第一篇：火电厂脱硫技术综述-孙新龙
电厂燃煤脱硫技术综述
孙新龙
（保定电力职业技术学院，河北 保定 071000）Summary of coal-fired power plant desulfurization technology
Sun Xinlong
（Baoding Vocational and Technical College，Hebei baoding 07100）
摘要：介绍目前几种中国及国外常用的几种脱硫技术，并对这几种技术进行比较，进一步找出适合国内的电厂燃煤脱硫技术，提出几种对国内脱硫技术的改进及解决实施方案。
关键词：电厂燃煤；脱硫技术；综述；实施方案 Abstract: Several current Chinese and foreign several common desulfurization technology, and to compare these techniques, identify further suitable for domestic coal-fired power plant desulfurization technology, propose several improvements on the domestic desulfurization technology and solutions embodiments.Keywords: coal-fired power plants;desulphurization technology;Review;embodiments
引言：国内发电主要以燃煤火力发电为主，燃煤所产生的污染物含量十分巨大，主要以灰尘、Co2、So2、No2、No等为主。其中So2对环境的污染十分严重，国内每年大约有2000万吨的So2气体被排出，虽然2012年与2011年相比，二氧化硫、化学需氧量排放量分别
减少2％，氨氮排放量减少1.5％，氮氧化物排放量为零增长，但是污染气体的基础值任然巨大。本文介绍国内外各种脱硫技术的突破上，合理的比较了技术特点及应用范围，从而进一步提出适合国内的技术实施方案。
1.石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是一种湿法脱硫技术的一种，是目前世界上广泛应用、技术工艺相对最为成熟的标准脱硫国工艺技术。这种技术采用价廉易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，把材料做成浆液，在吸收塔内，吸收浆液和烟气混合接触，So2与浆液中的GaCo3和进入的氧化空气进行一系列的化学反应被除去，最终得到反应物为石膏。脱硫石膏经脱水装置脱水后被会收起来。由于浆液可以吸收循环利用，脱硫吸收剂的相对利用率很高。此项技术适用于发电容量在100WM以上、对脱硫效率要求很高的发电设备使用。在湿法脱硫技术中，石灰石-石膏脱硫技术相对特点是：
1.1、技术成熟，脱硫效率可达95%以上。
1.2、基本的原料来源价廉易得。
1.3、技术要求的发电容量可大可小，应用范围相对广泛。
1.4、系统稳定，变负荷运行优良。
1.5、只有少量的废弃物排除，也可实现无废弃物排放要求。
1.6、产生的副产品石膏可以充分利用。
1.7、技术发展成熟，进步性较快。
2.旋转喷雾（SDA）烟气脱硫工艺
SDA法烟气脱硫技术由丹麦Niro公司发明，在国际上得到了较多的应用。SDA法烟气脱硫工艺原理是：采用CaO含量较高的石灰为脱硫剂，被制成高浓度的浆液，浓度20%左右，同样应用的是吸收塔，与烟气中酸性成分反应同时水分被蒸发，变成碱性颗粒。一些飞灰和脱离渣从吸收塔底部排除。SDA烟气脱硫技术相比较的优势；
2.1、操作适应烟气SO2变化浓度大的工况。
2.2、不产生废水并且可以处理废水，SDA对水质要求低。
2.3、能除去99%的SO3，PH接近11~12，避免腐蚀。
2.4、可以方便与脱硝装置衔接。
2.5、投资比湿法低15~20%，低水耗、低能耗。
3.烟气循环流化床技术
目前烟气循环流化床脱硫工艺已经达到工业应用水平的主要有以下几种工艺流程：德国Lurgi公司开发的烟气循环硫化床脱硫工艺(CFB)；德国Wulff公司开发的烟气回流式循环流化床脱硫工艺(RCFB)；丹麦L.F.Smith公司开发的气体悬浮吸收烟气脱硫工艺(GSA)、中科院过程所开发的内外双循环CFB烟气脱硫工艺(IOCFB)。与传统的石灰石石膏湿法抛弃(简称湿法)工艺相比，循环流化床脱硫工艺有以下比较特点：
3.1、脱硫效率高：在钙硫比为1.2～1.35时，脱硫效率可达90％以上，可与湿法工艺相媲美；
3.2、工程投资、运行费用和脱硫成本较低；
3.3、工艺流程简单，系统设备少且转动部件少，从而提高了系统的可靠性，降低了维护和检修费用；
3.4、占地面积小，且系统布置灵活，非常适合现有机组的改造和场地紧缺的新建机组；
3.5、能源消耗低，如电耗、水耗等，约为湿法工艺的30％~50％；
3.6、能有效脱除SO2、氯化物和氟化物等有害气体，其脱除效率远高于湿法工艺，达90％~99％。因而对反应塔及其下游的烟道、烟囱等设备的腐蚀性较小，可不采用烟气再热器，对现有的烟囱可不进行防腐处理，直接使用干烟囱排放脱硫烟气；
3.7、无脱硫废水排放，且脱硫副产品呈于态，对综合利用和处置堆有利；
3.8、脱硫后烟尘既可用静电除尘器，也可用布袋除尘器捕集。
4.电子束烟气脱硫技术
电子束烟气脱离技术是一项物理和化学结合的新型技术，国外
7.年代开始研究，在1970年开始研究电子束法除烟气中的SO2和NOx，副产品硫酸铵具有与销售氮肥相同质量，对植物的发育无不良反应。电子束烟气脱硫技术比较特点：
4.1、电子束穿透力强，经过屏蔽后可在反应室内集中供给高能量辐射烟气；
4.2、在同一个反应室同时脱硫与脱硝；
4.3、此法为干法过程，无废水排放；
4.4、副产品可作氮肥，无固体废弃物；
4.5、对烟气条件变化适应性强；
4.6、达到自动控制，操作简单便捷。
5.结束语
对于现在环境情况问题严峻，国外技术相对成熟能够达到很高的标准要求，对环境的污染力度大大减小，但是国内作为世界污染大国的地位依旧不动，所以要加强技术能力和科技水平，不断改善环境质量。因此提出以下几点措施，作为国内环境改善的措施：
5.1、必要的引进先进的技术，自主研发适合国情的新方法；
5.2、政策方面要不断加强资金技术的投入，扶持企业的发展；
5.3、积极采用循环流化床技术、电子束除硫技术等技术成熟的方法，不断完善企业环保能力；
5.4、对于老厂的改造要合理安排，且投资少、效益高的炉内喷钙的方法等。
5.5、国家要下更高的规格目标来规范企业标准，尽快的转变技术以及加大对新技术的研究的重视与投放资金。
参考文献：
[1]毛本压，电除尘及气体净化，2000，Vo1.6.NO.3
[2]胡将军，王祖武脱硫技术，武汉水利电力大学出版社，1997.[3]李海珠，郭永春我国燃煤硫污染控制技术现状综述能源环境保护，2005.[4]王久亮，王久明石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺河北化工，2006.[5]郝海玲，张瑞生，李明举我国燃煤电厂脱硫技术应用现状及展望电力环境保护，2006.[6]李静波，樊石磊，火电厂脱硫技术浅析.2010.
第二篇：火电厂脱硫技术 文献综述
文献综述
一 火电厂脱硫技术的概述
纵观现阶段火电厂SO2污染控制技术，火电厂为实现减排SO2而采取的主要
措施有：燃用低硫煤、煤炭洗选、洁净煤燃烧技术和烟气脱硫。目前SO2的控制
途径有：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫，即烟气脱硫。目前，烟气脱硫被认为是控制SO2排放量最有效的途径。脱硫技术的选择必须综合考虑脱硫效率、[1]经济性、可靠性等因素。
1.脱硫效率高，但不要盲目追求高效率，因为提高脱硫效率将增加设备投资。有资料统计，脱硫效率为60%的脱硫设备，若效率提高到70%～80%，则单位设备投资将会增加0.9～1.2倍，脱硫率提高到85%时要提高1.64倍。因此只要SO2排放浓度和脱硫效率能满足国家排放标准，应尽量选用初始投资低的脱硫工艺；
2.投资少，脱硫装置投资最好不超过电厂总投资的15%；
3.技术成熟，运行可靠，工艺流程简单；
4.运行费用低，脱硫剂质优价廉，有可靠稳定的来源；
5.对煤种及机组容量适应性强，并能够适应燃煤含硫量在一定范围内的变化；
6.脱硫副产品均能得到处置和利用，对环境不造成二次污染。脱硫工程中最主要的物料就是石灰石粉。
二火电厂脱硫技术的发展形势
目前，国内外应用脱硫技术途径有三种：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。燃烧前，可以对燃料的含硫量进行控制，如选用低硫燃料、选煤、洗煤、对煤或油进行气化。在燃烧中的控制主要是炉内喷钙，使硫在燃烧过程中生成亚硫酸钙或硫酸钙，与炉渣一起排掉，另外还有循环流化床锅炉技术。燃烧后主要是对烟气进行脱硫，使烟气达到排放标准。[7]燃烧前脱硫技术
燃烧前脱硫的主要内容是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化。其中煤的物理净化技术是目前世界上应用最广泛的燃烧前脱硫技术，该方法利用煤中有机质和黄铁矿的物理性质和密度、表面性质、电磁特性等的差异来实现硫的分离，工艺简单，投资少，操作成本低，但不能脱除煤中有机硫，对黄铁矿硫的脱除率也只有50%左右。化学法脱硫多数针对煤中有机硫，主要利用不同的化学反应，包括生物化学反应，将煤中的硫转变为不同形态硫而使之分离，广义地讲液化、气化和热解等转化工艺，达到便于分离的目的。这类方法一般具有脱硫效率高、能脱除煤中的有机硫等优点，但反应常需在高温高压下进行，投资和运行费用较高，还未取得商业化应用。生物脱硫技术虽然从本质上讲也是一种化学法，但由于其自身的特殊性，可把它单独归为一类。它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫目的。目前，微生物脱硫还仅停留在实验室阶段，但却是当前国际上脱硫研究开发的热点，我国在这方面也做了许多有益的工作。[4] 2 燃烧中脱硫技术
煤燃烧过程中进行脱硫处理，即在煤中掺烧固硫剂固硫，固硫物质随炉渣排出。也就是在煤中掺入或向炉内喷射各种石灰石粉、白云石粉、生石灰、电石渣及富含金属氧化物的矿渣、炉渣等作为固硫剂，在燃烧中，由于固硫剂的作用，煤燃烧产生的SO2还没有逸出就与煤中含钙的固硫剂(如石灰石)发生化学反应，生成固相硫酸盐，随炉渣排出，从而减少SO2随烟气排入大气而污染环境。固硫
技术主要有型煤固硫技术和流化床燃烧固硫技术。型煤固硫技术指在煤中掺加脱硫剂，做成一定形状的煤制品。脱硫剂在燃烧过程中起到控制SO2的作用。[2]型
煤燃烧技术对于占工业锅炉总量70%以上层燃式锅炉及工业窑炉的有害物质排放能起到一定的治理作用，但这一技术不能用于悬浮燃烧的锅炉(如电站煤粉炉)，由于炉温较高，脱硫率较低。循环流化床燃烧固硫技术是把煤和吸收剂加入燃烧室内的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮，进行燃烧流化形成湍流混合条件，从而将燃烧效率提高到97%～99%，石灰石固硫效率可达70%～90%，还可使NOx生成量大大减少。目前在工业发达国家成熟的、已经商业化运行的有：常压循环流化床、增压循环流化床燃烧等技术。国内锅炉燃烧中脱硫普遍采用循环流化床工艺，煤与脱硫剂在床层内充分混合，脱硫剂多次循环，烟气与脱硫剂充分接触，[15]脱硫率可达90%以上。燃烧后脱硫技术
煤燃烧后进行脱硫处理，即对尾部烟气进行脱硫处理，净化烟气，降低烟气中的SO2排放量。亦即烟气脱硫，是在烟道处加装脱硫设备对烟气进行脱硫的方
法。是目前世界上大规模商业化应用的脱硫技术，是控制SO2最行之有效的途径。
烟气脱硫可分为湿法和干法两种。其中典型的技术有石灰石/石膏法，喷雾干燥法，电子束法、氨法等。
1）湿法脱硫工艺
湿法脱硫工艺绝大多数采用碱性浆液或溶液作为吸收剂，是目前使用最广泛的脱硫技术。
石灰—石膏湿法烟气脱硫技术是将石灰石、熟石灰等的细粉制成浆液吸收SO2，副产品为石膏。该方法是目前应用最广的一种烟气脱硫方法，占湿法烟气
脱硫的70%。该工艺突出优点是：脱硫率大于90%；吸收剂利用率可超过90%；设备运转率高；可适合高、中、低硫煤。缺点是设备庞大，占地面积大，投资和运行费用高。海水烟气脱硫技术主要工艺是：冷却后的烟气进入吸收塔，与海水在塔板上逆向接触去除SO2。清洁烟气经除雾后排放，吸收了SO2的海水进入曝
气池进行曝气处理, 待水质充分恢复后返回大海。此工艺的设备比较简单，主要有换热降温塔、吸收塔、曝气池、烟气升温装置等。海水脱硫工艺经验的基础上，[3,5]可进一步对装置进行改进和提高。
氨法脱硫技术是以天然磷矿石和氨为原料，在烟气脱硫过程中回收副产品磷铵复合肥料的脱硫技术。工艺过程主要包括：活性炭一级脱硫并制稀硫酸；稀硫酸萃取磷矿石至稀磷酸溶液；磷酸和氨的中和液二级脱硫：料浆浓缩干燥制磷铵复合肥。目前国内已在豆坝电厂完成5000m3/h烟气处理量的中试。氧化镁法烟气脱硫工艺是将氧化镁熟化生成氢氧化镁并制成一定浓度的浆液，在吸收塔内，氢氧化镁与烟气中的SO2反应生成亚硫酸镁，亚硫酸镁再经强制氧化生成硫酸镁，分离干燥后形成固体硫酸镁。中国的镁资源储量居世界第二位，资源丰富，而脱硫副产品有广泛用途, 所以镁法脱硫还是有不错的发展前景的。比较适合于燃烧中低硫煤的沿海电厂，其工艺比较简单，投资及运行费用较低，不存在脱硫产生的废弃物处理问题，且脱硫效率较高。目前在充分吸取国外设计及国内外运行
2）半干法脱硫工艺
半干法的工艺特点是反应在气、液、固三相中进行，利用烟气的湿热蒸发吸收剂中的水分，使最终产物为干粉。典型工艺有喷雾干燥法和吸着剂喷射法。喷
雾干燥法是20世纪70年代中后期发展起来的脱硫新技术，其基本原理是利用快速离心喷雾机将吸收剂喷射成极其细小且均匀分布的雾粒，雾粒与热烟气接触，一方面吸收剂吸收烟气中的SO2，另一方面水分迅速蒸发而形成含水量很低的固
体灰渣，从而达到净化烟气中SO2的目的。脱硫率可达75%～90%。该方法具有设
备简单、投资小、运行维护方便及运行费用低等优点，从而得到较广泛的应用。吸着剂喷射法按所用吸着剂的不同可分为钙基和钠基工艺。吸着剂可以是干态、湿润态或浆液，喷入部位可以为炉膛、省煤器或烟道。该方法比较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需增加任何设备就能达到脱硫的目的。[12]
3）干法脱硫工艺
干法脱硫工艺利用粉状或颗粒状吸收剂，通过吸附、催化反应或高能电子电解等作用除去烟气中的SO2。反应在无液相介入的完全干燥状态下进行，反应物
亦为干粉状，不存在腐蚀和结垢等问题。相对于湿法脱硫技术，干法脱硫技术具有耗水量少、不造成二次污染、硫便于回收等优点，但由于气固反应速率较低，致使脱硫过程空速低、设备庞大，脱硫率不及湿法。[9]近年来，对干法脱硫技术的研究呈上升趋势，出现了不少新技术，其中研究较多的是20世纪70年代发展起来的用于同时脱硫、脱硝的电子束法。电子束脱硫技术采用电子加速器产生的电子束辐照烟气，利用产生的自由基等活性基团氧化烟气中SO2、NOx等污染物，然后同投加的氨反应，生成硫酸铵和硝酸铵，最终实现污染物脱除。该技术的工艺分为干法和半干法。一般皆采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。[11]
三 总结部分
世界上发达国家均十分重视火电厂SO2 排放的问题，目前日本的电厂已全部
安装了烟气脱硫装置，德国已有90%的机组安装了烟气脱硫设备，美国、芬兰等国亦正在火电厂中大力推广脱硫技术。
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺因其高脱硫效率高、运行成本低和循环利用率高，成为火电厂锅炉烟气脱硫的主流工艺，目前在国内大、中型火电厂已被普遍采用和推广。按我国现行政策和规划，燃用含硫量> 2% 煤的大容量机组(> 200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时，宜优先考虑采用湿式石灰石—石膏法工艺；燃用含硫量< 2% 煤的中小容量机组(< 200MW)的电厂，可采用循环流化床烟气脱硫技术。目前我国已制定了以上两类脱硫工程技术规范，从2005年10月1 日起正式实施。在老厂环保改造时，可选择炉内喷钙尾部增湿脱硫法进行电厂脱硫。[8]
在脱硫问题向人们提出挑战的同时，也给经济发展带来了巨大的契机。烟气脱硫在环境保护中上演越来越重的角色，今后应开展适合我国国情、不产生二次污染，副产品可资源化的脱硫技术研究、工业化试验、推广应用的工作。
四 参考文献
[1]郝海玲，张瑞生，李明举.我国燃煤电厂脱硫技术应用现状及展望.电力环境保护，2006.[2]贾丽君，刘炳光.我国烟气脱硫技术综述.盐业与化工，2006.[3]杨巧云，许绿丝.火电厂脱硫技术选型.湖北电力，2003.[4]王立峰.FGD脱硫装置应用研究.山西电力，2005.[5]王久亮，王久明.石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺.河北化工，2006.[6]何希杰，劳学苏.燃煤电厂脱硫技术与脱硫泵.通用机械，2006.[7]李海珠，郭永春.我国燃煤硫污染控制技术现状综述.能源环境保护，2005.[8]火电厂人气污染物排放标准(GB13223-2003).国家环境保护总局颁布.[9]张冬晨.煤炭微生物脱硫技术的研究与发展.洁净煤技术，2005年第二期.[10]杜鹃.典型脱硫工艺在火电厂的应用探讨.四川工业学院学报，2002.[11]胡将军，王祖武.脱硫技术，武汉水利电力大学出版社，1997.[12]阎维平，刘忠，王春波，纪立国.电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制[M].第1版.北京：中国电力出版社，2002.[13]阎维平，洁净煤发电技术[M].北京：中国电力出版社，2002.[14]李静波，樊石磊，火电厂脱硫技术浅析.2010.[15]龚优军，郑利霞，张树礼，我国火电厂脱硫技术的发展及应用现状.2008.
第三篇：火电厂脱硫技术综述-刘吉祥
火电厂脱硫技术综述
刘吉祥
（保定电力职业技术学院 电厂化学1201班 140612122）
摘要：综述了我国火电厂脱硫技术，将几种常见的脱硫技术进行了比较，分析了我国火电厂脱硫技术的应用现状，针对我国火电厂脱硫中存在的问题提出了建议。
关键词：火电厂 脱硫技术 燃烧后脱硫 综述
前言： 随着我国经济的飞速发展,煤电消耗急剧增大,火电厂烟气排放总量增加。火电厂排放的SO2约占全国SO2排放量的1/3[1]。为了控制SO2的排放和酸雨的蔓延,国家对锅炉烟气排放标准有严格限制。对于二氧化硫的控制方法一般有三个途径:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫(FGD)。我国火电厂烟气脱硫技术始于70年代,在90年代得到了长足发展,但是我国火电厂烟气脱硫技术目前还处于起步阶段,没有形成完全国产化的火电厂脱硫装置产业火电厂脱硫技术
1.1燃烧前脱硫
主要为煤炭洗选脱硫，即在燃烧前对煤进行净化，去除原煤中部分硫分和灰分。分为物理法、化学法和微生物法等。
1.2燃烧中脱硫
煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂，碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁，与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐，随灰分排出。在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。
1.3燃烧后脱硫
烟气脱硫的基本原理是酸碱中和反应。烟气中的二氧化硫是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或硫酸盐，从而将烟气中的二氧化硫脱除。最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰，也可用氨和海水等其它碱性物质。共分为湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术三类。
2燃烧后脱硫技术
2.1湿法烟气脱硫技术
湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。
2.1.1石灰石—石膏法烟气脱硫技术
该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。
2.1.2氨法烟气脱硫技术
该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结构和堵塞现象。另外，湿法烟气脱硫技术中还有钠法、双碱脱硫法和海水烟气脱硫法等，应根据吸收剂的来源、当地的具体情况和副产品的销路实际选用。
2.2半干法烟气脱硫技术
主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。
该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2)吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。
2.3干法烟气脱硫技术
干法采用固体粉末或颗粒为吸附剂，干法脱硫后烟气仍具有较高的温度（100℃），排出后易扩散。主要有炉内喷钙法和活性炭法。由于炉内喷钙法的吸收剂及反应原理与湿法有些相似，这里不再详述，只介绍一下活性炭法。
活性炭法是利用活性炭的活性与较大的比表面积使烟气中的二氧化硫在活性炭表面上与氧及水蒸气反应生成硫酸而被吸附。吸附过的活性炭经再生，可以获得硫酸，液体二氧化硫，单质硫等产品。该法不仅可以控制二氧化硫的排放，还能回收硫资源，是一种发展前景较好的脱硫工艺。
结论总结：以上是对脱硫技术的小结，选择脱硫技术时，除了考虑脱硫效果外，还应看该方法的综合技术经济指标，从投资额、技术成熟程度、废料和二次污染处置的难易程度和吸收剂的来源是否广泛和价格高低等方面考虑，选择最适宜的方法。
在脱硫问题向人们提出挑战的同时，也给经济发展带来了巨大的契机。烟气脱硫在环境保护中上演越来越重的角色，今后应开展适合我国国情、不产生二次污染，副产品可资源化的脱硫技术研究、工业化试验、推广应用的工作。
随着国民经济的高速发展,各行业对电力需 求的不断增大,火电作为近期我国最主要的发电源,其排放的污染物位列第一,在当今大力加强节能减排工作的同时,必须继续加大火电厂烟气脱硫技术的投资力度和研发力量,尽快将国外先进的脱硫技术与国内实际情况相结合,攻克一些技术瓶颈,促进我国火电行业脱硫产业更快、更好地发展。
第四篇：火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍
OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍
摘要：本文系统介绍了我国目前二氧化硫的污染现状以及湿法烟气脱硫技术的国内外发展现状与趋势，着重介绍了江苏苏源环保工程股份有限公司的OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术的研究内容、依托工程、技术创新点，初步预测了推广使用核心技术所带来的经济效益。关键词：OI2--WFGD、烟气脱硫、研发平台
1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势
FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：
（1）脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少；
（2）FGD变化因素多（工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等），需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求；
（3）FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足；
（4）FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存
在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。
2、OI2-WFGD核心技术研究内容
苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：
（1）建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。
在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。
（2）通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。
（3）以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流
器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。
（4）根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源（设备、材料、服务）数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。
3、OI2-WFGD核心技术的应用
苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。
本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。
4、OI2-WFGD核心技术的特点
4.1 有较多的创新点
（1）利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回
归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。
（2）开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。
（3）针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。
4.2 技术水平先进
（1）起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。
（2）精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。
（3）功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优；高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况；OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD；以向用户提供以工程EPC（设计、采购、建设、调试）总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很
好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。
5、经济效益
目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。
目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。
6、结论
烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司
OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。参考文献：
1.国家环保局，“1999年中国环境状况公报”，2000
2.国家环保局，“中国环境年鉴”，2000
3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148
4.池若德，德国火电厂新技术简介，山东电力技术，1999(1)，p：77~81
5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43
6.唐恒等，烟气脱硫技术的现状和发展，江苏理工大学学报，1999(1)，p：44~47
第五篇：火电厂脱硫技术综述 李勇坤 2
火电厂脱硫技术综述
李勇坤
保定电力职业技术学院 化学1201班 140612119
摘要目前我国SO2年排放量达到2.0×107t，居世界之首,燃煤排放的SO2约占总排放量的85%,严重影响到生态环境和人们的身体健康。燃煤电厂排放的SO2占总排放量的45%。因此,控制SO2排放的重点就是控制电厂SO2的排放。在目前脱硫技术中,石灰石-石膏脱硫技术以其技术成熟、脱硫效率高、运行稳定等特点得到了广泛的应用,但其系统复杂、占地面积大、设备腐蚀堵塞问题比较严重、投资与运行费用高。而海水烟气脱硫技术成熟、工艺简单、投资及运行费用低,适用于沿海燃烧低硫煤并以海水为循环冷却水的电厂,并且国内外已有大量应用。世界范围内湿法烟气脱硫的装机容量达300 GW,而海水脱硫则达到20 GW,且应用规模不断扩大,单机容量由80 MW, 125 MW向300 MW, 700 MW,1 000MW发展.华能海门电厂1 000MW1#机组作为世界首例采用海水脱硫的百万千瓦级机组已经投用。
关键字 火电厂 脱硫 海水脱硫
前言纵观现阶段火电厂SO2污染控制技术，火电厂为实现减排SO2而采取的主要措施有：燃用低硫煤、煤炭洗选、洁净煤燃烧技术和烟气脱硫。目前SO2的控途径有：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫，即烟气脱硫。目前，烟气脱硫被认为是控制SO2排放量最有效的途径。脱硫技术的选择必须综合考虑脱硫效率。
常用烟气脱硫技术介绍：湿法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术。
湿法烟气脱硫技术包括：(1)石灰/石灰石浆液洗涤法(2)双碱法(3)氧化镁法(4)海水脱硫法(5)柠檬酸钠法(6)磷铵肥法
半干法烟气脱硫技术：(1)喷雾干燥法(2)脱硫装置
干法烟气脱硫技术：(1)电子射线辐射法(2)荷电干式吸收剂喷射脱硫系统(CDSI)
(3)炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺(4)炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术海水脱硫原理
海水烟气脱硫是利用海水的天然碱性吸收烟气中SO2的一种脱硫工艺。由于雨水将陆地上岩层的碱性物质（碳酸盐）带到海中，天然海水通常呈碱性，PH值一般大于7，其主要成分是氯化物、硫酸盐和一部分可溶性碳酸盐，以重碳酸盐（HCO3-）计，自然碱度约为1.2～2.5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫的一个基本理论依据就是自然界的硫大部分存在于海洋中，硫酸盐是海水的主要成份之一，环境中的二氧化硫绝大部分最终以硫酸盐的形式排入大海。
烟气中SO2与海水接触发生以下主要反应：
SO2(气态)+ H2O → H2SO3 → H+ + HSO3-
HSO3-→ H+ + SO32-
SO32-+ 1/2O2 → SO42-
上述反应为吸收和氧化过程，海水吸收烟气中气态的SO2生成H2SO3，H2SO3不稳定将分解成H+与HSO3-，HSO3-不稳定将继续分解成H+ 与 SO32-。SO32-与水中的溶解氧结合可氧化成SO42-。但是水中的溶解氧非常少，一般在7～8mg/l左右，远远不能将由于吸收SO2产生的SO32-氧化成SO42-。吸收SO2后的海水中H+浓度增加，使得海水酸性增强，PH值一般在3左右，呈强酸性，需要新鲜的碱性海水与之中和提高PH值，脱硫后海水中的H+与新鲜海水中的碳酸盐发生以下反应：
HCO3-+ H+ → H2CO3 → CO2↑ + H2O
在进行上述中和反应的同时，要在海水中鼓入大量空气进行曝气，其作用主要有：（1）将SO32-氧化成为SO42-；（2）利用其机械力将中和反应中产生的大量CO2赶出水面；（3）提高脱硫海水的溶解氧，达标排放。
从上述反应中可以看出，海水脱硫除海水和空气外不添加任何化学脱硫剂，海水经恢复后主要增加了SO42-，但海水盐分的主要成分是氯化钠和硫酸盐，天然海水中硫酸盐含量一般为2700mg/l,脱硫增加的硫酸盐约70－80 mg/l，属于天然海水的正常波动范围。
硫酸盐不仅是海水的天然成分，还是海洋生物不可缺少的成分，因此海水脱硫不破坏海水的天然组分，也没有副产品需要处理。
海水脱硫工艺具有以下优点:(1)以海水作为吸收剂,节约淡水资源;(2)被吸收的SO2转化成海水中的天然组分——硫酸盐,不存在废弃物处理等问题;(3)脱硫效率高,一般可达90%以上;(4)不存在结垢堵塞的问题;(5)建设和运行费用较
低,对于采用海水冷却的发电厂,可直接将凝汽器下游循环水引入脱硫装置,无须专门建设取水设施,建设投资大大降低。
海水脱硫的工艺流程
海水脱硫工艺可分为烟气系统、供排海水系统、吸收系统、海水恢复系统、测量与控制系统。
(1)烟气吸收系统 烟气经过除尘器后先进入换热器(GGH)降温,然后进入吸收塔,将温度降到有利于SO2吸收反应的最佳温度.经过吸收塔后的烟气温度较低,要经过GGH提高温度,以此降低对烟囱和净烟道的腐蚀,也可以提高烟气的扩散能力,避免烟羽的产生。
(2)供排海水系统 脱硫海水一般取自循环冷却水,在虹吸井附近增设升压泵,将海水送入吸收塔.海水经过喷淋系统后形成雾状水滴,可以与烟气充分接触,吸收SO2.将从脱硫塔排出的海水送到曝气池,处理合格后排入大海.(3)吸收系统 吸收塔是SO2吸收系统的主要设备,内部装有填料床,由塔上部喷入的海水经过填料床与由塔底进入(自下而上流动)的烟气充分接触,便于SO2的充分吸收.吸收塔出口装有除雾器,去除烟气中的水滴,可以减少在GGH及后面设备中的结垢。
(4)水质恢复系统 该系统主体是曝气池。吸收SO2之后的海水pH值下降,溶解氧下降,COD上升,不能直接排到海洋里.在曝气池里,洗涤后的海水与来自冷却循环系统的海水经混合后,增加了pH值.同时向曝气池中通入适量空气,使海水中亚硫酸根离子氧化为稳定的硫酸根离子；待各项指标检验合格后将其排入大海。
(5)测量与控制系统 该系统主要是采集数据和对系统进行控制,包括:采集烟气进出口SO2浓度,温度;曝气池中O2浓度, pH值;烟气旁路挡板前后压差,海水用量等。
海水脱硫对环境的影响
海水脱硫技术成熟可靠,工艺流程简单,但由于其利用海水作为吸收剂又将海水排回海洋,必然会对海洋环境产生一定影响,因而备受人们的关注,海水脱硫对环境的影响是决定该技术能否在沿海电厂应用的重要因素之一。
海水脱硫技术对海水水质的影响主要体现在以下指标上:(1)SO2-4含量;(2)pH值;(3)COD;(4)悬浮物(SS);(5)重金属含量;(6)温度(T);(7)溶解氧(DO)。结论
(1)海水脱硫技术脱硫效率高,技术成熟,投资运行费用低,设备腐蚀、堵塞问题较少,无二次污染,而且在国内外的应用逐渐增多,单机容量大,已由30MW, 125MW,向700MW, 1 000MW发展。
(2)海水脱硫后经过曝气池处理排放到海里的pH值、溶解氧、硫酸盐浓度等参数都符合国家规定标准,不会对海洋生物造成不利影响.。
(3)海水脱硫技术有其局限性,只能应用于沿海地区,并要求使用中低硫煤和高效除尘器.我国海岸线长,沿海地区经济发达,人口多,对环境要求严格,所以海水脱硫技术在我国仍有很广阔的应用前景。
点击咨询 