企业培训_脱硫培训讲义

脱硫培训讲义目 录目 录1第一章 烟气脱硫基本理论3第一节 烟气脱硫的必要性和重要性3第二节 烟气脱硫工艺简介4第三节 石灰石（石灰）石膏湿法脱硫主要特点6第四节 国内烟气脱硫简介8第五节 脱硫反应原理9第六节 各家脱硫技术介绍10第七节 几项新技术介绍31第八节 烟气换热器（GGH）利弊的初步分析35第二章 湿法FGD烟气脱硫工艺流程介绍40第一节 烟气脱硫系统简要介绍40第二节 烟气系统41第三节 石灰石浆液系统46第四节 石膏脱水系统功能48第五节 工艺水、排放、压缩空气系统功能51第三章 湿法FGD系统启动53第一节 首次启动准备53第二节 系统的压力平衡介绍55第三节 脱硫系统启动61第四节 湿法FGD 首次启动和维修后启动67第四章 湿法FGD系统连续运行70第一节 稳定操作70第二节 正常操作 / 负荷变化70第三节 操作期间的检查71第四节 一般注意事项72第五节 烟气系统73第六节 石膏脱水73第七节 数据日志74第五章 湿法FGD系统停机76第一节 短期停机76第二节 长时间停机 / 修理77第三节 储存箱排空78第六章 湿法FGD系统问题故障处理81第一节 石灰石石膏湿法脱硫技术中的问题81第二节 烟气系统84第三节 石膏脱水86第四节 测量失效87第五节 其它附加注意事项88第六节 排放超标92第七章 安全守则93第一节 一般性安全守则93第二节 旋转设备的安全94第三节 原始物料和副产物的安全95第四节 防腐保温98第八章 监测项目分析112第一节 分析简介112第二节 滤液内溶解物分析112第三节 石膏114第四节 石灰石117第五节 工艺水121第九章 废水处理系统126第一节 脱硫系统污染物126第二节 脱硫废水处理装置127第十章 FGD主要设备操作说明139第一节 电气供配电系统139第二节 球磨机141第三节 脱水机146第四节 烟气再热器系统说明162第五节 称重给料机系统使用说明169第六节 烟气连续监测系统使用说明173附录 脱硫工艺系统图187第一章 烟气脱硫基本理论第一节 烟气脱硫的必要性和重要性我国是以燃煤为主的能源结构的国家，煤产量已据世界第一位，年产量达到12亿吨以上，2000年将达15亿吨，2010年将达到18亿吨。煤炭占一次能源消费总量的75%。燃煤造成的大气污染有粉尘、SO2、NOX和CO2等，随着煤炭消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断增加，连续多年超过2000万吨，已居世界首位，致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重。按污染的工业部门来分，其顺序是火电厂、化工厂和冶炼厂。其中燃煤电厂污染物的排放量占全部工业排放总量的50%左右（个别地区可能达到90%以上）。1998年全国发电装机容量达到27700万千瓦，比上年增长9.07%，发电量达到11577亿千瓦时，比1997年增长2.07%。其中火电装机容量为20988万千瓦，占75.7%,火电发电量为9388亿千瓦时，占81%。据初步推算，1998年全国火电厂排放的二氧化硫约为780万吨，占全国二氧化硫排放量的37.3%。根据我国电力远景规划：到2000年和2010年，我国电力装机容量分别将达到2.89亿千瓦。其中19902000年增加燃煤机组1.3亿千瓦,2000年2010年再增加燃煤机组2.2亿千瓦.预测我国燃煤电厂用煤将分别达到2000年的5.1亿吨和2010年的9.0亿吨.电力行业将是用煤大户。如果如此大量的燃煤,未经处理即排入大气,将使我国SO2的排放总量步入世界第一位。以2000年我国煤产量15亿吨计算（煤含硫量按平均1.2%计算）SO2排放总量达到1800万吨。大气污染将引起严重的环境问题。其中最主要的问题之一就是“环境酸化”。“环境酸化”是SO2、NOX排入大气中有密切的关系。它们以两种方式进入地面： 湿沉降大气中的SO2、NOX被雨水冼脱到地面；干沉降大气中的SO2、NOX直接落到植物或潮湿的地表面。目前我国酸雨已从八十年代西南少数地区发展到长江以南、青藏高原以东和四川盆地的大部分地区，降水pH值小于5.6的面积（国际评价酸雨的标准）已经占国土面积的30%。华中地区酸雨污染程度已经超过八十年代污染最重的西南地区，酸性降水频率超过90%。我国很多城市空气二氧化硫污染十分严重，目前已有62%的城市环境空气二氧化硫平均浓度超过国家环境空气质量标准二级标准。日平均浓度超过国家环境空气质量标准三级标准。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。酸雨问题依然严重。1998年二氧化硫排放总量为2090万吨，其中工业来源的排放量为1593万吨，占76.2%；生活来源的排放量497万吨。在工业排放的二氧化硫中，县及县以上工业企业排放1172万吨，占73.6%;乡镇企业排放421万吨。”因此控制二氧化硫排放已成社会和经济可持续发展的迫切要求，势在必行。1、法律的要求 1995年修订的中华人民共和国大气污染防治法提出：“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业，属于新建项目不能采用低硫煤的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措施，属于已建企业不用低硫煤的应当采用控制二氧化硫排放、除尘措施，国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。” 2、国家污染物排放标准的要求 火电厂大气污染物排放标准（GB132231996），根据不同时段对火电厂二氧化硫提出不同的控制要求。对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂（第三时段），在实行全厂排放总量控制的基础上，增加了烟囱二氧化硫排放浓度限制，并与“两控区” 和煤的含硫量挂钩。煤的含硫量大于10%的，最高允许排放浓度为1200mg/m3N，小于或等于1%的，2100mg/m3N，即要求位于“两控区”的电厂当燃煤的含硫量大于1%必须脱硫，否则无法达标排放。对于煤的含硫量在1%时以下的电厂，要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地地环境质量的要求，通过环境影响评价后确定是否脱硫。 3、国务院对“两控区”内火电厂二氧化硫控制的要求 根据国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复（国函19985号），对火电厂二氧化硫排放提出了明确要求，即要求“两控区”的火电厂做到：到2000年底达标排放；除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近效区新建燃煤火电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；现在燃煤含硫量大于1%的电厂，要在2000年前采取减排措施；在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其它具有相应效果的减排二氧化硫措施。小节：从污染物的污染情况来看： 灰渣污染是“点”污染； 废水污染是“流域”污染； 废气污染是“全球”污染。大气污染是全球性的，将飘越国界，引起国与国之间的纠纷。“酸雨”和SO2污染已越来越为人类重点关注的问题。第二节 烟气脱硫工艺简介1927年英国为了保护伦敦高层建筑的需要，在泰吾士河岸的巴特富安和班支赛德两电厂（共120MW），首先采用石灰石脱硫工艺。据统计，1984年有SO2控制工艺189种，目前已超过200种。主要可分为四类：（1）燃烧前控制-原煤净化（2）燃烧中控制-硫化床燃烧（CFB）和炉内喷吸收剂（3）燃烧后控制-烟气脱硫（4）新工艺（如煤气化/联合循环系统、液态排渣燃烧器）其中大多数国家采用燃烧后烟气脱硫工艺。烟气脱硫则以湿式石灰石/石膏法脱硫工艺作为主流。名 称湿法半干法干法1石灰/石灰石-石膏?循环流化床（CFB）2海水脱硫喷雾干燥法?3碱式硫酸铝法炉内喷钙增湿活化法电子束照射法（EBA）4水和稀酸吸收法?5双碱法?6氨酸法?7钠盐循环法、氧化镁法、海水法?自本世纪30年代起已经进行过大量的湿式石灰石/石膏法研究开发，60年代末已有装置投入商业运行。ABB公司的第一套实用规模的湿法烟气脱硫系统于1968年在美国投入使用。1977年比晓夫公司制造了欧洲第一台石灰/石灰石石膏法示范装置。IHI（石川岛播磨）的首台大型脱硫装置1976年在矶子火电厂1、2号机组应用，采用文丘里管2塔的石灰石石膏法混合脱硫法。三菱重工于1964年完成第一套设备，根据其运转实绩，进行烟气脱硫装置的开发。第一代FGD系统：在美国和日本从70年代开始安装。早期的FGD系统包括以下一些流程：石灰基流质；钠基溶液；石灰石基流质；碱性飞灰基流质；双碱（石灰和钠）；镁基流质；Wellman-Lord流程。采用了广泛的吸收类型，包括通风型、垂直逆流喷射塔、水平喷射塔，并采用了一些内部结构如托盘、填料、玻璃球等来增进反应。第一代FGD的效率一般为70%85%。除少数外，副产品无任何商用价值只能作为废料排放，只有镁基法和Wellman-Lord法产出有商用价值的硫和硫酸。特征是初投资不高，但运行维护费高而系统可靠性低。结垢和材料失效是最大的问题。随着经验的增长，对流程做了改进，降低了运行维护费提高可靠性。第二代FGD系统：在80年代早期开始安装。为了克服第一代系统中的结垢和材料问题，出现了干喷射吸收器，炉膛和烟道喷射石灰和石灰石也接近了商业运行。然而占主流的FGD 技术还是石灰基、石灰石基的湿清洗法，利用填料和玻璃球等的通风清洗法消失了。改进的喷射塔和淋盘塔是最常见的。流程不同其效率也不同。最初的干喷射FGD可达到70%80%，在某些改进情形下可达到90%，炉膛和烟道喷射法可达到30%50%，但反应剂消耗量大。随着对流程的改进和运行经验的提高，可达到90%的效率。美国所有第二代FGD系统的副产物都作为废物排走了。然而在日本和德国，在石灰石基湿清洗法中把固态副产品强制氧化，得到在某些工农业领域中有商业价值的石膏。第二代FGD系统在运行维护费用和系统可靠性方面都有所进步。第三代FGD系统：炉膛和烟道喷射流程得到了改进，而LIFAC和流化床技术也发展起来了。通过广泛采用强制氧化和钝化技术，影响石灰、石灰石基系统可靠性的结垢问题基本解决了。随着对化学过程的进一步了解和使用二基酸（DBA）这样的添加剂，这些系统的可靠性可以达到95%以上。钝化技术和DBA都应用于第二代FGD系统以解决存在的问题。许多这些系统的脱硫效率达到了95%或更高。有些系统的固态副产品可以应用于农业和工业。在德国和日本，生产石膏已是电厂的一个常规项目。随着设备可靠性的提高，设置冗余设备的必要性减小了，单台反应器的烟气处理量越来越大。在70年代因投资大、运行费用高和存在腐蚀、结垢、堵塞等问题，在火电厂中声誉不佳。经过15年实践和改进，工作性能与可靠性有很大提高，投资和运行费用大幅度降低，使它的下列优点较为突出：（1）有在火电厂长期应用的经验；（2）脱硫效率和吸收利用率高（有的机组在Ca/S接近于1时，脱硫率超过90%）；（3）可用性好（最近安装的机组，可用性已超过90%）。人们对湿法的观念，从而发生转变。目前它是应用最广，技术最成熟的工艺，运行可靠、检修周期长，采用经济实用、廉价的石灰石细粉作为吸收剂，与烟气中的SO2反应，经过几个反应步骤，生成副产品石膏。椐统计，全世界现有烟气脱硫装置中，湿法约占85%（其中石灰石/石膏系统为36.7%，其它湿法48.3%），喷雾干燥系统8.4%，吸收剂再生系统3.4%，烟道内喷吸收剂1.9%。 第三节 石灰石（石灰）石膏湿法脱硫主要特点 （1）脱硫效率高。石灰石（石灰）石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行总量控制。 （2）技术成熟，运行可靠性好。国外火电厂石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长，技术成熟，运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的投资效益。 (3)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含 硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫工艺都能适应。 (4)占地面积大，一次性建设投资相对较大。石灰石(石灰) 一石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大，所以现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度，其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。 (5)吸收剂资源丰富，价格便宜。作为石灰石(石灰) 一石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石，在我国分布很广，资源丰富，许多地区石灰石品位也很好，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中，石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。 (6)脱硫副产物便于综合利用。石灰石(石灰) 一石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为250万吨和350万吨左右，基本上都能综合利用，主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用，不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。 (7)技术进步快。近年来国外对石灰石(石灰) 一石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进，如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔，塔内流速大幅度提高，喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新，可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。?项 目石灰石/石膏湿法脱硫工艺双碱法脱硫工艺海水脱硫工艺喷雾干燥法脱硫工艺氨法脱硫工艺循环流化床脱硫工艺电子束法脱硫工艺工 艺型 式湿法湿法湿法半干法干法干法干法脱硫剂石 灰 石镁基和钠基石灰海水石灰氨石灰石氨副产品状 态湿 态湿 态湿态干态干态干态干态燃 煤含硫量无 限 制可适用高硫煤1%左右低硫煤中、低硫煤高硫煤中、低硫煤中、低硫煤脱硫率高高一般一般高?一般适 用范 围大容量最大装机容量1000MW中等容量试验中等容量最大200MW机组中、小容量小型工业试验阶段投 资中中低中低中中运行费中低低高低中高第四节 国内烟气脱硫简介七十年代以来我国烟气脱硫试验、研究、开发情况：1）1974年1976年，上海闸北电厂进行石灰石石膏法烟气脱硫的工程试验，试验规模为2500米3/时。2）1977年，上海市南市电厂进行稀酸催化氧化法试验，规模为500米3/时。3）1978年，湖南300电厂进行亚硫酸钠法试验，规模为5000米3/时。4）1979年，湖北松木坪电厂含碘铵肥法小试，规模为5000米3/时。5）1982年，四川成都电厂进行磷活性碳法试验，规模为1359米3/时。1988年，四川豆坝电厂中试，规模为5000米3/时。1994年1996年四川豆坝电厂工程试验，规模为810万米3/时，国家重点项目，投资810890万元。6）1984年，四川内江白马电厂旋转喷雾干燥法试验，规模为5000米3/时。1988年进行中试，规模为70000米3/时，投资1100万元，已经国家鉴定。原决定“八五”进行示范工程，后因故未安排。7）四川重庆天原化工厂自备电厂2*35吨/时锅炉进行亚硫酸钠法试验，投资23千万元，运行18天，因系统堵塞被迫停运。8）四川重庆珞璜电厂2*36万千瓦机组，进口日本三菱公司石灰石石膏法技术。设备费3600万美元，已投运。9）利用日本赠款试验电厂：山东青岛黄岛电厂进行旋转喷雾干燥法中试，已试运行。由日本电源开发公司投资36.5亿日元（其中设备费7000万日元），规模30万米3/时。设备由三菱公司负责制造、安装。陕西太原第一热电厂日本投资36亿日元进行简易湿式石灰石工艺工程试验。规模30万米3/时。四川成都电厂日本投资1100万美元进行电子束氨法工程试验，规模也是30万米3/时。10）利用德国政府的软贷款都是石灰石石膏法工艺，参与电厂有北京东郊2410T/H热电厂、杭州半山212.5KW电厂、重庆220万KW电厂。11）深圳玛湾电厂二期工程西部电厂用AB公司的海水脱硫技术。规模是30万千瓦机组，投资1570万美元（不包括土建安装）。12）贵州贵阳电厂8#炉5万千瓦机组用石灰石抛弃法进行工程试验。投资约500万元。是“八五”的任务。13）武汉水力电力大学开发的湿式石灰石三相流化床除尘脱硫工艺。14）南京下关电厂以及绍兴钱清热电厂利用丹麦LAVIC炉内喷钙，烟道增湿的脱硫工艺。第五节 脱硫反应原理当吸收液通过喷嘴雾化喷入烟气时，吸收液分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴在与烟气逆流接触时SO2被吸收。这样，SO2在吸收区被吸收，吸收剂的氧化和中和反应在吸收塔底部的储液区完成并最终形成石膏。为了维持吸收剂恒定的pH值并减少石灰石耗量，吸收塔内的吸收剂被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动。化学过程强制氧化系统的化学过程描述如下：1、吸收反应 烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收掉大部分SO2，反应如下：SO2H2OH2SO3H2SO3?HHSO3脱硫反应原理图2、氧化反应 一部分HSO3在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO31/2O2HSO4HSO4?HSO423、中和反应 反应物浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内再循环。中和反应如下：Ca2CO322HSO42H2OCaSO42H2OCO22HCO32H2OCO24、其他烟气中大部分杂质如Cl，F和尘都被循环浆液洗掉了。一部分含有石膏、尘和杂质的循环浆液被抽出输送到石膏脱水系统。第六节 各家脱硫技术介绍（一）、浙江菲达1、工艺原理描述：石灰石浆液洗涤系统的化学性能可以用SO2的脱除效率和无结垢的运行程度表示。一个给定的系统的设计，必须考虑到它能在特定的O2和SO2气体浓度的范围内以及在由烟气、飞灰和补充所含杂质中来的氯或硫酸盐积聚的特定程度上运行。重要的化学设计变量有：磨碎的石灰石的性质、EHT的体积、浆液的含固量以及任选的工艺，如强制氧化、双回路洗涤等。其他变量有：液-气比（L/G）、石灰石利用率（或PH值）及可溶解的碱性添加剂、缓冲添加剂和氧化抑制剂/催化剂等的浓度。石灰石的溶解在洗涤塔和EHT内均会发生石灰石的溶解。最理想的状态是约有一半的石灰石能在洗涤塔内溶解，从而使SO2脱除率和PH值最大化但又防止CaSO3结垢。在实际中，洗涤塔已溶解的那部分是随未反应过的石灰石浆液的量而变化的。当有大量过剩石灰石时，几乎所有的溶解都发生在洗涤塔内。当过剩石灰石不多时，多数石灰石在EHT内溶解。平衡当有大量过剩石灰石或有一个巨大的EHT时，EHT内的溶液会与CaCO3平衡，如下式所示：CaCO3（固）+2HCa+CO2+H20aH + =KCa+0.5/Pco2 0.5平衡时的PH值取决于已溶解的钙离子浓度以及溶液上面的CO2平衡分压。由于已溶解的钙因下式而还原，顾CaCL2的积聚趋向于给出较低的PH值：CaSO4(固) Ca+SO4=石灰石在EHT或罐中溶解所产生的CO2通常会被洗涤塔内的烟气从溶液中剥离出来。除非CO2蒸汽的压力大于1个大气压，否则几乎没有CO2会从EHT中释放出来。进入EHT的溶液也许已在烟气的条件（约0.1个大气压）达到SO2的饱和状态。当CaCO3在EHT内溶解时，CO2就积聚在EHT内的溶液中。这样，EHT内平衡的CO2会压就取决于石灰石溶解在EHT内的量。所吸收的SO2量以及每次通过洗涤塔所溶解的石灰石。因此，EHT出口的平衡PH值趋于较低值。这是由于较少的过剩石灰石（大部分溶解在EHT内了）、较低的液体循环速度或较高的SO2气体浓度（较高的make-per-pass）。Ca离子浓度和CO2会压的组合作用会导致EHT内的平衡PH值达到5.56.5。PH值和过剩石灰石的影响洗涤溶液的PH值常常是所脱除HSO3-和SO3=浓度的一个直接指示器。由于溶液有与CaCO3固体想平衡的趋向：可能通过溶解，也可能通过结晶；因此HSO3-的浓度大致上因这种平衡而与PH值相关联：CaSO3（固）+H+Ca2+HSO3HSO3 = KH+/Ca+由于系统内任何一点上的较低PH值总是给出较高的HSO3，它会阻止水解反应，因而也叫降低了改进因子和SO2的脱除。洗涤塔入口处的PH值也是一个过剩石灰石的显示器：高的PH值显示出更多的过剩CaCO3。当溶液通过洗涤塔时，PH值的下降取决于石灰石溶解并使溶液碱性得到补充的程度。有大量过剩CaCO3时，整个洗涤塔内保持较高的PH值和低的HSO3浓度；而当过剩CaCO3不多时，PH值就下降，HSO3浓度就增加，因为SO2被吸收了。在没有CaCO3不多时，CaSO3会溶解并使HSO3的浓度更大：CaSO3+SO2+H2OCa2+2HSO3一般，SO3=的浓度不是PH值的函数，因为它趋向于被平衡所控制：CaSO3（固）Ca2+SO3=然而，在PH值较高时，CaSO3趋向于在洗涤塔内结晶，从而使SO3= 浓度较高；当PH值低时，CaSO3趋向于溶解，需要较低的SO3= 浓度。CaSO3的结垢亚硫酸盐固体产物CaSO31/2H2O的相对饱和度极大地取决于PH值，因为其溶解度受下列平衡的支配：CaSO3+H+Ca+HSO3-进入洗涤塔的溶液，其CaSO3应稍微有些过度饱和。当溶液通过洗涤塔时，因为SO2的吸收，HSO3-浓度增加了；因为CaSO3或CaCO3的溶解，Ca+浓度增加了；但是PH值却下降了，因为SO2吸收成为HSO3-把H+加到溶液中去了。因此，离开洗涤塔的CaSO3的RS取决于PH值下降被CaCO3中和的程度。如只有少数CaCO3被溶解，CaSO3的RS会很大并产生CaSO3固体及洗涤塔的设计，这些条件可能会、也可能不会导致结垢。Shawnee的运行情况显示：要使除雾器性能可靠，必须避免过剩的CaCO3(Head,1976)。过剩CaCO3的存在会导致CaSO3在除雾器内结晶从而产生一种“粘滞”的泥浆沉积层。在Shawnee，除雾器保持得很干净，其石灰石利用率大于85%。这一结果在于使用了Frendonia出产的优质石灰石。反应性较差或较粗的石头应该能使设备以较低的利用率可靠地运行。有一个潜在的问题是双回路洗涤中的高PH值回路中存在大量的未进行过反应的石灰石。强制氧化的作用向EHT注入空气而使亚硫酸盐完全氧化，或者作为烟气中较低的SO2/O2比例的结果而使亚硫酸盐完全氧化，常常能改进SO2的吸收（Borgwardt,1978）。氧化使溶液中重亚硫酸盐的浓度降低，从而因水解反应而使SO2通过液膜的扩散使以提高(Chang和Rochelle,1980)；SO2+H2OH+HSO3-这一点在PH值较低（45）及CaSO3固体导致较高的HSO3- 浓度时尤为真实。脱硫 SO2的脱除直接与石灰石的利用率、粒径及洗涤塔内的固体浓度有关。相对较低的石灰石利用率、较细的粒子和较高的固体浓度有利SO2的脱除。EHT较大的体积也有助于脱硫。高的L/G比不仅会靠物理作用增加质量的传递，而且会靠降低时CaCO3溶解的需要和靠降低洗涤塔内重亚硫酸盐的浓度来提高脱硫效率。这些变量都会在洗涤塔内产生较高的PH值和较低的重亚硫酸盐的浓度，这两种现象会促使SO2通过水解反应以重亚硫酸盐的形式作液相扩散：SO2+H2OH+HSO3-碱性和缓冲添加剂能在不降低石灰石利用率的情况下提高脱硫效率。碱性添加剂会产生高浓度的已溶解硫酸盐，后者会通过下式所示的固/液平衡引起高浓度的亚硫酸盐（SO3=）：CaSO3(固)+SO4=CaSO4(固)+SO3=亚硫酸盐和基本的缓冲核素（A-）都能与SO2反应，从而提高它作为重亚硫酸盐的液相扩散：A-+SO2+H20HA+HSO3-当SO2的吸收被控制在是由液膜扩散而不是由气膜扩散时，这些添加剂起到的作用最大。双回路洗涤和其他工艺的选用会导致洗涤塔内较低的石灰石利用率，因此，当系统中的石灰石利用率给定时，它们会提高脱硫效率。洗涤回路中的强制氧化可除去洗涤塔输入液中的已溶解重亚硫酸盐，从而提高脱硫效率。这也通过水解反应提高了质量传递。在较低的SO2入口气体浓度情况下，脱硫效率往往较高。在较低SO2浓度时，由于水解反应以及亚硫酸盐的反应，往往通过液膜的扩散有较大的提高。在100500PPM SO2的范围内，SO2的脱除受气膜扩散的控制。对烟气、飞灰、补充水和碱性添加剂中的可溶盐类来说，它们会与氯发生强的相互作用并造成硫酸盐的积聚。在有可溶解的Na+、Mg+和CL-离子存在时，硫酸盐的积聚可由液体品质因素（LGF）得出：LGF=Mg+2 Na+ -2CL-因此，在LGF正的范围内，较高的氯值趋向处降低溶液内硫酸盐的积聚以及它对SO2脱除的正面影响。无结垢的运行要进行无结垢的运行，EHT的设计和控制必须做到在回到洗涤塔或从洗涤塔流出的溶液中，均没有CaSO3或CaSO4过分的过度饱和。相对较大的EHT体积和较高的固体浓度会降低储罐出口处的过度饱和，也相应会降低离开洗涤塔的过度饱和。固体浓度的增加会因为控制了洗涤塔的结晶而再一次降低洗涤塔的过度饱和。低的石灰石利用率或石灰石细粒的蒙蔽会导致CaSO3在洗涤塔内的结垢，而反过来又会使CaSO3结晶，其化学计量式如下：CaCO3（固）+SO2CaSO3（固）+CO2洗涤塔内CaCO3适中的溶解导致合格的化学计量式：CaCO3+2SO2+H2OCa+2HSO3-+SO2需要有较高的液-气比（L/G）来降低石膏（CaSO42H20）通过洗涤塔时其饱和度的增加。L/G比的增加降低了SO2 make-per-pass, 因而降低了CaCO3溶解的克分子/升数和硫酸盐的形成。烟气中较低的O2/SO2比或一种有效氧化抑制剂（如硫代硫酸钠）的使用，由于会使固体的氧化率降到1520%以下而防止石膏的结晶或结垢。在这些条件下，硫酸钙与CaSO3固体结晶成一个固溶体，而石膏的饱和度可远远小于1。2、湿法脱硫工程可以分为以下几个系统：1）烟道系统 来自锅炉引风机出口的烟气在脱硫系统不运行时直接进入烟囱排放；当FGD装置运行时，100的烟气进入脱硫系统进行脱硫，其切换通过三台烟道挡板实现。当脱硫系统运行时，吸收塔旁路挡板关闭，进口挡板、出口挡板打开，烟气通过增压风机增压后进入吸收塔，完成脱硫后通过吸收塔出口挡板进入烟囱排放；当脱硫系统不运行时，吸收塔进、出口挡板关闭，旁路挡板打开，原始烟气从锅炉引风机出来后直接通过旁路挡板进入烟囱排放。由于烟气脱硫（FGD）系统都会产生大约20004000Pa左右的压力降（系统配置不同产生的阻力降也不同）。在大多数这种情况下，现有的锅炉引风机（ID）不足以弥补系统的阻力损失。为了克服FGD的压力降，就有必要安装增压风机。FGD系统所用的增压风机普遍都设计成带液力调节的轴流式风机。脱硫风机必须安装在混凝土基础上。为了避免让振动扩散到周围并引起邻近设备出现毛病，基础上应配备减振器。脱硫系统设置100容量的旁路烟道，当FGD装置停运时，旁路挡板门全开，FGD装置进出口挡板门关闭，烟气通过烟道从烟囱直接排入大气，增压风机的进出口都设有膨胀节，根据膨胀量在烟道上设有膨胀节并在合适区域设有排放酸水的导淋管，导淋与烟道焊接的接管材质采用不锈钢，酸水排入地沟用的是PP管。有关烟气换热器的说明：通常情况下，在烟道烟气洗涤以后，进到烟囱以前，烟道气必须再加热到80左右（图3）。最常见的再加热器是以蓄热气体为热媒的气体加热器（GGH）。其工作原理是利用经过脱硫的冷烟气吸收进入系统的没有经过脱硫的原始烟气的热量使自身温度上升到国家规定的80，同时原始烟气由于放热其温度降低到100以下，这样在原始烟气进入吸收塔系统后其烟气温度的波动就相对减小，对于系统的稳定性有一定的作用。2）吸收塔系统美国DUCON公司专利的文丘里吸收塔，其与常规空塔喷淋系统相比最大的区别就在于其在浆液喷淋层与吸收塔烟气入口之间增加了两层文丘里层，其作用是通过制造湍流加强气液传质效果。吸收塔分为以下3个区域：吸收区对于DUCON公司专利的文丘里吸收塔，其吸收区由两部分组成。除了常规的喷淋层以外，还有一个由两层文丘里棒组成的文丘里棒层。其结构比较简单，直接作用是减小了吸收塔内烟气的流通面积，提高了烟气通过该区域时的流速，在喷淋浆液下落经过文丘里区域时，由于烟气流速较高，在该区域形成一个气液相持段并造成强烈的气液湍流接触，进一步促进烟气中酸性组分向循环浆液的传质，同时使浆液中溶解的SO2等酸性组分部分发生化学反应转化为亚硫酸盐，减少溶解在浆液中的气态SO2等酸性组分的浓度，提高烟气中的SO2等酸性组分向浆液扩散的传质推动力。每台吸收塔设有3台循环泵，分别为3层喷淋层提供雾化浆液，烟气进入吸收塔后，与吸收塔喷淋浆液逆流接触，其中的SO2等酸性组分与喷淋浆液充分接触，并被其吸收溶解进入浆液，然后随浆液进入氧化浆液池进行进一步的化学反应转化为CaSO3和CaSO4 ，从而达到脱硫的目的。循环浆液池烟气进入吸收塔后，与喷淋浆液逆流接触，其中的酸性组分溶解进入喷淋浆液，并随喷淋浆液一起进入氧化浆液池，在其中发生复杂的物理、化学变化，最终转化为石膏晶体。关于石膏的结晶，通常采用强制氧化的方法，即采用常规吸收塔的曝气管鼓泡系统或采用德国EKATO公司的Winjet系统。两种技术各有优缺点：曝气管鼓泡系统由于采用针对整个吸收塔底部均匀铺设，所以具有氧化空气从吸收塔底部平行向上扩散、分布均匀等特点，其缺点就是系统太过复杂，检修、维护不方便；Winjet系统则是将氧化空气送到侧进式搅拌器前方，依靠侧进式搅拌器的旋转作用将其击碎成小气泡并随池内浆液流向在浆液池中弥散，具有系统简单、维护检修方便等优点。循环浆液池的用途包括：将亚硫酸盐氧化成硫酸盐溶解新石灰石在石膏形成时使硫酸与溶解的石灰石发生反应生成石膏晶体。除雾区由于烟气经过吸收区时与喷淋浆液充分接触，烟气达到饱和湿度，同时烟气中携带有大量液滴，为避免这些液滴进入后级系统造成堵塞以及腐蚀后级相关设备，在吸收塔上部，烟气直接流经两个水平安装的除雾器以使水滴含量减至最少。在吸收塔系统工作时发生的物理、化学变化如下：SO2, SO3和HCl的吸收烟气中的SO2和SO3等酸性组分溶解在浆液中：SO2 + H2O HSO3- + H+SO3 + H2O H2SO4H2SO3和H2SO4要分别快速中和，以保持SO2和SO3的有效吸收。酸性组分溶解进入浆液后，随浆液一起进入循环浆液池，在循环浆液池中与浆液中的石灰石（CaCO3）发生如下化学反应： CaCO3 + 2H+ + HSO3- Ca2+ + HSO3- + CO2 + H2OCaCO3 + H2SO4 CaSO4+ CO2 + H2OCaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O上述反应均为在浆液循环池中完成的离子反应。氧化作用将亚硫酸盐氧化成硫酸盐时需要向循环浆液池中吹入空气：氧化作用：2Ca2+ + 2HSO3- + O2 2CaSO4 + 2H+氧化作用之后，则生成石膏晶体：结晶：CaSO4 + 2H2O CaSO4 x 2H2O结晶过程主要在循环浆液池中发生。整个脱硫系统最核心的就是对系统PH值的控制，PH值的测定点设在石膏排出管道回流到吸收塔的回流管路上，采用一用一备的冗余配置，能较好地反应循环浆液池中的pH值，系统设定的PH值控制在5.5左右。PH值的调节由新鲜补加到吸收塔中的石灰石浆液来实现，石灰石浆液的加量由调节阀及相应的流量计协调调节实现。3）石膏脱水系统石灰石浆液吸收烟气中SO2的等酸性组分后转化为亚硫酸盐和石膏等固体物质，为维持系统物料平衡，需要将石膏通过石膏排出泵排出系统。石膏通过石膏排出泵排出系统后直接进入石膏浆液旋流站，通过石膏浆液旋流站将石膏浆液分级。其中溢流部分全部进入回用水箱；潜流部分（45%左右含固）分两路，在系统稳定运行时经过石膏浆液箱进入后级处理系统；在系统测得排出石膏密度不在设定范围内时则回流进入吸收塔循环利用。4）石灰石制浆系统湿法脱硫采用石灰石作为吸收剂，可以采用石灰石粉厂的已经磨碎成325目的石灰石粉作为吸收剂，也可以采用块状石灰石作为吸收剂。如果采用石灰石粉作为吸收剂，则石灰石粉由槽罐车运输到现场，并通过汽车泵送入料仓储存。为防止石灰石粉在料仓中发生板结或出现下料不畅的情况，在料仓底部设置气化板，在系统较长时间不投运时手动开启对料仓底部进行吹扫以保证出料通畅，石灰石粉通过小料口的电动抽板阀、星型给料机（带变频电机）出料到石灰石浆液箱，制成合格的石灰石浆液。如果采用块状石灰石作为吸收剂，则需要单独建设一套石灰石磨碎、制浆系统，具体流程为块状石灰石进厂后先利用颚式破碎机破碎成1mm左右的石灰石粉，然后采用电磁除铁器去除其中的金属物质后送到石灰石粉仓。石灰石粉仓中的石灰石粉利用下料装置将石灰石粉送到湿式球磨机中进行制浆，制得的浆液浓度较高（40%左右），而且细度也不是100%合格，所以需要将其送入石灰石浆液旋流站进行分离，分离后合格的石灰石浆液（旋流站溢流部分）送入石灰石浆液箱作为吸收剂，不合格的部分（旋流站底流部分）送回到球磨机重新制浆。（二）、博奇公司技术介绍（荏原制作所技术）荏原制作所荏原作为泵厂创业于1912年，其后不仅发展了各种风水力机械，还进入了制冷机，水处理装置，废气处理装置，焚烧炉等领域，已发展成为产业机械行业的顶尖企业。在灵活运用长期积累的硬件技术及净化，燃烧，热回收等工艺技术开展综合性的环境工程事业的同时，荏原还着手制造具有巨大发展潜力的半导体制造装置用的机械设备。在废气处理方面荏原制作所持有电子束脱硫技术的同时，从千代田公司引进了CT-121湿式石灰石膏脱硫技术，并在中国范围内持有独占性的技术实施权。工艺发展过程及工艺特长现在，荏原以早日实现循环共生型社会为目标，根据零排放，即通过控制资源的消耗，将废弃物减少到最少限度，使地球环境的负荷尽量减少，大力进行技术开发，并为其事业全力以赴。日本第一流的工艺技术和建设厂商千代田化工建设株式会社是日本第一批成功地研制从排烟中有效脱除二氧化硫技术并使该技术商业化的企业之一。开发和运行了很多CT-121（CHIYODA THOROUGHBRED 121）的排烟脱硫工艺装置。这项先进的技术将二氧化硫的吸收，氧化，中和，结晶以及除尘等几个必不可少的工艺过程合到一个单独的气相-液相-固相反应器中进行，这个反应器就叫做鼓泡式反应器（JBR）。这种脱硫工艺在七尾电厂（500MW，700MW），神户制钢所（700MW），东北电力（1000MW），关西电力舞鹤（900MW）等装置中成功地安装运行并得到了用户的好评。荏原制作所作为千代田的受让方已有在中国的独占性的经营权和实施权。来自锅炉引风机的烟气,经增压风机增压后进入烟气烟气加热器。在烟气烟气加热器中,烟气(未经处理)与来自吸收塔的洁净的烟气进行热交换后被冷却。被冷却的烟气引入到烟道的烟气冷却区域。在烟气冷却区域中,喷入补给水和吸收液,使得烟气被冷却到饱和状态。来自烟道冷却区域的烟气进入由上层板和下层板形成的封闭的吸收塔入口舱。装在入口舱下层板的喷射管将烟气导入吸收塔鼓跑区(泡沫区)的石灰浆液面以下的区域。在鼓跑区域发生所有反应: (a) SO2的吸收;(b) 亚硫酸盐发生氧化反应生成硫酸盐; (c) 硫酸盐发生中和反应生成石膏; (d) 石膏结晶并析出。发生上述一系列反应后,干净的烟气通过上升管并通过入口舱上方的出口舱排出。石膏浆排出泵将含有10到20%固体的石膏浆,从吸收塔排出到石膏脱水机。脱水后的石膏可以在生产石膏板以及生产水泥和土壤改良等方面充分利用。1. 单系统优点： 系统简单和布局紧凑。 比多系统成本低。2. 系统组成推荐单系统由：增压风机（轴流式风机: 1台）气气换热器（回转再生型: 1台）吸收塔（方形 JBR : 1台） 我们现在已有经验提供与上述同样容量/尺寸的主要设备.3脱硫喷射鼓泡塔JBR的特点：JBR低面积的形状可以是任意的，一般有圆形的或方形的。圆形：强度设计容易；重量小。方形：因为配件预先制造，减少现场安装工作和时间；占地面积小，适合大型机组。扩大JBR的尺寸因为JBR内烟气分配均匀,JBR 可以随意放大。(喷淋塔中的烟气不均匀现象使扩大尺寸困难) 。喷雾塔与鼓泡塔(JBR)的比较：喷雾塔鼓泡法 (JBR)装置构成有风机和多台循环泵只有大型机器风机脱硫性能大量的浆液循环，需要3秒中的气液接触0.5秒中的液体鼓泡完成高效率的脱硫运行稳性为了液体分散，出现很多的偏流现象因为液体中均匀分散，没有偏流现象氧化性能在空气中液滴态不完全氧化液体形成连续层，可完全反应污垢因为不完全反应，有可能形成污垢因瞬间完全反应，不产生污垢除尘性能1m粉尘的捕集効率40%高効率的接触、1m粉尘的 捕集効率90%石膏粒径因循环产生破碎，粒径平均30m平均粒径70m以上、脱水性良好排水特性有副反应形成的COD等副生成物完全的瞬间反应没有副生成物4系统特点机械结构简单 没有浆液循环泵设备数量少，可靠/简便 运行； 无结垢可能性； 系统反应迅速，系统性能高； 高 SO2 去除效率； 高除尘率，管理运行成本低； 投资少； 电耗少，污染最低； 排水少； COD低；（三）、清华同方(奥地利AEE)一、SCR脱硫技术的介绍与历史SCR 是 Selective Catalytic Reduction的简写 氮氧化物 (NOx) 是在煤燃烧过程中形成的存在于从电厂排放的气体中氨被喷入到烟气中与NOx完全混合美国的Englehard Corporation公司于1957年申请最早的SCR喷氨法脱硝专利。最初使用的催化剂为铂类催化剂，其效果并不令人满意，因为在其催化活性温度内，会生成大量硝酸氨盐。日本于1970年代最早成功开发出具有高活性、实用的SCR商业催化剂-钛基五氧化二钒催化剂。二、传统低氮氧化物排放技术一般使用低氮氧化物燃烧器火上风燃尽技术。其脱硝率一般低于50。燃料再燃技术(Fuel Reburning)-利用燃料再燃，可以有效控制NOx的排放。但可操作性上存在一定的问题(脱硝稳定性和可操作性)。其它传统措施（湿法吸收），都存在着一定问题。脱硝效率方面：(无法达到较高的脱硝率)操作稳定性方面：(无法实现稳定的操作)适应性方面：(无法适应不同的工程实际情况)三、SNCR 和NH3-SCR的比较项目SNCRNH3-SCR基本原理氨气(或尿素)与NO在高温下（无催化剂）反应生成N2使用氨气的选择性催化脱除NO工作温度区间8501050300450 NOx脱除效率40708095需要的空间高低初始投资费用低高（是SNCR的两倍）氨气的消耗高低四、SCR的优点SCR 是唯一证明能达到未来对大型燃煤电厂排放要求NOx减少效率的技术（5年一变）在上世纪80年代来在全世界都证明SCR可以安全可靠地运行仅在德国从80年代中到1996年已超过33000MW的机组按装了脱硝装置美国到2002年共有157套在运行,已超过1亿kW五、SCR的要点与问题1、SCR催化剂的定期更换由于SCR催化剂的工作条件比较恶劣，所以存在着中毒失效问题，必须定期更换。更换时间据具体情况而定，一般一到五年。催化剂性能下降，其原因有：微孔体积减少；由于固体沉积物使微孔堵塞；由于碱性化合物（特别是钾或重金属）引起中毒；SO3中毒；飞灰腐蚀。氨泄漏(Ammonia Slip)问题：从SCR反应器内排出的未反应完全的氨导致了所谓的“氨泄漏”问题。氨泄漏必须小于5 ppm，最好低于2-3 ppm，以减少硫酸氨和硫酸氢氨的生成。其中，硫酸氢氨可以导致下游设备的阻塞和腐蚀。对于高硫煤，这一问题尤为突出。2、SCR反应的反应温度(Operating Temperature)SCR反应的反应温度(Operati