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循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥位于非洲北部，是一个充满活力的国家，正面临着经济和社会发展的挑战。
为了满足不断增长的电力需求，摩洛哥政府正在积极推动能源领域的发展。
杰拉达电站是摩洛哥境内最大的电力生产基地之一，电站拥有多台燃煤机组，是摩洛哥电网的重要组成部分。
为了减少环境污染，提高发电效率，杰拉达电站选择采用循环流化床干法脱硫技术进行脱硫处理。
循环流化床干法脱硫技术是一种先进的烟气脱硫技术，通过在高温下使固态脱硫剂变为流化状态，达到脱除燃煤烟气中二氧化硫的目的。
该技术具有高效、低成本、环保等优点，被广泛应用于燃煤电厂的烟气治理中。
在杰拉达电站的实际应用中，循环流化床干法脱硫技术取得了良好的脱硫效果，成为了该电站烟气治理的重要手段。
循环流化床干法脱硫技术能够高效地去除燃煤烟气中的二氧化硫。
在燃煤过程中，煤中的硫元素与氧气反应生成二氧化硫，排放到大气中会造成严重的空气污染。
而循环流化床干法脱硫技术能够在高温下将固态脱硫剂喷入燃烧烟气中，与二氧化硫发生化学反应，将其转化为硫酸盐并捕集下来，从而有效地降低了烟气中的二氧化硫含量。
经过脱硫处理后的烟气达到了环保排放标准，为保护环境做出了积极贡献。
循环流化床干法脱硫技术具有低成本的特点。
相比于传统的湿法脱硫技术，循环流化床干法脱硫不需要额外的水资源和排放废水处理系统，大大减少了后期的运行成本。
该技术的脱硫剂采用可再生的石膏，降低了对原材料的依赖，减少了成本支出。
这使得循环流化床干法脱硫技术成为了电厂烟气治理的经济有效选择。
循环流化床干法脱硫技术在实际操作中运行稳定，维护成本低。
由于该技术采用了循环流化床反应器，烟气与脱硫剂充分接触，使得脱硫效率高。
反应器结构简单，不易受到燃烧烟气中的颗粒物和高温腐蚀的影响。
这使得该技术运行稳定，维护成本低，为电站的长期运行提供了保障。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用取得了良好的效果。
通过该技术的应用，电站不仅提高了燃煤发电的环保水平，也降低了运行成本，为摩洛哥的节能减排工作做出了积极贡献。
浅析湍流式循环流化床干法脱硫工艺及优化运行[摘要]目前，我国仍是燃煤为主的能源结构国家，2012年煤的产量可达36亿吨，居世界的第一位，煤炭占一次能源消费的70%以上。
燃煤造成的大气污染主要是粉尘、SO2、NOX和CO2等，随着煤碳消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断的增加，以连续多年超过2000万吨，已居世界前列，致使我国的酸雨和二氧化硫污染日趋严重。
按污染工业的部门排序是火电厂，化工厂和冶炼厂，而燃煤火电厂的污染物排放量占全部工业排放总量的60%左右。
[关键字]湍流式循环流化床干法脱硫工艺优化运行本文主要介绍浑江发电公司2×200MW机组配套的湍流式循环流化床干法脱硫工艺及在实际运行中的优化。
目前，我国仍是燃煤为主的能源结构国家，2012年煤的产量可达36亿吨，居世界的第一位，煤炭占一次能源消费的70%以上。
燃煤造成的大气污染主要是粉尘、SO2、NOX和CO2等，随着煤碳消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断的增加，以连续多年超过2000万吨，已居世界前列，致使我国的酸雨和二氧化硫污染日趋严重。
按污染工业的部门排序是火电厂，化工厂和冶炼厂，而燃煤火电厂的污染物排放量占全部工业排放总量的60%左右。
二氧化硫（SO2）是煤中可燃性硫经在锅炉中高温燃烧，大部分氧化为二氧化硫，其中只有0.5～5%再氧化成三氧化硫。
在大气中二氧化硫氧化成三氧化硫的速度非常缓慢，但在相对湿度较大，有颗粒物存在时，可发生催化氧化反应。
此外在太阳光紫外线照射并有氧化氮存在时，可发生光化学反应生成三氧化硫和硫酸酸雾，这些气体对人体和动、植物均非常有害。
大气中二氧化硫是造成酸雨的主要原因。
中国遭受酸雨污染的农田已达4000万亩，每年造成的农业损失在15亿元以上。
为了清洁生产，提高资源利用效率，减少和避免污染物的产生，保护和改善环境，保障人体健康，促进经济和社会的可持续发展，国务院制定了，中华人民共和国清洁生产促进法，规范了燃煤电厂的清洁生产标准，明确了火力发电厂大气污染排放标准。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥杰拉达电站是位于非洲摩洛哥的一座燃煤电站，其发电量大约为2.1万千瓦。
由于燃煤电站所排放的气体中含有二氧化硫等有害气体，这些排放物质会对环境和人体健康产生不良影响。
因此，杰拉达电站必须采取有效的脱硫方法降低这些排放物质的量。
循环流化床干法脱硫是一种行之有效的脱硫方法。
这种技术采用了循环流化床反应器，在这个反应器中煤燃烧时产生的二氧化硫会与吸收剂反应，最终形成不易挥发的硫酸钙。
在这个过程中，反应产生的水分会被吸收剂和硫酸钙吸收，脱硫后的气体中的二氧化硫排放量显著降低。
杰拉达电站选择了循环流化床干法脱硫技术来满足其脱硫需求。
该技术的主要优点之一是其高效性。
因为它采用了循环流化床反应器，可以提供高度接触效率，从而更好地促进吸收剂和煤燃烧排放物的反应。
这种技术同时还可以在较高的温度和很低的氧气浓度下运行，从而更好地降低了脱硫反应的成本。
由于没有产生悬浮颗粒物，这种方法还有助于减少污染物的排放。
另一个循环流化床干法脱硫技术的优点在于它的灵活性。
因为这种技术可以在较小的空间内运行，所以对于一些空间有限的电站，循环流化床干法脱硫技术是一个十分可行的选择。
它还具有快速响应的特点，因此可以在需要时随时进行调整以适应不同的燃烧条件和负载变化，从而满足杰拉达电站的不同脱硫需求。
然而，应该注意的是，循环流化床干法脱硫仍然存在一些缺点，例如需要更高的能耗，这会增加电站成本。
此外，由于操作复杂，需要定期维护，也会增加维护和运营成本。
尽管存在一些缺点，循环流化床干法脱硫技术仍然是一种高效、灵活和可行的脱硫技术。
在摩洛哥杰拉达电站的应用中，这种技术已经证明了其可靠性和有效性，对电站排放的有害气体有明显的减少作用，使其成为一种值得推广的脱硫技术。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥是一个能源生产和消费相对不平衡的国家。
与其他地中海沿岸国家相比，摩洛哥不仅严重依赖进口化石燃料，而且缺乏自己的天然资源。
摩洛哥政府正在寻求有效的方法来改善能源生产和环境保护，其中之一就是提高燃煤电厂的环保技术水平。
循环流化床干法脱硫技术在此背景下的应用，成为摩洛哥杰拉达电站污染控制的重要环节。
杰拉达电站是摩洛哥南部的一座大型煤电站，占据了该国燃煤发电总容量的相当大的比例。
由于燃煤发电在污染和二氧化碳排放方面的弊端，电站所带来的环境问题日益凸显。
改善电站的环保技术水平成为摩洛哥政府的首要任务之一。
循环流化床干法脱硫技术的引入，将为杰拉达电站的环保治理提供有力支持。
循环流化床干法脱硫技术是一种先进的脱硫技术，其主要原理是利用循环流化床干燥脱硫剂，使其在高温下吸收燃煤中的二氧化硫，从而达到减少或消除燃煤发电厂二氧化硫排放的效果。
这种技术在脱硫效率和能耗上都有很大的优势，且操作灵活、运行稳定，广泛应用于国内外的煤电厂。
在杰拉达电站的应用中，循环流化床干法脱硫技术将为电站的环保治理带来以下几点显著效益：提高脱硫效率。
循环流化床干法脱硫技术采用高温循环流化床干燥脱硫剂，对脱硫剂进行再生利用，能够有效提高脱硫效率，减少二氧化硫排放。
这对降低电站的环境污染有着积极的作用。
减少能耗。
循环流化床干法脱硫技术在脱硫过程中采用循环热风干燥技术，集成了脱硫和干燥两个过程，使得脱硫剂的干燥和再生利用更加高效，降低了能耗。
安全稳定。
循环流化床干法脱硫技术在运行时能够保持稳定的脱硫效率，减少因为脱硫工艺变化导致的系统不稳定性，保障了电站的安全生产。
节约成本。
通过循环利用脱硫剂和降低能耗，循环流化床干法脱硫技术能够显著降低脱硫成本，为电站的长期运营提供经济支持。
循环流化床干法脱硫技术的应用将极大地改善摩洛哥杰拉达电站的环保治理水平，为整个国家乃至地中海沿岸地区的能源结构调整和环境保护作出了积极的贡献。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥是一个富饶的矿产资源国家，同时也是非洲大陆上的一个新兴工业国家。
随着工业化进程的加速和能源需求的增长，电力工业成为摩洛哥国家经济发展的重要支柱之一。
摩洛哥杰拉达电站作为摩洛哥重要的火力发电厂之一，其日益增长的电力出口需求使其需要更高效的脱硫技术来应对国际环保标准。
为了满足环保要求并提高电站的环保能力，摩洛哥政府积极引进了循环流化床干法脱硫技术，并在杰拉达电站进行了成功的应用。
循环流化床干法脱硫技术具有脱硫效率高、运行成本低、废水处理方便等优点，在国际上得到了广泛的应用。
该技术通过喷射嘴将CaCO3喷入到燃烧系统中，与燃烧产生的SO2进行反应，生成CaSO4和CO2，从而实现对SO2的脱除。
与传统的湿法脱硫技术不同，循环流化床干法脱硫技术不需要使用大量的水，可以避免废水排放对环境的污染，因此受到了越来越多国家和地区的重视。
在摩洛哥杰拉达电站的应用中，循环流化床干法脱硫技术经过了多次的改进和优化，取得了显著的效果。
该技术能够在保证脱硫效率的保持较高的发电效率，降低了电站的运行成本。
由于不需要使用大量的水，可以避免废水处理的难题，大大减轻了电站的环保压力，符合国际环保标准的要求。
循环流化床的运行稳定性高，可以满足电站长时间稳定运行的需求，提高了电站的整体稳定性和可靠性。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用取得了非常显著的效果，为电站的环保与可持续发展做出了贡献。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用还带动了相关产业的发展。
在技术引进和应用的过程中，摩洛哥本土企业得到了机会，参与了技术改进、装备制造、运行维护等方面的工作，提高了本土企业的技术水平和竞争力，为摩洛哥的环保产业发展做出了贡献。
循环流化床干法脱硫技术的应用也为摩洛哥相关电力和环保产业带来了新的发展机遇，推动了产业结构优化和转型升级。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用也面临一些挑战和问题。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用
摩洛哥杰拉达电站位于摩洛哥东海岸的海滨城市杰拉达，是摩洛哥的一座大型煤电站，也是摩洛哥能源发展战略的关键项目之一。
为了满足环保要求和减少空气污染，电站采用
了循环流化床干法脱硫技术进行废气处理。
循环流化床干法脱硫技术是目前广泛应用于火力发电厂尾气治理的一种成熟技术。
这
种技术是基于循环流化床干法脱硫反应原理，通过脱硫反应，将排放的SO2转化为硫酸钙，并通过反应床内的循环流体化剂将反应产物从床内带出，从而达到脱硫的效果。
在循环流化床干法脱硫过程中，首先需要对煤燃烧产生的SO2进行吸收，利用循环流
化床中的石灰石或石膏等物质，运用干法脱除SO2，进而降低废气中的二氧化硫排放量。
此外，技术还能同时减少氮氧化物、氧气同步燃烧等污染物的排放。
循环流化床干法脱硫技术具有以下优点：（1）无需加水，不产生废水，符合环保要求；（2）采用干法脱硫，能有效降低二氧化硫排放量；（3）反应过程较为稳定，反应效
率较高，对燃煤的适应性强；（4）设备结构紧凑，占地小，适合煤电站等场所。
在摩洛哥杰拉达电站的应用中，循环流化床干法脱硫技术发挥了重要作用，通过对废
气进行处理，有效减少了二氧化硫排放量，保护了环境，也提高了电站的技术水平和发电
效率。
总的来说，循环流化床干法脱硫技术是一种可持续、高效的废气处理技术，将在未
来得到更广泛的应用。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用1. 引言1.1 摩洛哥杰拉达电站简介摩洛哥杰拉达电站是摩洛哥国家电力公司(ONE) 旗下的一座重要火力发电厂，位于摩洛哥北部城市杰拉达。
建成于2002年，是摩洛哥最大的煤电站之一，也是摩洛哥电力系统中的重要组成部分。
该电站拥有多台燃煤锅炉和发电机组，总装机容量达到2000兆瓦，能够为当地城市和工业区域提供稳定的电力供应。
摩洛哥杰拉达电站采用先进的燃煤技术，旨在提高发电效率，降低排放以及减少环境污染。
该电站致力于实现清洁生产，同时保障电力供应的可靠性和稳定性。
通过持续的改进和技术创新，摩洛哥杰拉达电站已经成为摩洛哥电力行业的佼佼者，为国家经济社会发展作出了重要贡献。
在未来的发展中，摩洛哥杰拉达电站将继续秉承可持续发展理念，推动清洁能源的应用，不断提升环保和经济效益，为摩洛哥的电力行业发展注入新动力。
2. 正文2.1 循环流化床干法脱硫技术介绍循环流化床干法脱硫技术是一种常用的燃煤电厂脱硫技术，通过在循环流化床中将煤燃烧后的烟气与石灰（CaCO3）等脱硫剂进行接触反应，从而实现烟气中二氧化硫（SO2）的脱除。
该技术具有脱硫效率高、适用范围广、运行稳定等优点，被广泛应用于各类燃煤电厂中。
循环流化床干法脱硫技术的主要原理是利用循环流化床中的石灰颗粒吸收和催化烟气中的SO2，形成硫酸钙（CaSO4）等产物，并通过周期性的再生过程，使得石灰颗粒得以重复利用，从而实现高效的脱硫效果。
在应用于摩洛哥杰拉达电站的情况下，循环流化床干法脱硫技术得到了有效的运用。
通过优化工艺参数和控制系统，电站成功实现了烟气中SO2排放的降低，并有效减少了对环境的影响。
该技术还具有较高的稳定性和可靠性，保障了电站的安全运行。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用取得了显著的效果，为提高电厂环保水平、减少污染物排放做出了积极贡献。
该技术的成功应用为其他类似电厂提供了有益的参考，具有一定的推广价值。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥位于非洲西北部，是一个发展中国家，能源需求量不断增加。
为了满足能源需求和保护环境，摩洛哥政府在其发电系统中采用了循环流化床干法脱硫技术。
其中一座应用该技术的发电站是杰拉达电站。
杰拉达电站位于摩洛哥的东南部，是该国最大的煤电站之一。
该电站共有四台燃煤发电机组，总装机容量为1320兆瓦。
然而，燃烧煤炭强烈污染环境，同时也会对人体健康产生危害。
因此，在发电过程中必须对废气进行净化处理。
循环流化床干法脱硫技术就是一种先进的净化技术。
其原理是在废气中引入一种干粉剂，一起进入循环流化床。
床内物质迅速流动、混合和反应，从而达到净化效果。
该技术不但可以有效去除二氧化硫等有害气体，而且还可以使排放物中的其他污染物得到净化。
因此，这种技术在环保工程领域中得到了广泛应用。
在杰拉达电站中，每台发电机组配备了循环流化床干法脱硫设备。
设备由锅炉出口的烟气进入条件预处理系统，然后进入反应器。
干粉剂和废气在反应器中进行混合和反应，床内材料的流动使得反应速度更快。
处理后的干净气体在反应器顶部通过集气管管道排放到大气中。
循环流化床干法脱硫技术不仅可以在杰拉达电站中有效地减少燃料燃烧排放的二氧化硫、氮氧化物和细颗粒物等污染物，而且还可以降低杰拉达电站的总排放量，大大减少了空气污染问题。
同时，该技术的运行成本相对较低，因此在实际应用过程中也具有经济效益。
总之，循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用，对解决当地环境污染和能源短缺问题起到了积极的作用。
今后，随着环保意识的不断增强，循环流化床干法脱硫技术将在摩洛哥以及全球范围内得到更广泛的应用。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用循环流化床干法脱硫是一种常用的烟气脱硫技术，广泛应用于电力、化工等行业中。
摩洛哥杰拉达电站也采用了这种技术进行烟气脱硫。
摩洛哥杰拉达电站位于阿特拉斯山脉的东南部，是摩洛哥最大的燃煤发电厂之一。
为了减少燃煤发电对环境的影响，降低煤炭燃烧产生的气体污染物排放，该电站引进了先进的循环流化床干法脱硫技术。
循环流化床干法脱硫的基本原理是利用循环流化床反应器中的活性固体颗粒吸收烟气中的硫化物，形成硫酸盐，并经过反应器中的脱水区域，将硫酸盐转化为水蒸气和硫酸气态。
该技术与传统的湿法脱硫相比，具有脱硫效率高、设备体积小、脱硫剂消耗低、产生的废水量小等优点。
在摩洛哥杰拉达电站中，循环流化床干法脱硫技术应用于燃煤锅炉的烟气处理过程。
在燃烧炉中燃烧的煤炭释放出来的烟气中含有大量的二氧化硫（SO2）。
烟气进入循环流化床脱硫装置后，首先通过喷水洗涤器去除烟气中的颗粒物，然后进入循环流化床反应器。
在循环流化床反应器中，烟气与循环流化床中的活性固体颗粒接触，硫化物与活性固体发生反应，生成硫酸盐。
反应器底部加入新的活性固体颗粒，补充因反应消耗的颗粒，并带走了固体中吸附的二氧化硫。
经过一系列的反应和吸附，烟气中的硫化物逐渐减少，脱硫效果显著。
反应器中产生的硫酸盐仍然需要进一步处理。
硫酸盐经过脱水区域，转化为水蒸气和硫酸气态，进而与烟气一同排出。
通过循环流化床干法脱硫技术，摩洛哥杰拉达电站的燃煤锅炉烟气中的二氧化硫得到了有效去除，大大减少了对大气环境的污染。
该技术还可以在一定程度上减少燃烧过程中产生的颗粒物，提高了燃煤发电的环保性能。
循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用，为该电站的环保治理工作做出了积极贡献。
这一应用不仅提高了燃煤发电的环境友好性，还为其他类似燃煤电站提供了有益的经验和参考。
为摩洛哥的环境保护工作做出示范和引领作用。
旋流雾化深度脱硫技术在300MW火电机组中的应用摘要：随着人们环保意识的逐渐加强，对于各行各业在生产和运行中所造成的污染现象也都有了密切的关注。
300MW火电机组在人们的生活及工作中具有重大作用，它的污染问题同样值得研究，传统的脱硫技术都存在着显著弊端，旋流雾化深度脱硫技术在300MW火电机组中的应用能够有效避开这些弊端，并且达到良好的脱硫效果。
关键词：旋流雾化；深度脱硫技术；300MV火电机组前言：本文对旋流雾化深度脱硫技术在300MW火电机组中的应用研究采用了与实际案例相结合的方法，通过我国某地的300MV火电机组的改造进行实际分析，观察实验的结果可以对旋流雾化深度脱硫技术在300MW火电机组中的应用作用以及应用手段有所了解。
一、旋流雾化深度脱硫技术在过去对电厂脱硫系统进行改造的方法主要有三种，一是采用单塔双循环、双塔双循环的技术，增加集液斗，使得浆液密度和pH值进行变化来脱硫，这种方法的特点是所需空间较大；二是增加喷淋层的方法，将液气比进行提升，但这种方法存在着一定的局限性，且在过度加高之后对塔的稳定性会产生一定地削弱效果；第三种是通过对托盘增加，让烟气和浆液均匀分布，用托液层来增强浆液和烟气的接触，这种方法不仅增加了能源消耗其效率又不算很高，所以旋流雾化深度脱硫技术在300MW火电机组中的应用有效地避开了这些明显的问题，具有良好的效果。
旋流雾化深度脱硫技术是利用旋流雾化喷嘴让脱硫剂雾化，利用旋流雾化切圆布置手段使得脱硫塔圆周方向多切圆式旋流喷射，带动烟气进而形成旋流场，这种均匀的云雾状有助于浆液与烟气的接触面积更大，接触时间更长，也有助于烟气的消除，对脱硫塔空间利用更加充分。
它的主要特点为高效传质且颗粒较大，旋流雾化深度脱硫技术利用旋流雾化喷嘴进行喷入，浆液会在脱硫塔的内部形成旋转流动长，卷入并吸收烟气，进而形成雾化，混合器流转度提升，以实现高效的传质；螺旋喷嘴的雾化颗粒径是1100μm到2500μm之间，而空心锥喷嘴的雾化粒径大约在1500μm到3000μm之间，因为压强的驱动，旋流雾化喷嘴能够将压能变为动能，使用拉法尔喷灌雾化驱动介质进行速度增加，各方面的研究结果可以让浆液的雾化粒径处于50μm到150μm之间，让脱硫剂更加细化，变成云雾状。
２０１０年第期 总第１０期３６新疆电力技术０ 前言１ 当前烟气脱硫技术的发展状况我国是以燃煤为主的国家，据统计，年煤炭消耗量为．亿吨，且呈逐年递增趋势，二氧化硫的排放量达万吨，超过美国万吨的排放量，成为世界二氧化硫排放第一大国。
二氧化硫是酸性的，它过量排放到大气中，会形成“酸沉降”，遇水可形成酸雨和酸雾；不遇上水也会以“干沉降”的形式富集在植物和土壤，与土壤中的水会合后，能形成浓度更大的硫酸。
“酸沉降”导致土壤、河流酸化，腐蚀金属，损害土地健康，破坏动植物的生长，严重伤害生态环境。
我国目前燃煤排放量占排放总量的％以上，而火力发电厂又是最主要的烟气排放源，因此控制的污染势在必行。
目前，工业应用的烟气脱硫（即技术可分为干法（含半干法） 脱硫和湿法脱硫。
干法脱硫是使用固体吸收剂、吸附剂或催化剂除去废气中的常用的方法有活性炭吸附法、分子筛吸附法、氧化法和金属氧化物吸收法等。
干法脱硫的最大优点是治理中无废水、废酸的排出，减少了二次污染；缺点是脱硫效率低，设备庞大。
湿法脱硫采用液体吸收剂洗涤烟气以除去常用的方法有石灰石－石膏法、钠碱吸收法、氨吸收法、铝法、催化氧化和催化还原法等。
湿法脱硫所用设备比较简单，操作容易，脱硫效率高，但脱硫后烟气温度较低，不利于烟气的扩散。
下面简要介绍目前在市场上应用比较广泛的烟气脱硫方法。
石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最成熟的脱除技术，约占已安装 机组容量的％。
该工艺具有脱硫效率高、运行可靠性高、吸收剂利用率高、能适应大容量机组和高浓度 烟气条件、对煤种适应性强、吸收剂廉价、钙硫比低（一般小于．） 以及副产品具有综合利用的商业价值等特点。
其主要缺点是基建投资费用高、占地面积大、耗水量大及脱硫副产品为湿态，因此难以处理，而且脱硫产生的废水需要经过处理才能排放。
海水烟气脱硫是目前惟一一种不需要添加任何化学药剂的工艺，也不产生固体废弃物，脱硫效率大于％，运行稳定，系统可用率高达％；用海水冷却水脱硫，经济性好，运行及维护费用较低；压力损失小，一般在．～．结构简单，操作简便，易于实现自动化。
高效脱硫技术在火力发电厂的应用与发展趋势随着环保意识的日益增强，火力发电厂脱硫工作也越来越受到重视。
从传统的湿法脱硫到如今的高效脱硫技术的不断更新换代，脱硫技术的发展推动了火力发电行业的可持续发展。
本文将介绍高效脱硫技术在火力发电厂的应用与发展趋势。
一、高效脱硫技术的原理及分类高效脱硫技术是一种通过化学反应或物理吸附等方式降低烟气中SO2浓度的技术。
根据不同的作用原理和处理过程，高效脱硫技术主要分为如下几类。
1. 干法脱硫技术干法脱硫技术是指在烟气中添加吸收剂，如氨、喷雾剂等，通过氧化、还原、化学吸附等方式使SO2得到吸收，从而达到脱除SO2的目的。
其优点在于消耗的能量少，脱硫效率高，同时还可以回收生成的硫酸铵等物质，降低对环境的污染。
2. 燃烧掺混技术燃烧掺混技术是将SO2吸收剂混入烟气中，使其与燃料混合燃烧，达到脱硫的效果。
该技术脱硫效率高，同时还能减少CO2的排放，对于追求绿色环保的火力发电厂来说是一种不错的选择。
3. 活性炭吸附技术活性炭吸附技术是将SO2吸附剂喷入烟气中，通过物理吸附等机制，使SO2被吸附在活性炭表面，达到脱硫的目的。
该技术脱硫效率高，同时还可以回收、再利用活性炭，对环境的影响也较小。
二、高效脱硫技术在火力发电厂的应用高效脱硫技术在火力发电厂中的应用可以大致分为两大类：一是作为新建火力发电厂的主要脱硫技术，二是用于现有火力发电厂的更新改造及应急脱硫。
在新建火力发电厂的脱硫技术中，燃烧掺混技术和干法脱硫技术被广泛采用。
这两类技术在脱硫效率、成本、对环境的影响等方面都有明显优势。
在现有火力发电厂的更新改造中，采用高效脱硫技术可以有效提升脱硫效率，降低运营成本。
同时，在突发环保事件的情况下，应急脱硫技术也能够快速实现对排放SO2的管控。
三、高效脱硫技术的发展趋势高效脱硫技术的发展趋势可以概括为以下几点：1. 源头控制技术：通过减少硫分燃料的使用、提高燃烧效率等方式，从源头上降低烟气中SO2的含量。
循环流化床干法脱硫在摩洛哥杰拉达电站的应用摩洛哥位于非洲北部，是一个资源和能源相对匮乏的国家。
为了解决能源问题，摩洛哥政府一直在积极推动能源开发工作。
电力是摩洛哥能源发展的重点领域之一。
杰拉达电站位于摩洛哥的穆赫兹日省，是该国重要的火力发电厂之一。
近年来，为了提高该电站的环保水平，该电站引入了循环流化床干法脱硫技术，以应对排放中的硫化物和二氧化硫等有害物质。
本文将对循环流化床干法脱硫技术在摩洛哥杰拉达电站的应用进行介绍。
1. 循环流化床干法脱硫技术概述循环流化床干法脱硫技术是一种先进的脱硫技术，它利用高温循环流化床干燥的原理，有效地去除燃烧煤中所含的硫化物和二氧化硫等有害物质。
相比于传统的湿法脱硫技术，循环流化床干法脱硫技术操作简单、投资成本较低、占地面积小、水资源消耗低等优点，因此在近年来得到了广泛的应用。
循环流化床干法脱硫技术的工作原理是将煤燃烧产生的烟气与适当比例的石膏（CaSO4）混合，生成干燥的石膏和废气。
在流化床干燥系统中，石膏颗粒对烟气中的二氧化硫进行吸收，形成石膏颗粒硫酸钙，然后在循环流化床中进行干燥和再循环，完成二氧化硫的脱除。
最终，通过简单的石灰石处理系统可以将石膏转化为硫酸钙，实现资源循环利用的目的。
2. 摩洛哥杰拉达电站的情况摩洛哥的杰拉达电站是一座以燃煤发电为主的大型火力发电厂，是摩洛哥重要的能源基地之一。
该电站自建成以来一直承担着满足摩洛哥北部地区电力需求的重要使命，但由于使用煤作为主要燃料，其排放物也成为了一个严重的环境问题。
在摩洛哥政府的倡导下，杰拉达电站引入了循环流化床干法脱硫技术，以减少二氧化硫等有害气体的排放，提高电站的环保水平。
循环流化床干法脱硫技术的引入将为电站的环保改造带来积极的影响。
引入循环流化床干法脱硫技术后，杰拉达电站进行了一系列的改造工程，主要包括新建循环流化床干燥系统、配套的石膏处理系统、以及对原有煤气净化设施的改造等。
在脱硫系统的设计中，考虑到摩洛哥当地的气候条件和燃煤特性，使得脱硫系统在不同气候和煤种的情况下都能够保持稳定的脱硫效果。
附件一循环流化床干法脱硫工艺描述1.循环流化床干法脱硫系统（CFB－FGD）概述CFB－FGD烟气循环流化床干法脱硫技术是循环流化床干法烟气脱硫技术发明人---世界著名环保公司德国鲁奇能捷斯公司（LLAG）公司具有世界先进水平的第五代循环流化床干法烟气脱硫技术（CirculatingFluidizedBedFlueGasDesulphurization，简称CFB-FGD），该技术是目前商业应用中单塔处理能力最大、脱硫综合效益最优越的一种干法烟气脱硫技术。
该技术已先后在德国、奥地利、波兰、捷克、美国、爱尔兰、中国、巴西等国家得到广泛应用，最大机组业绩容量为660MW。
简要介绍如下：发展历史德国鲁奇能捷斯（LLAG）公司是世界上最早从事烟气治理设备研制和生产的企业，已有一百多年的历史（静电除尘器的除尘效率计算公式——多依奇公式，就是该公司的工程师多依奇先生发明的）。
LLAG在上世纪六十年代末首先推出了循环流化床概念，此后把循环流化床概念应用到四十多个不同的工艺。
LLAG在发明循环流化床锅炉的基础上，首创将循环流化床技术（CFB）应用于工业烟气脱硫，经过三十多年不断的完善和提高，目前其循环流化床干法烟气脱硫技术居于世界领先水平。
LLAG公司的循环流化床干法烟气脱硫技术（CFB-FGD）的应用业绩已达150多台套，居世界干法脱硫业绩第一位。
（90年代初，全世界还只有LLAG公司拥有循环流化床烟气脱硫技术。
目前，全世界除了直接转让鲁奇能捷斯公司的烟气循环流化床技术的公司外，其它所有的烟气循环流化床脱硫技术均来自于鲁奇能捷斯公司90年代初从鲁奇公司离开的个别职工所带走的早期技术。
）2001年10月，福建龙净首家技术许可证转让LLAG公司的CFB-FGD技术；2002年底，福建龙净通过竞标获得山西华能榆社电厂2×300MW机组脱硫除尘岛总包合同，该项目已于2004年10月正式投入运行，2005年7月，华能国际委托东北电力科学院进行验收测试，各项技术指标均达到设计要求，使之成为中国同时也是世界上目前最大的、真正运行的300MW机组等级烟气循环流化床干法脱硫项目。
烟气循环流化床干法脱硫技术在300MW大型火电机组上的应用福建龙净环保股份有限公司二OO四年十二月目录1. 前言 (1)2. 项目概况 (1)3. 煤质特性及烟气参数 (2)4. 榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍 (4)5. 主要设计参数 (5)6. 投运情况介绍 (6)7. 运行参数表 (8)8. 总结 (8)1.前言我国是燃煤大国，全国二氧化硫排放总量的90%由燃煤产生。
我国现有的3亿多千瓦发电机组中，约有2.4亿千瓦是火电机组，每年发电耗煤约占全国煤炭消费总量的60％。
我国已连续多年SO2排放总量超过2000万吨，已成为世界上最大的排放国，二氧化硫的大量排放，是造成我国酸雨污染加重的首要原因，每年给国家造成的经济损失高达1000亿元以上。
因此，控制燃煤电厂二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点。
燃煤脱硫有三种方式，一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术；二是燃烧过程中（炉内）脱硫，如循环流化床燃烧技术；三是燃烧后脱硫技术，即烟气脱硫(FGD)。
由于燃烧前和炉内脱硫的效率率较低，难以达到较高的环保要求。
因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫主要采用炉后烟气脱硫工艺。
目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的湿法（石灰石/石膏法）脱硫工艺，但由于湿法脱硫工艺的系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，在一些应用场合并不是一种最佳选择。
德国鲁奇能捷斯集团（LLAG）公司最早在上世纪七十年代末开始研制一种能在一定的应用场合替代湿法脱硫工艺的，更为简洁脱硫工艺，他们率先将循环流化床工艺技术用于烟气脱硫，形成了一种有别于石灰石/石膏湿法的，全新的干法脱硫工艺。
经过近三十年的不断改进（主要是在90年代中后期），解决了烟气循环流化床脱硫技术在负荷适应性、煤种适应性、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的问题，使烟气循环流化床脱硫（干法）技术得以成熟地进行工业应用。
龙净环保于2002年10月18日，在国内率先引进了德国LLAG公司的烟气循环流化床干法脱硫工艺技术。
2003年底，华能国际为其下属榆社电厂的2×300MW机组选择配套由福建龙净环保股份有限公司负责设计、制造的烟气循环流化床干法脱硫、除尘系统。
现就榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统的设计、应用情况简单介绍如下：2.项目概况榆社电厂位于山西省的中部地区的榆社县，是个典型的多煤缺水地区，距太原东南方向150公里。
一期已建2×100MW燃煤机组。
2002年新建二期工程，安装2×300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053 t/h煤粉锅炉。
榆社电厂2×300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统于2003年4月开始设计，2003年12月开始安装。
2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉一起同步投运。
3.煤质特性及烟气参数3.1煤质特性榆社电厂二期工程燃燃用贫煤，主要的煤质特性及灰份分析如下表3-1、3-2。
表3－1 煤质特性表序号项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1收到基全水份Mar % 9.00 9.00 6.002空干基水份Mad % 1.15 1.15 1.153收到基灰份Aar % 24.25 29.72 25.554收到基碳Car % 58.25 52.93 59.155收到基氢Har % 2.87 2.53 3.26收到基氧Oar % 3.28 3.49 3.387收到基氮Nar % 0.95 0.93 0.928收到基全硫St.ar % 1.4 1.4 1.89干燥无灰基挥发份Vdaf % 15.00 14 1610低位发热量 kJ/kg22278(5321 Kcal/kg)20096(4800 Kcal/kg)23026(5500 Kcal/kg)11哈氏可磨指数HGI 65 74 74表3－2 灰份特性表序号项目符号单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1灰成份分析1.1二氧化硅SiO2% 51.78 52.26 52.52 1.2三氧化二铝Al2O3% 36.29 38.65 39.99 1.3三氧化二铁Fe2O3%3.64 2.47 1.82 1.4氧化钙CaO % 1.64 1.18 0.91 1.5氧化镁MgO % 0.62 0.64 0.661.6氧化钠Na2O % 0.03 0.02 0.011.7氧化钾K2O % 0.47 0.44 0.421.8三氧化硫SO3% 1.13 0.6 0.311.9二氧化钛TiO2%2.03 1.77 1.62 1.10五氧化二磷P2O5% 0.2 0.17 0.151.11其他SiO2%2.17 1.8 1.592灰熔点2.1变形温度DT ℃1390 1310 1390 2.2软化温度ST ℃＞1500 ＞1500 ＞1500 2.3熔融温度FT ℃＞1500 ＞1500 ＞15003粉尘比电阻（500V）3.1温度28.5℃Ω.cm 1.68×1010测量电压500V3.2温度80℃Ω.cm 5.0×1010测量电压500V3.3温度100℃Ω.cm 6.35×10113.4温度120℃Ω.cm 1.37×10123.5温度150℃Ω.cm4.65×10123.6温度180℃Ω.cm 2.0×10123.2烟气参数脱硫除尘岛入口烟气参数如下表3-3：表3－3 烟气参数表序号项目名称单位设计煤种校核煤种1 校核煤种2 1燃煤收到基含硫分% 1.4 1.4 1.82锅炉耗煤量（实际量/计算量）t/h 131.46/129.36 145.92/143.29 137.16/126.27 3要求FGD负荷范围% 40～10070%以上：≤5%；50～70%：≤3%；4锅炉负荷变化速度%/min50%以下：≤2%5进口烟气量（干标）Nm3/h 1024455 1025689 1009711进口烟气量（湿标）Nm3/h 1100034 1101716 10835326进口/出口温度℃118/75 116/75 120/757入口压力kPa 86.1 86.1 86.18入口烟气成分CO2（干标）%V ol 13.36 13.41 13.35O2（干标）%V ol 6.07 6.10 5.92SO2（干标，6% O2）mg/Nm33610 4000 4860SO3（干标，6% O2）mg/Nm340 40 50粉尘（干标，6% O2）g/Nm3 6.48 8.75 6.609要求脱硫率（保证值）% 91 90 9010出口粉尘浓度（干标，6% O2）mg/Nm3100 100 1004.榆社电厂脱硫除尘系统设计基本介绍榆社电厂2×300MW机组干法脱硫除尘岛，由龙净环保根据许可证引进德国LLAG 公司的CFB-FGD（Circulating Fluidised Bed Flue Gas Desulphurization，简称CFB-FGD）工艺技术设计和制造。
龙净环保负责全部的系统工艺设计和设备的选型、结构设计，德国LLAG公司提供工艺设计审查。
一些关键工艺回路的阀门、物料输送设备采用国外进口设备。
脱硫电除尘器、吸收塔、脱硫气力输送系统、配套设备等由龙净环保设计、制造和成套。
二台机组的脱硫除尘岛内各个子系统均独立设置，即所有的工艺、电气设备均为一炉一套。
脱硫除尘岛沿锅炉中心轴成一字形布置，即原烟气主烟道中心线、预电除尘器、吸收塔中心线、脱硫电除尘器中心线、锅炉引风机、烟囱在一条直线上。
主要工艺装置和辅助设施围绕脱硫塔，按工艺要求集中布置。
脱硫岛内的建构筑物主要有石灰仓、消石灰仓、一级电除尘器、脱硫电除尘器、CFB 脱硫塔、电控楼等。
除电控楼外，脱硫岛零米以上的设备支撑均采用钢结构。
两台炉脱硫除尘岛照片见下图一所示。
工艺系统布置图见附图。
图一：榆社电厂2×300MW机组脱硫除尘岛全景照片5.主要设计参数脱硫除尘岛的工艺设计按照同时满足锅炉燃用设计煤种和校核煤种两种情况考虑，具体设计值如下：5.1设计煤种（硫份为1.4%）1)脱硫效率：≥91%，出口烟气含尘量浓度≤100mg/Nm3；2)Ca/S(mol/mol)≤1.22（硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，BMCR工况）；3)烟气通过脱硫除尘岛的压降≤2500Pa（不含ESP1）；4)脱硫后电除尘器出口温度≥75℃；5)脱硫除尘岛电耗功率≤2600kW；6)脱硫除尘岛耗水量≤31.8t/h；7)脱硫除尘岛生石灰粉耗量≤4.4t/h（生石灰纯度为90％，t60≤4min，d100≤1mm）；8)系统可用率不低于98%；9)脱硫除尘岛漏风率≤5%；10)脱硫除尘岛设备的噪音不高于85dB(A)。
5.2校核煤种（硫份为1.8％）1)脱硫效率：≥90%，出口烟气含尘量浓度≤100mg/Nm3；2)Ca/S(mol/mol)≤1.26（硫份为锅炉出口烟气中SO2的摩尔数，BMCR工况）；3)烟气通过脱硫除尘岛的压降≤2500Pa（不含ESP1）；4)脱硫后电除尘器出口温度≥75℃；5)脱硫除尘岛电耗功率≤2600kW；6)脱硫除尘岛耗水量≤33.2t/h；7)脱硫除尘岛石灰粉耗量≤5.75t/h（生石灰纯度为90％，t60≤4min，d100≤1mm）；8)系统可用率不低于98%；9)脱硫除尘岛漏风率≤5%；10)脱硫除尘岛设备的噪音不高于85dB(A)。
6.投运情况介绍：榆社电厂#3脱硫除尘岛于2004年10月3日投入吸收剂，在流化床脱硫塔内建立床层，由于当时没有采购到纯度较高的石灰，用纯度较差的石灰和石灰石粉的混合物，进行了系统运行试验，整个系统在脱硫塔内床层压降达到设计要求、烟温降低到脱硫所需的设计温度的情况下，整个系统运转正常，其中脱硫后电除尘器出口粉尘排放由脱硫投入前的40～80多mg/Nm3，降低到20多mg/Nm3。
由于采用石灰与石灰石的混合物做吸收剂，当时脱硫率只有45%。
后由于吸收剂用完，脱硫退出，脱硫后的电除尘器出口排放重新回到40～80多mg/Nm3左右。
12月2日，榆社电厂购入品质约为70%左右的石灰，经过脱硫系统自带的消化器消化生成消石灰用于脱硫。
经#3脱硫除尘岛所配置的经标定过的稀释法在线CEM仪表的测量值显示，烟气SO2含量在5000mg/Nm3左右（对应煤的含硫量约为2.5%，高于设计或校核煤种的含硫量），脱硫烟温控制在70℃时，脱硫后的烟气SO2含量小于100mg/Nm3左右，脱硫率约为98%。
（详见下图三、四）图三脱硫塔进口原烟气含硫量图四脱硫塔出口烟气含硫量7.运行参数表：序号运行项目单位脱硫时不脱硫时1脱硫塔入口烟气量（干标）Nm3/h 1100000 11000002脱硫塔入口烟气量（湿标）Nm3/h 1240000 12400003脱硫塔入口烟气温度℃126 1264脱硫塔入口粉尘浓度g/Nm312 125脱硫塔入口SO2浓度mg/Nm35000 50006脱硫塔入口烟气含氧量％ 5.2 5.27脱硫塔压降Pa 1840 7408脱硫塔出口烟气温度℃75 1259电除尘器出口粉尘浓度mg/Nm3～25 40～8010电除尘器出口SO2浓度mg/Nm3100～400 500011电除尘器出口含氧量％ 6.1 6.312Ca/S mol/mol 1.2~1.5 013脱硫率％90～98 014脱硫电除尘器效率% ～99.996 ～99.615吸收塔降温用水量t/h 32 016消石灰消耗量t/h 7.1~15 08.总结由龙净环保承揽的山西华能榆社电厂2×300MW机组烟气循环流化床干法脱硫系统是目前世界上的初步投运成功的，处理烟气量最大同时也是配套火电机组容量最大的干法脱硫装置。
