燃煤电厂脱硫废水处理技术研究与应用进展
摘要在燃烧燃煤的过程中，会产生很多对环境造成污染的气体或杂质，所以，在电厂系统中会增加一些处理设备，将这些有害物质进行清除，但是在清除的过程中，一些硫化物又会残留在水中形成脱硫废水，这些脱硫废水也会对环境造成一定的影响。本文作者结合自己的工作经验并加以反思，对燃煤电厂脱硫废水处理技术进行了深入的探讨，具有重要的现实意义。
关键词燃煤电厂；脱硫废水；处理技术
前言
随着社会的发展，科学技术的不断进步，不论是在人们的生活中，还是在企业生产中，都加大了各种电气设备的使用，从而需要更多的电力来保证这些设备的运转。而在我国，尽管目前电力行业在不断地发展水电或清洁能源电力，但燃煤机组依然占有非常大的比例。加强燃煤电厂脱硫废水处理技术研究与应用具有重要意义，能够更好地减少燃煤电厂对环境的影响。
1 脱硫废水的特点与影响因素
1.1 脱硫废水的特点
在燃煤电厂运行过程中，会产生大量的脱硫废水，这些脱硫废水不仅会对环境造成一定的影响，而且还会对各种设备带来了一定的影响，当设备长时间与废水接触时，废水就会对设备进行腐蚀，从而降低设备使用的各项性能。而在脱硫废水当中，存在着以下四个特点：首先，水质偏弱酸性，对脱硫废水进行测试可以发现，我国的脱硫废水的pH一般在5.0左右；其次，废水中存在着较多的悬浮物，在脱硫废水中，少则上千mg/L，多则上万mg/L；再次还存在很多其他有害物质，如汞、镉、铅等重金属元素，氟化物等；最后是盐类物质较多，如硫酸盐、亚硫酸盐、氯盐等，其中氯盐的含量最多，硫酸盐的成分最低[1]。
1.2 影响脱硫废水的因素
在燃煤电厂运行的过程中，煤炭资源是主要的燃料，因此，其自身品质的好坏，就会对脱硫废水造成一定的影响。如果煤炭当中的硫元素越多，产生的SO2就会越多，从而在对其处理时，会产生浓度更高的脱硫废水，同时，脱硫废水的排放量也会增加。而如果氯元素的含量较多，排放的烟气当中氯的含量相对较多，为了避免其对设备的腐蚀，就会提高脱硫浆液的使用，从而提高了脱硫废水的数量。同时，在对污染气体或杂质进行处理时，还需要使用石灰石，而在石灰石当中，会存在一些镍、锌等微粒，在处理的过程中，就会将这些微粒存留在废水中，从而使脱硫废水中出现一些重金属元素[2]。
2 当前脱硫废水处理技术分析
脱硫废水处理工艺设计初步构思 1脱硫废水的主要来源 煤粉在锅炉燃烧后会产生烟气,烟气经电除尘器设备除尘后进入引风机再引出到脱硫系统,经增压风机、吸收塔、除雾器后,洁净的烟气通过烟囱排入大气。 在吸收塔中,随着吸收剂吸收二氧化硫过程的不断进行,吸收剂有效成分不断被消耗从而生成的亚硫酸钙经强制氧化生成石膏,在吸收剂洗涤烟气时,烟气中的氯化物也会逐渐溶解到吸收液中从而产生氯离子的富集。氯离子浓度的增高会带来两个不利的影响:一是降低了吸收液的pH值,以致引起脱硫率的下降和CaSO4结垢倾向的增大;此外,氯离子浓度过高会降低副产品(石膏)的品质,从而降低产出石膏的价值。当吸收塔浆液质量浓度达到700g/L,吸收剂基本完全反应,脱硫能力相当弱,吸收塔浆液中氯离子的质量浓度达到最大允许质量浓度(20mg/L)左右,这就要将吸收塔浆液抽出送至石膏脱水车间使用真空皮带脱水机脱水。脱硫系统排放的废水,处理的清洗系统排出的废水、水力旋流器的溢流水和皮带过滤机的滤液都是废水产生的来源。 2 脱硫废水水质的基本特点 脱硫废水的成分及浓度对处理系统的运行管理有很大影响，是影响处理设备的选择、腐蚀等的关键性因素。脱硫废水一般具有以下几个特点。 （1）水质呈弱酸性：国外 pH 值变化围为 5.0～6.5，国一般为 4.0～6.0。酸性的脱硫废水对系统管道、构筑物及相关动力设备有很强的腐蚀性。 （2）悬浮物含量高，其质量浓度可达数万mg/L，而且大部分的颗粒物黏性低。（3）COD、氟化物、重金属超标，其中包括第 1 类污染物，如 As、 Hg、Pb 等。（4）脱硫废水的一般温度在45度左右。 （5）脱硫废水生化需氧量(BOD5)低。
关于火电厂脱硫技术的研究探讨 发表时间：2017-12-18T11:41:53.827Z 来源：《电力设备》2017年第24期作者：罗彦波1 熊新荣2 于轩2 [导读] 摘要：十八大以来，国家对环境保护问题越来越重视，出台了一系列政策。 （1新疆电力建设调试所 830000；2国网新疆电力公司电力科学研究院）摘要：十八大以来，国家对环境保护问题越来越重视，出台了一系列政策。但是，目前我国能源还是以火电为主，而火电厂发电会消耗煤产生大量的二氧化硫，造成环境污染。因此，对火电厂脱硫技术进行研究就显得尤为迫切。本文作者对此进行了简单探讨。 关键词：火电厂；脱硫技术；问题；对策 伴随着经济的发展，环境问题日益突出，严重危害人们的身体健康与社会的可持续发展，已经成为威胁生存和发展的重大社会问题。据统计我国是世界上污染物排放量最大的国家之一，在我国每年因为城市污染造成的超额死亡人数达到17.8万人。而我国能源以煤炭为主，燃煤过程产生大量的二氧化硫，对空气造成很大的污染。特别是环保部在2014年颁布了《火电厂大气污染物排放标准》，其中有关脱硫的相关规定与之前颁布的标准相比，不管是从减排力度还是完成时间周期限制上都有明显的提高，因此在这种形势下对火电厂脱硫技术进行研究就显得尤为重要。下面，本人结合多年工作和理论研究经验，现就火电厂脱硫技术方面浅谈几点个人体会，谨供同行参考。 1当前火电厂常用的脱硫技术 当前应用较为广泛的脱硫技术主要有：湿式石灰石/石膏法、氨法脱硫、烟气循环流化床法（包括NID法）、旋转喷雾半干法、炉内喷钙－尾部加湿活化法等。 1.1 湿式石灰石/石膏法 该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺。该法脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上，脱硫剂来源丰富，副产品石膏利用前景较好。不足之处是系统较复杂，占地面积大，初投资及厂用电较高，脱硫废水需进行处理。 工艺特点：采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理，形成副产品石膏。脱硫石膏经脱水后可综合利用。 1.2 氨法脱硫 2009年9月18日，由中国电力企业联合会组织召开，国家发展改革委环资司、国家环保部科技司等主管部门及五大电力集团参加的江南氨法脱硫技术现场评议会在广西南宁召开。与会专家经考察认为，氨法脱硫技术是一项真正可实现循环经济的绿色脱硫工艺，尤其适宜于燃煤含硫量高的电厂锅炉和工业炉窑烟气脱硫新建及改造项目。 工艺特点：氨法烟气脱硫技术是以液氨或氨水作为原料，与烟气中的SO2发生酸碱反应，最终生成副产物硫酸铵，脱硫效率大于90 %。 1.3 烟气循环流化床干法脱硫 该技术是20世纪80年代后期由德国鲁奇公司研究开发的。 工艺特点：石灰粉经过石灰干消化器消化后进入两级串联旋风筒，消石灰仓中消石灰以干态的形式从仓室以一定的控制速度送入吸收塔。在塔内与经过预除尘后的烟气中的SO2发生反应进行脱硫，脱硫效率达85 %以上。 1.4 NID干法脱硫技术 NID技术是原理为石灰粉经过石灰消化器消化后进入反应器，与烟气中的SO2发生化学反应，生成CaSO3和CaSO4，烟气中的SO2被脱除，用于中小型容量机组，脱硫效率可达80 %。 1.5 简易湿式石灰石/石膏法 简易湿式石灰石/石膏法脱硫装置的基本原理与湿法基本相同，但装置的容量相应减小，并取消烟气加热装置（GGH）。该装置总的烟气脱硫率可达70%。 1.6 旋转喷雾半干法脱硫技术 旋转喷雾半干法工艺是采用石灰粉制浆作为脱硫剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应，生成CaSO3和CaSO4，烟气中的SO2被脱除。脱硫剂利用率低，脱硫效率一般在70%左右。 1.7 炉内喷钙-尾部加湿活化法脱硫技术 该工艺以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850～1 150 ℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的SO2反应，生成CaSO3。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触，生成氢氧化钙进而与烟气中的SO2反应，脱硫效率一般达75 %左右。 2火电厂脱硫技术应用中存在的问题 我国虽然已经有部分火电厂按照监管和环保要求，购置了相关的脱硫设备。但是经统计发现，这些设备的运行率并不高，脱硫效率也不尽人意。常见的问题如下： 2.1由于缺乏自主知识产权，一些从事脱硫业务的企业往往依赖国外相关的设备和技术。这就导致了，一些进口的设备没人可以操作，设备出了故障没人可以修复的现象出现。 2.2脱硫设备的运行成本非常高。出于降低成本，增加效益的考虑，一些电厂经常私自关停脱硫设备，只在有关部门检查的时候开机应付。 2.3随着中国政府在环境保护方面的政策扶持力度越来越大，对企业的环保标准要求越来越高，脱硫市场的份额也在高速增长。在利益的驱动下，很多良莠不齐的涉及脱硫业务的企业纷纷出现。由于相关部门还没有针对该行业建立完善的准入机制和监控体系，这些企业的相关资质和能力也就无法得到有效的考核和监管。脱硫工程质量低劣，商业过程不透明等都是经常出现的问题。 2.4发电设备制造商在设备设计和制造过程中，并没有充分考虑到后期可能安装脱硫或其他设备所带来的负荷要求以及相关的安全要求。许多燃煤电厂在安装脱硫设备后，发电设备的运行出现了很多问题，导致大大降低了设备的使用效果。 2.5电厂脱硫的成本较高，而相关部门针对采用脱硫技术的电厂扶持政策体系不完善。不能够较好的弥补电厂在脱硫技术应用方面的固定投资和运行成本。这在一定程度上影响了电厂脱硫的积极性。
燃煤电厂脱硫废水蒸发处理技术的研究应用 发表时间：2020-04-14T07:33:49.223Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第1期作者：王润廷 [导读] 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的烟气脱硫工艺技术。 甘肃电投武威热电有限责任公司甘肃省武威市 733000 摘要：石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺广泛应用于燃煤火力发电厂。脱硫废水是燃煤电厂末端高含盐废水的集中代表。实现脱硫废水的减量和零排放，对于燃煤电厂实现废水零排放至关重要。结合当地气候特点和现场实际，对脱硫废水的蒸发处理技术持续进行研究和实践，由中南电力设计院有限公司设计、总承包的脱硫废水蒸发处理EPC工程在甘肃电投武威热电有限责任公司得以成功应用。 关键词：燃煤电厂；脱硫废水；蒸发处理技术；研究应用 一、做好燃煤电厂脱硫废水处理的重要意义 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的烟气脱硫工艺技术。它采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液。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脱除，最终反应产物为石膏。吸收浆液在吸收塔内不断循环的过程中，受煤质、用水及石灰石中部分成分的影响，会逐渐溶解、富集氯离子和汞、镉、铬、铅等重金属元素，一方面加速了浆液对脱硫设备的腐蚀，另一方面影响石膏的品质，因此脱硫装置需通过排放一定量的废水来控制部分工艺参数，以满足脱硫装置安全、经济、长周期运行的需要。 甘肃电投武威热电有限责任公司因武威市城区冬季集中采暖供热而生，属于民生工程和节能减排环保工程。按照项目环评批复，“生产废水和生活污水处理后全部回用，不外排”，即废水零排放。火电厂的废水零排放是一项复杂的系统工程，按照水资源梯级利用的原则和工程设计及实施，经处理后的生产废水和生活污水作为复用水被回用至以脱硫系统为主要用户的其他对水质要求较低的系统中，因此，脱硫废水成为电厂末端高含盐废水的集中代表。实现脱硫废水零排放即实现全厂废水零排放。 二、脱硫废水处理工艺现状 常规的燃煤电厂脱硫废水处理系统一般采用“三联箱”工艺技术，即在中和箱、反应箱、絮凝箱中分别加入石灰乳、有机硫、絮凝剂等化学药品，去除废水中的重金属和胶体，在澄清浓缩器入口加入助凝剂，在浓缩器内进行沉淀分离后，出水进入清水池，加盐酸溶液调节pH值后，合格出水排放或回用。按照现行的火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标（DL/T997-2006）和脱硫废水“三联箱”处理系统出水指标，经处理后的脱硫废水仍属于高含盐废水，使得脱硫废水的后续处置和回用严重受限。 三、脱硫废水蒸发处理技术研究应用 武威市深居内陆，属大陆性温带干旱气候，具有四季分明、海拔高、日照长、太阳辐射强、蒸发量大、雨量稀少等气候特点。以1951年至2004年气象统计数据为例，武威市多年平均蒸发量为1890 mm，多年平均降水量为165.9 mm。鉴于采用其他的脱硫废水深度处理技术存在系统复杂、初投资大、运行维护成本高等问题，结合当地气候特点和现场实际，对脱硫废水蒸发处理技术持续进行研究和实践应用。 1、自然蒸发池蒸发处理 按照武威热电联产项目初步设计，拟在厂区内设置容积为10000m3的事故蒸发池，蒸发池面积约6000m2，年蒸发废水总量约6000m3，用于事故状态下贮存和消解脱硫废水，以防止高含盐量的脱硫废水排入环境水体中。另外，在厂区内预留脱硫废水深度处理装置建设用地。考虑到厂平布置和冬季防冻问题，经项目初步设计优化，将脱硫废水蒸发池布置在间冷塔内，蒸发池采用钢筋混凝土浇筑并采取了防渗防腐工艺处理，蒸发池面积约2800m2，容积约8400m3。经使用验证，解决了冬季防冻问题，但自然蒸发速率远低于脱硫废水产生量。 2、机械雾化蒸发处理 为加强间冷塔内脱硫废水蒸发池的蒸发速率，鉴于机械雾化蒸发技术具有能耗低、运行可靠、处理效率高等优势，在工业废水零排放领域得到了广泛应用，且机械雾化器处理高盐废水技术被国家环保部列入《2015推荐国家先进污染防治示范技术名录》，经中南电力设计院有限公司推荐，武威热电公司决议，临时采用加装机械雾化蒸发器的方案以加强脱硫废水蒸发量。在现有脱硫废水蒸发池内设置了两台漂浮型机械雾化蒸发器，经使用验证，蒸发速率有所提高，但蒸发速率仍低于脱硫废水产生量，并且雾化器易结垢堵塞、多级潜水泵受腐蚀影响故障频发、雾化后的盐水受间冷塔内气流影响使得塔内设备表面积盐严重。 3、间冷塔内经机力通风塔蒸发处理 有效利用间冷塔内较高温、低湿空气实现脱硫废水高效蒸发，是中南电力设计院有限公司科研攻关团队要实现的目标。他们紧盯技术前沿，大胆自主创新，奔赴电厂、设备厂家进行实地考察，充分调研，搭建平台，并结合蒸发原理、特性及外部条件等进行了全面深入的
关于电厂脱硫废水的处理 二氧化硫是大气的重要污染物之一,已对农作物、森林、建筑物和人体健康等方面造成了巨大的经济损失,SO2排放的控制十分重要。湿法烟气脱硫(FGD)是目前唯一大规模商业运行的脱硫方式,利用价廉易得的石灰或石灰石作吸收剂。吸收烟气中的SO2生成CaSO3,该工艺脱硫效率高,适应煤种广泛,适合大中小各类机组,负荷变化范围广,运行稳定可靠;技术成熟,运行经验丰富,因此得到广泛应用。湿法烟气脱硫工艺中产生脱硫废水,其pH 值为4～6 ,同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SiO2、Al 和Fe 的氢氧化物)、氟化物和微量的重金属,如As、Cd、Cr 、Cu、Hg、Ni 、Pb、Sb、Se 、Sn 和Zn 等。直接排放对环境造成严重危害,必须进行处理。 通常脱硫废水处理采用石灰中和法。石灰中和法pH值一般控制在9.5± 0.3，此pH值范围适用于沉淀大多数的重金属（去除率可达99％）。为了沉降石灰中和法难于去除的镉和汞，还需要加入一定量硫化物（有机硫），形成硫化物的沉淀，pH＝8～10为佳。同时，为了消除可能生成的胶体，改善生成物的沉降性能，还需要加入混凝剂和助凝剂。 脱硫废水处理主要反应步骤 我国脱硫废水的处理技术是基于国内的废水的排放性质，采用物化法针对不同种类的污染物，分别创造合宜的理化反应条件，使之予以彻底去除，基本分为如下几个主要反应步骤： 1）先行加入碱液，调整废水pH值，在调整酸碱度的同时，为后续处理工艺环节创造适宜的反应条件； 2）加入有机硫化物、絮凝剂和适量的助凝剂，通过机械搅拌创造合适的反应梯度使废水中的大部分重金属形成沉淀物并沉降下来； 3）通过投加的絮凝剂和适宜的反应条件，使得废水中的大部分悬浮物沉淀下来，通过澄清池（斜板沉淀池）予以去除； 4）加入絮凝剂使沉淀浓缩成为污泥，污泥被送至灰场堆放。废水的pH值和悬浮物达标后直接外排。关于电厂脱硫废水处理的控制系统
燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术研究王耀华 发表时间：2018-06-14T09:40:58.843Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：王耀华 [导读] 摘要：进入工业革命以后，由于科技的不断进步，需要的能源也越来越多。 （中国电建甘肃能源投资有限公司甘肃省 744000） 摘要：进入工业革命以后，由于科技的不断进步，需要的能源也越来越多。根据国家统计局发布的《2016年国民经济和社会发展统计公报》中，可知用于燃烧的煤炭超过43.6×108t，约占年开采量的55%，其中大部分用于热力发电，这严重污染了我们赖以生存的家园。由SO2和NOx等组成的锅炉烟气，对当地大气环境造成了一定的程度的污染。有些污染严重的地方甚至可能会产生酸雨，腐蚀人们的身心健康，污染河流。所以控制SO2和NOx的排放刻不容缓。 关键词：烟气；脱硫脱硝一体化；发展前景 作为火力发电的主要分支，燃煤电厂是利用煤作为燃料，产生能量推动发发电机产生电能的工厂，其主要组成部分包括汽水系统、发电系统和燃烧系统等，是现代社会电力发展的主力大军。但是，燃煤电厂所排放的烟气中，包含着多种有毒的成分，直接排放会对大气造成严重伤害，因此在对大气污染的治理中，燃煤电厂对烟气排放的有效处理十分重要。对脱硫脱硝技术科学应用，可对烟气中的有害物质有效治理，同时还能将其转化为其他化学原料，促进自身生产效益提高的同时，为治理大气污染添砖加瓦。 1烟气排放组成及危害影响 煤炭经历上亿年物理、化学变化而逐渐形成，包含碳、氮、硫和氧等多种元素，通过燃烧会产生大量烟气，其主要成分包括二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫、二氧化氮以及许多杂质和矿物质微粒。当前部分燃煤电厂，已经针对自身的生产情况对其环保策略开展研究工作，比如说使用发电专用特种锅炉、将可吸收碳元素、硫元素的物质添加至燃烧的煤炭原料中等方法，以起到促进降低排放烟气中有害物质的含量。然而，相比其他工厂，燃煤电力工厂是依靠蒸汽发电作为动力来源，因此额定的蒸发量要相比其他工厂大，继而产生的有害气体量巨也巨大。煤炭燃烧后产生的烟气中的有害微小颗粒，进入到大气后，造成大气质量下降，导致工农业生产的严重损失同时，还会对社会人群带来呼吸道疾病的隐患、困扰。在煤炭燃烧排放烟气中的二氧化碳、二氧化硫等物质会与大气中所含的水蒸气结合，致使雨水的pH值降低，继而形成酸雨。另外，燃煤电厂排放烟气中的微小颗粒，是促进空气中雾霾形成的重要原因。酸雨会导致地下水变质、土壤编制，影响农业的发展雾霾中包含20多种会的有毒、有害物质，对人体的健康危害极大，进入人体支气管，会导致肺部炎症，呼吸道、脑血管等多种病症。 2燃煤电厂烟气脱硫技术分析 燃煤电厂内部生产环节之重，脱硫的作用点技术分别在燃煤燃烧前、燃煤燃烧中以及燃烧后三点。燃烧前采用物理性的脱硫方法，让煤粉首先通过磁力筛选，利用矿物质的磁性减少燃煤原料中所含的硫元素。燃烧阶段，将硅酸盐加入到燃烧中的燃煤煤炭中，通过化学反应将硫元素固化，进而进行脱硫处理。脱硫的过程为燃煤中含硫化合物在高温下与固硫剂（碳酸、硅酸类化合物）产生化学反应，进而形成化学性质较稳定的硫酸盐，不会变成烟气飘向大气，而是随残渣一起排出。在燃烧之后，该阶段脱硫技术是为确保二氧化硫不会进入大气循环的措施，使碱性物质与含硫氧化合物产生反映形成亚硫酸盐、硫酸盐，存留在溶液之中。 脱硫的方法包含湿法脱硫，干法脱硫以及半干法脱硫，其中湿法脱硫应用最为广泛，过程是将添加碳酸钙的强碱性溶液作为二氧化硫吸收液，来吸收大量的二氧化硫。该方法适合对含硫煤燃烧生产的烟气进行脱硫处理。湿法脱硫主要分为两种方式。 2.1湿式石灰石-石灰/石膏法 工艺广泛应用于大中型燃煤锅炉中，在我国有着高达85%的使用率。其原理是先用石灰石（CaCO3）或石灰粉（CaO）和水混合而成石灰浆液充入吸收塔中，洗涤并去除烟气中的SO2。其工艺流程主要分为三步，首先在烟气的进气口安装除尘器消除未燃烧的粉尘，使吸收塔底部进入烟气并向上流动，然后使SO2与由塔顶向下喷淋的石灰石或石灰浆液充分接触并最终氧化为硫酸根离子，与Ca2+生成CaSO3和CaSO4，最后沉淀物分离，烟气由烟囱排出。该法经过多年的检验技术成熟，化学材料易得，脱硫效率高，反应原理简单、性能可靠。但是，该工艺占地面积及耗水量巨大，前期基础设置投资高，仅适用于大型的燃煤电厂，而且此法易结垢，设备易被磨损和腐蚀。石灰石的投放过剩，会产生二次污染，所以加大了维护成本。 2.2抛弃法 该方法的脱硫原理为：通过石灰石或是石灰的浆液作为脱硫剂，在吸收塔中喷淋洗涤SO2，致使烟气中的SO2通过反应，进而生成CaSO3和CaSO4，在这个反应中会生生成Ca2+。在石灰系统中。Ca2+与CaO的存在有着密切的关联，但是抛弃法的主要应用方式，需要脱硫剂的制备装置和吸收塔脱硫后的废弃物处理装置组成，其最大问题是易于结垢和堵塞，因为其浆液中的水分蒸发会使固体沉积以及硫酸钙或者氢氧化钙沉积、结晶析出，因此脱硫后的固体废弃物处理，是抛弃法的一大弊端，所以，多数使用抛弃法进行脱硫的火电厂，目前都采用石膏法将其代替。 3燃煤电厂烟气脱硝工艺 电厂燃烧煤炭所产生的烟气中不仅含有SO2，还有NOX。排放烟气中NO和NO2是大气的主要污染物，而且在紫外线的照射下，NOX 与CHX发生反应形成光化学烟雾，著名的“洛杉矶烟雾”令人民谈“雾”色变，对环境的危害巨大，所到之处寸草不生。本文主要论述选择性非催化还原法（SNCR）脱硝。 非催化还原法（SNCR）： SNCR其原理是在无外加催化剂的情况下，将NH3、尿素等其他的还原物质喷入炉膛中。NOX在850~1100℃的高温炉膛时极快地分解成NH3，并且再与烟气中的NOX反应生成N2。NH3还原NOX的主要反应为：NH3为还原剂：4NH3+4NO+O2==4N2+6H2OSNCR的主要优点在于SNCR工艺的优点是工程造价低，占地面积小，适用于燃煤NOX排放量低的机组。可是SNCR特殊的炉内喷射工艺，漏洞百出，导致脱硝效率无法提高，用NH3做还原剂时，因为其逃逸率较高，所以利用率也偏低。目前，由于技术的成熟，越来越多的锅炉采用了联合法就是将SNCR和SCR工艺统一组合。这样就把SNCR工艺同SCR工艺的优点两者高效结合起来，节省成本，提高了新型工艺的脱硝率。 3脱硫脱硝技术的发展趋势 随着人们环保意识的不断提高，我国对脱硫脱硝技术的研究也在不断深入。目前，我国对脱硫脱硝技术的研究比较关注干法，今后对
电厂脱硫废水处理技术研究与应用进展 发表时间：2018-12-12T17:02:41.967Z 来源：《基层建设》2018年第29期作者：缪蕤 [导读] 摘要：随着社会的发展，科学技术的不断进步，不论是在人们的生活中，还是在企业生产中，都加大了各种电气设备的使用，从而需要更多的电力来保证这些设备的运转。 马鞍山当涂发电有限公司 243000 摘要：随着社会的发展，科学技术的不断进步，不论是在人们的生活中，还是在企业生产中，都加大了各种电气设备的使用，从而需要更多的电力来保证这些设备的运转。而在我国，尽管目前电力行业在不断地发展水电或清洁能源电力，但燃煤机组依然占有非常大的比例。加强燃煤电厂脱硫废水处理技术研究与应用具有重要意义，能够更好地减少燃煤电厂对环境的影响。 关键词：电厂；废水脱硫处理；措施 火电厂在生产过程中，往往会产生含硫的废气废水，若要排放至大气或者开放水体中去，必须要经过脱硫。常规的脱硫方法是湿法脱硫，在这个过程中会产生脱硫的废水。脱硫废水含有高浓度的悬浮物、盐类和各种重金属离子，直接排放至开放水体会对环境造成重大污染，其处理有一定的难度。因此，对脱硫废水要严格对待，单独处理。 一、影响脱硫废水水质的因素 脱硫废水的水质及水量主要受燃煤品质、石灰石品质、脱硫系统的设计及运行、脱硫塔前污染物控制设备以及脱水设备等的影响。煤是脱硫废水污染物的主要来源，煤种类的不同将会影响脱硫废水的排放量：高硫煤的燃烧会产生更多的二氧化硫，会增加脱硫剂的用量，增加脱硫废水的排放量；高氯煤的燃烧会增加烟气中氯的含量，进而增加脱硫浆液中的氯含量，为了防止脱硫系统的腐蚀，维持脱硫浆液中氯离子浓度在一定的水平，会增加脱硫浆液的排除，使脱硫废水的排放量增加。脱硫废水中的一部分污染物来源于石灰石，石灰石中的黏土杂质含惰性细微颗粒、铝及硅等物质。同时，石灰石是脱硫废水中镍和锌的重要来源。 脱硫系统的设计及运行对脱硫废水水质的影响主要体现在添加剂的使用、氧化方式或氧化程度以及脱硫系统的建设材料等方面。研究表明酸性添加剂的使用对脱硫废水中的BOD5有很高的贡献率；氧化方式或氧化程度对脱硫废水中污染物的存在形式有重要影响，在强制氧化系统中或氧化充分的情况下，脱硫废水中的硒以硒酸盐的形式存在，而在非强制氧化系统中或是氧化不充分的情况下，硒以亚硒酸盐的形式存在，Se（Ⅳ）的毒性比Se（Ⅵ）大，但Se（Ⅳ）可以通过铁的共沉淀去除，而Se（Ⅵ）不易去除，只能通过生物处理的方法。耐腐性材料可以承受浆液中更高浓度氯离子的腐蚀，能增加脱硫浆液的循环次数，减少脱硫废水的排放量。 脱硫塔前污染物控制设备的影响主要指除尘设备和脱硝设备的影响。目前，没有数据显示除尘效率的增加能明显的改善脱硫废水的水质：当电除尘器的除尘效率由99.8%提升至99.9%时，理论上脱硫废水的总悬浮颗粒物浓度会有略微下降，但是飞灰的细微颗粒可能会增加脱硫废水中挥发性金属的含量，因此除尘效率的增加可能会对脱硫废水中某些金属的含量产生重要影响。脱硝设备能增加烟气中Cr转化为Cr6+的比例，六价铬比三价铬毒性更大、溶解性更强，使得脱硫废水铬的浓度增加。此外，脱硝系统逃逸的氨部分转移到脱硫系统中，增加脱硫废水中的氨氮浓度。水力旋流器对脱硫废水中的总悬浮颗粒物浓度起着重要作用。使用单水力旋流器，脱硫废水的固含量将会在5%——6%；如果使用双水力旋流器或是水力旋流器与石膏脱水系统（真空皮带机等装置）混合，脱硫废水的固含量为1%——2%，甚至更低。 二、当前脱硫废水处理技术分析 2.1传统处理技术 燃煤发电作为最古老的发电模式，在很早之前，人们就对脱硫废水产生了重视，研究出了相应的处理技术，并应用到工程中，对脱硫废水进行了一定的处理，在这些传统的处理技术当中，主要包括了以下两种方式：首先是沉降池处理法，通过其自身重力，将废水当中的颗粒物质沉淀到底部，从而对颗粒物质进行清理，因此，需要废水滞留在沉降池的时间较长。在使用该种方法对废水进行处理时，对颗粒物质的处理效果较高，投入的成本不是很高，但是无法对废水当中的盐类物质与重金属进行处理，达不到相关的标准要求，因此，通常都是用其对废水进行预处理；其次是化学沉淀法，该种方法就是向废水中投入石灰石、水处理剂、凝絮剂等，通过这些化学物质对废水当中的盐类物质、重金属等物质进行处理。使用该种方法对废水处理时，可以对所有的物质进行清理，但是，清理的效果不是很高，清理不彻底，处理完之后的废水中，污染物质的含量依然较高，仍然不能排放到自然水体或做其他工艺之用，并且，还需要投入较高的成本，当前阶段已经很少对其进行应用。 2.2深度处理技术 在深度处理技术当中，也包括了两种处理技术，一种是生物处理技术，在利用该项处理技术时，利用微生物可以对物质进行分解的特点，将废水当中的有害物质进行分解，将其转化成絮状物，从而对废水进行一定的清理。 在该种方式中，根据氧气使用情况的不同，可以将其分为有氧、厌氧、缺氧三种处理方式，在对不同物质进行处理时，需要使用不同的方式，在对BOD5进行处理时，通常使用有氧的方式，而对重金属或盐类物质清理时，利用的是厌氧或缺氧的方式。在对废水处理时，可以有效处理其中的重金属物质，但是会形成其它的有毒物质，出现二次污染问题；另一种为混合零价铁技术，这种处理方式，能够很好地将废水当中的盐类物质进行处理，但是随着处理的不断进行，零价铁跳变会逐渐出现一层薄膜，阻隔了零价铁与废水的接触，从而抑制了其对废水的处理。 2.3零排放处理技术 在当前阶段的脱硫废水处理技术中，零排放处理技术是最先进的处理技术，在这一技术当中，根据处理方式的不同，可以将其分为两种类型：①脱硫废水和粉煤灰混合技术，在使用该技术对废水进行处理时，就是将废水当中的污染物质进行转移，从而使废水进入到粉煤灰中，这样在对粉煤灰进行运输时，会抑制粉尘的飘散。②蒸发池处理技术，利用该项技术对废水处理时，是利用高温，将废水中的水分蒸发出来，从而降低废水的数量。这时就需要使用相应的方式对其进行处理，利用植物的蒸腾作用、键入喷雾蒸发设备等，使处理的效果会更好，同时需要投入的成本不是很高，因此，被很多燃煤电厂业主所喜爱。但是在利用这些提速方法时，往往还会对环境造成较小的影响，还需要进一步对其进行研究。 2.4吸附法 吸附法是废水处理中常用的方法之一，其既可以去除废水中离子态无机污染物，也可以去除废水中的大分子有机物。吸附法在电厂废
火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术 随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。本文分析了各种深度处理方法以及具体的应用环境，提出针对不同成分的废水需要有不同的应对处理措施，对于推动脱硫废水处理工作，实现脱硫废水零排放具有重要意义。 一、脱硫废水来源采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂在运行中，需要维持脱硫装置（FGD）当中浆液循环系统的平衡度，避免离子等可能对脱硫系统和设备带来的不利影响，同时排放系统中的废水，保持脱硫系统水平衡。从来源上看，脱硫废水主要从石膏旋流器或废水旋流器的溢流处产生。经研究发现，在脱硫废水中，有相当比例的重金属以及各种无机盐等，如果这些含有高浓度盐分的废水不经过有效处理就直接排放到大自然环境中，会严重影响生态健康，也不利于地下水资源的保护。二、脱硫废水进行零排放处理的必要性目前，燃煤电厂烟气脱硫装置应用最广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺。为保证脱硫系统的安全运行和保证石膏品质而排放的脱硫废水，其中含有大量的杂质，如悬浮物、无机盐离子、重金属离子等，很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物，需要进行净化处理才能排放水体。国内多数燃煤电厂净化脱硫废水采用的常规处理工艺即“三联箱”技术，采用物理化学方法，通过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对脱硫废水进行处理，通常使用的药剂包括氢氧化钙/氢氧化钠、有机硫、铁盐、助凝剂、盐酸等。该工艺能够去除脱硫废水中对环境危害较大的重金属等有害物质和悬浮物，但不能去除氯离子，处理出水为高含盐废水，具有强腐蚀性，无法回收利用。排入自然水系后还会影响环境，潜在环境风险高。随着国家对环境污染的治理日益提速，对废水的排放要求也越来越严格。燃煤电厂在资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，脱硫废水排放已经是燃煤电厂面临的严重的环保问题。传统的脱硫废水处理工艺达到的水质排放标准越来越不符合当下国家越来越严格的环保发展形势，电力企业实现脱硫废水零排放的需求越来越迫切，减排和近零排放成为必然趋势。三、脱硫废水的产生及其水质特点脱硫废水主要来自石膏旋流器或废水旋流器的溢流，是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡，控制石灰石浆液中可溶部分（即Cl-）含量、保证石膏质量的必要工艺环节。废水中所含物质繁杂，大体分为氯化物、氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐、硫化物、悬浮物以及重金属离子（如Hg2+，Pb2+、Cr2+等）、氨氮等。脱硫废水具有污染物成份复杂、波动范围大等特点。pH值较低，呈酸性，水中悬浮物含量高、盐含量高、存在重金属超标的可能，氯根含量很高，腐蚀性很强，是电厂中最难处置的废水。四、脱硫废水深度处理方法1.废水浓缩处理技术目前，国内的脱硫废水浓缩处理主要采用膜浓缩、热法浓缩和烟气浓缩技术路线。（1）膜浓缩技术目前，膜浓缩技术广泛应用于脱硫废水的深度处理和浓缩研究，以减少废水处理系统中蒸发结晶的污水处理量，使得电厂零排放技术更经济可行。（1.1）反渗透（RO）技术。在外界高压力作用下，利用反渗透膜的选择透过性，水溶液中水由高浓度一侧向低浓度一侧移动，使得溶液中的溶质与水得到分离。（1.2）电渗析技术。利用离子交换膜的选择透过性，溶液中的带电阴、阳离子在直流电场作用下定向迁移，实现对废水的浓缩和分离。Cui等利用电渗析法去除脱硫废水中的氯离子，结果表明，在最佳条件下，当氯离子质量浓度为19.2g/Ｌ时，氯离子的去除率为83.3％，得到副产品Cl2、H2和Ca(OH)2，处理成本0.15$/kg。（2）热法浓缩技术热法浓缩技术包括多效蒸发（MED）和机械蒸汽再压缩（MVR）等。（2.1）多效蒸发（MED）技术。将蒸汽的热能进行循环并多次重复利用，以减少热能消耗，降低成本。加热后的盐水在多个串联的蒸发器中蒸发，利用前效蒸发产生的二次蒸汽，作为后效蒸发器的热源，后效中水的沸点温度和压力比前效低，效与效之间的热能再生利用可以重复多次。（2.2）机械蒸汽再压缩（MVR）技术。将蒸发器蒸发产生的原本需要冷却水冷凝的二次蒸汽，经压缩机压缩后，提高压力和饱和温度，增加热焓，再送入蒸发器作为热源，替代新鲜蒸汽循环利用，二次蒸汽的潜热得以充分利用，同时还省去了二次蒸汽冷却水
电厂脱硫废水来源及处理技术 不是每一个城市都有印染厂、制药厂、造纸厂，但每一个城市基本都会有一个火电厂。火力发电厂在运转中依靠水作为传递能量的介质，也是依靠水作为冷却介质来完成热量交换。水在火力发电厂中起着重要的作用。水在火力发电厂过程中，主要有两个循环系统：一是动力设备中水汽循环系统；二是冷却水循环系统。 因此，电厂不仅是用水和排水大户，同时也是污染大户。虽然火电厂废水中的污染物含量不大，但由于排水量大，污染物的排放总量也相应增加，从而也将造成不同程度的环境污染。 随着我国水资源的紧张和环境保护要求的提高，电厂所面临的水资源问题和环境问题将日益突出，为了降低成本、减少环境污染，优化电厂废水处理工艺与技术，实现废水资源化，做到废水重复利用直至零排放，探索新的处理模式，提高社会效益与经济效益。 1电厂废水来源及水质特点 电厂废水来源广泛，主要分为以下几类：冲灰废水、脱硫废水、工业废水（化学废水及含油废水）。与化工、造纸等工业废水相比，火电厂的废水有以下特点：水质水量差异很大，划分的废水的种类较多；废水中的污染成分以无机物为主，有机污染物主要是油；间断性排水较多。 电厂废水来源及水质特点总结于下表。
2、电厂废水处理方法与流程 一、冲灰废水处理 冲灰废水是火力发电厂的主要废水之一，在整个废水中占有将近一半的比例。它主要是用于冲洗炉渣和除尘器排灰的水，冲灰废水的污染物种类和含量与锅炉燃煤的种类、燃烧方式和输灰方式有关，冲灰废水中的污染物主要是悬浮物、pH、含盐量和氟等。 个别电厂还有重金属和砷等。如果冲灰废水直接排放不但会导致受纳水体的悬浮物超标，还会使附近土壤盐碱化，破坏正常的生态环境。冲灰水处理的思路一是减少水的用量，二是废水处理再利用或达标排放。如何处理，发电厂根据环保和经济的双重效果来抉择。
脱硫废水处理方法 湿式烟气脱硫装置可净化含有众多杂质的烟气，各种金属及非金属污染物在脱硫吸收塔 中发生反应被去除，生成可溶性物质和固体物质，而未充分处理的烟气脱硫废水直接排放会 对环境造成极大威胁。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺主要处理热力发电厂化石燃料燃烧产生 的S02,山于湿法烟气脱硫工艺优越的性能，其在烟气处理领域得到广泛应用，成为当今世 界燃煤发电厂烟气脱硫的主导工艺。据美国环境署报道，美国已有108座燃煤电厂安装了湿 式烟气脱硫装置，预测到2025年安装湿式烟气脱硫装置的燃煤电厂将占燃煤电厂总数的69%。 石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水成分极其复杂，主要为重金属、酸根离子、悬浮物等。口前， 各燃煤电厂的脱硫废水成分存在差异，出现这一现象主要是煤源、烟气脱硫吸收塔塔形、锅 炉补给水水质、添加剂类型、操作条件不同导致的。传统的脱硫废水处理工艺采用中和、反 应、絮凝及沉淀的处理方式，但对脱硫废水中高浓度的硫酸根及氯离子等未达到良好的去除 效果。 近年来脱硫废水排放问题受到全世界的广泛关注，我国2006年颁布的《火电厂石灰石- 石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997-2006)中虽未对硫酸根和氯离子等排放标准做 岀要求，但采用传统丄艺处理的脱硫废水已不允许直接排放，所以亟待研究烟气脱硫废水的 处理新工艺。U 前我国脱硫废水的处理工艺主要有常规物理化学沉淀法、化学沉淀-微滤膜法、 多级过滤+反渗透法。山于脱硫废水水质较差，反渗透及预处理工艺费用高，尚未得到推广。 杨培秀等采用零溢流水湿排渣系统处理脱硫废水，但是受到排渣方式的限制。此外，脱硫废 水的各种零排放技术作为有潜力的解决方案被提岀，但鉴于零排放技术的高能源消耗强度和 许多尚未解决的技术问题，不能保证其成功地长期使用。对于其他技术如离子交换和人工湿 地也进行了大量探讨，但成功的前景似乎不大。综上所述，该行业仍然在寻找一个可靠的、 低成本和高性能的烟气脱硫废水处理技术。 2脱硫废水的危害 脱硫废水成分复杂，对设备管道和水体结构都有一定的影响，其危害主要体现在以下方 面： (1) 脱硫废水中的高浓度悬浮物严重影响水的浊度，并且在设备及管道中易产生结垢现象, 影响脱硫装置的运行。 (2) 脱硫废水呈弱酸性，重金属污染物在其中都有较好的溶解性，虽然它们的含量较少， 但直接排放对水生生物具有一定毒害作用，并通过食物链传递到较高营养阶层的生物。 (3) 脱硫废水中氯离子浓度很高，会引起设备及管道的孔腐蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀，当 浓度达到一定程度后会严重影响吸收塔的运行和使用寿命，还会抑制吸收塔内物理和化学反 应过程，影响S02吸收，降低脱硫效率；山于氯离子的存在会抑制吸收剂的溶解，所以脱硫吸 收剂的消耗量随氯化物浓度的增大而增大，同时石膏浆液中剩余的吸收剂增大，使吸收剂的 脱硫效率降低，还会造成后续石膏脱水困难，导致成品石膏中含水量增大，影响石膏品质。 ? ―?沉浸？n *污泥外运
燃煤电厂脱硫技术 我国燃煤电厂排放的二氧化硫占全国二氧化硫总排放量约50%，预计2010年电厂二氧化硫排放量占总排放量的三分之二，因此我国的二氧化硫总量控制重点是燃煤电厂。近年来，国内外燃煤电厂脱硫技术取得较大发展，把这些新技术介绍如下。 控制燃煤电厂污染大气途经有三种，即燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制。 1、燃烧前脱硫技术 以前燃烧前脱硫是采用物理、化学或生物方法将煤中硫脱除，工艺投资大、成本高，尚未积极推广应用。近几年随科学技术发展，人们提出要从源头控制二氧化硫，主要方法是洗煤和集成 煤气联合循环技术（IGCC）。 1998年1月，国务院在"关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复"中提出禁止新建煤层含硫份大于3%的矿井，同时，对已建成的生产煤层含硫份大于3%的矿井，逐步实行限产或关停。新建、改造含硫份大于1.5%的煤矿，应当配套建设相应规模的煤碳诜选设施。这就是说高硫煤禁止开采，中硫矿必须诜选，这是从源头解决脱硫问题，可有效控制二氧化硫。发达国家80%-90%的煤炭都经诜选，一方面脱掉煤中硫，另一方面提高资源利用，减少运输量。我国一年生产的12亿吨煤炭中仅22%-25%经过诜选，为了控制二氧化硫，国家应全力支持煤矿建设诜煤厂，同时要促使用户用诜精煤代替原煤，减少燃煤电厂对周围环境的污染。 20世纪未开发的集成煤气联合循环技术，将煤气化，然后煤气燃烧推动燃气透平进行发电。这种技术优点：热效率高，煤中硫可脱掉98%，二氧化碳可以回收，产生固渣很少，同时技术上成熟，可以大规模生产（装置可达30万kW规模），发电成本与常规粉煤蒸汽锅炉差不多。只是投资贵一些。因脱硫效果好是发展方向，美国的Wabasb Rcver和Tampa、荷兰的Demkolec、西班牙的Paertolfano等。已建成4座大型IGCC电站，分别采用水煤浆加压气化和干粉进料加压 喷流床气化技术，装置规模在25-30kW。 我国浙江大学岑可清莱入提高的多联产煤综合利用系统是一个独创的热力循环系统，它将煤的气化炉和粉煤燃烧锅炉联合组成一套流化床循环系统，其锅炉燃烧效率可达88%，并用蒸汽透 平取代燃气透平，是一项煤清洁生产工艺。 2、燃烧中脱硫技术 燃烧中脱硫是指燃烧与脱硫同时进行。它除了脱硫减少二氧化硫排放，还能提高热效率，降低燃料消耗，目前比较成熟有硫化床燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。 流化床燃烧脱硫技术分循环流化床燃烧技术（CFBC）和增压流化床燃烧技术（PFBC）。CFBC
燃煤电厂脱硫技术进展蒋松辉 发表时间：2018-08-21T14:26:38.000Z 来源：《电力设备》2018年第14期作者：蒋松辉[导读] 摘要：为满足社会生产生活对电力资源的需求，燃煤电厂机组容量不断增大，这样产生的烟气总量也逐渐增多，为实现绿色发展，必须基于现状，采取有效措施对烟气进行处理，将其含有的有毒有害物质控制到允许排放的标准内，以免造成生态污染。以烟气脱硫技术作为对象进行分析，确定不同技术应用条件与效果，根据燃煤电厂实际生产需求综合对比和科学选择，保证可以维持在最佳生产状态。 （华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂黑龙江哈尔滨 150024）摘要：为满足社会生产生活对电力资源的需求，燃煤电厂机组容量不断增大，这样产生的烟气总量也逐渐增多，为实现绿色发展，必须基于现状，采取有效措施对烟气进行处理，将其含有的有毒有害物质控制到允许排放的标准内，以免造成生态污染。以烟气脱硫技术作为对象进行分析，确定不同技术应用条件与效果，根据燃煤电厂实际生产需求综合对比和科学选择，保证可以维持在最佳生产状态。 关键词：燃煤电厂；脱硫技术；应用 1.燃煤电厂特点 燃煤发电是主要发电形式，生产技术已经比较成熟，但是因为煤炭燃烧过程中不仅可以产生热量，还会伴随着大量烟气，其中含有灰尘颗粒及氮氧化合物，还有氯化物、氟化物，如果直接排放到大气中，将会产生严重的大气污染。并且，燃煤电厂产生的烟气所含各类有毒有害物质含量受煤炭特性的影响大，对于不同设计参数的锅炉设备，最终燃煤产生的烟气总量与质量不同。就中国燃煤电厂生产现状来看，烟气排放总量持高不下，且温度一般均在1200℃以上，配套处理设备不完善，缺少专业的处理技术作为支持，导致烟气排放产生大气污染，形成雾霾、酸雨等，对生态环境影响严重。因此，必须加强对燃煤电厂烟气的处理研究，针对脱硫要求，选择合适的技术进行优化，争取烟气达到排放标准。 2.燃煤电厂脱硫处理技术 2.1回流式循环流化床烟气脱硫 这种技术一般来说是像石灰粉，已及时将液作为吸收剂，主要的操作方法首先是从底部开始对没有经过处理的烟气使其倒流吸收到回收塔中，在回来的过程当中进行加速处理，形成流化床，灰粉末产生摩擦，形成流化床。然后降低其反应温度，使得二氧化硫与烟体中的颗粒物发生反应，最后实现分离，以此来净化烟气，最后将洁净的烟气排放到空气当中，这种方法的效果比较明显，而且工艺相对比较简单，在回流式循环流化床脱硫技术当中是一种比较常用的选择方式。 2.2湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺 这种方法能够将石桨料以及石灰作为主要的原材料，对塔里边的烟气可以进行洗涤和吸收，这种方法可以起到去除二氧化硫的作用。该项技术的使用，主要要遵循以下的工艺流程，对于除粉尘烟气的处理方法，主要是由下而上吸入到塔中，与此同时，需要让石灰桨，或者烟气中的二氧化硫发生一定的反应，接着将反应的硫化物沉淀到池底，在最后将这些硫化物排放到大气当中，在这个具体的操作过程当中，需要注意使用该方法形成的成电物含有水压硫酸钙，这种物质极容易形成沉垢，而且处理困难。 2.3电子束辐照技术 应用电子束辐照技术对燃煤电厂烟气进行脱硫处理，即利用高能电子束照射烟气，促使烟气内所含有的O2、N2、H2O等生成强氧化性活性物质，与SO2和NOx氧化反应生成硝酸与硫酸，然后继续与烟气内NH3反应形成盐，达到、脱硫处理效果。电子束辐照技术对燃煤电厂烟气脱硫处理效率高，并且系统复杂度低，整个脱除过程控制难度小，反应后最终形成副产物NH4NO3与（NH4）2SO4经过处理后可以作为化肥重新利用。此种技术已经被应用到燃煤电厂生产中，就实际应用效果来看，发达国家电子束系统可以去除烟气内超过95%的SO2，且NOx去除率可以达到80%，而中国仅为80%与20%，去除率相差甚远，还需要在现有基础上对电子束辐照技术进行深入研究，生产制造可靠性高的电子加速器，并有效隔离X射线辐射，避免对操作人员产生影响，同时降低环境污染。 2.4旋转喷雾干燥法 这种方法的原理是将石灰当成硫化剂来形成烟气的脱硫目的，在使用之前首先要消化石灰石，同时将其转化为石灰桨。其次，与此同时，需要借助快速离心喷雾机将石灰变成细小的喷雾，然后与空气当中的二氧化硫发生化学反应，从而生成固定的物质，最后被除尘器进行收集处理，相比较来说，这种方法使用起来比较成熟，而且脱硫的效率很高，最主要的是操作流程简单，需要的操作范围也比较小，在具体的操作过程当中，也不会产生二次污染。 2.5直接烟道蒸发技术 直接烟道蒸发技术，系统流程为：脱硫废水→水箱→高压泵→烟道蒸发。一般喷入烟道位置设置在低温省煤器至除尘器之前的烟道中，通过实验数据表明，控制烟气温度降低5°以内，对后续的除尘及脱硫影响较小。该系统可以充分利用电厂外排烟气的余热热能，达到脱硫废水蒸发零排放的目的。该系统的优点是：处理系统极大简化，废水处理流程短，添加药品少，设备投资少，占地面积少，操作检修简单。可利用除尘器去除废水蒸发后产生的粉尘。缺点是：（1）为了防止对烟道及后续设备的腐蚀，锅炉烟气排烟温度需控制在烟气酸露点以上。系统不能设置低低温省煤器；（2）为保证废水的完全汽化，通常对烟道直管段长度有所要求，在目前超洁净排放配置的情况下，直管段长度通常满足不了要求；（3）锅炉负荷波动大时，不利于直接烟道蒸发。鉴于以上的技术特点，一般烟道直接蒸发技术较多的应用在旧机组的改造中，较少用于新建超洁净排放要求的机组。 3.燃煤电厂脱硫技术发展趋势 3.1技术创新 为促使燃煤电厂持续发展，需要基于燃煤电厂脱硫技术要求进行分析，积极应用高效的专业技术实现脱硫处理，保证排放的烟气不会造成生态污染。因此，在发展过程中需要基于现状，不断优化和更新烟气处理技术，改进存在的缺陷和不足，最大程度上降低烟气中有害物质的含量，达到最佳的烟气处理效果，实现健康排放。电厂需要加大对烟气处理技术的研究力度，可与专业机构或相关高校合作，密切关注废气治理技术的研究成果，争取及时对老旧技术更新换代，通过洁净煤技术与烟气治理技术，以最少的资源投入获得最高效的治理效果。 3.2设备更新