火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

关键词： 脱硫

火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨（共13篇）

篇1：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

摘要：介绍了火电厂烟气脱硫现状及工艺,对湿法脱硫的工艺选择因素和原则及常见的防腐工艺等进行了叙述,对脱硫系统的防腐施工、运行维护有一定的借鉴意义.作 者：李研辉 作者单位：内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司,内蒙古,呼和浩特,O10206期 刊：机电信息 Journal：MECHANICAL AND ELECTRICAL INFORMATION年，卷(期)：,“”(6)分类号：X7关键词：脱硫技术 防腐材料 火电厂 烟气脱硫

篇2：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

火力发电厂烟气脱硫电气系统设计探讨

摘要：介绍了石灰石湿法烟气脱硫(FGD)电气系统的主接线方式及系统构成特点,阐述了FGD电气系统的控制保护、信号与测量构成要素,分析了事故保安负荷、直流系统及UPS在FGD电气系统中的作用及设计中应注意事项.作 者：王锡强 作者单位：中电投远达环保工程有限公司,重庆,401122期 刊：黑龙江科技信息 Journal：HEILONGJIANG SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION年，卷(期)：,(12)分类号：X7关键词：FGD烟气脱硫 电气设计 控制保护 事故保安 UPS

篇3：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

脱硫技术从脱硫形式讲, 主要方法:燃烧前控制———原煤净化;燃烧中控制———硫化床燃烧 (CFB) 和炉内喷吸收剂;燃烧后控制———烟气脱硫;新工艺 (如煤气化/联合循环系统、液态排渣燃烧器) 。

1.1 燃烧前脱硫技术

在燃料进入燃烧器之前所进行的处理、加工, 主要包括燃料的替换、洗选加工、形态转换等技术。

1.2 燃烧过程中脱硫

在燃烧过程中, 通过各种手段将煤中的硫转移到固体废物中, 从而减少二氧化硫向大气的排放。

1.3 燃烧后脱硫技术

指对燃烧装置排出的烟气进行处理, 脱除其中二氧化硫的技术。FGD是去除矿物燃料燃烧所产生的硫化物最常用的方法, 分为干法和湿法。

2 烟气脱硫工艺选择因素和原则

2.1 脱硫工艺选择因素

(1) 当地的自然资源和社会环境:脱硫工艺所需要的吸收剂在当地易获得, 自然资源丰富、储量大、产量高、品质好 (如石灰石、石灰, 海水, 氨水等) , 以满足脱硫的需要。所产生的副产品易处理, 可用性好的副产品 (当地自然资源缺乏) 社会需求量大 (如石膏、优质粉煤灰、农用肥、化工原料等) , 以增加经济收入, 降低运行费用。

(2) 燃煤含硫量和机组容量:要维持相同的大气质量, 燃煤含硫量高或机组容量大的电厂, 应考虑选择系统稳定、吸收剂利用率高、效率高、烟气处理能力大的脱硫装置;燃煤含硫量低或机组容量不大的电厂, 应考虑选择系统简单、投资少、能耗低、运行灵活、效率适中的脱硫装置。

(3) 环境、地理位置和环保要求:我国各地的环保要求不同, 地势低、靠近大城市、人口密集的地区环保要求相对较高, 地势高、偏远、人口稀少的地区环保要求相对较低。在环保要求较低的地区, 可考虑选择效率较低的脱硫工艺;环保要求较高的地区, 考虑选择效率较高的脱硫工艺。同时应尽可能考虑能同时除NOx的工艺。

(4) 副产品的处理和利用:所有的脱硫装置都产生含硫的副产品。在石灰石、石灰的脱硫装置中, 副产品一般是Ca SO3、CaSO4、过量吸收剂和部分飞灰组成的固态混合物, 可利用性较差, 选择时要考虑二次污染、储存场地和费用问题。副产品可用性较好的脱硫工艺, 要依据当地的产业结构进行选择, 避免造成由于副产品销路不畅, 而提高整体运行费用。

(5) 不应对原有的综合利用造成影响:我国的粉煤灰综合利用率逐步提高, 优质的粉煤灰不但不再造成环境的二次污染, 还可创造较高的经济效益。在我国的一些大城市, 粉煤灰的需求还呈供不应求的局面, 因此在选择脱硫工艺时, 应尽可能避免其受到影响。

(6) 对锅炉和现有烟气系统的影响:有些脱硫工艺可能对锅炉的燃烧、炉管磨损和结渣、空气预热器磨损和堵塞、烟道积灰和腐蚀、除尘效率和腐蚀、引风机负荷和腐蚀、烟囱腐蚀有影响, 选择时应考虑这些因素。

(7) 机组运行特性:为便于电网负荷平衡的调整, 各国都将机组划分为带基本负荷机组和调峰机组。带基本负荷机组由于容量较大、运行稳定, 选择时应考虑系统稳定可靠、效率高的脱硫工艺;调峰机组由于容量较小、起停频繁, 选择时应考虑系统简单、运行灵活、效率适中的脱硫工艺。

(8) 初起投资和年运行费用:选择脱硫工艺时也要在初起投资和年运行费用之间作平衡比较。各脱硫装置在初起投资和年运行费用上差别很大, 要根据可用资金情况, 仔细分析比较, 这是脱硫装置经济运行的重要一环。

(9) 应用新工艺:各国都在不断探索、研究和开发低投资、低运行成本、能够变废为宝的高科技新型工艺技术, 如电子束照射法、NADS法、生物脱硫法等, 这些都是能够变废为宝, 有效降低运行成本, 甚至能够产生经济效益的高科技工艺技术, 是未来脱硫技术的发展方向。

2.2 脱硫工艺选择原则

(1) 燃用含硫量大于1%煤 (含1%) 、并且容量大于200 MW (含200 MW) 的机组, 建设烟气脱硫设施应重点考虑采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺技术。

(2) 燃用含硫量小于1%煤、并且容量小于200 MW的机组, 或剩余寿命低于10年的老机组以及在场地条件有限的现役电厂, 在吸收剂来源和副产物处置条件充分落实情况下, 建设烟气脱硫设施可考虑采用干法、半干法或其他一次性投资较低的成熟技术。

(3) 200 MW及以上机组, 采用干法、半干法或其他一次性投资较低的成熟技术。并提供国内外已有相同或更大容量的烟气脱硫设施成功投运的实例。

(4) 燃用含硫量小于1%煤的海滨电厂, 在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查, 并经全面技术经济比较后, 可以考虑采用海水法脱硫工艺。

(5) 在吸收剂来源以及副产物销售途径充分落实的前提下, 且经过国家有关部门技术鉴定并有明确适用规模的或者能证明在国内外已有相同或更大容量的脱硫设施成功投运的, 可以考虑采用其他脱硫工艺技术。

3 防腐材料的施工技术要求

在湿法FGD工艺中, 由于橡胶优良的化学稳定性和相对较低的价格, 人们很自然想到用衬胶方法进行防腐。另外, 橡胶具有非常好的弹性, 在结构件发生一定限度变形时随着基体一起变形而不产生裂纹, 而且橡胶还有良好的耐磨损性能。经过实验室试验并根据实际使用经验, 人们认为丁基橡胶具有相对较低的渗透系数, 更适合用在湿法FGD工艺中, 如氯化丁基橡胶、溴化丁基橡胶。丁基橡胶已在FGD领域中得到广泛应用。

对用于FGD的胶板, 倾向使用压延工艺形成多层复合, 最大程度地降低针孔的可能性。为使胶板同时具有与基体良好的粘接力、高抗渗透性和良好的抗磨损性, 已制造出1种胶板由多种不同聚合物复合而成, 并根据橡胶硫化程度不同进行布置, 如在底层为提高粘接性选用天然橡胶或氯丁胶, 中间层为提高抗渗透能力选用硬橡胶, 面层为提高抗介质磨损性采用软橡胶。

在粘接剂上国外已取得长足发展。20世纪60—80年代, 用于衬胶的粘接剂一般为3～5层系统, 依靠热活化产生粘接效果。加热的方法有热蒸汽法和热水法。加热方法固化程度不易掌握, 往往只形成部分粘接。最新发展出来1种双涂层粘接系统基本代替其他粘接系统, 它不是靠热活化产生粘接效果, 并可在无压力蒸气下达到良好粘接, 且与之配套的底涂可在1周内有效, 给操作者留下充分时间喷砂及底涂其他区域等工作。

(1) 喷砂处理:施工前需先进行防腐物体表面喷砂处理, 达到粗糙度Sna=2.5级。

(2) 粘胶:橡胶衬里的组织形式为1～2层总厚度2～6 mm的硬胶、半硬胶或硬软胶的联合衬里, 特殊要求可衬3层, 但总厚度不宜超过8 mm, 橡胶衬里用的橡胶板应符合GB555—85《化工设备衬里用未硫化橡胶板》的规定, 且在衬胶前应先进行胶板的漏电性能检测, 以消除针孔等漏电缺陷。

(3) 硫化:橡胶衬里硫化后的硬度测定采用天然硬 (半硬) 橡胶及软橡胶, 应分别用邵尔D型及邵尔A型硬度计来测量, 各测点硬度的算术平均值应符合如下规定:经蒸汽加压硫化后的硬 (半硬) 橡胶硬度应达到邵尔D60-90、软橡胶硬度应达到邵尔A55。各测点硬度的允许偏差不大于±5度。

(4) 电火花试验:

1) 橡胶衬里的设备及管道、管件应100%进行“漏电”性能检测, 不允许漏电现象存在。

2) “漏电”现象评定:检测电压为20 k V, 探头距衬里层的距离为2～3 mm, 探头移动速度3～5 m/min时, 如产生剧烈的青白色连续火花, 则表明衬里层此测点处呈“漏电”, 质量为不合格。

3) 检测衬里层“漏电”性能所使用高频检漏仪技术指标要求:输出电压≥20 k V, 输出频率≥200 Hz, 探头形状为检测容器内壁衬里层及管件时用多股钢丝刷状等, 检测管段内壁衬里时用铜材直杆状。

4 结语

综上所述, 通过本文的阐释和描述, 可对脱硫系统有一个大致的了解, 对脱硫系统的防腐施工、运行维护具有一定参考价值。

摘要：介绍了火电厂烟气脱硫现状及工艺, 对湿法脱硫的工艺选择因素和原则及常见的防腐工艺等进行了叙述, 对脱硫系统的防腐施工、运行维护有一定的借鉴意义。

篇4：探讨电厂烟气治理及脱硫脱硝技术

关键词：电厂 烟气治理 脱硫脱硝

燃煤电厂在发电的过程中，对大气环境的污染非常严重，特别是燃煤锅炉的烟气，它排放出的烟尘和氮氧化合物是我国重要的工业污染源，会导致酸雨或者光化学烟雾的形成，给经济发展带来很大的损失，同时严重影响人们身体健康，必须加以治理。治理的关键是减少氮氧化合物和二氧化硫的排放，所以烟气的脱硫脱硝技术显得至关重要，必须加强改进脱硫脱硝技术，提高环境污染的治理措施，缓解大气污染。

1 电厂烟气的特点及危害

火电厂在发电的过程中锅炉燃烧产生大量的烟气，这些烟气中含有很多的有害气体，比如二氧化碳、一氧化碳、二氧化硫、氯化物、氟化物等。污染物排放的比重与矿物质中物质的构成有着密切的联系，另外烟气的排放量根据锅炉设备的不同而存在差别，锅炉排放的烟气温度高，一般在1200摄氏度以上，污染物的浓度比较低，所以在气态物质回收放慢的难度比较大。点成烟气与一定的温度和湿度，烟气高出环境空气很多，而且电厂一般使用高烟筒排放，所以烟气的扩散范围广，烟气中的二氧化硫的转化是一个缓慢的过程，传输距离比较远，对大气环境有深远的影响。

电厂燃气中的有害物质不仅危害人类身体健康，而且会影响我国工农业生产，影响我国经济的发展。有些电厂周围的农村，农作物出现异常，比如在白菜包心、棉花吐絮的时节，大量的烟尘造成农作物减产，电厂因此要支付大量的赔款。另外对于电厂自身来说，大量的烟气排放，加剧引风机的磨损，严重影响机组的发电与安全。

2 电厂烟气治理的有效措施

电厂烟气严重影响人类的生存环境，所以必须采取有效的治理措施，缓减环境污染的问题，提高生态环境的质量。具体的措施应该用全面的、发展的、长远的、综合的眼光看待治理问题，在治理污染的同时做好预防措施，科学、合理的利用各种资源，实现资源的可持续发展，提高生态环境质量。

2.1 推广除尘设备

除尘设备是燃煤电厂最直接的治理燃气的方法，比较常用的除尘设备有旋转式除尘器、电除尘器等，其中电除尘器的应用成本比较低，而且效率高，所以，电厂应该大力推广使用电除尘器进行除尘。

2.2 改进技术

推广除尘设备只是电厂治理烟气污染的权宜之计，根本的方法还要提高治理烟气的技术，利用科学的技术，有效的除去烟气中的有害物质，才能較好的缓解环境污染问题。所以，电厂要积极关注治理废气的新技术，加大技术的投资，不断完善、改进落后的技术，尽量采用废弃治理技术和洁净煤技术进行处理，将全面利用能源与防治电气污染相结合，做到应用科技手段，切实解决电气污染问题。

2.3 积极开发绿色新型能源

推广设备、改进技术都是治理污染的有效措施，但是要想彻底的治理电气污染，就要找到一种无污染的新型能源代替煤燃烧，彻底解决煤气燃烧带来的大气污染问题。新能源的开发是一个缓慢的过程，在寻找新能源的过程中，我们要积极推行能源节约，降低能源的消耗，提高能源经济效益，使环境保护与经济建设相协调。同时严格控制污染源，做好污染的预防工作，积极开发节能、绿色能源，提高环境效益。

3 烟气脱硫脱硝技术

电厂的污染比较大，烟气中含量比较多的有害物质是二氧化硫等氮氧化合物，所以电厂控制污染的措施主要是控制二氧化硫的含量。控制二氧化硫的方法有很多，烟气脱硫和燃烧脱硝是两种比较常用的方法，在电厂中应用比较广泛，能够有效的减少燃气中的有害气体的排放，缓解电厂发电带来的大气污染问题。

3.1 脱硫技术

脱硫技术有三个关键处理点，燃烧前、中、后，燃烧前采用物理性脱硫，脱硫的主要对象是煤炭中的矿物硫成分，利用磁特性减少煤炭中硫元素的含量；燃烧中采用化学方法进行脱硫，在煤炭高温燃烧时，添加固硫剂成分，是它与煤炭燃烧中的产生的含硫化合物发生反应，生成固体硫酸盐，硫酸盐会随炉内残渣排除；燃烧后采用FGD脱硫方法，这是防止二氧化硫排放到空气中的最后一道关卡，可以采用湿法、半干法或者干法进行脱硫。其中湿法脱硫一般选用强碱性溶液作为二氧化硫的吸收皿，再结合石膏辅助吸硫，产生强烈的吸硫效果，这种方法的吸硫作用比较大，被广泛应用于燃煤电厂中，尤其适合用于低、中、高硫煤。半干法脱硫使用的是碱性粉末，主要通过高温蒸发，生成固态粉末。它的脱硫效果没有湿法脱硫那么强，但是设备、运行、维修均比较简单，也颇受电厂的欢迎。还有一种是干法脱硫，它主要通过选取颗粒状或者粉状的吸收剂，利用催化反映，减少二氧化硫的排放。此方法反应慢，比较耗时，但是操作简单，成本低，也被广泛应用于除硫工作中。

3.2 脱硝技术

脱硝技术主要是减少烟气中的氮氧化合物，主要方法是从燃烧的过程中减少氮氧化合物的生成，另外还有对燃烧后氮氧化合物的生成。首先减少氮氧化合物的生成可以从减少锅炉内氧气的密度出发，减少煤气在高温环境下的时间。具体的方法可以采用溶液内反应、催化还原反应以及粉末吸附等方法，方法过程和原理与脱硫类似。粉末吸附要选择具有良好吸附功能的物质，比如活性炭；溶液内反应与脱硫类似，选用强碱性溶液；催化还原可以选择N元素的化合价元素，使有害的氮氧化合物变成无公害的。另外还有一种电子束处理技术，这样技术主要是利用含有电子能量的800MeV-1MeV的电子束照射烟气，通过这种方法将烟气中的二氧化硫和转化为硝硫铵和硫酸铵。这种技术有比较广泛的发展前景，已经开始走向工业化，现已经被很多企业采用。

3.3 脱脂脱硫技术的发展趋势

随着科技的发展，我国对烟气脱硫脱脂技术研究会更加深入。目前我国的脱脂脱硫技术仍然以干法为主，未来可能会加大对脱硫脱硝湿法的研究，更加关注降低成本、减少风险、提高效益的脱硫脱硝技术。总之，这些脱硫脱硝技术方法中，无论哪一种研究、开发、利用，都要考虑电厂自身的实际情况，结合我国的国情，注重研究效率高、能耗低、操作简单、成本低的脱硫脱硝技术，创造一条可持续发展的道路。

4 结语

电厂在燃煤发电过程中会产生大量的废烟、废气，造成大气污染，严重影响我国经济的发展。所以，电厂要采取有效的治理措施，减少排污量，提高技术管理水平，积极寻找节能、绿色环保的新能源代替煤炭资源的燃烧。同时努力改进脱硫脱硝技术，减少排放到大气中的碳氧有害物质，实现环境保护与经济发展和谐共处的局面。

参考文献：

[1]王善波.燃煤电厂烟气脱硫脱硝及治理策略[J].城市建设理论研究（电子版），2014（5）：149-150.

[2]王磊.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技与创新，2014（10）：153-154.

[3]王喜军.燃煤电厂烟气治理策略及脱硫脱硝技术[J].科技传播，2013（14）：175-176.

篇5：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

发电厂烟气脱硫工程项目管理模式探讨

0.引言 火电厂烟气脱硫项目是提高大气质量,改善生态环境的主要途径和重要举措.本文以聊城发电厂烟气脱硫项目为研究对象,分析了项目管理存在的问题,提出了针对性的`项目管理模式,设计了相应的实施方案.

作 者：刘建忠 作者单位：华北电力大学工商管理学院,中国,北京,102206刊 名：科技信息英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION年，卷(期)：“”(15)分类号：X7关键词：

篇6：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

湿法烟气脱硫技术在火力发电工业中的应用

叙述了以石灰石/石膏法为代表的湿法烟气脱硫技术在火力发电工业中的应用,介绍了对脱硫效率有较大影响的几个重要参数的确定及关键设备的`选择,指出了目前国内烟气脱硫技术在研究、设计等方面存在的不足.

作 者：肖万平XIAO Wan-ping 作者单位：中国有色工程设计研究总院,北京,100038刊 名：中国有色冶金 PKU英文刊名：CHINA NONFERROUS METALLURGY年，卷(期)：“”(5)分类号：X7关键词：湿法烟气脱硫 火力发电 脱硫效率 石灰石-石膏 防腐措施

篇7：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

火力发电厂烟气脱硫废水处理设计介绍

石灰石-石膏湿法脱硫技术是目前火电厂烟气脱硫的主流技术,由于湿法脱硫废水中的各种重金属离子浓度很高,对周围水环境的`污染性较大,因此必须对脱硫废水进行处理.文章就根据作者的设计经验脱硫废水处理工艺流程和布置进行了初步介绍,以供参考.

作 者：陈磊 CHEN Lei 作者单位：印尼玛努伽工程公司,北京代表处,北京,100011刊 名：煤炭工程 PKU英文刊名：COAL ENGINEERING年，卷(期)：“”(11)分类号：X773关键词：电厂烟气 湿法脱硫 废水处理

篇8：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

湿法脱硫系统防腐材料的选择十分重要, 如何选择合乎工艺要求的材料, 降低投资费用和运行维护费用、提高系统可靠性却始终是一个值得进一步深入研究和探讨的问题。简单介绍了几种常用的防腐材料, 具体材料的选用还要根据工程的具体情况和使用位置确定。

1 玻璃鳞片

所谓玻璃鳞片内衬, 就是在各类耐蚀树脂涂料中掺入具有一定片径 (0.4~2.4mm) 和厚度 (6μm~40μm) 的玻璃鳞片, 用泥抹子、高压无气喷枪等工具涂敷于处理过的金属表面或其它被防护材料的表面, 再经室温固化后得到的衬层或涂层。它同玻璃钢的区别在于将连续的纤维填料改为不连续的鳞片填料, 鳞片填料对于大幅度提高防腐涂料的耐蚀性能具有重要的作用。目前生产使用的鳞片主要有玻璃鳞片、镍合金不锈钢鳞片、云母鳞片及利用其它一些硅酸盐类矿产原料生产的鳞片, 这些鳞片均具有良好的耐蚀、耐温性能。由于价格的原因, 目前最为广泛应用的是玻璃鳞片, 它以耐蚀树脂做为成膜物质, 以玻璃鳞片为骨料再加上各种添加剂组成厚浆性涂料。

玻璃鳞片一般分为四层:底层胶料、中间两层鳞片胶泥和面层胶料, 如图所示。底层刷约0.1mm厚的树脂胶料, 并添加固化速度调节剂、增韧剂和无机颜料等添加剂, 用以防止基材锈蚀及增强基材表面与鳞片胶泥层的粘结力。中间刷两层各约1mm厚的鳞片胶泥, 胶泥为树脂胶料, 以玻璃鳞片为增强骨料, 二氧化硅和无机颜料等为填料, 添加剂包括固化速度调节剂、玻璃表面处理剂和粘度调节剂等, 由于玻璃鳞片穿插平行排列 (如图1, 2所示) , 对腐蚀介质的渗透形成迷宫式的层层阻拦, 从而大大提高了内衬的抗渗透性能。其中对内衬性能影响最大的是鳞片添加量和表面处理剂量。面层一般刷一层或两层约0.1mm厚的树脂胶泥, 添加剂包括固化速度调节剂、粘度调节剂、无机颜料、表面硬化促进剂等, 可使鳞片胶泥防护层表面硬化, 提高耐腐蚀性能和耐磨耗性能, 使表面光滑。

与丁基橡胶相比, 玻璃鳞片衬里的耐高温、耐SO2 (SO3) 、耐Cl、抗水蒸气渗透的性能高于丁基橡胶, 但其缺点包括耐F的性能较差、抗磨损性能较差、耐热冲击性能较差等。

玻璃鳞片内衬已经在烟气脱硫系统中得到了广泛的应用, 它可用于脱硫塔内衬、烟道内衬、风机及烟气换热器内衬、各类浆液箱池罐内衬等多个地方。

2 橡胶

橡胶具有优良的化学稳定性和相对较低的价格, 同时具有非常好的弹性, 在结构件发生一定限度变形时, 将随着基体一起变形而不产生裂纹。而且橡胶还有良好的耐磨损性能, 目前脱硫中常用的为丁基橡胶。

丁基橡胶具有良好的抗水蒸汽渗透、抗磨损、耐氟、氯、SO2、SO3腐蚀性能, 因此丁基橡胶适合于烟气脱硫系统的内衬材质。但丁基橡胶的耐热性能较差, 长期工作温度在80℃左右, 不适合在高温条件下运行;且其膨胀系数较金属大3~5倍, 在温度剧变的区域容易使衬胶开裂或剥离。

橡胶内衬广泛用于脱硫塔内衬、浆液箱罐池内衬、浆液管道内衬和净烟气烟道内衬, 特别是在欧洲, 橡胶内衬是其烟气脱硫防腐工程的传统工艺。

3 其他材料

可用于烟气脱硫系统防腐工程的其它材料包括合金材料、玻璃钢、聚氯乙烯、聚丙烯、聚四氟乙烯、化工陶瓷等。

3.1 合金材料

合金材料包括碳钢和高合金钢复合钢板、不锈钢、镍基合金等。其中高合金钢复合钢板、不锈钢经多年运行考核发现, 其点蚀、缝隙腐蚀和冲刷腐蚀相当严重, 因此目前应用很少。脱硫防腐工程中应用较多的合金防腐材料多为镍基合金。镍基合金是以镍为主, 与Cr、Mo、Fe、Co、W等形成的连续固溶体合金, 它们的耐腐蚀性能和加工性能均相当优越, 使用效果也非常理想, 但是价格实在昂贵。

3.2 玻璃钢 (FRP)

与金属材料或其它无机非金属材料相比, 玻璃钢重量轻、强度高、电绝缘、耐瞬时超高温、传热慢、隔音、防水、易着色、能透过电磁波。此外, 更为突出的是具有耐酸、耐碱、耐油等优良性能。玻璃钢已在湿法烟气脱硫系统的以下方面获得了成功应用:a.吸收塔塔体;b.喷头;c.除雾器;d.浆液管道;e.烟道;f.烟囱。

3.3 聚氯乙烯 (PVC)

聚氯乙烯分为硬聚氯乙和软聚氯乙稀两种。其中硬聚氯乙稀具有较高的机械强度和刚度, 一般可以用作结构材料。软聚氯乙稀主要用于制造密封垫片、密封圈及软管。

3.4 聚丙烯 (PP)

聚丙烯耐热性能较好, 在熔点以下, 材料具有很好的结晶结构。湿法脱硫塔中的除雾器也经常用聚丙烯制造, 另外也用作填料塔内的填料。

3.5 聚四氟乙烯 (PTFE)

聚四氟乙烯又称特氟隆, 具有良好的耐热性和极佳的耐化学药品的腐蚀性, 主要用于内衬材料, 但其不粘性使其衬里工艺较困难, 需用深层或板衬形式, 一般用于管道、管件、阀门、泵、容器、塔等设备衬里的防腐。

3.6 化工陶瓷

化工陶瓷几乎能耐所有浓度的无机酸和盐类以及有机介质的腐蚀, 但它对氢氟酸、硅氟酸和磷酸的耐蚀性差, 不耐碱, 特别是浓碱。同时化工陶瓷是典型的脆性材料, 使用温度、压力都很低, 只能用在常压或一定真空度的场合。一般耐酸陶瓷设备、管道的使用温度小于90℃。

根据目前国内烟气脱硫防腐工程的特点和各种材料的生产运行状况, 建议在脱硫材料选择中执行以玻璃鳞片内衬或橡胶内衬为主, 以镍基合金、玻璃钢、化工陶瓷、聚丙烯等为辅的原则。由于防腐材料的质量往往受施工水平的影响较大, 相同的材质在施工水平不同是往往会有不同的结果。因此在选择防腐材料时, 还需要根据工程自身的特点, 确定防腐工艺, 并严格控制施工质量。

参考文献

[1]郝吉明, 王书肖, 陆永琪.燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].北京:化学工业出版社.

[2]陈浩.火电厂烟气脱硫技术及防腐施工要求[J].青海电力, 2008, 2.

篇9：烟气脱硫脱硝一体化技术研究探讨

关键词：脱硫脱硝一体化 联合脱硫脱硝 同时脱硫脱硝

中图分类号：X701文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）02（c）-0090-01

随着我国经济的飞速发展，对能源的需求也日益增加。尤其是煤炭的大量耗用，虽然满足了经济发展需求，但同时对大气环境造成了严重污染。目前由于燃煤产生的硫氧化物及氮氧化物已严重危害人们的健康生活，并且二氧化硫的过度排放形成的酸雨已令国家经济造成重大损失。因此脱硫脱硝技术的研究及应用已势在必行。

目前存在的脱硫脱硝技术主要有两类，一类是传统的脱硫脱硝技术，主要采用分步脱除法，即单独进行脱硫或单独进行脱硝，或者将脱硫脱硝的设备装置进行简单的组合串联。这种方法脱除时间长、效率低，且装置系统繁杂，维护成本高，在实际应用中无法推广应用。目前此种方法已无法适应实际需求，正逐步退出此领域。另一类方法是本文要重点探讨的一体化脱硫脱硝方法，即在同一个装置中同时达到脱硫脱硝的目的。此技术减少了反应装置的占用面积，同时缩短了脱硫脱硝的时间，提高了应用效率。

1 一体化脱硫脱硝技术简要

目前许多国家都在进行一体化脱硫脱硝技术的研究，但大多处在研究阶段，以技术成熟进行大规模推广的还比较少。众多的脱除技术大致可分为两类：联合脱硫脱硝及同时脱硫脱硝技术。两者的共同点是脱除过程都在同一个装置中完成，不同点为联合脱除技术将分两步完成脱硫和脱硝过程，而同时脱除技术将在同一个过程中一次性完成脱硫和脱硝。

2 联合脱硫脱硝技术

2.1 活性炭和活性焦吸附法

该吸附法主要是指利用活性炭和活性焦的微孔结构对烟气进行吸附，整个过程需加入氨进行催化还原。二者的使用原理相同，活性焦因比活性炭吸附能力更好，因此脱硫脱硝性能更强。烟气在进入装置时，首先SO2会被预置的活性炭或活性焦吸附，在催化作用下可生成硫酸。烟气通过预置吸附层后，向装置内喷入氨，氨可与氮氧化物反应生成水和氮气。该技术可达到97%的除硫率和80%以上的除硝率。在该技术中如何控制温度、水等对活性炭及活性焦的脱除能力的影响，将是今后研究的重点。

2.2 CuO吸附法

CuO吸附法也是目前重点研究的一种联合脱硫脱硝技术。该技术是将净化后的烟气与适量氨气混合，通过CuO吸收层后，CuO与硫氧化物生成CuSO4，而CuO与CuSO4会进一步催化氨气对氮氧化物的吸收。吸收饱和后的吸附剂可以再生循环利用，减少资源浪费。此技术可达到90%以上的脱硫率和75%以上的脱硝率，且整个过程不产生废弃废渣等污染物。该技术的缺点是吸附剂表面容易因为氧化铝的硫酸盐化而降低对硫氧化物的吸收，不能长期循环利用，限制了广泛推广应用。

2.3 电子束照射法

电子束照射法是近年来研究较多的方法之一，并已取得了良好的效果。此方法脱硫脱硝过程简单，先将烟气净化冷却后注入反应装置，在装置中经过电子束的辐照生成大量OH、OH2、O等活性基。这些活性基将和烟气中的硫氧化物和氮氧化物反应生成硫酸和硝酸。同时向装置内注入适量的氨，最后反应生成硫酸铵和硝酸铵。该技术可达到95%的脱硫率和80%以上的脱硝率，且产生的硫酸铵和硝酸铵还可作为化肥利用，不产生其他污染物。但该技术所利用的电子束装置需要大量的资金投入和高昂的维护费用。

2.4 脉冲电晕法

脉冲电晕法与电子束照射法基本原理相同，只是获得活性基的方法不同。脉冲电晕法是利用高压电源形成等离子体产生高能电子，而电子束照射法是利用加速器获得高能电子。脉冲电晕法只加速产生自由基的离子，其他离子不加速，因此脉冲电晕法比电子束照射法更节约成本，且不影响电站锅炉的安全运行。但此方法同样存在着脉冲性能不稳定、耗能高等问题，仍需要进一步研究才能推广应用。如何克服以上技术难点，此技术将最适用于现代工业发展的需要。

3 同时脱硫脱硝技术

3.1 干式吸附再生法

目前干式吸附再生法主要采用NOXSO技术。该技术以担载在γ-Al2O3圆球上的钠盐为吸附剂，达到脱硫脱硝的目的。首先将净化后的烟气注入吸收装置，吸附剂会在此将硫氧化物和氮氧化物脱除，净化后的烟气会通过出气管道排出，而吸附饱和后的吸附剂会进行再生重复利用。再生过程中，在600℃的温度下饱和的吸附剂可释放出氮氧化物，氮氧化物浓度达到稳定状态时，可形成化学平衡，从而进行吸收利用。

3.2 亚铁螯合剂法

亚铁螯合剂法属于湿法脱硫脱硝技术，该技术是在溶液中加入亚铁离子生成氨基羟酸亚铁螯合物。再利用此亚铁螯合物吸收氮氧化合物生成亚硝酰亚铁螯合物。最终再与硫氧化合物反应生成硫酸盐和连二硫酸盐等。该技术目前还在试验阶段，由于螯合物再生困难目前还无法推广应用。

3.3 氯酸氧化吸收法

氯酸氧化吸收法設置两个阶段。首先在氧化吸收塔内先用氯酸氧化SO2和氮氧化物，然后再利用碱性溶液吸收剩余的酸性气体。该方法可达到95%以上的脱硫效果，不仅如此该技术对有毒重金属也有较好的去除作用，例如Hg、Cr、Be、Pb等都有能有效去除。但该技术同时会造成设备腐蚀，生成物无法再利用等问题，目前还待进一步研究。

3.4 光催化脱硫脱硝技术

光催化脱硫脱硝技术是近年来研究的新型一体化脱硫脱硝技术。该技术耗能低、无污染、开发前景良好。它主要是利用TiO2的光催化作用，产生电子和空穴对，与烟气作用产生大量的活性基团。这些活性基团催化氧化氮氧化物和硫氧化物达到脱硫脱硝的目的。目前该技术的难点是如何大面积安全利用紫外线光源作业，对这一难点的攻克未来将成为脱硫脱硝技术的一个研究方向。

4 结语

从目前来看，传统的脱硫脱硝技术由于效率低下、耗能耗资巨大显然已不符合发展需求，而新型的一体化脱硫脱硝技术还存在各种各样的难点和缺陷，是今后要研究的重点方向。无论如何对于污染烟气的治理势在必行。

参考文献

[1]丁剑秋.烟气脱硫脱硝技术研究进展[J].贵州化工，2012（4）：20-22.

[2]王丹.烟气脱硫脱硝一体化技术研究进展[J].漯河职业技术学院学报，2013（5）：7-8.

[3]赵毅，方丹.烟气脱硫脱硝一体化技术研

究概况[J].资源节约与环保，2010（6）：36-

篇10：海水烟气脱硫技术改进探讨

海水烟气脱硫技术改进探讨

近年来,海水烟气脱硫技术已在我国沿海地区火电厂脱硫项目中广泛应用.结合海水烟气脱硫技术的`研究现状和电厂的应用实践,对如何提高脱硫效率、减小曝气池占地面积等给出了具体改进建议,为我国海水烟气脱硫技术的改进与完善提供参考.

作 者：王思粉 冯丽娟 张佩 王景刚 李宇慧 作者单位：中国海洋大学海洋化学理论与工程技术教育部重点实验室,山东,青岛,266100刊 名：电力科技与环保英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：26(3)分类号：X701.3关键词：海水脱硫 SO2 脱硫率 曝气池

篇11：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

王文福 段建民 刘维格

国电怀安热电有限公司 河北 张家口市 076150

[摘 要]：现役燃煤机组烟气脱硫设施大都设有烟气旁路，“十二五”期间，为适应减排要求，地方政府鼓励火电企业拆除烟气旁路，但拆除烟气旁路具有一定的技术风险，已成为电力企业广为关注的一个问题。本文以国电怀安电厂#1机组拆除烟气旁路的工程实践，对现役燃煤机组烟气脱硫设施拆除烟气旁路的相关问题进行了探讨。

[关键词]：现役燃煤机组 脱硫设施 拆除烟气旁路

一、引言

我国是燃煤大国，能源结构决定了以煤炭为主的能源格局将长期存在，煤炭占一次能源消费总量的70%，而电力以燃煤电厂为主。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，我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家，其中燃煤电厂二氧化硫排放量已达到总排放量的50%以上，致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重，控制燃煤电厂二氧化硫污染排放的任务将越来越艰巨。

“十一五”时期是我国二氧化硫控制的关键时期，在政府环保政策的引导下，电力行业积极推进烟气脱硫事业，并做了大量卓有成效的工作，90%以上的现役燃煤电厂安装了烟气脱硫装置。但据有关权威部门的调查，由于多种原因，已建设完成的脱硫设施投运率并不高，烟气脱硫工程质量及运行效果不太令人满意。

进入“十二五”，新的《火电厂大气污染物排放标准》已颁布，要求2014年后燃煤电

33厂SO2排放浓度不得大于200mg/Nm，重点地区燃煤电厂SO2排放浓度不得大于100mg/Nm。根据《“十二五”节能减排综合性实施方案》的要求，为适应新形势下对大气污染物控制的日益提高，同时为顺利实现“十二五”污染减排目标，通过拆除燃煤电厂烟气旁路来提高脱硫设施投运率及运行效果成为电厂必须研究的课题。

二、国内电厂脱硫烟气旁路设置情况现状分析

2.1 国内电厂烟气旁路设置情况

目前，我国火力发电厂应用的烟气脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法等十多种，而石灰石-石膏湿法脱硫（简称：FGD）比重占到90%以上。2010年以前建成投产的现役火电机组烟气脱硫设计出于对锅炉和FGD的安全考虑，均设置了烟气旁路，以保证机组的可靠性，保护FGD吸收塔装置在事故状态时不受损失。但同时这也造成了现役机组脱硫设施综合脱硫效率偏低，不能满足现阶段环保总量减排的要求。随着环保标准的提高，SO2排放总量控制更加严格。《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》、《“十二五”节能减排综合性实施方案》等环保管理措施相继出台，现役机组拆除烟气旁路成为提高综合脱硫效率的必然的环保减排措施之一。

2.2 设置烟气旁路的作用

燃煤电厂机组FGD烟气系统包括烟道、烟气挡板门、增压风机等组成。在正常运行期间，旁路挡板门关闭，FGD出、入口挡板门打开。由锅炉引风机来的原烟气，经过增压风机增压后进入脱硫吸收塔，脱硫洗涤处理后的净烟气从吸收塔顶部出口排出，再经烟囱排放(见图一)。

而当锅炉启动和故障时或进入FGD的烟气超温和FGD装置故障停运时，紧急开启旁路挡板，关闭FGD出、入口挡板，锅炉原烟气由烟气旁路直接进入烟囱排放，不经过吸收塔，可有效保护脱硫装置及锅炉运行安全，提高机组运行可靠性。

烟囱出口挡板门 旁路挡板门吸收塔主机引风机来烟气 进口挡板门增压风机图一 烟气系统示意图

三、拆除烟气旁路存在的问题分析

原脱硫装置取消旁路后，脱硫系统成了锅炉烟风系统的一部分，脱硫系统必须与机组同步启停，与设置旁路的脱硫装置在启停操作上有很大的不同。既要保证主机顺利启动，同时又要充分考虑到脱硫系统设备的安全，并尽可能避免吸收塔内浆液品质受到污染而下降，影响脱硫效率。下面从拆除旁路对主机和脱硫系统两个方面的影响进行分析：

3.1 取消旁路对主机系统的影响

取消旁路后，引风机直接与增压风机串联运行，因增压风机一般为单台设计，一旦停运，引风机将无法克服整套系统阻力，整台机组只能被迫停运，所以增压风机的运行稳定性直接影响脱硫系统以及主机的运行安全。

取消旁路后，引风机直接与增压风机串联运行，如果运行协调不好，可能造成烟道蹩压，发生烟道爆破。

取消旁路后，脱硫系统不能单独解列，其可靠性直接影响整套主机的可靠性。

3.2 取消旁路对脱硫系统的影响

取消旁路后，锅炉事故工况下，吸收塔入口烟温异常升高时，直接影响烟道和吸收塔内防腐衬层的安全。

取消旁路后，锅炉启动吹灰和点火期间，烟气中会有大量的煤灰、烟尘和未烧尽的燃油随烟气进入吸收塔内，造成吸收塔内浆液污染及加速防腐衬层老化。

取消旁路后，浆液循环泵的重要性体现出来，其运行稳定性对脱硫效率影响显著，并影响整个脱硫系统可靠性，从而影响主机可靠性。

四、国电怀安电厂拆除烟气旁路具体方案分析 国电怀安热电有限公司位于河北省张家口市怀安县，现运营两台330MW空冷机组，燃用大同烟煤。工程配套建设两套石灰石－石膏湿法烟气脱硫装置，采用一炉一塔的全烟气脱硫，烟气系统设有旁路烟道、增压风机。设置公用的石灰石制备和石膏脱水系统，吸收剂采用外购石灰石粉制备而成，石膏脱水采用石膏旋流和真空皮带机脱水的二级脱水系统。2012年8月，国电怀安热电有限公司#1机组脱硫设施进行了拆除烟气旁路改造。将脱硫装置旁路烟道挡板门拆除，对原烟气烟道和净烟气烟道进行单侧分别封堵，从而将脱硫入口的原烟道和脱硫后部的净烟气烟道机械性硬隔离，实现了脱硫与主机同步无旁路运行(见图二)。

烟囱出口挡板门 增压风机旁路挡板门吸收塔主机引风机来烟气 进口挡板门增压风机

图二 改造后烟气系统示意图

下面对怀安电厂#1机组脱硫烟气旁路拆除改造方案进行分析：

4.1增设增压风机旁路烟道

增压风机是整个脱硫系统的动力核心，锅炉烟气依靠增压风机克服整个脱硫系统阻力排入烟囱。取消脱硫装置旁路烟道后，引风机直接与增压风机串联运行，为提高主机运行安全可靠性，防止增压风机故障时主机跳机，增设增压风机旁路烟道，当增压风机故障时可以将其从脱硫系统解列，烟气走旁路烟道进入脱硫系统，此时主机可以降负荷运行。

4.2增设烟道防爆门

在增压风机上游的水平烟道和风机入口烟道，加设2个防爆门，防止引风机与增压风机协调不好时，烟道蹩压，发生烟道爆破。

4.3脱硫浆液循环泵增设6KV保安段供电

在机组运行中，应保证至少1台浆液循环泵运行，从而提高浆液循环泵及整个脱硫系统的可靠性。为此将#3浆液循环泵改由6KV保安段供电，同时将原浆液循环泵部分联锁跳闸信号改为报警信号。

4.4取消原旁路挡板和原烟气挡板的所有逻辑 4.5增设了吸收塔事故喷淋系统

由两级喷淋装置组成，事故状态下投用事故喷淋系统时，分级进行喷淋，当一级喷淋故障或无法将吸收塔入口烟温降低至设定值时第二级喷淋启动。解决了无旁路脱硫运行中，锅炉事故工况下，入口烟气温度异常升高对脱硫烟道和吸收塔防腐内衬的影响。

4.6增设废浆抛弃池

为防止无旁路情况下，在锅炉启动及低负荷运行或除尘器故障时，由于锅炉燃烧不稳定，煤粉燃烧不完全，使烟气中携带的粉尘等杂质增加。这此杂质随烟气进入吸收塔后，会被浆液洗涤下来，沉积在吸收塔浆池中，进而会影响二氧化硫吸收反应的进行。当这些杂质含量到达一定浓度后，使二氧化硫吸收反应无法进行，即造成浆液中毒，如果不及时处理，会使脱硫效率降低、石膏无法脱水和石灰石粉过剩率加大，系统无法运行。增设废浆抛弃池可将受污染中毒的浆液及时排放置换。中毒浆液由吸收塔石膏浆液排出泵，打到事故浆罐，再由事故浆液泵打到抛浆池，废弃浆液在池内沉淀。澄清液由便携式潜水泵从抛浆管道原路打回至事故浆罐，进入脱硫系统重复利用。

五、拆除烟气旁路后对主机和脱硫运行的影响

原脱硫装置取消旁路后，脱硫系统成了锅炉烟风系统的一部分，脱硫装置必须与机组同步启停，既要保证主机顺利启动，同时又要充分考虑到脱硫系统设备的安全，与以往设置旁路的脱硫装置在启停操作上有很大的不同。脱硫与主机烟风系统必须统一协调，以保证主机与脱硫参数稳定，尤其是增压风机入口压力和流量的控制。

在锅炉启动前应首先启动静电除尘器，脱硫系统应满足至少一台浆液循环泵运行。尽可能避免锅炉启动过程中投油或少投油和低负荷情况下燃烧不完全，污染吸收塔内浆液品质。

在锅炉事故工况下，吸收塔入口烟气温度异常高时，需要紧急投运事故喷淋系统。

六、建议

国电怀安电厂实施#1机组拆除烟气旁路改造后，实现了拆除烟气旁路的各项要求和目标，脱硫设施与主机同步启停、运行，提高了脱硫系统投运率（见图三）；在机组启停、事故工况时，有效避免了烟气超标排放对周边环境的影响。但在模拟增压风机事故停运，烟气通过增压风机旁路，由引风机来的烟气直接进入脱硫吸收塔，锅炉降负荷运行的过程中，发现引风机出现异常喘振。下一步，在#2机实施拆除旁路改造中，考虑增压风机与引风机合并方案。

图三 无旁路运行效果图

七、结论

国电怀安电厂#1机组拆除烟气旁路改造是成功的，有效控制了污染物排放。“十二五”期间，为实现污染减排目标，减少大气污染，拆除烟气旁路是现役燃煤电厂提高脱硫设施投运率及脱硫效果的有效手段。

参考文献：

[1] GB 13223-2003 火电厂大气污染物排放标准 [2] GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准 [3] 《“十二五”节能减排综合性实施方案》

[4] 《河北省“十二五”节能减排综合性实施方案》 [5] 《电站信息》2013年第1期

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篇12：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

二氧化硫污染主要是由工业生产造成的, 约占80%, 而电力工业又是工业中的排放大户。到2008年底, 我国火电装机容量已超过了亿千瓦, 排放的二氧化硫量高达一千万吨, 并且继续呈上升趋势。

按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态, 烟气脱硫可分为湿法和干法和半干法三类工艺。湿法脱硫技术成熟, 效率高, Ca/S比低, 运行可靠, 操作简单, 但脱硫产物处理比较麻烦, 烟气温度降低不利于扩散, 传统湿法的工艺复杂, 投资一般低于传统湿法, 但用石灰做脱硫剂的干法和半干法的Ca/S比高, 脱硫率和脱硫剂的利用率低。下面对各个方法的特点和应用情况进行简单的介绍。

1.1 湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术是目前烟气脱硫的主要技术。已商业化或完成中试的湿法烟气脱硫工艺包括石灰石 (石灰) -石膏法、简易石灰石 (石灰) -石膏法、间接石灰石 (石灰) -石膏法、海水脱硫、磷铵复合肥法、钠碱法、氨吸收法、氧化镁法等。

石灰石 (石灰) -石膏法是以石灰石或石灰浆液与烟气中的SO2反应, 脱硫产物石膏可直接抛弃, 也可综合利用, 是目前世界上使用最广的脱硫技术。目前的FGD系统大多采用了大处理量吸收塔, 300MW机组的烟气可用一个塔处理, 从而节省了投资和运行费用。FGD系统的运行可靠性达99%以上, 脱硫率高达95%。

针对直接石灰石 (石灰) -石膏法, 发展了间接石灰石 (石灰) -石膏法, 主要有双碱法、碱式硫酸铝法、催化氧化吸收法等。这类方法的共同特点就是用与SO2直接反应后生成具有较大溶解度中间产物的物质Na OH、Na2CO3、Al2、 (SO4) 3·Al2O3、水或稀硫酸等作脱硫剂, 中间脱硫产物在再生池内与石灰石 (石灰) 反应再生出最初的脱硫剂用于循环脱硫, 并产生出最终脱硫产物亚硝酸钙或石膏。

1.2 半干法烟气脱硫技术

半干法是利用烟气显热蒸发石灰浆液中的水份, 同时在干燥过程中, 石灰与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙等, 并使最终产物为干粉状, 若将袋式除尘器配合使用, 能提高10%~15%的脱硫率、脱硫废渣一般抛弃处理, 德国将此渣成功地用于建材生产, 使该法前景更加乐观。

1.3 干法烟气脱硫技术

干法烟气脱硫是反应在无液相介入的完全干燥的状态下进行的, 反应产物也为干粉状, 不存在腐蚀、结露等问题, 干法主要有炉膛干粉喷射脱硫法、高能电子活化氧化法、荷电干粉喷射法等。该方法的优点是投资省、占地面积小、易于在老锅炉上改造;不足之处是脱硫率低、钙利用率低。

2 湿法脱硫工艺在张家口发电厂的应用

张家口发电厂8台锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环、单炉膛、平衡通风, 摆动燃烧器四角切圆燃烧, 固态排渣, 半露天布置, 全钢构架。空气预热器为三分仓回转式空气预热器。锅炉点火和稳燃用油为0号轻柴油。每台锅炉配备有两台双室四电场静电除尘器。每台锅炉配备两台动叶可调轴流式吸风机。

锅炉的设计和运行参数:

锅炉类型亚临界自然循环汽包炉

燃料烟煤

最大连续出力 (BMCR) 1025t/h

过热蒸汽压力17.5MPa (g)

过热蒸汽温度540℃

再热蒸汽压力 (进/出) 3.7/3.5MPa (g)

再热蒸汽温度 (进/出) 330/540℃

锅炉效率 (保证值) 90.67%

2.1 工艺系统描述

2.1.1 FGD系统及工艺简述

张家口发电厂1-8号机组湿法烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺, 脱硫装置采用一炉一塔的配置原则, 烟气处理能力为四台锅炉额定工况下100%的烟气量。脱硫率在设计工况下≥95%。

每套脱硫装置设置一台动叶可调轴流式增压风机, , 一台喷淋式吸收塔。辅助系统如石灰石浆液制备系统, 石膏脱水系统, 排空系统, 工艺水、冷却水系统, 压缩空气系统等均按四台炉公用考虑, 不设GGH。脱硫系统设置100%烟气旁路, 以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。吸收剂制浆方式采用厂外购来石灰石块, 经石灰石破碎机预破碎后进入石灰石贮仓储存.在电厂脱硫系统内设置湿磨制浆系统, 出口石灰石粒度达到90%通过325目。脱硫石膏经真空皮带脱水机脱水后堆放在石膏库内, 外运综合利用。

2.1.2 FGD装置主要物流流向如下: (1) 原烟气

来自1-8#锅炉引风机出口的未脱硫烟气→烟气挡板→增压风机→吸收塔

(2) 净烟气

吸收塔→烟气挡板→排烟囱

(3) 吸收剂

石灰石卸料斗→振动给料机→预破碎机→斗式提升机→埋刮板输送机→石灰石贮仓→称重皮带给料机→石灰石湿磨机→石灰石浆液箱→石灰石浆液泵→吸收塔

(4) 石膏浆液

吸收塔浆池→石膏排除泵→石膏旋流器 (浓缩液) →石膏浆液箱→真空皮带脱水机→石膏库

(5) 废水:废水直接排到电厂干灰库/灰渣前池, 不另行处理。

2.2 石灰石浆液制备

吸收剂为石灰石浆液, 石灰石经卸料系统 (振动给料机、金属分离器、斗式提升机等) 输送至石灰石贮仓, 由称重皮带给料机送到湿磨机内磨制成浆液, 进入磨机浆液箱, 石灰石浆液用磨机浆液泵输送到石灰石旋流器, 经旋流器分离后, 底流物料再循环, 溢流物料存贮于石灰石浆液箱中, 然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。供浆管路是循环回路, 通过循环回路的分支管线给吸收塔提供需要的石灰石浆液, 多余的浆液经循环回路回到浆液箱。

2.3 烟气系统

烟气系统可分别将未脱硫的烟气引入脱硫装置, 将脱硫后的洁净烟气分别送入各台炉主烟道。从吸收塔出来的脱硫烟气温度46℃左右, 然后从烟囱排放。烟气系统的压降通过脱硫装置增压风机克服。

2.3.1 增压风机

增压风机用于克服烟气流动中的压力损失, 烟气的压损主要发生在吸收塔和烟道。增压风机选用动叶可调轴流风机, 每台炉设置一套。

2.3.2 烟道和烟道挡板

在脱硫系统的入口和出口烟道上均设有带密封气的单轴双百叶窗式挡板门 (FGD进、出口挡板门) , 脱硫装置投运时, FGD进、出口挡板门打开, 烟气通过脱硫装置。在脱硫装置发生故障或检修时, FGD进、出口挡板门关闭, 烟气可通过旁路烟道进入烟囱, 从而不会影响到锅炉和发电机组的运行。

烟气挡板在设计压力和设计温度下有100%的气密性。烟气挡板能够在最大的压差下操作, 并且关闭严密, 不会有变形或卡涩现象, 而且挡板在全开和全闭位置与锁紧装置匹配, 烟道挡板的结构设计和布置使挡板内的积灰减至最小。

每个挡板的操作灵活方便和可靠。驱动挡板的电动执行机构应设计有远方控制系统和就地人工操作的装置, 在DCS上应设有旁路挡板的开度显示, 其它挡板的开度指示器就地安装。旁路挡板应为可调挡板门, 并带位置发送器。

在FGD停运时或是烟气进口温度超过160℃时, 旁路烟道能够在25秒内全开, 除旁路挡板外的其它烟气挡板是关闭的。所有的烟气挡板和密封系统的控制都在脱硫岛内DCS实现, 并将信号送到主厂房控制系统。

2.4 SO2吸收系统

吸收塔系统是整个FGD的核心部分。SO2、SO3、HF和HCl将在吸收塔内被脱除和氧化, 石膏也将在吸收塔内结晶和生成。

从锅炉引风机来的未脱硫热烟气, 经增压风机升压后进入吸收塔。在吸收塔内上升的过程中与吸收剂循环液相接触, 通过气、液、固三相高效充分地交融接触, 烟气中SO2与脱硫剂发生反应, 将SO2除去。吸收塔内浆液在循环泵的作用下, 利用塔外的循环管道返回吸收塔上部, 通过喷淋层喷嘴的优化布置, 使循环浆液均匀下落, 与自下而上的烟气充分接触后下落到吸收塔的循环氧化池内。由石灰石浆液、副产品和水组成的混合液体从吸收塔循环池到喷淋层重复进行循环, 提高了吸收剂的使用效率。

2.5 石膏排放系统

设备冲洗水、管道冲洗水、吸收塔区域、石灰石制备区等必要的区域设收集坑/池, 并定期返回吸收塔/石灰石浆液箱。全套包括:要求的全部连接管、检查开口、溢流管、搅拌器、排水管、排浆泵和所有其他必要的设施。

石膏脱水系统:

本工程是为1-8#机组共用设计的, 共设二套真空皮带脱水机, 每套出力按二台炉BMCR工况的150%石膏浆液量配置。每台炉设一套石膏旋流站。四套石膏旋流站共用一石膏浆液箱, 石膏旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择。四台炉共设一套废水旋流站。

系统设置一个石膏库, 其容积按4台锅炉BMCR工况运行时三天 (每天24小时计) 的石膏量进行设计。石膏库设有铲车等装运设施, 铲车由需方提供。

来自吸收塔的石膏浆液经吸收塔石膏排除泵后进入石膏旋流器, 固体含量为40%~60%的底流流到石膏浆液箱, 经石膏浆液泵输送至真空皮带脱水机脱水的同时对石膏进行冲洗, 以满足石膏综合利用的品质要求。经脱水处理后的石膏表面含水率不超过10%, 贮存在石膏库内装车外运。石膏旋流器分离出来的溢流液一部分自直接返塔一部分自流进入废旋给料箱, 经废旋给料泵送入废水旋流器, 废水旋流器底流返塔, 顶流经废水箱收集后, 排往干灰库/灰渣前池。

2.6 工艺水以及废水系统

从电厂供水系统引接至脱硫岛的工艺水水源是工业水补充水和工业废水站处理后的循环水。

工艺水主要用户为:除雾器冲洗水;增压风机、氧化风机、真空泵和其他设备的冷却水及密封水;石灰石浆液制备用水;真空皮带脱水机、及所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水。

工艺水系统满足FGD装置正常运行和事故工况下脱硫工艺系统的用水。

参考文献

篇13：火力发电厂烟气脱硫技术及防腐问题探讨

改革开放以来，我国的经济得到了快速的发展，煤炭能源在我国的经济发展和社会发展过程中占有重要的地位，而且，随着经济的快速发展，我国的煤炭能源使用也在不断增多。每年有12万余吨的煤炭直接用于燃烧，这其中火电厂企业便是主要的煤炭消耗企业之一，煤炭的使用量一直处于增长的趋势，而煤炭在燃烧的过程中会排放出大量的污染物，这些污染物包括氮氧化物、二氧化硫及烟粉尘等都是污染非常严重的物质，这些污染物会对当地的环境造成很大的影响，甚至有一些地区会产生酸雨，对当地人们的生产和生活造成了非常大的不利影响。

氮氧化物作为主要的大气污染物之一，它自身是一种一次污染物，同时它会参加大气光化学反应进行二次污染，其中一次污染过程会对人体健康造成较大的危害，而在二次污染过程中氮氧化物会参加大气光化学反应产生酸雨、灰霾和臭氧等二次污染物。而火电厂锅炉作为氮氧化物等污染物的主要排放源之一，对火电厂锅炉采取脱硫脱硝及烟气除尘技术对煤炭资源进行处理是非常必要的，这样做既可以保证火电厂企业的发展，同时也能保证生态环境的可持续发展，保证人们的正常生活及身体健康。

脱硝技术在火电厂锅炉中的发展

从目前火电厂锅炉的生产及治理情况来看，脱硝技术在火电厂锅炉的生产过程中得到了较为广泛的应用。这种技术的脱硝方式分为两种来进行。这两种方式分别为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。这两种方式可以保证它们能够进行充分燃烧，这是它们在火电厂锅炉被采用的主要原因之一，其次它们还可以促使更多的火电厂脱硝功能，并且火电厂锅炉内部的压力也得以提高。现在SNCR烟气脱硝技术也可以被采用到进行脱硝，针对的是锅炉内部的烟气。将尿素即还原剂放置在烟气中经过化学反应生成水和氮气，而在这个化学反应过程中，温度会非常高，在300℃一400～（2之间，这就是这种技术的施工工艺。在这种施工工艺中会提高烟气脱硝的效率，大概会有60-90%的上升比例，并且炉膛是这种SNCR烟气脱硝技术的反应器，脱硝还原剂会在炉膛达到850-1100℃的温度时分解出氮气，并在炉膛内部反应生成一氧化氮，与此同时，SNCR会与其发生化学反应生成氮气。其次，这种技术的脱硝效率在20-50%之间，效率并不是很高，而这种情况下会产生一氧化二氮，这种污染物排放到大气中会严重影响臭氧的生成。虽然SNCR/SCR联合烟气脱硝技术的脱硝效率在60-80%，但是它的系统比较复杂，在实际的生产过程中还是不经常被采用的。

脱硫技术在火电厂锅炉的发展

石灰石或者石膏湿法脱硫技术是常用的脱硫技术。但是对于重点技术在吸收塔的火电厂来说，吸收塔有很多种型号、吸收塔样式有很大的不同，以上几点都会使这种脱硫技术的有很大不同的效果。一般情况下，吸收塔有填料塔、液柱塔、喷淋吸收塔和鼓泡塔四种类型。第一种是填料塔，填料塔内部有固定的填料，在这种填料层表面，可以使浆液流下，炉内的烟气会与其发生融合反应，这样就可以将脱硫过程完成，但是这种方式有一定的缺点，就是堵塞的情况会比较容易发生，而且操作也比较少。第二种是液柱塔，液柱塔是通过烟气，使它们与气、液进行融合，使传质的完成更加充分，可以将脱硫过程完成，但是同样这种方式也有一定的缺点，在生产过程中会造成较多的脱硫损失。第三种是喷淋吸收塔，这种喷淋吸收塔是目前脱硫技术中应用比较广泛的一种，因为炉内的烟气是通过自上而下的方式进行运动，喷淋吸收塔可以更加充分的吸收烟气，因为它是进行向下喷射的喇叭状装置，这种装置会进行垂直向下喷射或者以一定角度向下喷射。虽然它相较于前两种在结构和造价上都有优势，但是烟气分布不均匀是它的一个缺点。第四种是鼓泡塔，这种鼓泡塔的烟气会被石灰石压在下面，这样烟气就可与浆液进行融合，融合过程之后会产生鼓泡，这样的脱硫效果比较好，也有比较高的效率，但同样也有缺点，就是它的结构会比较复杂，而且会产生比较大的阻力。

烟气除尘技术在火电厂锅炉的发展

火电厂烟气除尘技术，效率比较高的还是电除尘技术，旋转电极的方式在电除尘技术中是比较经常被采用的方式，在这种方式中的旋转电极电场中，回转的阳极板和旋转的清灰刷是在这种电场中阳极部分采用的方式。反电晕厚度是烟尘厚度的一个极限值，当达到这个极限值时，这种技术就可以将彻底清除上面积累的灰尘，并且二次烟尘的情况不会发生，因此，这种除尘技术效果比较好，而且也会降低烟尘的排放浓度。此外，有一些火电厂的粉尘排放标准会相对定的比较高，这种情况下，增加湿式静电除尘器是很有必要的，由于电负离子可以被烟气中的粉尘颗粒吸附，所以吸附积尘比较适合的方式就是湿式静电除尘器，这种湿式静电除尘器的效率可以达到70%，相对于千式电除尘器效率更高。

关于火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘控制技术一体化的建议

关于火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘一体化的必要性。火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘一体化的开发有一定的必要性，主要原因如下：

二氧化硫和氮氧化物都属于酸性氧化物的种类，脱硫脱硝同时进行在理论上是可行的。目前安装烟气脱硫设施在我国的火电厂是基本具备的设施，如果可以开发出火电厂脱硫脱硝协同控制技术，将其与现有的脱硫技术相结合，脱硝技术的改造成本会有很大程度的降低。

目前我国使用的脱硫技术和脱硝技术都有其不足之处，比如上文所说的SNCR会与其发生化学反应生成氮气，效率并不是很高，而这种情况下会产生一氧化二氮，这种污染物排放到大气中会严重影响臭氧的生成。SNCR/SCR联合烟气脱硝技术的系统比较复杂，在实际的生产过程中还是不经常被采用的。

目前火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘系统技术都具有比较紧凑的结构，也具有比较低的投资和运行费用，也很方便运行管理，这种技术是非常符合我国目前火电厂锅炉情况的，大规模推广是可以进行的。

火电厂脱硫脱硝及烟气除尘协同控制技术研究。在火电厂锅炉中，煤炭燃烧技术可以在脱硫技术的时候与烟气脱硝技术相结合，这样在成本和能源上都可以有一定的节约作用。在脱硫技术过程中，可以采用省煤器进行分段，并且，锅炉有高负荷和低负荷等不同状态，在低负荷状态的时候，有一些区域的温度是催化剂的活化反应温度可以被满足的，可以把脱硝设置在这种区域增设，这样也可以达到节能的需求。在脱硝技术过程中，可以采用两种吸收塔相结合的技术进行控制，比较推荐的一种结合方式就是液柱塔+喷淋吸收塔双塔结合的方式，液柱塔由于可以出去除烟气中70%左右的二氧化硫，因此可以作为前塔，在前塔吸收完之后进入到逆流喷淋吸收塔，这样可以将剩余的二氧化硫进一步脱除，这样经过双塔处理之后的气体就可以达到排放标准，脱硫效率最高可以达到98.5%；同时在除尘技术上，可以采用千式旋转电机除尘器和湿式除尘器结合使用的方式进行除尘，千式旋转电机除尘器放在脱硫前使用，湿式除尘器放在脱硫后使用，与此同时热量回收装置也可以安装在烟气系统中，这样除尘效率也可以得到提高。

总而言之考虑到火电厂的成本、技术和设施等方面，为了使火电厂可以更好更快地发展，并且可以满足严苛的环保要求，火电厂锅炉脱硫脱硝技术以及烟气除尘技术应该实现一体化。