三河电厂脱硫系统GGH堵塞及治理
2009年中国电机工程学会年会
三河电厂脱硫系统GGH堵塞及治理
魏书洲，刘海龙，温卫嘉
（三河发电有限责任公司 河北 燕郊 065201）
Desulfurizing System GGH stoppage and Governance in SanHe Power Plant
Shu-zhou WEI，Hai-long LIU,Wei-jia WEN
(SanHe Power Plant Co,LTD. HeBei YanJiao 065201)
ABSTRACT: The article had analyzed the reasons for the stoppage of GGH in the first stage desulfurizing system in in GuoHua SanHe power plant, put forward the effective harness scheme which resulted in a Significantly effect, containing some guiding significance.
KEY WORD:GGH; stoppage; Differential pressure；Governance
摘要：本文针对国华三河发电厂一期脱硫系统GGH运行中出现的堵塞情况进行原因分析，提出有效的治理方案，并取得了较好的效果，具有一定的实际指导意义。
关键词： GGH；堵塞；差压；治理
1 引言
三河电厂一期脱硫属于改造项目，在原有2
×350MW燃煤机组上加装两套石灰石－石膏湿
法烟气脱硫系统，主体工程采用德国比晓夫喷淋
塔，一炉一塔，分别设有增压风机和烟气换热器
（简称GGH），#1、2机组脱硫系统分别2007
年6月和7月正式投入运行。
锅炉尾部烟气增压风机进入GGH原烟气
侧，经GGH降温后进入吸收塔，脱硫后的烟气
由GGH净烟气侧通过，经GGH升温后通过烟
囱排向大气。GGH使用上海锅炉厂设计生产的
30.5-V-450型两分仓回转式烟气加热器，采用
DNF型搪瓷表面换热元件，换热元件高350mm，
换热器框架高度600mm，并配套高压水冲洗、
蒸汽吹灰。2 GGH投产后运行情况
#1、#2GGH投产以后，保证每天3次蒸汽吹扫，开始时差压上升不快，但蒸汽吹扫效果不佳，吹扫前后GGH压差无变化，运行一个月，差压达到1500Pa，第一次使用在线高压水冲洗，差压降至700Pa，此后差压持续升高，在线高压水冲洗效果亦不明显，当差压上升到1400Pa时，高压水冲洗后差压降到1000Pa。
2007年8月28日，#1脱硫系统停运，进入#1GGH内部检查发现，GGH换热元件结垢、堵塞严重，其中中心半径约1.5米范围以及最外圈约200－300MM范围已基本完全堵塞，中间区域堵塞也非常严重。
图1 GGH换热元件堵塞情况及沿转子径向分布情况为降低GGH差压，保证系统正常运行，2007年8月末第一次对GGH进行离线高压水冲洗，冲洗后差压下降到700Pa,此后每运行一段时间
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就要根据差压情况对GHH进行离线高压水冲洗，冲洗水的压力从最初的40MPa逐渐提高到最后的55MPa，冲洗的周期也有最初的两个半月缩短到后来的一个月，但是冲洗后的效果越来越差，冲洗后的差压从最初的700Pa上升到最后的1100Pa（以上所说差压均为满负荷时值）。 ３ GGH堵塞对脱硫系统的影响
（1）GGH差压增大，流动阻力增大，轻微时影响增压风机出口烟气的正常流通，严重时造成增压风机喘振、失速，增压风机喘振增大还会引起共振，导致叶片折断、主轴变形断裂等严重后果。
（2）增压风机出力受阻，会影响引风机的正常运行，影响炉膛负压，严重时还有可能造成旁路挡板自行打开，影响脱硫系统的正常投运。
（3）GGH结垢会使GGH换热效果下降，导致吸收塔入口烟气温度升高，不利于SO2的吸收，影响吸收塔的脱硫效率。同时烟气温度升高还有可能造成吸收塔防腐层的破坏。
（4）GGH换热效果下降，还会导致脱硫系统出口烟气温度降低，加剧了烟气对出口烟道和烟囱的腐蚀。
（5）GGH堵塞，需经常对GGH进行离线高压水冲洗，使得脱硫系统频繁退投，影响了脱硫系统的投运率，同时增加了大量的检修费用。４ GGH堵塞原因分析
（1）由于除雾器最上层没有冲洗水，导致除雾器上层结垢严重，除雾器效果差，烟气中的一些细小的浆液颗粒被烟气携带通过GGH时，附着在GGH换热元件表面，水分蒸发，而固体物质则黏附在换热元件表里，在转到原烟气侧时再经过反复高温，若不得到及时吹扫，就会在换热元件表面形成结垢。
（2）电除尘器运行效果欠佳，导致烟气中含尘量高，且吸收塔出口烟气处于饱和状态，并含有除雾器未除尽的水分，换热元件经过净烟气侧后表面会比较潮湿，原烟气中的烟尘会附着在GGH换热元件表面，造成换热元件的结垢堵塞。
（3）脱硫吸收塔入口烟道设计较短，启停脱硫系统时，由于先启浆液循环泵后启增压风机，导致喷淋层喷下的小液滴越过GGH出口烟道，飘入GGH内部，粘结在换热元件表面形成结垢（如下图2所示）。
图2 浆液飘入GGH示意图
同时由于GGH出口烟气流场分布不均，导致GGH出口水平烟道下侧出现“卷吸”现象，吸收塔内部部分烟气“回流”，夹杂的小液滴飘落在换热元件上或顺出口烟道流到换热元件上形成结垢（如下图3所示）。
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图3 GGH出口烟道“卷吸”示意图
（4）GGH换热元件采用DNF型式，其波形特点为中间波浪，易积垢，不易吹扫，并且换热元件设计间隙小，加剧了结垢堵塞。
（5）原设计在线高压水冲洗压力为10Mpa，单次冲洗时间为3.5小时，压力偏低，且冲洗时间过短，造成GGH换热元件冲洗不彻底，久而久之，造成内部积垢越来越多，形成堵塞。
（6）GGH换热元件设计高度为450mm，而GGH框架设计为600mm高，导致蒸汽和高压水吹灰枪距离换热元件距离较远，影响了吹扫效果。
（7）吸收塔运行时在液面上产生大量泡沫，造成吸收塔的“虚假液位”，当“虚假液位”超过GGH原烟气侧出口烟道高度时，造成泡沫从吸收塔原烟气出口烟道倒流入GGH，泡沫中水分被蒸发，浓缩干燥的固体物质粘附在换热片表面，形成结垢。
５ GGH堵塞治理情况及效果
5.1 初步治理
由于要保证脱硫系统的投运率，设备无法长期停止，因此，07年至08年对GGH的治理是在保证脱硫系统投入率的基础上，主要集中在运行方式的优化和简单的检修处理措施。
５.1.1 优化运行方式：
（1）加强在线高压水冲洗力度，将高压水冲洗每月一次改为每天一次，并根据差压变化情况实时调整高压水冲洗的投运频率。延长吹灰器步进停留时间，增加吹灰器总前进步数，并在每次吹扫时将GGH运行方式改为辅电机驱动（GGH转速由1.05r/min降低为0.5r/min），以提升每次的吹灰强度，增强吹灰效果。
（2）缩短吸收塔除雾器的冲洗周期，并适当延长每次冲洗的时间，以优化除雾器的运行条件，提高除雾器的除雾效果。
（3）保证蒸汽吹扫气源的温度和压力，适当延长蒸汽吹扫前的疏水时间，以保证蒸汽吹扫效果。
表1 GGH换热元件清洁装置运行优化情况
项目 优化前 优化后
吹扫频率 3次/天 3次/天
吹扫前疏水时间5min 15min
步进时间 1s 0.5s
停留时间 50s 60s
总步数 80 160
蒸汽吹扫
总时间 1.13h 2.02h
冲洗频率 1次/月 1次/天
高压水压力 10MPa 15Mpa
步进时间 1s 0.5s
停留时间 150s 300s
总步数 80 80
总时间 3.56h 6.68h 高压水冲洗
转子转速 1.05rpm 0.5rpm （4）合理控制吸收塔液位，定期在吸收塔中添加消泡剂，以防止吸收塔“虚假液位”的产生。
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（5）优化脱硫系统设备启停顺序，脱硫系统启动时先启动增压风机，再启动浆液循环泵，浆液循环泵启动之前用事故喷淋水给烟气降温。脱硫系统停运时先停浆液循环泵，再停增压风机，同样用事故喷淋水给烟气降温。
５.１.２ 检修初步治理
（1）定期对吸收塔除雾器积灰进行清理，以保证除雾器的除雾效果，降低出口烟气的含液量。
（2）更改高压冲洗水泵水源，提高在线高压冲洗水品质，定期更换GGH高压水冲洗喷嘴，定期检查高压冲洗水管路滤网，避免在线高压冲洗水喷嘴故障，在严格监视管线承压能力的前提下将高压冲洗水泵压力由10MPa提高到15MPa，以改善在线高压水冲洗效果。
（3）定期对GGH换热元件进行离线高压水冲洗，可根据换热元件堵塞情况适当调整冲洗水压力（40—55Mpa）。
（4）为增大换热元件流通面积，对#1GGH 部分换热元件进行拆除，拆除时保证GGH转子质量对称，并用打有合适孔眼的碳钢堵板代替拆除的换热元件，换热元件拆除顺序及位置如图4所示。
图5 拆除孔板位置分布图
（其中○为加孔板位置，×为孔板拆除位置）
更换孔板后，GGH差压下降不太明显，随后又对部分孔板进行拆除（图5所示），从而加大GGH转子的截面流通面积，拆除孔板换热元件和孔板后，经监测GGH净烟气出口烟温符合出口烟道和烟囱防腐要求（满负荷时大于80℃）。
（5）将高压水和蒸汽吹灰喷嘴加长，缩短喷嘴出口与换热元件之间的距离，保证蒸汽和高压水的吹扫效果，以消除因喷嘴与换热元件的距离过大造成的吹扫不足。
5.2 深度治理
经过初步治理后，GGH运行条件有所改善，但是总体仍不能达到安全稳定运行的要求，特别是2008年末到2009年初这段时间，GGH堵塞问题趋于严重，离线高压水冲洗前后差压基本无变化（通过后边的治理知道GGH换热元件内部积垢太多，不解包离线高压水冲洗时，无法冲透整个换热元件，还有可能加剧换热元件中间部分的堵塞程度），增压风机振动和噪音增大，脱硫系统安全运行受到很大威胁，于是决定利用#1机组C级检修机会，对#1GGH堵塞问题进行深
图4 用孔板代替换热元件位置分布图
2009年中国电机工程学会年会度治理。
图6 治理前GGH堵塞情况照片
（1）为解决原除雾器上层清洗不足，除雾
器结垢，除雾效果差的问题，在除雾器最上层加
设一层冲洗水（如图7所示），定期对除雾器上
层进行冲洗（启动该层冲洗时可开启旁路挡板以
避免冲洗期间吸收塔出口烟气带水），从而保证
除雾器的运行效果。
改造前
改造后
图7 除雾器冲洗水改造示意图
（2）为提高电除尘器的除尘效率，降低脱硫烟气含尘量，将电除尘器一电场的螺旋线更换为芒刺线，同时对振打装置进行了改进。
图8 电除尘器一电场阳极线改造前后对比照片
（3）对换热元件进行化学清洗，在清洗期间对一组换热元件进行解包，发现内部垢块已板结，药水无法渗透，于是对换热元件逐包进行解包，先将板结的垢块进行初步去除，再进行化学清洗，同时，为了增大换热片之间的间隙，在回装时每包取出部分换热片。
图9 换热元件内部堵塞情况及化学清洗后效果
（4）在GGH出口烟道加装导流板，以保证GGH出口烟气流场分布均匀，消除GGH出口水平烟道“卷吸”现象的发生（如图10所示）。
图10 GGH加装导流板示意图
（5）为防止吸收塔喷淋层喷出的浆液飘落到GGH内部，在GGH出口水平烟道上部与吸收塔连接处加装挡浆沿，同时在GGH水平烟道入口处加装挡浆板，以有效防止因吸收塔“虚假液位”造成的浆液倒流（如图11所示）。
图11 GGH加装挡浆板和挡浆沿示意图
６治理效果
经过对#1GGH的初步和深度治理，通过两
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个月的监视，#1GGH 各项运行参数均达到设计要求，满负荷时原烟气侧差压在600～700Pa ，净烟气侧差压在250～350Pa （治理前原烟气和净烟气侧差压最高均达到2100Pa ），并且运行两个月来差压没有明显的上升趋势，在线吹扫效果明显，表2是#1GGH 治理前后运行参数随负荷变化情况对比（时间区间为1个月）。
表2 治理前后GGH 运行参数随负荷变化情况对比 参数 机组负荷 治理前（Pa） 治理后（Pa）
180MW 1380 350 240MW 1700 500 300MW 2000 650 原烟气侧差压
350MW 2100 740 180MW
900 400 240MW 1350 480 300MW 1650 550 净烟气侧差压
350MW
1750
600
7 结束语
（1）三河电厂#1GGH 经过治理后安全稳定运行，GGH 堵塞问题基本得到解决；
（2）GGH 积灰、结垢是一个复杂的综合性问题，原因多种多样，因此我们在预防和治理的时候要结合各厂的实际情况，深入分析，找出问题的症结，对症下药，综合治理；
（3）在GGH 结垢堵塞的预防和治理中，运行操作和运行方式的优化是一个非常重要的环节，对减缓结垢堵塞速度和增强治理效果有着至关重要的作用；
（4）GGH 作为湿法脱硫系统的一个技术瓶颈环节，不同程度的对脱硫系统的稳定运行造成一定影响，但是GGH 并非脱硫系统必不可少的环节，在一些比较偏远或排烟落地浓度要求不高的地方，可以考虑不设置GGH 。
参 考 文 献
[1]潘卫国，豆斌林，李红星，仇中柱，李芳芹，王文欢，赵林
凤.影响石灰石湿法烟气脱硫系统运行的几个关键问题的探讨[J].上海电力学院学报，2006，22（3），201-212. [2]朱宝山，等.燃煤锅炉大气污染物净化技术手册[M].北京：
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[3]曾庭华，杨华，马斌，王力.湿法烟气脱硫系统的安全性及
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收稿日期： 作者简介：
魏书洲（1981-），男，湖北十堰人，大学本科，助理工程师，主要从事火电厂环保设备的检修管理工作。
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烟气脱硫系统概述 烟气脱硫（Flue gas desulfurization,简称FGD ）是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法，是控制酸雨和二氧化硫污染最为有效和主要的技术手段。 石灰石/石膏湿法FGD 工艺技术是目前最为先进、成熟、可靠的烟气脱硫技术，更由于其具有吸收剂资源丰富，成本低廉等优点，成为世界上应用最多的一种烟气脱硫工艺，也是我国行业内推荐使用的烟气脱硫技术。 我公司烟气脱硫系统采用石灰石—石膏就地强制氧化脱硫工艺。吸收塔采用单回路四层喷淋、二级除雾装置，脱硫剂为（CaCO 3）。在吸收塔内，烟气中的SO 2与石灰石浆液反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏（CaSO 4·2H 2O ），石膏经二级脱水处理后外售或抛弃。其主要化学反应如下： CaCO 3+ SO 2+ H 2O CaSO 3·H 2O+CO 2 CaSO 3·H 2O+21O 2+2H 2O CaSO 4·H 2O+H 2O FGD 工艺系统主要有如下设备系统组成：烟气系统；吸收塔系统；石灰石浆液制备系统；石膏脱水系统；工艺水系统；氧化空气系统；压缩空气系统；事故浆液系统等。 工艺流程描述为： 由锅炉引风机来的热烟气进入喷淋吸收塔进行脱硫。在吸收塔内，烟气与石灰石/石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，
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1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
脱硫系统简介
石灰石湿法脱硫分为：烟气系统，吸收塔系统，制备系统，废水处理系统，石膏脱水 系统，公用系统，工艺水系统，事故排放系统。 1.烟气系统： 烟道 烟道包括必要的烟气通道、冲洗和排放漏斗、膨胀节、法兰、导流板、垫片、螺栓材料以及附件。 进出口挡板门为电动单轴单百叶挡板门，在FGD系统运行时打开。旁路挡板为电动单 轴双叶片百叶窗式挡板门，在FGD系统运行时关闭。当FGD系统停运、事故或维修时，入口挡板和出口挡板关闭，旁路挡板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。 2.吸收塔的概述 吸收塔为空塔结构，钢结构圆柱体，内衬玻璃鳞片. 吸收塔系统就FGD系统的核心部分，其只要功能就吸收烟气中SO2,最终的反应产物是（CaSO4 .2H2O）.同时也是可以吸收烟气中的其它污染物质，如飞灰、SO3、HCI、HF等。SO2吸收系统主要设备包括吸收塔，循环泵，氧化风机和石膏排浆泵。 吸收塔内可分为三个区域：吸收区、氧化区、中和区 吸收塔重要的参数包括：浆液PH值和浆液密度。最佳的PH值在5.2---5.8之间。 低于这个范围，则脱硫反应无法进行；高于这个范围，则氧化反应会停止，此时浆液池中产生了大量的亚硫酸盐CaSO3 . H2O,使得石灰石也无法溶解，同样也会阻碍脱硫反应的进行。遇到PH过高的情况时，可以暂时停止加入石灰石，使得PH 值降低，亚硫酸盐会再次转换成石膏。PH值过高的另一个缺点是石灰石同石膏一同排出吸收塔，造成石灰石的浪费，这将导致运行成本的增加。此外，石膏中混入太多的石灰石不利于石膏的综合利用。按照使用标准，干石膏内的石灰石含量应控制在2%以内。 烟气从吸收塔烟气净化区域底部进入，上升，被逆流而下的石灰石浆液冲洗净化。这些浆液来自吸收塔顶部的4个喷淋层。每个喷淋层喷洒吸收塔浆液池表面的浆液。每个喷淋层都备有一个单独的循环泵。吸收塔内除了喷淋层外，净化区没有其它管道。
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脱硫吸收塔SO2吸收系统
共享知识分享快乐 第三章SO 2吸收系统 3. 1、系统简介 SO2吸收系统是整个脱硫装置的核心系统，对烟气除去SO等有害成分的过程主要在这个系统完 成。本系统主要是由吸收塔、浆液循环泵、除雾器、吸收塔搅拌器及氧化风机等组成。石灰石- 石膏湿法烟气脱硫是由物理吸收和化学吸收两个过程组成。在物理吸收过程中SQ溶解于吸收剂 中，只要气相中被吸收气体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，吸收过程取决于气-液平衡，满足亨利定律。由于物理吸收过程的推动力很小，所以吸收速率较低。 而化学吸收过程使被吸收的气体组分发生化学反应从而有效地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，吸收速率较快。FG［反应速率取决于四个速率控制步骤，即SQ 的吸收、HSO氧化、石灰石的溶解和石膏的结晶。 3.2、吸收反应原理 3.2.1、物理过程原理 SQ吸收是从气相传递到液相的相间传质过程。对于吸收机理以双膜理论模型的应用较广， 双膜理论模型如图所示。图中p表示SQ在气相主体中的分压，p表示在界面上的分压，c和e 则分别表示SC2组分在液相主体及界面上的浓度。把吸收过程简化为通过气膜和液膜的分子扩 散，通过两层膜的分子扩散阻力就是吸收过程的总阻力。 气体吸收质在单位时间内通过单位面积界面而被吸收剂吸收的量称为吸收速率。根据双膜 理论，在稳定吸收操作中，从气相传递到界面吸收质的通量等于从界面传递到液相主体吸收质 的通量。吸收传质速率方程一般表达式为：吸收速率=吸收推动力x吸收系数，或者吸收速率=吸收推动力/吸收阻力。吸收系数和吸收阻力互为倒数。
共享知识分享快乐 3.2.2 、化学过程原理 321.1 、SQ、SQ和HCI 的吸收： 烟气中的SQ和SQ与浆液液滴中的水发生如下反应: —+ SQ + H2Q T HSQ3 + H SQ3 + H2Q T H 2SQ HCI 遇到液滴中的水即可迅速被水吸收而形成盐酸。 3.2.1.2 、与石灰石反应 浆液水相中的石灰石首先发生溶解，吸收塔浆池中石灰石溶解过程如下 CaCQ3 + H 2Q t Ca2+ + HCQ3—+ QH— 水中石灰石的溶解是一个缓慢的过程，其过程取决于以下几个因素： a. 固态石灰石颗粒的颗粒尺寸。颗粒细小的石灰石粉要比颗粒粗大的石灰石粉溶解要快。 b. 石灰石的反应率。活性石灰石的溶解率要比没有活性的石灰石溶解率要快。 c.吸收塔浆液的pH值。pH值越低，石灰石溶解得越快。 高的pH值对酸性气体的脱除效率有利，但是不利于石灰石的溶解。 的脱除效率，但是有利于石灰石的溶解。 SQ2、SQ3、HCI 等与石灰石浆液发生以下离子反应： 2+ — Ca2+ + HCQ3—+ QH—+ HSQ3—+ + 2H + 2+ — t Ca 2+ + HSQ + CQ 2 f +2H2Q 氧化反应：2HSQ3—+ Q2 t2SQ42—+ 2H + Ca2+ + HCQ3—+ QH —+ SQ42— + 2H +t Ca 2+ + SQ 42— + CQ2 f +2H2Q Ca2+ + HCQ3—+ QH—+ 2H+ + 2CI —t Ca 2+ + 2CI —+ CQ2f+ 2H 2Q 经验显示，吸收剂浆液的pH值控制在5.5?6.0之间，pH值为5.6时最佳，此时酸性气 体的脱除率和石灰石的溶解速度都很高。吸收塔浆液池中的pH值是通过调节石灰石浆液的投放 量来控制的，而加入塔内的新制备石灰石浆液的量取决于预计的锅炉负荷、SQ含量以及实际的吸收塔浆液的pH值。 3.2.1.3 、氧化反应通入吸收塔浆液池内的氧气将亚硫酸氢根氧化成硫酸根： —2—+ 2HSQ3—+ Q2 t 2SQ42—+ 2H + 3.2.1.4 、石膏形成： Ca2+ + SQ 42—+ 2H 2Q t CaSQ4 ? 2H2Q 石膏的结晶主要发生在吸收塔浆液池内，浆液在吸收塔内的停留时间、通入空气的体积和方式 低的pH值不利于酸性气体
火电厂脱硫的几种方法
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 石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。 它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。 (2)旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
电厂脱硫脱硝培训试题
电厂烟气脱硫试题 一、选择题（每小题2分，共20分，选出唯一正确的选项） 1湿法石灰石石膏脱硫过程的化学反应主要包括（） A、SO2的吸收 B、石灰石的溶解 C、亚硫酸钙的氧化与二水硫酸钙的结晶 D、石膏脱水 2湿法石灰石石膏脱硫系统主要组成不包括（） A、烟气系统与吸收系统 B、石灰石浆液制备系统与石膏脱水系统 C、工艺水和压缩空气系统 D、事故浆液系统与吸收剂再生系统 3湿法石灰石石膏脱硫技术主要采用的吸收塔型式中最为流行的是（） A、喷淋空塔 B、填料塔 C、液柱塔 D、鼓泡塔 4湿法石灰石石膏脱硫工艺的主要特点有（） A、脱硫效率高但耗水量大 B、钙硫比低且吸收剂来源广及格低 C、煤种适应性好 D、副产品不易处理易产生二次污染 5下面属于湿法石灰石石膏脱硫系统中采用的主要防腐技术有（） A、玻璃鳞片或橡胶衬里 B、陶瓷/耐酸转 C、碳钢+橡胶衬里/合金 D、碳钢+玻璃鳞片/合金 6 我国的湿法石灰石石膏脱硫系统将逐渐取消GGH对净化后烟气再热的原因不包括（） A、强制燃烧低硫煤 B、GGH本身的腐蚀令人头疼 C、脱硫技术的巨大进步 D、从经济性考虑 7湿法石灰石石膏脱硫系统会停止运行(保护动作停)的原因中不包括（） A、入烟温高于设定的160℃或者锅炉熄火 B、循环泵全部停或者6kv电源中断 C、进出口挡板未打开和增压风机跳闸 D、出现火灾事故或者除雾器堵塞 8 脱硫效率低的故障现象可能发生的原因中不包括（） A、SO2测量不准 B、pH值测量不准 C、液气比过低 D、除雾器结垢 9. 按有无液相介入对烟气脱硫技术进行分类，大致可分为（） A、湿法、半干法、干法、电子束法和海水法 B、钙法、镁法、氨法和钠法 C、炉前法、炉中法和炉后法 D、物理法、化学法、生物法和物理化学法
电厂脱硫脱硝工艺流程介绍
电厂在进行脱硫脱硝的时候方法是不一样的，所以其工艺流程也不相同，下面，就具体给大家分享一下。 脱硫工艺又分为两种，具体的流程介绍是：一、双碱法脱硫工艺 1）吸收剂制备与补充； 2）吸收剂浆液喷淋； 3）塔内雾滴与烟气接触混合； 4）再生池浆液还原钠基碱； 5）石膏脱水处理。 二、石灰石-石膏法脱硫工艺 1. 脱硫过程： CaCO3+SO2+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2 Ca(OH)2+SO2→CaSO3·1/2H2O+1/2H2O CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca(HSO3)2 2. 氧化过程： 2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2O
Ca(HSO3)2+O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2SO4 脱销工艺也分为两种，具体的流程介绍是：一、SNCR脱硝工艺1. 采用NH3作为还原剂时： 4NH3 + 4NO+ O2 →4N2 +6H2O 4NH3 + 2NO+ 2O2 →3N2 +6H2O 8NH3 + 6NO2 →7N2 +12H2O 2. 采用尿素作为还原剂时： (NH2)2CO→2NH2 + CO NH2 + NO→N2 + H2O CO + NO→N2 + CO2 二、SCR脱硝工艺 1. 氨法SCR脱硝工艺： NO+NO2+2NH3—>2N2+3H2O
4NO+4NH3+O2—>4N2+6H2O 2NO2+4NH3+O2—>3N2+6H2O 2. 尿素法SCR脱硝工艺： NH2CONH2+H2O→2NH3+CO2 4NO+4NH3+O2→3N2+6H2O 6NO+4NH3→5N2+6H2O 以上内容由河南星火源科技有限公司提供。该企业是是专业从事环保设备、自动化系统、预警预报平台开发的技术服务型企业。公司下辖两个全资子公司,分别从事污染源监测及环境第三方检测。参股两家子公司分别从事环保设备的生产制造、自动化软件平台及智慧环保相关平台的定制开发。
脱硫工艺简介
. 1. 湿法烟气脱硫 石灰石（石灰）—石膏烟气脱硫 是以石灰石或石灰浆液与烟气中的SO2反应，脱硫产物是含水15-20%的石膏。 氧化镁烟气脱硫 是以氧化镁浆液与烟气中的SO2反应，脱硫产物是含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物。 氨法烟气脱硫 用亚硫酸铵(NH4)2SO3吸收SO2生成亚硫酸氢铵NH4HSO3，循环槽中用补充的氨使NH4HSO3亚硫酸氢铵再生为(NH4)2SO3亚硫酸铵循环使用。 双碱法烟气脱硫 是利用氢氧化钠溶液作为启动脱硫剂，配制好的氢氧化钠溶液直接打入脱硫塔洗涤脱除烟气中SO2来达到烟气脱硫的目的，然后脱硫产物经脱硫剂再生池还原成氢氧化钠再打回脱硫塔内循环使用 海水法烟气脱硫 海水通常呈弱碱性具有天然的二氧化硫吸收能力，生成亚硫酸根离子和氢离子，洗涤后的海水呈酸性，经过处理合格后排入大海。 2.干法或半干法烟气脱硫 所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的 喷雾法：利用高速旋转雾化器，将石灰浆液雾化成细小液滴与烟气进行传热和反应，吸收烟气中的SO2。 炉内喷钙尾部增湿活化法：将钙基吸收剂如石灰石、白云石等喷入到炉膛燃烧室上部温度低于1200℃的区域，石灰石煅烧成氧化钙，新生成的氧化钙CaO与SO2进行反应生成CaSO4硫酸钙，并随飞灰在除尘器中收集，并且在活化反应器内喷水增湿，促进脱硫反应。 循环流化床法：将干粉吸收剂粉喷入塔内，与烟气中的SO2反应，同时喷入一定量的雾化水，增湿颗粒表面，增进反应，控制塔出口烟气的温度，吸收剂和生成的产物一起经过除尘器的收集，再进行多次循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，大大提高吸收剂的利用率和脱硫效率。 荷电干式喷射脱硫法：吸收剂干粉以高速通过高压静电电晕充电区，使干粉荷上相同的负电荷被喷射到烟气中荷电干粉同电荷相斥，在烟气中形成均匀的悬浊状态，离子表面充分暴露，增加了与SO2的反应机会。同时荷电粒子增强了活性，缩短了反应所需停留时间，提高了脱硫效率。 二、烧结机石灰—石膏湿法脱硫工艺概述 1、烧结机的烟气特点 烧结烟气是烧结混合料点火后，随台车运行，在高温烧结成型过程中产生的含尘废气，烧结烟气的主要特点是： （1）烧结机年作业率较高，达90％以上，烟气排放量大； （2）烟气成分复杂，且根据配料的变化存在多改变性别； （3）烟气温度波动幅度较大，波动规模在90～170 ℃； （4）烟气湿度比较大一般在10％左右； （5）由于烧结原料含硫率关系，引起排放烟气SO2浓度随配料比的变化而发生较大的变化； （6）烧结烟气含氧量高，约占10%～15%左右； （7）含有腐蚀性气体。烧结机点火及混合料的烧结成型过程，均产生一定量的氯化氢（HCl）、硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）、氟化氢（HF）等。 2. 石灰-石膏湿法脱硫工艺原理 脱硫剂采用石灰粉（150目以上，含钙率≥80%，筛余量≤5%），脱硫浆液吸收烟气中的S02后，经氧化生成石膏，其反应方程式如下： （1）烟气中SO2及SO3的溶解； 烟气中所含的SO2与吸收剂浆液发生充分的气/液接触，在气—液界面上发生传质过程，烟气中气态的SO2及SO3溶解转变为相应的酸性化合物： SO2＋H2O ←→H2SO3亚硫酸 SO3＋H2O ←→HSO4硫酸氢根 烟气中的一些其他酸性化合物（如：HF（氟化氢）、HCl（氯化氢）等），在烟气与喷淋下来的浆液接触时也溶于浆液中形成氢氟酸、盐酸等。
14种燃煤电厂烟气脱硫技术
14种燃煤电厂烟气脱硫技术 国内外已经建成的烟气脱硫设施以燃煤电厂居多，脱硫技术的研究也以电厂为主，石油炼化企业脱硫技术研究可在一定程度上借鉴电厂烟气脱硫已有的成熟技术。目前，按副产物的形态，烟气脱硫技术可分为湿法、干法、半干法三种。 湿法烟气脱硫技术（WFGD） 吸收剂在液态下与SO2反应，脱硫产物也为液态。该法脱硫效率高、运行稳定，但投资和运行维护费用高、系统复杂、脱硫后产物较难处理、易造成二次污染。 湿法烟气脱硫技术优点：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%，技术成熟、适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的 80% 以上。缺点：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、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。分类: 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。 石灰石/石灰-石膏法 是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的 SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaO3S）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（ CaSO4），以石膏形式回收。这是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到 90% 以上。 间接石灰石-石膏法 常见的间接石灰石-石膏法有: 钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理: 钠碱、碱性氧化铝（Al2O3˙nH2O）或稀硫酸（H2SO4）吸收 SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。 柠檬吸收法
火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述
火电厂烟气脱硝工艺特点及工作原理概述 一、工作原理 电厂脱硫设备采用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成吸收浆液，当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水制成吸收剂浆液。脱硫处理技术在吸收塔内，吸收浆液与烟气触混合，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从而被脱除，最终反应产物为石膏。 二、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、石灰石/石灰浆液制备系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统(工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等)、电气控制系统等几部分成。 三、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。 四、工艺特点 1、脱硫效率高，可保证95%以上; 2、技术成熟、运行可靠性好; 3、对煤种变化、负荷变化的适应性强，适用于高硫煤; 4、脱硫剂资源丰富，价格便宜。
浅谈火电厂中的烟气脱硫技术(标准版)
Enhance the initiative and predictability of work safety, take precautions, and comprehensively solve the problems of work safety. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 浅谈火电厂中的烟气脱硫技术 (标准版)
浅谈火电厂中的烟气脱硫技术(标准版)导语：根据时代发展的要求，转变观念，开拓创新，统筹规划，增强对安全生产工作的主动性和预见性，做到未雨绸缪，综合解决安全生产问题。文档可用作电子存档或实体印刷，使用时请详细阅读条款。 摘要：目前我国的发电还是主要已火力发电为主，其火电脱硫技术在我国脱硫技术中的应用比较广泛，但后期造成环境污染也受到了群众的重视，本文主要对湿法脱流中的工艺及防腐问题进行了分析。 关键词：火电厂；烟气脱硫；防腐 我公司总承包的新疆天龙矿业股份有限公司电解铝技改配套(1×200MW)发电机组烟气脱硫工程配置一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），全烟气脱硫，脱硫效率要求不小于95%，不设GGH，有增压风机、设置全烟气旁路。 本工程是采用的石灰石/石膏湿法脱硫。即CaCO3＋ SO2Ca2SO3·1/2H2O，然后将亚硫酸钙（Ca2SO3·1/2H2O）充分氧化成石膏。脱硫岛的关键设备是脱硫吸收塔。吸收塔为圆筒型常压设备，吸收塔下部内径为φ12400mm，上部内径为φ9700mm，烟气入口高度为11715mm，烟气出口高度为25525mm，液位高度为8430mm，吸收塔高为27070mm。吸收塔底部浆液池设有一层氧化空气管网和3台侧进式搅拌
各种脱硫工艺及其原理
各种脱硫工艺及其原理 一般分为烟气脱硫和橡胶专业的脱硫烟气脱硫——除去烟气中的硫及化合物的过程，主要指烟气中的SO、SO2。以达到环境要求。橡胶专业的脱硫——devulcanizing 指采用不同加热方式并应用相应设备使废胶粉在再生剂参与下与硫键断裂获得具有类似生胶性能的化学物理降解过程。它是制造再生胶过程的一道主要工序。分为：水油法、油法。 该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换烟气脱硫设备热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。 编辑本段燃烧前脱硫 燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H2、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。水煤浆（Coal Water Mixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成250~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。 燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。 编辑本段燃烧中脱硫，又称炉内脱硫 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。其基本原理是：CaCO3==高温==CaO＋CO2↑ CaO＋SO2====CaSO3 2CaSO3＋O2====2CaSO4 （1）LIMB炉内喷钙技术 早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一
电厂烟气脱硫技术方案
山東雪花生物化工股份有限公司2×220t/h鍋爐煙氣脫硫工程（氨-硫酸銨濃縮結晶脫硫工藝） 技術方案
目錄 1 项目概况 (3) 2 基本参数及设计要求 (4) 3 规范和标准（不仅限于此） (5) 4 脱硫系统技术指标 (10) 二、技术方案及工艺特点 (11) 1设计原则 (11) 2 氨法脱硫概述 (12) 4本工艺技术特点 (14) 5脱硫及硫酸铵回收工艺系统描述 (15) 6 主要经济技术指标 (25) 7脱硫系统运行费用与硫酸铵回收统计(年运行时间按7500小时计) .. 26 8主要设备选型及设备表 (26) 三、投资概算 (33) 四、工程施工周期 (33) 五、施工组织计划............................. 错误！未定义书签。 六、施工准备.............................. 错误！未定义书签。补充说明：................................... 错误！未定义书签。
一、技術方案設計大綱 1 專案概況 隨著工業經濟的不斷發展，世界環境日益惡化。尤其是隨著發展中國家的工業化進程的不斷推進，排向大氣的污染物絕對量快速增長。人類越來越被因自己而造成的惡果而感到疲於應付、甚至恐懼。燃煤電廠所排放煙氣中的二氧化硫是造成大氣污染主要的因素之一，它不僅能造成酸雨危害人類，而且據最近世界環境專家斷言，還是破壞大氣臭氧層的一個重要因素。因此，二氧化硫的治理迫在眉睫。 燃煤電廠S02排放超過全國SO2排放總量的50%。隨著新型能源基地的發展戰略逐漸向煤電並舉，輸電為主的方向轉變，在燃煤電廠的設計或脫硫改造工程中，如何合理選用脫硫工藝，並以較低的初投資和運行費用達到脫硫後SO2排放量符合國家排放標準的規定以及建設機組環境評價要求，是燃煤電廠煙氣脫硫行業健康發展的關鍵問題。 燃煤是大氣環境中S02、氮氧化物、煙塵等污染物的主要來源。從煤的消耗量來看：煤炭在我國能源消費中的比例保持在70%左右，且短期內難以改變；從煤的使用方式上看：煤炭消費量的80%直接用於燃燒，其中燃煤電廠燃煤量占煤炭消耗量的50%以上。 “十二五”規劃主要大氣污染物排放總量持續削減，按照目前統計口徑，全國二氧化硫排放總量比“十一五”減少10%，重點行業和重點地區氮氧化物排放總量比“十一五”減少10%，全國氮氧化物增長趨勢得到遏制。電力行業仍為減排重點領域，新建燃煤機組全部配套建設脫硫設施，脫硫效率達到95%以上，並根據排放標準和建設專案環境影響報告書批復要求配套建設煙氣脫硝設施，脫硝效率達到80%以上，除淘汰機組外，“十一五”期間未脫硫的燃煤機組安裝脫硫設施，綜合脫硫效率提高到90%以上，已投運的脫硫設施中不能穩定達標排放或實際燃煤硫分超過設計硫分
电厂脱硫脱硝的工艺流程设计
电厂脱硫脱硝的工艺流程设计 在本次的设计中工艺流程是先脱硝再脱硫，是对燃烧后的烟气进行的处理过程，脱硝装置采用低粉尘布置。脱硝采用选择性催化还原（SCR法，脱硫采用的是湿式石灰石—石膏法烟气脱硫法。 一、低粉尘布置的SCR工艺特点 优点锅炉烟气经过静电除尘器之后，粉尘浓度下降，可以延长催化剂的使用寿命；与锅炉本体独立，不影响锅炉的正常运行；氨的泄漏量小于高温布置方式的泄漏量。 缺点 与高粉尘布置一样，烟气中含有大量的SQ，催化剂可以是部分SQ氧化，生成SQ,并可能与泄露的氨生成腐蚀性很强的硫酸铵（或者硫酸氢铵）; 由于烟气温度较低（约为160°C），可供选择的催化剂的种类较少；国内没有运用经验，国外可供参考的工程实例也较少。湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺特点 优点 脱硫效率高。适用于大容量机组，且可多台机组配备一套脱硫装置。 技术成熟，运行可靠性好。 对煤种变化的适应性强。 吸收剂资源丰富，价格便宜。脱硫副产品便于综合利用。 缺点 石灰浆制备要求高，流程复杂。设备易结垢、堵塞。 脱硫剂的利用率偏低，增加了脱硫剂和脱硫产物的处理费用。 SCR兑硝工艺特点 优点 使用催化剂，反应温度低； 净化率高，脱NO x效率可达85%; 工艺设备紧凑，运行可靠；还原后的氨气放空，无二次污染； 缺点 烟气成分复杂，某些污染物可使催化剂中毒；高分散的粉尘可覆盖催化剂的表面，使其活性下降；系统中存在一些未反应的NH3和烟气的SQ作用，生成易腐蚀和堵塞设备的（NH4）2SO4和NH4HSQ,会降低氨的利用率，同时加剧空气预热器低温腐蚀。设计参数 1、2X 300MW石灰石-石膏湿式法脱硫工艺参数设计（含GGH） （1 ）确定的参数； 1）哈尔滨锅炉有限公司HG-1060/型号锅炉； 2）环境温度20C，空气的水质含量1%; 3）石灰石品质：CaCO含量%, SiQ含量％,CaO含量％, MgO含量％, S含量%; 4）高温电除尘器除尘效率%； 5）除尘器漏风系数3%; 6）增压风机漏风系数1%; 7）GGH漏风系数1%. （2）设计的参数 1）除尘器出口烟气温度138 C；
脱硫脱硝实用工艺概述
石灰石-石膏湿法脱硫工艺概述 烟气脱硫采用技术为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫剂采用石灰石粉(CaCO3), 石灰石由于其良好的化学活性及低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。SO2与石灰石浆液反应后生成的亚硫酸钙, 就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。 本设计方案采用传统的单回路喷淋塔工艺，将含有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔底部, 塔内上部设置三层喷淋层和二级除雾器。从锅炉来的原烟气中所含的SO2与塔顶喷淋下来的石灰石浆液进行充分的逆流接触反应，从而将烟气中所含的SO2去除，生成亚硫酸钙悬浮。在浆液池中通过鼓入氧化空气，并在搅拌器的不断搅动下，将亚硫酸钙强制氧化生成石膏颗粒。脱硫效率按照不小于90％设计。其他同样有害的物质如飞灰，SO3，HCI 和HF也大部分得到去除。该脱硫工艺技术经广泛应用证明是十分成熟可靠的。 工艺布置采用一炉一塔方案，石灰石制浆、石膏脱水、工艺水、事故浆液系统等两塔公用。#1锅炉来的原烟气由烟道引出，经升压风机(两台静叶可调轴流风机) 增压后, 送至吸收塔，进行脱硫。脱硫后的净烟气经塔顶除雾器除雾后通过烟囱排放至大气。#2炉的烟道系统流程与#1炉相同，布置上与#1炉为对称布置。 脱硫剂采用外购石灰石粉，用滤液水制成30%的浆液后在石灰石浆液箱中贮存，通过石灰石浆液泵不断地补充到吸收塔内。脱硫副产品石膏通过石膏排出泵，从吸收塔浆液池抽出，输送至石膏旋流站(一级脱水系统)，经过一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50%左右，直接送至真空皮带过滤机进行二级过滤脱水。石膏被脱水后含水量降到10％以下。石膏产品的产量为20.42t/h（#1、#2炉设计煤种，石膏含≤10％的水分）。脱硫装置产生的废水经脱硫岛设置的废水处理装置处理后达标排放或回收利用。 脱硝工艺系统描述 3.1 脱硝工艺的原理和流程 本工程采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术。SCR脱硝技术是指在催化剂的作用下，还原剂（液氨）与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮和水，从而去除烟气中的NOx。选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应，而不与烟气中的氧气发生反应。 化学反应原理 4 NO + 4 NH3 + O2 --> 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 + O2 --> 7 N2 + 12 H2O
电厂脱硫工艺及脱硫灰性质
3脱硫灰的产生与常见的脱硫工艺 烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，简称FGD）是目前燃煤电厂控制SO2气体排放最有效和应用最广的技术。20世纪60年代后期以来，烟气脱硫技术发展迅速，根据美国电力研究院(EPRI)的统计，大约有300种不同流程的FGD工艺进行了小试或工业性试验，但最终被证实在技术上可行、经济上合理并且在燃煤电厂得到采用的成熟技术并不多。 目前在火电厂大、中容量机组上得到广泛应用并继续发展的主流工艺有4种:石灰石/石灰一石膏湿法脱硫工艺，喷雾干燥脱硫工艺，炉内喷钙炉后增湿活化脱硫工艺(Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium，简称LIFAC)和循环流化床烟气脱硫工艺（Circulating Fluidized Bed Flue Gas Desulfurization，简称CFB一FGD)。 3.1石灰石/石灰-石膏脱硫工艺 石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺是目前使用最多的一种湿法烟气脱硫工艺工艺。根据吸收塔型式不同，该工艺又可分为三类:逆流喷淋塔工艺、顺流填料塔工艺和喷射鼓泡反应器工艺三种。常用的逆流喷淋塔型湿法工艺，其工艺流程为:从除尘器出来的烟气经气一气换热器降温后进入FGD吸收塔，在吸收塔内烟气和喷淋下的石灰石粉悬浮液充分接触，SO 与浆液中的碱性物质发生化学 2 反应被吸收。新鲜的石灰石浆液不断加入到吸收塔中，洗涤后的烟气通过除雾器再经气-气换热器升温后由烟囱引至高空排放。吸收塔底部的脱硫产物由排液泵抽出，送去脱水或作进一步处理。 3.2喷雾干燥脱硫工艺 喷雾干燥脱硫工艺以石灰作为脱硫剂，首先把石灰消化制成消石灰浆。消石灰浆液经旋转喷雾装置或两相流喷嘴雾化成非常细的液滴，在吸收塔内与待处理 与脱硫剂反应生成CaSO3而被去的烟气充分混合。通过气液传质，烟气中的SO 2 除，粉末状的脱硫副产物随烟气一起排出由下游的除尘器收集，收集下的固体灰渣一部分排入配浆池循环利用，一部分外排。净化后的烟气由引风机引至烟囱排放。 3.3炉内喷钙炉后增湿活化脱硫工艺（简称LIFAC）
电厂脱硫烟气系统的运行分析
电厂脱硫烟气系统的运行分析 在今后很长的一段时间内，我国的能源发展以煤炭发电为主，这样就需要对电厂烟气脱硫系统进行研究，文章详细介绍了目前常用的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，对脱硫的原理进行了研究，详细分析了系统运行情况，并对脱硫技术的发展趋势做出预测。 标签：电厂；脱硫技术；湿法烟气脱硫；运行分析 前言 在我国能源结构中，煤炭占主导地位，经燃烧后排出的酸性气体，对大气造成严重污染，火力电厂发电尤为严重。所以电厂脱硫技术必不可少。 目前各国都在研发电厂脱硫技术，各种技术数目已高达上百种之多。这些技术可分为三大类：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫[1]。在发电站炉膛内，煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2，由于炉膛内温度高，不利于脱硫，因此通过烟气脱硫是目前经济快速且行之有效的方法。 1 电厂脱硫技术现状简介 早在20世纪30年代，英国就有了完整的一套电厂脱硫技术，随后，美国、日本、欧盟等国家也相继发展了脱硫装置。与发达国家相比，我国的脱硫技术起步较晚，在20世纪90年代初期，我国开始大力兴建电厂并引进国外先进的烟气脱硫技术和装置，引进的工艺成熟，设备先进，运行可靠，但由于运行和投资费用巨大，所以我国在国外先进技术的基础上进行改造创新，自主研发适合国内行情的脱硫技术。在近二十年来，我国投入了大量的人力、物力、财力对脱硫技术进行研究，取得了一系列的成果[2]。但在脱硫行业也存在一些弊端：烟气在线监测系统不能充分利用，没有完全发挥其效能和作用；我国的脱硫工艺方法过于单一；对于脱硫副产物的处理不够重视，产生了二次污染等等。 2 电厂脱硫烟气系统运行分析 2.1 石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术（FGD）原理 石灰石-石膏湿法烟气脱硫是最常用的脱硫技术，包括三个过程：质量传递、流体输运和热量传递[3]。具体工艺流程是：烟气经过静电除尘器除尘，然后经过增压风机、烟气换热器GGH冷却后进入吸收塔。在吸收塔内是以逆流进行洗涤吸收，烟气由下向上流动，Ca（OH）2浆液由上向下流动，并通过喷淋设备进行雾化，使上行气体可与下行浆液充分接触。在吸收塔中，通过氧化风机在塔底鼓入氧气，在氧气充足的条件下，烟气中的SO2与浆液中的Ca（OH）2反应生成石膏，在泵的带动下将石膏浆液排出，石膏浆液再进入脱水系统进行一级脱水和二级脱水，所得产物为石膏。经过脱硫后的烟气除去水分后排入大气中，反