燃煤脱硫技术小结

关键词：

燃煤脱硫技术小结（精选6篇）

篇1：燃煤脱硫技术小结

燃煤脱硫技术小结

论文作者：袁栋栋

摘要：我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。目前减少二氧化硫排放的措施主要有燃烧前煤脱硫技术、燃烧中煤脱硫技术、燃烧后烟气脱硫技术。下面进行具体的介绍。

关键词：燃煤 烟气脱硫

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。目前减少二氧化硫排放的措施主要有燃烧前煤脱硫技术、燃烧中煤脱硫技术、燃烧后烟气脱硫技术。下面进行具体的介绍。

一、燃烧前煤脱硫技术

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、物理法：主要指重力选煤，利用煤中有机质和硫铁矿的密度差异而使它们分离。该法的影响因素主要有煤的破碎粒度和硫的状态等。主要方法有跳汰选煤，重介质选煤，风力选煤等。

2、化学法：可分为物理化学法和纯化学法。物理化学法即浮选；化学法又包括碱法脱硫，气体脱硫，热解与氢化脱硫，氧化法脱硫等。

3、微生物法：在细菌浸出金属的基础上应用于煤炭工业的一项生物工程新技术，可脱除煤中的有机硫和无机硫。

我国当前的煤炭入洗率较低，大约在 20％ 左右，而美国为 42％，英国为94．9％，法国为 88．7％，日本为 98．2％。提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤 二氧化硫污染。然而，物理选洗仅能去除煤中无机硫的 80％，占煤中硫总含量的 15％～30％，无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求，故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。

二、燃烧中煤脱硫技术

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、型煤固硫技术：将不同的原料经筛分后按一定比例配煤，粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等，其加入量视含硫量而定。燃用型煤可大大降低烟气中二氧化硫、一氧化碳和烟尘浓度，节约煤炭，经济效益和环境效益相当可观，但工业实际应用中应解决型煤着火滞后、操作不当会造成的断火熄炉等问题。

2、流化床燃烧脱硫技术：把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧，形成了湍流混合条件，延长了停留时间，从而提高了燃烧效率。其反应过程是煤中硫燃烧生成二氧化硫，同时石灰石煅烧分解为多孔状氧化钙，二氧化硫到达吸附剂表面并反应，从而达到脱硫效果。流化床燃烧脱硫的主要影响因素有钙硫比，煅烧温度，脱硫剂的颗粒尺寸孔隙结构和脱硫剂种类等。为提高脱硫效率，可采用以下方法：

（1）改进燃烧系统的设计及运行条件（2）脱硫剂预煅烧（3）运用添加剂，如碳酸钠，碳酸钾等（4）开发新型脱硫剂

三、燃烧后烟气脱硫技术

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，分别介绍如下：

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。

（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）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、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。

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。

以上是我对脱硫技术的小结，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。

篇2：燃煤脱硫技术小结

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：燃煤脱硫技术小结

1.1 技术应用少, 技术创新难

随着现代科技的不断发展, 电力能源逐渐代替了煤化石燃料在生产生活中的地位, 因此在一些发达国家, 中小燃煤锅炉已经逐渐退出了历史舞台。这使得世界上大多数国家忽视了中小燃煤锅炉烟气的处理问题, 造成中小燃煤锅炉的烟气脱硫除尘技术一直难以得到有效的发展。与其他发达国家相比, 中小型燃煤锅炉在我国还有着一定的应用空间, 因此国际上烟气脱硫除尘技术发展不足, 直接导致我国目前中小燃煤锅炉烟气处理水平难以提升。同时, 由于我国对大气污染问题认识较晚, 因此在中小燃煤锅炉烟气处理的过程中, 仅对烟气的除尘问题产生了重视, 而忽视了烟气的脱硫, 使得中小燃煤锅炉烟气中的含硫量一直难以控制。

1.2 脱硫效率低, 除尘效果差

从目前我国中小燃煤锅炉烟气处理情况来看, 我国大多数企业将中小燃煤锅炉烟气处理分为三个阶段。第一阶段是燃料处理阶段。所谓燃料处理阶段, 就是在煤化石燃料在进行燃烧之前, 有关企业应先对其进行脱硫处理, 以降低化石燃料燃烧后硫化物的产生量。但是, 由于我国在化石燃料脱硫技术方面还存在弊端, 并且由于应用条件受限, 因此一些高效的脱硫技术难以进行普及, 造成我国中小燃煤锅炉燃料处理阶段脱硫工作一直不理想。第二阶段, 化石燃料的应用阶段。化石燃料在经过焚烧后会产生大量的烟气, 这些烟气中含有大量的粉尘以及硫化物等有害物质。因此在燃烧过程中对化石燃料进行脱硫, 是控制中小燃煤炉烟尘排放的关键。但是通过对燃烧阶段的除硫效果进行研究, 我们可以发现我国中小燃煤锅炉燃烧阶段除硫效率一直不高, 基本徘徊在50%以下, 难以达到国际标准。第三阶段, 直接处理阶段。直接处理阶段是指在化石燃料燃烧后, 对其产生的烟气进行直接的处理。烟气的直接处理, 虽然可以有效地对烟气中的硫化物以及粉尘进行控制, 但是由于受到技术的限制, 在应用过程中需要大量的配套设备予以支持, 因此大部分应用中小燃煤锅炉的企业难以满足技术方面的需要, 无法对烟尘进行直接脱硫除尘。

1.3 资金投入少, 设备防腐差

技术的应用离不开设备, 场地等多个方面的支持。在对中小燃煤锅炉烟气进行脱硫除尘技术应用的过程中, 有关企业应对技术应用过程中的相关设备、厂房等给予满足。但是由于我国企业在进行生产的过程中, 大部分资金都投入到了生产经营中, 因此在实际的工作过程中, 可以投入到烟气处理中的资金相对较少, 造成中小燃煤锅炉烟气脱硫技术应用上的困难。

2 中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用分析

2.1 湿法脱硫除尘

脱硫除尘技术有很多种, 但是主要涉及到的原理只有三种, 就是湿法脱硫、干法脱硫以及干湿结合脱硫。就湿法脱硫而言日常工作中比较常见的方法是湿式双旋脱硫除尘技术。该技术在应用的过程中, 主要是利用硫化物与粉尘易与除尘液相结合并反应的特点对烟气进行脱硫除尘处理。具体来说湿法脱硫除尘技术主要有以下几个步骤: (1) 加热。加热是进行烟气脱硫的首要步骤, 对烟尘加热主要的工具是引风机。 (2) 引流。加热后的烟气向上进入除尘器内并上升至除尘器顶端, 并通过旋流板对烟尘进行引流使其可以顺利进入到除尘筒中。 (3) 脱硫除尘。在除尘筒中安装有喷淋装置。烟尘中的硫化物与粉尘在其中与除尘液进行结合并反应最终从烟气中脱离出来。 (4) 脱水排放。经脱硫除尘处理后的烟气已经达到排放标准, 因此烟气流向外筒经过脱水进行排放。

2.2 干法脱硫除尘

湿法除尘脱硫在应用的过程中充分地将物理与化学结合在一起, 通过物化反应的方式达到除尘脱硫的目的。干法脱硫与湿法脱硫相同, 其在应用的过程中也采取了物化反应的方式对烟气进行脱硫除尘处理。干法除硫主要由两部分组成, 一是除尘器, 二是吸附塔。随着现代科技的进一步发展, 干法脱硫法也进行了逐渐的完善, 一些专家将高能电子应用到了干法脱硫当中, 这种方法在应用的过程中, 具有操作简单, 除硫效率高等诸多优点。但是由于技术发展还不够成熟, 在应用的过程中工作人员极易受到电磁波的辐射, 对工作人员的身体健康产生影响。

2.3 干湿结合脱硫除尘

干湿结合脱硫除尘法是一种将干法与湿法相结合的方法, 在应用的过程中主要是在立式塔内部建立了干湿两种不同的脱硫除尘方式, 通过干湿搭配的方法提升脱硫除尘的效果。通过实践证明, 干湿结合脱硫除尘法在中小燃煤锅炉烟气处理工作中具有较好的使用空间, 适用于我国大多数小型燃煤锅炉的烟气处理。但是, 由于该方法是将干湿两种方法相结合, 因此在立式塔建立的过程中, 投入的资金相对较多, 这对一般企业来说是一个不小的负担。

3 中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用过程中应注意的问题

3.1 加强技术管理, 丰富技术应用

鉴于我国目前仍有大量中小型燃煤锅炉正在使用中, 因此我国有关部门应有针对性地对中小燃煤锅炉的烟气脱硫除尘技术进行研发, 弥补中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术中的不足。首先, 有关工作人员应加强技术的管理, 对现有的技术进行完善与发展, 针对技术中的不足进行积极弥补。其次, 工作人员应对脱硫除尘技术进行丰富。就目前来看, 我国大多数脱硫除尘技术在应用的过程中效率均难以达到理想水平。因此, 有关人员应针对中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术过少的问题进行研究, 从中小燃煤锅炉的实际情况出发, 研发出适合中小燃煤锅炉应用的烟气脱硫除尘技术。

3.2 加大研发力度, 重视设备防腐

设备的防腐问题一直是中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用过程中的核心问题, 我国政府部门以及相关企业一直在对如何提高脱硫除尘技术应用设备的防腐性能进行研究。经过多年的研究实践证明, 要想对设备的防腐性能进行提升, 首先应加强设备应用材料的防腐性。因此有关单位应加大力度对防腐材料进行研发, 通过在材料表面增加有机涂层, 应用玻璃钢材料等方式, 对设备的防腐性能进行提升。

3.3 提高资金投入, 强化技术推广

上文我们已经提到资金是促进中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用与发展的主要动力之一。因此在今后的工作过程中, 有关企业应肩负起社会责任, 对企业的烟气处理问题产生重视。积极地对企业内部工作重心进行调整, 加大对中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用的资金投入, 建立起完善的配套设施满足烟气脱硫除尘技术的需要, 加强技术的推广与使用。

4 结语

综上所述, 中小燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术的发展一直受到多方面的局限, 对中小燃煤锅炉烟气处理造成严重的影响。因此在今后的工作过程中, 我国政府以及相关企业应打破思维定式, 树立环保理念, 对烟气脱硫除尘技术进行研究, 减少烟气排放对大气环境的污染。

参考文献

[1]张志刚, 张艳红.燃煤锅炉新型高效烟气脱硫除尘技术[J].油气田地面工程, 2013, 3 (4) :12-15.

[2]王永峰.铁路燃煤锅炉脱硫除尘机节能技术研究[J].中国高新技术企业 (中旬刊) , 2014, 11 (2) :34-36.

篇4：燃煤锅炉烟气脱硫技术的实践探索

关键词：燃煤锅炉；烟气脱硫技术；发展现状；问题与措施

根据我国目前燃煤锅炉烟气脱硫技术的发展现状进行探讨，介绍几种比较典型的烟气脱硫方法。对锅炉烟气脱硫存在的问题进行分析，进而提出一些改进的措施。

一、我国烟气脱硫技术的发展现状

站在工艺特性的角度上，可以将烟气脱硫技术分为湿法、干法以及半干法三种类型。虽然烟气脱硫的方法多种多样，但是具有实用性的比较少，基本只有十几种左右，这十几种方式比较可靠有效，其中应用最广泛的是石灰石，石灰浆液吸收法以及一些湿法烟气洗涤脱硫工艺，基本占到了世界现有烟气脱硫装置的85%左右，喷雾干燥法大约占到了8.4%左右，而干法烟气脱硫占到的比例是最小的。站在烟气脱硫的副产品处置方式的角度上分析，可以将烟气脱硫技术分为回收法和抛弃法两种类型。

（一）石灰石，石灰浆液湿法脱硫

利用石灰石或者是石灰浆液吸收塔内的烟气中存在的二氧化硫，产生亚硫酸钙以及硫酸钙等物质；有时可以从二氧化硫中回收石膏，或者是抛弃生成物，但是有可能造成二次污染。这种脱硫方式比较容易操作，原料易得，并且脱硫率相对比较高，脱硫达到75%，--95%。吸收塔常用型式多种多样，比如，湍球塔、筛扳塔、洗涤塔文丘里以及喷雾洗涤塔等类型。在实际的操作中出现了一些问题：首先，由于吸收剂以及生成物都呈现固体状态，因此，在进行烟气脱硫时，各个机械设备以及管道内容易出现堵塞和结垢等情况，一般需要使用添加剂才能有效地缓解这一状况，但是效果不甚理想；二是对固体生成物的处理。对于一些中小型的工业锅炉而言，一般不采用回收注，而是用水力旋流器对吸收塔排出的浆液进行增稠浓缩处理，紧接着将其输送到排渣场抛弃。为了有效地防止出现二次污染，需要采用闭式废液循环系统。对于这类的烟气脱硫设备而言，是否能够长期地使用，主要是根据这两个问题是否得到有效地解决以及系统是否得到完善决定的。对于大型的电站燃煤锅炉而言，一般可以采用石灰石，利用石膏回收法的烟气脱硫装置，但是投资相对比较大。比如，重庆的珞璜电厂的烟气脱硫示范工程的外汇部分的投资已经高达3460万美元。

（二）双碱法

双减法也可以称为钠碱法，在一般情况下，主要是利用钠化台物溶液吸收烟气中存在的二氧化硫，然后用石材石灰石浆液促使吸收液的再生，最终生成固体生产物亚硫酸钙或者是硫酸钙物质。这种烟气脱硫方式的一个显著特征是吸收塔内的钠化台物水溶液之后，不会产生结垢，并且脱硫率非常高，高达95%以上。

（三）半干法烟气脱硫

半干法烟气脱硫法主要是将湿法和干法有机结合起来。湿法的缺点是不容易处理脱硫废液，增湿降温之后，不容易将烟气排放出去。干法的缺点是固体的吸收剂以及低浓度的二氧化硫气体不容易产生化学反应。而半干法烟气脱硫则有效地避免了这两种方法的缺点，结合了这两种方式的优点。旋转喷雾干燥法是一种使用比较广泛的半干法。旋转喷雾干燥法主要是将氢氧化钙或者是碳酸钠物质制作成浆液，利用高速旋转雾化器将浆液放入大干燥反应器中，当烟气通过时，其中的碱性液滴能够吸收二氧化硫，由于受到烟气热量的影响，水分会逐渐蒸发，此时在干燥反应器的出口处，形成了一些固体颗粒，其中包括一些反应生成物、未发生反应的原材料以及飞灰等物质。然后再用袋式除尘器收集固体颗粒，分离除去。炉内喷钙增湿活化脱硫法也是属于半干法烟气脱硫法的一种。在一般情况下，喷雾干燥法脱硫率为75%～90%。喷雾干燥法的显著特征是操作方便简单、使用设备较少，耗能以及耗水量比较低，因此投资成本以及运行费用相对比较低。同时，其生成的固体废弃物的体积比较小，处理方便，不存在设备结垢的问题，由于出口处的烟气温度偏高，可以直接进行排放。山东的黄岛电厂引进的简易喷雾干燥法烟气脱硫以及重庆的长寿化工总厂引进的JBR 法脱硫等都属于半干法，并且都已经开始运行，其实际脱硫率基本为70%一75%。

二、锅炉烟气脱硫存在的问题

（一）烟气脱硫废液处理困难

碱液在烟气中吸收二氧化硫之后，容易形成烟尘、硫酸盐废液以及亚硫酸盐废液等废弃物，如果处理不当，则容易产生二次污染。因此，需要合理地处理废液，加强废液中的硫酸盐类的回收和再利用，将废液资源化。目前，有的中小型的锅炉烟气脱硫的废液处理的过程中，由于资金有限，副产品产生量比较少，档次比较低，销量比较差等问题，导致脱硫废液处理的工作难度比较大。

（二）腐蚀严重，脱硫设备寿命短

煤炭在燃烧时，不仅产生二氧化硫物质，同时还会生成一氧化硫。由于烟气中含有水成分，生成的一氧化硫容易形成硫酸雾。当温度比较低时，硫酸雾则会凝结，依附在机械设备的内壁上，有的溶解在洗涤液中，导致湿法脱硫设备遭到腐蚀，大大地减少了机械设备的使用寿命。因此，需要积极采取有效的措施进行防腐。可以利用不锈钢、硬聚氯乙烯以及陶瓷等制造吸收塔或者是其他的相关的机械设备，在设备的内壁上需要喷洒一些防腐材料。

（三）结垢和堵塞，致使脱硫设备无法正常运行

造成设备结垢和堵塞的主要原因是烟气中的氧气将CaSO氧化成为石膏，并且促使石膏达到饱和状态。在管道、吸收塔、除雾器等部位容易出现结垢和堵塞现象。这种现象经常出现在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化以及抑制氧化。

三、改进现有除尘系统进行脱硫技术的建议

在中小型的燃煤锅炉中，基本都设置了除尘系统，比较常见的除尘设备是旋风除尘器以及水膜除尘器两种。在改进现有除尘系统进行脱硫时，需要充分地利用现有的条件，选择合适的脱硫工艺，尽量达到投资少、效果好的目的。对于已经安装了高效多管除尘器系统的燃煤锅炉而言，一般是采用喷雾干式烟气脱硫，同时利用高效多管除尘器的工艺。在除尘器前安装喷雾干燥塔烟气脱硫，可以利用除尘器捕集粉末和烟尘，使用现有的除尘器处理生成的硫酸盐干。对于已经装置了文丘里水膜或者是麻石水膜除尘器系统的而言，可以利用烟道喷雾脱硫，同时加上水膜除尘器的工艺，改造现有的水膜除尘器。在水膜除尘器的进口处安装高效喷雾装置，因此，喷出的吸收剂浆液可以与烟道中的烟气混合在一起。另外，粉尘和烟尘可以被吸收剂润湿以及凝聚。烟气进入除尘器之后，除尘器立即可以捕集吸收液雾滴、脱硫产物以及烟尘等物质，经过除雾处理之后，烟气可以由烟囱排出。

四、总结语

综上所述，我国虽然引进了许多先进的烟气脱硫设备，但是由于投资成本比较高，导致这些先进的技术很难在我国进行大面积地推广。因此，我国 需要加大自主研发符合我国国情的烟气脱硫装置，开发操作方便并且实用性较强的烟气脱硫装置，从而有效地推动我国烟气脱硫技术的快速发展。

参考文献：

[1]张璐、王随林.中小型燃煤锅炉烟气脱硫现状及技术方向[J].城市建设理论研究（电子版），2013.10（22）：109-110

[2]侯娜、李济吾. 燃煤锅炉烟气湿法脱硫与硫资源回收技术分析[J].2012 - 中国建筑学会建筑热能动力分会第十七届学术交流大会，2012.10（33）：`111-112

[3]蔡伟建. 中小型燃煤锅炉烟气湿法脱硫技术新模式探讨[J].

篇5：燃煤脱硫技术小结

目前燃煤电厂脱硫废水零排放处理主要采用预处理和蒸发浓缩结晶相结合的工艺，产水厂区回用，结晶盐根据品质做危废品处理或作为工业盐销售。现有处理工艺虽然技术成熟，但投资高、运行费用高、结晶盐品质低。针对这些弊端更多的脱硫废水零排放工艺被开发出来。本文针对现有零排放技术的现状和发展趋势进行了介绍。

截至2015年底，我国的总发电量已经达到57399亿kW•h，其中燃煤电厂的发电量为38977亿kW•h，占总发电量的68%[1]。虽然燃煤电厂具有布局灵活，一次性建造投资少，发电设备年利用小时数高等特点，但是受燃煤品质和发电工艺条件的限制，产生的燃烧副产物多，不加控制排放对环境污染巨大。

因而，自2012年1月起，在全国范围内实施《火电厂大气污染物排放标准》，要求火电厂的燃煤机组排放废气须经脱硫设备处理后，再排放入大气中。

自该标准实施以来，电厂的烟气净化技术得到广泛实施。由于效率高、适用性广、可靠性高，石灰-石膏法脱硫技术占了全部脱硫设备的90%以上[2]。在湿法脱硫的过程中，不仅二氧化硫会进入到石灰石循环浆液，燃煤产生的大量Cl-、F-等离子也会被吸收进入洗涤液，大量累积将对脱硫设备产生腐蚀。

因而在循环过程中，需要控制Cl-浓度，当其达到设定范围后，就会通常从系统中排出一定量的废水补充新鲜吸收液的方式降低系统内Cl-浓度。排出系统外的废水就是脱硫废水。

1脱硫废水的水质特点

脱硫废水通常产量较小，1000MW装机容量产生的废水在7～10m3/h左右，仅占电厂废水总量的5%以下。但是由于其成分复杂，含盐量高，相较电厂其他废水来说处理难度高，成为电厂废水零排放的一个关键点。燃煤电厂脱硫废水根据所用燃煤不同，水质有一定的波动，但是通常具有以下特点：

1）脱硫废水悬浮物（TSS）浓度高，通常会达到10000mg/L以上。

2）溶液呈酸性，pH值在4～6.5之间。

3）含盐量（TDS）较高，通常在25000～40000mg/L之间。

4）Ca2+、Mg2+硬度高[3]，特别是Mg2+，通常接近5000mg/L左右。此外，硫酸根的浓度大，CaSO4处于饱和状态。

5）Cl-离子含量较高，通常在10000～15000mg/L之间。

常规处理采用三联箱工艺，通过加药中和、硫化物除重金属以及混凝沉淀等步骤，去除废水中的悬浮物、重金属、部分钙镁，然后调节pH值，使排水达到火电厂石灰石石膏湿法脱硫废水水质控制指标DL/T997—2006及污水综合排放标准GB8978—1996标准，排入市政污水管网或厂区回用。

然而，水十条的颁布以来，水处理排放标准越来越高。在“超低排放”标准的要求下（环发[2015]164号文《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》），越来越多的电厂开始考虑对脱硫废水进行深度处理和回用，实现零排放。

2电厂脱硫废水零排放现状简介

现阶段国内外的燃煤电厂脱硫废水零排放工艺，都是在预处理的基础上，通过热蒸发回收水分，得到固体盐产品实现零排放。

2.1脱硫废水零排放的工艺路线

零排放的主要技术路线通常包括预处理单元、浓缩单元、蒸发结晶单元3个部分，工艺流程见图1。

图1典型脱硫废水零排放处理工艺 预处理是零排放的准备工作，不仅保证了后续蒸发设备的稳定工作，并且控制着产品盐的品质。目前采用较多的是两级化学加药澄清的方法。在一级反应器中投加石灰和硫化物，去除Mg2+、重金属，然后混凝絮凝沉淀，去除TSS。在二级反应器中投加碳酸钠，进一步去除钙硬度，然后澄清。

浓缩单元采用热蒸发浓缩发，通过除盐技术使脱硫废水浓缩减量的同时实现清水回收。

脱硫废水处理中常用的热浓缩工艺有多效强制循环蒸发系统（MED）、立管降魔机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）和卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发系统（MVC）。经蒸发浓缩后废水中的TDS浓度提高到200,000mg/l左右，从而回收近80%左右的水分。也大大降低了后续蒸发结晶单元的处理量。

蒸发结晶单元将浓缩产生的高浓度盐水进行进一步蒸发，分离出结晶盐。结晶工艺主要包括多效强制循环蒸发结晶系统、卧式喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统、强制循环机械蒸汽压缩蒸发结晶系统以及自然晾晒[4]。

2.2脱硫废水零排放实例分析

该工艺路线技术成熟，在国内外都有成功运行实例。阿奎特公司为意大利ENEL电力公司旗下五个燃煤电厂设计的脱硫废水零排放处理设施，于2007年陆续投入运行。这五个电厂均采用预处理软化后接蒸发浓缩和强制循环结晶工艺，其中零排放处理系统的处理能力分别为15，35，70m3/h，处理效果稳定，运行良好[5]。

国内以河源电厂脱硫废水零排放工艺为典型代表。

河源电厂发电机组容量为2组600MW，脱硫废水处理能力22m3/h，系统投资9750万元。经处理后，实现废水零排放，蒸发结晶系统产生的盐达到二级工业盐标准。河源电厂工艺流程图如图2所示。

图2河源电厂脱硫废水零排放工艺流程图

采用两级预处理，一级反应通过投加有机硫、石灰处理，在线仪表控制废水pH值在10以上，以达到除镁除重金属的目的，反应沉淀物在投加混凝絮凝剂后沉淀去除。

二级反应器内投加碳酸钠，去除硬度同时去除硅，降低蒸发结晶系统的结垢风险。预处理段药剂消耗22～25元/吨。二级沉淀出水调节pH值保证在中性，然后送入后续的四效立管强制循环蒸发结晶系统（MED）进行蒸发浓缩结晶。三水恒益电厂脱硫废水处理工艺主流程与河源电厂工艺类似，预处理采用常规预处理，调节pH值去除悬浮固体后直接送入蒸发结晶系统。三水电厂的蒸发结晶系统采用卧式管喷淋机械蒸汽压缩蒸发结晶系统（卧式MVC）与两效强制循环蒸发结晶（MED）相结合的处理工艺。

该系统与河源电厂的工艺相比，因为预处理没有进行硬度控制，运行药耗大幅节省。但是，由于硬度很高，水质结构倾向严重，导致后期除垢维护费用增加。

此外，废水中高浓度的氯化钙导致溶液沸点升高，使系统能耗增加[6]。由于恒益电厂的脱硫废水预处理系统没有考虑重金属等杂质的去除，使得结晶固体盐的品质不佳，只能按照危废物处理，进一步运行成本增加。

2.3现有工艺的问题

现有工艺国内外运行业绩较多，技术成熟，工艺流程短，设备种类少。但是，在实际运行中还是存在问题。

（1）设备投资高。热法蒸发浓缩和蒸发结晶设备由于运行条件复杂，进水TDS浓度高，对材质和控制要求较高，技术复杂，导致设备造价很高。虽然大量国产蒸发结晶设备的开发使得工程成本有一定的下降，但是热蒸发系

统的投资仍然占到整个工程投资成本的80％～90%。如果能够降低蒸发单元的处理规模，可以显著降低成个工程的造价。目前，已经出现利用反渗透、正渗透、电渗析等比较经济成熟的浓缩方式代替热浓缩单元的工艺路线。

（2）运行成本高。以河源电厂为例，吨水运行成本为80元，其中预处理段成本占18%，蒸发浓缩和结晶段占82%。吨水电耗22kW•h，消耗蒸汽0.28吨。蒸发浓缩结晶段采用四效MED系统，需要外来蒸汽作为热源，蒸汽成本较高占运行成本的70%以上。而恒益电厂采用卧式MVC和MED想结合的蒸发结晶工艺，吨水电耗20～25kW•h，吨水蒸汽消耗0.05～0.06吨[7]。相比较而言，恒益电厂的运行能耗比河源要低。因而，根据厂区蒸汽来源和电价的情况，采用合理的蒸发结晶工艺对运行成本的控制至关重要。

（3）结晶盐品质不高。为了得到高品质的结晶盐，需要在预处理段去除重金属，并对原水进行软化处理。然而，由于大量的硫酸根无法在于出中有效控制，致使结晶盐通常为氯化钠和硫酸钠的混合物，达不到工业盐的级别只能作为危废进行处理，从而增加了运行成本。即使在控制条件较好的河源电厂，产品品质受进水水质的影响波动较大。因而，经济可靠的硫酸根浓度控制技术对于提高结晶盐品质，降低运行成本，实现资源化非常重要。

3新型脱硫废水零排放处理路线

针对现有脱硫废水零排放工艺存在的问题，越来越多的新工艺已经被开发出来。目前有以下两种已经得到了工程应用。3.1两级预处理/正渗透浓缩（MBC）与蒸发结晶工艺组合

正渗透MBR技术利用自然界普遍存在的渗透原理，利用选择性透过膜两侧溶液的渗透压差作为驱动力，使水自发地从原料液一侧透过选择性膜到达汲取液一侧的浓缩分离方式。正渗透技术在海水淡化、垃圾渗滤液处理等方面都有应用[8-9]。

华能长兴电厂是国内首个采用正渗透技术进行脱硫废水零排放处理的项目，该项目于2015年4月投入运行，处理规模22m3/h。从脱硫塔产生的废水经预处理软化后，采用沃特尔的反渗透-正渗透技术进行浓缩，产生的浓水进入蒸发结晶系统，最终形成结晶盐。其工艺流程见图3。

图3华能长兴电厂脱硫废水零排放工艺流程图

经预处理软化后的废水进入一级反渗透系统进行浓缩，浓缩产生的浓水进入正渗透系统，进一步浓缩后，浓水的含盐量提高至200g/L，随后进入结晶干燥单元。正渗透膜系统产水含盐量一般为5000mg/L左右，无法直接回用，因而回流至一级反渗透系统处理。

一级反渗透的产水送入二级反渗透进行处理，最终产生的淡水电导率在50uS/cm，水质良好，回用于厂区锅炉补给水。二级反渗透产生的浓水则回流至一级反渗透进行再处理。该系统蒸发结晶单元的处理量为1.5～2m3/h[10]，系统运行吨水电耗10.4kW•h，蒸汽消耗0.203吨。但结晶盐仍为硫酸钠和氯化钠的混盐，质量百分数为95%。

3.2预处理/纳滤反渗透分盐浓缩与蒸发结晶工艺组合

纳滤是介于反渗透和超滤之间的一种压力驱动膜过程，通常对分子量在20～100之间的低分子有机物和多价盐截留较高，而对单价盐和小分子物质的截留率较低。这个特性使得其在分盐浓缩领域受到广泛关注，并被应用到脱硫废水零排放领域。

在预处理的基础上，采用抗污染纳滤膜对高盐废水进行浓缩处理，硫酸根、钙离子等高价离子被纳滤膜截留在浓缩液侧，氯离子和钠离子等透过纳滤膜进入透过液侧被分离出来，实现高盐废水脱二价盐目的。现有市场纳滤膜产品丰富，硫酸根和钙离子的截留效率高，基本能满足后续浓缩的需求。

京能涿州电厂的脱硫废水零排放采用这一工艺路线，预处理后的水经纳滤系统分盐，然后送入后续的反渗透系统进行浓缩，产水厂区回用，浓水送入蒸发结晶单元处理。其工艺路线见图4。

图4京能涿州电厂脱硫废水零排放工艺流程图

经预处理后的水送入纳滤系统进行分盐，产水在脱除大部分硫酸根后进入反渗透系统浓缩。浓缩液送入蒸发结晶单元处理，以期得到纯度在98.5%的氯化钠结晶盐，可以作为一级工业盐销售。该系统处理能力22m3/h，目前正在建设中。

4结束语

以我国现有燃煤电厂38977亿kW•h发电量的规模来看，脱硫废水零排放的市场巨大。现有两级预处理和热蒸发浓缩结晶组合的工艺虽然技术成熟，但是投资大、运行费用高、产品盐品质低，这些问题亟待解决。但是解决这些问题的关键点在于开发新型蒸发浓缩替代工艺、提高浓缩倍率降低蒸发结晶段处理量和增加分离硫酸根提高产品盐品质等方面。已有的新工艺正式针对这些关键点进行的改进，但是由于业绩少，需要更多的实际运行参数做后期评估。

参考文献略

篇6：燃煤脱硫技术小结

湿式氨法脱硫技术在燃煤电厂中的应用

摘要：本文主要介绍凯迪电力公司采用湿式氨法脱硫技术对燃煤机组进行的`工程应用,阐述了采用湿式氨法脱硫工艺过程及特点,给出了该设计条件、参数以及调试结果,并介绍了在设计和调试过程中应该注意的问题.作 者：韩旭 余福胜 刘敏 于永和 作者单位：武汉凯迪电力环保有限公司,湖北,武汉,430223期 刊：中国科技成果 Journal：CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY ACHIEVEMENTS年，卷(期)：,11(5)分类号：X7关键词：氨法脱硫 氨逃逸 防腐