烟气湿法脱硫电厂烟气湿法脱硫的技术问题综述
工业技术
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电厂烟气湿法脱硫的技术问题综述
陈譬梅
（广东红海湾发电有限公司，广东汕尾５１６６００）
摘要：火电厂脱硫系统存在很多技术问题。在实际生产中，如果不能处理好将使脱硫效率降低，并受到监管部门的处罚。因此，总
结解决这些技术问题的方法非常必要的。本文阐述了电厂烟气湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法，并对影响脱硫效率
的主要因素进行了探讨。关键词：电厂脱硫；技术问题
ｌ石灰石一石膏湿法脱硫工艺及脱硫原理
化非常有利，保证了石膏的品质，但亚硫酸盐溶解度急剧上升，硫酸盐溶解度略有下降，在很短时间内，会有石膏大量产生并析出，产生硬垢。ｐＨ值较低会使ｓｏ：的吸收受到抑制，脱硫效率将大
大降低。
２．１．４设备系统停止／运行时，设备管道冲洗不充分，导致浆液沉积、堵塞。
２．１．５ＧＧＨ堵塞。原烟气进入ＧＧＨ后温度由约１４００Ｃ降至酸露点下９０陀，因此在ＧＧＨ热侧产生大量黏稠浓酸液，
这些酸液对ＧＧＨ的换热元件和壳体有很强的腐蚀作用。而且会粘
附大量烟气中的飞灰，飞灰具有水硬性，含有氧化钙成分，氧化钙
的存在会激发飞灰的活性。换热元件上沉积的硫酸钙、冷凝产生的
硫酸和飞灰在高温下相互作用形成硫酸盐、硅酸盐等硬垢。穿过除
雾器的微小浆液雾滴在进入ＧＧＨ净烟道时，水分蒸发，剩下石膏
小颗粒残留在换热元件上形成积垢，经高温烟气烘烤变成硬块。这
些积垢使ＧＧＨ换热元件的通流面积变小，造成压差升高。
２．２处理方法
２．２．１保证氧化风机向吸收塔充分供气，使氧化反应趋于完全，确保吸收塔浆液中有足够浓度的石膏晶种。
２．２．２杜绝石子等杂物进入吸收塔，严防喷嘴堵塞。
２．２．３在运行中，控制吸收剂水分蒸发速度和蒸发量。使得溶液中石膏过饱和度最大不超过１．４。
２．２．４控制溶液的ｐＨ值。尤其避免运行中ｐＨ值急剧变化，一般控制在４．５巧．０之间。
２．２．５吸收液中加入石膏或亚硫酸钙晶种。
２．２．６适当增大液气比也是防止系统结垢、堵塞的重要技术措施。
２．２．７根据相关系统设备的运行状态（压
．
某电厂２×６００舸超临界燃煤机组。烟气
脱硫工程采用美国引进型石灰石一石膏湿法烟气脱硫技术。锅炉排出烟气经电除尘器处理后通过增压风机进入ＧＧＨ，被冷却后进
入喷淋式吸收塔，自下而上流运，并与吸收塔内的石灰石浆液形成
逆流相混合。烟气中的酸性气体经循环石灰石浆液洗涤，可将烟气
中９５％以上的硫脱除。同时还能将烟气中几乎全部的氯化氢与氟
化氢除去。在吸收塔的顶部出口，经处理的烟气穿过两级除雾器，
除去悬浮液滴。出吸收塔后，烟气再次进入ＧＧＨ升温至８０℃后
排人烟囱。脱硫烟道配有旁路挡板。在紧急情况下或机组启动时，
旁路挡板打开，烟气经旁路烟道直接排入烟囱。
２脱硫系统的结垢、堵塞与处理方法２．１结垢、堵塞机理
２．１．１石膏浓度过饱和后会出现晶柬，进而形成晶种、晶体。石膏结晶是—个动态平衡过程，新晶种的形成和晶体长大同时进行，只有结晶到一定程度才被允许排出，因此石膏浆液在吸收塔内应有
足够的停留时间，即保持石膏的过饱和状态。经验表明比较理想的
石膏相对过饱和度应控翩在１．２５～１．３０。
２．１．２在系统严重缺氧和氧化反应程度极低的条件下，将生成一种产物Ｃｓｓ——称为软垢，使系统发生结垢，甚至堵塞。其中，软
垢ｃ翳的分子式为Ｃ娟的毋矗ｓＱ她ｌ／：狐ｐ。
．２．１．３吸收液ｐＨ值高有利于ｓ０２的吸收，但调试中发现，当ｐＨ＞５．９时，石灰石中Ｃ矿的溶出就减慢，ｓ０产的氧
化也受到抑制，浆液中Ｃ“Ｓ０３?Ｉ／２Ｈ２０就会增加，易发
生管道结垢现象。在碱性ｐＨ值环境下运行会产生碳酸钙硬垢。反之，如果浆液ｐＨ值降低，石灰石中ｃ矿的溶出就容易。而且对ｓ
０旷的氧制的设备定期切换要求。督促值班人员严格做好设备的定
期切换试验工作，保证设备能快速及时按调度及来水要求并人电同。
④设备日常维护管理。值班人员每小时对主要设备进行一次检查并监视记录数据变化，每班对设备及环境卫生进行一次清扫。安全
员每周对全站设备进行熄灯检查一次，每月初对设备进行一次全面
维护检查，加注润滑油、黄油。在设备运行中要做好各种记录，改
正不良的习惯操作行为。
力、流量、电流等）和各种浆液的化学分析结果来判断结垢的趋势。
２．２．８在系统停运之前，要对相关浆液管道进行彻底冲洗，并排尽积浆，以防设备、管道腐蚀和堵塞。
２．２．９ＧＧＨ的堵塞问题需要从三个方面分析：一是积垢的来源，二是对ＧＧＨ换热元件的吹扫，三是换热元件波纹板波纹型式。通过加强冲洗、更换ＧＧＨ换热元件、调整运行方式等措施基
本可以解决此问题。
３脱硫系统的腐蚀、防腐及磨损３．１腐蚀机理
３．１．１烟气中的Ｓ０２、ＨＣｌ、ＨＦ等酸性气体在与液体接触时，生成相应的酸液，其中ｓＯ产、Ｃｌ－，ＳＯｋ稚？金属
有很强的腐蚀性，对防腐内衬也有很强的扩散渗透破坏作用。
３．１．２存在于同一电解质溶液中的不同金属表面将发生电化学腐蚀。
３．１．３结晶腐蚀。溶液中的硫酸盐和亚硫酸盐随溶液渗入防腐内衬及其疏松孔隙内，当系统停运后，吸收塔内逐渐变干，溶液
中的硫酸盐和亚硫酸盐析出并结晶，随后体积发生膨胀，使防腐内
衬承受应力，产生剥离损坏。
３．１．４环境温度的影响。由于Ｃ，ＧＨ故障或浆液循环系统故障，导致塔内烟温升高，其防腐材料的许用应力随温度升高而急
剧降低。
３．１．５脱硫系统的箱、罐、反应容器内部均设有搅拌器，该设备运行时，对这些容器内表面的防腐材料造成一定冲劂和破坏。
３．２防腐技术措施
３．２．１严格控制塔内浆液的ｐＨ值在规定范围４．５—６．０，防止ＰＨ值急剧变化。
３．２．２根据ＦＧＤ设计的人口烟温。选择与人口烟温、塔内设计温度相匹配的内衬材便于查找及补充；备品备件的采购，由安
全生产部门根据实际需要提出，材料管理人员负责整理确认，书面
汇报站领导进行审批购买；备品备件采购到站后，须经材料保管人
员进行验收入库；设备的领用要由使用人员签字履行领用手续；公
用器具有专用位置。用后放回原位，交接班时交接清楚。
４结语
水电姑的管理本着从资源开发、利用出发，同时兼顾到工农业发展的需要，在确保电站能够安全、高效、经济、可靠运行的情况下，
⑤严密监管水工设施。管好水，才能发好
电，充分合理利用水资源是中小水电站的首要任务。对水工设施的管理维护是水电站管理的重要组织成都分。为了管理好渠道、前
池等设施，水电站应设有专门的水工运行班，其主要职能就是管理
渠道沿线的日常巡视维护工作。防止外部人员破坏水工设备，监视
地质地形变化；定期给启闭机室里的卷扬机进行
日常维护，在运行中正确处理好发电、用水、灌溉、防洪等关系。
拓展了员工的工作能力，做剜运维合一。以管
理促发展，更好地发挥了电站的经济效益。
参考文献
【１】冯赵云．中小水电站运行管理的建议及对策叨．中国水能及电气化。２００９—０２一１５．
万方数据
中国新技术新产品一１５１—
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料以保证脱硫设备的安全稳定运行。
３．２．３严把防腐内衬的施工质量关。
３．２．４施工或检修过程中要严格把关，保证脱硫设备、管材合理和优质的焊接工艺。
３．２．５脱硫系统设有的箱、罐、反应容器内部的防腐材辩要符合环保及国家规定控制危险源所必须的相关要求。
３．３脱硫系统的磨损
脱硫浆液含固量较高，对设备造成磨损。当浆液的ＰＨ值呈较强酸性时，对设备的磨损更快、更严重。因此要减轻磨损。必须控制
浆液的含固量不能太高，浆液的ＰＨ值也应控制在合理范围内。此
外对于一些磨损严重工业技术
成ｐＨ值无法恢复到正常值，降低脱硫效率，影响石膏品质。
４．１２烟气旁路档板密封不严渗漏
正常运行中，烟气旁路档板密封不严泄漏，使得少部分原烟气从旁路烟道通过，与经ＦＧＤ处理的净烟气相混合，从而导致出口烟
气中的Ｓｏ：浓度超标，降低了脱硫效率。
４．１３仪表指示影响
在线检测系统（ＣＥＭＳ）传输信号不准，导致控制系统（或人为判断）出现问题，从而影响脱硫效率。因此，保证仪表的准确投运，对于提高脱硫效率尤为重要。
４．１４烟气中含油成分
４．４石灰石粒度及纯度
石灰石是目前湿法脱硫中最常用的吸收剂。石灰石颗粒越细，纯度越高，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利
用率越高。一般要求石灰石粉的９０％能通过３２５目筛
即㈣或２５０目筛（６３ｔＬｍ），并且ＣａＣＯ，含量大
于９３％。
４．５氧化空气量
０：参与烟气脱硫的化学过程，使ＨＳ０３一氧化为Ｓ０４２－，随着烟气中０：含量的增加，Ｃａ－ｓ０４?２Ｈ２０的形成速度
加快，脱硫率也呈上升趋势。保证氧化风机向吸收塔的供气量可提
高脱硫率。
４影响脱硫效率的因素分析４．１吸收剂的ｐＨ值
烟气中Ｓ０：与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：
．
ｓＯ—Ｈ２（卜?Ｈ＋＋Ｈｓ０３’Ｈｓ０３。＿＋Ｈ＋＋Ｓ０３２－
产生的Ｈ＋促进了ＣａＣＯ，的溶解，生成一定浓度的Ｃ矿：ＣａＣ０３＋Ｈ＋＝ＨＣ０３－＋Ｃａ２．
Ｃａ２＋与Ｓ０３２－或ＨＳＯ，结合，生成ＣａＳ０３和
Ｃａ（ＨＳ０３）▲．
Ｃａ２＋＋Ｓ０３２。—坨ａｓ０３；Ｃａ２＋＋２ＨＳ０３＿Ｃａ
似ＳＯ毋２
化成Ｓ蝴
反应过程中，一部分ｓｏ产和ＨＳＯｆ被氧
ＨＳ０４一：Ｓ０３２－＋１／２０２一Ｓ０４２一｝王ｓＯ，－＋ｌ，２０２＿
ＨＳＯ；
．
最后吸收液中存在的大量Ｓ０３２‘和ＨＳＯ’，可以通过鼓入空气进行强制氧化转化为ＳｏＰ，最后生成石膏结晶：
Ｃａ２＋＋Ｓ０４２－＋２Ｈ州ａＳ０４?２Ｈ２０
脱硫反应的基础是溶液中Ｈ＋的生成，只有Ｈ＋的存在才促进了Ｃａ２＋的生成，因此，吸收速率主要取决于溶液的ｐＨ值。故湿
法脱硫工艺的应用中控制合适的ｐＨ值和保持ｐＨ值的稳定是保证
脱硫效率的关键。
ｐＨ值为６．０时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。而低的ｐＨ值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，但二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大幅度降低；当ｐＨ值
为４．５时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对
设备也有腐蚀。调试某电厂新建机组脱硫系统发现浆液ｐＨ值在４．５－６．０之间较为妥当。
４．２液气比及浆液循环量
液气比增大，表明气液接触机率增加，脱硫率增大。但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡，液气比超过一定值后，脱硫率将不在增加。初始的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触，Ｓ０２等气体与石灰石浆液的反应并不完全，需要不断地循环反应，增加浆液的循环量，也就加大了ＣａＣＯ，与ｓＯ：的接触反应机会，从而提高了脱硫效率。若吸收塔喷嘴或浆液循环泵入口堵塞、喷淋效果较差、浆液循环泵内部磨蚀严重等，使运行压力不足，均会导致脱硫效率下降。
４．３．烟气与吸收剂接触时问
烟气自ＧＧＨ进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应。接触时间越长，反应越完全。
一１５２一
万方数据
４．６烟气中灰尘含量
当锅炉投油燃烧，来不及退出电除尘、脱影响吸收塔内水质的因索之一是烟气中硫系统．烟气中的油气进入吸收塔，导致浆液尘埃含量大。由于脱硫过程中烟气中灰尘大污染，甚至脱硫系统中毒瘫痪。因此，严格执量进入吸收塔内，与塔内浆液混合，阻碍了石行《电除尘、脱硫系统投退管理规定》也是确灰石浆液对ｓＯ：的吸收，降低了石灰石中保脱硫系统安全稳定运行的重要方面。
Ｃ矿的溶解速率，同时烟尘或溶液中不断溶出４．１５设备故障引发脱硫效率下降
的一些重金属离子会抑制了Ｃａ２＋与ＨＳＯ。的脱硫设备故障也会引发脱硫效率下降。反应。若烟气中粉尘含量持续超过设计允许所以必须加强脱硫设备１３常维护。制浆系统量，将使脱硫率大为下降。同时成品石膏中也出力不足、烟道膨胀节破裂、脱水系统故障、含有大量的灰尘及消耗的石灰石量也相应增ＧＧＨ堵塞、管道磨损、吸收塔墙壁磨穿等都加，影响石膏品质。
可引发的脱硫效率降低甚致停运脱硫。因此４．７烟气温度
要提高设备科学管理水平，加强检修维护的若进入吸收塔的烟气温度较高，烟气膨计划性、严格执行各项定期工作、提高设备管胀，流速和压力增大，会使脱硫效率下降；若理人员实践经验。减少重
复性缺陷的发生，从进入吸收塔烟气温度越低，越利于ＳＯ：气体
而大大提高整个脱硫系统的可靠性。
溶于浆液，形成ＨＳＯ，一，即：低温有利予吸收，５国内电厂脱硫设备现状
高温有利于解吸。通常。将烟气冷却到６０℃左目前国内电厂脱硫系统核心设备仍然以右有利于吸收ＳＯ：；烟气较高温度时，ＳＯ：的进口为主。增压风机转子、浆液循环泵、喷淋吸收效率降低。
管及喷嘴、供浆调节阀、脱水机、真空泵、氧化４．８煤质影晌
风机、旋流器等设备仍然依赖进口。进口设备由于煤质的不同，煤中所含的微量物质从使用的情况来看，故障率较低。主要是定期
也不同，某些燃煤烟气中ＨＣＩ、ＨＦ含量较高，维护和正常磨损。其它设备则以国产为主，包由于吸收塔内浆液浓度在２０％左右，
ＨＣＩ、ＨＦ括振动给料机、斗提机、螺旋输送机、湿式球就会溶
解于浆液中而使Ｆ－．Ｃ１一含量增加，从磨机、皮带输送机、渣
浆泵、衬胶管道、称重给而影响石灰石浆液对ｓ０２吸收，影响Ｐ
Ｈ值的料机等，但日常缺陷率较高，主要体现在，球测量。
磨机人口漏浆、机械密封使用寿命短、皮带输４．９
Ｃ１啥量
送机皮带跑偏等缺陷。除此之外，脱硫系统还Ｃｌ喇’系统性能的影响是潜在的，在系统
有许多固有问题，比如管道磨损、堵塞、ＧＧＨ中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱堵塞、腐蚀等问题都无法避免。很多
设备露天硫效率，达到一定程度时才会显现，主要是干布置、工作
环境恶劣，很多零部件都在粉尘、扰了离子问的反应。通常ｃｌ一
的设计上限为浆液、水雾等环境下工作，容易锈蚀和磨损，２００
００ｍｇ／Ｌ，实际上一般当Ｃｌ一高于１２０００ｍｄＬ所以需
要严格执行加油脂、换油、更换零部件时，就表现出对ＦＧＤ运行
的一些负面影响，等定期工作，才不致于出现被动应付的局面。如
ｐＨ值的自控能力稍微减弱，副产物石膏因此。我们只有经过多年
实践、长期探索、总中ＣａＣ０３含量略有增加等。浆液Ｃｌ呻茛
度高低结经验，并制定一套科学的设备运行、检修、与原烟气中Ｈ
Ｃｌ的含量直接相关，也与系统维护管理方法，包括建立排产计划、转动设备的废水排放量有关。
振动异常监测分析、油定期化验、精细化管４．１０烟气流量变化
理、台帐等一系列制度，对设备进行科学管机组负荷增减时，进入吸收塔的烟气量理、优化运行。从一个长周期的角度对设备进随
之变化。首先要保证增压风机的稳定运行，行全寿命管理，即从设
备使用寿命和系统运然后调节石灰石浆液的供浆量。以稳定浆液行
经济性两方面考虑问题，才能保证整个脱ｐＨ值；再适时改变有关
设备的运行方式。一硫系统处在一个合理、经济、稳定的运行状般
开式喷淋塔的液气比控制在１３—１６Ｌ／ｍ３。因态。
此，可根据实际烟气量来决定增减循环泵的参考文献
运行台数或切换循环泵，不同循环泵之间的【１】周至祥，段建中，薛建明．火电厂湿法烟气优化组合运行方式需经过多次试验后
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应改变氧化风机的供气量。
中国电力出版社。２００７．
４．１１原烟气Ｓ０２浓度波动
中Ｓ０２浓度并不稳定。ＳＯ：浓度的突然上升往往使吸收塔浆液ｐＨ值在短时间内下降，如果此时控制系统跟不上工况变化，就可能造
动力波烟气脱硫工艺(湿法) 现有的湿法烟气脱硫工艺均为外置塔体式，即在锅炉后部的烟道上加装脱硫塔，经过碱液在塔体内部对烟气的的喷淋、洗涤达到脱除烟气中二氧化硫的目的。一般塔体高度约8m以上，甚至更高(此高度为保证烟气在塔内的停留时间)。 其缺点： 1、浪费材料：由于锅炉烟气温度过高，加上二氧化硫具有强烈的腐蚀作用，所以在塔体的结构、强度方面要求都比较高，一般外塔体用碳钢或用麻石砌筑用以增加强度，内衬防腐材料用以防腐。 2、一次性投资高：单独设立塔体，要延长烟道，一次性投资费用高。 3、运行不可靠：传统的湿法脱硫工艺，采用的是塔体内喷淋工艺，即通过高压水泵将碱液输送到塔体内，通过喷嘴的雾化，使液滴与烟气中的二氧化硫接触达到脱硫的目的，为保证脱硫效果、保证碱液与二氧化硫气体的充分接触，就需要碱液的雾化程度很高，这样对喷嘴的要求就高，喷嘴使用寿命短。喷嘴一旦损坏，维修不方便。 4、运行液气比大，脱硫效率低：由于采用喷淋吸收，为保证烟气和碱液的充分接触，必须大量的碱液，液气比通常为1.5—2，脱硫效率最高达80%。 5、系统阻力大，运行费用高：由于单独设立塔体，增加、改动
烟道，增加脱水器，造成系统阻力增大，影响锅炉出力，同时高效雾化也需要高压泵的运行功率增大，所以运行费用就增大。 6、管路结垢严重，影响系统运行：由于脱硫液采用石灰水，所以在运行过程中会产生硫酸钙附着在管路和喷嘴内部，导致管路堵塞，影响系统运行。 动力波烟气湿法脱硫塔 动力波脱硫塔是通过设计适当的洗涤器喉管，来控制烟气在管内的速度，使烟气与碱液在喉管内形成一个泡沫区，在泡沫区内气液充分接触，强烈的湍动使混合强化并使接触面更新，从而获得极高的反应效率。动力波洗涤器不需要碱液的雾化程度过高，而靠洗涤器内部形成的湍流达到气、液的充分接触，这样就减少了喷嘴的堵塞了影响脱硫效果，同时也减少碱液泵的运行功率。烟气在动力波洗涤器喉管内流速设计为25—30米/秒。动力波洗涤塔长度为6---8m，其中湍动区长度为2.5m。 动力波脱硫塔根据现场需要，可水平安装，也可竖直安装，作为烟道的一部分，直径仅为烟道的1.3倍。 循环液： 循环液采用“双碱流程”工艺，主要是是为了克服循环液系统容易结垢的弱点和提高SO2的去除率。 系统运行前，将循环池中灌满一定浓度的NaOH和Ca(OH)2溶液，系统运行时，烟气中的SO2与循环液中的Ca2+和OH-反应，生成 Ca(SO4)2和水，其中硫酸钙沉淀在循环池中，可定期打捞，只有OH-
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-石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石（石灰）－石膏湿法脱硫工艺是湿法脱硫的一种，是目 前世界上应用范围最广、工艺技术最成熟的标准脱硫工艺技术。是当 前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺。它采用价廉易得 的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，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。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。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入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。 由于吸收浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。最初这一技术是 为发电容量在100MW以上、要求脱硫效率较高的矿物燃料发电设备配 套的，但近几年来，这一脱硫工艺也在工业锅炉和垃圾电站上得到了 应用. 根据美国EPRI统计，目前已经开发的脱硫工艺大约有近百种，但真正实现工业应用的仅10多种。已经投运或正在计划建设的脱硫系统中，湿法烟气脱硫技术占80%左右。在湿法烟气脱硫技术中，石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱流技术是最主要的技术，其优点是： 1、技术成熟，脱硫效率高，可达95%以上。 2、原料来源广泛、易取得、价格优惠 3、大型化技术成熟，容量可大可小，应用范围广
4、系统运行稳定，变负荷运行特性优良 5、副产品可充分利用，是良好的建筑材料 6、只有少量的废物排放，并且可实现无废物排放 7、技术进步快。 石灰石/石灰—石膏湿法烟气脱硫工艺，一般布置在锅炉除尘器后尾部烟道，主要有：工艺系统、DCS控制系统、电气系统三个分统。 基本工艺过程 在石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺中，俘获二氧化硫（SO2）的基本工艺过程：烟气进入吸收塔后，与吸收剂浆液接触、进行物理、化学反应，最后产生固化二氧化硫的石膏副产品。基本工艺过程为：（1）气态SO2与吸收浆液混合、溶解 （2） SO2进行反应生成亚硫根 （3）亚硫根氧化生成硫酸根 （4）硫酸根与吸收剂反应生成硫酸盐 （5）硫酸盐从吸收剂中分离 用石灰石作吸收剂时，SO2在吸收塔中转化，其反应简式式如下： CaCO3+2 SO2+H2O ←→Ca(HSO3)2+CO2 在此，含CaCO3的浆液被称为洗涤悬浮液，它从吸收塔的上部喷
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）
烟气脱硫基本原理及方 法 公司内部编号：（GOOD-TMMT-MMUT-UUPTY-UUYY-DTTI-
烟气脱硫基本原理及方法 烟气脱硫基本原理及方法： 1 、基本原理： ＝亚硫酸盐（吸收过程） 碱性脱硫剂＋ SO 2 亚硫酸盐＋ O ＝硫酸盐（氧化过程） 2 ，先反应形成亚硫酸盐，再加氧氧化成为稳定的硫酸盐，然碱性脱硫剂吸收 SO 2 后将硫酸盐加工为所需产品。因此，任何烟气脱硫方法都是一个化工过程。 2 、主要烟气脱硫方法 烟气脱硫的技术方法种类繁多。以吸收剂的种类主要可分为： （ 1 ）钙法（以石灰石 / 石灰－石膏为主）； （ 2 ）氨法（氨或碳铵）； （ 3 ）镁法（氧化镁）； （ 4 ）钠法（碳酸钠、氢氧化钠）； （ 5 ）有机碱法； （ 6 ）活性炭法； （ 7 ）海水法等。 目前使用最多是钙法，氨法次之。钙法有石灰石 / 石灰－石膏法、喷雾干燥法、炉内喷钙法，循环流化床法、炉内喷钙尾部增湿法、 GSA 悬浮吸收法等，其中
用得最多的为石灰石 / 石灰－石膏法。氨法亦多种多样，如硫铵法、联产硫铵和硫酸法、联产磷铵法等，以硫铵法为主。 二、烟气脱硫技术简介： ( 一 ) 石灰石 / 石灰 - 石膏湿法烟气脱硫技术： 石灰石 / 石灰 - 石膏湿法烟气脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。同时去除烟气中部分其他污染物，如粉尘、 HCI 、 HF 等。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经热交换器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。该技术采用单循环喷雾空塔结构，具有技术成熟、应用范围广、脱硫效率高、运行可靠性高、可利用率高，有大幅度降低工程造价的可能性等特点。
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。
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
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-石膏湿法烟气脱硫工艺的化学原理 一、概述：脱硫过程就是吸收，吸附，催化氧化和催化还原，石灰石浆液洗涤含SO烟气，产生化学反应分离出脱硫副产物，化学吸收速率较快与扩散速率有关， 2又与化学反应速度有关，在吸收过程中被吸收组分的气液平衡关系，既服从于相平衡（液气比L/G，烟气和石灰石浆液的比），又服从于化学平衡（钙硫比Ca/S，二氧化硫与炭酸钙的化学反应）。 1、气相：烟气压力，烟气浊度，烟气中的二氧化硫含量，烟尘含量，烟气中的氧含量，烟气温度，烟气总量 2、液相：石灰石粉粒度，炭酸钙含量，黏土含量，与水的排比密度， －，它们与溶解了的CaCO和SOHSO的反应3、气液界面处：参加反应的主要是323是瞬间进行的。 二、脱硫系统整个化学反应的过程简述： 1、 SO在气流中的扩散，2 2、扩散通过气膜 3、 SO被水吸收，由气态转入溶液态，生成水化合物2 4、 SO水化合物和离子在液膜中扩散2 5、石灰石的颗粒表面溶解，由固相转入液相 6、中和（SO水化合物与溶解的石灰石粉发生反应）2 7、氧化反应 8、结晶分离，沉淀析出石膏， 三、烟气的成份：火力发电厂煤燃烧产生的污染物主要是飞灰、氮氧化物和二氧化硫，使用静电除尘器可控制99%的飞灰污染。 四、二氧化硫的物理、化学性质： ①. 二氧化硫SO的物理、化学性质：无色有刺激性气味的有毒气体。密度比2 空气大，易液化（沸点-10℃），易溶于水，在常温、常压下，1体积水大约能溶解40体积的二氧化硫，成弱酸性。SO为酸性氧化物，具有酸性氧化物的通性、2 还原性、氧化性、漂白性。还原性更为突出，在潮湿的环境中对金属材料有腐蚀性，液体SO无色透明，是良好的制冷剂和溶剂，还可作防腐剂和消毒剂及还原2剂。 ②. 三氧化硫SO的物理、化学性质：由二氧化硫SO催化氧化而得，无色易挥23发晶体，熔点16.8℃，沸点44.8℃。SO为酸性氧化物，SO极易溶于水，溶于33水生成硫酸HSO,同时放出大量的热，42③. 硫酸HSO的物理、化学性质：二元强酸，纯硫酸为无色油状液体，凝固点423,浓硫酸溶于水会放出大量的热，密度为1.84g/cm具有10.4℃，沸点338℃，为强氧化性（是强氧化剂）和吸水性，具有很强的腐蚀性和破坏性， 五、石灰石湿－石膏法脱硫化学反应的主要动力过程： 1、气相SO被液相吸收的反应：SO经扩散作用从气相溶入液相中与水生成亚硫 22－＋，当PHH 亚硫酸迅速离解成亚硫酸氢根离子HSO值较高时，和氢离子酸HSO3232－，要使SO吸收不断进行下去，必须中和HSO二级电离才会生成较高浓度的SO233＋＋当，即降低吸收剂的酸度，碱性吸收剂的作用就是中和氢离子电离产生的HH 吸收液中的吸收剂反应完后，如果不添加新的吸收剂或添加量不足，吸收液的酸度迅速提高，PH值迅速下降，当SO溶解达到饱和后，SO的吸收就告停止，脱22硫效率迅速下降
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：
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：
氧化镁湿法脱硫工艺 【信息时间：2010-10-22 阅读次数：261 】【我要打印】【关闭】 一、工作原理 氧化镁湿法脱硫工艺（简称：镁法脱硫）与石灰-石膏法脱硫工艺类似，它是以氧化镁（MgO）为原料，经熟化生成氢氧化镁（Mg(OH) 2 ）作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫系统。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氢氧化镁进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为亚硫酸镁和硫酸镁混合物。如采用强制氧化工艺，最终反应产物为硫酸镁溶液，经脱水干燥后形成硫酸镁晶体。 二、反应过程 1、熟化 MgO+H 2O —>Mg(OH) 2 2、吸收 SO 2 + H 2 O—> H 2 SO 3 SO 3 + H 2 O—> H 2 SO 4 3、中和 Mg(OH) 2+ H 2 SO 3 —> Mg SO 3 +2H 2 O Mg(OH) 2+ H 2 SO 4 —>Mg SO 4 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HCl—>Mg Cl 2 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HF —>MgF 2 +2H 2 O 4、氧化 2 Mg SO 3+O 2 —>2Mg SO 4 5、结晶 Mg SO 3+ 3H 2 O—> Mg SO 3 〃3H 2 O
Mg SO 4+ 7H 2 O —>Mg SO 4 〃7H 2 O 三、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氢氧化镁浆液制备系统、浓缩塔系统、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组成。 四、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>浓缩塔—>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浓缩塔、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3-4 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SO 2 后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸镁被鼓入的空气氧化成硫酸镁晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的氢氧化镁浆液，用于补充被消耗掉的氢氧化镁，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先排至吸收塔前的浓缩塔，经浓缩后进入脱硫副产品系统，经过脱水形成硫酸镁晶体。 五、工艺特点 1、反应性好，脱硫效率高 湿法脱硫的反应强度取决于脱硫剂碱金属离子的溶解碱性。由于镁离子的溶解碱性比钙离子高数百倍，因而镁基脱硫剂具有比钙基脱硫剂高数十倍的脱硫反应能力。工业实践证明，镁基脱硫剂能比钙基脱硫剂更高的脱硫效率，可达99%以上，同时采用镁基脱硫所要求的喷淋水量仅相当于达到同样脱硫效率的钙基脱硫的1/3，耗电量也大为降低。 2、运行可靠性高 由于镁基脱硫生成物的溶解度较高，其固体悬浮物为松散的结晶体，不易沉积，因此没有钙基湿法脱硫系统中存在的结垢、结块、堵塞等现象，运行可靠，维护更容易。
湿法烟气脱硫技术及工艺流程 烟气脱硫技术品种达几十种，按脱硫进程能否加水和脱硫产物的干湿状态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。湿法脱硫技术比较成熟，效率高，操作简单。 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。 1、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。 湿法烟气脱硫技术及工艺流程 优缺点： 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。 2、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。 3、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。
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：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，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。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。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。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。 工艺介绍 1干式烟气脱硫工艺 该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。 喷雾干式烟气脱硫工艺 喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。 粉煤灰干式烟气脱硫技术
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
最全面的烟气脱硫脱硝技术大汇总 第一部分脱硫技术 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。 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。这种方法仅适于低浓度SO2烟气，而不适于高浓度SO2气体吸收，应用范围比较窄。 另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。 二、干法烟气脱硫技术 优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，设备简单，占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等。 缺点：但反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60-80%。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。 分类：常用的干法烟气脱硫技术有活性碳吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。 典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。
动力波湿法脱硫工艺 现有的湿法烟气脱硫工艺均为外置塔体式，即在锅炉后部的烟道上加装脱硫塔，经过碱液在塔体内部对烟气的的喷淋、洗涤达到脱除烟气中二氧化硫的目的。一般塔体高度约8m 以上，甚至更高（此高度为保证烟气在塔内的停留时间）。其缺点： 1、浪费材料： 由于锅炉烟气温度过高，加上二氧化硫具有强烈的腐蚀作用，所以在塔体的结构、强度方面要求都比较高，一般外塔体用碳钢或用麻石砌筑用以增加强度，内衬防腐材料用以防腐。2、一次性投资高： 单独设立塔体，要延长烟道，一次性投资费用高。 3、运行不可： 传统的湿法脱硫工艺，采用的是塔体内喷淋工艺，即通过高压水泵将碱液输送到塔体内，通过喷嘴的雾化，使液滴与烟气中的二氧化硫接触达到脱硫的目的，为保证脱硫效果、保证碱液与二氧化硫气体的充分接触，就需要碱液的雾化程度很高，这样对喷嘴的要求就高，喷嘴使用寿命短。喷嘴一旦损坏，维修不方便。 4、运行液气比大，脱硫效率低： 由于采用喷淋吸收，为保证烟气和碱液的充分接触，必须大量的碱液，液气比通常为1.5—2，脱硫效率最高达80%。 5、系统阻力大，运行费用高： 由于单独设立塔体，增加、改动烟道，增加脱水器，造成系统阻力增大，影响锅炉出力，同时高效雾化也需要高压泵的运行功率增大，所以运行费用就增大。 6、管路结垢严重，影响系统运行 由于脱硫液采用石灰水，所以在运行过程中会产生硫酸钙附着在管路和喷嘴内部，导致管路堵塞，影响系统运行。 动力波烟气湿法脱硫塔 动力波脱硫塔是通过设计适当的洗涤器喉管，来控制烟气在管内的速度，使烟气与碱液在喉管内形成一个泡沫区，在泡沫区内气液充分接触，强烈的湍动使混合强化并使接触面更新，从而获得极高的反应效率。动力波洗涤器不需要碱液的雾化程度过高，而*洗涤器内部形成的湍流达到气、液的充分接触，这样就减少了喷嘴的堵塞了影响脱硫效果，同时也减少碱液泵的运行功率。烟气在动力波洗涤器喉管内流速设计为25—30米/秒。动力波洗涤塔长度为6---8m，其中湍动区长度为2.5m。 动力波脱硫塔根据现场需要，可水平安装，也可竖直安装，作为烟道的一部分，直径仅为烟道的1.3倍。 循环液： 循环液采用“双碱流程”工艺，主要是是为了克服循环液系统容易结垢的弱点和提高SO2的去除率。 系统运行前，将循环池中灌满一定浓度的NaOH和Ca（OH）2溶液，系统运行时，烟气中的SO2与循环液中的Ca2+和OH-反应，生成Ca（SO4）2和水，其中硫酸钙沉淀在循环池中，可定期打捞，只有OH-参加系统反应，所以不会出现系统结垢堵塞现象，不够的OH-由添加的Ca（OH）2提供，NaOH只作为置换剂，不会导致数量损失。 这样，既能避免系统的结垢，又能提高脱硫效果。 工艺图： 该工艺优点：