锅炉烟气二氧化硫污染及控制技术

第一篇：锅炉烟气二氧化硫污染及控制技术

锅炉烟气二氧化硫污染及控制技术

学 生：

栾义林 指导教师：

陈莲芳 专业名称： 电厂热能动力装置 所在学院：山东大学能源与动力工程学院

目录

1前言

1.1氧化硫的污染现状 1.2二氧化硫的特征和危害

2.氧化硫的产生

2.1煤在燃烧过程中S02的生成

3.主要脱硫工艺

3.1燃烧前脱硫

3.1.1原煤洗选

3.1.2其他正在试验中的原煤脱硫技术 3.2燃烧中脱硫 3.2.1藏化床燃烧技术 3.2.2炉内喷钙

3.2.3型煤固硫燃烧技术

4.烧后脱硫

4.1湿法

4.1.1石灰石

4.1.2 吸收剂再生脱硫工艺

4.2半干法

4.2.1喷雾干燥脱硫法 4.2.2电子束法

4.3干法

4.3.1活性碳吸附法 4.3.2煤灰法

4.4肥料制备系统

4.5烟气循环流化床脱硫工艺

5.际上燃煤脱硫技术发展与应用概况

5.1国际上脱硫技术应用情况

5.2应用情况分析

5.2.1脱硫剂

5.2.2脱硫工艺的应用情况 5.2.3投资与成本

5.2.4新、老电厂烟气脱硫装置应用情况

5.2.5使用烟气脱硫装置较多的国家

6.国内二氧化硫控制技术应用概况

6.1引进的技术

6.1.1湿式石灰石·石膏法

6.2简易石灰一石膏法 6.3半干法

6.4干式洗涤系统(EDSS)7.国内开发技术的应用情况

7.1喷雾干爆法

7.1.1旋转喷雾干燥法 7.1.2加压喷雾脱硫

7.2磷按复合肥法 7.3炉内喷钙法 7.4湿式除尘脱硫 7.5煤的催化燃烧 7.6型煤

7.7循环流化床锅炉

8.硫技术应用中需注意的几个问题 8.1脱硫效率 8.2脱硫费用 8.3脱硫剂 8.4副产物 8.5二次污染 8.6技术的多用性 8.7技术的成熟程度

摘要：现在我国的能源以燃煤为主,燃烧过程中产生了严重污染.，本文分析了锅炉烟气污染的产生、危害，出了控制燃煤二氧化硫污染的途径，合国内外的技术成果进行各种脱硫技术的研究，以及国内外脱硫技术的发展的概况； 关键词：燃烧；SO2 ；危害；脱硫技术；研究方法；发展概况

1前言

1.1氧化硫的污染现状

随着经济的快速发展，煤炭消费不断增长，燃煤产生的 二氧化硫的量也在随之不断地增加。我国已数年二氧化硫 的排放量超过2000万吨，根据1998年中国环境状况公报： “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，酸雨问题依然十分严重。

有关研究表明，我国每排放一吨二氧化硫造成的直接 经济损失约2万元，这就意味着去年我国因二氧化硫排放 造成经济损失达5098亿元。环境中大部分的二氧化硫都 来自于人工的排放，其主要的污染源大致分为3类：(1)含 硫矿物燃料的燃烧，约占7O 一80 ；(2)含硫矿物开采和 有色金属的冶炼，约占lO％ ；(3)还有一部分来自化学工业 的生产过程，约占1O，例如石油精炼、硫酸、亚硫酸盐、硫

化橡胶、漂白纸浆等含硫化合物制造工业。二氧化硫的唯一天然来源是火山喷发，自然界产生的S02只占总量中很少的一部分，图1-1是我国二氧化硫排放量。

1.2二氧化硫的特征和危害

S02是目前大气污染物中含量较大、影响面较广的一种气态污染物。大气中SO的来源

2很广，几乎所有的工业企业都可能产生。它主要来自化石燃料（煤炭、石油和天然气）的燃烧过程'以及硫化物矿石的焙烧、冶炼等过程，火力发电厂、有色金属冶炼厂、硫酸厂、炼油厂以及燃煤燃油的工业锅炉、炉窑等都排放SO2烟气。在排放S02的各种过程中，约90%来自燃料燃烧过程，其中火电厂排放量最大。S02为无色、有强烈刺激气味气体，对人体呼吸器官有很强的毒害作用，还可通过皮肤经毛孔侵入人体或通过食物和饮水经消化道进入人体而造成危害。空气中SO2的浓度只有1×10-6时，人就会感到胸部有一种被压迫的不适感；当浓度达到8×10-6时，人就会感到呼吸困难；当浓度达到10×10-6“时，咽喉纤毛就会排出黏液。

人体主要经呼吸道吸收大气中的S02，引起不同程度的呼吸道及眼黏膜的刺激症状。急性中毒者表现出眼结膜和呼吸道黏膜强烈刺激症状，如流泪，畏光，鼻、咽、喉烧灼感及疼痛，咳嗽，胸闷，胸骨后疼痛，心悸，气短，恶心，呕吐等。长期接触低浓度S02可引起慢性损害，以慢性鼻炎、咽炎、气管炎、支气管炎、肺气肿、肺间质纤维化

等病理改变为常见。轻度中毒者可有眼灼痛、畏光、流泪、流涕、咳嗽，常为阵发性干咳，鼻、咽、喉部有烧灼样痛，声音嘶哑，甚至有呼吸短促、胸痛、胸闷。有时还出现消化道症状如恶心、呕吐、上腹痛和消化不良，以及全身症状如头痛、头昏、失眠、全身无力等。严重中毒很少见，可于数小时内发生肺水肿，出现呼吸困难和紫绀，咳粉红色泡沫样痰。较高浓度的SO2：可使肺泡上皮脱落、破裂，引起自发性气胸，导致纵隔气肿。SO2的危害在于它常常跟大气中的飘尘结合在一起被吸入，飘尘气溶胶微粒可把SO2带到肺部使毒性增加3～4倍，对人体造成危害。

如果S02遇到水蒸气，形成硫酸雾，就可以长期滞留在大气中，毒性比S02大10倍左右。一般情况下，S02浓度达到8×10-6时，人开始难受；而硫酸酸雾浓度还不到8×10-5时，人已经开始不能接受。“八大公害事件”中的伦敦烟雾事件就是硫酸烟雾引起的呼吸道疾病，导致了5天之内4000人死亡，后来又连续发生了3次。而我国重庆市是S02：污染严重地区，肺癌死亡率逐年上升；长沙市个别街区的肺癌死亡率居高不下也与S02污染有关。

S02会给植物带来严重的危害，它的允许浓度只有0.15×10-6，超过这个浓度就会使植物的叶绿体遭到破坏，组织坏死。S02对植物的危害多发生在生理功能旺盛的成熟叶上，而刚吐露出来的未成熟的幼叶和生理活动衰老的叶不受危害。此外，不同种类的植物对S02的抗性量不同，某些常绿植物、豆科植物和黑麦植物特别容易遭受损害。

2.氧化硫的产生

锅炉燃烧需要燃烧所需的空气、一定的温度、燃料和空气充分混合与良好接触。在燃烧过程中，当煤块受热后温度达100℃时，煤中水分就逐渐被烘干。当煤块温度继续升温时，在煤块尚未与空气作用的条件下，煤块开始干馏出碳氧化合物及少量的氢和一氧化碳，这些气体的混合物叫挥发物(着火点250～700℃)。当温度不断升高，挥发物逸出的量不断增多，煤粒周围的挥发物在一定的温度条件下，遇到空气中的氧就开始着火燃烧，在煤粒外层形成黄色明亮的火焰。煤中的挥发物全部逸出后，所剩下的固态物质就是焦炭。当煤块周围的挥发物燃烧时，放出大量的热将焦炭加热到红热状态，为焦炭的燃烧创造了条件。焦炭是煤的主要可燃物，它的燃烧是固体与气体间进行的化学反应，它比挥发物难燃烧，如何创造焦炭燃尽的条件，关系到煤块燃烧温度。综上所述，固体燃料的燃烧都包括加热干燥、干馏析出挥发物，形成焦炭燃烧和燃尽形成灰渣等4个阶段。

2.1煤在燃烧过程中S02的生成

煤中的硫分包括无机硫和有机硫。在高硫分煤中，无机硫主要以硫铁矿的形式存在。有机硫、游离状态的硫和硫铁矿中的无机硫皆为可燃性硫。硫燃烧生成SO2、SO2被H2O吸收生成H2SO3，H2SO3与水中的钠离子反应生成Na2SO3，再与石灰水反应还原钠碱和CaSO3，可氧化成CaSO4。硫酸盐中的硫难于分解出来(如CaSO4)，为不可燃烧硫，进入灰分中。但在高温下有些金属的硫酸盐是可以分解的。煤在燃烧过程中产生的SO2在锅炉和烟道内要发生一系列复杂的物理变化和化学反应：SO2的氧化反应主要是在金属氧化物、金属盐类和其它粉尘的接触催化作用下转化为SO3进而转化为H2SO4或硫酸盐。在硫的转化过程中，湿度对SO2的转化率有重要的影响。相对湿度低于40％转化速度缓慢相对湿度高于70％，转化速度明显提高。.主要脱硫工艺

3.1燃烧前脱硫

3.1.1原煤洗选

原煤洗选可降低灰分和硫分，减少烟尘和二氧化硫的排放，并提高燃烧效率，也就降低了无效运输。发达国家原煤人洗率在6O 以上。

3.1.2其他正在试验中的原煤脱硫技术

试验中的原煤脱硫技术有：高硫煤强磁分离技术 微波法煤炭脱硫技术、细菌法脱硫技术。

3.2燃烧中脱硫

3.2.1藏化床燃烧技术

流化床燃烧技术(FBC)因其煤种适应性广、氮氧化物排放量少、可在炉内脱硫以及在工业锅炉上的成功应用而受到重视，现正向大型化发展。目前流化床燃烧技术有四种基本类型：(1)具有固态物再循环的沸腾床(BB]；(2)内部循环的流化床；(3)循环流化床(CFB)；(4)不同流态化的组合系统。其中BB和CFB锅炉已进实用阶段。采用CFB型4年前世界上最大的发电机组为100MW，目前正在运行的最大机组为150MW，在建设中的最大机组为165MW。流化床炉渣可制成建筑材料。

3.2.2炉内喷钙

该技术将石灰石粉(或白云石、石灰)喷人炉内适当的温度区，使烟气与之有良好的接触和适宜的停留时间，以取得较高的脱硫效率。一般钙硫比为2时炉内脱硫效率约40蟛，如在烟道增湿活化，总脱硫率可达70 以上。该技术特点是设备占地较少，适用于中低硫煤。NELCO公司在波兰32t／h锅炉上应用喷石灰浆工艺，炉内脱硫率4o，加湿后总脱硫率8o，喷人尿素还可脱硝40％。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。

3.2.3型煤固硫燃烧技术

该技术可分为三种：催化剂固硫(催化剂、固硫剂)、无催化剂固琉(固琉剂富集、多孔化)、综合固硫(型煤固硫加烟气脱硫)。型煤固硫效率一般在50％，并可节煤和减少烟尘排放。

4.烧后脱硫 烟气脱硫

4.1湿法

湿法脱硫是利用各种碱性溶液(脱硫剂)洗涤含硫烟气，在此情况下排放的烟气将被加湿降温到饱和温度以下。

使用的脱硫剂有：石灰、石灰石、氢氧化钠、氢氧化镁、氨等。

使用的脱硫塔按气液接触方式分为：文丘里式、喷射式、多孔板式、填料塔式、喷气沸腾

式等。

4.1.1石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。该技术特点为脱硫效率高，吸收剂利用率高，设备运转率高。图4-1是石灰石、石膏法脱硫系统

图4-1

4.1.2 吸收剂再生脱硫工艺

A)镁法该法脱硫剂费用较高，但设备造价较低，脱硫效率可达9O％以上。

B)gt碱法以氢氧化钠为脱硫剂，反应后生成亚硫酸钠，用石灰(或石灰石)再生。由于脱硫剂是氢氧化钠，生成物是亚硫酸钠，所以系统不会结垢，脱硫效率可达9O％ 以上。c)海水脱硫利用海水中的镁、钠等碱性离子脱硫，脱硫后的废液排回大海，脱硫费用较低，但旯适用于海边的火电厂。

D)其它湿法脱硫除上述方法外，还有：稀硫酸一石膏法、苏打一芒硝法、氨一硫铵法、铝一石膏法等。

4.2半干法

半干法介于湿法和干法之间，半干法的特点是：虽然对烟气加湿冷却，但是在饱和温

度以上进行脱硫。

半干法工艺是利用含有石灰(氧化钙)的干燥剂或干燥的消石灰(氢氧化钙)吸收二氧化硫的，这两种吸收剂都可使用，也可以使用含适当碱性的飞灰。

4.2.1喷雾干燥脱硫法

A)旋转喷雾干燥法 用旋转喷雾器向脱硫塔内喷人石灰浆脱硫，效率在80％左右。多用于燃烧中、低硫煤的电厂。

B)加压喷雾干燥法加压向脱硫塔或烟道内喷人石灰浆或其它碱液脱硫，装置较旋转喷雾法简单，一般用于中、小锅炉。图4-1干燥脱硫工艺的示意图

图4-1旋转喷雾干燥法工艺示意图

4.2.2电子束法

应用高能电子束的光化学反应效应，使烟气在辐射反应器中被分解，生成大量富有反应活性的游离基(氢氧基、氧原于等)，促使烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫铵和硝铵复合肥料。日本已进行了200Nm ／h中试，脱硫效率在9o％以上，脱硝效率在80％ 以上。

4.3干法

干法的特点是不加湿，故无废水排放，烟气温度也不降低

4.3.1活性碳吸附法

用活性碳吸附烟气中的二氧化硫，再脱附分离出二氧化硫，制成硫酸、硫磺等副产物。我国“七五”攻关项目“磷铵复合肥法”第一级脱硫就是活性碳吸附法，脱硫效率在6O％ ～90 ％。

4.3.2煤灰法

利用煤灰、熟石灰、石膏为脱硫剂，直接加人烟道或反应器中，脱硫效率较低。

4.4肥料制备系统

在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。

4.5烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。

典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。

图4-3烟气循环流化床脱硫工艺

5.国际上燃煤脱硫技术发展与应用概况

5.1 各国燃煤电厂烟气脱硫装置的类型和数量到I 991年底，有美国、日本、德国、奥地利、瑞典、丹麦、法国、芬兰、意大利、加拿大、荷兰、中国、土尔其、印度等14个国家燃煤电厂应用了烟气脱硫设备，另有7个国家划应用。参与统计的脱硫装置共581套，总装机容量149 457MW，平均装机容257MW／套。具体情况见表1。

5.2应用情况分析

5.2.1脱硫剂

现有锅炉多数用钙基脱硫剂(占84)，少数用钠基脱硫剂(占11)，其余5 %使用其它脱硫剂。

5.2.2脱硫工艺的应用情况

湿式脱硫工艺应用最多，占装机容量的83.0 %，喷雾干燥法次之，占10．3%。

5.2.3投资与成本

湿法与干法比较，基建投资较多，但是运行成本较低。据美国EPRI对I 5种烟气脱硫(FGD)工艺的技术经济评估结果(按1990年价格计算)，湿法烟气脱硫：基建投资平均为l 150／MW，运行成本平均为$400／t=氧化碳干法烟气脱硫：基建投资平均为$IO0／MW，运行成本平均为$600／t=氧化碳。

5.2.4新、老电厂烟气脱硫装置应用情况(见表2)

5.2.5使用烟气脱硫装置较多的国家

烟气脱硫装置最多的是美国(273套，81 569MW)，其次是德国(194套，41 788MW)，日本(45套，13 379MW)，瑞典(1 3套，1 006MW)，奥地利(1 3套，2og0MW)等

6.国内二氧化硫控制技术应用概况

6.1引进的技术

6.1.1湿式石灰石·石膏法

重庆珞璜电厂2X 360MW 机组引进日本三菱重工技术与设备，分别于1991年l1月和1993年5月运转

6.2简易石灰一石膏法

(1)潍坊化工厂引进日本三菱重工技术，1 985年制造安装，1 986年试车。

(2)重庆长寿化工厂引进日本千代田化工建设株式会社喷气沸腾式简易脱硫装置，1 995年7月开始运行。

(3)太原热电厂l2号机组(300MW)引进日本日立高速平流湿式脱硫技术，1 994年安装，1 995～1996年试车。

(4)南宁化工厂(35t／h锅炉)引进日本川崎重工简易石灰石／石灰一石膏法脱硫工艺，1995～1 996年试车验收。

6.3半干法

黄岛电厂4号机组引进日本三菱重工旋转喷雾干燥法脱硫工艺，1994年制造安装，1995年试车。

6.4干式洗涤系统(EDSS)德州电V(65t／h锅炉)正在引进美国阿兰科公司EDSS技术建设示范工程，1 995年试车。各种方法的处理参数见表3。

7.国内开发技术的应用情况

7.1喷雾干爆法

7.1.1旋转喷雾干燥法

西南电力设计院等单位承担该项技术“七五”攻关，在自马电厂建成7万Nm3／h中试装置，在1991年1月完成额定2 000小时运行。

燃煤含硫量；3．5％，钙硫比为1．4，系统脱硫率大于80％。

7.1.2加压喷雾脱硫

该法脱硫效率可达8O％，已应用于2t／h以上的锅炉。

7.2磷按复合肥法

四川省环科所、西安热工所等单位将该项技术列为“七五”攻关课题，在豆坝电厂建成了5 000Nm3h中试装置，至1990年底完成2 000小时运行。烟气二氧化硫浓度：5．72～8．58mg／m ；系统脱硫效率：90％ 以上；磷矿萃取率大于90％ ；获得磷铵复合肥料(有效肥分大于35)数十吨。

7.3炉内喷钙法

“七五”攻关对该技术进行了小试，钙硫比小于3，脱硫效率70 以上，有待开发。

7.4湿式除尘脱硫

湿式除尘是传统的除尘技术，“七五”期间对其脱硫功能进行了研究，在加人碱性物质时脱硫效率可达50％ 以上。由于其设备简单、操作方便、投资和运行费用较低，并可同时除尘、脱硫目前在国内发展较快，主要工艺有：(1)双碱法

杭州等地应用旋流板塔双碱法除尘脱硫，二氧化硫去除率可达8O ％以上(2)冲旋式除尘脱硫

特点是不排水，无二次污染，设备简单，占地面积少，投资和运行费用较少。但由于间断加入脱硫荆，脱硫效率不稳定 在1～35 t／h锅炉上有应用。(3)带文丘里管的脱硫除尘塔

利用锅炉冲渣水，脱硫效率约50％(中、低硫煤)，已用在2～10t／h锅炉。

(4)筛网式除尘脱硫

利用喷雾、冲击和筛网进行除尘脱硫，脱硫效率约6o％，已应用于35 t／h以下锅炉。

7.5煤的催化燃烧

近年来国内已开发应用了多种燃煤添加剂，可促进煤的充分燃烧，并可固硫、消烟和降尘，可节煤近10 ％，减少二氧化硫排放2O％ 以上，减少烟尘排放30％。

7.6型煤

工业型煤一般适用于6 t／h以下的层燃锅炉和部分工业炉窑，固硫率约50％。

7.7循环流化床锅炉

可燃用高灰分、低热值的劣质煤，减少氮氧化物排放，节煤lo％。如掭加钙基脱硫剂，脱硫效率可达8O％。目前已有国内研制的75 t／h以下的循环流化床锅炉运行，但在使用中都没有加脱硫剂。

8.硫技术应用中需注意的几个问题

8.1脱硫效率

脱硫效率高低的选择与环境要求和经济承受能力有关 在实际应用中，如果对二氧化硫排放要求不很严格，可选用脱硫效率略低但很便宜的技术。如一种技术同时兼有多种污染物去除功能或可节能，即使脱硫效率较低，也不失为一种实用技术。

8.2脱硫费用

选择技术工艺首先要考虑的是脱硫费用，包括基建投资和运行费用两个部分。

8.3脱硫剂

首先应考虑脱硫剂的来源是否充足，其次考虑价格、可重复利用性、利用率、消耗量及是否会结垢等。

8.4副产物

抛弃副产物时所用工艺的投资、设备和占地较少，但容易带来二次污染和资源的浪费 而回收副产物所用工艺的投资、设备和占地较多，技术要求也高，但是可以降低运行成本，达到一定规模后还可盈利，并能减少二次污染与资源的损失。

8.5二次污染

脱硫副产物对环境的污染程度及无害化处理或综台利用的难易程度，也是选择脱硫技术的重要因素。

8.6技术的多用性

一种技术如兼有脱硫、脱硝、除尘、节能、综合利用等多种功能，就提高了它的利用价值，同时也降低了每种功能的费用。

8.7技术的成熟程度

一种脱硫技术只有完成了由实验室到工业化应用的转化，成为一种成熟的实用技术，才具有商业价值 脱硫技术的成熟程度表现在脱硫效率、设备投资、运行成本、处理规模、设备耐用性、与其它设备的配套性、操作的难易程度等诸因素，其中经济上是否可行是脱硫技术能否实用化的关键。结论

第二篇：论锅炉烟气SO2污染及控制技术论文

论文关键词:烟气;SO2;控制

论文摘要:我国的能源以燃煤为主,燃烧过程中产生严重污染。本文分析了锅炉烟气SO2污染的产生;提出了控制燃煤SO2污染的三种途径;讨论了烟气脱硫技术。

我国的能源以燃煤为主。占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧,燃烧过程中产生严重污染,如烟气中的CO2产生温室效应,SOX导致形成酸雨,NOX引起酸雨、破坏臭氧层以及产生化学烟雾。1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》,并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区,各地对SO2的排放控制越来越严格,并且开始实行SO2排放收费制度。随着人们环境意识的逐渐增强,减少污染源,净化大气,保护人类生存环境的问题,正在被亿万人们所关心和重视。寻求解决这一污染源的措施,已成为当代科技研究的重要课题之一。因此,治理锅炉烟气具有十分重要的意义。

1锅炉烟气的污染

1.1锅炉内煤的燃烧过程

在煤的燃烧过程中,当煤块受热后温度达100℃,煤中水分就逐渐被烘干。当煤块温度继续升温时,在煤尚未与空气作用的条件下,煤开始干熘出碳氧化合物及少量的氢和一氧化碳,这些气体的混合物叫挥发物(着火250～700℃)。当温度不断升高,挥发物逸出的量不断增多,煤粒周围的挥发物在一定的温度条件下,遇到空气中的氧就开始着火燃烧,在煤粒外层形成黄色明亮的火焰。煤中的挥发物全部逸出后,所剩下的固态物质就是焦炭。当煤块周围的挥发物燃烧时,放出大量的热将焦炭加热到红热状态,为焦炭的燃烧创造了条件。焦炭是煤的主要可燃物,它的燃烧是固体与气体间进行的化学反应,它比挥发物难燃烧,如何创造焦炭燃烬的条件,关系到煤块燃烧程度。综上所述,固体燃料的燃烧都包括加热干燥、干熘析出挥发物,形成焦炭燃烧和燃烬形成灰渣等4个阶段。

1.2煤在燃烧过程中SO2的生成煤中的全硫分包括无机硫和有机硫。在高硫分煤中,硫主要以硫铁矿的形式存在。有机硫、游离状态的硫和硫铁矿中的硫皆为可燃性硫。硫燃烧生成SO2、SO3和H2O生成H2SO3。硫酸盐中的硫难于分解出来,为不可燃烧硫,进入灰分中。但在高温下有些金属的硫酸盐是可以分解的。煤在燃烧过程中产生的SO2在锅炉和烟道内要发生一系列复杂的物理变化和化学反应:SO2的氧化反应主要是在金属氧化物、金属盐类和其它粉尘的接触催化作用下转化为SO3进而转化为H2SO4或硫酸盐。在硫的转化过程中,湿度对SO2的转化率有重要的影响。相对湿度低于40%转化速度缓慢,相对湿度高于70%,转化速度明显提高。

2、燃煤锅炉烟气脱硫技术及控制

烟气脱硫方法可分为抛弃法和回收法两大类。抛弃法是将吸收剂与SO2结合,形成废渣,其中包括烟灰、CaSO4、CaSO3和部分水,没有再生步骤、废渣抛弃或作填充处理,其最大问题是污染问题未得到彻底解诀,只是将空气污染变成固体污染;回收法是将吸收剂吸附SO2,然后再生或循环使用,烟气中的SO2被回收,转化成可出售的副产品如硫磺、硫酸或浓SO2气体,回收效果较好,但成本较高、一般按使用的吸收剂或吸收剂的形态和处理过程的不同,将回收法分为干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫三类。

2.1干法脱硫干法烟气脱硫是用固体吸收剂(或吸附剂)吸收(或吸附)烟气中SOX的方法,具有系统简单、占地小、同时具有脱氮功能等优点,缺点是钙利用率低,脱硫剂再生、更换费用高。一般钙硫比为2时,脱硫效率可以达到70%,干法脱硫又有活性炭法、活性氧化锰法、接触氧化法和还原法之分。如活性炭法就是利用活性炭的活性和较大的比表面积使烟气中的SO2在活性炭表面上与水蒸汽反应生成硫酸的方法。

2.2半干法烟气脱硫半干法烟气脱硫介于湿法和干法之间,脱硫剂以溶液的形式被喷入烟气中,SOX与脱硫剂发生反应的同时,溶液的水分全部蒸发。一般钙硫比为1.6时,脱硫效率可以达到80%。半干法烟气脱硫要求的控制水平较高,以使喷水量能全部蒸发。

2.3湿法烟气脱硫湿法烟气脱硫是用水或钙盐溶液作吸收剂吸收烟气SOX的方法,一般钙硫比为1时,脱硫效率可以达到90%,缺点是须建立水循环系统,防腐、烟气脱水问题突出。湿法中由于所使用的吸收剂不同,湿法脱硫又有石灰石-石膏法、钠法、氧化镁法、氨和催化氧化法之分。如氨法就是用氨(NH3?H2O)为吸收剂吸收烟气中的SO2,其湿灰(中间产物)为亚硫酸铵(NH4)2SO3和亚硫酸氢铵NH4HSO3。采用不同方法处理湿灰,还可回收亚硫酸铵(NH4)2SO3、石膏CaSO4?2H2O和单体硫S等副产物。由于回收系统工艺复杂、投资高等因素80%湿灰采用经济的抛弃法。

3结论

3.1目前我国燃煤锅炉众多,锅炉烟气脱硫治理难度大、存在问题多及造成污染严重,成为我国当今令人关注的热点之一。

3.2实现烟气脱硫低成本的“经济化”目标是烟气脱硫技术发展的大趋势。

参考文献

[1]刘志全1关于燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策的探讨[J]，环境保护,2001,(2):8-101

[2]安恩科1湿法脱硫问题的探讨[J]1环境工程,2001,19(2):25-261

[3]李占双1北方锅炉烟气除尘脱硫问题初探[J]1应用科技,2001(10):42-4311

[4]张佑全1中小型工业锅炉烟气脱硫技术述评1工业锅炉,2000,(3)

第三篇：锅炉烟气处理

锅炉烟尘处理

一种锅炉烟尘处理器，它是由减压罩、雾状捕捉室和密封箱体组成的，减压罩设有烟尘入口和入孔；雾状捕捉室设有高压水管、分水管和喷水孔等装置，在密封箱体中设有许多小管子，通过水与烟尘的充分接触，达到除下粉尘和清除烟尘中的二氧化硫、氮氧化物的目的。本发明结构简单、制造容易、成本低，占地少，效率高，使用寿命长。

一种锅炉烟尘处理器，其特征在于它是由减压罩

2、雾状捕捉室4和密封箱体9组成：（1）减压罩2呈伞状，位于烟尘处理器的顶端，其顶部设烟尘入口1，下设入孔3；（2）雾状捕捉室4位于减压罩2之下，高压水管5设于雾状捕捉室4一侧，与其相对应的另一侧有清洗主管11，高压水管5的分管横贯雾状捕捉室4中，分管上有许多喷水孔；（3）密封箱体9与雾状捕捉室4连通，密封箱体9的顶部设多孔平板11，其每孔都与一小管6连接，小管6为垂直状，下口与密封箱底有一段距离；（4）密封箱体9的气体从排气口8排出，而底部的水则通过溢水管10排出。

摘要：介绍了一种新型喷淋泡沫脱硫除尘塔在锅炉烟气处理中应用。根据离心、喷雾、泡沫相结合的多级净化原理，经旋风喷雾、二级喷淋泡沫板洗涤，脱硫效率为91.4%，除尘效率为98.7%。喷淋泡沫塔具有除尘脱硫一体化、设备占地面积小、节省投资等特点，适用于大中型工业锅炉烟气脱硫除尘。关键词：喷淋泡沫塔 脱硫 除尘 1 前言

在我国的一次能源消耗结构中，燃煤占总能源消耗的70%以上，而由燃煤产生的SO2约占到全国SO2总排放量的90%。因此，对燃煤锅炉烟气进行脱硫、控制SO2的排放是我国经济和社会发展的迫切要求。北京某热力厂拟为1台35t/h燃煤锅炉的烟气进行治理，拆除现有φ2500mm文丘里麻石水膜除尘器，选用净化效率稳定、运行可靠、投资适合北京市市情的新型高效喷淋泡沫脱硫除尘塔。根据脱硫除尘系统需要，配置相应的高效脱水设备、水循环系统、加药系统、曝气系统和自动控制系统。2 治理方案 2.1 设计参数

根据该厂提供的测试报告和资料确定主要设计参数为：烟气量 ≤63000m3/h，空气预热器出口烟气温度≤180℃，空气预热器出口含尘浓度≤2500mg/m3，燃煤含硫量≤0.8%，除尘器前系统阻力≤1.0kPa，脱硫效率≥90%，除尘效率≥98.2%。2.2 治理工艺

本工艺包括烟气系统、水循环系统、加药系统、曝气系统和自动控制系统，工艺流程见图1 图1 烟气脱硫除尘工艺流程 2.2.1 烟气系统

本工艺将锅炉烟气引入空气换热器降温到180℃以下，再通过管道切向进入喷淋泡沫塔，烟气在塔内经洗涤液喷淋后由烟道进入高效脱水器，带气雾的烟气经脱水后进入引风机，由

烟道进入烟囱排放。引风机选用GDGYNo13–左 90°–132kW–60℃防腐引风机。流量为75000m3/h，全压为3.6kPa。2.2.2 水循环系统

由循环水泵将含有脱硫剂（MgO粉）的循环水从水池送往喷淋泡沫塔，同塔中的烟气反应后由溢流槽排出，经灰水沟排入水池（容积为2400m3）。本系统总循环水量为252t/h。选用2台（其中1台备用）150UHB–ZK–250–35（75kW）耐磨防腐水泵作为循环水泵。2.2.3 加药系统

进入水池中的循环水通过pH值自动测量仪检测pH值。当pH＜6.5时，自动打开Mg（OH）2乳液管路上的电动调节阀，注入Mg（OH）2乳液；调整到出塔循环水pH=6.5时自动关闭电动调节阀，经过pH仪调节循环水清水池中水的pH值为9～11。MgO粉加到消化槽内，加水搅拌几分钟成乳状液后，靠重力自流到Mg（OH）2乳液贮槽。贮槽中的乳液通过重力自流到沉淀池，供脱硫使用。MgO粉的投加量为66.8kg/h。2.2.4 曝气系统

为使沉淀池中的MgSO3氧化成溶解于水的MgSO4，需在沉淀池中进行曝气，这样既可大大减少循环水中的悬浮物，也可防止循环水系统及脱硫塔内结垢堵塞，同时还可减少脱硫渣的生成量。曝气压缩空气气源由罗茨鼓风机直接提供，由曝气管路送到沉淀池。压缩空气从曝气管路中以小气泡通过循环水，从水面逸出。氧气的消耗量为4.6m3/min。2.2.5 自动控制系统

本系统中引风机采用变频控制，控制盘位于锅炉控制间。水泵亦采用变频控制。pH值自动控制仪根据采样的数据以4～20mA的信号控制加药电动阀门。2.3 工作原理

喷淋泡沫塔采用切向进风，使气流旋转上升。在烟气入口上方布置1层或2层螺旋喷嘴组合层，喷嘴层上方为多孔泡沫塔板层，塔板上设喷淋布水器。整个塔分成上、下2个塔体，或上、中、下3个塔体（当用2层塔板时），下塔体下部为循环水槽及液封排水槽。

锅炉排放的烟气，切向进入喷淋泡沫塔旋流段，较大粒径的烟尘受离心力的作用产生附壁效应与塔板布下的水幕汇合，流到塔底排出。烟气继续在塔体内上升，先经2层雾化喷嘴洗涤、吸收而脱除部分细颗粒烟尘和SO2，烟气上升再经2层泡沫塔板，布满吸收液的多孔板鼓泡形成有巨大液膜表面积的泡沫层，同时塔板上具有极大液膜表面积的气雾，烟尘在此阶段亦发生扩散作用，从而进一步去除细颗粒烟尘和脱掉SO2，最终达到高的除尘脱硫效率。

洗涤及吸收都是依赖气液两相液膜界面进行的，液膜面积越大，除尘脱硫效率越高。净化烟气中的气雾，在上塔体中缓慢上升，经塔体与脱水器之间的连接管，进入高效复档型脱水器，脱水后经烟道进入引风机至烟囱达标排放。碱性循环水在塔内吸收SO2后，pH值迅速降低，排入循环沉淀池与锅炉碱性排污水汇合，通过加药装置，将200目以上的MgO粉制成Mg（OH）2乳液，通过pH自动控制仪控制加药的电动阀门，调整水池内的pH值，使出塔洗涤液的pH值为6.5左右。进入水池内的循环水经鼓风曝气，使脱硫产物最终氧化成溶于水的MgSO4。其化学反应方程式为：

为防止水池内硫酸盐过饱和，需排出部分循环水，其水量约占总循环水量的2%

第四篇：《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》

《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》简介

据统计，我国目前二氧化硫年排放量约为2000万吨，其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％以上。《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》要求：到2005年，全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％，“两控区”削减20％。国务院批复的《国家环境保护“十五”计划》中也明确要求：2005年，全国二氧化硫排放量将控制在1800万吨，其中工业排放的二氧化硫控制在1450万吨。

为实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》中关于二氧化硫减排的任务和要求，遏制我国酸沉降污染恶化的趋势，改善城市环境空气质量，2002年1月30日，国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，自发布之日起实施。该技术政策为我国在未来一定时期内控制燃煤造成的二氧化硫排放污染提供了技术导向和技术支持。

一、技术政策的控制范围和技术原则

该技术政策根据生命周期分析理论，适用于煤炭开采加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施的建设和运行等，贯穿煤炭生产、燃用到末端治理等整个过程，可作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。控制的主要污染源包括燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉，以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。

该技术政策的原则是：燃煤二氧化硫的排放应推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉鼓励使用中、高硫份燃煤，并安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。

二、能源的合理利用

我国是世界上能源生产大国，也是能源消费大国，能源生产和消费结构对大气环境的影响很大。我国的一次能源结构长期得不到优化，煤炭在一次能源中的比例保持在70％以上，油、天然气、水电等清洁优质能源的比重很低，不适应经济发展和环境保护的需要。发展可再生能源、增加石油和天然气的勘探和利用、开发新能源是改善能源结构的基本措施。另外，由于能源管理和技术水平的落后，能源产品价格偏低，我国在能源使用上的浪费现象比较严重。节能是我国能源利用的基础方针，也是减少二氧化硫排放的核心，对经济发展和环境保护都有重要意义。

1.城市的能源利用

《大气污染防治法》规定：国务院有关部门和地方各级人民政府应采取措施，改进城市燃料结构，发展城市煤气，推广型煤的生产和使用；大、中城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶，限期实现燃用清洁燃料，逐步替代直接燃用原煤。

城区内民用炉灶燃用原煤热效率只有清洁能源的三分之一，浪费了大量的能源，而且由于烟囱低矮，直接造成了环境空气污染。因此，城区内民用炉灶通过采用燃气、轻油、电和固硫型煤等清洁能源，逐步实现燃料清洁化是一条经济有效的节能降污技术措施。

目前一些城市特别是中小城市，供热方式主要是采用分散小锅炉和家用小煤炉供热。分散小锅炉吨位小，排放高度低，供热效率低，除尘设施落后，脱硫困难，造据统计，我国目前二氧化硫年排放量约为2000万吨，其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％以上。《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》要求：到2005年，全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％，“两控区”削减20％。国务院批复的《国家环境保护“十五”计划》中也明确要求：2005年，全国二氧化硫排放量将控制在1800万吨，其中工业排放的二氧化硫控制在1450万吨。

为实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》中关于二氧化硫减排的任务和要求，遏制我国酸沉降污染恶化的趋势，改善城市环境空气质量，2002年1月30日，国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，自发布之日起实施。该技术政策为我国在未来一定时期内控制燃煤造成的二氧化硫排放污染提供了技术导向和技术支持。

一、技术政策的控制范围和技术原则

该技术政策根据生命周期分析理论，适用于煤炭开采加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施的建设和运行等，贯穿煤炭生产、燃用到末端治理等整个过程，可作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。控制的主要污染源包括燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉，以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。

该技术政策的原则是：燃煤二氧化硫的排放应推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉鼓励使用中、高硫份燃煤，并安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。

二、能源的合理利用

我国是世界上能源生产大国，也是能源消费大国，能源生产和消费结构对大气环境的影响很大。我国的一次能源结构长期得不到优化，煤炭在一次能源中的比例保持在70％以上，油、天然气、水电等清洁优质能源的比重很低，不适应经济发展和环境保护的需要。发展可再生能源、增加石油和天然气的勘探和利用、开发新能源是改善能源结构的基本措施。另外，由于能源管理和技术水平的落后，能源产品价格偏低，我国在能源使用上的浪费现象比较严重。节能是我国能源利用的基础方针，也是减少二氧化硫排放的核心，对经济发展和环境保护都有重要意义。

1.城市的能源利用

《大气污染防治法》规定：国务院有关部门和地方各级人民政府应采取措施，改进城市燃料结构，发展城市煤气，推广型煤的生产和使用；大、中城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶，限期实现燃用清洁燃料，逐步替代直接燃用原煤。

城区内民用炉灶燃用原煤热效率只有清洁能源的三分之一，浪费了大量的能源，而且由于烟囱低矮，直接造成了环境空气污染。因此，城区内民用炉灶通过采用燃气、轻油、电和固硫型煤等清洁能源，逐步实现燃料清洁化是一条经济有效的节能降污技术措施。

目前一些城市特别是中小城市，供热方式主要是采用分散小锅炉和家用小煤炉供热。分散小锅炉吨位小，排放高度低，供热效率低，除尘设施落后，脱硫困难，造成了SO2和烟尘的大量低空排放。家用煤炉供暖置于采暖房间中，虽然热能利用率较高，但煤炉使用时对房间内外环境都造成污染，是一种落后的供暖方式。城市居民住宅建设的发展趋势是商品化、小区化，发展集中供热是必然措施。对于在热网区外和未进行集中供热的城市地区，新建锅炉应保证有一定的容量，产热量应不低于2.8MW(4蒸吨/时)。

2.火电机组能源合理利用

根据统计，我国1995年火电平均的发电能耗为379gce/kWh，日本的发电能耗为332gce/kWh。我国发电效率低与大量使用中小机组有关，有些小机组的发电能耗高达1000gce/kWh。1995年在用的2910台机组中，容量低于50MW的机组为2078台，占总机组数的71.4％，占总装机容量的18％，其平均发电能耗是全国平均值的1.5倍；容量低于100MW的机组装机容量占总容量的24.5％。

因此，电厂控制SO2排放的重要措施是提高发电效率，减少煤炭使用量。关停小火电机组是减排二氧化硫见效快的措施之一。应淘汰能耗高、污染重的50MW及以下在用小型发电机组，并在中期逐步淘汰无法达到环保要求的100MW及以下在用小型发电机组，新建火电机组容量不应低于100MW。国务院办公厅下发的《国务院办公厅转发国家经贸委关于关停小火电机组有关问题意见的通知》已明确提出，到1999年底一律关停25MW以下的凝汽式机组，2000年前关停单机容量50MW以下的中、低压常规燃煤燃油机组。

三、煤炭的清洁生产、加工和供应

1.限制高硫煤的生产

据统计，考虑乡镇煤矿煤炭的硫分后，全国1995年商品煤的加权平均硫分为1.1％。其中硫分含量低于1％的低硫煤消耗量约占总煤炭消耗量的71％；硫分含量大于3％的高硫煤只占全国总量的6.4％，但其燃烧造成的二氧化硫排放量占全国总排放量的25％左右。考虑到对地区经济及煤炭资源分布等的影响，应先关闭现有硫分大于3％的高硫小煤矿，对现有硫分大于3％的高硫大煤矿近期实行限产，一段时期内，不能采取有效降硫措施或无法定点供应安装有脱硫设施并达标的用户的，也应关闭。

限制高硫分煤炭的开采是控制二氧化硫污染、保护煤炭资源的有效措施。《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫控制区的批复》要求，“建成的生产煤层含硫分大于3％的矿井，逐步实行限产或关停”。《国务院关于煤炭行业实行关井压产有关问题的通知》中明确要求“对开采高硫高灰，又无有效降硫降灰措施的小煤矿全部关闭”。这为限产或关闭高硫煤矿提供了政策依据。到2000年底，全国共取缔关闭了4.3万处非法和布局不合理的煤矿，压缩煤炭产量3.35亿吨，其中两控区内减少硫分含量大于3％的高硫煤产量3000万吨，成效显著。

2.加大煤炭洗选力度

煤炭洗选加工是降低煤炭中硫分和灰分的主要手段，燃煤设施由直接燃烧原煤改为洗后动力煤是控制二氧化硫和烟尘排放的有效措施。

煤炭洗选脱硫效率取决于硫在煤中的赋存形式，无机硫占总硫的比例超过70％的，脱硫效果可达到50％～60％，效果理想；无机硫占总硫的比例为50％～60％的，脱硫效果可达到30％左右；无机硫占总硫的比例低于20％的，几乎无脱硫效果。根据我国动力煤的赋存形式，大部分动力煤通过洗选，脱硫效率可达到50％左右。目前我国动力煤入洗量只占动力原煤产量的10％，动力煤入洗脱除煤中硫的潜力巨大。

洗后煤与原煤相比，出矿价高20％左右，但按10％的节煤率计算，考虑货运量减少和热效率提高节约的费用，经济性可与原煤竞争。再考虑节煤等减少的二氧化硫排污费，有一定的竞争优势。

3.清洁煤炭优先供给中小锅炉和民用燃烧设施

我国工业锅炉量大面广、吨位小，是城市环境空气污染的主要来源之一。据统计，全国1995年共有工业锅炉50万台，年耗煤量约为3.4亿吨，生产能力为126万蒸吨，单台容量平均只有2.5蒸吨/小时，单台容量在4蒸吨/小时及以下的占82％。

中小锅炉和民用燃烧设施排放高度低，实施脱硫在技术和管理上困难，应优先使用硫分小于1.0％的低硫煤和洗后动力煤。我国硫分低于1％的低硫煤约占总煤炭消耗量的71％，中小型工业炉窑以及民用燃烧设施使用低硫煤有资源保障。

四、煤炭清洁燃烧使用

1.燃用固硫型煤

型煤比散煤一般可节煤15％～25％，减少二氧化硫和烟尘排放40％～60％。我国民用型煤技术比较成熟，可进一步推广。我国的工业型煤年产量不足1000万吨，工业型煤炉前成型技术已在部分地区推广，但发展较慢。集中成型技术已开展了工业示范，可在用户集中的地方因地制宜地发展型煤厂集中成型。生物质型煤技术正通过技术开发和引进，改善型煤的着火和燃烧特性，可在条件适合地区推广使用。

目前我国在燃烧型煤上还存在一些技术问题：一是型煤和散煤比，着火温度高，着火滞后，特别对于由低挥发份劣质煤生产的型煤，着火困难；二是燃烧散煤的层燃炉如果不作改造直接改烧型煤，往往影响锅炉的燃烧强度；三是燃烧温度高，高温时的固硫效率较低。有必要进一步加强对以上技术问题的研究攻关。

2.先进燃烧技术

循环流化床锅炉(CFBC)由于湍流混合充分，燃烧热效率可达85％～90％，而层燃炉只有70％；另外由于燃烧温度低，NOX排放量比层燃炉少70％以上；在CFBC中加入石灰石(固硫剂)的钙硫比达2.0时，脱硫率可达70％。CFBC目前在国外的应用已比较成熟，最大单机容量可达250MW。我国自20世纪六十年代开始研究和开发CFBC，经历四个阶段：第一阶段，研究开发中小型流化床工业锅炉，目前全国在用量达3000多台；第二阶段，研究开发电站用循环流化床锅炉，目前我国已有大约68MW机组在正常运行；第三阶段，研制煤气与蒸汽联产的锅炉，1994年我国投入运行了一台35t/h的示范锅炉；第四阶段，研制以流化床气化和燃烧为基础的燃气－蒸汽联合循环发电技术，目前正在进行示范。我国CFBC在使用时绝大多数未加脱硫剂。

流化床燃烧技术改造电站老锅炉有一定优势。一是由于装机容量在100MW以下的常规煤粉锅炉将要逐渐淘汰，而汽轮发电机组(经整修)还能再运行25年。如用流化床燃烧技术改造则能使电厂再延长服役期25年，投资只有新建电厂的40％～60％，在经济上有竞争力。二是由于这些电站锅炉一般没有安装烟气脱硫设备，烧高硫煤时二氧化硫严重超过环保要求。

煤气化联合循环发电(IGCC)是一种高效的发电方式，供电效率可达42％～45％，可望达到50％～52％，脱硫效率可达99％。IGCC发电效率高，初投资比现有的煤粉炉大很多，国外已进入商业化阶段。据统计，世界各国正在建造和计划建造的IGCC装置有24座，总装机容量820MW。我国仅进行了某些单项技术的研究开发，应加强对IGCC的研发，通过示范工程，逐步掌握关键技术，为中远期的应用推广打下基础。

五、关于烟气脱硫

1.加强燃煤火电机组的脱硫

以火电为主的电力生产是我国二氧化硫的排放大户。据统计，全国1995年发电装机容量为2.13亿千瓦，其中火电约为1.62亿千瓦；发电煤炭年消耗约为4.3亿吨，二氧化硫排放量为820万吨。火电机组为固定源集中排放，比起排放量小、分布广泛的其他污染源，便于集中治理，是削减二氧化硫的重点。

电厂SO2排放控制的主要技术是烟气脱硫，目前在国外已大规模商业化应用，国内正在开展相关技术的产业化。

为体现此原则，技术政策规定：对新建和改建电厂不论燃用煤含硫高低，应在建厂同时安装高效烟气脱硫装置，实现达标排放并满足总量控制要求。对于已建电厂，剩余寿命大于10年的(含10年)，为达到排放标准和总量控制要求，应补建烟气脱硫设施。对于已建的老电厂，剩余寿命小于10年的，如排放超标或无法满足排放总量控制要求，可采取低硫煤替代或其它费用较低的控制技术或措施。

2.火电机组烟气脱硫技术的选择

烟气脱硫主要有湿法、半干法、干法和硫氮联脱法等。湿法技术有上百种，如石灰石(石灰)－石膏法、氧化镁法、氨法和海水法等；干法技术有喷脱硫剂法和流化床法等；半干法技术主要指旋转喷雾干燥法；再生法有碱式硫酸铝法、活性炭法等；SO2/NOX联合脱除技术有吸附法、电子束法、等离子体法等。对17个国家燃煤电厂已安装的各种烟气脱硫(FGD)装置的统计表明，湿法工艺目前占主导地位，占FGD总安装量的82％，多用于中高硫煤，技术已完全成熟。

根据目前全球范围内的烟气脱硫技术应用现状和成熟程度，对于燃用中高硫煤(含硫 2％)机组、或大容量机组(200MW)的电站锅炉，应安装技术成熟可靠、脱硫效率在95％以上的烟气脱硫技术，如湿式石灰石－石膏法工艺。燃用中低硫煤(含硫<2％)的中小机组(<200MW)的电站锅炉建设烟气脱硫设施时，可采用半干法、干法或其他经济性较好且较为可靠的技术，脱硫率也应保证在75％以上。

从经济性方面相比较，各种技术用于新建机组的费用相差不很悬殊。如石灰石－石膏法的基建投资费用为每千瓦500～800元，喷雾干燥法为400～600元，喷吸着剂法为300～500元。以脱每吨SO2的总费用计(年均投资与运行费用之和)，考虑到脱硫效率的差异，上述技术的费用相近，都在1000元左右。

具体的脱硫工程项目，应根据当地的资源和自然条件状况，经充分的论证后选用适宜的技术。应鼓励资源可综合利用的技术(如脱硫产物可回收、脱硫剂可再生的技术)、可同时脱硫脱氮的技术以及相关新技术的研究开发，并进行工程示范和推广。

为加强对电厂等重点源的管理和监督，对烟气脱硫系统要同时装备SO2和烟尘在线监测系统，并配有计算机数据采集处理系统，实现二氧化硫排放监测数据采集自动化，逐步实现数据传递网络化。

近年来，在我国先后引进和建成了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。到2000年底，运行中的FGD容量占两控区总装机容量的1.6％。我国烟气脱硫起步晚，在技术装备水平、产品质量和成套性方面与国外设备相比有很大的差距，因此应加快火电厂烟气脱硫关键技术与设备的产业化。

为此，应在以下几方面加强管理和技术开发工作：(1)积极扶持烟气脱硫国产化的示范工程，包括成熟技术和开发中的新技术。

(2)扶持脱硫设备的生产和供应，并制定有关脱硫设备及构件的加工、安装的质量标准及技术规范。

(3)培育和扶持有实力的脱硫工程公司。提高其系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙的工程总承包能力。

(4)制定促进火电厂烟气脱硫国产化的配套政策，包括贷款、税收优惠政策、电力调度优惠政策等。

3.工业锅炉和窑炉脱硫技术

目前各地都在开发工业锅炉和窑炉的脱硫除尘一体化技术。从技术水平看，脱硫剂大部分为石灰，由于没有配备氧化设备，脱硫产物一般为亚硫酸钙，有再次释放SO2的风险；脱硫剂的投入为间歇式，pH值从碱性至酸性周期变化，使工艺难以稳定，腐蚀(低pH时)、磨损、结垢(高pH值时)严重。从经济角度看，除尘脱硫一体化技术每蒸吨投资为2.5～3.0万元，相当于脱除一吨二氧化硫的成本为500～1000元，与燃煤电厂烟气脱硫成本相当。从管理角度看，中小锅炉难以配套先进的工艺自控装置和自动监测系统，不易管理监督，实际使用中不加药、不加水的现象时有发生，难以保证连续运行，也加剧了设备的腐蚀和磨损。

工业锅炉和窑炉的脱硫技术应遵循以下原则：

中小锅炉(产热量在20蒸吨/小时以下)对脱硫效率要求不高的，可利用飞灰和冲渣水等锅炉排放物，或企业自排的无二次污染的碱性废液进行脱硫，达到节资降耗的目的。对脱硫效率要求较高的，可采用系统运行较可靠的双碱法工艺；

产热量在20蒸吨/小时及以上的大中型燃煤锅炉和炉窑，可根据具体条件选用清洁煤炭替代、流化床改造并添加固硫剂或烟气脱硫技术；

无论是中小锅炉或大中型锅炉，选用何种烟气脱硫技术，应充分考虑所选技术的使用寿命、运行可靠性、自动化控制程度、有无二次污染、副产品的安全处置、经济投入和管理问题。

第五篇：锅炉烟气治理情况报告

锅炉烟气治理情况报告

公司领导：

根据2015全县环境保护综合治理工作任务的通知（桓政办发【2015】9号）文件要求，大气治理方面主要针对锅炉烟气二氧化硫、氮氧化物、烟尘进行处理，我公司需对锅炉烟气进行脱硝、除尘处理，并安装烟气在线监测仪。目前烟气在线监测仪安装调试完毕，根据监测结果，对比现有烟气排放标准，二氧化硫标准200mg/m³，超标2倍；烟尘标准30mg/m³，超标5倍；氮氧化物200mg/m³，超标2倍。结合现有公司烟气治理设施的情况，汇报如下：

一、现有烟气治理情况

1、脱硫方面

公司两台20t/h链条锅炉，于2008年投资建设两台脱硫塔，材质是花岗岩石垒砌而成，建设费用是16万元/台。运行期间，进行了多次检修，并于2013年对脱硫塔进行了大修，对内部进行衬玻璃鳞片防腐处理。大修运行至今仍多次出现问题，甚至有2次坍塌发生，厂家也多次来维修，但问题一直没有解决。

现在脱硫塔仍存在到处漏风，石块变形等问题，存在烟气排放不达标和安全潜在隐患。因在质保期，通知维修厂家来进行维修，但维修厂家告知我们，不再进行维修，余款也不再进行支付。

2、除尘方面

因污泥烘干设施的建设，在公司东2#锅炉新上了布袋除尘器，目前因污泥烘干设施未运行，布袋除尘器也为正常运行。

3、脱硝方面

两台锅炉一直未上脱硝设施。

二、烟气治理情况方案

1、节能环保要求

根据经信、环保等部门要求，现20t以下（不含20t）的燃煤锅炉，要求淘汰拆除。经沟通了解，未来2—3年20t的锅炉也将作为淘汰的行列。同时自2015年10月1日起大气排污费的收费标准由1.2元/当量调整为3元/当量，费用涨了2.5倍，自2017年1月1日起，收费标准将提高至5元/当量，费用涨了4.2倍。排污标准要求达到超低排放的标准，二氧化硫由200mg/m³调整为50mg/m³，当氧化物由300mg/m³调整为100mg/m³，烟尘由50mg/m³调整为20mg/m³。

目前很多厂家的小型锅炉已改用改用清洁能源，采用生物质锅炉、燃气锅炉、电锅炉，燃煤的清洁锅炉主推高效煤粉炉，价格约40万/吨位，财政补贴15万/吨位，我公司如新上一台20t的锅炉，费用约500万元，投资较大。

2、脱硫、除尘处理方案

目前脱硫方式较为成熟，一般采用双碱法脱硫（石灰/氧化镁+氢氧化钠）方式。主要存在难点为分是塔体的防腐蚀，经调研目前脱硫塔塔的材质主要有以下四种：

1、花岗岩材质脱硫设施。是多年前的方法，缺点是：占地面积大；虽然材质耐腐蚀，但灰缝容易腐蚀。石块自身重量大，存在安全隐患，并需要每年进行防腐检修，属淘汰脱硫方式。

2、铸钢材质脱硫塔。需内部搪瓷防腐，一旦内部防腐有破损，碳钢塔体锈蚀起来非常快，一般1—2年都需要进行防腐检修。

3、玻璃钢材质脱硫塔。成本略低，耐腐蚀性强，但不耐高温，一旦烟气温度过高，会造成塔体损伤。4、316材质不锈钢材质脱硫塔。成本较高（但目前钢材价格低，利于保值），耐腐蚀性强，耐高温，使用寿命长。

烟气治理首要条件是将烟气进行净化，必须经过布袋除尘器，否则极易造成脱硫、脱硝设施堵塞，灰尘过多，影响处理效果。

经调研新上除尘布袋和316材质脱硫塔，价格约为150万元。

3、脱硝处理方案

目前烟气脱硝处理方案主要为SCNR和SCR，