2010燃煤电厂脱硫技术
燃煤电厂烟气脱硫技术简介
燃煤电厂烟气脱硫技术简介摘要：现阶段，社会经济发展速度显著加快，一定程度上提升了人们物质生活水平，使煤炭资源紧张程度加剧，且可持续发展思想与环保理念深入人心。
火电厂污染物的排放量大，对于能源的消耗也更多，因而有必要加大控制力度，对脱硫脱硝与烟气防尘技术进行优化与改善，使污染物的实际排放量得以降低，全面优化能源的利用效果。
由此可见，深入研究并分析火电厂锅炉脱硫脱硝与烟气除尘技术十分有必要。
关键词：燃煤；电厂；烟气脱硫技术引言通过燃烧煤炭、天然气、石油等能源物质实现由化学能向电能的转化，是中国现阶段最主要的电力生产方式。
随着人们生活水平的提升，对于电能的需求也在不断增加，进而导致了较为严重的烟气污染问题。
在这样的情况下，有必要围绕电厂实际运行情况落实完善的锅炉烟气脱硫、脱硝及烟气除尘技术，同时进一步提升对于烟气污染的治理能力，确保可以在发电过程中有效落实可持续发展的绿色理念。
1燃煤电厂烟气脱硫技术各国从脱硫技术的要求出发，已经开发了很多燃煤锅炉控制SO2排量技术，并应用于工程中。
这些技术总结起来分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。
利用化学、物理或生物方法脱去煤中硫被称为燃烧前脱硫，因其工艺成本高，尚未得到广泛应用。
在燃烧过程中对煤进行脱硫称为燃烧中脱硫，主要有循环流化床锅炉燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。
燃烧后脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）是对燃烧后的烟气进行脱硫，主要有海水法、石灰石—石膏法、氨吸收法和双碱法，是目前世界范围内应用最广泛、规模最大的脱硫技术。
西安某火电厂1#、2#机组（2×300MW）采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，使用石灰石作为脱硫剂，工艺上将其研磨成细粉与水混合制成吸收浆，吸收浆与烟气在吸收塔内混合接触，浆液中的碳酸钙与烟气中SO2、空气混合接触并发生氧化反应，最终生成二水石膏。
脱硫后的烟气经换热器加热升温后排入空气，余下的石膏浆经脱水处理后回收并循环利用。
燃煤电厂烟气脱硫工艺简介
干法烟气脱硫主要工艺
1. 炉内喷钙烟气脱硫技术 2. 炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫技术 3. 管道喷射脱硫技术 4. 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术 5. 电子束照射烟气脱硫技术 6. 脉冲电晕烟气脱硫技术 7. 干式催化脱硫技术
半干法烟气脱硫主要工艺
1. 喷雾干燥烟气脱硫技术 2. 循环流化床烟气脱硫技术
烟气系统图
二氧化硫吸收系统
吸收塔是二氧化硫吸收系统的核心， 烟气进入吸收塔后，利用浆液循环泵使 浆液与烟气中的二氧化硫接触，烟气中 二氧化硫的吸收、氧化、中和以及结晶 过程同时发生在吸收塔中。处理后的烟 气通过除雾器除去携带的液滴,然后经 GGH升温后排放至烟囱。
石膏脱水系统
石膏脱水系统流程：石膏浆 液排出泵→石膏浆液旋流器→真空 皮带机→石膏输送机→石膏筒仓→ 外运。
工艺水系统
脱硫工艺用水取自发电厂工业水系统, 并且储存在工艺水箱。此工艺水系统 装有3台工艺水泵。
脱硫废水处理系统
脱硫废水→一级反应池(加入石灰乳)→一 级絮凝池(加入助凝剂)→一级澄清池→1 号二级反应池(加入石灰乳或HCl、絮凝剂 和螯合物)→2号二级反应池(加入石灰 乳)→一二级絮凝池(加入助凝剂)→二级澄 清池→排放至主系统
石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程
工业用水
吸收塔
烟气 氧化用空气
石灰石
除雾器 石膏脱水机
烟囱
石膏
石灰石—石膏湿法烟气脱硫主要系统
1. 烟气系统 2. 二氧化硫吸收系统 3. 石灰石制浆系统 4. 石膏脱水系统 5. 工艺水系统 6. 脱硫废水处理系统
烟气系统：引风机→入口挡板 →BUF→GGH→烟气冷却器→吸收塔 →除雾器→GGH→烟囱。
湿法烟气脱硫主要工艺
燃煤电厂除灰--脱硫一体化工艺分析
《装备维修技术》2020年第18期—27—燃煤电厂除灰--脱硫一体化工艺分析范德春（华电国际电力股份有限公司奉节发电厂, 重庆 奉节 404600）引言：近些年，大气污染问题十分严重，已经成为我国经济发展的制约因素，如何治理大气污染，受到了政府部门的高度关注。
在查阅文献资料后得知，导致我国大气环境污染问题的主要原因是二氧化硫排放量增加，尤其是燃煤发电厂排放的二氧化硫，在污染物总排放量中的占比较高。
因此，采用合适的处理工艺，减少燃煤电厂二氧化硫排放量，具有十分重要的意义。
一、燃煤电厂除灰--脱硫一体化工艺的原理燃煤电厂在发电过程中会消耗大量的煤炭资源，而煤炭的燃烧会导致大量煤灰和二氧化硫产生，虽然燃煤电厂普遍应用了除灰系统，但碱性结垢会大量出现，如果未经处理直接排放到冲灰水中，会对环境造成严重的破坏，因此，需要将污染物质产生的原理作为依据，采取有针对性的措施解决问题。
除灰--脱硫一体化工艺通过对酸碱性中和反应原理的应用，使除灰系统和脱硫系统有机结合，之后，脱硫系统中的脱硫剂会与黏性物质发生中和反应，最终使结垢问题和冲灰水PH 超标问题得到有效解决。
在两个系统联合运行的阶段，可以将吸收液作为吹灰水，实现废物利用的目的，究其原因，主要是吸收液中含有一定含量的氢氧硫酸和亚硫酸，这些化学物质能够与酸碱产生中和反应，二氧化硫也会在中和反应的驱动下被脱硫塔二次处理，除灰脱硫效率会随之提升。
为确保除灰脱硫的效果，建议燃煤电厂在应用上述原理治理二氧化硫和结垢问题时，分析除灰系统中的污染物含量，在此基础上，增加脱硫剂和碱性物质的用量，实现预期的治理的目的[1]。
二、燃煤电厂除灰--脱硫一体化工艺的应用优势（一）可以实现双系统同时运行的目标 在除灰--脱硫一体化应用之前，燃煤电厂除灰系统和脱硫系统的运行方式为独立运行，运行效率极为低下，在实际作业过程中，除灰系统的结垢量较多，其中的碱性物质较多，导致排污水PH 值的超标情况极为严重，无法达成预期的除灰脱硫效果。
火电厂及燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术简介
总计
农作物 森林 人体健康 合计
12.27 0.00 65.02 77.29
167.70 775.80 56.18 999.68
179.97 775.67 88.37
217.67 775.80 171.87 1165.3
三、烟气脱硫技术概况
脱硫反应塔
● 交错布置的喷淋层 3~5层喷嘴； 设3~5台循环泵。
喷嘴
● LLB除雾器 高效两级人字形除雾器； 设计成可更换的组件，便于维护； 除雾器布置在塔顶，节约场地。
除雾器结构
人字形除雾器
● 浆液池脉冲悬浮系统 LLB专利技术； 塔浆池采用扰动搅拌； 防止塔底浆液沉积； 能耗比机械搅拌低； 提高可用率和运行安全性； 提高石灰石浆液利用率； 便于维护。
（2）吸收剂耗量低，钙硫比≤1.03； （3）石膏品位高，含水率≤10%。
系统流程图
主要设备
●吸收塔
上部浆液PH值低，提高氧化效率； 加入氧化空气，增大石灰石溶解度； 石膏排出点合理； 特殊设计的吸收塔喷嘴，不易堵塞； 采用独特的吸收池分隔管件，将氧化区和新 鲜浆液区分开，有利于SO2的充分吸收并快 速生成石膏，而且生成石膏的晶粒大； 采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统； 净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶 部的烟囱排放。
PH值下运行，提供了很好的氧化条件，下部有新加入的吸收 剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合的问题； ➢ （4）LLB公司拥有专利技术的脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔的 水平池底时，无论多大尺寸的吸收塔都不会发生阻塞和石膏的 沉降，吸收塔不需要搅拌器，长期关机后也可无障碍启动；
主要性能： （1）脱硫效率高，≥95％；
HSO42 HSO4
C a2SO 42K SP 2C aSO 42H 2O (s)
燃煤电厂脱硫石膏质量控制技术
燃煤电厂脱硫石膏质量控制技术摘要：从18世纪中叶的工业革命以来，人类的生产生活量大幅度提升，机械化生产和燃烧各类化石燃料使大气环境急剧恶化，各国都采取相应的措施，来挽救大气环境，降低大气污染对人体健康的损坏。
我国将煤炭作为主要能源，在治理大气污染时主要任务便是降低煤燃烧生成的污染大气的气体，尤其是燃煤产生的二氧化硫和氮氧化合物。
基于此，本文主要对燃煤电厂脱硫石膏质量控制技术进行了简要的分析，希望可以为相关的工作人员提供一定的参考。
关键词：燃煤电厂；脱硫石膏；质量控制技术引言煤炭是我国的主要能源，但是燃煤电厂在生产过程中会产生大量的二氧化硫，为了降低煤燃烧产生的废气对环境的污染，大多数燃煤电厂都是用脱硫技术，因此，需加强脱硫石膏质量控制技术的研究。
1石膏法脱硫技术特点（1）吸收剂适用范围广。
在FGD装置中可采用各种吸收剂，包括石灰石、石灰、镁石、废苏打溶液等；（2）燃料适用范围广。
适用于燃烧煤、重油、奥里油及石油焦等燃料的锅炉的尾气处理；（3）燃料含硫变化范围适应性强。
可以处理燃料含硫量高达8%的烟气；（4）机组负荷变化适应性强。
可以满足机组在15%～100%负荷变化范围内的稳定运行；（5）脱硫效率高。
一般大于95%，最高达到98%；（6）专利托盘技术。
有效降低液/气比，有利于塔内气流均布，节省物耗及能耗，方便吸收塔内件检修；（7）吸收剂利用率高。
钙硫比低至1.02～1.03；（8）副产品纯度高。
可生产纯度达95%以上的商品级石膏；（9）燃煤锅炉烟气的除尘效率高。
达到80%～90%；（10）交叉喷淋管布置技术。
有利于降低吸收塔高度。
2燃煤电厂脱硫石膏分析石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是燃煤电厂应用最为广泛的脱硫工艺，该技术会产生大量的工业副产物———脱硫石膏。
随着国家对燃煤发电机组提出二氧化硫超低排放35mg/m3限值的要求，煤电机组配套脱硫装置将快速增长，脱硫石膏的年产量将会达到8000万t以上。
燃煤电厂各种干法半干法湿法脱硫技术及优缺点汇总
燃煤电厂各种干法、半干法、湿法脱硫技术及优缺点汇总目前，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开展优化；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，接下来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，能到达环保控制要求，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给，且价格要低廉一、干法脱硫干法脱硫工艺工艺用于电厂烟气脱硫始于20世纪80年代初。
传统的干法脱硫工艺主要有干法喷钙脱硫工艺、荷电干法吸收剂喷射脱硫法、电子束照射法、吸附法等。
传统的干法脱硫技术有工艺简单投资少，设备简占地面积小且不存在腐蚀和结露，副产品是固态无二次污染等优点，在缺水地区优势明显。
但是脱硫效率很低，一般脱硫效率只能到达70%左右，难以满足排放要求。
干法喷钙脱硫工艺工艺介绍磨细的石灰石粉通过气力方式喷人锅炉炉膛中温度为900〜1250。
C的区域在炉内发生的化学反应包括石灰石的分解和煨烧，S02和SO3与生成的Cao之间的反应。
颗粒状的反应产物与飞灰的混合物被烟气流带人活化塔中；剩余的CaO与水反应，在活化塔内生成Ca(OH)2,而Ca(OH)2很快与S02反应生成CaSo3,其中部分CaSO3被氧化成CaSo4；脱硫产物呈干粉状，大部分与飞灰一起被电除尘器收集下来，其余的从活化塔底部分离出来从电除尘器和活化塔底部收集到的部分飞灰通过再循环返回活化塔中。
燃煤电厂脱硫技术与脱硫泵
收， 转化为可出售的副产品， 如硫磺、 硫酸 （。 Ｈｓ ）或者 Ｏ
浓Ｓ Ｏ 气体 。 回收效果较好。 按使用吸收剂的处理过程的不
施， 从源头削减污染 ， 提高资源利用率， 减少或者避免生产、 服务和使用过程中污染物的产生和排挤 ， 以减轻或者消除对
人类健康和环境的危害。
同， 又将 回收法分为干法烟气脱硫 、 半千法烟气脱硫和湿法
烟气脱硫。
表 ２烟气脱硫装置的综合比较
脱硫方结
机组容量 ／ ＭＷ
简易湿法
２×ｌ５ ２
进 口湿法
３０ ｏ
国产湿法
２ × １５ ２
海 水法
３ｏ ｏ
Ｃ Ｓ ＤＩ
５ ０
Ｒ 耶 Ｃ
２Ｏ １
ＤＬ Ｃ
６ ０
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电力专题 Ｅ ｍ Ｊ
【 ＿ Ｊ Ｊ 州ｎ
燃煤 电厂
脱硫技术与脱硫泵
石家庄杂质泵研究所 何希 杰 劳学苏
摘 Ｊ ．研 究 了我 国能源 消费的情况Ｖ ￣ － Ｊ （ｏ ）排放 量；介 ｒ － Ｘ Ｌ－－ ｃ Ｋｑ ＆ ｓ ： 绍 了现 有的烟 气脱硫 （ＧＤ）技术 ；对脱硫 泵的要 求，脱硫 泵的结构 Ｆ
年份
２ ０ ０ｌ ２２ ００ ２５ ００
我 国是一 个能源生产和消费火国。 改革开放以来 ， 随着
国民经济和社会发展 ， 能源工业持续稳定地增长 。 能源工业
的发展， 尤其是燃煤电厂的发展， 排放一些污染物， 例如二
氧化硫 （ Ｏ ）的排放 ，对人类继康、自然生态环境 、工农 Ｓ， 业生产 、 建筑物以及材料等方面都造成一定程度的危害和损
０１ １％不等 。平均含硫率均超过 １ ％。 ．％～ ０ ． Ｏ
电厂脱硫工艺流程
电厂脱硫工艺流程
电厂脱硫是指通过一系列工艺流程将燃煤电厂中的二氧化硫等硫化物去除，以减少大气污染物排放，保护环境。
脱硫工艺流程包括湿法脱硫和干法脱硫两种主要方式，下面将对这两种工艺流程进行详细介绍。
湿法脱硫工艺流程是将烟气通过喷射装置与石灰乳或石膏浆液充分接触，使二氧化硫与氢氧化钙或氢氧化钙反应生成硫酸钙或硫酸钙，并形成悬浮颗粒物，再通过除尘器将颗粒物与烟气分离，最终得到净化后的烟气。
湿法脱硫工艺流程能够高效去除烟气中的二氧化硫，但需要大量水资源，并且产生的废水需要进行处理，因此在实际应用中需要考虑水资源的利用和废水的处理问题。
干法脱硫工艺流程是将烟气通过干法脱硫装置，利用吸附剂或催化剂吸附或催化氧化烟气中的二氧化硫，然后通过除尘器将固体颗粒物与烟气分离，得到净化后的烟气。
干法脱硫工艺流程相对于湿法脱硫来说，不需要大量水资源，废水处理问题相对较小，但是对吸附剂或催化剂的选择和再生有一定要求，需要考虑吸附剂或催化剂的成本和再生问题。
在实际应用中，选择合适的脱硫工艺流程需要考虑多方面因素，包括燃料的硫含量、电厂的规模、水资源情况、废水处理能力、投资成本和运行成本等。
同时，脱硫工艺的稳定性、可靠性和安全性也是选择的重要考量因素。
总的来说，电厂脱硫工艺流程是为了减少大气污染物排放，保护环境而进行的重要工艺。
在选择脱硫工艺流程时，需要综合考虑各种因素，选择最合适的工艺流程，以达到经济、环保和可持续发展的目标。
希望本文对电厂脱硫工艺流程有所帮助，谢谢阅读。
燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术及展望_巩梦丹
燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术及展望_巩梦丹燃煤电厂锅炉烟气脱硫脱硝技术及展望巩梦丹，尹华强(四川大学建筑与环境学院，四川成都610065)摘要燃煤电厂烟气中排放的SO 2和氮氧化物是造成酸于SO 2引起的酸雨问题早在二十世纪八十年代中期就已经在全球范围内显现出来同时广泛受到了社会并且我国在“十一五”期间也明确的提各界的关注，出了SO 2的减排目标，而NO x 的控制却是在近些年才逐步被提出。
所以我国现有的大部分火电厂都安而缺少相应的脱硝设施。
为装有配套的脱硫设施，了使火电厂烟气能够达标排放，就要对现有的火电厂进行改造，最简单易行的方法就是在脱硫设施后这也就构成了烟气分别脱端加装一定的脱硝装置，硫脱硝系统。
但是这样的方法造价高，系统复杂，运行费用高，不易于管理。
所以开发了烟气同时脱硫脱硝技术。
烟气同时脱硫脱硝技术是指在同一套设备内对烟气中的SO 2和NO x 同时去除。
该方法不但节约用投资较低，是目前最具有发展前景的脱硫脱硝技地，术。
本文重点介绍了几种烟气同时脱硫脱硝技术并分析了其优劣。
雨和光化学烟雾的主要的污染物。
随着我国“十二五”规划对烟气脱硫脱硝技术要求中对大气污染物减排目标的提出，具有更加高的效率和更低的能耗。
本文介绍了国内外燃煤电厂常用的烟气脱硫脱硝技术，分析其特点，对不同的技术进行了对比。
指出烟气同时脱硫脱硝技术是具应用前景的烟气净化技术，并提出了相应的建议。
关键词燃煤电厂脱硫脱硝1前言煤炭在我国能源结构中占有的比例超过了70%，并且这一情况在很长一段时间内不会改变。
燃煤会产生SO 2和NO x 等一系列大气污染物，进而引发酸雨和光化学烟雾等环境问题。
虽然我国在“十一五”期间已经顺利达到了SO 2的减排目标，但是我国的酸雨污染并没有明显的好转，并且正在传统的硫酸型向硫酸/硝酸复合型转换。
2019年8月，“十二五”国务院发布了《节能减排综合性工作方，“十二五”案》其中明确地提出了在期间SO 2和NO x分别要达到8%和10%的减排目标。
683-火电厂烟气脱硫工程技术规范 氨法-附件三：
收集资料包括国内火电厂氨法烟气脱硫系统的运行、脱硫效率及脱硫系统出口污染物 排放状况，火电厂 SO2 排放情况，国内外相关的法律、标准、规范。
资料的收集采取现场调研与资料信函调研相结合的方式。 2.2.3 编制技术依据 2.2.3.1 国内火电厂氨法烟气脱硫技术状况
1
2）根据污染物排放的技术经济分析情况，合理确定火电厂氨法烟气脱硫系统的脱硫效 率、氨（回收）利用率等性能指标，着重考虑控制火电厂SO2排放总量，把控制大气污染作 为防治重点。
3）从中国的国情出发，既要考虑脱硫系统的经济实用性又要有一定的先进性，参考国 内外排放标准，严格按经济规律办事，从而使制定内容与国内目前技术及管理状况相适应， 使本技术标准规范切实可行。 2.2.2 编制方法
本工程技术规范为氨法烟气脱硫工程的设计、施工、验收、运行和维护等建立一个统 一的技术指导规范，有利于促进氨法烟气脱硫工程的推广与应用，有利于环境的可持续发 展。 2.4 标准制定的意义
氨法烟气脱硫的脱硫剂具有挥发性，且部分氨基脱硫剂如液氨、气氨属于危险品，所 以氨法烟气脱硫需要解决一些特殊的问题，如吸收剂的安全问题、氨逃逸的控制和副产物 质量等，这些问题是影响脱硫系统的安全、稳定、经济和环保性能的关键因素。也是关系 氨法烟气脱硫系统能否正常运行的核心问题。
2 标准制定必要性
2.1 标准制定的法律依据 2.1.1 国家环境保护法律、法规
《中华人民共和国环境保护法》、《大气污染防治法》等国家环境保护的法律、法规。 2.1.2 国家环境保护部文件
原国家环境保护总局环发［2002］26号文《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》、 环发[2006] 41文《关于发布<国家环境保护标准制修订工作管理办法>的公告》等。 2.1.3 主要依据的国家及行业标准
电厂脱硫工艺流程
电厂脱硫工艺流程在电厂中，燃煤和燃油等化石燃料的燃烧会释放出大量的二氧化硫气体，这对环境和人体健康都会造成严重的影响。
为了减少二氧化硫的排放量，保护环境，电厂需要进行脱硫处理。
下面将介绍一种常用的电厂脱硫工艺流程。
电厂脱硫工艺的主要目标是将煤燃烧产生的二氧化硫气体转化为硫酸盐或硫磺，并使其达到国家标准的排放要求。
下面是该工艺的主要步骤：1. 真空脱硫：电厂在燃煤锅炉排气管道中设置脱硫塔，通过牺牲气净化去除一部分二氧化硫气体。
这种方法主要是通过物理作用使二氧化硫与吸收剂（如氨水）发生反应，生成亚硫酸盐，然后进一步氧化生成硫酸盐。
真空脱硫的效率较低，一般能够去除约30%的二氧化硫。
2. 法兰脱硫：法兰脱硫是通过将煤燃烧后产生的烟气与吸收剂进行反应，将二氧化硫转化为硫酸盐的脱硫方法。
该方法主要依赖于化学反应来实现脱硫，因此具有更高的脱硫效率。
常用的吸收剂包括氢氧化钙和氢氧化钠等。
3. 催化剂脱硫：催化剂脱硫是一种通过添加催化剂来促进二氧化硫与吸收剂反应的脱硫方法。
催化剂能够降低反应温度和压力要求，提高脱硫效率。
常用的催化剂包括钼、钒等过渡金属化合物。
4. 氧化剂脱硫：氧化剂脱硫主要利用氧化剂对二氧化硫进行氧化反应，将其转化为硫酸盐。
常见的氧化剂包括氧气和过氧化氢等。
氧化剂脱硫适用于高温和高硫分的烟气，脱硫效率较高。
5. 生物脱硫：生物脱硫是一种利用生物微生物对煤燃烧废气中的二氧化硫进行转化的脱硫方法。
通过添加合适的微生物菌群，在合适的环境条件下，使二氧化硫与微生物发生作用，被微生物还原为硫化物，从而达到脱硫的目的。
以上是电厂常用的几种脱硫工艺流程，不同的电厂根据具体的燃料类型、技术条件和环保法规选择不同的脱硫工艺。
随着环保意识的不断提高，工艺的研发也在不断推进，未来电厂脱硫工艺将更加高效和环保。
国内外烟气脱硫技术综述
第26卷第4期电站系统工程V ol.26 No.4 2010年7月Power System Engineering 1 文章编号：1005-006X(2010)04-0001-02国内外烟气脱硫技术综述Summary of Domestic and Abroad FGD Technology嫩江县海信热电有限责任公司张秀云 郑继成近年来，世界各发达国家在烟气脱硫（FGD）方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200610 MW的FGD处理容量。
目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：①湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰石石膏法约占36.7%；②雾干燥脱硫技术，约占8.4%；③吸收剂再生脱硫法，约占3.4%；④炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%；⑤海水脱硫技术；⑥电子束脱硫技术；⑦脉冲等离子体脱硫技术；⑧烟气循环流化床脱硫技术。
1 主要烟气脱硫技术1.1 湿法脱硫技术湿法脱硫工艺应用最多，占脱硫总装机容量85%。
而其中占主导地位的石灰石-石膏法是目前技术上最成熟、实用业绩最多、运行状况最稳定的脱硫工艺，已有近30年的运行经验，其脱硫效率在90%以上，副产品石膏可回收利用，也可抛弃处置。
20世纪70年代末，石灰石-石膏法FGD技术在美国、德国和英国基本过关，开始大规模推向市场，到80年代中期，这些国家的FGD市场渐趋饱和。
各供应商在完成项目的过程中不断积累经验，形成了各自的特点，但从总体上看，还是大同小异，共性大于个性。
值得一提是德国的SHU 公司（全称黑尔环境工程公司）的工艺，在吸收剂石灰石浆液中加入少量甲酸（HCOOH即蚁酸），效果很好；脱硫反应中间生成物不是难溶的CaSO3而是易溶的Ca(HSO3)2，避免了一般石灰石/石灰-石膏法操作不当时出现CaSO3结垢和堵塞现象；石灰石的溶解度增加80～1000倍，可使液气比减少25%～75%。
浅析燃煤电厂脱硫技术
科技论坛浅析燃煤电厂脱硫技术乔民１杨在雄２（1、哈尔滨热电有限责任公司，黑龙江哈尔滨1500012、哈尔滨电机厂有限责任公司，黑龙江哈尔滨150000）我国是一个以煤炭为主要能源的发展中国家，随着社会经济的发展，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，煤炭燃烧后排放出大量的污染物，其中SO 2排放量占有相当的比例，已在局部地区造成了酸雨，严重地危害着生态环境，火电厂已经成为我国主要的大气污染源之一。
“十二五”期间我国已将火电厂的节能减排作为国家的重点任务，燃煤电厂的脱硫技术与工艺是控制酸雨和SO 2污染的主要技术途径。
脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫三类。
１燃烧前脱硫燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫成分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化等。
物理洗选煤法脱硫最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离。
燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，煤的气化和液化还有待于进一步研究完善。
我国当前的煤炭入洗率较低，大约在20％左右，而美国为42％，英国为94.9％，法国为88.7％，日本为98.2％。
提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤造成的二氧化硫污染。
然而，物理选洗仅能去除煤中无机硫的80％，占煤中硫总含量的15％～30％，无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求，故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。
煤燃烧前的脱硫技术虽然还存在着各种各样的问题，但是其优点是能够同时去除灰分，减轻运输量，降低锅炉内部的玷污和磨损，减少电厂灰渣的处理量，还可回收部分硫资源。
２炉内脱硫在我国采用的燃烧过程中的脱硫技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。
2.1型煤固硫技术：将不同的原料经筛分后按一定比例配煤，粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。
固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等，其加入量视含硫量而定。
燃煤电厂脱硫脱硝工艺流程
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燃煤电厂烟气脱硫现状及其工艺探讨
燃煤电厂烟气脱硫现状及其工艺探讨燃煤电厂是我国主要的发电方式之一，煤炭的燃烧会产生大量的烟气排放，其中二氧化硫是主要的污染物之一。
为了保护环境和改善大气质量，燃煤电厂需要进行烟气脱硫处理。
本文将对燃煤电厂烟气脱硫现状及其工艺进行探讨。
一、烟气脱硫的必要性燃煤电厂排放的烟气中含有大量的二氧化硫，这些二氧化硫将直接排放到大气中，造成酸雨等环境问题，严重影响空气质量和生态环境。
为了减少烟气排放对环境的影响，燃煤电厂需要进行烟气脱硫处理。
烟气脱硫是指通过一系列的工艺方法，将燃煤电厂烟气中的二氧化硫去除，以达到环保排放的要求。
二、烟气脱硫的工艺方式1.石膏法脱硫石膏法脱硫是目前燃煤电厂中应用最广泛的一种脱硫工艺。
该工艺主要是利用石膏和氧化钙与二氧化硫反应生成石膏，达到脱硫的目的。
该工艺具有脱硫效率高、废水中的二氧化硫得到充分利用等优点。
但同时也存在石膏产生量大、处理难度大的缺点。
氨法脱硫是利用氨水作为脱硫剂，在脱硫塔中与二氧化硫进行反应生成硫酸铵。
氨法脱硫工艺具有脱硫效率高、废水排放量小等优点，但同时也存在着氨水的腐蚀问题、对设备产生腐蚀和氨气的安全隐患等缺点。
3.碱液法脱硫碱液法脱硫是利用碱液与二氧化硫进行化学反应来实现脱硫的工艺。
碱液法脱硫具有操作简便、成本较低等优点，但其脱硫效率相对较低，对设备的腐蚀性也较强。
三、烟气脱硫技术的研究进展随着环境保护意识的不断增强，烟气脱硫技术也在不断的改进和创新。
目前，燃煤电厂烟气脱硫技术主要集中在提高脱硫效率、减少废水排放、减少脱硫副产品的处理难度等方面进行研究。
1.脱硫剂的改进目前，针对石膏法脱硫工艺中石膏产生量大、处理难度大的问题，研究人员正在尝试引入新的脱硫剂。
利用新型吸附剂、氧化剂等来提高脱硫效率，减少副产品的产生。
2.设备的改进为了解决氨法脱硫工艺中氨水的腐蚀问题，研究人员正在研发更耐腐蚀的材料，以延长设备的使用寿命。
也在开发更安全的氨气输送和存储技术，以减少氨气的安全隐患。
SCR脱硫技术方案
SCR脱硫技术方案概述本文档旨在提供一种有效的SCR脱硫技术方案，以减少燃煤电厂排放的二氧化硫（SO2）对环境的影响。
SCR（Selective Catalytic Reduction）脱硫技术是一种利用催化剂将NOx和NH3还原生成氮气和水蒸气的技术，同时可以去除一部分SO2。
技术原理SCR脱硫技术基于以下原理进行：1. 燃煤电厂烟气中的NOx在高温下与NH3反应生成氮气和水蒸气；2. 氮气和水蒸气通过催化剂床层，其中催化剂可以是V2O5-WO3/TiO2等；3. 温度控制非常重要，催化剂的工作温度通常在250-400摄氏度之间；4. 技术中的关键是通过选用合适的催化剂和控制温度来最大限度地减少NOx和SO2的排放。
方案实施为了实施SCR脱硫技术方案，我们建议采取以下步骤：1. 系统设计：根据燃煤电厂的具体情况，设计和布置SCR系统，包括催化剂床层、催化剂喷射装置、氨水喷射装置等。
2. 选材催化剂：选择合适的催化剂材料，如V2O5-WO3/TiO2，以确保良好的SCR效果。
3. 温度控制：通过合理的温度控制来实现最佳的脱硫效果。
温度过低会导致催化剂活性下降，温度过高则会带来其它问题。
4. 氨水供应：确保氨水的稳定供应，以满足SCR过程中反应所需的氨气。
5. 系统监测：安装必要的传感器和监测设备，对SCR系统进行实时监测和调整，以确保其持续高效运行。
效果评估方案实施后，应进行效果评估，包括以下指标的监测和分析：1. NOx排放浓度：通过监测烟气中的NOx浓度变化，评估SCR脱硫技术对NOx的去除效果。
2. SO2排放浓度：监测烟气中的SO2浓度变化，评估SCR脱硫技术对SO2的去除效果。
3. 催化剂效果：定期检测催化剂床层的活性，以确保其正常工作并及时更换。
4. 投资和运行成本评估：对SCR系统的投资和运行成本进行评估，以确定方案的经济可行性和可持续性。
结论通过实施SCR脱硫技术方案，燃煤电厂可以有效降低二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）的排放浓度，减少对环境的影响。
燃煤电厂的脱硫与脱硝技术
燃煤电厂的脱硫与脱硝技术燃煤电厂作为我国主要的能源供应来源之一，但同时也是重要的污染源之一。
燃煤产生的氮氧化物和二氧化硫等有害气体严重影响了大气环境质量和人们的健康。
为了减少大气污染，燃煤电厂需要采用脱硫与脱硝技术来降低废气中的二氧化硫和氮氧化物排放。
本文将详细介绍脱硫与脱硝技术的原理和步骤。
一、脱硫技术脱硫技术主要用于减少废气中的二氧化硫排放。
最常用的脱硫方法是湿法石膏法，其步骤如下：1. 烟气脱硫工艺开始于烟气进入脱硫塔，在脱硫塔内，废气会通过与喷淋剂直接接触，而喷淋剂一般是一种含有氧化剂的硫酸溶液；2. 烟气中的二氧化硫与喷淋剂中的氧化剂发生反应，生成硫酸；3. 硫酸溶液中的二氧化硫与氧化剂继续反应，生成硫酸；4. 硫酸反应后会与喷淋剂发生反应，生成石膏，而石膏会在脱硫塔底部形成，并通过物理方式排出。
二、脱硝技术脱硝技术主要用于减少废气中的氮氧化物排放。
目前，常用的脱硝方法有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）。
1. SCR脱硝技术- 第一步是将氨气注入废气中，而氨气通过催化剂的作用可以将废气中的氮氧化物催化还原为氮和水；- 第二步是将废气与氨气在催化剂上进行混合反应，使氮氧化物被还原转化为氮和水。
2. SNCR脱硝技术- 这种技术不需要催化剂，通过在废气中喷射尿素溶液来实现脱硝；- 尿素溶液与废气混合反应，尿素中的氨气和废气中的氮氧化物发生反应，生成氮和水。
三、脱硫和脱硝技术的优势和挑战脱硫和脱硝技术在减少燃煤电厂排放的有害物质方面具有显著的优势。
它们可以将废气中的二氧化硫和氮氧化物转化为相对无害的物质。
同时，这些技术还可以减少酸雨和光化学烟雾等大气污染问题，并降低了温室气体的排放。
然而，脱硫和脱硝技术也面临一些挑战，如高成本和对设备运行要求严格。
此外，部分脱硫和脱硝技术还存在二氧化硫脱除效率低和氮氧化物抗氧化剂需求量大等问题。
总结：脱硫和脱硝技术在燃煤电厂的废气处理中发挥着重要作用。
燃煤电厂烟气脱硫技术漫谈
燃煤电厂烟气脱硫技术漫谈[摘要]：含硫气体作为燃煤电厂排放的尾气中的主要污染物，其对环境的影响及破坏是非常严重的，因此在将燃煤电厂的尾气排放到大气之前很有必要对其进行处理，从而消除或降低尾气中含硫气体的含量，让其达到某个安全值再进行排放。
鉴于煤是我国最主要的燃料，烟气脱硫技术在我国已经有了长足的发展。
本文将对烟气脱硫技术进行概述，然后进一步剖析海水脱硫过程。
[关键词]：燃煤电厂烟气脱硫一、烟气脱硫技术概述近年来，我国二氧化硫气体的污染越来越严重，这在很多城市都能得以体现，很多地区都会出现严重的雾霾天气，室外能见度很低，这种严重的空气污染现象和二氧化硫的排放有着密切关系。
二氧化硫如果未经处理直接排放到空气中很有可能形成酸雨，酸雨对于建筑、农作物还有人体的腐蚀和侵害是严重而直接的，因此，燃煤电厂做好二氧化硫的处理是很有必要的。
在所有的排放源中，燃煤电厂的二氧化硫排放量无疑是最大的，在我国，燃煤电厂越来越多，有的企业有良好的道德标准及环境意识，会按照相关规定对于相应气体进行处理，然而，仍然存在着大量企业社会责任感及环境意识都很低下，将燃煤尾气未达标就肆意排放到空气中，这种行为是应当明令禁止的。
世界范围内针对电厂燃煤尾气的处理主要有三个途径，一种是燃烧前脱硫，一种是燃烧中脱硫，还有一种是燃烧后脱硫，也就是常说的烟气脱硫，这种方式也是应用最普遍的，并且在技术上很成熟，成本也最低。
烟气脱硫的工艺技术也有很多种，最常用的则是湿法烟气脱硫中的海水烟气脱硫，这种方法技术成熟、工艺简单，并且系统运行可靠、脱硫效率也很高，同时，它还具备投资运行费用低的特点，因此十分受到亲睐。
海水脱硫法是利用海水中天然含有的大量可溶性盐，尤其是其中的氯化物和硫酸盐，同时，海水中溶有大量的弱酸阴离子，例如：hco3-、co32-、h2bo3-及h2po4-、sio4-等，这些离子的存在使得海水呈现出一定的“碱度”，海水的ph值通常在8.0-8.2之间，这是一个很好的吸收酸性气体的环境，因此，海水天然就具备吸收二氧化硫的性质，是非常好的尾气处理试剂。
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燃煤电厂脱硫技术
我国燃煤电厂排放的二氧化硫占全国二氧化硫总排放量约50%，预计2010年电厂二氧化硫排放量占总排放量的三分之二，因此我国的二氧化硫总量控制重点是燃煤电厂。
近年来，国内外燃煤电厂脱硫技术取得较大发展，把这些新技术介绍如下。
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。
1、燃烧前脱硫技术
以前燃烧前脱硫是采用物理、化学或生物方法将煤中硫脱除，工艺投资大、成本高，尚未积极推广应用。
近几年随科学技术发展，人们提出要从源头控制二氧化硫，主要方法是洗煤和集成
煤气联合循环技术（IGCC）。
1998年1月，国务院在"关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复"中提出禁止新建煤层含硫份大于3%的矿井，同时，对已建成的生产煤层含硫份大于3%的矿井，逐步实行限产或关停。
新建、改造含硫份大于1.5%的煤矿，应当配套建设相应规模的煤碳诜选设施。
这就是说高硫煤禁止开采，中硫矿必须诜选，这是从源头解决脱硫问题，可有效控制二氧化硫。
发达国家80%-90%的煤炭都经诜选，一方面脱掉煤中硫，另一方面提高资源利用，减少运输量。
我国一年生产的12亿吨煤炭中仅22%-25%经过诜选，为了控制二氧化硫，国家应全力支持煤矿建设诜煤厂，同时要促使用户用诜精煤代替原煤，减少燃煤电厂对周围环境的污染。
20世纪未开发的集成煤气联合循环技术，将煤气化，然后煤气燃烧推动燃气透平进行发电。
这种技术优点：热效率高，煤中硫可脱掉98%，二氧化碳可以回收，产生固渣很少，同时技术上成熟，可以大规模生产（装置可达30万kW规模），发电成本与常规粉煤蒸汽锅炉差不多。
只是投资贵一些。
因脱硫效果好是发展方向，美国的Wabasb Rcver和Tampa、荷兰的Demkolec、西班牙的Paertolfano等。
已建成4座大型IGCC电站，分别采用水煤浆加压气化和干粉进料加压
喷流床气化技术，装置规模在25-30kW。
我国浙江大学岑可清莱入提高的多联产煤综合利用系统是一个独创的热力循环系统，它将煤的气化炉和粉煤燃烧锅炉联合组成一套流化床循环系统，其锅炉燃烧效率可达88%，并用蒸汽透
平取代燃气透平，是一项煤清洁生产工艺。
2、燃烧中脱硫技术
燃烧中脱硫是指燃烧与脱硫同时进行。
它除了脱硫减少二氧化硫排放，还能提高热效率，降低燃料消耗，目前比较成熟有硫化床燃烧脱硫技术和炉内喷钙技术。
流化床燃烧脱硫技术分循环流化床燃烧技术（CFBC）和增压流化床燃烧技术（PFBC）。
CFBC
是将煤从吸附床加入燃烧室的床层，在常压下从炉底鼓风成流化燃烧，增压流化床原理与常压流化床类似，只是燃烧室内压力为8-15个大气压。
炉内喷钙技术工艺简单、费用低，脱硫率高。
这两项技术近几年在不断改进，正愈来愈受到重视。
日本，西欧和美国新建电厂在控制二氧化硫和氮氧化物污染物方面都选择上述技术。
我国流化床燃烧技术研究已取得较大进展，有待于国产
化成熟后推广应用。
中国科学院研究员朱雪芳发明一种"净化燃烧、一炉两用"新技术，在燃煤中添加适当比例的"AMC"掺烧剂，可在燃烧过程中将煤灰全部直接转化为优质水泥熟料，并将煤中的硫固结到水泥产品中。
这项技术曾在吉林热电厂完成连续运行72小时的工业化试验，并在河南省孟庄电厂建成一条示范生产线，完成了连续240小时的运行试验。
经专家们鉴定，一致认为这是一项领先世界的独创性成果，中科院已向美国、德国、加拿大、法国等25个国家和地区中请了发明专利，
国内也有100多家企业要求合作开发应用。
3、燃烧后脱硫技术
燃烧后脱硫技术是指对燃烧装置排出的烟气脱去二氧化硫的技术。
这类方法很多，国际上一些发达国家积极开展烟气脱硫新技术，该技术脱硫率高，运行可靠，便于工业化。
随着技术发展，脱硫装置的费用不断降低，工艺日益完善，占地减少，成为先进、高效、低价的脱硫技术。
据B &W 公司介绍，目前湿法脱硫装置的费用只有10年前的1/2-1/3，故烟气脱硫技术被广泛应用。
3.1湿法脱硫技术
一些发达国家对发电厂烟气脱硫大都用湿法脱硫技术，例日本、美国和德国烟气脱硫工艺中，90%以上用湿法脱硫技术。
湿法脱硫技术大部分用石灰-石膏法，占湿法脱硫技术36.7%。
其优点1、脱硫效率高；2、吸收剂利用率高；3、设备运转效率高。
新的一代湿式石灰-石膏法工艺有三大特点：1、采用控制氧化法，即采用强化氧化和抑制氧化两种手段来控制亚硫酸盐的氧化率，可大大减少堵塞，结垢和腐蚀等问题。
2、提高烟气流速，使烟气流速提高到5.5-6.0m/s，比常规烟囱流速加快约一倍，这样可增加脱硫过程的传质速率，使全套工艺的设备，能耗和占地都比原来减少。
3、开拓新型的喷淋设备，新设计的喷嘴其有低压降、高密度特性，由此可减少
喷雾层数，降低吸收塔的高度，减少成本。
目前正在进一步开发简化工艺系统新工艺，将烟气流速提高到10m/s。
并采用新型吸收塔体积小，占地少，更适合老机组改造。
这种新工艺系统称为简易式石灰石-石膏脱硫工艺，该系统工艺明显简化，脱硫效率可达80%，投资低，是现有电厂脱硫工艺的选择最佳方案。
我国黄岛电
厂和太原第一热电厂均采用新项技术。
3.2海水烟气脱硫技术
建在海边的发电厂在处理烟气中二氧化硫过程中常采用海水烟气脱硫技术。
此技术用海水作为吸收剂，由于海水的碱度能吸收二氧化硫，海水的碱度越高，吸收二氧化硫量就越多。
吸收二氧化硫后海水经空气曝气处理，吸收液呈一定酸性，用pH8的海水中和后可直排入海中，对海域生态环境不造成二次污染。
该工艺脱硫率高，易于操作，脱硫费用低，有实用性。
挪威、英国、日本、澳大利亚等国都建有海水法烟气脱硫的工业装置。
我国华东理工大学和华东电力集团公司开展海水烟气脱硫技术研究和实验室试验，并在舟山电厂进行小试，效果很好，
二氧化硫脱除率达80%。
1993年7月通过专家鉴定，但尚未见产业化。
深圳西部电力公司选用ABB公司此类工艺技
术建立一套海水脱硫装置。
3.3电子束烟气脱硫技术
电子束烟气脱硫技术是利用电子加速器产生的电子束幅照烟气，在有氨存在条件下，将烟气中二氧化硫和氮氧化物转化为硫氨、硝氨，脱除率分别为90%和80%以上。
此项工艺流程简单，运行可靠，操作方便，无堵塞、腐蚀和泄漏等问题。
它是一种不产生二次污染的新脱硫技术。
这项技术最早由日本荏原（EBARA）公司开发成功，后来日本与美国、波兰、德国有关部门对工艺进行广泛研究分别进行了中试建立工业示范厂，使一些关键技术不断突破，从而使电子束烟气脱硫技术趋于结构简化，造价便宜、单台功率更大。
荏原公司在上海科技节环保专题报告会上也曾
作交流发言。
烟气脱硫技术还有喷雾干燥烟气脱硫技术，国外已有很多应用实例。
它属于半干法脱硫技术，
技术成熟、投资低于湿法工艺。