湿法脱硫的工艺流程

湿法脱硫的工艺流程（共8篇）

篇1：湿法脱硫的工艺流程

石灰石石膏湿法烟气脱硫技术

1、石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术特点：

1）．高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0 m/s。2）．技术成熟可靠，多于 55,000 MWe 的湿法脱硫安装业绩。

3）．最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了 SO2 去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。

4）．吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。从而达到：

脱硫效率高达95%以上，有利于地区和电厂实行总量控制； 技术成熟，设备运行可靠性高（系统可利用率达98%以上）； 单塔处理烟气量大，SO2脱除量大； 适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫；

对锅炉负荷变化的适应性强（30%—100%BMCR）； 设备布置紧凑减少了场地需求； 处理后的烟气含尘量大大减少； 吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得；

脱硫副产物（石膏）便于综合利用，经济效益显著；

2、系统基本工艺流程

石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：

锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH(可选)降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏（CaSO42H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。

在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。

在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46—55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺流程图

3、脱硫过程主反应

1）SO2 + H2O → H2SO3 吸收

2）CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和 3）CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化

4）CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶 5）CaSO4 + 2H2O → CaSO4 •2H2O 结晶 6）CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH 控制

同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5—6.2之间。

4、主要工艺系统设备及功能 1）烟气系统

烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气—气加热器（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。

烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46—55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOX，其携带的SO42-、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气—气换热器（GGH）烟气再热装置。气—气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未脱硫的热烟气（一般130～150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气—气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。

另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130～150℃，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。2）吸收系统

吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成。

篇2：湿法脱硫的工艺流程

随着我国环境标准渐趋严格，火电厂治理SO2污染的力度不断加大，湿法脱硫工艺成为火电厂脱硫技术的主流。湿法工艺的主要系统包括：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂（石灰石浆液制备）系统、石膏处理系统、工艺水系统、废水处理、DCS控制系统等，见图1所示。主要设备包括：增压风机、烟气挡板门、回转式烟气换热器（GGH）、吸收塔、除雾器、喷淋管、氧化风机、循环浆液泵、破碎机、湿式球磨机、石灰石旋流器、石膏旋流器、真空皮带脱水机、衬胶管道和阀门等。

湿法脱硫装置烟气一般取自锅炉引风机出口，在引风机出口至烟囱的烟道上设置旁路挡板，当FGD装置运行时，旁路挡板关闭，进、出口挡板打开。烟气由增压风机引入FGD系统经烟气换热器（GGH）降温后进入吸收塔，从吸收塔出来的净烟气再进入GGH升温后经烟囱排入大气。当FGD装置停运时，旁路挡板打开，进、出口挡板关闭，烟气直接从烟囱排入大气。

1湿法FGD装置的主要设备 1．1 烟气系统

(1)脱硫烟道。按介质性质、烟道位置分为净、原烟道。所有烟道组件采用气密性的焊接结构，所有焊接接头在里外都要进行连续焊，在需要防腐的区域采用衬玻璃鳞片或橡胶防腐。烟道组件中设有导流片，导流片由螺栓连接支座与烟道壁板固定，支撑板和弯头导流片的材质均为耐稀酸腐蚀钢，支座及连接螺栓为1.4539不锈钢。

(2)增压风机。多采用大流量静（动）叶可调式轴流风机。

(3)烟气换热器（GGH）。多采用容克式烟气换热器（GGH），传热元件由表面烧结陶瓷的钢板组成，表面易清洗。所有与净烟气接触的组件都有防腐涂层。

(4)烟气挡板门。脱硫装置烟气挡板多采用双叶片结构，双叶片之间通有密封风，与净烟气接触的部分衬有镍基合金钢，防止烟气对挡板的腐蚀。1．2 SO2吸收系统

主要有吸收塔、氧化风机、浆液搅拌器、除雾器和石灰石浆液喷淋系统。

(1)吸收塔。吸收塔是脱硫装置的核心设备，多为圆柱形罐体，主体由格栅梁、底板、多层壳体及塔顶和塔内支撑梁及托架、进出口烟道、工艺管道接口组成。每层壳体由矩形弧板拼合，外部设有加强筋及支撑。

(2)吸收塔内部浆液喷淋管。由分配管网和喷嘴组成，一般采用碳钢衬胶或FRP（玻璃钢），FRP管及配件内外表面涂有耐磨层。

(3)吸收塔循环泵。各循环泵与对应的喷淋层连接，为离心叶轮泵。叶轮和壳体采用衬胶或合金钢材料，配注水或不注水式机械密封。

(4)除雾器。除雾器一般为两级，由单体组件组合而成，组件由除雾叶片、夹具、冲洗喷头、PP或FRP水管组成。

(5)衬胶管道。脱硫工程衬胶管道，DN500以下直管采用无缝钢管，DN500以上的直管采用钢板卷制直缝焊接，所有法兰均采用锻造法兰。管道内衬丁基胶，所有法兰均配有氯丁胶垫片，在钢管制安完后衬胶前进行水压试验，合格后方能衬胶。

(6)旋流器。漩流器由切向进料管、柱锥体管、溢流管和底流管组成，按圆周中心对称布置，各个旋流器的底流汇集至环绕中心进料管的共用底流槽内排出。1．3 吸收剂制备系统

吸收剂制备系统由石灰石破碎系统和湿（干）式球磨机制浆（粉）系统组成。主要设备湿式球磨机为水平卧式，筒体采用整体结构，与进、出料端用法兰连接，筒内壁衬有橡胶衬板，出料端设有不锈钢旋转筛。1．4 石膏浆液（石膏处理）系统

真空皮带机脱水机沿皮带运动方向分别装有驱动皮带辊和从动辊，驱动皮带辊在变频电机、减速装置的驱动下转动，带动皮带转动。橡胶皮带为整圈形式，皮带上刻有沟槽，中间有一排真空孔，皮带宽度两侧粘有橡胶裙边。皮带上铺有一层被张紧在皮带上的尼龙滤布，在滤布上均匀分布的石膏浆液随皮带移动，在真空抽吸下脱水形成滤饼。沿皮带水平运动方向，皮带的下方中间设有真空箱，真空箱与皮带间有密封带和水密封，并由真空泵抽吸形成真空。皮带的上边水平段靠塑料滑板支托，上面带有沟槽，水通入后形成皮带运动的润滑水膜，下边自然下垂，皮带和滤布均设有纠偏装置。1．5 防腐

湿法脱硫工艺中烟气和浆液是具有腐蚀性的介质，目前采用的防腐材料有：橡胶、玻璃鳞片树脂、合金钢或复合钢板。

(1)衬胶材料。预硫化软质氯丁基橡胶、预硫化硬质天然橡胶、预硫化软质丁基橡胶、底涂料、粘接剂。主要衬胶设备和构件包括吸收塔、石灰石、石膏浆液箱罐、废水箱，各种搅拌器和浆液的输送管。

(2)玻璃鳞片。鳞片衬里结构由底涂、玻璃鳞片树脂和面涂组成。底涂的主要材料为树脂，为钢表面和玻璃鳞片间过渡层。鳞片树脂以乙烯基树脂加入惰性玻璃鳞片制成。面涂由分离剂和光亮剂组成。现场涂玻璃鳞片的主要设备包括：吸收塔，事故浆罐，GGH入口前、出口至吸收塔入口之间原烟气烟道，吸收塔出口后的净烟气烟道，GGH内部。2 主要设备安装和单项工程施工流程 2．1 烟道组合安装

搭建组合平台—组件单片拼接—组件组合吊装—分段或整体组合吊装。烟道挡板门，组件相关支吊架，随着组件安装同步安装。2．2 GGH安装

设备本体部件及转动部件安装—转子定位验收—内部按防腐要求进行焊接、打磨、防腐—二次安装、传热原件、密封、油系统设备及管路安装与调整。2．3 增压风机安装

同发电工程引风机。2．4 吸收塔塔体组合安装

底板梁安装—底板安装—壳体及罐顶组合后整体吊装—外部加强筋及支撑安装—吸收塔内部支撑梁及托架安装—烟气进出口管道接口及各类管接口安装—塔内壁衬胶前的打磨、喷砂—塔内设备喷淋管、除雾器、搅拌器安装。2．5 湿磨安装

基础定位—轴承箱就位—筒体、轴承座就位找正—传动设备安装—筒体内橡胶衬瓦安装—油、冷却水系统安装。2．6 浆液泵主要安装顺序

同发电工程泵类。

2．7 真空皮带脱水机安装顺序

设备框架、皮带主动辊和被动辊轴、导轮就位—收水盘和滤布冲洗水收集盘、皮带下面的润滑板安装—皮带和滤布的托辊、回转辊、支撑架、轴承和张紧装置调整—安装真空箱，密封槽、条，密封带及密封带支撑，收集管，润滑板，抽真空管—皮带驱动电机、减速箱；联轴器与皮带主动轮连接，安装滤布张紧导轮和张紧轮—带电、带水试转皮带调节润滑板安装位置—皮带、滤布纠偏装置，真空箱抬升装置，跑偏跟踪和纠偏气动装置调整—粘结皮带裙边，皮带中心打孔—安装皮带机附属设备—调整皮带松紧、真空箱密封带松紧、真空箱与皮带间隙、落料位置、冲洗位置、测厚位置等—调试开始前安装石膏滤布。2．8 衬胶施工

钢件预处理（打磨、补焊）—喷砂—涂底涂—刷粘接剂—贴胶板—固化。2．9 玻璃鳞片涂层施工

钢件预处理（打磨、补焊）—喷砂—涂底涂—涂玻璃鳞片树脂—面涂—固化。4 设备安装质量的控制

4．1 湿法脱硫装置设备安装过程中采用的质量标准及规范

(1)企业标准。包括：吸收塔、烟道、箱罐及仓制造规范，吸收塔安装施工验收技术规范，衬胶、涂鳞片施工规范。

(2)国家和行业标准。包括：电力建设施工及验收技术规范，圆桶形钢制焊接贮藏罐施工及验收规范，立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范，工业设备、管道防腐工程施工及验收规范，涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级，钢结构、管道涂装技术规程，中低压化工设备施工及验收规范，机械设备安装工程施工及验收通用规范，钢结构工程施工及验收规范，钢结构高强度螺栓连接的设计、施工及验收规范，橡胶衬里设备技术条件，工业设备管道防腐蚀工程施工及验收规范。4．2 主要设备的安装质量控制要点 4.2.1 烟道安装

施工中对所有需防腐内表面检查消除毛刺、凹坑等缺陷，对焊缝打磨至光滑平整并着色检验，直至符合防腐施工要求。4.2.2 GGH安装

(1)下轴承座水平检查≤0.02/

1(2)转子水平度检查≤0.25/1

000000

mm。mm。

(3)径向轴向密封片检查调整。

(4)对需防腐组件的焊缝均打磨至光滑平整，直至符合防腐施工要求。4.2.3 吸收塔安装

(1)底板安装。底板安装要保证底板平整并紧贴混凝土基础面，防止焊接变形引起底板翘起。在焊接时，必须用配重块压在底板上保证底板的平整度，所有的焊缝焊接完毕后打磨至光滑平整，并做着色检查及真空度检查。

(2)吸收塔壳体组合。每层塔壳体在组合平台上组合，组合平台整体平整度≤3mm。壳体组合包括预组装、找正、测量、竖向焊接、焊接后复测、内壁打磨、着色检查。每层壳体的竖向焊缝仅焊到距边缘300 mm处，以便壳体安装时调整。检查内容：筒壁垂直度偏差、筒壁焊缝间隙、坡度及错口量、筒壁上平面高差。

(3)吸收塔壳体安装。质量要求：筒壁局部凹凸变形在1mm；筒壁高度允许偏差0.05%H≤30

m长度范围内允许值≤

5mm；筒壁铅锤允许偏差0.05％H≤30mm；罐轴线与垂直线偏差、中心线整体偏差≤30mm（从罐顶至底板）。每层壳体第一遍焊接后，做焊缝清根处理，将焊渣、氧化铁等打磨干净。全部焊接完毕后，将焊缝打磨平整做着色检查。内壁T字焊口打磨作PT抽查，外部焊口抽查作X光金相检查。

(4)吸收塔壳体加强筋安装。吸收塔壳体外侧有环形加强筋和竖直加强筋。加强筋随壳体同步安装。加强筋安装覆盖壳体焊缝的地方，应经射线金相检查合格。质量检查内容：加劲环标高、水平、对口间隙及坡度。要求加劲环不准修割，须调整筒壁找对口间隙。

(5)罐顶安装。吸收塔罐顶现场组装，吊至吸收塔上部与筒壁焊接。主要检查塔顶与筒壁焊口间隙、塔顶中心漂移量、塔顶钢板平整度、焊接质量。

(6)所有开孔及内部构件和进出管道接口安装。吸收塔加强筋安装完成后，安装内部构件和在筒壁上进行各种开孔。开孔前，必须准确测量划出位置线，经验收后方可进行。质检内容：检查各支架及支架梁的中心、标高，检查焊接厚度和表面质量，要求支架梁标高与喷淋管开孔中心标高误差控制在≤5mm。开孔划线并复查管接座中心、标高、角度、水平度、法兰垂直度。焊缝作5%PT抽查。

(7)烟气进出口烟道接口安装。质量检查内容：单片组合几何尺寸、法兰对角线、焊接质量、烟气进口中心、标高、法兰与水平面的角度、法兰到吸收塔中心距离、不锈钢表面保护情况。

(8)吸收塔内部衬胶准备工作。对所有的焊缝进行打磨至光滑平整，并对整个内表面进行检查消除毛刺、凹坑等缺陷直至符合衬胶要求。4.2.4 湿磨安装

(1)主轴承标高偏差±10mm，两轴承的水平偏差≤0.5mm。

(2)旋转筛必须保证与筒体同心。

(3)进料口与进料弯管径向间隙应均匀。4.2.5 真空皮带脱水机安装

(1)检查真空皮带脱水机架的水平和对正状态，支架水平误差≤1mm，确保皮带产生均布荷载。

(2)皮带滑板前、中间、尾段总成的水平误差不超过1mm，主滑轮和尾滑轮顶端部与皮带滑板之间的高差为4～5mm。

(3)真空箱与皮带间隙不得超过3mm（可根据石膏含水率进行调整）。

(4)滤布限位开关当滤布处于中心位置时两侧间隙为20～25mm。4.2.6 防腐工程：

(1)原材料进场验收。原材料的品种、质量和有效使用期是进场验收的重点。胶板验收项目包括品种、厚度、硬度、电火花（检查孔洞）检测和外观。玻璃鳞片原材料储存温度要求在20℃以下，相对湿度控制在75%以下。

(2)预处理工序质量控制。防腐施工中的预处理主要是基体补焊打磨、喷砂和衬胶施工中的胶板打磨。衬胶和玻璃鳞片施工要求喷砂后的基体表面洁净度要达到Sa2(1/2)级，粗糙度分别达到50μm和70μm。喷砂质量为必检项目，以喷砂质量标准样板为依据，对各部位的喷砂表面进行检验。同时严 格监控喷砂压缩空气质量和砂的质量，严禁压缩空气存在油污和水汽。

(3)施工环境条件控制

衬衬胶及玻璃鳞片施工现场要求温度控制在10～35℃，相对湿度控制在60%以下。

(4)施工过程控制：

1）配料。包括：衬胶底涂、粘接剂、玻璃鳞片底涂、玻璃鳞片树脂、玻璃钢环氧树脂、环氧漆、耐酸胶泥和衬砖胶泥等防腐材料，在施工过程中要现场配制。配料过程主要监检配比准确性和活化期。

2）工序衔接。防腐施工要在喷砂后24h内刷第一遍与第二遍底涂，底涂与第一遍粘接剂，两遍粘接剂之间，第二遍粘接剂与贴胶板，每道玻璃鳞片涂层之间都有最短和最长的间隔时间要求。施工时要根据工艺文件对该工序的时间间隔严格地监督检查，确保工序衔接符合工艺要求。

3）衬胶搭接。基本原则搭接方向要与介质流动方向保持一致，防止介质冲刷胶板搭接缝。施工人员须根据设备内各部位介质流向，确定胶板搭接形式。施工中应对胶板搭接部位进行严格检查，保证正确的接缝方向。

4）衬胶。吸收塔和各种箱罐衬胶质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度、硬度、电火花（100%检测规定电压14kV下不漏电）、外观验收检查在制品上进行，剥离强度（规定值≥4N/mm）检测在产品试板上进行。外观检查要求：搭接缝方向正确，无十字接缝，各部位所衬胶板品种符合规定，未见气泡、鼓包、大的裂缝等严重缺陷。

5）玻璃鳞片树脂衬里涂层。玻璃鳞片涂层质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度要求：检查前根据测厚仪标准板校验测厚仪，测定鳞片衬里厚度，使用测厚仪每4m2检测2～3处。外观要求：鳞片衬里面100%电火花检测（规定4kV/mm电压下不漏电）在制品上进行，检测时避免电压过高或在一处停滞时间过长，电压必须稳定，使用检测仪扫描所有衬里面（扫描速度为300～500mm/s）。确认有无缺陷。在产品试板上检验硬度（巴氏硬度，规定值40）和粘接强度（规定值7MPa）。

(5)烟气脱硫系统试运后的检查。根据经验，防腐层的大多数质量问题多在运行开始的一年内暴露出来，所以试运行后要对防腐层进行仔细检查，检查防腐有无开裂、鼓包、脱落，有无异常损害。建议重点检查以下部位。

1）吸收塔喷淋部位衬胶层。重点是喷淋层下部1～2m处和喷淋支管托架部位，此部位衬双层胶，受冲刷最厉害，最容易出问题。

2）吸收塔原烟入口防腐层。此部位接触的介质有烟气、浆液和各种介质蒸气，温度变化大。一般采用胶板、玻璃鳞片、耐酸磁砖防腐，在试运后要对该部位仔细检查。

3）搅拌器叶片连接部位衬胶层。箱罐、地坑的搅拌器，其叶片在现场安装，连接处在现场衬胶，形状复杂,搭接缝较多，运转时叶片受介质冲击易发生开裂。5 结束语

湿法FGD装置工艺流程中介质为含SO2湿烟气和石灰石、石膏浆液，具有较强的腐蚀、磨损和易沉积特性。所以设备的防腐对安装中结构件的焊接和钢板基体表面质量要求较高。同时浆液管道、泵、风机、GGH转动设备安装坡度及防腐和接口部位的严密性要求也很严格，所以好的安装质量对湿法FGD装置安全稳定运行具有重要的意义。

由于湿法FGD装置工艺系统的防腐特性，使其设备及管道接口在现场无法修改，只能在现场组合配制后返厂进行防腐处理，再返回现场安装，并且现场防腐施工周期长，受环境和材料特性影响较多，从而延长了湿法FGD装置的施工周期，各设备安装工期的衔接需要周密地计划安排。

篇3：湿法脱硫的工艺流程

氯碱行业在生产电石法聚氯乙烯的过程中会产生电石渣,电石渣的产生曾一度成为制约电石法聚氯乙烯生产的难题。电石渣浆应用于锅炉烟气脱硫的技术为电石渣的处理提供了一条清洁的、可持续的一种循环利用模式。

1 锅炉烟气炉外脱硫除尘技术

1.1 工艺流程

烟气经过布袋除尘器除尘后由引风机进入脱硫装置与脱硫剂(电石渣浆)反应,去除烟气中的SO2,SO2降低至规定浓度以下,然后经过装置上段的除雾装置分离烟气中的雾滴,经过烟道加热器加热升温后的烟气进入烟囱达标排放。聚氯乙烯厂将电石渣浆液送到电石渣浆液罐,然后用电石渣输送泵输送到脱硫塔。循环泵将塔内电石渣浆液循环送到喷淋层进行喷淋脱硫。电石渣浆液与烟气接触反应后,进入脱硫塔底部的持液槽,经搅拌器搅拌和氧化风机氧化后形成石膏浆液,由石膏浆液排出泵抽出,通过水力旋流器和真空过滤机对石膏浆液进行脱水处理;水力旋流器的溢流液和水平真空过滤机的滤液回流到电石渣浆液溢流罐,然后由溢流浆液泵输送到脱硫塔底部的持液槽经循环泵循环使用,而脱水后石膏外送水泥厂生产使用。

1.2 工作机理

(1)在脱硫吸收塔内,烟气中的SO2首先被浆液中的水吸收,形成亚硫酸,并部分电离:

(2)与吸收塔浆液中的Ca(OH)2细颗粒反应生成Ca SO3·1/2H2O细颗粒:

(3)Ca SO3·1/2H2O被鼓入的空气中的氧气氧化,最终生成石膏Ca SO4·2H2O

上述反应中第一步是较关键的一步,即SO2被浆液中的水吸收。根据SO2的化学特性,SO2在水中能发生电离反应,易于被水吸收,只要有足够的水,就能将烟气中绝大部分SO2吸收下来。但随着浆液中HSO3-和SO32-离子数量的增加,浆液的吸收能力不断下降,直至完全消失。因此要保证系统良好的吸收效率,不仅要有充分的浆液量和充分的气液接触面积,还要保证浆液的充分新鲜。上述反应中第二步和第三步其实是更深一步的反应过程,目的就是不断地去掉浆液中的HSO3-和SO32-离子,以保持浆液有充分的吸收能力,从而推动第一步反应的持续进行。

2 电石渣浆替代石灰在石灰-石膏湿法锅炉烟气脱硫技术的应用效果

南宁化工股份有限公司5#炉和6#炉分别是35t·h-1和65t·h-1的中压煤粉锅炉,配套的脱硫除尘设施为麻石水膜除尘脱硫一体化的装置,随着使用年限的增加,效率低下。这种技术除尘效率低且不稳定,不属于国家节能减排技术,为进一步提高烟气的除尘脱硫效率,建设单位拟按照国家减排要求对5#炉和6#炉的烟气除尘脱硫设备进行改造。根据烟气脱硫效率及本企业的实际情况,烟气除尘采用布袋除尘器,脱硫工艺采用电石渣浆-石膏法(湿式),脱硫剂采用本企业生产过程中产生的电石渣浆液,同时达到废渣综合利用的目的。

项目建设内容包括新增脱硫塔、布袋除尘器、引风机、真空皮带脱水机等装置,替代原水膜麻石脱硫除尘装置,利用现有公用工程和设施进行锅炉烟气脱硫技术改造,项目新增脱硫工艺楼、5#炉引风机房、6#炉引风机房、循环泵房及烟道支架,建筑面积约1125m2。项目总投资2134.64万元。

2.1 原水膜麻石塔脱硫除尘设施运行效果

项目改造前,脱硫除尘设施的运行情况具体为:脱硫效率为50%,未安装在线监测设施的情况下,SO2的平均排放浓度>900mg·Nm-3,高于国家排放标准GB 13271-2001《锅炉大气污染物排放标准》Ⅱ时段、二类区要求(≤900mg·Nm-3)。

2.2 改造后的脱硫设施运行效果

以电石浆替代石灰应用于石灰-石膏湿法锅炉烟气脱硫后,2011年,设施的脱硫效率为98.8%,SO2的平均排放浓度为117mg·Nm-3;2012年,设施的脱硫效率为92.9%,SO2的平均排放浓度为103mg·Nm-3。设施建成投运后,整个脱硫系统运行平稳,在线监测数据显示SO2平均排放浓度为100~200mg·Nm-3,远远低于国家900 mg·Nm-3的排放标准。

2.3 脱硫设施在运行过程中出现的问题

2.3.1 电石渣浆供应不足,造成脱硫效率下降

原因分析:由于电石渣浆容易结垢,易造成管道堵塞,致使脱硫剂供应不足,造成脱硫效率下降。

处置措施:(1)对电石渣浆的输送管道进行反冲洗。(2)同时启动备用脱硫剂系统,开启石灰乳浆液管阀门,送石灰乳浆液暂时代替电石渣浆液进行脱硫。

2.3.2 电石渣浆浓度不均衡,造成脱硫效率时高时低

原因分析:原电石渣浆的输送系统与聚氯乙烯的生产系统直接相连,生产系统的不稳定容易造成电石渣浆的浓度不稳定。

处置措施:在输送系统前增加均质池,使送脱硫系统的电石渣浆浓度均衡稳定。

3 结论

在实际运行中发现利用电石渣作为脱硫剂的脱硫效果要比石灰乳的较果更为突出,由于电石渣的主要成分为氢氧化钙,电石渣是电石与水反应放出乙炔气体后形成的,比表面积大于石灰乳,因此脱硫的效果会更好。

利用电石渣浆作为脱硫剂用于湿法锅炉烟气脱硫技术是可行的,能够达到预期效果,并实现了企业“以废治废”,综合利用的循环经济模式。

摘要：以企业生产过程中产生的电石渣浆替代石灰,应用于石灰-石膏湿法锅炉烟气脱硫,实现了企业“以废治废”,综合利用的循环经济模式。

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：湿法脱硫的工艺流程

湿法烟气脱硫工艺中烟气再热方式的选择

分析了湿法烟气脱硫烟气再热原因,介绍了多种烟气再热方法,并对其进行了技术分析,为湿法烟气脱硫工程的烟气再热系统设计提供了依据.

作 者：董勇 宋德升 马春元 李健 Dong Yong Song Desheng Ma Chunyuan Li Jian  作者单位：董勇,宋德升,马春元,Dong Yong,Song Desheng,Ma Chunyuan(山东大学能源与动力学院,济南,250061)

李健,Li Jian(潍坊学院,潍坊,261061)

刊 名：环境污染治理技术与设备  ISTIC PKU英文刊名：TECHNIQUES AND EQUIPMENT FOR ENVIRONMENTAL POLLUTION CONTROL 年，卷(期)： 6(3) 分类号： 关键词：湿法脱硫   烟气   再热  

篇6：湿法脱硫的工艺流程

[摘 要]目前在国内外300MW机组有运行实例，且脱硫效率达到90%及以上的脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、循环流化床干法脱硫（CFB-FGD）工艺、海水脱硫、氨法四种。而其中，只有石灰石-石膏湿法脱硫和循环流化床干法脱硫两种脱硫工艺对厂址条件、反应剂和产物等条件要求较低，适用于各种情况下的燃煤电厂烟气脱硫。因此，本文主要针对循环流化床干法脱硫和石灰石-石膏湿法脱硫这两种工艺进行比较。

[关键词]燃煤机组；循环流化床干法脱硫；石灰石-石膏湿法脱硫；

中图分类号：S336 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0359-01

循环流化床干法脱硫和石灰石-石膏湿法脱硫是当前300MW级火力发电机组常用的两种脱硫工艺，本文简单介绍了两种脱硫方法的工艺原理和流程，并以新建2×300MW机组为例，对两种脱硫工艺的技术特点和投资运行费用进行比较。

一、石灰石-石膏湿法脱硫工艺

石灰石-石膏湿法脱硫技术特点石灰石-石膏脱硫工艺采用Ca（OH）2或者CaCO3粉末的料浆来除去SO2，因为这种方法脱硫效率高、稳定性好、投资也比较低。为了改进其工艺对SO2的吸附效果，许多学者对钙基吸附剂进行改性，从而对其吸附效果进行了改进。Lee等把硫酸钙、氧化钙和粉煤灰通过水合作用合成活性比较高的烟气脱硫吸附剂。通过两种人工智能算法（神经网络和遗传运算法则），给出了吸附剂合成的完整模型和最优化方法，使其吸附剂的吸附容量达到62.2m2/g。Lee等采用钙基的吸附剂，使其在不同实验条件下进行烟气脱硫实验，并说明了烟气中氮氧化物和氧气在烟气脱硫过程中所产生的协同作用。Dahlan等采用RHA将CaO改性，并研究了采用RHA改性后的吸附剂对脱硫活性的影响因素。研究结果表明，在吸附剂的制备过程中，RHA的量、CaO的量、两者量的比及水合阶段是影响吸附剂脱硫活性的关键因素。除此之外，吸附剂的物理性质如孔径分布和表面形态也是影响脱硫活性的重要因素。IrvanDahlan等分别采用NaOH、CaCl2、LiCl、NaHCO3、NaBr、BaCl2、KOH、K2HPO4、FeCl3和MgCl2作为RHA/CaO吸附剂的填加剂，来提高RHA/CaO对SO2的吸附量，实验结果表明，大多数的填加剂都可以提高RHA/CaO吸附剂的吸附效率，其中以NaOH处理后的吸附剂的吸附容量最大。石灰石-石膏湿法的原理脱硫系统中发生的主要化学反应是：

吸附剂：SO2+H2O→H2SO3

CaCO3+2H2SO3→Ca（HSO3）2+CO2（g）+H2O

反应器：Ca（HCO3）2+O2+2H2O→CaSO4?2H2O（s）+H2SO4

CaCO3+H2SO4+H2O→CaSO4+2H2O+CO2（g）

脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热后排放。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。此法Ca/S低（一般不超过1.03），脱硫效率高（可达到95%以上），适用于任何煤种的烟气脱硫。脱硫产生的副产品为二水硫酸钙（石膏），能作为水泥缓凝剂，亦可用于生产纸面石膏板，粉刷石膏，石膏砌块等。根据300MW级机组特点及目前湿法脱硫发展趋势，湿法脱硫系统按取消增压风机和GGH考虑，其工艺系统主要由烟气系统、吸收塔系统、制浆系统、工艺水系统及脱水系统等组成。

二、循环流化床干法脱硫（CFB-FGD）工艺

循环流化床脱硫工艺采用干态的消石灰作为吸收剂，通过二氧化硫与粉状消石灰氢氧化钙在Turbosorp反应器内发生反应，去除烟气中的SO2，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，提高烟气脱硫效率。锅炉炉膛燃烧后的烟气通过空气预热器出口，进入静电除尘器ESP预除尘。经过静电除尘预除尘之后，烟气从锅炉引风机后的主烟道上引出从底部进入Turbo反应器并从上部离开。烟气和氢氧化钙以及返回产品气流，在通过反应器下部文丘里管时，受到气流的加速而悬浮起来，形成流化床，烟气和颗粒之间不断摩擦、碰撞，强化了气固之间的传热、传质反应。通过向反应器内喷水，使烟气温度冷却并控制在70℃左右，达到最佳的反应温度与脱硫效率。与烟气接触发生化学反应剩下的烟尘和烟气一起离开反应器并进入下游的布袋除尘器。经过布袋除尘器净化后的烟气经增压风机和出口挡板门后排入210m高度烟囱。国内干法脱硫工艺多运用在脱硫效率不超过95%的300MW及以下容量机组上。

三、投资及运行费用比较

近几年来，湿法脱硫工艺得到快速发展，工艺流程简化，设备不断国产化，价格大大降低。目前湿法脱硫设备投资费用与干法脱硫已基本持平，甚至还略低于干法脱硫。有关资料显示，循环流化床干法脱硫，投资总额约为13020万元；石灰石-石膏湿法脱硫，投资总额约为13480万元。运行费用比较：循环流化床干法脱硫，年运行成本为1058.2万元；石灰石-石膏湿法脱硫，投资总额1358.3万元。但若将与脱硫工艺相关的设备（引风机和烟囱）费用计入，干法脱硫可比湿法脱硫节省投资约为460万元，运行费用干法脱硫比湿法脱硫每年可节省约300万元。

四、工艺参数和技术特点比较

以某电厂新建2×300MW级机组为例，方案一采用循环流化床干法脱硫，吸收剂采用生石灰消化制得；方案二采用石灰石-石膏湿法脱硫，吸收剂采用石灰石粉，不设增加风机和GGH。脱硫效率均为90%，脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的100%烟气量，采用一炉一塔。除尘器入口主要烟气参数如下：（1）烟气温度：123.7℃；（2）烟气量：1205927Nm3/h（标态，干基，α=1.403）；（3）烟气SO2浓度：1110mg/Nm3。湿法脱硫约占电厂脱硫装机总容量的80%以上，由于其工艺成熟，脱硫效率高，运行可靠，吸收剂易获得，副?a品石膏综合利用好，对电厂燃煤含硫量变化具有良好的适应性。干法脱硫系统简单，无脱硫废水产生，适用于缺水或取水受限制地区，但吸收剂要求较高，较难获得，副产品脱硫灰难以得到综合利用。

五、结论

第一，新建2×300MW机组，干法脱硫可比湿法脱硫节省投资约460万元，干法脱硫比湿法脱硫每年可节省运行费用约300万元。

第二，湿法脱硫工艺技术成熟，脱硫效率高，运行可靠，吸收剂易获得，副产品石膏综合利用好，对电厂燃煤含硫量变化具有良好的适应性，适合大、中、小各类机组的烟气脱硫治理，尤其适合大容量、大机组的烟气脱硫治理。

第三，干法脱硫系统简单，无脱硫废水产生，适用于缺水或取水受限制地区，但吸收剂要求较高，较难获得，副产品脱硫灰难以得到综合利用，适合中低硫煤、300MW及以下机组、老机组脱硫改造。

第四，在满足环保要求的前提下，湿法脱硫和干法脱硫均为可行的300MW级燃煤机组烟气脱硫方案，各电厂可根据自身的实际状况和条件，从实际出发，因地制宜地进行治理，将总投资、运行费用、占地面积、脱硫率、副产物的处置和可利用性等方面进行综合和全面考虑。

参考文献

篇7：烟气湿法脱硫效率影响的因素

烟气湿法脱硫效率影响的因素

摘要：本文根据烟气中SO2吸收过程机理,从传质和化学反应的角度来解析浆液对SO2的吸收过程中各种参数(入口烟气参数、运行参数、吸收剂、添加剂和氯离子浓度等)对SO2吸收的.影响.作 者：郑炜    章拔群    张建立    卓小玲  作者单位：郑炜,张建立,卓小玲(福建石狮鸿山热电有限公司,福建,石狮,362700)

章拔群(东南大学能源与环境学院,江苏,南京,210000)

期 刊：中国新技术新产品   Journal：CHINA NEW TECHNOLOGIES AND PRODUCTS 年，卷(期)：, “”(6) 分类号：X7 关键词：脱硫效率    传质系数    滞流膜层   

篇8：煤气净化湿法脱硫的几种化学工艺

1 HPF脱硫法

1.1 HPF脱硫法分析

HPF法脱硫工艺是以煤气中的氨为碱源, 脱硫液在吸收了煤气中硫化氢后, 在复合催化剂HPF的作用下氧化再生, 最终将硫化氢转化为元素硫得以除去, 脱硫液循环使用。HPF法具有设备简单、操作方便稳定和脱硫效率高等特点, 已在许多焦化企业得到推广应用。对规模比较大的煤气进行一次脱硫一般会选用湿法脱硫工艺, 同时该方法又分为湿式氧化法、物理吸收法、化学吸收法和物理-化学吸收法。根据煤气处理的先后顺序又分为前脱硫和后脱硫两个工艺。前脱硫主要是先进行脱硫工段, 该阶段完成后再进行氨和粗苯等化学产品的回收, 通常将煤气含有的氨作为碱的来源, 并以PDS作为催化剂, 这样做能够有效降低煤气中H2S气体对相关设备的腐蚀。该环节中的煤气H2S的浓度若超过20mg/m3以下, 则需要对煤气进行二次脱硫, 以保证煤气中硫的浓度符合要求。后脱硫主要是先采取措施对煤气中氨和粗苯等化学产品进行回收, 然后再进行脱硫处理, 这时的碱源主要来自于外加的碳酸钠, 选用ADA作为催化剂, 一次脱硫之后H2S的浓度就会降到标准以下, 因此, 可以直接供城市煤气。

1.2 HPF脱硫工艺的流程

HPF脱硫法在我国应用广泛, HPF脱硫指对传统脱硫技术的创新, 将HPF当做脱硫催化剂运用到煤气脱硫过程中去, 大大提高了我国煤气脱硫的质量, 并且保证了废气排放的清洁度。HPF脱硫工艺主要包括以下三个步骤:第一, 煤气降温。从焦炉中排放出的煤气一般都带有着一定的温度, 其不利于脱硫工作的展开, 因此在进行脱硫之前, 需要先对煤气进行降温。这一工作通常在预冷塔内完成, 通过对其进行一定的制冷处理, 降低煤气的温度, 从而满足脱硫的要求。第二, 煤气的脱硫。降温后的煤气, 开始进入正式的脱硫程序, 首先其要进入脱硫塔中, 在脱硫塔中借助化学制剂对其进行脱硫工作, 将其内部的H2S等硫化物以及氨化物置换出俩。在这一过程中会产生一定的化学反应, 因此一定要确保脱硫塔内的密闭性, 保障周围工作人员的人身安全。第三, 再生循环。煤气在进行完脱硫后进入脱氨、脱苯阶段。刚刚对煤气进行脱硫的化学液体中含有大量的硫化物, 这部分液体将进入再生塔中, 工作人员向其中加入HPF制剂与其产生化学反应, 并通过一系列的物理作用, 使得脱硫液体再生继续使用, 而存在于液体中的硫化物也被分离出来以泡沫的形态自流入泡沫槽中, 等待进一步的固化处理。

2 栲胶脱硫法

2.1 栲胶脱硫法概述

栲胶脱硫法是湿法脱硫工艺的一种, 在焦化厂的煤气脱硫中应用的比较广泛, 并且具有较好的脱硫效果。栲胶脱硫法主要是利用碱性栲胶的水溶液对来吸收煤气, 一般会在半水煤气或者焦炉气中的H2S使用, 以栲胶和矾为载体和催化剂, 将H2S转化为单质硫, 从而达到脱硫的目的。而反应后的栲胶溶液经过再生槽再生, 还能够重新循环使用。

2.2 栲胶脱硫方法的优缺点

栲胶脱硫法的优点是脱硫效率较高, 通常可以达到98%以上, 并且析出的硫易于浮选和分离, 在操作上比较简单;因为栲胶资源比较丰富, 所以对于使用量较大的脱硫工艺而言成本较低, 且没有毒性, 在气体的净化度以及硫回收率等方面都具有较高的效果;栲胶溶液的活性较好, 并且在性能上比较稳定, 不会发生硫磺堵塞脱硫塔的现象, 溶液的组成相对比较简单。

虽然栲胶脱硫法的优势比较明显, 但是在实际应用中也存在一些局限性的问题。栲胶脱硫溶液在使用过程中具有较强的选择性, 在条件适宜的情况下, 能够将CO2原料气中的H2S降至很低, 但是因为溶液吸收了CO2, 所以溶液的PH值会有所降低, 从而影响脱硫效率, 且脱硫的精度较低。此外, 使用栲胶脱硫法的设备较大, 可以处理的气量较小, 脱硫后所得的硫磺纯度不高, 不利于加工。

3 环丁砜脱硫法

3.1 环丁砜脱硫法概述

环丁砜法是一种理化吸收法。溶液由化学吸收溶剂烷基醇胺、物理吸收溶剂环丁砜和水混合而成。可使用的烷基醇胺包括MEA、MDEA及DIPA。一般采用浓度较高的醇胺溶液, 而环丁砜与水的比例按其用途确定。此法可以用于煤气工艺气体的净化。

3.2 环丁砜脱硫法的优缺点

环丁砜脱硫法对于吸收的溶液可以降低表面的张力, 从而能够有效抑制溶液起泡;环丁砜是一种缓蚀剂, 能够缓解吸收溶液的腐蚀性, 从而减少对设备的腐蚀;溶液在受热后性能上比较稳定, 所以可以长久保持质量。但是在实际使用时, 此种方法也存在一定的缺点。因为环丁砜吸收芳烃的能力较强, 所以在原料气中的重烃和芳烃的含量较高时, 在进行脱硫工艺之前, 应该将重烃或者芳烃去除。

结束语

对煤气进行脱硫处理, 是我国工业发展的需求, 是社会发展的必然趋势。随着科学技术的发展, 对煤气进行的脱硫工艺也在不断的发展, 脱硫效率逐渐提升, 在促进工业生产, 减少空气污染方面发挥了重要的作用。在煤气脱硫处理工艺中, 应该根据实际生产情况, 结合费用、生产流程以及脱硫目标而有针对性的选择适宜的脱硫工艺, 从而保证煤气脱硫效果。在科学技术快速发展的形势下, 煤气湿法脱硫工艺会不断的改善, 为促进工业生产发展创造有利的条件。

参考文献

[1]邓以凯, 何日柳, 陆剑彬.煤气净化湿法脱硫的化学工艺探析[J].化工设计通讯, 2016-1-28.

[2]史航.煤气净化湿法脱硫的化学工艺分析[J].辽宁化工, 2016-5-20.