脱硫烟气消白调研表

焦炉烟气除尘脱硫消白深度处理设计方案一. 基本条件1.原脱硫工艺为石灰石-石膏法；2.原脱硫设备（提资）Ø4500mm，入口烟气量220000m3/h，入口烟温160℃，出口烟温64℃；3.排放烟气含尘与含SO2浓度可达设计排放要求；4.塔内有二层平板式除雾器；5.可用场地有限。

二. 改造设计目标1. 在-10°C环境下目测无白烟；2. 烟气消白，必须消除排放烟气中的有害物质如SO3、Hg溶解性盐、重金属霾等，无石膏雨、烟囱雨、及其它有色烟羽；3. 降低原除尘脱硫系统总的运行费用，无需增加使用湿电等高运行费用的二次除尘设备。

三. 改造设计思路1.在脱硫塔前采用热交换器时烟气降温后再进入脱硫塔，这样烟气温度降低了，烟气体积也变小了，烟气在脱硫塔内的平均上升流速也变小了，烟气在原脱硫塔内与脱硫液反应时间也延长了，脱硫效率也会更高；再者进脱硫塔前的烟气，温度较高基本无腐蚀，选用的热交换器材料可用一般的金属材质，投资较低。

2.拆除脱硫塔顶部两层平板式除雾器改用两级国际先进水平的兰金涡流微湿电除尘除雾器（底部层带无阻集水器），绝对保证高效率的除尘除雾脱水效果。

3.在两级兰金涡流微湿电除尘除雾器之间增设一级低温冷凝碱性喷淋装置，使烟气降温至35°C以下冷凝水汽，降低饱和烟气的温度点，高效脱除烟气中的有害物质，其脱除液自底层兰金涡流微湿电除尘除雾器的无阻集水器中排出塔外。

再经反应沉淀，冷却处理后循环使用。

4.对经兰金涡流微湿电除尘除雾器排出后的烟气再升温8~10°C排放，使烟气中的水蒸气远离饱和点再与较干燥的冷空气混合后不会产生白烟。

5.加热烟气，采用来自脱硫塔前热交换器的热量，加热部分脱硫后烟气后再送入塔顶与低温烟气混合后，使排放烟气含湿度远离饱和点。

6.由于在两级兰金涡流微湿电除尘除雾器之间设置了一层低温碱性喷淋层，虽液气比较小（一般在2左右）但脱SO2、SO3及其它有害物质的效率很高，运行费用也很低，在一般情况下原脱硫塔的第一层循环泵停运，也可达到原有的超低排放要求，这样总的运行费用可下降。

相关政策浙江：2018年，浙江《燃煤电厂大气污染物排放标准》（报批稿）。

报批稿对燃煤电厂的大气污染物限值、排放绩效值做了具体要求，并附录了石膏雨和有色烟羽测试技术要求。

徐州：采取脱硫、脱硝、脱尘、脱白的四脱工程，其中在电力行业，主要是在超低排放的基础上实施降温除尘和升温脱白工程， 7月底前完成除湿脱白工程。

临汾：3月底前，全市所有火电企业启动烟羽脱白治理，5月底前工程要有明显进展，确保9月底前完成并正常运行。

安阳：大唐安阳电厂、大唐林州电厂要开展烟气除湿“消白”治理。

石家庄：燃煤电厂积极推进消除有色烟羽（“冒白烟”）工作。

配合省环保厅开展试点工作，推动燃煤锅炉烟气“脱白”工作。

开展电力行业深度减排专项行动，在原有燃煤机组超低排放基础上，进一步优化运行管理，提高治理设施去除效率，实施电厂有色烟羽（“冒白烟”）深度治理。

对具备深度减排改造条件的燃煤机组，2年内完成改造任务。

广东：组织开展高架源烟囱（烟囱高度45米以上）消除白烟治理行动。

江西：在确保全省电力安全稳定供应的基础上，统筹推进全省现役燃煤发电机组超低排放改造，实施电厂有色烟羽深度治理。

唐山：2018年9月底前完成19家燃煤电厂(含自备电厂、煤和其他能源混烧电厂)湿法脱硫烟气“脱白”治理。

连云港：火电、钢铁、平板玻璃企业以及65蒸吨/小时以上的燃煤锅炉实施烟气脱白工作。

邯郸：开展重点行业消白烟治理专项行动。

按照冷凝再加热;的技术路线，10月底前，完成全市电厂、钢铁、焦化和燃煤锅炉等51家高架源企业93根烟囱的消白烟治理。

河北：实施石膏雨和有色烟羽治理。

新建(含搬迁)钢铁、焦化、燃煤电厂项目要同步开展石膏雨和有色烟羽治理.2018年全省城市主城区及环境空气敏感区(GB3095一类功能区中的自然保护区、风景名胜区和其他需要特殊保护的地区;二类功能区中的居民区、文化区等人群较集中的环境空气保护目标,以及对项目排放大气污染物敏感的区域)具备改造条件的钢铁烧结(球团)、焦化、燃煤电厂锅炉等开展石膏雨和有色烟羽治理试点工程.2019年,全省继续推进钢铁烧结机、焦化、燃煤电厂锅炉等烟气石膏雨和有色烟羽治理工程,完成具备改造条件的60%以上治理任务.到2020年,全省具备改造条件的钢铁烧结机、焦化、燃煤电厂锅炉等烟气全部完成石膏雨和有色烟羽治理工程。

烟气烟尘、脱硫、脱硝项目调查表为了更好的依据厂方现状进行最经济、合理的烟气除尘、脱硫、脱硝工艺设计，请贵方尽量详尽的提供相关资料，以供本公司设计人员设计参考。

请在填写下表之后以EmaiI信件，或传真的形式发给我们。

一、机组状况1锅炉参数型号：最大连续蒸发量：t/h主烝汽压力：MPa工作压力：MPa过热蒸汽温度：C给水温度：C热空气：C热效率：%工况：（运行周期、运行负荷）全年单炉负何运行时间小时左右锅炉生产厂家：2、风系统参数（1）烟气参数烟气流量：m /h温度：C烟道截面积：m2（2）烟气成分粉尘含量：mg/Nm 3二氧化硫含量：mg/Nm 3（3）锅炉引风机参数引风机型号：流量：m /h压力：kPa配备电机功率：kW生产厂家：（4）锅炉鼓风机参数鼓风机型号：流量：m /h压力：kPa配备电机功率：kW生产厂家：二、原有（或新建）主要脱硫、除尘设备参数1、除尘器型式除尘效率：%本体阻力：kPa2、脱硫塔（塔体结构——，塔内防腐-------- ）3、烟囱咼度m4、燃料情况（a）燃料种类：烟煤含硫量：% （b）燃料耗量（单台）：t/h （c）燃料兀素分析报告应用基C：%应用基H：%应用基0: %应用基N：%应用基S：%应用基灰分A : %应用基全水分Mat: %可燃基挥发分V %低位发热量：MJ/kg燃料价格元/t5、现有水系统状况系统水利循环图：循环水量：t/h允许用水量：（供水量、补充水量）t/h原有灰池容积：m水质（CI - mg/L ;硬度：mg/L6、周边脱硫剂资源状况脱硫剂种类：（填与生石灰或石灰石或氧化镁等）规格：价格：元/t可利用废碱：7、厂区锅炉平面布置图：除尘器、风机房（局部）平面布置图：8、现有环保监测数据9、厂方治理意见：（选用脱硫、脱硝工艺、治理目标、工Email:商务总监: 技术答疑:。

关于烟气脱硫的调研报告摘要随着环境的日益变化，形成酸雨范围的逐渐扩大，人们对环保的意识越来越强，对烟气脱硫的要求也越来越强。

本调研报告对电厂的烟气脱硫设备进行调查研究，为电厂脱硫设备的节能提供参考。

关键词：电厂；脱硫；环保；节能目录一、项目背景二、项目简介三、调研概况（时间地点调查方式等）四、调查综述1、调查结果与分析2、几种主要的燃煤电厂燃料燃烧后烟气脱硫技术3、工艺流程——石灰石—石膏湿法4、脱硫系统的主要设备及技术性能参数5、工艺过程优劣分析6、湿法烟气脱硫技术的应用五、问题讨论与解决方法1、湿法烟气脱硫存在的问题及解决2、运行中的节能与防腐3、脱硫装置腐蚀环境分析六、前景展望七、结束语一、项目背景随着硫化物的排放，环境污染问题日益加深。

而电厂二氧化硫排放量占总排放量的三分之二，因此我国主要控制重点是燃煤电厂的硫排放。

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。

近年来，国内外燃煤电厂脱硫技术取得较大发展。

截止2008年底，我国已投产烟气脱硫机组3．97亿千瓦，大量实践证明，烟气脱硫在机理上、技术上是成熟的，全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66％，其中90％以上采用石灰石／石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。

而主要风险在设备的制造、使用上。

在脱硫设备的巨大的商机面前，一些企业为获取项目，不顾质量，恶意降价的后果是设计、生产、安装的脱硫装置稳定性、可操作性低，故障率高，不仅使电厂被迫大幅提高运行成本，而且降低了脱硫效果，使企业不能完成节能减排任务，更好地履行社会责任。

而且导致市场混乱，形成好品质的产品没市场，劣质产品异常火爆的混乱局面；这种局面除了对生产脱硫设备的正规厂商带来不小的冲击，而且在一定程度上阻滞了国内脱硫设备生产企业的自主研发和升级换代。

为贯彻落实《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》，推进环保产业健康发展，制订和完善有关政策、技术规范，提高烟气脱硫装置运行的可靠性、经济性，确保实现二氧化硫减排目标，根据《国家发展改革委关于印发加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》(发改环资[2005]757号)，国家发改委委托中国电力企业联合会在开展火电厂烟气脱硫产业化发展情况登记调查的基础上，增加主要设备运行使用情况登记调查，以便进一步摸清有关情况，有针对性地研究解决问题。

附件：废气排放情况调查表
一、锅炉废气排放情况调查表
地区公司名称：中石油管道兰州输油气分公司填报年份：2009年
注：锅炉是指电厂燃煤锅炉及其它燃煤、燃油和燃气锅炉。

二、加热炉废气排放情况调查表
地区公司名称：填报年份：2009年
注：加热炉是指使用燃料燃烧产生的热量，将物料或工件进行加热的设备。

六、废气排放情况调查汇总表
地区公司名称：兰州输油气分公司填报年份：2009年
注：1、其它工艺废气是指表一、二、三、四、五中未统计污染源排放的污染物；
2、SO
2、NOx排放量单位为吨/年。

氨法脱硫烟气拖尾解决及脱硫烟气降温改造分析【摘要】云南源鑫炭素厂氨法脱硫运行几年来,最突出的问题就是烟气排放各项指标均达标排放,但是烟气拖尾严重,烟气虽已达到低排放水平，但造成了视觉污染和水资源的大量浪费,针对这一问题进行系统分析,通过降低脱硫入口烟气温度的办法来改善烟气拖尾问题。

随之环保压力越来越大,解决烟气拖尾问题显得越来越急迫。

【关键词】氨法脱硫; 降温; 烟气拖尾; 换热器; VOCs碳粉吸附装置引言公司二期氨法脱硫系统于2020年5月投入运行,设计烟气处理能力为204000Nm3/h，二氧化硫,氮氧化物,烟尘等均达标排放(排放标准:二氧化硫控制<400mg>氮氧化物控制<240mg>烟尘控制<100mg>硫酸铵结晶好,产品达到一级品,外观颜色纯正,合格率98%以上,但是,运行几年来存在的主要问题是:一是设备老化腐蚀严重,”跑、冒、滴、漏”问题突出,二是烟气拖尾现象,净烟气中气溶胶等铵盐,氨逃逸严重,烟气”白雾”现象严重。

一、生产原理:二期罐式炉石油焦煅烧高温烟气经锅炉余热利用后进入脱硫塔洗涤段降温，得到净化，最后经除雾器高温烟气降至80℃以下进入吸收段利用吸收液脱除SO2系统捕集氨雾、液滴和尘，由脱硫塔顶直排烟囱排放。

二、烟气拖尾主要原因：主要原因是烟气中含有大量气溶胶和氨逃逸。

气溶胶形成的原因：氨水与烟气中的S02通过气相反应形成(NH4)2S03、NH4HSO3等组分，其组成主要决定于S02/NH3比值、温度及烟气中H20与02含量等；氨水吸收烟气中SO2后的脱硫液滴，在高温烟气中，由于蒸发作用析出固态晶粒，伴随烟气被带出。

氨逃逸:氨水作为脱硫剂将分解为气态氨和水。

气态氨不易与烟气反应，与烟气一起从烟囱中排出，尤其是氨过量，会加剧氨逃逸，烟囱冒出的烟羽会越长。

三、导致二期脱硫烟气拖尾原因：脱硫入口烟气成分设计与实际值如下表1：表1 脱硫系统设计/实际值对比分析序号项目名称单位设计值实际人工监测值(日均)1设计条件1 .1脱硫塔烟气进口流量Nm3/h≤25万～25万1 .2烟气SO2正常浓度mg/Nm325003200～5000（最大8000）1 .3脱硫塔烟气进口正常温度℃≤180℃195～2101SO2吸收率%＞9674.9～93.1.41 .5氧化率(亚铵转化硫铵)%＞9596.1～99.21 .6灰分含量(15.7kg/h)mg/Nm3366.8394.5～1298（正常400～700）1 .7炭粉含量(76 kg/h)mg/Nm32三废排放2 .1烟气排放温度(洗涤段后)℃～67～672 .2烟气SO2平均排放浓度mg/Nm3＜120228~14892 .3烟气出口颗粒物mg/Nm3100212~2832 .4氨逃逸mg/Nm310 1.6~6.03.1. 石油焦原料复杂多变，含硫量过高石油焦含硫量太高，煅烧工艺产生的SO2含量远超出脱硫塔设计处理能力。

电厂湿烟羽消白烟气参数计算郭红闵【期刊名称】《《山东电力技术》》【年(卷),期】2019(046)010【总页数】5页(P42-46)【关键词】锅炉; 烟气; 污染排放; 湿烟羽【作者】郭红闵【作者单位】安徽华电六安电厂有限公司安徽六安 237000【正文语种】中文【中图分类】TK220 引言石灰石／石膏湿法烟气脱硫技术成熟，可靠性高，目前，90%以上的燃煤电厂采用湿法烟气脱硫［1－2］。

在湿法脱硫吸收塔内，高温烟气和脱硫剂溶液直接接触，为防止烟气温度过高，有时还对入口烟气进行事故喷淋［3］，因此，大量脱硫剂溶液中的水或喷淋水吸热汽化，烟气水蒸汽含量增加，在吸收塔出口，烟气中水蒸汽基本为饱和状态［4］，烟气温度降低到50 ℃左右［5］。

为提升烟囱入口烟气温度以抬升烟气扩散高度，通常采用烟气加热器（Gas Gas Heater，GGH）对脱硫系统出口烟气进行加热，高温原烟气与吸收塔出口净烟气在GGH 内进行再生换热，但目前GGH 故障率高，运行中频繁发生堵塞、磨损和腐蚀等问题，且长期得不到解决，因此，一些电厂不得不拆除GGH。

拆除GGH 后，低温湿烟气直接排放会引起烟囱和烟道的腐蚀，同时，由于烟气温度较低，烟气爬升能力降低［6－7］，在烟囱出口遇冷产生白烟现象［8］，这种湿烟羽会引起电厂附近环境恶化，出现酸雨沉降，这些沉降雨俗称为“石膏雨”，是烟气中的液滴夹带石膏和粉煤灰等颗粒，在地表或物体表面形成颜色暗淡的斑点［9－10］。

为解决湿法脱硫系统出口低温湿烟气带来的问题，不同国家采用不同的应对方法。

为防止烟道和烟囱腐蚀，美国在烟囱内部敷设耐腐蚀砖［11］；德国规定烟囱入口烟气温度不低于72 ℃，以保证烟气扩散高度；近年来，电厂湿烟羽污染引起我国的重视，2017年，上海市颁布了《上海市燃煤电厂石膏雨和有色烟羽测试技术要求（试行）》，着力解决“石膏雨”问题。

1 烟气消白方法烟气“消白”主要方案是对脱硫系统出口的低温湿烟气进行加热［12］，研究表明，当环境温度较高时，直接加热法可有效消除烟气白烟，当环境温度低于9 ℃，需采用降温再热法对烟气进行“消白”，即先对脱硫系统出口饱和湿烟气降温，将烟气中的一部分水蒸汽冷凝回收，再对降温后的烟气进行加热“消白”［5］。