火电当氧化物排放测算与分析

1、第一节第一节 氮氧化物基础氮氧化物基础工业氮氧化物的主要来源工业氮氧化物的主要来源氮氧化物的监测技术规定氮氧化物的监测技术规定123氮氧化物的定义氮氧化物的定义144燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成5燃料与燃烧燃料与燃烧 氮氧化物主要有氧化亚氮(N2O)、一氧化氮(NO)、二氧化氮(NO2)、亚硝酸(HNO2)、硝酸(HNO3)，还有少量三氧化二氮(N2O3)、四氧化二氮(N2O4)、三氧化氮(NO3)和五氧化二氮(N2O5)等。但N2O3、N2O4、NO3、N2O5和HNO2在大气中很不稳定，常温下很易转化成NO和NO2。通常氮氧化物系NO和NO2的总称，用NOx表示。NOx是主

2、要的大气污染物之一，直接或间接与大气环境问题相关，如光化学烟雾、酸沉降、平流层臭氧损耗和全球气候变化。此外，氮沉降量的增加会导致地表水的富营养化和陆地、湿地、地下水系的酸化和毒化，从而对陆地和水生态系统造成破坏，最终对人体健康和生态环境安全产生不利影响。二二 氮氧化物基础1 1 氮氧化物的定义氮氧化物的定义 除NO2以外，其他NOx均极不稳定，遇光、湿或热变成NO2及NO ， NO又变为NO2 。因此，职业环境中接触的是几种气体混合物常称为硝烟 (气)，主要为NO和NO2，并以NO2为主。 NOx都具有不同程度的毒性。 NOx是主要的大气污染物之一，直接或间接与大气环境问题相关，如光化学烟雾、

3、酸沉降、平流层臭氧损耗和全球气候变化。此外，氮沉降量的增加会导致地表水的富营养化和陆地、湿地、地下水系的酸化和毒化，从而对陆地和水生态系统造成破坏，最终对人体健康和生态环境安全产生不利影响。 二二氮氧化物基础1 1 氮氧化物的定义氮氧化物的定义 根据国家环保总局(环函2004389号)和(环函2004394号)要求各地在2005年开展氮氧化物排放量的监测和统计工作(为期一年)的要求，中国环境监测总站制定了全国污染源氮氧化物监测工作方案和固定源氮氧化物监测技术要求(暂行)： （1）NOx监测采样仪器应同时具有NO、NO2传感器。 （2）生产设施应处于正常的运行工况。 （3）燃煤锅炉其生产运行负荷

4、不能低于额定负荷的70%；工艺废气监测，不能低于75%。 （4）对连续稳定的排放源，每次监测采样次数不得少于3次。二二氮氧化物基础氮氧化物基础2 2 氮氧化物的氮氧化物的监测技术规定监测技术规定 （5）NOx排放浓度按国家环保总局环函2004273号和总站总工字2004117号文全国污染源氮氧化物监测工作方案（规定，以折算后的NO2排放浓度计）、固定源氮氧化物监测技技术术要求（暂行） 。 将应NO实测值按NO2与NO分子量之比折算为NO2当量，再加NO2实测值，即NOX浓度：CNOx=(NO46/30)+ NO2 当监测仪器读数以体积比浓度表示时，应按下式进行换算： CNOx=(XNO+ XN

5、O2)2.05 式中：C污染物的标准状态下干排气质量体积比浓度： mg/m3(或g/m3)； X污染物的体积比浓度： Mol/。二二氮氧化物基础氮氧化物基础2 2 氮氧化物的氮氧化物的监测技术规定监测技术规定 工业氮氧化物的主要排放来源是电力、热力工业，非金属矿物制品业，黑色金属冶炼及压延工业、化学原料及化学品制造业、石油加工及炼焦加工业、造纸及纸制品加工业，有色金属冶炼及压延工业等。 2010年环境统计年报数据显示： 电力、热力工业氮氧化物排放量895.77万吨，占65.15%； 非金属矿物制品业氮氧化物排放量159.38万吨，占11.59%； 黑色金属冶炼及压延工业氮氧化物排放量93.10

6、万吨，占6.77%； 化学原料及化学品制造业氮氧化物排放量56.34万吨，占4.10%； 石油加工及炼焦加工业氮氧化物排放量34.72万吨，占2.53%； 造纸及纸制品加工业氮氧化物排放量23.63万吨，占1.72%； 有色金属冶炼及压延工业氮氧化物排放量22.66万吨，占1.65%；二二氮氧化物基础氮氧化物基础3 3 工业氮氧化物的工业氮氧化物的主要来源主要来源燃料燃料二二氮氧化物基础氮氧化物基础4 4 燃料与燃烧燃料与燃烧l固体燃料：煤（泥煤、褐煤、烟煤、无烟煤）。l液体燃料l气体燃料l天然液体燃料（石油及其加工产品）：汽油、煤油、柴油、重油等。l人造液体燃料（从煤中提炼出的各种燃料油）l

7、高炉煤气：可燃成分为CO，另外还含有大量的N2和CO2（占63%70%）。l焦炉煤气：可燃成分主要是H2、CH4、CO,少量的N2和CO2（占8%16%）。 l发生炉煤气：工业上常用的是混合发生炉煤气。l天然气 燃烧烟气主要由悬浮的少量颗粒物、燃烧产物、未燃烧和部分燃烧的燃料、氧化剂以及惰性气体(主要为N2)等组成。燃烧可能释放出的污染物有：碳的氧化物、硫的氧化物、氮的氧化物、烟、飞灰、金属及其氧化物、金属盐类、醛、酮和稠环碳氢化合物等。二二氮氧化物基础氮氧化物基础4 4 燃料与燃烧燃料与燃烧 燃烧过程产生三种类型的氮氧化物：燃料型NOx由燃料中氮的化合物直接氧化产生；热力型NOx由空气里的N

8、2和O2在高温下作用产生；极少量的瞬时NOx由燃料中含碳的基团与N2作用产生氮的化合物，然后被氧化产生。 NO的产生量随温度升高而迅速增加，温度低于1250 ，NO浓度很小，在1250以上将会形成大量的NO。 NO继续氧化产生NO2。二二氮氧化物基础氮氧化物基础5 5 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成 1. 1. 燃料型燃料型NONO 燃料中含氮化合物燃烧过程热分解，再氧化生成NOx，约占NOx总量的6080以上，最高可达90。 燃烧过程中影响燃料型NOx生成和破坏的主要因素有：煤质，指煤的含氮量、挥发分含量、固定碳与挥发分的比（FC/V）、其它元素含量与比值；燃烧温度；过量空气系

9、数；燃料及燃烧产物在火焰高温区和炉膛内的停留时间；反应区中的烟气气氛，即O2、N2、NO、CH。 燃煤燃烧温度在600以上，氮分离成游离态，在一定条件下，与氧反应生成NO 。温度开始升高对燃煤中的氮转化为NO影响较为明显，升高到一定程度，温度再升高对煤中的氮转化的影响会减弱。 二二氮氧化物基础氮氧化物基础5 5 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成 2. 2. 热力型热力型NONO 热力型 NOX是空气中的氮气在高温下氧化生成NOx形成。在温度足够高时（1300以上），可占到NOx总量的30。燃烧过程中，温度对热力型NOX的生成具有决定性作用。 3. 3. 快速型快速型NONO 空气中

10、的氮气在高温下获得足够的能量继而分解，或高温下受其他分子撞击分解，与氧反应生成热力型和快速型NOX。快 速型 NOX，指燃烧时空气中的氮和燃料燃烧产生的碳氢离子团如CH、CH2、CH3等生成中间产物如HCN、N和CN等，进而氧化生成NOX。快速型NOx的生成对温度的依赖性比较弱，生成量很小，一般小于5。在燃煤锅炉中，一般不予考虑。 二二氮氧化物基础氮氧化物基础5 5 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成三种类型三种类型NOx在煤燃烧过程中对在煤燃烧过程中对NOx排放总排放总量的贡献量的贡献 二二氮氧化物基础氮氧化物基础5 5 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成l燃烧过程氮氧化

11、物的形成燃烧过程氮氧化物的形成 4. 4. 给氧条件对生成给氧条件对生成NOx的影响的影响 控制燃烧给氧区的氧气浓度，可以减少炉内NOx的产生量。当燃烧过剩空气系数减少或氧气浓度较低时，氮原子转变成NOx的转化率降低，减少了NOx的产生量。通过控制给氧条件是最早的低氮燃烧技术。低氮燃烧，可使NOx的产生量减少3040。 现在的低氮燃烧技术包括：低过剩空气燃烧技术；空气分级燃烧技术；燃料分级燃烧技术；烟气再循环技术。 二二氮氧化物基础氮氧化物基础5 5 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成第二节第二节 氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术选择性非催化还原

12、法烟气脱硝技术 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成低氮燃烧技术低氮燃烧技术1245氮氧化物控制技术氮氧化物控制技术选择性催化还原法烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术3控制NO的措施主要有两类：燃烧过程中的减排技术（低氮燃烧技术）和燃烧后的脱硝技术。 低氮燃烧技术主要分为低氮燃烧器和分级燃烧技术。 燃烧后的脱硝技术一般采用低氮燃烧+脱硝技术，不添加催化剂的方法称为选择性非催化还原法，采用低氮燃烧+ SNCR技术简称SNCR，在催化剂的作用下，另一种采用低氮燃烧+SCR技术简称SNCR 。三三氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术1 1 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形

13、成 低氮燃烧技术主要分为低氮燃烧器和分级燃烧技术。低氮燃烧技术大致经历了如下三个发展阶段： （1）第一代以低过剩空气系数、降低空气预热温度、燃烧器退出运行和浓淡燃烧器燃烧、炉膛内烟气再循环等技术为代表； （2）第二代以低氮燃烧器（LNB，其功能是将空气分级）、燃烧器处烟气再循环、上部燃尽风等技术为代表； （3）第三代以低氮燃烧器（LNB，其功能是同时兼顾空气分级和燃料分级）、炉膛内再燃烧/炉膛内还原等技术为代表。 低氮燃烧技术的减排效率可以达到30 60。 三三氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术 2. 2. 低氮燃烧技术低氮燃烧技术（N N的取值）的取值） 低氮燃烧+SCR技术称选择性催

14、化还原法，SCR法是将氨喷入烟道，使氨和烟气均匀混合，流过安置催化剂的反应器，在催化剂的作用下完成还原反应。根据不同种类催化剂的适宜工作温度范围，SCR可分为高温工艺、中温工艺和低温工艺，高温工艺的适宜温度范围为345590；中温工艺的适宜温度范围为260380；低温工艺的适宜温度范围为80300。 在SCR脱硝过程中，通过加氨可以把NOx转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H2O)。 三三氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术3 选择性催化还原法烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术（N N的取值）的取值） SNCR法称选择性非催化还原技术，是在无催化剂参与条件下，以含氨基的还原剂将

15、烟气中的NO还原为N2和H2O。该法以氨作还原剂，适宜反应温度为8501100。SNCR 技术，在炉膛 8001250温度范围内、无催化剂作用，NH3 或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2 作用，据此发展了SNCR法。 SNCR技术，同SCR 技术相比，SNCR技术脱硝成本低。但没有额外的 SO2/SO3 转化率。导致脱硝效率降低，SNCR技术的脱硝效率N最大为3540。采用低氮燃烧+SCR技术对NO的削减率N可达到80。 三三氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术4 4 选择性非催化还原法烟气脱硝技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术（N N的取值）的取值）

16、目前的脱硫工艺使用最多的是石灰石-石膏湿法脱硫，该方法对的NOx脱除效率一般取7。 2010年公布的火电厂烟气脱硫工程技术规范 氨法编制说明（征求意见稿）中指出，氨法脱硫工艺在脱硫的同时，其脱硝率在27左右。 三三氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术5 烟气碱法脱硫装置的影响（烟气碱法脱硫装置的影响（NSNS的取值）的取值） 第三节第三节 氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算NONO控制措施的影响（控制措施的影响（N N的取值）的取值）影响火电锅炉影响火电锅炉NONO产生量的因素产生量的因素火电锅炉火电锅炉NOx排放量的计算公式排放量的计算公式1245烟气碱法脱硫装置的影响烟气碱法脱硫

17、装置的影响锅炉机组水平与煤质的影响（锅炉机组水平与煤质的影响（K KN N的取值）的取值）3 影响火电锅炉影响火电锅炉NONO产生量的因素有：产生量的因素有： 影响燃烧过程中NO产生量的主要因素有： 煤质（含N率和挥发分）； 炉型（燃烧温度和燃料在炉膛内的停留时间）； 反应区中的条件（给氧量、过剩空气系数）。四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算1 1 影响火电锅炉影响火电锅炉NONO产生量的因素产生量的因素四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算2 2 火电锅炉火电锅炉NOx排放量的计算公式排放量的计算公式 火电锅炉NO排放量的计算公式如下：G GNONO= B K= B KN N

18、（1 1N N）（）（1 1NSNS） kg/tkg/t原煤原煤 式中： B消耗的燃煤（燃油）数量，t(103m3)； KN火电工业NO产生量参考系数； N脱硝率（）； NS碱法脱硫产生的脱硝效果（）。 KN 值取决于锅炉类型和机组规模以及煤中的挥发分(KN取值见表1、表2和表3)。燃料中的挥发分越高，NOx产生量越低的原因在于挥发分中的烃（CHi）成分对进行NOx还原反应的原因。 四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算3 3 锅炉机组水平与煤质的影响（锅炉机组水平与煤质的影响（K KN N的取值）的取值） 表表128 火电机组火电机组NO产生量系数（产生量系数（KN）表）表（单位：（单

19、位：kg/t原煤）原煤） 四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算3 3 锅炉机组水平与煤质的影响（锅炉机组水平与煤质的影响（K KN N的取值）的取值） 机组规模与锅炉类型挥发份（V10%）挥发份（10V20%）挥发份（20V37%）挥发份（V37%）备注75万千瓦煤粉炉机组6.094.10低氮4574.9万千瓦煤粉炉机组13.4011.2010.116.80无低氮2544.9万千瓦煤粉炉机组13.3511.099.706.78无低氮1524.9万千瓦煤粉炉机组12.811.029.356.57无低氮7.514.9万千瓦煤粉炉机组12.3110.979.136.44无低氮3.57.4万千

20、瓦煤粉炉机组11.509.866.885.07无低氮23.4万千瓦煤粉炉机组10.798.976.545.02无低氮0.91.9万千瓦煤粉炉机组9.706.785.144.93无低氮0.91.9万千瓦层燃炉机组5.615.004.384.22-注：数据主要参考第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册 表表2 2 火电单机容量火电单机容量 0.80.8万千瓦锅炉万千瓦锅炉NONO产生量产生量系数（系数（KNKN）（单位）（单位kg/tkg/t原煤）原煤） 四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算3 3 锅炉机组水平与煤质的影响（锅炉机组水平与煤质的影响（K KN N的取值的取值） 层燃炉

21、煤粉炉循环流化床煤种烟煤无烟煤褐煤烟煤褐煤烟煤无烟煤无低氮4.355.514.715.044.93.635.53表表3 3 工业锅炉工业锅炉NONOX X产生量系数（产生量系数（ 单位：固液燃单位：固液燃料为料为kg/tkg/t燃料，气体燃料为燃料，气体燃料为kg/kg/千千m m3 3燃料）燃料） 燃料烟煤、褐煤无烟煤型煤混煤生物质压块燃料水煤浆轻油重油天然气石油液化气煤气垃圾+煤垃圾抛煤机炉3.11-层燃炉2.942.70.52.941.02-循环流化床2.71.82-2.72-煤粉炉4.72-3.123.06室燃炉-3.673.61.875.960.86-注：数据主要参考第一次全国污染源

22、普查工业污染源产排污系数手册 注：数据主要参考第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册 N取值决定于控制NOx措施，主要有两类：燃烧过程中的减排技术（低氮燃烧技术）和燃烧后的脱硝技术。 低氮燃烧技术主要分为低氮燃烧技术和分级燃烧技术。采用低氮燃烧技术对NO的削减率N一般在3040之间（第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册确定的低氮燃烧削减率N为40）。采用低氮燃烧+SNCR技术，其对NO的削减率N能增加到5060（第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册确定的削减率N为58）。由于没有催化剂的帮助，该法在用氨作还原剂的情况下，适宜反应温度为8501000。SNCR技术的脱硝效率

23、N最大为3540。采用低氮燃烧+SCR技术对NO的削减率N可达到80。 四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算4 4 NONO控制措施的影响（控制措施的影响（N N的取值）的取值） 目前的脱硫工艺使用最多的是石灰石-石膏湿法脱硫，该方法对的NOx脱除效率一般取7。2010年公布的火电厂烟气脱硫工程技术规范 氨法编制说明（征求意见稿）中指出，氨法脱硫工艺在脱硫的同时，其脱硝率在27左右。见表1-31所示。表表131 131 石灰石石灰石- -石膏湿法脱硫系统对应的石膏湿法脱硫系统对应的NOx影响统计表影响统计表 四四氮氧化物污染排放测算氮氧化物污染排放测算5 5 烟气碱法脱硫装置的影响（烟

24、气碱法脱硫装置的影响（NSNS的取值）的取值） 机组规模 万kW脱硫系统进口NOx浓度 mg/m3脱硫系统进口NOx浓度 mg/m360768.0681.460773.3692.833684.4672.033666.6653.920711.0567.120694.4534.610590.3559.910607.3587.2（此表数据摘自：朱法华，钟鲁文等.火电行业主要污染物产排污系数M.中国环境科学出版社，2009年11月版） 第四节第四节 钢铁工业氮氧化物排放分析钢铁工业氮氧化物排放分析选择性非催化还原法烟气脱硝技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成

25、低氮燃烧技术低氮燃烧技术1245氮氧化物控制技术氮氧化物控制技术选择性催化还原法烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术3第五节第五节 水泥工业氮氧化物排放分析水泥工业氮氧化物排放分析选择性非催化还原法烟气脱硝技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成低氮燃烧技术低氮燃烧技术1245氮氧化物控制技术氮氧化物控制技术选择性催化还原法烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术3第六节第六节 炼焦工业氮氧化物排放分析炼焦工业氮氧化物排放分析选择性非催化还原法烟气脱硝技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成低氮燃烧技术低氮燃烧

26、技术1245氮氧化物控制技术氮氧化物控制技术选择性催化还原法烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术3第二节第二节 氮氧化物污染控制技术氮氧化物污染控制技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术选择性非催化还原法烟气脱硝技术 燃烧过程氮氧化物的形成燃烧过程氮氧化物的形成低氮燃烧技术低氮燃烧技术1245氮氧化物控制技术氮氧化物控制技术选择性催化还原法烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术3第五节第五节 二氧化硫污染控制技术二氧化硫污染控制技术高浓度二氧化硫尾气的回收与净化高浓度二氧化硫尾气的回收与净化燃烧中脱硫燃烧中脱硫燃烧前燃料脱硫燃烧前燃料脱硫1234燃烧后脱硫燃烧后脱硫5“十二五十二五”二氧化硫

27、减排目标二氧化硫减排目标6当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术 1 1 “十二五十二五”二氧化硫减排目标二氧化硫减排目标 “十一五十一五”期间期间 全国二氧化硫排放量减少14.29%，全国二氧化硫下降了14.29% “十二五十二五” ” 主要污染物减排目标主要污染物减排目标 到2015年，全国二氧化硫排放总量分别控制在2086.4万吨，比2010年的2267.8万吨下降8%。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术2 2 燃烧前燃料脱硫燃烧前燃料脱硫l燃烧前燃煤脱硫燃烧前燃煤脱硫 煤在燃烧前脱硫的方法包括煤碳的固态加工和煤炭的煤在燃烧前脱硫的方法包括

28、煤碳的固态加工和煤炭的转化。转化。 煤炭的固态加工煤炭的固态加工 煤炭的固态加工主要指重力分选。煤炭的固态加工主要指重力分选。 重力分选后原煤含硫量降低重力分选后原煤含硫量降低40-90%40-90%。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术2 燃烧前燃料脱硫 煤碳的转化煤碳的转化 煤碳的转化主要是气化和液化，即对煤进行脱碳或加煤碳的转化主要是气化和液化，即对煤进行脱碳或加氢改变其原有的碳氢比，把煤转化为清洁的二次燃料。氢改变其原有的碳氢比，把煤转化为清洁的二次燃料。 在煤的气化过程中，煤气中的硫主要以在煤的气化过程中，煤气中的硫主要以H H2 2S S形式存在，形式存在，大型煤气厂是先用湿法洗涤脱

29、除大部分大型煤气厂是先用湿法洗涤脱除大部分H H2 2S S，再用干法吸附，再用干法吸附和催化转化除去其余部分。小型煤气厂一般用氧化铁法脱和催化转化除去其余部分。小型煤气厂一般用氧化铁法脱除除H H2 2S S。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术2 2 燃烧前燃料脱硫燃烧前燃料脱硫l燃烧前重油脱硫燃烧前重油脱硫 重油脱硫分为直接脱硫和间接脱硫两种工艺。 直接脱硫是将重油直接引入装有催化剂的反应塔加氢脱硫；间接脱硫过程是先把重油减压蒸馏，分成馏出油和残油。单独将馏出油进行高压加氢脱硫。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 在煤燃烧过程中加入石灰石或白云石粉作脱硫剂，Ca

30、CO3、MgCO3受热分解生成的CaO和MgO与烟气中SO2反应生成硫酸盐，随灰分排出。石灰石和白云石粉在高温下的脱硫反应为： CaCO CaCO3 3 CaO + CO CaO + CO2 2 MgCOMgCO3 3 MgO + CO MgO + CO2 2 2CaO + 2SO 2CaO + 2SO2 2 + O + O2 2 2CaSO 2CaSO4 4 2MgO + 2SO 2MgO + 2SO2 2 + O + O2 2 2MgSO 2MgSO4 45二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 煤燃烧中脱硫的技术有型煤固硫和循环流化床燃烧脱硫技术两种。 （1）型煤固

31、硫 将不同的煤经筛分后按一定的比例配煤、粉碎后同经过预处理的黏合剂（如沥青）和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即得到工业固硫型煤。固硫剂按化学形态可分为钙系、钠系及其他三大类。石灰石粉、大理石粉、白云石粉、电石渣等是较好的固硫剂。固硫剂的加入量，视煤炭含硫量而定，一般石灰石粉加入量为2%3%。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 1) 1) 流化床燃烧技术概述流化床燃烧技术概述 当气流速度达到使升力和煤粒的重力相当的临界速度当气流速度达到使升力和煤粒的重力相当的临界速度时，煤粒将开始浮动流化。流化床燃烧是维持料层内煤粒时

32、，煤粒将开始浮动流化。流化床燃烧是维持料层内煤粒间的气流实际速度大于临界值而小于输送速度并在此条件间的气流实际速度大于临界值而小于输送速度并在此条件下进行的燃烧。下进行的燃烧。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 1) 1) 流化床燃烧技术概述流化床燃烧技术概述 在流化床锅炉中，固硫剂可与煤粒混合一起加入锅炉，在流化床锅炉中，固硫剂可与煤粒混合一起加入锅炉，也可单独加入。流化床燃烧方式为炉内脱硫提供了理想的环也可单独加入。流化床燃烧方式为炉内脱硫提供了理想的环境，床内流化使脱硫剂和境，床内流化使脱硫剂和SOSO2 2能充分混合

33、接触；燃烧温度适能充分混合接触；燃烧温度适宜，不易使脱硫剂烧结而损失化学反应表面，同时利用高温宜，不易使脱硫剂烧结而损失化学反应表面，同时利用高温除尘器使飞出的物料又返回炉膛内循环利用，从而延长了脱除尘器使飞出的物料又返回炉膛内循环利用，从而延长了脱硫剂在炉内的停留时间，提高了脱硫剂的利用率。硫剂在炉内的停留时间，提高了脱硫剂的利用率。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 1) 1) 流化床燃烧技术概述流化床燃烧技术概述 整个循环流化床脱硫系统由石灰制备系统、脱硫反应系整个循环流化床脱硫系统由石灰制备系统、脱硫反应系统和收尘引

34、风系统三部分组成。其主要优点是脱硫剂反应停统和收尘引风系统三部分组成。其主要优点是脱硫剂反应停留时间长以及对锅炉负荷变化的适应性较强。留时间长以及对锅炉负荷变化的适应性较强。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 1) 1) 流化床燃烧技术概述流化床燃烧技术概述 目前广泛采用的脱硫剂主要有石灰石目前广泛采用的脱硫剂主要有石灰石(CaCO(CaCO3 3) )和白云石和白云石(CaCO(CaCO3 3MgCOMgCO3 3) )。 当石灰石和白云石脱硫剂进入锅炉的灼热环境时，其有当石灰石和白云石脱硫剂进入锅炉的灼热环境时，其有效成

35、分效成分CaCOCaCO3 3遇热发生煅烧分解，煅烧时遇热发生煅烧分解，煅烧时COCO2 2的析出会产生并的析出会产生并扩大石灰石中的孔隙，从而形成多孔状、富孔隙的扩大石灰石中的孔隙，从而形成多孔状、富孔隙的CaO:CaO:CaCOCaCO3 3 = CaO + CO = CaO + CO2 2CaOCaO与与SOSO2 2作用形成作用形成CaSOCaSO4 4，从而达到脱硫目的：，从而达到脱硫目的：CaO + SOCaO + SO2 2 +1/2 O+1/2 O2 2 = CaSO = CaSO4 45二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流

36、化床燃烧脱硫 1) 1) 流化床燃烧技术概述流化床燃烧技术概述5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 2) 2) 流化床脱硫的主要影响因素流化床脱硫的主要影响因素 钙硫比钙硫比 Ca/SCa/S比比( (脱硫剂所含钙与煤中硫之脱硫剂所含钙与煤中硫之摩尔比摩尔比) )是表示脱硫剂用是表示脱硫剂用量的一个指标。从脱除量的一个指标。从脱除SOSO2 2的角度考虑，所有性能参数中，的角度考虑，所有性能参数中，Ca/SCa/S比的影响最大。一般要达到比的影响最大。一般要达到90%90%的脱硫率，的脱硫率，常压鼓泡流化常压鼓泡流化床床、常压

37、循环流化床常压循环流化床和和增压流化床增压流化床的的Ca/SCa/S比分别为比分别为3.0-3.53.0-3.5、1.8-2.51.8-2.5和和1.5-2.01.5-2.0。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 2) 2) 流化床脱硫的主要影响因素流化床脱硫的主要影响因素 煅烧温度煅烧温度 最佳的脱硫温度范围约在最佳的脱硫温度范围约在800-850800-850。温度温度较较低低时，脱硫时，脱硫剂剂煅烧煅烧不完全，产生的孔隙量少，孔径小，反应几乎完全被不完全，产生的孔隙量少，孔径小，反应几乎完全被限制在颗粒外表面。当床温超过

38、限制在颗粒外表面。当床温超过CaCOCaCO3 3煅烧的温度约煅烧的温度约5050以上以上时，出现烧结现象，并随着温度的升高，从而时，出现烧结现象，并随着温度的升高，从而造成造成大量大量孔隙孔隙消失消失，降低了脱硫活性。，降低了脱硫活性。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 2) 2) 流化床脱硫的主要影响因素流化床脱硫的主要影响因素 脱硫剂的颗粒尺寸脱硫剂的颗粒尺寸 随颗粒尺寸减少，脱硫率变化不明显。当颗粒尺寸小于发随颗粒尺寸减少，脱硫率变化不明显。当颗粒尺寸小于发生扬析的临界粒径时，脱硫剂发生扬析，此时颗粒停留时间生扬析的

39、临界粒径时，脱硫剂发生扬析，此时颗粒停留时间减少，但由于小颗粒的比表面积较大，因而其脱硫率仍是增减少，但由于小颗粒的比表面积较大，因而其脱硫率仍是增加的。综合脱硫和流化床的正常运行要求，脱硫剂颗粒尺寸加的。综合脱硫和流化床的正常运行要求，脱硫剂颗粒尺寸并非越小越好。并非越小越好。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫 2) 2) 流化床脱硫的主要影响因素流化床脱硫的主要影响因素 脱硫剂种类脱硫剂种类 常压运行时，倾向于采用石灰石作脱硫剂；增压鼓泡流化常压运行时，倾向于采用石灰石作脱硫剂；增压鼓泡流化床锅炉采用白云石效果较好，而对

40、于分段流化的增压循环流床锅炉采用白云石效果较好，而对于分段流化的增压循环流化床锅炉，则选用石灰石。化床锅炉，则选用石灰石。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术3 3 燃烧中脱硫燃烧中脱硫 （2 2）流化床燃烧脱硫）流化床燃烧脱硫5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术4 4 高浓度二氧化硫尾气的回收与净化高浓度二氧化硫尾气的回收与净化 在冶炼厂、硫酸厂和造纸厂等工业排放尾气中，在冶炼厂、硫酸厂和造纸厂等工业排放尾气中，SOSO2 2的浓的浓度通常在度通常在2%-5%2%-5%之间。由于之间。由于SOSO2 2的浓度很高，对尾气进行回收处的浓度很高，对尾气进行回收处理是经济的。通常的方法是利用理是经济的

41、。通常的方法是利用SOSO2 2生产硫酸，其反应式为：生产硫酸，其反应式为： SO SO2 2 + 1/2 O + 1/2 O2 2 SOSO3 3 及及 SO SO3 3 + H+ H2 2O O H H2 2SOSO4 45二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术5 5 燃烧后脱硫燃烧后脱硫低浓度低浓度SO2SO2烟气脱硫烟气脱硫 燃烧后脱硫又称为烟气脱硫。按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫又可分为湿法和干法(半干法)两类工艺。用石灰(石灰石)作脱硫剂的干法、半干法的Ca/S比高，脱硫效率和脱硫剂的利用率低。湿法脱硫技术成熟，效率高，Ca/S比低，但脱硫产物的处理比较麻烦，烟气降温大

42、，不利于从烟囱中排出和扩散，占地面积和投资较大等。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术5 5 燃烧后脱硫燃烧后脱硫低浓度低浓度SO2SO2烟气脱硫烟气脱硫 目前，已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况一样，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫仍是主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法占90以上。其余脱硫方法中，海水法占3 ，烟气循环流化床法占2 ，氨法脱硫有所增加，占2 ，其他方法占1 。5

43、二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术5 5 即燃烧后脱硫即燃烧后脱硫低浓度低浓度SOSO2 2烟气脱硫烟气脱硫 湿式石灰石-石膏法脱硫工艺分为自然氧化和强制氧化两种，其主要的区别为是否在吸收塔底部的持液槽中通入空气把亚硫酸钙氧化成石膏。目前，强制氧化工艺已成为优先选择的脱硫工艺。 从除尘器出来的烟气经过热交换器后进入吸收塔，在吸收塔里SO2直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （1 1）实际运行锅炉系统参数与设计值偏离太大（如煤）实际运行锅炉系统参数与设计值偏离太大（如煤质劣化、锅炉漏风、烟气温度变

44、化、粉尘浓度过高等），质劣化、锅炉漏风、烟气温度变化、粉尘浓度过高等），出现效率降低、结垢堵塞、石膏结晶困难、无法满负荷运出现效率降低、结垢堵塞、石膏结晶困难、无法满负荷运行等问题，不得不进行脱硫烟气系统的改造，如扩大浆液行等问题，不得不进行脱硫烟气系统的改造，如扩大浆液结晶槽的容量、新增脱硫塔或改变脱硫剂等措施，代价很结晶槽的容量、新增脱硫塔或改变脱硫剂等措施，代价很高。高。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （2 2）脱硫塔入口烟道设计不合理，脱硫塔入口出流）脱硫塔入口烟道设计不合理，脱硫塔入口出流场分布不均，周边出现漩涡回流，导

45、致脱硫塔入口积灰。场分布不均，周边出现漩涡回流，导致脱硫塔入口积灰。特别是当入口烟气粉尘浓度较高时，可产生严重的积灰问特别是当入口烟气粉尘浓度较高时，可产生严重的积灰问题，直接影响脱硫系统的运行可靠性和效率。题，直接影响脱硫系统的运行可靠性和效率。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （3 3）由于浆液里的有机物及微细粉尘富集，脱硫塔）由于浆液里的有机物及微细粉尘富集，脱硫塔冒泡严重。除消除诱因外，必要时需要添加消泡剂。冒泡严重。除消除诱因外，必要时需要添加消泡剂。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前

46、脱硫技术存在的一些问题 （4 4）旁路挡板的铅封或取消旁路挡板，应慎重。实）旁路挡板的铅封或取消旁路挡板，应慎重。实际上，脱硫烟气系统和脱硫塔吸收系统的故障率很低，即际上，脱硫烟气系统和脱硫塔吸收系统的故障率很低，即使出现故障，一般也能在使出现故障，一般也能在2424小时内排除，对环境的污染有小时内排除，对环境的污染有限，反之，如强迫停炉，在锅炉点火重启过程中，不但浪限，反之，如强迫停炉，在锅炉点火重启过程中，不但浪费能源，还可能会带来更大的污染。此外，在锅炉点火启费能源，还可能会带来更大的污染。此外，在锅炉点火启炉阶段，大量的油烟进入脱硫塔，也对脱硫系统不利。炉阶段，大量的油烟进入脱硫塔，也

47、对脱硫系统不利。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （5 5）脱硫废水处理难以达标，部分企业干脆取消了）脱硫废水处理难以达标，部分企业干脆取消了脱硫废水处理系统，或者即使建设了也未运行。脱硫废水处理系统，或者即使建设了也未运行。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （6 6）脱硫石膏产生后堆积如山，未能有效利用，造）脱硫石膏产生后堆积如山，未能有效利用，造成二次污染。成二次污染。 （7 7）含重金属（如汞、砷等）较高的煤种，脱硫副）含重金属（如汞、砷等）较高的煤种，脱硫副产物的

48、应用安全性仍有待研究。产物的应用安全性仍有待研究。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （8 8）湿烟囱下雨，即所谓的）湿烟囱下雨，即所谓的“石膏雨石膏雨”问题。脱硫问题。脱硫系统取消系统取消GGHGGH（烟气换热器）后，烟气的排放工况发生变（烟气换热器）后，烟气的排放工况发生变化，比较容易出现下雨现象。化，比较容易出现下雨现象。“石膏雨石膏雨”的出现，一方面的出现，一方面反应了脱硫塔除雾效果不佳，另一方面，也说明脱硫塔的反应了脱硫塔除雾效果不佳，另一方面，也说明脱硫塔的出口粉尘浓度并不低。出口粉尘浓度并不低。5二氧化硫控制技术二氧化硫

49、控制技术6 当前脱硫技术存在的一些问题 （9 9）高硫煤及煤矸石的燃烧，产生的二氧化硫浓度高）高硫煤及煤矸石的燃烧，产生的二氧化硫浓度高达达6000600015000mg/Nm15000mg/Nm3 3, ,无论采用何种方法，代价都很高。无论采用何种方法，代价都很高。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （1010）气溶胶问题。主要是氨法脱硫存在此问题，表）气溶胶问题。主要是氨法脱硫存在此问题，表现为铵盐逃逸量大，得铵率低，有些脱硫项目铵盐和逃逸现为铵盐逃逸量大，得铵率低，有些脱硫项目铵盐和逃逸的氨组成的气溶胶高达的氨组成的气溶胶高达5

50、00 500 700mg/m700mg/m3 3，造成严重的二次，造成严重的二次污染。污染。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术6 6 当前脱硫技术存在的一些问题当前脱硫技术存在的一些问题 （1111）不同的行业对脱硫技术的掌握程度不一，缺乏）不同的行业对脱硫技术的掌握程度不一，缺乏规范引导。如烧结机脱硫，几乎重走了电厂脱硫走过的弯规范引导。如烧结机脱硫，几乎重走了电厂脱硫走过的弯路。路。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术气相液相固相反应过程反应过程SO2吸收吸收S(IV)氧化氧化脱硫剂溶解脱硫剂溶解产物结晶产物结晶O2HSO3-+1/2O2

51、HSO4-HSO4-H+SO42-SO2SO2+H2OH+HSO3-HSO3-H+SO32-CO2CaCO3CaCO3Ca2+CO32-CO2+H2OHCO3-+H+HCO3-CO32-+H+H2OH+OH-CaSO42H2OCaSO31/2H2OCa2+SO42-+2H2OCaSO42H2OCa2+SO32-+1/2H2OCaSO31/2H2Ol石灰石石灰石-石膏法脱硫原理石膏法脱硫原理 石灰石石灰石- -石膏湿法脱硫系统图石膏湿法脱硫系统图 5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术石灰石/石膏流程11石灰石运入2净水排放石膏外运12浆液/水流

52、程1416污泥排放烟气/空气流程17181920934872122 2365151、锅炉；2、除尘器；3、增压风机；4、烟气再热器（GGH）；5、脱硫反应塔；6、浆液槽；7、除雾器；8、烟囱；9、旁路；10、氧化风机；11、石灰石贮仓；12、湿式球磨机；13、石膏浆液旋流器；14、真空皮带脱水机；15、清水池；16、中和池；17、反应池；18、絮凝池；19、澄清池20、石灰；21、有机硫；22、FeClSO4；23、絮凝剂图18-1 典型的石灰石石膏烟气脱硫工艺的流程简图吸收剂制吸收剂制备系统备系统脱硫氧化脱硫氧化塔系统塔系统烟气再烟气再热系统热系统石膏脱水石膏脱水系统系统废水处理废水处理系统

53、系统增压风机增压风机石灰石石膏湿法烟气脱硫由下列子系统构成：石灰石石膏湿法烟气脱硫由下列子系统构成： （1 1）吸收塔：喷淋层、除雾器；）吸收塔：喷淋层、除雾器； （2 2）浆液系统：浆液循环泵、浆液排除泵；）浆液系统：浆液循环泵、浆液排除泵； （3 3）烟气系统；增压风机、氧化风机、）烟气系统；增压风机、氧化风机、GGHGGH； （4 4）吸收剂制备系统；湿磨制浆、干粉制浆；）吸收剂制备系统；湿磨制浆、干粉制浆； （5 5）石膏脱水系统：皮带机、旋流器、真空泵；）石膏脱水系统：皮带机、旋流器、真空泵； （6 6）废水处理系统：废水旋流器、污泥压力机；）废水处理系统：废水旋流器、污泥压力机；

54、（7 7）电气及自控系统：）电气及自控系统：CEMSCEMS、DSCDSC、电气设备；、电气设备； （8 8）其他公用系统：压缩空气、消防、给排水等。）其他公用系统：压缩空气、消防、给排水等。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术吸收塔5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术喷淋式脱硫塔喷淋式脱硫塔.avi氧化区喷淋区除雾区烟气入口烟气出口氧化空气搅拌器循环泵浆液喷嘴除雾器除雾器冲洗喷嘴5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术增压风机 烟气进口烟气出

55、口叶片5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术GGH和当板门 搪瓷元件搪瓷元件5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术搅拌器和浆液循环泵5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术湿式球磨机5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术真空皮带脱水机5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术废水系统5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技

56、术石膏法脱硫技术烟气中烟气中SOSO2 2浓度的影响：浓度的影响： 入口入口SOSO2 2浓度对脱硫效率的影响程度取决于液相碱度。浓度对脱硫效率的影响程度取决于液相碱度。在其他条件不变的情况下，当烟气中的在其他条件不变的情况下，当烟气中的SOSO2 2浓度增加时，浓度增加时，脱硫效率会有所下降，较高浓度的脱硫效率会有所下降，较高浓度的SOSO2 2将迅速耗尽液相碱将迅速耗尽液相碱度，导致吸收度，导致吸收SOSO2 2的液膜阻力增加。的液膜阻力增加。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术l影响脱硫性能的几个关键参数影响脱硫性能的几个关键参数煤质的

57、影响：煤质的影响： 由于燃煤品质不同，煤中所含的微量物质也不同，由由于燃煤品质不同，煤中所含的微量物质也不同，由于燃煤烟气中于燃煤烟气中HClHCl、HFHF含量较高，由于脱硫塔内浆液浓度含量较高，由于脱硫塔内浆液浓度在在20%20%左右，左右， HClHCl、HFHF就会溶解于浆液中，从而影响石灰就会溶解于浆液中，从而影响石灰石浆液对石浆液对SOSO2 2的吸收。的吸收。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术l影响脱硫性能的几个关键参数影响脱硫性能的几个关键参数石灰石利用率的影响：石灰石利用率的影响： 对于大多数的对于大多数的FGDFGD系统

58、而言，存在一个最佳脱硫剂利系统而言，存在一个最佳脱硫剂利用率，在这种情况下，可使循环泵和脱硫剂的能耗最少。用率，在这种情况下，可使循环泵和脱硫剂的能耗最少。 一般认为，脱硫塔的浆液浓度在一般认为，脱硫塔的浆液浓度在10%10%30%30%、钙硫比在、钙硫比在1.02 1.02 1.051.05之间时，吸收剂的利用率最高。之间时，吸收剂的利用率最高。 在选择石灰石的利用率时，还有一个重要的参数需要在选择石灰石的利用率时，还有一个重要的参数需要考虑，即石灰石过剩率，将影响到除雾器的结垢情况，经考虑，即石灰石过剩率，将影响到除雾器的结垢情况，经验表明，当石灰石的利用率低于验表明，当石灰石的利用率低于

59、85%85%时，将面临严重的除时，将面临严重的除雾器结构问题，携带有大量石灰石的脱硫浆液将促进除雾雾器结构问题，携带有大量石灰石的脱硫浆液将促进除雾器叶片的结垢。器叶片的结垢。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术l影响脱硫性能的几个关键参数影响脱硫性能的几个关键参数烟气中粉尘的影响：烟气中粉尘的影响： 试验证明，如果烟气中粉尘含量（干）持续超过试验证明，如果烟气中粉尘含量（干）持续超过400mg/m400mg/m3 3, ,则将使脱硫率下降则将使脱硫率下降1%1%2%2%，并且石膏的白度减，并且石膏的白度减少，更为严重的是粉尘很容易造成脱硫塔

60、内部结构发生严少，更为严重的是粉尘很容易造成脱硫塔内部结构发生严重堵塞、结垢问题。因此，尽可能地提高电除尘效率，降重堵塞、结垢问题。因此，尽可能地提高电除尘效率，降低脱硫烟气中的粉尘含量被认为是最为安全的措施。低脱硫烟气中的粉尘含量被认为是最为安全的措施。5二氧化硫控制技术二氧化硫控制技术7 7 石灰石石灰石- -石膏法脱硫技术石膏法脱硫技术l影响脱硫性能的几个关键参数影响脱硫性能的几个关键参数烟气温度的影响：烟气温度的影响： 实际运行过程中，机组负荷变化较频繁，实际运行过程中，机组负荷变化较频繁，FGDFGD进口烟进口烟温也会随之波动，对脱硫率有一定的影响。例如某脱硫塔温也会随之波动，对脱硫