华电国际电力股份有限公司
湿法脱硫设施共性问题整改指导意见
第一章总则
第1条为进一步提高公司系统燃煤机组石灰石-石膏湿法脱硫
超标排放的次设施的可靠性、稳定性，减少脱硫设施异常运行与SO
2
数，针对公司环保督查发现湿法脱硫设施存在的共性问题，特制订本指导意见。
第2条脱硫设施应等同于发电主设备管理。各火电单位应通过规范管理，精细、规范的运行操作与调整，及时到位的检修维护提高脱硫设施的可靠性、稳定性。
第3条本指导意见适用于配置石灰石-石膏湿法脱硫设施的公司系统内单位（含委托管理单位），根据各单位实际存在的问题进行原因分析并提出整改建议，各单位可结合实际情况实施。
第二章存在问题、原因分析及整改建议
第4条吸收塔浆液PH值无法有效监视，调整滞后，常出现PH 值控制过高或过低，较短时间内大范围波动的现象。长期运行导致设备腐蚀、结垢、石膏脱水效果较差,甚至出现由于PH值调整滞后超标排放的现象。
导致SO
2
一、原因分析：
1.石灰石浆液泵未实现连续运行，石灰石浆液供给调节阀故障率较高，PH值自动控制逻辑不完善等原因导致部分单位PH值无法实现自动控制；
2.定期校验与定期冲洗执行不到位；安装位置及取样测量方式不合理导致PH计故障率较高、测量不准。部分单位只安装了一只在线PH计，无法实现在线比对且故障后PH值无法监控；
3.部分单位运行规程中PH值调整规定不严谨，无精细优化调整的措施与规定。
二、整改建议：
1.改进石灰石供浆与回流管路设置，确保石灰石浆液泵实现连续运行；通过完善PH值自动控制逻辑，实现PH值的自动控制；
2.改进完善PH计在线取样及在线自动冲洗装置，实现PH计按时间周期自动在线冲洗；并应安装两只在线PH计，确保PH计的实时监控与在线比对。
3.根据本单位实际情况，制定“PH值优化调整措施”，并补充入运行规程。通常情况下建议PH值稳定控制在5.0-5.4之间，但可以
的含量、石膏品质灵活调整根据脱硫效率、浆液品质、石膏中CaCO
3
PH值控制范围，通过PH值的优化控制，实现防止浆液品质劣化、节能、提高石膏品质的目标。
4.PH值调整应缓慢过渡，避免短时间内较大范围波动。
第5条部分单位石膏浆液密度控制过高，长期运行导致浆液过
流部件磨损，喷淋层喷嘴及吸收塔内部构件结垢堵塞，缩短设备部件使用寿命及降低脱硫效率。
一、原因分析：
1.石膏密度计安装位置不符合测量要求，运行维护不到位导致石膏密度计测量不准、易出现堵塞、磨损严重等问题，影响石膏密度的实时有效监控。
2.因石膏浆液内杂质较多、CL-浓度较高、氧化效果不好、结晶状况不好等原因导致石膏脱水效果较差。运行人员为改善脱水效果，片面提高石膏密度。
二、整改建议：
1.建议单独设置密度测量泵或密度计安装在石膏排出泵、脉冲悬浮泵出口管路且垂直布置；应设置密度计自动冲洗装置，定期对密度计进行冲洗；通过节流孔板合理控制密度计流速在表计设计范围内，并加强定期对比分析，确保测量准确。
2.强化运行日常参数的监视调整，通过加强除尘设施与石灰石进料管理、适当提高废水排放量，改善氧化效果、改善结晶条件来全面提高石膏析水性，改善石膏脱水效果，从而达到将石膏浆液密度控制在合理范围内的目的。建议石膏密度控制在1080-1120kg/m3。
第6条除雾器易出现结垢堵塞的问题，影响除雾效果，使烟气中携带雾滴含量超标，对未设置湿式电除尘器的机组会引起颗粒物超标排放，对设置湿式除尘器的机组，对湿式除尘器的可靠运行带来不利影响。堵塞严重会引起除雾器组件脱落甚至除雾器坍塌。
一、原因分析：
1.除雾器冲洗水系统设计安装存在问题，除雾器冲洗水覆盖面积较小；冲洗喷嘴安装位置及角度不佳、冲洗水压力较低使冲洗水进入除雾器板间能力较差。
2.除雾器冲洗水自立式压力调节阀选型不匹配，未调试好，故障后未及时处理，导致运行中冲洗水压力调整不到位；
3.除雾器冲洗水压力过高，冲洗阀门开启瞬间对管路造成水击；冲洗水管路设置、连接不合理，承压能力差，导致除雾器冲洗水管连接处断裂。
4.系统水平衡控制不合理。石灰石浆液密度控制过低，随补浆进入吸收塔水量较大；除雾器冲洗水阀及系统其他冲洗水阀易内漏等原因导致除雾器冲洗频率较低。
二、整改建议：
1.优化改进除雾器冲洗水系统管路设置与喷嘴角度，尽量使除雾器冲洗水覆盖面积达到200%—300%，冲洗水在设计压力下能充分进入板间，冲净除雾器各工作面。
2.加强检修维护管理，确保自立式调节阀可靠投入，有效控制阀后冲洗水压力在0.2MPa左右。优化塔内管路布置与连接方式，防止出现水击现象及管路在水击作用下断裂。
3.加强系统水平衡控制，通过控制石灰石浆液密度在设计范围内，及时发现并处理各内漏冲洗水阀等手段，优化减少其他渠道进入系统的水量，提高除雾器冲洗频率。除雾器冲洗频率宜不超过2
小时冲洗一次。
5、建议在除雾器冲洗水母管设置过滤器，防止冲洗水喷嘴堵塞。
第7条存在喷淋系统出力不足，系统L/G较低的现象，导致脱
超标排放。
硫效率降低，甚至出现SO
2
一、原因分析：
1.喷淋层喷嘴与喷淋支管异物堵塞、结垢堵塞、浆液淤塞。
2.循环泵入口未设置滤网，或入口滤网堵塞。
3.循环泵叶轮磨损腐蚀超标。
二、整改建议：
1.加强石灰石进料管理，避免石灰石内掺杂异物；地坑入口应设置滤网；加强对衬胶浆液管路的检查维护，将衬胶弯头、变径衬胶管路改造为衬瓷管路。通过以上方式防止异物及脱落衬胶进入吸收塔，导致喷嘴堵塞、循环泵入口滤网堵塞。
2.通过加装循环泵入口滤网减少喷嘴被异物堵塞的几率。
3.改造中优化喷淋支管安装角度，喷淋支管安装后具有合理坡度，在喷淋母管最低点设置放空喷嘴，确保循环泵停运后，浆液充分排空，防止浆液沉淀淤塞喷淋支管。
4.合理设置循环泵定期切换时间，尽量缩短循环泵的检修时间，防止循环泵较长时间停运，造成喷淋管路堵塞。建议循环泵至少半月切换一次。
5.加强除尘设施管理，提高除尘效率；严格控制塔内石膏浆液密度；合理调控浆液PH值；确保充分氧化；防止喷嘴结垢堵塞、塔内
构件结垢脱落堵塞循环泵滤网。
6、循环泵入口滤网检查清理与喷淋支管、喷嘴检查疏通应纳入标准检修项目。循环泵入口滤网应做到“逢停必清”；建议在大小修中通过喷淋试验检查喷淋支管与喷嘴堵塞状况。
第8条吸收塔内浆液品质劣化，甚至出现浆液中毒，使石灰石溶解速率降低直至闭塞，导致石灰石的大量浪费，脱硫单耗增加、脱硫效率降低。
一、原因分析：
1.石灰石杂质含量较高及除尘效率较低，大量粉尘、重金属进入吸收塔内降低了碳酸钙的溶解速率，甚至导致石灰石闭塞。
2.氧化风量不足、分布不均匀，吸收塔液位控制较低，氧化风短路逸出较多等原因导致氧化效果较差，浆液中亚硫酸钙含量较高，降低了碳酸钙的溶解速率。
3.浆液中CL-浓度过高，产生同离子效应，降低了石灰石的溶解速率。
二、整改建议：
1.应把维持与改善浆液品质作为日常脱硫运行调整的重要内容，建议各单位应根据本单位实际情况制定《吸收塔内浆液品质劣化的预防及处理措施》，并补充入运行规程。
2.加强石灰石的进料管理；尽量提高除尘效率，减少进入吸收塔内部粉尘量。
3.确保氧化风量充足且分布均匀，严格控制吸收塔正常液位运
行，确保亚硫酸钙充分氧化。
4.按设计标准正常排放脱硫废水，在脱水效果维持较好的状态下延长脱水时间，适当降低石膏密度，通过废水排放，石膏脱水的方式减少浆液中杂质含量及降低CL-浓度，维持浆液品质。
5.运行中密切监视石灰石浆液供给量、PH值的变化速率、脱硫效率之间的变化关系，在吸收塔内浆液劣化初期及时发现并进行调整，避免出现浆液中毒。
第9条石灰石及石灰石粉来料品质不符合要求较多。主要体现在：石灰石粒径较大；石灰石CaO含量较低，污泥、粉尘等杂质含量较高；石灰石粉来料细度不符合要求，影响石灰石的活性；部分单位石灰石MgO含量较高，容易导致塔内浆液起泡。
安装湿磨单位磨制石灰石浆液中石灰石细度不符合要求，影响石灰石活性；制备的石灰石浆液密度较低，导致随石灰石浆液进入吸收塔的水量较多，影响系统水平衡，同时也降低了系统适应负荷变化的能力。
一、原因分析：
1.石灰石及石灰石粉进料采购管理标准控制不严，采样及化学监督不到位造成石灰石及石灰石粉品质不符合要求。
2.湿磨钢球填装量不足或填装不及时；石灰石浆液旋流器进浆压力未调控在合理压力范围；湿磨机入口来水与石灰石配比比例过大；运行人员为了减少调整难度，避免浆液制备管路堵塞，人为降低了浆液密度等原因造成磨制石灰石的粒度较粗，浆液密度较低。
3.部分单位存在石灰石浆液密度计堵塞，测量不准等问题，石灰石浆液密度不能实现在线连续测量。
二、整改建议：
1.严格石灰石的进料控制及监督管理。
2.通过定期化验磨制石灰石粒径的细度与湿磨运行电流的变化，及时调整钢球的填装量，以及不同直径钢球配比。并分析总结其中规律，确保石灰石的研磨细度。
3.应合理调配湿磨各路进水量与石灰石给料量的配比；合理控制石灰石浆液旋流器的进浆压力（宜控制在150kPa左右）；将石灰石供浆密度基本控制在1190—1260kg/m3之间。
4.加强石灰石浆液密度计的运行维护，通过加强定期冲洗，改善管路设置，控制浆液流速等措施，防止密度计磨损、堵塞，确保测量准确。
第10条部分单位脱硫化学监督开展项目不全，无法全面指导脱硫系统运行。
一、整改建议：
1.重视脱硫化学监督，补充完善规章制度，将脱硫化学监督纳入定期工作，以指导脱硫系统运行。
2.建议对以下项目定期开展化验比对：
序号项目单位参考数值
一、石灰石、石灰石粉及石灰石浆液主要监督指标
1CaO Wt-%≥50
2MgO Wt-%≤2-3
3SiO
2
Wt-%≤1.5
4石灰石粒径mm≯20
5石灰石粉细度μm≯44（90%通过325目）6石灰石供浆密度kg/m31190—1260
二、吸收塔内浆液主要监督指标
1塔内浆液PH值与在线表计比对
2塔内浆液密度kg/m31080-1120；同时与在线密
度计比对
3塔内浆液CL-浓度mg/L宜≯5000
4塔内浆液SO
3
2-mmol/L＜100
三、脱水石膏主要监督指标
1PH值5-9
2附着水含量%≤10%
3氯化物含量%≤0.01%
4碳酸盐含量%≤3%
5半水亚硫酸钙%≤0.5%
6二水硫酸钙%≥90%
注：也可按照设计要求。
第11条真空皮带脱水机滤布易堵塞
真空皮带脱水机滤布易堵塞，，使用周期短
使用周期短；；常出现因滤布跑偏而导致滤布打折
布跑偏而导致滤布打折、、撕裂的故障
撕裂的故障，，影响真空皮带机的可靠运行
影响真空皮带机的可靠运行。。
一、原因分析：
1.检修维护不到位，滤布冲洗水喷嘴堵塞未及时处理，使滤布因未冲洗干净而逐步堵塞。
2.滤布自动纠偏装置易出现卡涩故障无法实现自动纠偏。
3.滤布纠偏接近开关、滤布跑偏开关、滤布拉断开关故障不动作；滤布接近开关、滤布跑偏开关安装位置不合理。
二、整改建议：
1.加强运行巡回检查及检修维护，及时疏通滤布冲洗喷嘴，确保冲洗水量、冲洗覆盖率及冲洗压力。建议根据电厂实际情况安装冲洗水滤网。
2.对纠偏装置、各纠偏接近开关、跑偏开关、拉断开关进行定期试验。
3.根据真空皮带机运行实际情况，及时手动调整，防止跑偏；调整跑偏开关安装位置，在滤布出现跑偏后，真空皮带机能够及时跳闸，避免滤布打折或撕裂。
第12条脱硫净烟道易出现玻璃鳞片防腐层剥落、龟裂、起泡等现象，使烟道腐蚀穿孔，进而导致大面积腐蚀泄漏。同时脱硫原、净烟道膨胀节均存在腐蚀渗漏严重的问题。
一、玻璃鳞片损坏的原因分析
1.烟道的整体刚性较差。运行中烟道刚性较差产生的振动容易导致鳞片防腐层开裂。
2.使用材料管控监督不到位，存在施工过程中更换材料，以次充好的现象。
3.玻璃鳞片施工过程质量管控不严，主要体现在以下几个方面。
（1）烟道底面喷砂处理工艺不到位，喷砂后表面粗糙度不符合要求；喷砂后未用比对卡进行检查的现象。
（2）施工环境不满足鳞片施工要求，为赶工期，施工单位在
环境温度低、湿度大的状况下施工。
（3）烟道喷砂除锈后未及时喷刷底漆。
（4）刷涂鳞片未按工艺要求施工，鳞片达不到质量标准要求。
（5）存在每道工序结束后，未按照工艺要求进行检测的现象。
二、膨胀节损坏的原因分析
1.膨胀节安装质量不符合工艺要求。
2.净烟道及膨胀节排水不畅。
3.膨胀节及连接法兰材质没有完全达到要求。
三、防范及整改建议
1.对在建工程烟道设计图纸进行详细审核论证，提高烟道刚性指标。对投运工程的烟道刚度进行校核后，并适当通过加强支撑提高刚性。
2.建议对局部容易损坏鳞片防腐层增加FRP增强层。
3.加强防腐施工质量的管控，对每一道施工步骤按标准进行质量验收。
4.施工完毕后，应对每层鳞片进行厚度及电火花检测。
5.施工及检修过程中，加强施工防护，避免脚手架等碰坏防腐层。
6.加强膨胀节安装质量监督，尤其应确保膨胀节连接法兰结合面各处受力均匀一致。
7.适当加粗净烟道疏水管路管径，并加强日常巡检，疏水管路堵塞后及时处理，确保疏水正常。
8.根据各单位实际情况，在净烟道膨胀节底部设计安装疏水管路。
9.加强膨胀节进货验收，确保供货质量。
第13条吸收塔前事故喷淋喷嘴易堵塞；无法通过事故喷淋试验确定事故喷淋处于可靠备用。
一、原因分析
1.事故喷淋定期试验周期较长，导致事故喷淋喷嘴逐步结垢堵塞。
2.事故喷淋水泵无电流显示或事故喷淋母管无压力、流量等测点，无法有效监视事故喷淋水量与流量。当出现事故喷淋水门无法开启或事故喷淋喷嘴堵塞时，无法及时发现处理。
二、整改建议
1.加强事故喷淋定期试验管理，建议至少半个月进行一次事故喷淋试验，降低喷淋层喷嘴堵塞几率。
2.事故喷淋水泵必须安装电流测点、事故喷淋母管应设置压力或流量测点，并记录原始电流、流量、压力。用于定期试验对比，及时发现事故喷淋存在问题，确保事故喷淋可靠备用。
3.吸收塔入口烟温测点应安装在事故喷淋之后。
第14条未有效定期开展脱硫设施Ca/S指标计算、统计、分析。
一、整改建议
建议应定期开展Ca/S指标的计算、统计、分析与指标管理，通过分析发现系统调整中存在问题，采取措施降低系统Ca/S，提高吸收剂的利用率。
第三章附则
第15条本指导意见自发布之日起实施
第16条本指导意见由公司安生部负责解释
各种湿法脱硫工艺比较标准化管理处编码[BBX968T-XBB8968-NNJ668-MM9N]
电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 所属频道:关键词: :随着我国环境压力逐年增大，国家排放要求进一步收紧，电厂技术也得到了快速发展。目前烟气种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则： 1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能达到环保控制要求，已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应，且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术，最大的优点是反应速度快、脱硫效率高，最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟，也是我国使用最广泛的，据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。
半干法脱硫工艺的特点： 、工艺原理描述 锅炉尾气在CFB半干法烟气净化系统中得以净化，该系统主要是根据循环流化床理论和喷雾干燥原理，采用悬浮方式，使吸收剂 Ca（OH》在吸收塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO等酸性气体充分接触、反应来实现脱除酸性气体及其它有害物质的一种方法。烟 气脱硫工艺分7个步骤：⑴吸收剂存储和输送；⑵烟气雾化增湿调温；⑶脱硫剂与含湿烟气雾化颗粒充分接触混合；⑷二氧化硫吸收；⑸增湿活化；⑹灰循环；⑺灰渣排除。⑵、⑶、⑷、⑸四个步骤均在吸收塔中进行，其化学、物理过程如下所述。 A .化学过程: H2O 、SO2、H2SO3 反当雾化水经过双流体雾化喷嘴在吸收塔中雾化，并与烟气充分接触，烟气冷却并增湿，氢氧化钙粉颗粒同应生成干粉产 物，整个反应分为气相、液相和固相三种状态反应，反应步骤及方程式如下: ⑴S02被液滴吸收; S02（气）+H2O_^H 2SO3（液） ⑵吸收的S02同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙； Ca（OH）2（液）+H2SO3（液）—CaSO（液）+2H2O Ca（OH）2（固）+H2SO3（液）—CaSO（液）+2H2O ⑶液滴中CaSO3达到饱和后，即开始结晶析出 CaSO3（液）—CaSO（固） ⑷部分溶液中的CaSQ与溶于液滴中的氧反应，氧化成硫酸钙
CaS03（液）+1/202（液）T CaSO（液） ⑸CaS04（液）溶解度低，从而结晶析出 CaS04（液）T CaS0（固） ⑹对未来得及反应的Ca（0H）2 （固），以及包含在CaS03（固）、CaSO（固）内的Ca（0H）2 （固）进行增湿雾化。 Ca（0H）2 （固）T Ca（0H2 （液） S02（气）+H2CTH 2SO3（液） Ca（0H）2 （液）+H2SO3（液）TCaSO（液）+2H2O CaS03（液）T CaS0（固） CaS03（液）+1/2O2（液）T CaS0（液） CaS04（液）T CaS0（固） ⑺布袋除尘器脱除的烟灰中的未反应的Ca（0H》（固），以及包含在CaSCS固）、CaS0（固）内的CaQH* （固）循环至吸收塔内继续反应。 Ca（0H）2 （固）T Ca（OH2 （液） S02（气）+H2CTH 2S03（液） Ca（0H）2 （液）+H2SO3（液）TCaS0（液）+2H2O CaS03（液）T CaS0（固） CaSQ（液）+1/2O2（液）T CaS0（液） CaSC4（液）T CaS0（固） B .物理过程： 物理过程系指液滴的蒸发干燥及烟气冷却增湿过程，液滴从蒸发开始到干燥所需的时间，对吸收塔的设计和脱硫率都非常重要。
2湿法脱硫技术介绍 2.1脱硫方法简介 目前，世界范围内的火电厂脱硫技术多种多样，达数百种之多。 按脱硫工艺在燃烧过程中所处位臵不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫。燃烧前脱硫主要是洗煤、煤的气化和液化，洗煤仅能脱去煤中很少一部分硫，只可作为脱硫的一种辅助手段，煤气化和液化脱硫效果好，是解决煤炭作为今后能源的主要途径，但目前从经济角度看，还不能与天然气及石油竞争。 燃烧中脱硫主要方式是循环流化床锅炉，循环流化床锅炉是近年来在国际上发展起来的新一代高效、低污染清洁燃烧技术，具有投资省、燃料适应性广等优点，是一种正在高速发展，并正在迅速得到商业推广的方法。但循环流化床燃烧技术在锅炉容量上受到限制，主要用于135MV以下机组。 燃烧后脱硫即烟气脱硫，是目前唯一大规模商业应用的脱硫方 式，烟气脱硫技术很多，主要有石灰石/石膏湿法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫工艺（芬兰Tempell和IVO公司的LIFAC）、海水烟气脱硫工艺、电子束照射加喷氨烟气脱硫工艺、气体悬浮吸收脱硫技术FLS- GSA、ABB新型一体化烟气脱硫工艺 （NID）、德国WULF公司回流式烟气循环流化床（RCF—FGD脱硫技术等。 2.2湿法脱硫工艺
湿式石灰石/石膏法脱硫工业化装臵已有四十余年的历史，经过多年不断改进发展与完善，目前已成为世界上技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫工艺，在脱硫市场特别是大容量机组脱硫上占主导地位，约占电厂装机容量的85%。应用的单机容量已达1000MW 1湿法脱硫工艺特点优点： 1)〃技术成熟、可靠，国外应用广泛，国内也有运行经验。 2)〃脱硫效率咼＞=95%。 3)〃适用于大容量机组。 4)〃吸收剂价廉易得。 5)〃系统运行稳定、煤种和机组负荷变化适应性广。 6)〃脱硫副产品石膏可以综合利用。缺点： 1)〃系统复杂、运行维护工作量大。 2)〃水消耗较大，存在废水处理问题。 3)〃系统投资较大、运行维护费用高、装臵占地面积也相对较大。2反应原理 该工艺的主要反应是在吸收塔中进行的，送入吸收塔的吸收剂一石灰石(石灰)浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫(S02)与吸收剂浆液中的碳酸钙(CaC03以及鼓入的空气中的氧气(O2)发生化学反应，生成二水硫酸钙(CaSO42H2O) 即石膏；脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气再热器加热升温后，经烟囱排入大气。 该工艺的化学反应原理如下：
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：
石灰石 - 石膏湿法脱硫系统 设计 （内部资料） 编制: x xxxx 环境保护有限公司 2014年 8 月 1.石灰石 - 石膏法主要特点 （ 1）脱硫效率高，脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少，脱硫效率高达 95％以上。（2）技术成熟，运行可靠性高。国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上，特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。
（3）对燃料变化的适应范围宽，煤种适应性强。无论是含硫量大于 3％的高硫燃料，还是含 硫量小于 1％的低硫燃料，湿法脱硫工艺都能适应。 （4）吸收剂资源丰富，价格便宜。石灰石资源丰富，分布很广，价格也比其它吸收剂便宜。（5）脱硫副产物便于综合利用。副产物石膏的纯度可达到 90％，是很好的建材原料。 （6）技术进步快。近年来国外对石灰石 - 石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 （7）占地面积大，一次性建设投资相对较大。 2.反应原理 （1）吸收剂的反应 购买回来石灰石粉（CaCO3）由石灰石粉仓投加到制浆池，石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。 （2）吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触 ,循环浆液吸收大部分 SO2，反应如下： SO2（气）+H2O→H2SO3（吸收） H2SO3→ H+ +HSO3－ H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－（溶解） Ca2+ +HSO3－ +2H2O→ CaSO3·2H2O+H+（结晶） H+ +HCO3－→ H2CO3（中和） H2CO3→ CO 2+H2O 总反应式： SO2＋ CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2 （3）氧化反应 一部分 HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的 HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶，反应如下： CaSO3＋1/2O2→ CaSO4（氧化） CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O（结晶） 4）其他污染物
氧化镁法烟气脱硫工艺介绍 1. 前言 我国是世界上SO2排放量最大的国家之一，年排放量接近2000万吨。其主要原因是煤炭在能源消费结构中所占比例太大。烟气脱硫(FGD)是目前控制SO2污染的重要手段。 湿法脱硫是应用最广的烟气脱硫技术。其优点是设备简单，气液接触良好，脱硫效率高，吸收剂利用率高，处理能力大。根据吸收剂不同，湿法脱硫技术有石灰（石）—石膏法、氧化镁法、钠法、双碱法、氨法、海水法等。 氧化镁湿法烟气脱硫技术，以美国化学基础公司（Chemico-Basic）开发的氧化镁浆洗—再生法发展较快，在日本、台湾、东南亚得到了广泛应用。近年，随着烟气脱硫事业的发展，氧化镁湿法脱硫在我国的研究与应用发展很快。 2. 基本原理 氧化镁烟气脱硫的基本原理是用MgO的浆液吸收烟气中的SO2，生成含水亚硫酸镁和硫酸镁。化学原理表述如下： 2.1氧化镁浆液的制备 MgO（固）+H2O=Mg(HO)2（固） Mg(HO)2（固）+H2O=Mg(HO)2（浆液）＋H2O Mg(HO)2（浆液）＝Mg2+＋2HO－ 2.2 SO2的吸收 SO2（气）+H2O=H2SO3 H2SO3→H++HSO3- HSO3-→H++SO32- Mg2++SO32-+3H2O→MgSO3?3H2O Mg2++SO32-+6H2O→MgSO3?6H2O Mg2++SO32-+7H2O→MgSO3?7H2O SO2+MgSO3?6H2O→Mg(HSO3)2+5H2O Mg(OH)2+SO2→MgSO3+H2O MgSO3+H2O+SO2→Mg(HSO3)2 Mg(HSO3)2+Mg(OH)2+10H2O→2MgSO3?6H2O 2.3 脱硫产物氧化 MgSO3+1/2O2+7H2O→MgSO4?7H2O MgSO3+1/2O2→MgSO4 3. 工艺流程 整个脱硫工艺系统主要可分为三大部分：脱硫剂制备系统、脱硫吸收系统、脱硫副产物处理系统。图1为氧化镁湿法脱硫的工艺流程图。
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）
半干法与湿法比较 1.投资：半干法投资包括脱硫塔和除尘器，投资高于湿法，湿法投资仅脱硫和脱硫渣处理部分。 2.能耗：半干法整个系统压损设计一般约为4000Pa，增压风机选型大于湿法，运行费用高。 3.操作弹性小：半干法对于烟气状态（烟气温度、流量、SO2含量等）变化比较大的应用场合难以适应。一方面由 于烟气状态的改变将导致石灰浆料不能干燥，容易形成后续除尘器胡袋等生产事故；另一方面，由于SO2浓度波动造成在SO2浓度高峰时净化效率时低下。 4.脱硫效率：半干法稳定运行的效率一般在85%左右，难以达到新的环保要求，湿法稳定运行的效率一般在95%， 能够满足新的环保要求。 5.脱硫剂：脱硫剂，湿法设计钙硫比为1.05，半干法设计钙硫比为1.2-1.3，料耗比较差距在20-30%，湿法使用的 脱硫剂是石灰石，价格约为100-200元/吨，半干法使用的脱硫剂是生石灰，现在市面生石灰的价格约为550元/吨，同时湿法的脱硫剂实用性强，能够采用碱性废渣作为脱硫剂，例如造纸厂白泥或者芒硝厂钙泥等。 6.运行稳定性：湿法运行过程中，主要面对的是设备的易损易耗件更换，半干法运行，由于脱硫剂是生石灰（CaO）， 进入吸收塔的是熟化后的Ca(OH)2，吸水性强，易抱团，结块，甚至是板结，尤其在系统停止后再次开启，输料通道必然堵塞，清堵工作十分麻烦，维运人员工作量较大。且吸收塔内易湿壁湿底（喷枪发生弯曲或雾化颗粒增
大的情况下），造成吸收塔壁结块或堵塞文丘里，造成无法运行。 7.维运成本：布袋除尘器的滤袋一般承诺质保30000小时，但是由于烟气不稳定，导致烟气成分和烟气量波动，喷 枪的喷水量随之波动（尤其在CEMS反应偏慢的情况下），或者是运行人员的自身素质水平等因素，导致进入布袋除尘器的水汽过多，造成糊袋，一般布袋除尘器的滤袋寿命低于20000小时。雾化喷枪由于磨损，一般寿命在1-1.5年就需要更换喷头，2年需要更换喷枪。调节阀使用寿命不到3年。大量的设备磨损较大，一般使用寿命要低于湿法的设备。 8.排烟温度:半干法的排烟温度能够达到80℃，无白雾现象，湿法排烟温度在60℃左右，能看见白雾，但对 环境无影响。 9.脱硫渣：半干法的脱硫渣为干粉状，便于运输，但由于其钙硫比较高，脱硫渣也较多，无法综合利用；湿 法脱硫渣含水率为15%左右，杂质含量少，能够作为石膏综合利用。
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
石灰石-石膏湿法脱硫系统 设计 (内部资料) 编制:xxxxx环境保护有限公司 2014年8月
1、石灰石-石膏法主要特点 (1)脱硫效率高,脱硫后烟气中二氧化硫、烟尘大大减少,脱硫效率高达95％以上。 (2)技术成熟,运行可靠性高。国外火电厂湿法脱硫装置的投资效率一般可达98％以上,特别就是新建的大机组采用湿法脱硫工艺,使用寿命长,可取得良好的投资效益。 (3)对燃料变化的适应范围宽,煤种适应性强。无论就是含硫量大于3％的高硫燃料,还就是含硫量小于1％的低硫燃料,湿法脱硫工艺都能适应。 (4)吸收剂资源丰富,价格便宜。石灰石资源丰富,分布很广,价格也比其它吸收剂便宜。 (5)脱硫副产物便于综合利用。副产物石膏的纯度可达到90％,就是很好的建材原料。 (6)技术进步快。近年来国外对石灰石-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断改进,可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。 (7)占地面积大,一次性建设投资相对较大。 2、反应原理 (1)吸收剂的反应 购买回来石灰石粉(CaCO3)由石灰石粉仓投加到制浆池,石灰石粉与水结合生成脱硫浆液。 (2)吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO2,反应如下: SO2(气)+H2O→H2SO3(吸收) H2SO3→H+ +HSO3－ H+ +CaCO3→ Ca2+ +HCO3－(溶解) Ca2+ +HSO3－+2H2O→ CaSO3·2H2O+H+ (结晶) H+ +HCO3－→H2CO3(中与) H2CO3→CO2+H2O 总反应式:SO2＋CaCO3+2H2O→CaSO3·2H2O+CO2 (3)氧化反应 一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化,其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化并结晶,反应如下: CaSO3＋1/2O2→CaSO4(氧化) CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O(结晶) (4)其她污染物
半干法与湿法脱硫的工艺必选 1.脱硫工艺的选择（半干法与湿法的比选） 烧结烟气脱硫是烧结机尾气排放SO2控制的主要技术手段，已达到工业应用水平的烟气脱硫工艺有10余种，大致可以分为干法和湿法，但能在大烟气量、高脱硫效率下，长期、稳定运行的脱硫工艺并不多。目前，国内已上烧结脱硫装置采取的工艺类型也各不相同，干法工艺有：活性炭吸附法、密相干塔法等；半干法工艺有：循环流化床法、旋转喷雾法；湿法工艺有：石灰/石灰石-石膏湿法、氧化镁湿法、氨-硫铵湿法、钠-钙双碱法、鼓泡法、有机胺法（又称：离子液法）等。 根据国内目前的实际应用推广情况，湿法工艺约占烧结脱硫装置总数的80%以上，其中湿法以石灰/石灰石-石膏工艺为主，氨-硫铵湿法、钠-钙双碱法为辅；干法工艺仅有2-3个工程示范，活性炭吸附法过于昂贵，密相干塔法基本失败；半干法工艺以循环流化床法、旋转喷雾法为主。 对于石灰—石膏湿法脱硫工艺与半干法脱硫工艺的对比，二者既有相同点也有不同点。相同点是脱硫剂均采用生石灰（CaO）和工业水介质进行，湿法脱硫剂采用Ca(OH)2浆液形式；半干法工艺有两种：一种采用Ca(OH)2浆液，一种采用喷石灰粉和工业水的形式。 不同点差异较大，概括起来，主要有以下几个方面： 一、净化原理： 湿法：空塔逆流喷淋洗涤工艺原理，属气液反应。反应速度快、效率高、能耗低。湿法工艺脱硫效率≥95%。 半干法：当烟气自下而上地穿过固体颗粒随意填充状态的料层，而气流速度达到或超过颗粒的临界流化速度时，料层中颗粒呈上下翻腾，SO2分子与石灰颗粒在表面发生反应，并有部分颗粒被气流夹带出料层的状态。属气固反应，反应速度低，效率低，湿法工艺脱硫效率80%～85%。欲达到与湿法同样的减排量，能耗高。 二、生成物： 湿法：CaSO4?2H2O,俗称：石膏。性质稳定，不二次分解，易二次利用。 半干法：CaSO3，常温下易分解，二次利用困难。
电厂各种湿法脱硫技术对比优劣一目了然 北极星电力网新闻中心来源:化工707微信作者:小工匠2016/1/18 8:48:31 我要投稿 北极星火力发电网讯:随着我国环境压力逐年增大，国家排放要求进一步收紧，电厂烟气脱硫技术也得到了快速发展。目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备进行优化;干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于湿法脱硫技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺;半干法烟气脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接来下小七根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。 电厂脱硫技术的选择原则： 1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能达到环保控制要求，已经得到推广与应用。 2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。 3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。 4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。 5、脱硫剂的能够长期的供应，且价格要低廉 湿法烟气脱硫技术 湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液的脱硫技术，最大的优点是反应速度快、脱硫效率高，最大的缺点就是前期投资、后期运行成本高和副产品处理困难。湿法烟气脱硫技术是目前技术最为成熟，也是我国使用最广泛的，据不完全统计, 已建和在建火电厂的烟气脱硫项目中, 90 % 以上采用湿法烟气脱硫技术。 1 石灰石—石膏湿法脱硫工艺 工艺流程
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
脱硫工艺是用湿法、半湿法还是干法，看完这篇就知道了 导读 目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。 湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。 一、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。 技术路线 A、石灰石／石灰-石膏法
原理：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（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。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。 目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。 B 、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。 C、柠檬吸收法： 原理：柠檬酸（H3C6H5O7·H2O）溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。
湿法脱硫技术 神头发电厂田斌 【摘要】介绍了石灰石/石灰抛弃法，石灰石/石膏法等湿法脱硫法技术，并对有关问题进行了探讨。 关键词烟气脱硫湿法脱硫 1 前言 我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD），目前湿法烟气脱硫被认为是最成熟、控制SO2最行之有效的途径。 2 湿法烟气脱硫技术的开发与应用 2.1湿法烟气脱硫技术 所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca／S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。
2.1.1石灰石/石灰抛弃法 以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaCO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2，而石灰系统的最佳PH值约为8（美国国家环保局）。 石灰石／石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石／石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于：溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积：氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出；反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石／石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点，石灰石／石灰抛弃法已被石灰石／石膏法所取代。 2.1.2石灰石/石膏法 该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石／石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。 石灰石／石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上）、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：
烟气脱硫 技术方 1
第一章工程概述 1.1项目概况 某钢厂将就该厂烧结机后烟气进行烟气脱硫处理。现烧结机烟气流程为烧结机一除尘器一吸风机一烟囱。除尘器采用多管式除尘器，除尘效率大于90%。主要原始资料如下： 1.2主流烟气脱硫方法 烟气脱硫（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。 FGD其基本原理都是以一种碱性物质来吸收SO,就目前国内实际应用工程, 按脱硫剂的种类划分，FGD技术主要可分为以下几种方法： 1、以石灰石、生石灰为基础的钙法； 2、以镁的化合物为基础的镁法； 3、以钠的化合物为基础的钠法或碱法； 4、以化肥生产中的废氨液为基础的氨法； 最为普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。而其中应用最 为广泛的是石灰石-石膏湿法和循环流化床半干法烟气脱硫系统。针对本工程，
我公司将就以上两种脱硫方法分别进行设计、描述，并最终给出两方案比较结果。 1.3 主要设计原则 针对本脱硫工程建设规模，同时本着投资少、见效快、系统简单可靠等原则，我方在设计过程中主要遵循以下主要设计原则： 1、脱硫剂采用外购成品石灰石粉（半干法为消石灰粉），厂内不设脱硫剂制备车间。 2、考虑到烧结机吸风机出口烟气含硫浓度为2345 mg/Nd3,浓度并不是很高, 在满足环保排放指标的前提下，脱硫装置的设计脱硫效率取》90%。 3、脱硫装置设单独控制室，采用PLC程序控制方式。同时考虑同主体工程的信号连接。 4、脱硫装置的布置尽可能靠近烟囱以减少烟道的长度，减少管道阻力及工程投资。
第二章 石灰石-石膏湿法脱硫方案 2.1工艺简介 石灰石-石膏湿法脱硫工艺是目前世界上应用最为广泛和可靠的工艺。该工艺 以石灰石浆液作为吸收剂，通过石灰石浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤， 发生反应, 以去除烟气中的S02反应产生的亚硫酸钙通过强制氧化生成含两个结晶水的硫酸 钙（石膏）。 图2.1石灰石—石膏湿法脱硫工艺流程图 工艺流程图如图2.1所示，该工艺类型是：圆柱形空塔、吸收剂与烟气在塔内 逆向流动、吸收和氧化在同一个塔内进行、塔内设置喷淋层、氧化方式采用强制氧 化。 与其他脱硫工艺相比，石灰石-石膏湿法脱硫工艺的主要特点为： ?脱硫效率高，可达95%以上； ?吸收剂化学剂量比低，脱硫剂消耗少； ?液/气比（L/G ）低，使脱硫系统的能耗降低； ?可得到纯度很高的脱硫副产品一石膏，为脱硫副产品的综合利用创造了有利 条件； ?采用空塔型式使吸收塔内径减小，同时减少了占地面积； ?采用价廉易得的石灰石作为吸收剂； ?系统具有较高的可靠性，系统可用率可达 97%以上； ?对锅炉燃煤煤质变化适应性较好； ?对锅炉负荷变化有良好的适应性。 2.2 反应原理 原咽吒 Eimn 嗫收塔 ?工艺水 猜坏泵 脈冲捲浮 氧化空宅 节石蕎察液加梳姑 '事空皮出脱水机 吸收剂浆罐
湿法脱硫分析 摘要 湿法脱硫工艺按照脱硫机理的不同可分为化学吸收法、物理吸收法、物理-化学吸收法和湿式氧化法。湿法脱硫，最大的优点是能脱除气体中绝大部分的硫化物，是一种比较适用和经济的方法，但存在脱有机硫能力差、脱硫精度不高的问题，一般用于含硫高、处理量大的气体脱硫。 一化学吸收法 化学吸收法主要包括醇胺法（对不同天然气组成有广泛的适应性）、热钾碱法（主要用于合成气脱除CO2）。 1.醇胺法 醇胺法是化学吸收法最常用的方法，是天然气净化的主导工艺。醇胺法包括一乙醇胺法（MEA）、二乙醇胺法（DEA）、二甘醇胺法（GDA）、二异丙醇胺法（DIPA）砜胺法（sulfinol），以及具有选择性吸收的改良甲基二乙醇胺法（MDEA）。 1.1.化学过程基本原理 依靠化学溶剂与酸气发生酸碱中和反应而脱除硫化氢等，在升温、降压条件下使溶液析出酸气，溶剂得以再生。 1.2.工艺流程 醇胺法和砜胺法工艺流程图如图所示，包括吸收、闪蒸、换热及再生部分。天
然气自吸收塔底进入与由上而下的醇胺液逆流接触，脱除酸气后从吸收塔顶部出来，成为湿净化气。吸收了硫化氢的醇胺液叫富液，从吸收塔底出来后进入闪蒸罐降压闪蒸，脱除烃类气，再经贫富液换热器升温后进入再生塔解吸，再生完全的醇胺液叫贫液，经降温后泵送回吸收塔顶部继续循环使用。 1.3.醇胺法工艺特点及主要影响因素 MEA在各种胺中碱性最强,与酸气反应最迅速,既可脱除H2S又可脱除CO2，无选择性。与COS及CS2发生不可逆降解，不宜用MEA法。氧的存在也会引起乙醇胺的降解，故含氧气体的脱硫不宜用MEA。 DEA既可脱除H2S,又可脱除CO2,也没有选择性。与MEA不同,DEA可用于原料气中含有COS的场合。虽然DEA的分子量较高,但由于它能适应两倍以上MEA 的负荷,因而它的应用仍然经济。DEA溶液再生之后一般具有较MEA溶液低得多的残余酸气浓度。 MDEA工艺被证实具有对H2S优良的选择脱除能力和抗降解性强、反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低等优点。但MDEA工艺对有机硫的脱除效率低，对CO2含量很高的原料气（如注入CO2后采出的油田气）的净化，其选吸性能还不能满足要求。 砜胺法采用的吸收液是具有物理吸收性能的环丁砜、具有化学吸收性能的醇胺以及少量水组成。该工艺具有酸气负荷高，吸收贫液的循环量小，水、电、蒸汽的消耗低，溶剂损失量小，气体的净化度高，对设备的腐蚀性差等优点；但溶剂吸收重烃能力强，溶剂溅漏到管线或设备上会溶解油漆，价格较贵，变质后再生困难。 醇胺法工艺主要影响因素有：温度、压力溶剂浓度、贫液酸性气负荷。 温度低有利于醇胺吸收干气中的硫化氢，温度高则有利于富液再生；压力高气相分压高，有利于吸收硫化氢，但压力过高，设备成本较高。压力低有利用富液再生；溶液浓度高吸收硫含量高，但富液浓度过高，容易发泡，影响运转；贫液酸性气负荷越低吸收硫容量越大，但过低的酸性气负荷，再生蒸汽用量较大，能耗也就越大。
湿法脱硫系统物料平衡 一、计算基础数据 （1）待处理烟气 烟气量：1234496Nm3/h（wet）、1176998 Nm3/h（dry） 烟气温度：114℃ 烟气中SO2浓度：3600mg/Nm3 烟气组成： 组分分子量V ol% mg/Nm3 SO264.06 0.113 3600（6%O2） O232 7.56(dry) H2O 18.02 4.66 CO244.01 12.28(dry) N228.02 80.01(dry) 飞灰200 石灰石浓度：96.05% 二、平衡计算 （1）原烟气组成计算 组分V ol%(wet) mg/Nm3kg/h Kmol/h SO20.108 3226 （7.56%O2） 3797 59.33 O27.208 127116 3972.38 H2O 4.66 46214 2564.59 CO211.708 283909 6452.48 N276.283 1177145 42042.89 飞灰200（dry）235 合计1638416 55091.67 平均分子量（0.108×64.06+7.208×32+4.66×18.02+11.708×44.01+76.283×2 8.02）/100=29.74 平均密度 1.327kg/m3
（2）烟气量计算 1、①→②（增压风机出口→ GGH出口）： 取GGH的泄漏率为0.5%，则GGH出口总烟气量为1234496 Nm3/h×（1-0.5%）=1228324Nm3/h=1629634kg/h 泄漏后烟气组分不变，但其质量分别减少了0.5%，见下表。 温度为70℃。 组分V ol%(wet) mg/Nm3kg/h Kmol/h SO20.108 3226 （7.56%O2） 3778 59.03 O27.208 126480 3952.52 H2O 4.66 45983 2551.78 CO211.708 282489 6420.22 N276.283 1171259 41832.68 飞灰200 234 合计1630224 54816.21 2、⑥→⑦（氧化空气）： 假设脱硫塔设计脱硫率为95.7%，即脱硫塔出口二氧化硫流量为3778×（1-95.7%）=163 kg/h，二氧化硫脱除量=（3778-163）/64.06=56.43kmol/h。 取O/S=4 需空气量=56.43×4/2/0.21=537.14kmol/h×28.86（空气分子量）=15499.60kg/h，约12000Nm3/h。 其中氧气量为537.14 kmol/h×0.21=112.80 kmol/h×32=3609.58kg/h 氮气量为537.14 kmol/h×0.79=424.34 kmol/h×28.02=11890.02kg/h。 氧化空气进口温度为20℃，进塔温度为80℃。 3、②→③（GGH出口→脱硫塔出口）： 烟气蒸发水量计算： 1）假设烟气进塔温度为70℃，在塔内得到充分换热，出口温度为40℃。由物性数据及烟气中的组分，可计算出进口烟气的比热约为0.2536kcal/kg.℃，Cp （40℃） =0.2520 kcal/kg.℃。 Cp烟气=（0.2536+0.2520）/2=0.2528 kcal/kg.℃ 氧化空气进口温度为80℃，其比热约为0.2452 kcal/kg.℃，Cp（40℃）