燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺（精选14篇）

篇1：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

燃煤电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水处理探讨

阐述了脱硫废水的.水质特点,说明了为准确计算脱硫废水量,应对烟气中HCl(气)的质量浓度进行测定.通过对常见的脱硫废水处理方法的比较,提出电厂应设置独立的化学处理系统进行处理,并把脱硫系统水平衡纳入全厂水平衡设计中,以利于废水的回用.当环保对排水的含盐量有要求时,应对脱硫废水采用物蒸发等零排污的处理手段.

作 者：刘晓 周菊华 作者单位：武汉电力职业技术学院,湖北,武汉,430072刊 名：湖北电力英文刊名：HUBEI ELECTRIC POWER年，卷(期)：32(z1)分类号：X784关键词：烟气脱硫 废水处理 环境保护

篇2：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价研究

摘要：应用模糊数学原理和层次分析法,从经济、技术和环境三方面综合评价烟气脱硫技术,使烟气脱硫技术的.选择更科学.以五种典型烟气脱硫技术为评价对象,应用该综合评价方法得出石灰石-石膏法较优的结论.作 者：李友平   尹华强    LI You-ping    YIN Hua-qiang  作者单位：李友平,LI You-ping(西华师范大学化学化工学院,南充,637009)

尹华强,YIN Hua-qiang(四川大学建筑与环境学院,成都,610065)

期 刊：四川环境  ISTIC  Journal：SICHUAN ENVIRONMENT 年，卷(期)：2008, 27(2) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    模糊综合评价    燃煤电厂   

篇3：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

目前,黑龙江省建设的300 MW及其以上容量燃煤火力发电机组都安装了烟气脱硫系统,200 MW机组的部分电厂都进行了脱硫改造,增设了脱硫装置。截至目前为止共有16座发电厂31台200 MW及以上机组增装了脱硫系统,并且为及时准确获取机组各项污染物排放指标均配置了原、净烟气连续监测系统(Continuous Emission Monitoring Systems,以下简称CEMS)。根据省内燃煤电厂脱硫烟气在线监测系统及采样布点的核查现状,发现用烟道现用测点截面附近的比对孔速度场测试方法能够找出混合烟道内代表锅炉机组产生的烟气量速度值,以供流量采集、计量之需。因此,为了满足环保部门的监测要求和综合脱硫效率监测的要求,本文分析了核查过程中发现的脱硫烟气在线监测系统取样布点存在的问题,提出了烟气速度相对稳定点选择的试验方法。

1 速度相对稳定点选择的设计思想

为实现燃煤电厂在脱硫装置投运后性能达标试验的脱硫效率满足性能保证值,国内的设备厂家在设计采样点时,通常将净烟气测点设在脱硫塔出口净烟气烟道上,其一是因为采样测点前有足够长的直管段烟道,能保证烟气监测系统在气流相对稳定的状态下采样,反映烟气的实际状态。其二,能防止旁路烟道挡板不严,部分烟气漏入,导致SO2浓度偏高,影响机组脱硫效率[1]。但是,这样的采样布点方式不符合环保部门的监控要求。在环保部门的监管下,目前各电厂均已将FGD出口净烟气参数采样点移位到烟囱入口混合烟道处的水平烟道上(如图1所示),从而确保在线监测系统测量的是整个电厂最终排放的烟气参数,既满足了环保部门的监测要求,也满足了综合脱硫效率监测的要求。然而,在实施过程中,速度采样点的选取又遇到了新的问题,为节省投资,新建、扩建机组旁路烟道与净烟道混合后至烟囱入口的混合烟道直段较短,而且净烟道与混合烟道的连接成90°,此外法兰、挡板均加装在这一较短的直段烟道内,致使进入混合烟道内的气流产生较大的离心力,极不稳定,较为紊乱,造成流量值的波动较大,给流量的采样及计量带来了困难。因此,在这种特殊的短而大且带有急弯的烟气通道里,选择烟气脱硫在线监测系统流速测点,尚需积极探索。

1.1 机组脱硫设备

以某发电企业1台600 MW国产引进型凝汽式汽轮发电机组为例,该机组加装1套湿法烟气脱硫(FGD)装置,采用石灰石/石膏湿式脱硫工艺,如图2所示。原烟气从锅炉岛引风机后水平总烟道引出,进入FGD系统的吸收塔,在吸收塔内脱硫净化后,经混合烟道进入烟囱,最终排入大气。混合烟道截面尺寸为5 m×5.6 m,烟道长度为4 m。

1.2 试验设计程序

为便于环保部门对SO2的排放量的监管,各电厂通常在混合烟道内加装CEMS系统,连续采集SO2的流量及浓度,上传至环保部门,从而确定其SO2排放量。因此能否准确核定SO2排放量应取决于SO2的流量和SO2的浓度的采集。通常原烟气经脱硫塔后还要通过一段足够长的净烟气直管道,这一流程使烟气在脱硫塔内直至净烟道内充分扩散、混合,达到均匀状态,即使经过急弯进入混合烟道,浓度也没有剧烈的波动,所采集到的浓度信号十分稳定,可以直接用于SO2浓度的计量,因此找到稳定的平均流速代表点并被CEMS系统采集,就成为准确计量SO2排放量的关键。

首先应确定混合烟道内烟气平均流速,其次在混合烟道内寻找平均流速代表点,最后验证平均流速代表点的相对稳定性。整个试验分3个部分进行,试验步骤如图3所示。

2 混合烟道内烟气平均流速的确定

混合烟道内烟气平均流速的确定是整个试验的基础,选择速度代表点是关键。该流速可采用烟道截面网格法直接测量各网格节点的烟气动压平方根,从而求出烟道截面的平均流速。此方法虽简单,但现场测试条件所限,不易操作。该流速的确定还可通过易地测试辅助理论计算,求出混合烟道截面的实态流量,根据已知的烟道截面积,最终确定该截面实际流速。

2.1 烟道截面网格法直接测量速度[2]

按照《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB/T1657-1996)中规定,采样位置应选择在垂直管段,同时避开烟道弯头和断面急剧变化的部位作为锅炉烟气测量点。显然,混合烟道速度测点的设置不完全满足上述要求,如果必须采用网格法直接测量速度,只能根据现场现有的实际条件尽量满足试验要求。混合烟道截面测点布置如图4所示。

测点湿烟气气体速度Vs为

undefined

式中:Kp为皮托管修正系数;Pd为动压,Pa;ρs为湿烟气的密度,kg/m3。

测量状态下湿烟气密度ρs为

式中:ρn为标准状态下湿烟气密度,kg/m3;ts为烟气温度,℃;Ba为大气压力,Pa;Ps为排气静压,Pa。Ms为湿烟气气体分子量,kg/kmol。

湿烟气气体分子量Ms为

式中:XO2 、XCO 、XCO2 、XN2 、XSW分别为烟气中O2、CO、CO2 、N2、H2O的体积百分数,%;MO2 、MCO 、MCO2、 MN2、 MH2O分别为烟气中O2、CO、CO2 、N2、H2O的分子量,kg/kmol。

烟道某一断面的平均流速undefined可根据断面上各测点测出的流速Vs得出,即

式中:Vsi为某一测点的烟气流速;n为测点的数量;为烟气动压平方根平均值,Pa;Pdi为各测点的动压测定值(i=1,2,…,n),Pa。

按采样位置要求,在皮托管上标出各测点应插入采样孔的位置,以网格布点的方式逐点对烟道中烟气动压、静压、温度、湿度等参数进行测定。同时,利用烟气成分分析仪对烟气中不同气体体积百分比进行测定,也可根据所燃煤质元素分析计算出不同气体体积百分比,利用上述公式可直接测量测点的动压,求得混合烟道平均流速。

2.2 易地测试辅助理论计算求取混合烟道平均流速

因现场测试条件限制而无法开测孔,或空中无脚手架难于实施测试,可以采取易地测试辅助理论计算的方法求取混合烟道平均流速。

对于加装FGD 的锅炉机组,原烟气经增压风机后进入脱硫塔(无GGH),自下而上的高温烟气与自上而下的浆液逆向接触并发生反应,烟气温度迅速下降,浆液中的水分不断蒸发,烟气中的水蒸气迅速达到饱和,烟气自脱硫塔出来后经除雾器脱出液态水滴后,除雾器出口烟气携带的水滴含量低于75 mg/Nm3,此时原烟气已经变为了净烟气,并携带大量的水蒸气进入混合烟道,最终通过烟囱排入大气。若计算混合烟道流速,需求得该截面烟气流量,根据已知的烟道截面,可确定截面流速。

通过混合烟道截面的烟气流量(烟气体积)Q混由干烟气流量Q干、脱硫塔出口烟气携带的饱和水蒸气流量Q水组成。其中烟气携带的饱和水蒸气来自于燃料燃烧产生的水蒸气及在脱硫塔内原烟气与浆液热交换产生的饱和水蒸气,表达式为

首先,选择在长直管段除尘器出口烟道上进行温度、压力、氧量、含湿量等参数测量,按2.1中的方法得到锅炉除尘器出口平均流速,并计算出除尘器出口实态烟气流量Q1,根据引风机的的温升、增压风机后压头的增加,换算出脱硫塔入口的烟气标干态流量Qs1,即

式中:F1为除尘器出口测定断面面积,m2;undefined为锅炉除尘器出口平均流速,m/s;P1为脱硫塔入口烟气静压,Pa;t1为脱硫塔入口烟气平均温度,℃;Xsw1为除尘器出口烟气平均含湿量,%。

从理论上讲,从FGD入口至混合烟道这一管段存在一定的漏风,加之在脱硫塔内氧化风机加入一定氧量,因此可通过网格法测量脱硫塔入口烟气平均氧量O2in及混合烟道截面的平均氧量O2out,用于计算烟道漏风率Δα,根据漏风率定义式,再求出混合烟道截面标准状态下干烟气流量Qs2。

烟道漏风率为

undefined

式中K为大气中含氧量,根据海拔高度查表得到。

根据温度、压力、含湿量等参数换算乘混合烟道截面实态干烟气流量Q干为

式中:P2为混合烟道烟气静压,Pa;t2为混合烟道烟气平均温度,℃;Xsw2为混合烟道烟气平均含湿量,%。

在工程实际中,每个工程烟气参数都不一致,但是相同状态下干烟气密度和干空气密度相差不大,因此用干空气的含水量公式来计算干烟气的含湿量。混合烟道截面实态的饱和水蒸气质量M水计算方法为[3]

式中:M0为混合烟道标态干烟气质量,kg/h;ρ干为干烟气密度,kg/m3;Pw为混合烟道平均温度下饱和水蒸气分压,可通过计算或查表得到,Pa;ρ水为饱和水蒸气密度,可查表得到,kg/m3。

干烟气标准密度ρ干:α=1.0时,取1.39 kg/Nm3;α=1.4时,取1.36 kg/Nm3[4]。

根据上述公式(7)、(11)、(15)最终求得混合烟道截面实态的流量Q混,因此混合烟道截面的平均流速undefined为

undefined

式中F混为混合烟道截面积,m2。

混合烟道内烟气平均流速的确定方法以现场实测为基础,借助于严密的理论推导,完成了现场无法实现的测试工作,最终完成混合烟道平均速度的确定。

3 混合烟道平均流速测点选择

在烟囱入口混合烟道上分别装有CEMS小间,将CEMS系统安装其内,每个烟道内CEMS所用测孔及上下比对测孔亦安装在CEMS小间内(如图4所示)。

根据2.2中求得的undefined,按式(1)求出其在混合烟道内对应的动压值P′d。假定混合烟道上测孔A为CEMS所用测孔,则用靠背管分别对测孔B、测孔C进行不间断点速度场测试,记录下数字差压计显示值为P′d时的测点位置,L为测孔与平均流速代表点(数字压差计显示值为P′d时的测点位置)之间的垂直距离,具体位置如图4所示。

为了验证所测混合烟道平均速度代表点数据是否具有较高的可信度和稳定性,分别测定5次,时间间隔为5 s,烟气流速为a1、a2、a3、a4、a5,以及时间间隔为60 s的烟气流速b1、b2、b3、b4、b5,并进行误差分析。

其中,时间间隔为5 s 的烟气流速测量平均值undefined为

undefined

绝对偏差为

undefined

相对偏差为

undefined

式中:ai为第i次时间间隔5 s烟气流速测点结果,m/s;undefined为平均相对偏差,%。

根据公式(17)、(18)、(19)、(20),同理得到时间间隔为60s的烟气流速测量结果。

采用2混合烟道内烟气平均流速的确定和3混合烟道平均流速测点选择试验中阐述的方法对省内某发电企业1台600MW国产引进型凝汽式汽轮发电机组进行了测试,最终确定该机组混合烟道平均速度代表点与测孔的垂直距离为L=2.64m(测点位置如图1所示)。现以该机组在L=2.64m时的流速测量结果为例,阐述混合烟道平均速度代表点验证试验,试验数据如表1所示。

经计算,5 s间隔内平均流速的平均相对偏差值undefined为6.696%,60 s间隔内平均流速的平均相对偏差值undefined为3.540%,,因此选取平均相对偏差值较小的时间间隔60 s进行校核性试验。

4 混和烟道平均速度校核性试验

为验证混合烟道平均速度的稳定性,考察不同工况条件下混合烟道平均速度的变化情况,设置混合烟道平均速度校核性试验。试验条件为改变电厂运行负荷,在机组负荷分别为600 MW(100%)、480 MW(80%)、360 MW(60%)时,在L=2.64 m处分别测定5次时间间隔为60s的烟气平均流速,并利用式(17)、(18)、(19)、(20)进行误差分析。经分析,在3种负荷情况下,平均速度的平均相对偏差分别为3.540%、3.336%、3.408%,均满足误差要求,即相对偏差基本维持在6%～10%[2],因此最终确定L点即为符合CEMS系统采集要求的速度相对稳定代表点。

5 结论

1) 在混合烟道内寻找相对速度稳定点是一项繁杂的试验研究工作,反复开展大量的测试工作是成功获取相对速度稳定点的重要保证。

2) 烟气平均速度可采用烟道截面网格法直接测量。在受现场测试条件限制的情况下,宜采用异地测试辅助理论计算的方法来求取,再通过速度场测试进行验证,最终确定出烟气速度的相对稳定点。

3) 该测试方法可以科学地为CEMS系统提供既准确又稳定的平均速度及流量测点,真实反映机组二氧化硫的排放量,使发电企业真正享受到脱硫电价的优惠,有利于脱硫未达标单位排污费的足额征收。

参考文献

[1]陈文林.火电厂脱硫烟气在线监测系统运行中须注意的问题[J].节能与环保,2011(1):74-76.

[2]冯真祯.燃煤电厂矩形烟道烟气流速确定方法研究[D].南京:南京信息工程大学,2011:1-63.

[3]李吉祥.石灰石-石膏法湿式烟气脱硫工艺水量计算方法探讨[J].吉林电力,2007,35(4):15-17.

篇4：燃煤电厂烟气湿法脱硫工艺分析

关键词：湿法脱硫；燃煤电厂；石灰石-石膏脱硫工艺；海水脱硫

一、燃煤电厂湿法脱硫工艺简介

湿法脱硫工艺最早起源于海水脱硫，其原理是利用海水的碱度及其天然特性脱除烟气中的二氧化硫，但是由于其严苛的地域限制，导致该方法的大范围应用存在困难。随着科学技术及化学工业的发展，脱硫工作者开发了湿式石灰石/石灰—石膏脱硫工艺，该方法也是迄今为止应用范围最广、技术发展最成熟、应用情况最稳定的脱硫工艺。在此基础上，脱硫工作者不断突破脱硫工艺的局限性，又先后开发了钠钙双碱法、湿式氨法脱硫工艺等，为湿法脱硫技术的发展做出了重要贡献。湿法脱硫较之半干法、干法脱硫拥有绝对的实用业绩优势，绝大多数电厂烟气脱硫均采用湿法脱硫工艺，其中又以湿式石灰石/石灰—石膏脱硫法应用居多。

二、湿法脱硫工艺的分类

1、石灰石-石膏脱硫工艺

石灰石—石膏脱硫工艺是应用范围最广，也是最为稳定的脱硫工艺，其反应原理如下： → （2-1-1）

→ ↑ （2-1-2）

→ · （2-1-3）

→ · ↑ （2-1-4）

其中，式（2-1-1）和（2-1-2）发生在脱硫塔顶部，也是消除烟气中二氧化硫的主反应；式（2-1-3）和（2-1-4）则发生于脱硫塔底部，不稳定氧化产物亚硫酸钙被氧化为带有结合水的硫酸钙，即带有结晶水的石膏，实现了工业废气的有效利用。该技术具有诸多优点，如：技术发展成熟、应用范围广、脱硫效率高（可达95%及以上）、脱硫剂使用效率高（可达90%及以上）等。同样，该技术也具有一定的局限性，如投资成本高、后期使用成本高、系统设置复杂、易受腐蚀等。但综合权衡，湿式石灰石—石膏脱硫工艺的使用对湿法脱硫工艺的发展具有里程碑式的意义，它极大地减轻了烟气中二氧化硫对生态环境造成的污染压力，同时也为工业废气的再度利用做出了重要贡献。

2、海水脱硫工艺

海水脱硫工艺研发起步最早，其原理是海水中的卤化物、硫酸盐等碱性物质可去除烟气中的二氧化硫。根据化学工艺可将海水脱硫法分为两类：只用海水和向海水中添加适量石灰来调节吸收液的碱度值，而前者应用较为广泛。海水脱硫工艺具有操作简单、原料易取、不易结垢堵塞、脱硫效率高等优点。但是，其应用地域限制较为严格，只能在沿海地区使用，在内陆地区应用较为困难。

3、其它工艺

湿法脱硫工艺投入现场使用的有不下20种，其中应用较为普遍的还有新氨法烟气脱硫技术、镁基吸收法脱硫技术、双碱法脱硫技术等。新氨法脱硫技术主要是利用氨水来吸收含二氧化硫的烟气，该方法的好处是工业废气可再度生产为化肥或是高质量的工业硫酸。由于新氨法脱硫采用液液接触，脱硫效率更为显著。其次，新氨法脱硫也可以通过废料进行工业生产，在一定程度上减轻了前期建设的费用负担。镁基吸收法则是利用 浊液进行脱硫，二氧化硫在吸收器中被吸收生成亚硫酸镁或是硫酸镁，达到脱去烟气中二氧化硫的目的。双碱法脱硫工艺是利用含 的碱性溶液或是氨水与二氧化硫反应，然后再度用中间产物与生石灰等碱性物质反应，最后生成硫酸钙这一无毒无害物质，该方法成本低、无堵塞，是一种经济高效的脱硫手段。

三、湿法脱硫工艺在电厂的应用

湿法脱硫工艺是目前世界范围内发展最为成熟的脱硫手段，其吸收剂原料易得、副产品可回收利用率高、设备运行稳定、达到的环境指标合乎标准。各燃煤电厂可根据电厂自身的燃煤类型、所处地理环境、原材料获取难易程度、划地规模及当地政府环保政策等因素，进行系统梳理和规划，以选取合适的脱硫方法来解决烟气中二氧化硫含量超标的问题。

湿法脱硫技术在我国燃煤电厂中一直作为优先考虑的脱硫工艺，研究表明，湿法脱硫技术相较于干法脱硫技术、半干法脱硫技术，具有投入成本低、设备运行稳定、技术手段成熟等优势。但各电厂在运用该技术手段时也应注意以下几个方面的问题：

（1）重视防堵塞、结垢的防护处理

湿法脱硫工艺在应用时面临的普遍问题就是结垢堵塞情况突出。电厂在实际应用湿法脱硫技术时，应当注意吸收器、氧化槽，尤其注意喷嘴及管道中的结垢情况，定期进行设备清理，并应重视监测观察环节，避免设备由于结垢封堵而难以正常运行。

（2）重视防腐、防磨损设计研究

浆液中的大量电解质及固态颗粒会对设备壁面造成腐蚀磨损，减少设备使用寿命。在设计脱硫设备体系时，应充分考虑到设备内衬、阀门、管道、喷嘴的耐腐蚀程度，积极研发相应的防腐蚀、防磨损改良方案，针对各电厂脱硫手段的特异性展开专项攻关，改善设备腐蚀磨损情况。

（3）注意吸收剂品质及燃煤煤质变化

随着生产进程推进及原煤产源变化，燃煤煤质也会受到诸多因素的影响。不同品质的原煤其化学构成不同，最终灼烧得到的产物也各有不同，各电厂在生产过程中应实时把握这一因素，做好相应的脱硫方案调整，以保证脱硫的高效性及实用性。同时，随着二氧化硫吸收量的不断增多，吸收剂的品质也会发生变化，电厂相关技术人员应注意这一点，做好动态调整规划，将经济效益与脱硫效率控制在合理范围内。

四、结语

本文详述了几种常见的脱硫技术，并对其原理做了简要综述。虽然目前最为普遍的技术仍为石灰石—石膏脱硫工艺，但对其它工艺技术的改革创新仍不容忽视。未来的湿法脱硫技术将更注重对环境达标程度的控制并考虑其综合副产品的利用。在实际的生产过程中，电厂负责人应注意对于脱硫工艺的实时调整，将脱硫措施体系化、过程化，注重对脱硫装置的检修监督，完善脱硫工艺细节，重视相关技术开发，进行脱硫技术工艺改良创新，不断缩小与国外先进水平的差距。

参考文献

[1] 鹿瑶.关于湿法脱硫工艺探析[J].科技创新与应用，2014（11）

[2] 孔火良，吴慧芳，金保升.燃煤电厂烟气脱硫技术及其主要工艺[J].煤矿环境保护，2002（12）

篇5：火电厂烟气脱硫工艺国产化初探

火电厂烟气脱硫工艺国产化初探

火电厂排放的.SO2形成酸雨已严重危害人类生存环境,国家把解决烟气脱硫问题纳入大政方针之中,强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置.文章介绍了几种目前国际上较为成熟的脱硫工艺,并对各种工艺进行了比较,分析了国内烟气脱硫市场,并就脱硫技术国产化问题提出若干看法.

作 者：刘利 程养学 喻文熙 Liu Li Cheng Yangxue Yu Wenxi 作者单位：上海市环境科学研究院,上海,33刊 名：上海环境科学 ISTIC英文刊名：SHANGHAI ENVIRONMENTAL SCIENCES年，卷(期)：25(5)分类号：X7关键词：烟气脱硫 脱硫工艺 湿法脱硫 半干法脱硫 干法脱硫 脱硫国产化

篇6：浅谈电厂脱硫废水及其处理工艺

浅谈电厂脱硫废水及其处理工艺

摘要：火电厂广泛采用的`湿法脱硫在生产过程中会产生脱硫废水.脱硫废水的水质非常特殊,含有高浓度的悬浮物、无机盐以及各种重金属,对环境有很强的污染性,处理难度较大.因此,必须对脱硫废水进行单独处理.文章对火电厂脱硫废水的来源,脱硫废水的特点和性质,脱硫废水处理工艺现状及处理工艺流程进行了分析介绍.作 者：杨发祥 作者单位：常州江南电力环境工程有限公司,江苏,常州,213245期 刊：中国高新技术企业 Journal：CHINA HIGH TECHNOLOGY ENTERPRISES年，卷(期)：2010,“”(3)分类号：X703关键词：火电厂 脱硫废水 处理工艺 中和反应

篇7：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

中国燃煤企业烟气脱硫技术现状与发展

对中国燃煤企业烟气脱硫技术发展现状及研究趋势加以介绍,并对各技术的适用范围、工艺技术参数及应用工程实例等进行了分析和比较,尤其比较了应用较广的石灰石/石灰-石膏法和镁法的.经济核算等数值,对中国脱硫技术今后的发展趋势提供相关的基础数据及应用参考.

作 者：吴琼 何绪文 竹涛 杨超  作者单位：中国矿业大学(北京)化学与环境工程学院,北京,100083 刊 名：洁净煤技术  PKU英文刊名：CLEAN COAL TECHNOLOGY 年，卷(期)：2010 16(2) 分类号：X701 关键词：烟气脱硫   工程实例   镁法   经济核算  

篇8：燃煤电厂烟气脱硫系统可靠性估计

我国燃煤电厂烟气脱硫系统(FGD)处于大规模的建设和运行初期,脱硫系统的运行状态已经成为发电企业上网脱硫电价考核的依据。烟气脱硫系统具有产品大、批量小、可修复、连续运行时间长、系统复杂的特点,系统的可靠性试验在实验室无法进行。

1 烟气脱硫系统可靠性特征指标

火电厂烟气脱硫系统与电厂其它热力系统不同,投资和运行消耗大,运行状态受到外界严格的监督考核,不能简单地利用增加投资、降低设备利用效率、扩大运行消耗来提高可靠性。为评估脱硫系统可靠性状态,根据烟气脱硫设施的运行特点,结合火电机组可靠性评价状况,定义5个可靠性特征指标。

1)投运率(SR)

2)非计划停运率(UOR)

3)可用系数(AF)

4)不可用系数(UF)

5)等效可用系数(EAF)

2 烟气脱硫系统可靠性特征值估计

脱硫系统可靠性特征值的真值无法准确了解,统计报表中给出的是可靠性特征量的观测值,该观测值随着统计条件的变化而变化,某些情况下与真值的差距较大,可采用区间估计方法对脱硫系统可靠性真值进行估计。火力发电机组的烟气脱硫系统大修周期每4-6年,非计划停运时间一般只占总可用时间的5%以下,属于理想有计划检修的可修设备。有计划检修的可修设备的实际失效分布可认为服从指数分布,烟气脱硫系统在经过调试和生产试运行后,可认为其可靠性失效分布满足指数分布。

2.1 可用系数和不可用系数的估计

烟气脱硫设施只能处于“可用”和“不可用”两种状态,其可靠性状态分布如图1所示。

1)点估计

根据可用系数和不可用系数的定义有:

其中:

2)区间估计

FGD的可用系数(AF)相对较高,一般大于95%,不可用系数(UF)相对较低,一般小于5%。在此仅对AF和UF进行单侧区间估计,估计AF的单侧置信下限和UF的单侧置信上限。

假设x1,x2,x3,…,xn相互独立,且服从失效率为λ的指数分布;y1,y2,y3,…,yn相互独立,且服从修复率为μ的指数分布。

根据函数Fɑ分布上侧分位数表,有:

可以得出AF的单侧置信下限AFL和UF的单侧置信上限UFU分别为:

其中:ɑ—显著性水平;1-ɑ—置信度。

2.2 投运率与非计划停运率的估计

脱硫设施的要求投运时间接近于机组实际发电时间,备用时间和计划停运时间为非考核时间,在进行投运率(SR)和非计划停运率(UOR)估计时,以实际发电时间假定为统计连续时间。

1)点估计

以锅炉实际运行时间(近似等于脱硫设施要求投运时间)为统计时间,只考虑“运行”和“非计划停运”两种状态,因此有:

其中:

2)区间估计

正常情况下,烟气脱硫设施的投运率一般大于90%,投运率小于90%的将会受到脱硫电价考核。

因此仅对SR和UOR进行单侧区间估计。同样,UOH1,UOH2,…,UOHn相互独立,服从指数分布;SH1,SH2,…,SHn相互独立,服从指数分布。根据函数F分布上侧分位数表,可以得出SR的单侧置信下限SRL以及UOR的单侧置信上限UORU:

2.3 等效可用系数(EAF)的估计

等效可用系数(EAF)为可用小时数减去降低出力等效停运小时数后与统计小时数的比值,它反映了脱硫设施满负荷出力能力。为计算评估方便,将可靠性评估统计时间进行划分为两种,一种是可用时间(AH)减去降低出力等效停运时间(EUNDH),另一种是不可用时间(UH)与降低出力等效停运时间(EUNDH)之和。

1)点估计

根据等效可用系数(EAF)的定义有:

2)区间估计

由于我国燃煤电厂煤质来源广,很难符合设计煤种的品质,脱硫设施制造商的设计及制造能力良莠不齐,部分电厂FGD经常存在降低出力运行的状态。需要对脱硫设施的等效可用系数(EAF)进行双侧区间估计,就是求出一个置信区间[EAF1,EAF2],使得该区间以一定的置信水平将EAF的真值包含在内。

f1,f2,f3,…,fn相互独立,且服从失效率为λ的指数分布;k1,k2,k3,…,kn相互独立,且服从修复率为μ的指数分布。

EEAAFF的的双双侧侧区区间间估估计计的的上上下下限限分分别别为为::

式中:ɑ为显著性水平,1-ɑ为置信度。

由降低出力运行原因或结果的不同,将降低出力运行(IUND)分为第1类降低出力运行(IUND1)、第2类降低出力运行(IUND2)和第3类降低出力运行(IUND3)。如有需要,可依据本小节中的EAF估计计算方法对不同的降低出力运行方式进行分别估算其EAFi。

3 结束语

根据火电厂烟气脱硫系统特性,结合有关脱硫设施运行考核要求,给出了可以用来评价系统可靠性水平的5个可靠性特征指标,并对特征指标进行了估计计算,为实现脱硫系统的设计优化和可靠性增长奠定了基础。

参考文献

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篇9：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

关键词：燃煤电厂；烟气脱硫；工艺

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）14-0173-02

对于当前燃煤电厂发展而言，除了要实现自身可持续发展目标之外，还有一个更重要的任务，就是保护生态系统环境。近年来，随着我国工业的飞速发展，因各类燃料大量燃烧而产生的污染越来越严重，给人类的生产和生活造成了巨大的威胁。所以，采取切实可行的脱硫技术，降低烟气排放是当前燃煤电厂发展中非常重要的一项工作，需要引起领导部门的高度重视。

1 燃煤电厂烟气的危害分析

煤炭的大量消耗是燃煤电厂生产活动开展的基础，煤炭燃烧过程会产生大量烟气，烟气中所含有的CO2、CO、SO2等成分，不仅会破坏大气平衡，而且还会造成不同程度的环境污染，威胁着人类的身体健康。尽管当前大部分燃煤电厂在生产中都配置了相应的烟气脱硫设备，但由于技术不完善、设备更新速度慢，从而使得烟气脱硫效果并不理想，无法满足社会发展的根本需求。

此外，由于烟气在排放时会散发大量的热，为了避免高温给人带来伤害，大部分燃煤电厂采用高烟囱排烟。烟囱高度增加，必须会增加烟气的扩散范围和传输距离，加剧烟气危害。

由此可见，随着我国燃煤电厂的飞速发展以及人们环保意识的不断提升，正视燃煤电厂烟气危害，采取针对性的烟气脱硫技术解决环境污染问题至关重要。

2 燃煤电厂烟气脱硫现状分析

早在20世纪70年代，我国燃煤电厂就开始尝试各类烟气脱硫工艺试验，经过长时间的研究总结，已经取得了一些成功经验。90年代后，更是引进了诸多国外先进烟气脱硫工艺，给燃煤电厂烟气脱硫工作的有效开展提供了充足的技术保障。比如说，山西太原第一热电厂所采用的简易石灰石-石膏法脱硫装置；成都热电厂采用的电子束法脱硫技术等，都是从国外引进而来，并且在电厂生产中发挥了重要作用。

近年来，伴随着燃煤电厂的飞速发展，煤炭燃烧量和产生的烟气量越来越大，SO2和NOX排放量更是大幅度增加，环境污染问题日益严峻，给燃煤电厂的发展提出了新的问题。传统燃煤电厂所采用的干法和湿法脱硫脱硝技术，虽然可以在一定程度上降低烟气对环境产生的污染，但同时也存在一些不足之处。比如说，干法炉内喷钙脱硫工艺不仅脱硫效率低，而且使用过程中还需要大量的石灰石作为支撑；湿法烟气脱硝技术尽管效率较高，但运行费用却十分庞大，在燃煤电厂中很难得到广泛推广。

此外，采用干法和湿法脱硫技术进行烟气脱硫时，或多或少都会产生废渣和废水，如果不能将其进行有效处理，势必会造成环境的二次污染，同样无法达到环境保护的目的。

所以，针对当前燃煤电厂烟气脱硫的现状，我们首先要做的就是转变传统的治理思路，从燃煤电厂可持续发展的角度出发，在变废为宝的基础上避免二次污染的问题发生。只有这样，才能够提高燃煤电厂的经济效益和社会效益。

目前，我国燃煤电厂在烟气脱硫技术方面主要有炉内脱硫和烟气脱硫两种类型。虽然有所成效，但在应用过程中也存在一些问题，从大环境来讲，国家相关部门对烟气脱硫市场的监管力度不够，无法对相关设施进行准确评价，致使经常出现技术人员不足、质量管理环节薄弱等问题。

从小环境来讲，由于行业进入门槛低，且大部分脱硫工程以总承包模式运行，从而导致很难从设计源头实现烟气脱硫工艺的优化。这些问题的存在都将直接影响到燃煤电厂的烟气脱硫效果，阻碍燃煤电厂可持续发展目标的顺利实现。

3 燃煤电厂烟气脱硫工艺探讨

烟气脱硫效果是否能够满足燃煤电厂发展需求，最关键的就是对脱硫脱硝工艺的选择。上文提到，燃煤电厂生产所产生的烟气中，不仅含有碳、氮、硫等矿物元素，而且还有大量的二氧化碳和氮氧化合物，不仅损害了人们的身体健康，还污染了大气环境。因此，进行必要的脱硫脱硝处理非常重要。接下来，笔者就针对燃煤电厂中烟气脱硫脱硝的工艺进行简要介绍。

3.1 脱硫工艺

脱硫工艺是贯穿在整个生产中的一项重要技术，分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三个阶段。燃烧前主要以物理性脱硫为主，脱硫方法主要是针对煤炭中含有的矿物硫成分，利用其带磁特性，尽可能多的将煤炭中所含有的硫元素降低，以此来减少燃烧时烟气中的硫含量。燃烧中主要以化学性脱硫为主，即在煤炭燃烧过程中，在燃烧炉内加入碳酸类化合物，使其与煤炭燃烧中释放的含硫化合物发生反应，继而生成为固体硫酸盐，随炉内残渣排除。与燃烧前和燃烧中的脱硫工艺相比，燃烧后的脱硫工艺要相对复杂一些。

一般来说，燃烧后的脱硫工艺操作重点主要集中在防止SO2的排放上，常用的方法主要有三种，即干法、半干法和湿法。

所谓干法脱硫，主要是以多种类型的固态吸收剂为主，通过催化反应减少二氧化硫，进而达到环境保护的目的。虽然这种方法可以避免废液的处理，但这种方法在当前燃煤电厂中很少应用，其原因主要是因为耗时多、反应慢、效果不明显。半干法脱硫主要有两种方法，即吸着剂喷射法和喷雾干燥法。两种方法都是以碱性粉末为主要材料，在高温蒸发的水分环境下，通过反应生成固态干粉。这种方法虽然比不上湿法脱硫的效果好，但却具有操作简便、维护方便等优势，在当前燃煤电厂中具有一定范围的应用。

在上述三种脱硫工艺中，应用最广泛的要属湿法脱硫工艺，该方法主要以Ca（OH）2和NaOH作为二氧化硫的吸收皿，同时应用石膏来实现对二氧化硫的强力吸收。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高，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。

3.2 脱硝工艺

脱硝工艺的完善对大气环境保护同样十分重要，也应该被燃煤电厂领导部门给予高度重视。就目前脱硝工艺的使用情况来看，有效的脱硝工艺可以大幅度降低NOX的生成。具体方法是通过锅炉内氧气密度的减少，缩短煤气在高温中的时间。

此外，对NOX的处理也是脱硝技术使用的一个主要目的，这项工作的开展与脱硫相似，需要采用喷射粉末吸附、溶液内反应以及催化还原等方法进行处理。实践证明，无论是哪一种脱硝工艺，都能够实现对NOX的有效处理。

近年来，随着我国科学技术的飞速发展，脱硝工艺也得到了进一步优化与完善，以平板式催化剂为例，由于该方法采用不锈钢筛网板作为支撑担体，使用加压涂覆工艺，断面为平行褶皱板结构，所以，平板式催化剂在防止飞灰堵塞、磨损和抗中毒等方面具有很大的优势，在高尘燃煤烟气脱硝占据很大的市场份额。电子束技术也是一种新兴的脱硝工艺，这种方法主要是利用电子束光来对NOX进行照射，在光照作用下，NOX就会产生氧化，生成硝酸，然后与NH3反应，生产没有污染的硝酸盐。随着这种方法耗时短、脱硝效果好，但由于该方法对技术要求较高，所以在当前燃煤电厂的发展中并没有得到广泛应用，还有待进行进一步考察。

4 结 语

总而言之，在燃煤电厂飞速发展的新形势下，做好烟气脱硫工作势在必行，其不仅是促进燃煤电厂可持续发展的重要依据，而且也是保护生态环境的重要手段。虽然目前应用于燃煤电厂烟气脱硫中的技术有很多，但大多数都不是十分成熟，这就要求研究者们要加大研究力度，结合我国当前燃煤电厂运营的实际情况，对烟气脱硫技术进行不断优化与完善，确保其具有较强的实效性。只有这样，才能够为燃煤电厂的长足发展奠定坚实的基础。

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篇10：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

新组合式燃煤锅炉烟气脱硫装置的研究

针对目前燃煤锅炉烟气净化问题,利用湿壁塔净化洗涤的原理,研究了一种将湿式洗涤和旋风分离相结合的除尘脱硫装置,文章阐述了该装置的结构形式,基本工作原理和各工艺条件对脱硫效率的.影响,工业应用表明该装置脱硫效率大于97%,设备阻力小于1200 Pa.

作 者：赵敏 ZHAO Min 作者单位：株洲市环境监测中心站,湖南,株洲,41刊 名：湖南有色金属英文刊名：HUNAN NONFERROUS METALS年，卷(期)：25(4)分类号：X701.3关键词：脱硫 传质 pH值 气速

篇11：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

燃煤电厂锅炉烟气除尘设备不仅是环保设备，也是电厂的主要生产设备之一（燃煤电厂的四大主机：发电机、汽轮机、锅炉、除尘器）。

因此在设计袋式除尘器系统和滤料选择时，必须确保袋式除尘器的长期（锅炉及附属设备一般三年一个大修期）可靠运行；要充分考虑锅炉及其辅助的运行工况、燃料和灰尘特性，及运行可能出现的问题。

在燃料不变的情况下，含尘烟气的特性主要取决于锅炉的燃烧工况，同时也取决于除尘系统的设计。而锅炉负荷的变化，粉磨机、省煤器、空气预热器的选型及运行工况，一次风机、二次风机用引风机的开度都直接影响烟气的含尘浓度，颗粒大小直接影响烟气量，烟气的粒度、含氧量及氮氧化物的含量，系统的漏风和保温也是不可忽视的因素。可以说锅炉的运行工况直接影响袋式除尘系统，而袋式除尘系统的可靠性又直接关系到锅炉的安全。如果除尘系统因破袋失效，会造成锅炉引风机叶轮磨损加快；滤袋粘灰严重，会增加阻力，减少了引风机的抽力，造成锅炉的正压，这都是很危险的。所以在设计燃煤电厂的袋式除尘系统时，一定要把除尘作为锅炉系统的一个重要环节，在系统设计时，自动监测、自动控制、故障判断和紧急措施，都要有全面的考虑。在制定操作规程和岗位责任制及维护管理方面也要具体落实。

经验和教训告诉我们：一个成功的项目必须有周全而合理的设计，选用可靠的仪器、仪表和设备，一丝不苟的安装制造，精心的维护，严格的操作管理

篇12：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

201110202134陈祖涵

摘要控制火电厂排放烟气含硫量，在环保上做出了巨大努力。我国不断在改进技术，但是与世界先进技术还是有一定的距离。在运用我国独有的特色技术进军国际市场的时候，我国烟气脱硫技术机遇与挑战并存。

关键字烟气脱硫 脱硫制铵 湿法脱硫 脱硫制石膏

1高浓度 SO2 烟气脱硫技术大规模工业化应用

由于冶金行业往往是高能耗，高污染行业，所以国家对冶金行业的烟气脱硫处理很早就进行的研究与运用。SO2 含量高于 3 %的烟气 ,通常称为高浓度二氧化硫烟气。此类烟气可采用钒催化剂接触催化制硫酸等方法脱硫回收利用硫资源。50 年代我国有色金属冶炼等生产过程这类烟气的脱硫制酸研究即有初步成果。1953 年 ,葫芦岛锌厂首次在国内建成冶炼烟气脱硫制酸装置。此后 ,沈阳冶炼厂、富春江冶炼厂 ,铜陵有色金属公司、贵溪冶炼厂等企业实现了冶炼烟气脱硫制酸的工业化。目前 ,我国有色金属冶炼行业的高浓度二氧化硫烟气基本上都己采用催化转化法脱硫制酸 ,不仅有效地控制了二氧化硫污染 ,而且使冶炼烟气二氧化硫成为重要的硫资源 ,补充了我国缺乏的硫资源 ,企业也取得较大经济效益。每年冶炼烟气脱硫制得的硫酸占全国硫酸年产量 10 %0.5 %),采用传统的接触法脱硫制酸等方法 ,技术经济上难度大。

目前我国这类烟气的脱硫技术工业化应用程度还很低 ,已应用的主要是引进的国外烟气脱硫装置和中小锅炉简易除尘脱硫装置：

国外烟气脱硫装置的引进。

70年代后期 ,我国开始从国外引进烟气脱硫装置:1978 年南化公司从日本引进的 2 ×160t 锅炉烟气的“氨-硫铵法”烟气脱硫装置;1981年,南京钢铁厂从日本引进的处理烧结烟气 5 ×104Nm3/ h 的“碱式硫酸铝法”烟气脱硫装置;1993年 ,重庆珞璜电厂从日本引进的处理 2 ×360MW 机组锅炉烟气的“湿式石灰石 —石膏法”烟气脱硫装置;1994 年 ,山东黄岛电厂从日本引进的处理100MW 电厂锅炉烟气的“旋转喷雾干燥法”脱硫装置;1996 年山西太原第一发电厂从日本引进的简易石灰石 —石膏法脱硫装置;1997 年 ,成都热电厂从日本引进的处理 100MW 电厂锅炉烟气的“电子束辐照法”装置;另外 ,北京第一热电厂(2 ×410t/ h)、重庆(2 ×200MW)、浙江半山电厂(2 ×125MW)、南京下关电厂(2 ×125MW)、重庆珞璜电厂二期(2 ×360MW)、深圳西部电厂(300MW)等烟气脱硫装置均是引进成套技术。这些烟气脱硫装置的引进为我国烟气脱硫吸收国外先进成熟的技术奠定了基础。

中小型锅炉简易烟气脱硫技术的应用。

我国中小锅炉占全国燃煤锅炉的 70 % ,为此我国在探索中小型燃煤锅炉二氧化硫污染控制的多种途径,如低硫燃料、型煤固硫等技术的同时,针对中小锅炉特点 ,开发了一批简易烟气脱硫技术。目前这类技术申请的专利已达几十种,应用数百套。简易烟气脱硫除尘技术

一般是在各类除尘设备的基础上,采用石灰、冲渣水等碱性浆液为固硫剂,应用水膜除尘、文丘里除尘、旋风除尘的机理和旋流塔、筛板塔、鼓泡塔、喷雾塔吸收等机理相结合同时除尘脱硫。已形成冲激旋风除尘脱硫技术、湿式旋风除尘脱硫技术、麻石水膜除尘脱硫技术、脉冲供电除尘脱硫技术、多管喷雾除尘脱硫技术、喷射鼓泡除尘脱硫技术等在同一设备内进行除尘脱硫的烟气脱硫技术。其共同特点是设备少 ,流程短、操作简便, 一般除尘效率70 %-90 % ,脱硫效率 30 %-80 %。

3电厂脱硫技术运用实例

湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,固硫剂价廉易得,副产物便于利用,煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。目前单机容量在20万kW以上的火电机组容量占火电总装机容量的55%,高参数、大容量火电机组是当前和今后相当长时间内火电发展的方向。因此,大机组脱硫是火电厂脱硫的工作重点,是控制火电厂SO2的关键,而湿法脱硫工艺是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺,所以,我国应重点发展湿法脱硫技术。

烟气循环流化床脱硫工艺脱硫效率高,建设投资较省,占地面积较少,在能满足高品位石灰供应和妥善处理脱硫灰的条件下,具有较好的发展前景,尤其适用于中小机组和老机组的脱硫改造。

喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、海水脱硫、电子束脱硫等脱硫工艺在国内已有示范项目,要认真总结示范项目的经验,结合当地实际情况充分论证,进行合理消化利用。

炉内喷钙和复合固硫剂结合起来,向炉内直接喷入效果较好的复合固硫剂,即复合固硫剂炉内喷射脱硫工艺,可比LIFAC工艺省去活化塔的巨大投资,在大大降低了成本的情况下,稍微降低了脱硫率,这样既可以把资金应用到多台机组的技术改造当中去,又可以满足环保的要求。

经济利益较高的制肥，即硫酸氨的制备氨水洗涤法得到的副产品为硫酸铵,它在肥料行业有很大的市场。氨水洗涤法具有下述优点：流程简单、费用低、可以使用原石灰石吸收法的洗涤设备。热烟气经除尘后进人预洗涤器,与硫酸铵饱和溶液并流接触。烟气经绝热饱和而被冷却。与此 同时,由于硫酸铵饱和溶液中水的蒸发而析出硫酸铵结晶。因此,在预洗涤器中烟气的余热得到充分有效的利用,而不必使用昂贵的外部热源。

预洗涤液流人贮槽,由循环泵进行循环心机就可以很方便地将这些结晶从硫酸铵母液中分离出来。滤饼纯度达99.6%以上,其质量优于合成的硫酸铵产品,其组成如下：

硫酸铵滤饼进一步干燥后可直接作为含硫、氮肥料。当生产NPK复混肥时,要掺入钾肥、磷酸盐和尿素等。掺混时必须事先将硫酸铵细晶造粒,以便与其他粒状肥料相混配。已成功地用挤压法将硫酸铵滤饼制成2-3mm的粒状产品。

较大量湿式石灰石-石膏法

近年来,我国在发展烟气脱硫技术方面有了较快进展。提倡以“湿式石灰石-石膏法”为主引进国外烟气脱硫技术并通过国产化制造烟气脱硫装置,降低烟气脱硫装置建设投资、减小脱硫成本的呼声甚高。通过国外先进烟气脱硫技术的国产化来加速我国烟气脱硫。

烟气脱硫石膏和天然石膏主要成分都是二水硫酸钙晶体(CaSo4·2H20)，其物理化学性质具有共同点。烟气脱硫石膏作为工副产品，与天然石膏有一定的差异，又具有再生石膏的一些特性。经过洗涤和滤水处理 的烟气脱硫石膏含有 l0％ ～20％游离水，颗粒细小松散均匀，粒径30 m—60 m，纯度 90 ％ ～95％，含碱量低有害杂质少。系统运行正常时产生的脱硫石膏接近白色，除尘器运行不稳定时有较多飞灰杂质带进，颜色发灰。

珞璜电厂是国内最早产生脱硫石膏的电厂，1994年，该厂一期脱硫石膏性能试验结果表明，完全可以替代天然石膏使用。1992年以来，重庆大学、重庆市建筑科学研究院等

研究开发出许多脱硫石膏产品，并形成了稳定的市场份额。其在重庆地区正逐渐取代天然石膏。该电厂两期 4 ×360M W 机组年产生 80 万砘脱硫石膏，重庆电厂 2 ×200M W 机组年产生 20万吨脱硫石膏，共计100万吨。该地区有大小水泥厂十多家，每年用作水泥缓凝剂的石膏就需 50万吨。重庆地区石膏制品企业现已初具规模，市售产品包括纸面石膏板、纤维石膏板、石膏砌块和石膏条板等，有些产品如纤维石膏板科 技含量较高。法国石膏业巨头拉法基在重庆市场推销产品的同时已把目光投向脱硫石膏，准备独资或合资建设脱硫石膏制品厂。

4目前国内脱硫技术形势

(1)国内脱硫企业自主创新能力不足。我国目前在建和运行的脱硫装置，所采用的技术与设备绝大多数是从国外引进的，国内脱硫公司的消化吸收和再创新能力还比较弱，一些脱硫公司宣称拥有了自主知识产权技术，实质上还是在模仿国外技术，缺少本质上的创新。

(2)已建脱硫装置运行不足。目前我国已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%，其原因除了经济上不合理和环保执法不严外，还因为部分脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，而且没有完全掌握工艺技术或者系统设计先天不足，设备运行不稳定，效果不理想，个别设备出现故障后难以及时修复。

(3)石灰石一石膏湿法脱硫技术的自身缺陷。

采用石灰石一石膏湿法工艺，脱硫副产物的硫石膏产量巨大，这些硫石膏虽然也可以作为建筑材料进行综合利用，但是质量上还存在许多问题，目前大部分脱硫石膏只能堆放储存，造成环境的二次污染，同时采用这种工艺还会增加二氧化碳的排放。另一方面，我国是一个硫资源相对贫缺的国家，2005年进口硫磺831万t，硫酸196万t;石灰石一石膏湿法脱硫工艺不能回收烟气中的二氧化硫，也不是一种适合我国国情的工艺。公司资质管理制度，同时通过市场竞争实现优胜劣汰，培育一批综合实力强的脱硫产业中坚力量。建立健全的烟气脱硫工艺设计以及制造、安装、调试、性能考核、验收、运行维护、检修和后评估等方面的标准，规范脱硫技术市场的运行，确保脱硫技术市场的健康有序发展。

“十一五”期间应再次修订《大气污染防治法》，增强可操作性，进一步明确政府、排污者和公众之间的关系，强化环保部门环境监督管理职能，杜绝企业排污超标的违法行为，确保实现我国二氧化硫总量控制目标。全面落实现役脱硫机组脱硫电价、发电优先、排污指标交易等政策，增强企业建设、运行脱硫装置积极性。

我国缺油多煤、以煤为主的能源结构和形势将继续相当长时间，随着我国的经济的快速发展，燃煤带来的污染形势也将越来越严峻，安装和运行脱硫装置是目前控制二氧化硫污染的主要手段。我国目前在建和运行的脱硫技术以传统的石灰石一石膏湿法脱硫技术为主，但该技术并不完全符合我国国情，有待改进，或者加速研发高效化、资源化、符合循环经济及中国国情的脱硫技术。同时，我国脱硫产业及政策还有待于进一步规范和完善，以促进脱硫产业的健康发展，从根本上促进我国电力、环境保护和经济的协调发展。

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8CASSIDYPE，AMINABHAVIT M．Water permeation through elastomers and

篇13：燃煤电厂烟气脱硫废水处理工艺

关键词：湿法脱硫,腐蚀,防腐材料

1 前言

我国的发电来源仍然以煤炭为主, 所以火电厂生产的SO2数量相当之多, 大约占到全国SO2总排放的44%, 现全国的燃煤电厂都在进行超低排改造, 脱硫设备吸收了绝大多数的SO2, 以石灰石湿法脱硫为例, 该方法将烟气生产的SO2转化成Ca SO4。在脱除SO2的过程中, 不可避免地造成对脱硫设备的腐蚀, 所以湿法脱硫工艺的防腐问题一直是脱硫行业中非常重要的问题, 其所涉及到的腐蚀机理十分复杂, 它将物理腐蚀、化学腐蚀、电化学腐蚀集合起来, 对设备造成的腐蚀相当严重。脱硫设备种类较多, 环境相对复杂, 所以很多设备都存在着腐蚀严重的问题, 每种设备的防腐措施并不一样, 所以对脱硫设备防腐措施的研究十分重要。

2 湿法脱硫的腐蚀机理和形态

湿法脱硫中吸收塔内部的环境十分复杂, 固体、液体、气体交汇, 腐蚀就更加容易产生, 而且吸收塔是湿法脱硫最重要的设备之一, 如果腐蚀严重, 将造成不可重大的损失, 在这样的一个复杂的环境中, 腐蚀的形式多种多样, 主要有化学腐蚀, 电化学腐蚀, 磨损腐蚀, 结晶腐蚀, 电腐蚀等。

2.1 化学腐蚀

化学腐蚀是最基本的腐蚀, 也是较为常见的一种腐蚀, 化学腐蚀是金属与接触到的物质直接发生氧化还原反应而被氧化损耗的过程。在脱硫过程中, 烟气中含有的一些腐蚀性介质在一定的条件下与设备发生化学反应, 生成物为可溶性的盐类, 设备从而会被逐渐腐蚀。主要发生的化学反应如下:

在吸收塔浆液内有溶解的氧气存在, 可将Fe SO3氧化成Fe SO4, 这两种盐都是可溶性盐, 所以长期会对吸收塔塔壁造成化学腐蚀。

2.2 电化学腐蚀

电化学反应是在湿态的环境中一种最为常见的化学反应, 电化学腐蚀是指金属表面与离子导电的介质发生电化学反应而产生的破坏。反应的金属表面上有着阳极和阴极, 所以会有电流的存在, 阳极上金属不断地失去电子成为离子进入到溶液中, 所以导致金属被不断地溶解, 从而造成了腐蚀。这种电化学腐蚀在脱硫系统中表现最为常见的形态就是缝隙腐蚀。

2.3 磨损腐蚀

磨损腐蚀主要是由于固体颗粒或者气体在高速流体里与金属表面冲击碰撞发生的一种腐蚀形态, 在脱硫系统中, 由于浆液中仍然含有固体颗粒, 浆液流体的速度较高, 与管道发生了冲击, 造成腐蚀。在浆液循环泵中, 也有气蚀浸蚀磨损, 其原因是在液体中的气蚀现象而产生的一种磨损。

2.4 结晶腐蚀

结晶腐蚀又叫做应力腐蚀。因酸、碱、盐等腐蚀介质浸入到建筑物或材料内部生成结晶盐, 由于这种结晶盐的体积膨胀作用使建筑物或材料内部产生应力而引起的破坏现象。在湿法烟气脱硫中, 由于浆液中有一些亚硫酸盐和硫酸盐, 在流动中渗入到缝隙中, 等到自然风干之后, 产生了结晶盐, 此时体积变大, 且液相盐类变为固相结晶盐类, 所以硬度增大, 使得防腐材料自身产生了应力, 从而造成了腐蚀。

3 防腐蚀技术

在燃煤的电厂中, 由于国家环保法的出台, 对二氧化硫和氮氧化物的排放要求日益严格, 当前国内外比较有效的方法是烟气脱硫 (Flue Gas Desulfurization简称“FGD”) 。现在基本上国内外都采用了湿法石灰石-石膏脱硫法。对于湿法石灰石-石膏脱硫的防腐工艺, 其基本过程是:烟气中的SO2、SO3、HF或其它有害化学成份在高温状态下与一些化学介质相遇, 并发生了化学反应, 产生稀硫酸、硫酸盐或其它化合物, 此时烟气温度也降低到了露点以下, 这时脱硫设备就会出现露点腐蚀问题。所以, 湿法脱硫系统对材质的耐蚀、耐磨、耐温要求非常严格;现在由于不允许打开旁路烟道, 所以就要求脱硫系统跟主机必须是同时运行, 同时退出, 所以对脱硫系统的可靠性、利用率和使用寿命要求也相当高。那么, 对烟气脱硫系统的防腐性能也提高了要求。

4 防腐材料的选择

4.1 鳞片胶泥的防腐机理

鳞片胶泥含有10%-40%片径不等的玻璃鳞片, 胶泥在施工完毕后, 扁平型的玻璃鳞片在树脂连续相中呈平行重叠排列, 从而形成致密的防渗层结构。腐蚀介质在固化后的胶泥中的渗透必须经过无数条曲折的途径, 因此在一定厚度的耐腐蚀层中, 腐蚀渗透的距离大大的延长, 相当于有效地增加了防腐蚀层的厚度。

4.2 鳞片胶泥的特点

鳞片胶泥的特点是很多的, 首先其具有很好的耐腐蚀性能, 从而也有了很低的渗透率。这是鳞片胶泥最大的特点, 其次, 鳞片胶泥的热冲击性能也比较好。这是因为在鳞片胶泥的涂层中会有很多的玻璃鳞片, 从而减少了涂层与铁间的线膨胀系数的差别。再者, 鳞片胶泥也有很强的粘结强度, 正因为它有很强的粘结强度, 所以能够保证鳞片胶泥的耐蚀性。当然, 鳞片胶泥还有其他很多的特点, 比如说耐磨性也是很好的, 因为它耐磨性为130mg, 当鳞片胶泥受到外界的机械磨损的时候, 它的破坏扩散也比较小, 破坏也就成了局部磨损, 这样的话有利于修复。鳞片胶泥的造价也是相对来说便宜的, 比国内外所用的合金, 玻璃钢之类的材料更为便宜。所以鳞片胶泥是很有优势的一种防腐材料。

5 结语

湿法石灰石脱硫技术日益成熟, 改进的空间越来越少, 在目前国家环保法对尾气排放更加严格的情况下, 对设备的要求也更高, 所以我们对防腐蚀的研究应该更加深入。防腐材料的选择其实是多样化的, 也有研究人员研究新型的材料。这方面可以再进行探索。

参考文献

[1]蒋欣, 黄玲.烟气脱硫技术的应用研究[J].环境污染治理技术与设备, 2003.

[2]李守信, 赵毅, 王德宏.烟气脱硫系统的防腐问题[J].华北电力大学学报, 2000.

篇14：燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自控研究

[关键词]燃煤锅炉;烟气脱硫;工艺技术;自动控制

当前整个社会正面临着非常严重的环境污染问题，由环境污染所帶来的一系列危害受到了各方人员的关注与重视，并已经对经济持续发展产生了不利影响。其中，酸雨作为危及人体健康，产生严重社会影响的环境问题之一，与人类工业化生产中所使用的煤、石油等燃料有密切关系，这些燃料经过充分燃烧所产生的硫氧化物以及氮氧化物成分在大气中经过复杂的化学反应，并被雨、雪吸收，降落至地面即形成酸雨。由此可见，为了最大限度的减少酸及其所带来的危害，针对燃煤锅炉而言，需要通过实施烟气脱硫工艺的方式，最大限度的减少硫氧化物的排放。本文即就燃煤锅炉烟气脱硫工艺与自动控制方面的问题进行探讨。

1、燃煤锅炉烟气脱硫工艺分析

燃气脱硫是当前在工业领域中脱除硫氧化物作为有效的一项工艺技术，应用范围非常广泛，且脱除效率理想，故得到了非常深入的应用。目前，国内外对烟气脱硫技术的发展趋势主要为更高的脱硫效率、更先进的技术水平、更小的投资力度，更少的占地面积，更低的运行费用，更高的自动化水平。具体而言，当前烟气脱硫工艺的应用主要有以下几种类型：

第一是湿式钙基脱硫工艺，此项工艺是以钙基作为脱硫剂的烟气脱硫技术，在实际应用中，本工艺具有技术经验成熟，可行性高，资源丰富（以石灰石为主），成本低廉，脱硫效率高，对煤种以及负荷变化适应性好的优势，但其结构比较复杂，占地面积较大，初始投资费用较高，且脱硫工艺实施中以脱硫石膏为主要副产品，容易对环境造成二次污染。

第二是湿法钠基脱硫工艺，此项工艺所使用的脱硫剂为钠基成分，具有非常强的践行，因此在吸收燃煤锅炉速哦产生二氧化硫后反应产物的溶解度高，不会出现过饱和结晶成分，但其运行费用较高是导致该工艺现阶段难以广泛推行的主要局限。

2、烟气脱硫工艺自控设计分析

本系统实现烟气脱硫的主要过程为：废液罐（碱罐）中的碱液成分通过加碱泵的操作传输至调节罐中，经过搅拌机充分搅拌并与水形成混合反应，产生具有一定浓度的碱液。这部分碱液通过喷液泵的操作经过加压处理后传输至喷嘴内，在此基础之上通过压缩空气进行雾化处理，喷入捕集进化器筒内，使其与锅炉烟气充分混合，在接触与传质的处理后实现对二氧化硫成分的吸收。

在构建烟气脱硫工艺自动控制系统的过程当中，本工艺废液罐（碱罐）均设置有专门的液位显示计，液位显示计能够将所监测到的液位信号传输至液位仪内，使液位水平在操作终端得以直观的显示。同时，该信号能够被同步传输至继电器工作单元内，当废液罐（碱罐）内部液位达到极限水平后，继电器单元自动转入动作状态，使罐底电磁阀转入开启状态，进而送出碱液，直至液位达到最低水平后电磁阀可自动关闭。在这一过程当中，罐继电器单元可同时接收到相应的信号，若碱液液位不在低位状态，则打开罐底的电磁阀送出碱液，当废液罐中碱液到达高位时，自动关闭碱罐底部的电磁阀，同时打开废液罐电磁阀，恢复由废液罐供碱。所供应碱液通过加碱泵处理后传输至调节罐内并与水进行混合反应。调节罐内所设置的PH探头能够对内部碱液浓度进行检测，检测中所生成的信号传输至PH计中，通过信号转数字的方式加以直观显示。进一步可将检测信号调整为电流（电流大小在4.0mA～20.0mA范围内）形式传输至PID调节仪表当中，将其与给定信号进行比较，最后传输变频器中，实现对加碱泵以及加碱液速度的调节控制。

除此以外，整个烟气脱硫工艺系统中还可以应用浮球开关对自来水进水阀进行控制，进而实现对调节罐液位的自动控制。还需要注意的一点是：当调节罐液位<电子液位计最低限位时，相应的信号则被传输至PLC中，系统整体执行停机动作。

系统整体构成如下图所示（见图1）。

图1 系统整体构成示意图

1）软件界面设计：本工艺系统自动控制的实现应用PLC完成，所涉及到的主要控制对象包括以下几个方面，1）对加碱泵启停动作切换的控制;2）对喷液泵启动动作切换的控制;3）对两套泵互锁功能的控制;4）对喷液压力显示功能的控制;5）对电磁阀操作功能的控制。以上控制功能以及操作的实现均搭建在PLC人机界面的基础之上完成。

2）设备选型：本工艺系统自动化控制所使用环境相对比较恶劣，因此设备选型中应当尽可能的选择质量可靠且性能优良的品牌产品。具体选型如下：1）变频器选型为FVR-E93，生产厂家为日本FUJI;2）液位计选型为PXW7BEY2，生产厂家为日本FUJI;3）可编程控制器选型为DVP-20EX，生产厂家为台湾台达;4）可编程控制器人机操作界面选型为DVP-20XP，生产厂家为日本FUJI;5）PH计选型为P33AINN，生产厂家为德国BURKERT;6）电磁阀选型为1067，生产厂家为德国BURKERT。

3、结束语

在现代工业化进程的背景作用之下，人类生存环境受到了非常严峻的挑战，酸雨作为影响社会环境可持续发展的关键问题之一，解决此问题的首要途径是控硫氧化物的排放。因此，燃煤锅炉烟气脱硫工艺的应用有着非常深入的现实意义与价值。本研究中将烟气脱硫工艺应用于燃煤锅炉中，并针对烟气脱硫工艺的控制要点进行了分析与阐述，值得引起重视。

参考文献

[1]曹媛，王娟，钟秦等.微生物烟气脱硫工艺中硫化物生物氧化与回收单质硫的研究[J].中国电机工程学报，2011，31（29）：48-54.

[2]张利琴，李凌昇，谢明等.火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺过程监控[J].山西化工，2015，35（2）：82-84.