱硫系统净烟气档板门最后送入烟囱，排向大气。 在整个脱硫系统中多处烟气温度已降至100℃以下，接近酸露点，为烟道和支架防腐，在设计中采用了玻璃鳞片树脂涂层。考虑到低温烟气对烟囱内壁产生的影响，烟囱内壁均采用刷

脱硫工艺原理介绍

脱硫工艺原理介绍 文丘里及水膜脱硫除尘器工作原理 含尘烟气进入收缩管后，气流速度增大，至喉管时流速达到最大。在喉管处加入的洗涤水被高速气流冲击，形成液滴并发生雾化，尘粒被润湿。在尘粒之间以及液滴与尘粒间发生碰撞和凝聚。在扩散管，气流速度锐减，便于形成较大的含尘水滴。当洗涤水中加有碱液时，碱液良好的雾化，当二氧化硫气体通过时候，能够很好的与碱液混合反应，达到脱硫的效果。 此后烟气切向或蜗向进入圆形除尘器筒体，水从除尘器上部注水槽进入筒内，使整个圆筒内壁形成一层水膜从上而下流动，烟气在筒体内旋转上升，含尘气体在离心力作用下始终与筒体内壁面的水膜发生摩擦，这样含尘气体被水膜湿润，尘粒随水流到除尘器底部，从溢水孔排走，在筒体底部封底并设有水封槽以防止烟气从底部漏出，有清理孔便于进行筒体底部清理。除尘后废水由底部溢流孔排出进入沉淀池，沉淀中和，循环使用。净化后的气体通过付筒下部排入引风机，完成整个工作过程。当在水池中加入脱硫剂，由于气流在脱硫塔内的时间大于三秒，这样气液有较长的接触时间，有利于二氧化硫和脱硫剂的反应。 脱硫液双碱法工作原理 脱硫液采用外循环吸收方式，循环池内一次性加入碳酸钠或氢氧化钠制成脱硫液(循环水)，用循环泵打入文丘里段与脱硫除尘器进行除尘脱硫。吸收了SO2的脱硫液落入塔底流入再生池，与新来的石灰浆液进行再生反应，反应后的浆液流入沉淀再生池沉淀，当一个沉淀再生池沉淀物集满时，浆液切换流入

到另一个沉淀再生池，然后由人工或用潜污泵清理这个再生池沉淀的沉渣，废渣晾干后外运处理。再生上清液流入循环池，循环池内经再生和补充新鲜碱液的脱硫液还是由循环泵打入文丘里段和主除尘水膜脱硫除尘器，经喷嘴雾化后与烟充分接触，然后流入再生池，如此循环，循环池内脱硫液PH下降到一定程度后则补充新鲜碱液，以恢复循环脱硫液的吸收能力。 双碱法理论上只消耗石灰，不消耗钠碱，但是由于脱硫渣带水会使脱硫液损失一部分钠离子，再加上烟气中的氧气会将部分Na2SO3氧化成Na2SO4（在循环喷淋过程中，Na2SO4不能吸收SO2），故需在循环池内补充少量纯碱或废碱液。 基本化学原理可分为脱硫过程和再生过程两部分。 在塔内吸收SO2 Na2CO3＋SO2＝Na2SO3＋CO2 （1） Na2SO3＋SO2＋H2O＝2NaHSO3 （2） 2NaOH＋SO2＝Na2SO3+H2O （3） 其中式（1）是启动阶段纯碱溶液吸收SO2反应方程，式（2）是运行过程的主要反应式，式（3）是再生液PH较高时的主要反应式。 用消石灰再生 Ca（OH）2＋Na2SO3+1/2H2O＝2NaOH＋CaSO3·1/2H2O Ca（OH）2＋2NaHSO3＝Na2SO3＋CaSO3·1/2H2O＋3/2 H2O 在石灰浆液（石灰达到达饱和状况）中，NaHSO3很快与Ca（OH）2 反应从而释放出［Na＋］，［SO32-］与［Ca2＋］反应，反应生成的CaSO3以半水化合物形式沉淀下来从而使［Na＋］得到再生。Na2CO3只是一种启动碱，起动后实际上消耗的是石灰，理论上不消耗纯碱（只是清渣时会带也一些，被烟气中氧气氧化会有损失，因而有少量损耗）

脱硝工程DCS控制系统设计说明

2.3 1#热解反应器稀释风机及电加热器系统 1#热解系统的稀释空气由2台稀释风机提供，通过1台电加器加热到450℃的高温后进入尿素分解室。 2.3．1稀释风机 打开1#锅炉二次风控制阀01HSG10 AA001或2#锅炉二次风控制阀03HSG10 AA001(画面由操作员选择)，打开1#尿素热解反应器出口去1#炉SCR反应器控制阀01HSJ81 AA001和打开1#尿素热解反应器出口去2#炉SCR反应器控制阀02HSJ81 AA001，打开1#尿素热解反应器喷枪冷却风控制阀12QFB50AA002，启动1#尿素热解反应器高温稀释风机A或1#尿素热解反应器高温稀释风机B(1#尿素热解反应器高温稀释风机变频器速度控制12HSG10GH002AO设为50HZ)。A与B互为备用。1#尿素热解反应器出口温度12HSJ81CT101达到250℃,启动1#尿素热解反应器稀释风电加热器12HSG10AH001。 ●稀释风机 手动开：运行人员开指令 自动开(OR)： ?来自热解系统顺控启动开指令 开允许条件(AND)： ?无电气故障信号 ?风机开关off状态 ?风机无操作失败故障 手动关：运行人员关指令 自动关：无 关允许条件：加热器停运 2.3.2 电加热器 电加热器12HSG10 AH001与DCS系统的接口信号有：DI信号（过热报警12HSG10AH001ZF1、介质超温报警12HSG10AH001ZF2、电热管超温报警12HSG10AH001ZF3、就地/远程转换12HSG10AH001PE、运行/停止状态03HSG10AH001ZSZD），DO信号（电加热器启动12HSG10AH001MS、电加热器停止12HSG10AH001MD），AI信号1个（电加热器出口介质温度信号12HSG10CT101(0~800℃)），AO信号2个（分解室出口温度控制信号12HSG10AH001AO1、电加热器出口介质温度设定信号12HSG10AH001AO2(500℃)）。 电加热器可以有两种控制方式：就地控制和远方DCS自动控制方式。在远方自动控制方式下，DCS只是发送启动或停止指令给电加热器控制系统，由电加热器就地控制系统控制电加热器内部各个设备（温度调节装置等）。 ●热解室出口温度PID调节控制 热解室温度控制是通过控制电加热器来控制通入热解室的空气温度实现的，该电加热器通过自带的就地控制装置，根据电加热器出口的温度传感器与PID温度调节仪组成的调节回路实现电加热器出口空气温度控制，DCS则根据热解室出口温度与电加热器的PID温度调节回路组成一个串级调节回路，即根据热解室出口设定的温度与实际温度的偏差修正电加热器的PID温度调节仪设定值（12HSG10AH001AO1 0~800℃），从而使热解室出口介质温度达到设计要求。

脱硝系统

脱硝系统 一、装置介绍 每台锅炉采用一套选择性非催化还原SNCR脱硝+一套选择性催化还原SCR脱硝工艺，脱硝率≥80％。三台锅炉烟气脱硝系统采用同一套液氨储存、稀释、卸料及防护系统。每台锅炉由一台氨水泵供应氨水，由氨水喷枪喷入锅炉指定区域；每台锅炉共设置11支氨水喷枪，根据锅炉运行情况调节氨水喷射情况，实现·旋风分离器进口处（属一区），安装8只喷枪；选择性催化还原SCR脱硝布置在高低温省煤器之间（属二区），安装3只喷枪。 本脱硝工程主要由还原剂输送系统、稀释计量系统、分配模块系统、喷射系统、压缩空气系统、SCR系统、工艺水系统、电气系统以及仪表控制系统九个系统组成。 二、系统介绍 1、还原剂输送系统 还原剂系统采用浓度为18-25%氨水，来自脱硫装置的氨水储罐。本系统为3台炉共用1套氨水溶液输送系统，由两台全流量的多级SS离心泵、过滤器、1只可调节的背压控制阀及用于远程控制和监测循环系统的压力等仪表。操作人员通过对变频器输出频率与背压控制阀（PVC-2001）的开度保证氨水母管压力维持在1.0MPa左右。

氨水泵投入要求：氨水罐液位≥0.35米；无设备故障。 循环泵出口压力（PIT0-2001）正常0.7—1MPa，＜0.7MPa低压报警。 主要仪表及设备 设备 1、PMP 0-2001a/b 氨水输送泵A/B 2、SC 0-2001A/B 输送泵变频器 3、STR 0-2001A/B 输送泵入口过滤器 4、CV 0-2001A/B 输送泵出口止回阀 仪表 1、TI 0-2001 总管测温仪就地 2、PI 0-2001 循环泵出口压力表就地 3、PIT 0-2001 循环泵出口压力变送器就地远传 2、稀释计量系统、分配模块系统、喷射系统 a、稀释计量系统能实时响应锅炉负荷变化，精确计量和控制还原剂流量，包括两台变频稀释水泵（PMP 1-3001a/b），流量调节阀(FCV 1-3101/2)，流量计（FIT 1-3101/3201），压力仪表等设备。每台炉子一套。 b、本装置共设置两个区，1区为SNCR系统精确提供稀释后的还原剂，2区为SCR系统精确提供稀释后的还原剂。 c、系统为SNCR、SCR脱硝控制的核心装置，用于精确计量和独立控制还原剂流量。该模块采用独立的还原剂流量控制方式，通过流