2离子液循环脱硫技术及成
套装置
-标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
离子液循环吸收烟气脱硫除尘技术和成套设备
应用市场
有色冶金、石油石化、煤电、钢铁、燃煤锅炉、硫酸行业及其它产生SO2烟气、尾气的行业
工程装置规模
50,OOO~5,000,000 Nm3/h
工艺流程
含SO2烟气先进入高效洗涤塔，除尘降温，再经过除雾器进一步去除粉尘、酸雾、汞、重金属等有害杂质。
通过洗涤除尘后的烟气送到脱硫段，由离子液喷淋吸收，脱除烟气中的SO2，降低至400mg/m3以下。再经过精脱段进一步脱除，SO2降至100mg/m3以下或更低，可实现低于35mg/Nm3超低排放要求。
吸收SO2的离子液进入解吸工段解吸，再生后返回吸收塔循环使用。解吸产生的SO2用于生产硫酸、硫磺和液态SO2或者其它含硫化合物。
技术特点
1、高效脱硫。SO2脱除率可达到99.5%，且灵活可调控；
2、适应性。烟气含硫量从0.02~5%范围内系统运行成本稳定。对烟气种类无限制。在烟气含硫高时更具有经济性；
3、经济性。可回收纯度不小于99%的气态SO2生产硫酸、硫磺或液态SO2。离子液循环使用。系统可使用工厂废热，能耗低。可连续不间断生产运行。不需要废渣堆放场所及辅料运输。占地少，总体运行费用低；
4、运行稳定。系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行；
5、环保效益突出。无二次污染物排放，无粉尘，噪声低；
6、知识产权。拥有完全自主知识产权。所有设备均实现国产化制造。
与其他类似技术竞争者相比较的优势
1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富；
2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异；
3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置；
4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。
工程装备技术指标
1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO2≤35mg/m3，颗
粒物≤10mg/m3
2、能耗(蒸汽):≤3.5t/tSO2
3、脱硫剂消耗:≤5kg/MNm3
4、回收硫酸品质：工业硫酸标准（GB/T 534-2014）一等品以上
5、运行同步率:≥99%
主要工程业绩
大家先来看一道2017年的大气知识题： ?2017-1-P-50 50.关于循环流化床干法烟气脱硫，在正常运行条件下，以下哪些说法是正确的？【】（A）循环是指烟气循环（B）循环是指灰渣循环 （C）脱硫塔内温度越高，脱硫效率越高（D）塔内流速越低，脱硫效率越高 解析： 《教材上册（第四版）》P197，CFB-FGD借助循环流化床原理，通过脱硫剂（灰渣）的多次循环利用，增大脱硫剂与烟气的接触时间，从而提高脱硫剂的利用率，故A选项错误、B选项正确；《教材第1分册（第三版）》P759，近绝热饱和温度越低，浆液蒸发慢，液相存在时间长，脱硫剂与烟气中二氧化硫的离子反应时间长，脱硫效率高，另一方面必须保证脱硫剂到达脱硫塔出口前完全干燥，以及整个脱硫系统在露点以上安全运行，否则将引起系统黏壁堵塞和结露，这要求近绝热饱和温度大于℃，故C选项错误；塔内流速越低，接触时间长，脱硫效率越高，D选项正确。 张工培训答案：【BD】 上面这道题的“C选项”涉及到的是“CFB-FGD”设计参数对脱硫性能的影响因素，那么，现在咱们来看看《第一分册（第三版）》P759关于该部分知识点的介绍是怎么样的（如下）：
再来看看《教材上册（第四版）》，P197也有关于“烟气循环流化床脱硫技术”相关知识点的介绍，但是相对于《第三版》教材来说，删除了“烟气循环流化床脱硫技术”的反应机理、主要性能设计参数及性能影响因素两个最重要的知识点，而2017年第一天下午的多选题-50题恰好就考到了，这充分说明：并不是第三版教材中删掉的内容就不考了，注册环保工程师考试的内容范围是不固定的，而且每年考试的范围比较广。 针对上述问题，笔者在张工培训注册环保工程师大气精讲班上特意补充了上述内容（如下），还请各位小伙伴们能补充到复习教材的相应位置处哦：
常规超临界机组汽轮机典型参数为 24.2MPa/566 C /566 C,常规超超临界机组典型参数为 25-26.25MPa/600 C /600 C 。提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全 性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至 27-28MPa ，主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材 料制约一般维持在 600 C,热再热蒸汽温度提高至 610 C 或620 C,可进一步提高机组效率。 主蒸汽压力大于27MPa 时，每提高1MPa 进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽 温度每提高10 C,可降低热耗 0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗 1.5? 2.5克/千瓦时。技术较成熟。 适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。 2、二次再热 在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。 汽轮机增加超高压缸，超高 压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸， 高压缸排汽为冷二次再 热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出 2%?3%，可 降低供电煤耗8?10克/千瓦时技术较成熟。 美国、德国、日本、丹麦等国家部分 30万千瓦以上机组已有应用。国内有 100万千瓦二次 再热技术示范工程。 3、管道系统优化 减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施, 0.1%?0.2%，可降低供电煤耗 0.3?0.6克/千瓦 时。技术成熟。 适于各级容量机组。 4、外置蒸汽冷却器 超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高， 往往具有较大过热度， 通过设置独立外置蒸汽冷却 器，充分利用抽汽过热焓，提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约 0.5克/千瓦时。 技术较成熟。 适用于66、100万千瓦超超临界机组。 5、低温省煤器 在除尘器入口或脱硫塔入口设置 1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝 结水回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量，提高机组热效率，降低引风机电耗。 降低主蒸汽、 、给水等管道阻力。机组热效率提高
(脱硫题库) 一、填空题(1×5分)。 1、华电国际公司系统按照(谁主管谁负责)、(谁审批谁负责)、(管生产必须管安全)得原则建立健全各级安全生产责任制、 2、在电力生产设备及系统上进行操作必须执行(危险点分析预控制度 )、(操作票制度)与(操作监护制度)。 3、安全生产五要素就是指(安全文化)、(安全科技)、(安全投入)、(安全责任)、(安全法制)。其中(安全法制)安全生产工作进入规范化与制度化得必要条件,就是开展其她各项工作得保障与约束;(安全文化)就是灵魂与统帅,就是安全生产工作基础中得基础、 4、动火作业包括(焊接)、(打磨)、(切割)与(明火烘烤)等。 5、在电力生产现场设备、系统进行检修工作,必须执行(危险点分析预控制度)、(工作票制度)、(工作许可制度)、(工作监护制度)、(工作间断、转移与终结制度)。 6、我厂锅炉采用(低NOx燃烧)＋(SCR脱硝技术),能够实现机组得全负荷脱硝。按脱硝效率不小于8６％计算,脱硝出口NOx指标为(≤5０mg／Ｎm3)。 7、脱硫装置出口SO2浓度将按照低于3５mg/Nｍ3进行设计,脱硫效率按照98.８%进行设计、吸收塔内设置FGＤPＬＵS,采用(双塔双循环脱硫)工艺、 二、选择题(1×10分)。 1、火力发电厂排出得烟气会对大气造成严重污染,其主要污染物就是烟尘与(C)。 (Ａ)氮氧化物;(B)二氧化碳;(C)二氧化硫与氮氧化物;(D)微量重金属微粒、 2、为防止脱硫后烟气携带水滴对系统下游造成不良影响,必须在吸收塔出口处加装(Ｂ)、 (A)水力旋流器;(B)除雾器;(Ｃ)布风托盘;(D)再热器、 3、钙硫比就是指注入吸收剂量与吸收二氧化硫量得(C)。 (A)体积比;(B)质量比;(C)摩尔比;(Ｄ)浓度比。 4、石灰石-石膏湿法脱硫工艺中,吸收剂得利用率较高,钙硫比通常在(A)之间、 (A)１。02-1、0５;(B)１、0５—1、08;(C)1.0８－1.1;(D)1、1-1、2。 5、对二氧化硫得吸收速率随ph值得降低而下降,当ph值降到(B)时,几乎不能吸收二氧化硫了、 (Ａ)3;(B)4;(C)5;(D)６。 ６、石灰石-石膏湿法中,通常要求吸收剂得纯度应在(C)以上、 (A)７0%;(Ｂ)80%;(C)90%;(D)95％。 7、若除雾器冲洗不充分将引起结垢与堵塞,当这种现象发生时,可从经过除雾器得烟气(B)得现象来判断、 (A)流量增加;(Ｂ)压降增加;(C)带水量加大;(Ｄ)排出温度升高。 ８、启动吸收塔搅拌器前,必须使吸收塔(D)否则会产生较大得机械力而损坏轴承。
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系统可使用工厂废热，能耗低。 可连续不间断生产运行。 不需要废渣堆放场所及辅料运输。 占地少，总体运行费用低； 4、运行稳定。 系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。 调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行； 5、环保效益突出。 无二次污染物排放，无粉尘，噪声低； 6、知识产权。 拥有完全自主知识产权。 所有设备均实现国产化制造。 与其他类似技术竞争者相比较的优势 1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富； 2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异； 3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置； 4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。 工程装备技术指标 1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO235mg/m3，颗粒物10mg/m3 2、能耗(蒸汽):3.5t/tSO2 3、脱硫剂消耗:5kg/MNm3 4、回收硫酸品质： 工业硫酸标准（GB/T 534-2019）一等品以上 5、运行同步率:99% 主要工程业绩业主名称烟气类型处理气量 Nm3/h 行业项目类型攀钢集团烧结烟气 1,200,000 钢铁 EPC 攀钢集团烧结烟气550,000 钢铁 EPC 内蒙紫金矿业锅炉烟气 50,000 有色冶金设计
循环流化床脱硫效率影响因素浅谈 1、引言 我国已经成为世界三大酸雨区之一，且我国的酸雨主要为硫酸型的。分析其主要原因是煤的不洁净燃烧所造成。控制和减少火电厂SO2的排放对于改善我国目前严峻的环境问题和实现电力行业的持续发展意义重大。我国目前火电厂燃煤中，优质低硫煤少，而高硫煤所占比重较大。所以，必须对电厂燃煤烟气中的SO2排放严格控制。烟气脱硫就显得尤为重要，烟气脱硫常用的方法有干法、半干法、湿法等。 循环流化床烟气脱硫属于半干法脱硫，以消石灰（Ca(OH)2）为脱硫剂。山西长治漳山发电公司2×300MW机组采用此法，效果良好。 2、循环流化床烟气脱硫系统的基本流程及脱硫原理 漳山发电公司循环流化床脱硫与电除尘器相结合，其基本工艺流程如图2-1所示。 烟气先进入预除尘器，预除尘器的作用是除去烟气中的大颗粒粉煤灰，收尘效率设计为85%左右。经预除尘的烟气进入脱硫塔，在位置2处喷入脱硫剂即消石灰，在位置1处进行喷水降温、增湿。烟气中的硫氧化物在脱硫塔内上升过程中与消石灰反应生成CaSO3和CaSO4，从而达到脱硫的目的。漳山发电公司的后除尘器共有四级即四个电场，其中一二电场共用一个灰斗，三电场和四电场各有一个灰斗。由于喷入脱硫塔的消石灰不可能完全反应。所以，一二电场将粉煤灰与消石灰的混合物回收参与再循环，通过回料斜槽的气动调阀控制回灰量的大小，三电场在一二电场灰量不足时也会参与循环以维持脱硫塔内的差压。四电场回收的灰中消石灰很少且活性低，所以将灰全部输走。后除尘器的收尘效率设计为99.9%，后除尘器出来的烟气经过烟囱排入大气。
半干法脱硫的基本原理是SO2和SO3与Ca(OH)2的化学反应，即： Ca(OH)2 + SO2 → CaSO3+ H2O (2-1) Ca(OH)2 + SO3 → CaSO4 + H2O (2-2) 其中，烟气中的硫氧化物以SO2为主，所以反应以2-1为主。 3、脱硫效率影响因素 如何让喷入的消石灰更加充分的与烟气中的硫氧化物反应，怎么样提高脱硫效率？这是我们要考虑的主要问题。一般情况下，其影响因素主要有温度、湿度、循环倍率、钙硫比等。下面我们结合漳山发电公司的实际应用作以简要分析。 3.1温度对脱硫效率的影响 温度是对脱硫效率影响最明显的一个因素，也最容易控制。 消石灰Ca(OH)2与二氧化硫SO2的反应是放热反应，温度高不利于反应的正向进行。如图3-1为漳山发电公司脱硫投运后的脱硫塔内的温度与脱硫率的关系曲线。 由图3-1可以看出，在烟气量，烟气中的二氧化硫SO2以及喷入脱硫塔内的消石灰等基本恒定的前提下，温度越低，脱硫率越高。所以，为了提高脱硫率我们应该尽可能降低温度。漳山发电公司根据本公司的实际情况，考虑到亚硫酸的露点温度在50~55℃之间，为了尽可能避免酸腐蚀保证设备的安全运行，将温度设定在70~75℃之间。这样既可以保证设备的安全，又可以有较高的脱硫率。 3.2湿度对脱硫效率的影响 湿度是影响脱硫效率的另一个重要因素。在其他条件不变的情况下，脱硫效率随着湿度的增大而增大。但是，当湿度增大到一定值以后，脱硫率几乎不再随着湿度的增大而变化。湿度与脱硫率的关系如图3-2所示。
第一章绪论 (2) 1.1设计的背景及意义 (2) 1.2国内外研究现状 (3) 1.2.1 烟气脱硫技术现状 (3) 1.2.2 我国烟气脱硫技术研究开发进展 (5) 1.3课程设计任务及采用技术 (8) 1.3.1 设计任务及目的 (8) 1.3.2 脱硫工艺采用的技术 (8) 第二章脱硫工艺 (10) 2.1脱硫过程 (10) 2.2低阻高效喷雾脱硫工艺 (11) 2.3脱硫系统组成 (12) 2.4本技术工艺的主要优点 (15) 2.5物料消耗 (15) 第三章工程计算 (17) 3.1脱硫塔 (17) 3.2物料恒算 (18) 第四章脱硫工程内容 (20) 4.1脱硫剂制备系统 (20) 4.2烟气系统 (20) 4.3SO2吸收系统 (20) 4.4脱硫液循环和脱硫渣处理系统 (22) 4.5消防及给水部分 (23) 第五章流程图 (25) 5.1方框流程图 (25) 5.2管道仪表流程图 (25) 第六章参考文献 (26)
第一章绪论 1.1 设计的背景及意义 中国是燃煤大国,能源结构中约有70%的煤。而又随着近年来中国经济的快速发展,由日益增多的煤炭消耗量所造成的二氧化硫污染和酸雨也日趋严重,给农业生产和人民生活带来极大的危害,因此,采取有效的烟气治理措施,切实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,事关国家可持续发展战略,是目前及未来相当长时间内中国环境保护的重要课题之一。就目前的技术水平和现实能力而言,烟气脱硫((Flue gas desulfurization，缩写FGD)技术是世界上应用最广泛、最经济、最有效的一种控制SO2排放的技术。按照脱硫方式和产物的处理形式划分,烟气脱硫一般可分为湿式脱硫、干式脱硫和半干式脱硫三类。湿法脱硫占世界80%以上的脱硫市场,是目前世界上应用最广的FGD工艺,具有设备简单、投资少、操作技术易掌握、脱硫效率高等特点。而湿式石灰石/石灰法又占湿法的近80%。湿式钙法的优点是效率和脱硫剂的利用率高,缺点是设备易结垢,严重时造成设备、管道堵塞而无法运行,且工程投资大、运行成本高,对于中小型锅炉和窑炉不合适。双碱法正是中小型燃煤锅炉和发电厂应用较广的烟气脱硫技术,为了克服湿法石灰/石灰石-石膏法容易结垢和堵塞的缺点而发展起来的。该法种类较多,有钠钙双碱法、钙钙双碱法、碱性硫酸铝法等,其中最常用的是钠钙双碱法。由于主塔内采用液相吸收,吸收剂在塔外的再生池中进行再生,从而不存在塔内结垢和浆料堵塞问题,从而可以使用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔浆液法,减小吸收塔的尺寸及操作液气比,降低成本,再生后的吸收液可循环使用。另外,该工艺有钠碱法中反应速度快的优点,脱硫效率高--可达90%以上,应用较为广泛。因此双碱法脱硫工艺在中小型燃煤锅炉的除尘脱硫上有推广价值,符合国家目前大力提倡的循环经济,具有显著的环境效益和社会效益。 以前我国燃煤电厂烟气脱硫项目的引进大多对硬件比较重视，而对软件的重视程度不够，不少引进项目大多停留在购买设备上，但现在越来越注重烟气脱硫技术的国产化。而国产化的关键在于掌握烟气脱硫的设计技术，只有实现烟气脱硫设计国产化，才能按市场规则选用更多质量优良、价格合理的脱硫设备，才有资格、有能力对脱硫工程实行总承包，承担全部技术责任，推动烟气脱硫设计国
2离子液循环脱硫技术及成 套装置 -标准化文件发布号：（9456-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
离子液循环吸收烟气脱硫除尘技术和成套设备 应用市场 有色冶金、石油石化、煤电、钢铁、燃煤锅炉、硫酸行业及其它产生SO2烟气、尾气的行业 工程装置规模 50,OOO~5,000,000 Nm3/h 工艺流程 含SO2烟气先进入高效洗涤塔，除尘降温，再经过除雾器进一步去除粉尘、酸雾、汞、重金属等有害杂质。 通过洗涤除尘后的烟气送到脱硫段，由离子液喷淋吸收，脱除烟气中的SO2，降低至400mg/m3以下。再经过精脱段进一步脱除，SO2降至100mg/m3以下或更低，可实现低于35mg/Nm3超低排放要求。 吸收SO2的离子液进入解吸工段解吸，再生后返回吸收塔循环使用。解吸产生的SO2用于生产硫酸、硫磺和液态SO2或者其它含硫化合物。 技术特点 1、高效脱硫。SO2脱除率可达到99.5%，且灵活可调控；
2、适应性。烟气含硫量从0.02~5%范围内系统运行成本稳定。对烟气种类无限制。在烟气含硫高时更具有经济性； 3、经济性。可回收纯度不小于99%的气态SO2生产硫酸、硫磺或液态SO2。离子液循环使用。系统可使用工厂废热，能耗低。可连续不间断生产运行。不需要废渣堆放场所及辅料运输。占地少，总体运行费用低； 4、运行稳定。系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行； 5、环保效益突出。无二次污染物排放，无粉尘，噪声低； 6、知识产权。拥有完全自主知识产权。所有设备均实现国产化制造。 与其他类似技术竞争者相比较的优势 1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富； 2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异； 3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置； 4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。 工程装备技术指标 1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO2≤35mg/m3，颗 粒物≤10mg/m3
240t/h循环流化床锅炉烟气脱硝、脱硫、除尘超低排放改造 技 术 方 案
4x240t/h循环流化床锅炉脱硫脱硝除尘超低排放改造方案 目录 公司简介 (3) 1 概述 (3) 1.1项目名称 (3) 1.2工程概况 (3) 1.3主要设计原则 (3) 2燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 (4) 2.1总体技术方案简介 (4) 2.2脱硝系统提效方案 (4) 2.3脱硫除尘系统提效 (6) 2.4脱硫配套除尘改造技术 (7) 2.5引风机核算 (8) 3 主要设计依据 (10) 4 工程详细内容 (12) 5投资及运行费用估算 (14) 6 涂装、包装和运输 (15) 7 设计和技术文件 (17) 8 性能保证 (18) 9项目进度一览表 (20) 10 联系方式 (21)
公司简介 1概述 1.1项目名称 项目名称：XXXXXX机组超低排放改造工程 1.2工程概况 本工程为XXXX的热电机组工程。本期新建高温、高压循环流化床锅炉。不考虑扩建。同步建设脱硫和脱硝设施。机组实施烟气污染物超低排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，使机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到燃气锅炉机组的排放标准（GB13223-2011）。 1.3主要设计原则 为了保证在满足机组安全、经济运行和污染物减排的条件，充分考虑老厂的运行管理现状，结合省环保厅要求，就电厂本期工程的主要设计原则达成了一致意见。主要设计原则包括有：1）燃煤锅炉烟气污染物污染物超低排放改造可行性研究，主要包括处理100%因气量 的除尘、脱硫和脱硝装置进行改造，同时增设臭氧氧化污染物深度脱除系统，改造后 烟囱出口烟尘排放浓度不大于10 mg/Nn3，SO2排放浓度不大于35 mg/Nn3; NO排放浓度不大于50 mg/Nn i，达到天然气燃气轮机污染物排放标准。 2）装置设计寿命为30年。系统可用率》98% 3）设备年利用小时数按7500小时考虑。 4）减排技术要求安全可靠。 5）尽量减少对原机组系统、设备、管道布置的影响。 6）改造时间合理，能够在机组停机检修期内完成改造。 7）工艺应尽可能减少噪音对环境的影响。 8）改造费用经济合理。 2燃煤CFB锅炉烟气污染物超低排放方案 2.1总体技术方案简介
脱硫双塔双循环系统水平衡存在的问题及应对措施 作者：王甲品 摘要：华电滕州新源热电有限公司#4机组脱硫超低排放改造后投产运行，发现废水量比原来有所增大，针对此运行情况，运行部组织人员对系统进行了分析，制定了节源分流的措施，提出了改进措施，有效控制了双塔运行的水平衡问题。 Abstract:Huadian Tengzhou Xinyuan Power Company Limited，Unit 4 Desulfurization ultra low emissions after transformation put into operation，It was found that the amount of waste water increased than that of the original，In view of this operation，The operation department organization personnel to carry on the analysis to the system，The measures for the source separation of the source are established，Put forward the improvement measures，Effectively control the water balance of Twin Towers。 关键词：双塔双循环；水平衡；节源分流 Key word:Twin Towers double cycle；The water balance；Source separation 华电滕州新源热电有限公司#4机组脱硫超低排放改造结束，于2016年10月19日4时49分并网发电运行，脱硫系统随机组同时启动运行。经过一周试运行，运行人员发现双塔水位始终处于高水位，我们组织人员进行了认真的分析。 一、脱硫系统进水的水源 1、吸收塔补充石灰石浆液，石灰石浆液携带水进入吸收塔。 2、除雾器冲洗水进入吸收塔。 3、真空皮带脱水机滤布冲洗水和石膏滤饼冲洗水进入脱硫系统。 4、浆液泵机械密封水进入脱硫系统。 5、浆液管道及备用浆液泵冲洗水进入系统。 6、工艺冲洗水阀门泄漏进入系统。 二、系统设计存在的问题 1、二级塔的溢流系统及PH计、密度计取样存在问题 二级塔溢流管安装在浆池最高位置，塔内安装一垂直管道至液位以下，溢流管口中心标高12米，塔内垂直管段从溢流口向下2.5米，即二级塔物理液位必须高于9.5米才能封住塔内烟气，由于二级塔浆液不作氧化处理，塔内溢流垂直管段可以更长，控制液位在6米至12米之间变动，可以有效扩大二级塔的备用存储空间。
福建龙净环保循环流化床干法脱硫除尘一体化工艺描述 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；
（脱硫题库） 一、填空题（1×5分）。 1、华电国际公司系统按照（谁主管谁负责）、（谁审批谁负责）、（管生产必须管安全）的原则建立健全各级安全生产责任制。 2、在电力生产设备及系统上进行操作必须执行（危险点分析预控制度）、（操作票制度）和（操作监护制度）。 3、安全生产五要素是指（安全文化）、（安全科技）、（安全投入）、（安全责任）、（安全法制）。其中（安全法制）安全生产工作进入规范化和制度化的必要条件，是开展其他各项工作的保障和约束；（安全文化）是灵魂和统帅，是安全生产工作基础中的基础。 4、动火作业包括（焊接）、（打磨）、（切割）和（明火烘烤）等。 5、在电力生产现场设备、系统进行检修工作，必须执行（危险点分析预控制度）、（工作票制度）、（工作许可制度）、（工作监护制度）、（工作间断、转移和终结制度）。 6、我厂锅炉采用（低NOx燃烧）+（SCR脱硝技术），能够实现机组的全负荷脱硝。按脱硝效率不小于86%计算，脱硝出口NOx指标为（≤50mg/Nm3）。 7、脱硫装置出口SO2浓度将按照低于35mg/Nm3进行设计，脱硫效率按照98.8%进行设计。吸收塔内设置FGD PLUS，采用（双塔双循环脱硫）工艺。 二、选择题（1×10分）。 1、火力发电厂排出的烟气会对大气造成严重污染，其主要污染物是烟尘和（C）。 （A）氮氧化物；（B）二氧化碳；（C）二氧化硫和氮氧化物；（D）微量重金属微粒。 2、为防止脱硫后烟气携带水滴对系统下游造成不良影响，必须在吸收塔出口处加装（B）。（A）水力旋流器；（B）除雾器；（C）布风托盘；（D）再热器。 3、钙硫比是指注入吸收剂量与吸收二氧化硫量的（C）。 （A）体积比；（B）质量比；（C）摩尔比；（D）浓度比。 4、石灰石-石膏湿法脱硫工艺中，吸收剂的利用率较高，钙硫比通常在（A）之间。 （A）1.02-1.05；（B）1.05-1.08；（C）1.08-1.1；（D）1.1-1.2。 5、对二氧化硫的吸收速率随ph值的降低而下降，当ph值降到（B）时，几乎不能吸收二氧化硫了。 （A）3；（B）4；（C）5；（D）6. 6、石灰石-石膏湿法中，通常要求吸收剂的纯度应在（C）以上。 （A）70%；（B）80%；（C）90%；（D）95%。 7、若除雾器冲洗不充分将引起结垢和堵塞，当这种现象发生时，可从经过除雾器的烟气（B）的现象来判断。 （A）流量增加；（B）压降增加；（C）带水量加大；（D）排出温度升高。 8、启动吸收塔搅拌器前，必须使吸收塔（D）否则会产生较大的机械力而损坏轴承。
循环流化床锅炉烟气脱硫项目技术文件
一、项目简介 1.1.工程概述 贵公司现有1台75t/h锅炉因燃料中含有一定的硫份，在高温燃烧过程中产生的粉尘及SO2会对周围的大气环境造成一定的污染，根据国家环保排放标准和当地环保部门的要求进行进一步除尘脱硫，确保锅炉尾部排放粉尘及SO2按照国家和当地环保排放要求达标排放，并按照环保总量控制要求在确保达标的同时进一步削减粉尘及SO2的排放量。 本期工程为锅炉烟气治理工程除尘脱硫系统的设计、制造、安装及运行调试，针对业主方的现场特点，结合我司的工艺技术和工程经验，从工艺技术、安全运行、排放指标、经济指标等各方面进行了细致的论证，提出以双碱法湿法脱硫工艺处理，新建使用喷淋雾化型脱硫塔（GCT-75），另外方案中还包含脱硫剂制备、脱硫循环水系统、再生、沉淀及脱硫渣处理系统等，供业主方决策参考。 本技术方案在给定设计条件下， SO2排放浓度≤300mg/m3的标准进行整体设计。技术方案包括脱硫系统正常运行所必须具备的工艺系统设计、设备选型、采购或制造、运输、土建（构）筑物设计、施工及全过程的技术指导、安装督导、调试督导、试运行、考核验收、人员培训和最终的交付投产。 1.2.国脱硫技术现状 我国电力部门在七十年代就开始在电厂进行烟气脱硫的研究工作，先后进行了亚钠循环法（W-L法）、含碘活性炭吸附法、石灰石-石膏法等半工业性试验或现场中间试验研究工作。进入八十年代以来，电力工业部门开展了一些较大规模的烟气脱硫研究开发工作，同时，近年来我国也加入了烟气脱硫技术的引进力度。目前国主要的脱硫工艺有：（1）石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 石灰石（石灰）-石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔，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吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加
烟气脱硫技术探讨 田斌 【摘要】本文探讨了烟气脱硫的基本原理及石灰石/石灰抛弃法，石灰石/石膏法、双碱法、氧化镁法、韦尔曼—洛德法、氨法、海水脱硫法等湿法脱硫法技术，以及旋转喷雾干燥法，炉内喷钙尾部增湿活化法、循环硫化床脱硫技术、荷电干式喷射脱硫法、电子束照射法、脉冲电晕等离子体法等干式、半干式烟气脱硫技术，最后对各种烟气脱硫方法进行了比较。 关键词烟气脱硫湿法脱硫干式脱硫 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SO 2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO 2 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SO 2的控制力度就显得非常紧迫和必要。SO 2 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），目前烟气脱硫被认为是控制SO 2 最行之有效的途径。烟气脱硫主要为干法／半干法和湿法。2．烟气脱硫的基本原理 化学原理： 烟气中的SO2 实质上是酸性的，可以通过与适当的碱性物质反应从烟气中脱除SO2。烟道气脱最常用的碱性物质是石灰石(碳酸钙)、生石灰(氧化钙，Cao)和熟石灰(氢氧化钙)。石灰石产量丰富，因而相对便宜，生石灰和熟石灰都是由石灰石通过加热来制取。有时也用碳酸纳(纯碱)、碳酸镁和氨等其它碱性物质。
所用的碱性物质与烟道气中的SO2发生反应，产生了一种亚硫酸盐和硫酸盐的混合物(根据所用的碱性物质不同，这些盐可能是钙盐、钠盐、镁盐或铵盐)。亚硫酸盐和硫酸盐间的比率取决于工艺条件，在某些工艺中，所有亚硫酸盐都转化成了硫酸盐。 SO2与碱性物质间的反应或在碱溶液中发生(湿法烟道气脱硫技术)，或在固体碱性物质的湿润表面发生(干法或半干法烟道气脱硫技术)。 在湿法烟气脱硫系统中，碱性物质(通常是碱溶液，更多情况是碱的浆液)与烟道气在喷雾塔中相遇。烟道气中SO2溶解在水中，形成一种稀酸溶液，然后与溶解在水中的碱性物质发生中和反应。反应生成的亚硫酸盐和硫酸盐从水溶液中析出，析出情况取决于溶液中存在的不同盐的相对溶解性。例如，硫酸钙的溶解性相对较差，因而易于析出。硫酸纳和硫酸铵的溶解性则好得多。 在干法和半干法烟道气脱硫系统中，固体碱性吸收剂或使烟气穿过碱性吸收 都是与固体碱剂床喷入烟道气流中，使其与烟道气相接触。无论哪种情况，SO 2 性物质直接反应，生成相应的亚硫酸盐和硫酸盐。为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO 溶入液膜，加速了与 2 固体碱性物质的反应。 3 目前已开发应用的烟气脱硫技术 3.1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。 3.1.1石灰石/石灰抛弃法
湿法烟气脱硫双塔双循环系统运行优化措施 石灰石-石膏湿法脱硫技术是当前应用最广泛的脱硫技术。京能宁东发电厂1号机组660MW燃煤机组脱硫增容改造圆满成功，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，脱硫装置采用一炉双塔双循环配置，大大降低污染物SO2的排放量。脱硫系统中的浆液循环泵、氧化风机占据了脱硫耗电的绝大部分，为了确保脱硫系统高效稳定运行，同时有效降低耗电量，实现节能与减排双赢，通过优化脱硫运行方式，有效的降低脱硫系统耗电量。 1 节水方面的优化 脱硫系统是全厂耗水量最大的用户，系统水消耗主要是吸收塔烟气蒸发水、石膏携带水、废水排放水。 1.1 烟气蒸发水 烟气蒸发水是烟气在浆液洗涤过程中，通过烟气换热由于水的蒸发和烟气携带的水分。脱硫装置不设GGH，改造之前BMCR工况时原烟气温度135℃，净烟气温度48℃，改造之后电除尘前增加低温省煤器，脱硫设置双塔双循环，改造之后BMCR工况时原烟气温度降至110℃，净烟气温度降至46℃。为了减少烟气携带水，一级吸收塔设置两级除雾器、二级吸收塔原有两级除雾器，可以除去雾滴中50%的液体。 1.2 石膏含水率 石膏含水率是由于石膏脱水过程中石膏结晶不规则及石膏杂质的影响，导致石膏含水率的产生。石膏含水率的要求低于10%，但由于石膏品质的影响导致石膏含水率有所增加。脱硫增容改造吸收塔、氧化风量增加，新增两条脱水皮带机，石膏纯度提高，石膏含水率由原有的18%，降低为15%。 针对石膏品质情况，主要从以下几点控制： (1)提高锅炉除尘器运行状况，烟气粉尘浓度降低，从而降低大量惰性物质及杂质进入吸收塔，致使吸收塔浆液重金属含量降低。 (2)保证吸收塔补水水源品质及吸收塔废水的排放量，降低吸收塔氯离子的含量，从而提高石膏的品质。 (3)通过对石膏含湿量的化验，通过对吸收塔运行参数进行控制，调整石膏品质： 1)一级吸收塔PH值的调整：由原来的(5.5-5.8)调整到(4.6-5.0)，二级塔PH值由原来的(5.0-5.2)调整到(5.2-5.5)。
离子液循环吸收烟气脱硫除尘技术和成套设备 应用市场 有色冶金、石油石化、煤电、钢铁、燃煤锅炉、硫酸行业及其它产生SO2烟气、尾气的行业 工程装置规模 50,OOO~5,000,000 Nm3/h 工艺流程 含SO2烟气先进入高效洗涤塔，除尘降温，再经过除雾器进一步去除粉尘、酸雾、汞、重金属等有害杂质。 通过洗涤除尘后的烟气送到脱硫段，由离子液喷淋吸收，脱除烟气中的SO2，降低至400mg/m3以下。再经过精脱段进一步脱除，SO2降至100mg/m3以下或更低，可实现低于35mg/Nm3超低排放要求。 吸收SO2的离子液进入解吸工段解吸，再生后返回吸收塔循环使用。解吸产生的SO2用于生产硫酸、硫磺和液态SO2或者其它含硫化合物。 技术特点 1、高效脱硫。SO2脱除率可达到%，且灵活可调控； 2、适应性。烟气含硫量从~5%范围内系统运行成本稳定。对烟
气种类无限制。在烟气含硫高时更具有经济性； 3、经济性。可回收纯度不小于99%的气态SO2生产硫酸、硫磺或液态SO2。离子液循环使用。系统可使用工厂废热，能耗低。可连续不间断生产运行。不需要废渣堆放场所及辅料运输。占地少，总体运行费用低； 4、运行稳定。系统流程简单，运行安全稳定，自动化程度高，开停车便捷。调试和维修费用低，可保持长期无系统故障运行； 5、环保效益突出。无二次污染物排放，无粉尘，噪声低； 6、知识产权。拥有完全自主知识产权。所有设备均实现国产化制造。 与其他类似技术竞争者相比较的优势 1、有各类烟气处理的工程化业绩，工程建设经验丰富； 2、独有离子液回收专利技术，吸收剂工作消耗低，再生技术领先，再生品质优异； 3、系统运行能耗大大低于同类竞争技术装置； 4、运行技术指标有明显优势，运行成本更低。 工程装备技术指标 1、排放指标满足超低排放要求，即排放SO2≤35mg/m3，颗粒物≤10mg/m3 2、能耗(蒸汽):≤tSO2
1、前言 循环流化床燃烧是指炉膛内高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触，同时大量高温颗粒从烟气中分离后重新送回炉膛的燃烧过程。循环流化床锅炉的脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，与石油焦中的硫份反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。较低的炉床温度（850℃～900℃），燃料适应性强，特别适合较高含硫燃料，脱硫率可达80%～95%，使清洁燃烧成为可能。 2、循环流化床内燃烧过程 石油焦颗粒在循环流化床的燃烧是流化床锅炉内所发生的最基本而又最为重要的过程。当焦粒进入循环流化床后，一般会发生如下过程：①颗粒在高温床料内加热并干燥；②热解及挥发份燃烧；③颗粒膨胀及一级破碎；④焦粒燃烧伴随二级破碎和磨损。符合一定粒径要求的焦粒在循环流化床锅炉内受流体动力作用，被存留在炉膛内重复循环的850℃～900℃的高温床料强烈掺混和加热，然后发生燃烧。受一次风的流化作用，炉内床料随之流化，并充斥于整个炉膛空间。床料密度沿床高呈梯度分布，上部为稀相区，下部为密相区，中间为过渡区。上部稀相区内的颗粒在炉膛出口，被烟气携带进入旋风分离器，较大颗粒的物料被分离下来，经回料腿及J阀重新回入炉膛继续循环燃烧，此谓外循环；细颗粒的物料随烟气离开旋风分离器，经尾部烟道换热吸受热量后，进入电除尘器除尘，然后排入烟囱，尘灰称为飞灰。炉膛内中心区物料受一次风的流化携带，气固两相向上流动；密相区内的物料颗粒在气流作用下，沿炉膛四壁呈环形分布，并沿壁面向下流动，上升区与下降区之间存在着强烈的固体粒子横向迁移和波动卷吸，形成了循环率很高的内循环。物料内、外循环系统增加了燃料颗粒在炉膛内的停留时间，使燃料可以反复燃烧，直至燃尽。循环流化床锅炉内的物料参与了外循环和内循环两种循环运动，整个燃烧过程和脱硫过程就是在这两种形式的循环运动的动态过程中逐步完成的。 3、循环流化床内脱硫机理 循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收剂，石油焦和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。石灰石在850℃～900℃床温下，受热分解为氧化钙和二氧化碳。气流使石油焦、石灰石颗粒在燃烧室内强烈扰动形成流化床，燃料烟气中的SO2与氧化钙接触发生化学反应被脱除。为了提高吸收剂的利用率，将未反应的氧化钙、脱硫产物及飞灰等送回燃烧室参与循环利用。按设计，II电站CFB锅炉钙硫比达到1.97时，脱硫率可达90%以上。 高硫石油焦在加热到400℃就开始有硫份析出，经历下列途径逐步形成SO2，即硫的燃烧过程： S--→H2S--→HS--→SO--→SO2 硫的燃烧需要一定的时间，石油焦床内停留时间将影响硫的燃烧完全程度，其随时间同步增长。同时床温对硫的燃烧影响很大，硫的燃烧速率随床温升高呈阶梯增高。 以石灰石为脱硫剂在炉膛内受高温煅烧发生分解反应： △CaCO3--→CaO + CO2 - 179 MJ/mol 上式是吸热反应。由于在反应过程中分子尺寸变小，石灰石颗粒变成具有多孔结构的CaO颗粒，在有富余氧气时与床内石油焦的析出硫分燃烧生成的SO2气体发生硫酸盐化反应：CaO + SO2 + 1/2 O2--→CaSO4 + 500 MJ/mol 使Ca0变成CaSO4即达到脱硫目的。但是生成的CaSO4密度较低，容易堵塞石灰石的细孔，使SO2分子不能深人到多孔性石灰石颗粒内部，所以，Ca0在脱硫反应中只能大部分被利用。 4：影响脱硫的因素与清洁燃烧控制 影响脱硫的因素有许多，一部分属于设计方面的因素，诸如给料方式的不同会有不同的脱硫效果；炉膛的高度影响脱硫时间等。另一部分属于运行方面的因素，如Ca／S摩尔比、床温、物料滞留时间、石灰石粒度、石灰石脱硫活性等，本文仅从运行角度，对II电站CFB锅炉的脱硫工艺进行研究分析。 4.1：Ca／S摩尔比的影响 当Ca／S比增加时，脱硫效率提高。由于II电站CFB锅炉燃烧用高硫石油焦的硫含量基本上为4％～4.5％，
（一）脱硫系统设计 1、双碱法脱硫技术工艺基本原理 双碱法是采用钠基脱硫剂进行塔内脱硫，由于钠基脱硫剂碱性强，吸收二氧化硫后反应产物溶解度大，不会造成过饱和结晶，造成结垢堵塞问题。另一方面脱硫产物被排入再生池内用氢氧化钙进行还原再生，再生出的钠基脱硫剂再被打回脱硫塔循环使用。双碱法脱硫工艺降低了投资及运行费用，比较适用于中小型锅炉进行脱硫改造。 双碱法烟气脱硫技术是利用氢氧化钠溶液作为启动脱硫剂，配制好的氢氧化钠溶液直接打入脱硫塔洗涤脱除烟气中SO2来达到烟气脱硫的目的，然后脱硫产物经脱硫剂再生池还原成氢氧化钠再打回脱硫塔内循环使用。脱硫工艺主要包括5个部分：(1)吸收剂制备与补充； (2)吸收剂浆液喷淋；(3)塔内雾滴与烟气接触混合；(4)再生池浆液还原钠基碱；(5)石膏脱水处理。 双碱法烟气脱硫工艺同石灰石/石灰等其他湿法脱硫反应机理类似，主要反应为烟气中的SO2先溶解于吸收液中，然后离解成H+和HSO3-；使用Na2CO3或NaOH液吸收烟气中的SO2，生成HSO32-、SO32-与SO42-，反应方程式如下： 一、脱硫反应： Na2CO3 + SO2→ Na2SO3 + CO2↑ （1） 2NaOH + SO2→ Na2SO3 + H2O （2） Na2SO3 + SO2 + H2O → 2NaHSO3（3） 其中：
式（1）为启动阶段Na2CO3溶液吸收SO2的反应； 式（2）为再生液pH值较高时（高于9时），溶液吸收SO2的主反应； 式（3）为溶液pH值较低（5~9）时的主反应。 二、氧化过程(副反应) Na2SO3 + 1/2O2 → Na2SO4 （4） NaHSO3 + 1/2O2 → NaHSO4 （5） 三、再生过程 Ca(OH)2 + Na2SO3→ 2 NaOH + CaSO3（6） Ca(OH)2 + 2NaHSO3→ Na2SO3+ CaSO3?1/2H2O +3/2H2O （7） 四、氧化过程 CaSO3 + 1/2O2 → CaSO4 （8） 式（6）为第一步反应再生反应，式（7）为再生至pH＞9以后继续发生的主反应。脱下的硫以亚硫酸钙、硫酸钙的形式析出，然后将其用泵打入石膏脱水处理系统，再生的NaOH可以循环使用。 本钠钙双碱法脱硫工艺，以石灰浆液作为主脱硫剂，钠碱只需少量补充添加。由于在吸收过程中以钠碱为吸收液，脱硫系统不会出现结垢等问题，运行安全可靠。由于钠碱吸收液和二氧化硫反应的速率比钙碱快很多，能在较小的液气比条件下，达到较高的二氧化硫脱除率。 (三)双碱法湿法脱硫的优缺点 与石灰石或石灰湿法脱硫工艺相比，双碱法原则上有以下优点：