脫硫工藝論文匯總十篇

序論：好文章的創作是一個不斷探索和完善的過程，我們為您推薦十篇脫硫工藝論文范例，希望它們能助您一臂之力，提升您的閱讀品質，帶來更深刻的閱讀感受。

篇（1）

1概述

煙氣脫硫是電廠控制SO2排放的主要技術手段，目前已達到工業應用水平的煙氣脫硫技術有十余種，大致可以分為干法和濕法，但能在300MW以上大容量機組使用的成熟脫硫工藝并不多。根據國內目前的實際應用推廣情況，國內各大脫硫公司已投運的300MW級機組煙氣脫硫裝置均為石灰石/石膏濕法。干法技術在國內300MW大容量機組上全煙氣、高脫硫率還沒有運行示例。最近武漢凱迪股份公司正在推廣德國WULLF的RCFB（內回流循環流化床）技術，該技術在國外2000年曾有1套在300MW機組上投運，3個月后停運，現國內有1套剛開始在恒運電廠1×210MW機組上投運。另有1套已投運的CFB脫硫，運用于小龍潭1×100MW機組。

以下對濕法和干法兩種工藝流程，全煙氣、高脫硫率下的技術、經濟進行了綜合比較。

2石灰石/石膏濕法脫硫技術流程特點

石灰石/石膏濕法脫硫技術是目前世界上技術最為成熟、應用業績最多的脫硫工藝，應用該工藝的機組容量約占電站脫硫裝機總容量的85％以上，應用單機容量已達1000MW。其脫硫副產物—石膏一般有拋棄和回收兩種方法，主要取決于市場對脫硫石膏的需求、石膏質量以及是否有足夠的堆放場地等因素。

濕法工藝技術比較成熟，適用于任何含硫量的煤種和機組容量的煙氣脫硫，脫硫效率最高可達到99％。

國內各家公司分別引進了世界上先進的幾家大公司的濕法工藝技術：B&W（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）、三菱、GE、DUCON，都能根據電廠的實際情況設計出最佳的工藝參數。

2.1石灰石/石膏濕法工藝流程

石灰石/石膏濕法脫硫工藝采用價廉易得的石灰石作脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液，也可直接用濕式球磨機將20mm左右的石灰石磨制成吸收漿液。當采用石灰吸收劑時，石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的SO2與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被脫除，最終反應產物為石膏。脫硫后的煙氣經除霧器除去帶有的細小液滴，經氣氣加熱器（GGH）加熱升溫后排入煙囪。脫硫石膏漿液經脫水裝置脫水后回收。由于吸收漿液的循環利用，脫硫吸收劑的利用率很高。

電廠鍋爐煙氣進入FGD，通過升壓風機加壓，經GGH降溫至約100℃后進入吸收塔，吸收塔脫硫效率為96～99％，整個系統的脫硫效率不低于90％。從吸收塔出來的凈煙氣溫度約為47℃，經GGH升溫至80℃后從煙囪排放。

該工藝原理簡單，工藝技術比較成熟，脫硫效率和吸收劑的利用率高，即Ca/S=1.03時，脫硫效率大于95％，能夠適應各種煤種，適應大容量機組，運行可靠，可用率高，副產品石膏具有商業價值。

2.2石灰石/石膏濕法脫硫技術主要技術特點及指標

2.2.1脫硫效率高，一般不低于90％，最高可以達到99％。

2.2.2脫硫劑利用率高，達90％以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05，國內現正在實施的的幾個工程均不大于1.03。

2.2.3吸收塔采用各種先進技術設計，不僅解決了脫硫塔內的堵塞、腐蝕問題，而且改善了氣液傳質條件，從而提高了塔內脫硫效率，減少了漿液循環量，有效降低了漿液循環泵的功耗。目前脫硫島電耗一般為機組裝機容量的1～1.5％。

2.2.4噴淋空塔內煙氣入口采用向下斜切式入口，煙氣由下自上流動，延長了氣體分布路徑，不僅有利于氣體分布均勻，而且由于氣體的翻騰形成了湍流，更有利于氣液的傳質傳熱。

2.2.5采用計算機模擬設計，優化脫硫塔及塔內構件如噴嘴等的布置，優化漿液濃度、Ca/S比、漿液流量等運行指標，可以保證脫硫塔內煙氣流動和漿液噴淋均勻，以最小的消耗取得最好的脫硫效果。

2.2.6根據煙氣含硫量，采用不同層數（2～4層）的漿液噴淋層，確保取得最佳的脫硫效果。

2.2.7塔內設置氧化空氣分布系統，采用塔內強制氧化，氧化效果好。

2.2.8噴淋層采用交叉聯箱布置，使噴淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。

2.2.9采用機械攪拌。

2.2.10廢物得到良好的處理，其中廢渣變成了優質石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。廢水采用回用技術，可以達到零排放。

2.2.11穩定性高，適應性強，可靠性99％以上。

2.2.12應用多、運行經驗豐富。

3干法RCFB脫硫工藝脫硫技術流程特點

干法有LIFAC（爐內噴鈣尾部增濕活化）、CFB（循環流化床）等工藝，在國家有關部門的技術指南、火電廠設計規程上均限于在中小機組或老機組上實施。CFB最早由德國魯奇（LURGI）公司開發，目前已達到工業應用的CFB法工藝有三種：LURGI公司的CFB、德國WULFF公司的RCFB（內回流式煙氣循環流化床）、丹麥FLS公司的GSA（氣體懸浮吸收），國內分別由龍凈環保、凱迪電力、龍源環保等公司引進，目前多在中小機組上運用，其中只有WULFF公司的RCFB技術向300MW機組上推廣，所以本文中作比較的干法僅指RCFB。

3.1RCFB的發展歷史

循環流化床(CFB)的發展歷史其實很長。循環流化床CFB煙氣凈化工藝的實驗室技術研究開發工作開始于1968/1969年，1970～1972年CFB煙氣凈化工藝在德國電解鋁廠獲得應用，煙氣流量為15,000m3/h。1985～1987年，首臺CFB煙氣脫硫示范裝置在德國一家燃褐煤電站得到應用，處理煙氣量為40萬m3/h（相當于30萬機組氣量的四分之一），采用消石灰為脫硫劑。在此基礎上，各公司分別又開發出了上述新一代CFB脫硫工藝（第三代）。

3.2RCFB脫硫工藝流程

RCFB工藝主要采用干態的消石灰粉作為吸收劑，由鍋爐排出的煙氣從流化床的底部進入，經過吸收塔底部的文丘里裝置，煙氣速度加快，并與很細的吸收劑粉末相混合。同時通過RCFB下部的噴水，使煙氣溫度降低到70～90℃。在此條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應，生成亞硫酸鈣和硫酸鈣，經脫硫后帶有大量固體的煙氣由吸收塔的上部排出，排出的煙氣進入除塵器中，大部分煙氣中的固體顆粒都被分離出來，被分離出來的顆粒經過再循環系統大部分返回到吸收塔。

RCFB的控制系統主要通過三個部分實現:

1.根據反應器進口煙氣流量及煙氣中原始SO2濃度控制消石灰粉的給料量；

2.反應器出口處的煙氣溫度直接控制反應器底部的噴水量，使煙溫控制在70～90℃范圍內。噴水量的調節方法一般采用回流調節噴嘴，通過調節回流水壓來調節噴水量；

3．在運行中調節床內的固/氣比。其調節方法是通過調節分離器和除塵器下所收集的飛灰排灰量，以控制送回反應器的再循環干灰量，從而保證床內必需的固/氣比。

3.3RCFB脫硫技術的主要技術特點及指標

3.3.1耗電量在機組容量的0.5～1.0％。脫硫率80％時，為0.6％左右；脫硫效率大于90％時，塔內物料量增加引起系統阻力的增大而使電耗大幅上升。

3.3.2在塔的頂部區域加裝了導流板，在塔內加裝了紊流裝置。

3.3.3脫硫率＞90％，Ca/S為1.2～1.5。石灰活性必須高且穩定，達到T60標準（軟緞石灰，四分鐘內水溫上升60℃）。

3.3.4塔內平均流速4m/s左右。10米左右直徑的流化床內流場比較復雜。

3.3.5用消石灰作為脫硫劑。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。噴入足夠的水分保證脫硫效果，水分越大脫硫率越高。

3.3.6嚴格控制床溫。床溫偏低時設備有腐蝕，偏高時脫硫效率及脫硫劑利用率下降。

3.3.7塔內的水分要迅速蒸發掉，以保證灰渣干態排出。

3.3.8在煤的含硫量增加或要求提高脫硫效率時，不增加任何設備，僅增加脫硫劑和噴水量。

3.3.9不另設煙氣旁路，當FGD停運時，脫硫塔直接作為煙氣旁路使用。

3.3.10在中小電站或工業鍋爐上應用較多，300MW機組上國內外僅應用了1套并只有短期運行的經驗。

3.3.11RCFB脫硫渣的利用

RCFB煙氣脫硫技術吸收劑為鈣基化合物，脫硫渣中的主要成分為CaSO3等。但不同電廠的脫硫渣的成份是不一樣的，若要有效利用，必須做個案研究。

不包括前除塵器的灰，CaSO3·1/2H2O含量占50±10％，根據德國WULFF公司提供的部分個案研究實例，是可以應用的。國內的南京下關電廠對LIFAC技術的脫硫渣已作了一些個案研究，恒運電廠正準備和凱迪公司合作，開展脫硫灰利用的研究工作。

4石灰石-石膏濕法與干法RCFB比較

4.1工藝技術比較

4.1.1在300MW以上機組FGD上的應用

干法RCFB：國外從小機組放大到300MW機組僅有1臺，國內還沒有300MW機組的實運裝置，僅在中小機組或工業鍋爐上有實運裝置。

從國內引進FGD的經驗來看，各個電廠都有一定的實際情況，設計時也必須滿足各個電廠的特定情況。據報道，幾家引進CFB的公司在中小機組的示范裝置上大多碰到了較嚴重的問題，經大量長時間調試整改后，有的仍達不到設計要求，有的甚至需更換重要部件，更為嚴重的機組無法按正常出力運行。

國內唯一的一套RCFB是廣州恒運電廠FGD，從運行情況來看，雖然將石灰標準從T60降至T50左右，消化裝置仍不能正常運行，目前靠買消石灰維持；除塵器有堵塞等問題，曾造成了電廠停運，但粉塵泄漏較嚴重；控制系統還不能穩定監測和調控脫硫裝置的運行。

石灰石-石膏濕法：已很成熟，國外有各種條件下機組上的運行經驗，國內雖然運行實例不多，但國內公司引進的均為國外先進可靠的技術。其市場占有率占電站脫硫裝機總容量的85％以上，應用單機容量已達1000MW。國家相關職能部門在組織國內專家充分調研的基礎上，提出指導性意見：在新、擴、改300MW機組FGD上或要求有較高脫硫率時，采用石灰石-石膏濕法技術。在火電廠設計技術規程中，也作了同樣的規定。

現在大部分設備均可以實現國產化，初始投資大幅降低，備品備件的問題也將得到徹底解決。

4.1.2適用煤種

干法RCFB：據國內各大研究單位的報告及國外的部分應用實例，CFB適用于中、低硫煤。對高硫煤，較難達到環保要求，且投資與運行費用將大幅上升。RCFB是否適應高硫煤的大機組，需進一步論證。

石灰石-石膏濕法：不限。

4.1.3Ca/S比

干法RCFB：脫硫率＞90％時為1.3～1.5。氧化鈣純度要求≥90％，并要有非常高的活性（T60標準），達不到以上要求時，將影響裝置的脫硫率及正常運行。

石灰石-石膏濕法：1.01～1.05，一般為1.03，純度達不到要求時，最終僅影響脫硫副產品石膏的質量。

4.1.4脫硫效率

干法RCFB：穩定運行一般在80％左右，若需要進一步提高，則需降低煙氣趨近溫差，增加Ca/S和噴水量，但會對下游設備如除塵器、引風機等帶來不利影響。

95％的脫硫率對干法技術來講，已達到高限（國外為90％），當環保要求進一步提高時，改造較困難。

煙氣含硫量波動時，因為有大循環灰量，難以靈敏調整控制，脫硫效率難以保證。

石灰石-石膏濕法：一般可在95％以上穩定運行，對環保要求的適應性強。

煙氣含硫量變化時，易于調整控制，脫硫效率較穩定。

4.1.5耗電量

干法RCFB：機組容量的0.5～1.0％，脫硫效率在80％左右時，為0.6％左右；當脫硫效率＞90％時，耗電量上升很快，將達到1％左右。

石灰石-石膏濕法：機組容量的1.0～1.5％。

.1.6對ESP（電除塵器）的影響

干法RCFB：初始設計時ESP2負荷很高，進口濃度800g/Nm3（遠高于電廠正常電除塵器進口的20～30g/Nm3），ESP2除塵效率將達到99.9875％。隨脫硫率的變化增加Ca/S，ESP2負荷急劇增加，其出口含塵濃度能否達標值得考慮。環保要求還將進一步提高，在即將實行的《火電廠污染物排放標準》（征求意見稿）中，火電廠最高允許煙塵排放濃度為50mg/Nm3。

當煙氣含硫量變化時，為保證脫硫率，或滿足環保要求的不斷提高而提高脫硫效率，采取以上降低煙氣趨近溫差，增加噴水量和Ca/S措施時，將導致ESP低溫腐蝕，排灰易粘結（塔壁也易于結灰），嚴重時，將影響裝置的正常運行，在中小機組的運行中是普遍存在的問題。

石灰石-石膏濕法：沒有后ESP，無影響。經脫硫塔洗滌后，煙塵總量減少50～80％左右，FGD出口煙塵濃度小于50mg/Nm3。

4.1.7對機組的影響

干法RCFB：因故障停電等原因使CFB停運，會導致塔內固態物沉積，重新啟動需清理沉積固態物，由于無旁路，當后ESP和回灰系統發生堵塞進行檢修時，機組將停運。

石灰石-石膏濕法：因FGD是獨立系統，有旁路，故無影響。

4.1.8對機組負荷的適應性

干法RCFB：負荷的變化會引起煙氣流速的變化，從而影響脫硫反應及裝置的運行。

石灰石-石膏濕法：較好。

4.1.9水

干法RCFB：石灰消化一般需熱水，且水質要求高；無廢水排放。

石灰石-石膏濕法：耗水量相對稍多一點，但水質要求不高，可用水源水；僅有少量廢水排放。

4.1.10吸收劑制備

干法RCFB：需大批量外購符合要求的T60標準的石灰粉，以目前投運電廠的運行情況來看，石灰消化存在諸多問題，如果采購滿足要求的消石灰Ca(OH)2將增加業主采購成本。最大問題是一般較難購買到品質穩定的高活性（T60標準）的石灰粉。RCFB脫硫效果的保證及裝置的運行可靠性完全依賴于石灰的高純度及高活性。

石灰石-石膏濕法：可外購石灰石粉或塊料，石灰石塊料價格便宜，直接購粉則可大幅度降低投資及耗電量，但相應增加了采購成本。

4.1.11排煙溫度

干法RCFB：脫硫率80％左右時為70～90℃，脫硫率提高到95％后要降55～70℃。

石灰石-石膏濕法：GGH出口一般為大于80℃。

4.1.12副產品輸送利用

干法RCFB：目前僅適宜用于填坑、鋪路，應用價值低。用于其他場合的應用方法還未研究，而且還將是很長一段過程。灰易產生粘結，既影響輸送，也影響裝置的運行。當脫硫渣排入灰場時，將影響粉煤灰的綜合利用。在拋棄過程中需要考慮增設合適的儲運設施，同時也增加一定的運輸和儲存成本。

石灰石-石膏濕法：脫硫石膏質量優于天然石膏，可綜合利用，應用價值較高。如采用拋棄法，可節省部分投資，輸送也不會有問題。

4.1.13占地面積

干法RCFB：在大容量機組考慮采用1爐1塔時占地較小。

石灰石-石膏濕法：較大。

4.2經濟比較

以下以某電廠2×300MW機組煙氣脫硫裝置為例，脫硫項目建設期按1年計算，運營期按20年計算，采用總費用法對干、濕法方案進行經濟比較，總費用低的方案較優。

從“經濟比較成果表”可以看出，濕法脫硫方案的總費用略低于干法脫硫方案。因此，從經濟比較的角度來看，濕法方案優于干法方案。

5結論和建議

5.1結論

綜上所述，濕法與干法相比，技術更加成熟，運行經驗更加豐富，脫硫劑供應有保證，脫硫副產品利用好，系統供應商較多；經營費用小，初始投資高，總成本費用較低，全系統本廠占地面積較大。

每個電廠有各自的實際情況，在FGD裝置設計上也有不同。方案比選中不僅要考慮干法、濕法的技術因數，還要考慮各種實際存在的問題：如脫硫劑的供應、廢渣的處理、對環境變化的適應、政府的規劃等。

目前干法煙塵排放量要大于100mg/Nm3，濕法小于50mg/Nm3，均小于現行環保排放標準200mg/Nm3的要求。如果環保政策要求進一步提高脫硫效率，降低出口允許煙塵排放濃度，濕法也比較容易調整改造，而干法效率已到高限，難以實施進一步改造。

篇（2）

環境保護是我國重要的一項基本國策，隨著各行業技術進步的加快以及我國環境保護法律、法規的不斷完善，人民越來越來注重環境保護。我國GDP的增長和重化工業的不斷發展，致使我國面臨的環境壓力與日俱增，如果環境治理不能達到有效實施，我國將像西方發達國家一樣走先污染后治理的工化業道路。火電廠作為我國主要的發電廠，應在環境保護方面起到模范帶頭作用，已響應國家對在環境保護的政策。

1.電廠鍋爐煙氣除塵技術分析

1.1 靜電除塵

煙灰在運動摩擦中會產生靜電，比電阻一般在 1×104-5×104Ω?cm，靜電除塵比電阻應低于靜電比電阻，因為靜電除塵器的極板與煙灰之間需產生電勢差，煙灰顆粒才會在電場力的作用下向極板運動。靜電除塵的工作原理：在除塵器的兩極施加高壓直流電，當煙氣經過時，煙塵的負電在除塵器兩極形成的電場力的作用下會向正極板移動，從而逐一被電極板吸附排除。靜電除塵過程大致分為五個部分：高壓電場電離煙氣使產生大量負電離子；煙塵獲取負電離子；帶靜電粉塵吸附到一起變成帶靜電大顆粒粉塵；大顆粒粉塵向正極板運動被吸附；清除極板上的灰塵。

1.2 水幕除塵

水幕除塵脫硫工藝，采用堿性液體脫硫除塵。選用防堵噴淋裝置，噴灑堿性液體，循環堿水在與煙氣中二氧化硫接觸時將其反應吸收，因而達到脫硫除塵的效果。

工藝流程：

從鍋爐出來的煙氣溫度在155-200℃，煙氣夾雜著粉塵和二氧化硫等有害氣體進入工藝裝置，與脫硫除塵噴霧同向運動，由于煙氣溫度高與噴霧混合呈濕煙氣狀態，從而被噴霧充分吸收，剩余的熱量可將水霧烘干一起由引風機進入煙囪而被排出。被水霧吸收的煙氣由預熱器出口進入霧化室，使煙與堿水進行反應，在經過文丘管的時候高流速使煙氣產生紊亂，直徑大于10微米的顆粒在水重力的作用下，墜落水面得到凈化。沒有完全被吸收的煙氣和顆粒會隨旋流板到達塔內，再次與塔內的液體接觸而被全部吸收。

1.3 布袋除塵器

箱式布袋除塵器可以根據粉塵的大小選擇布袋的數量和材料，布袋設計成圓形，采用Φ130濾袋，袋籠垂直度按國標。用彈簧或文丘里把濾袋的上端縮進，以避免袋內積灰。煙塵從布袋除塵器的進風阻流板吹進各個袋室，并在阻流板的引導下，直徑較大的粉塵被直接分離到灰斗，直徑較小的粉塵會被引進中部箱體，被濾袋吸附。過濾后的煙氣再進入另一個箱體，由排風管道引排出。隨著濾袋的使用率增加，濾袋上沾的顆粒會累積變厚，當積塵的阻力值達到設定狀態時，清灰裝置就會按設定的程序開啟清灰閥，濾袋上的積塵會在清灰裝置的噴吹下抖落，由卸灰閥排出。

2.電廠鍋爐煙氣脫硫技術分析

2.1 干式煙氣脫硫技術

在煙氣脫硫技術中根據脫硫劑的種類可分為以下幾種：CaCO3、MgO、NaSO3、NH3。國外常用的煙氣脫硫方法根據工藝的不同可以分三類：濕式拋棄工藝、濕式回收工藝以及干法工藝。

干式煙氣脫硫工藝從二十世紀八十年代開始就常常被用在供暖鍋爐煙氣凈化。常采用的干式脫硫技術有噴霧式和粉煤式。噴霧干式煙氣脫硫工藝，與上邊提到的水幕除塵脫硫工藝相似。粉煤灰干式脫硫技術，是1985年由日本研制出來的，該技術用粉煤灰作為脫硫劑除去煙塵中的硫。粉煤灰干式脫硫設備，脫硫率高達60%以上，而且成本低，用水少，具有各種優勢。

2.2 濕法煙氣脫硫技術

采用的脫硫劑主要有石灰石，石灰，以及碳酸鈉，通過對煙氣的凈化，而除去煙氣中的硫。濕法煙氣脫硫原理可分為物理吸收和化學吸收，物理吸收的主要方式是煙氣溶解于液體，化學吸收的主要方式是與煙氣中的二氧化硫產生化學反應。物理吸收與化學吸收性能不同點在于，物理吸收需要保持塔內的液平衡，需要有一定的控制穩定性，而且物理吸收相比化學吸收的效率會差一些。

4PS 型燃煤鍋爐煙氣除塵脫硫技術。該技術可同時除塵和脫硫，裝置由兩部分組成：噴霧脫硫塔和濕式除塵器。在脫硫塔內，煙氣首先經過石灰漿噴霧，煙氣中的二氧化硫被吸收生成硫酸鈣。煙氣然后進入濕式除塵器，除塵器內的噴氣頭會產生強大的風速，將煙氣吹到除塵器底部，使其與貯水池進行交融進而被吸收。

技術流程為：

3.電廠鍋爐煙氣除塵脫硫技術的發展趨勢

根據我國中小型電廠燃煤鍋爐的具體情況，首選的煙氣脫硫技術應是技術可靠、經濟可行以及無二次污染。而對于燃煤中小型鍋爐的SO2污染源，朝著因地制宜地采用成熟的煙氣脫硫技術方向發展：對電廠新建燃煤中小型鍋爐，采用除塵脫硫―體化凈化設備；現有燃煤電廠中小型鍋爐，對于已有除塵系統正常運行者，其煙塵脫硫用低阻、中效、占地面積小的半干式噴霧脫硫器，對于除塵系統失效者以除塵脫硫一體化的凈化設備取代；對于有廢堿行業的電廠中小型鍋爐，可利用堿法造紙廢水進行濕法脫硫。

總之，電廠鍋爐作為燃燒原料的設備，其在生產運行期間會引起粉塵及硫氧化物的污染，破壞了周圍的生態環境。考慮到可持續發展觀對環境保護的需要，用戶在使用供暖鍋爐期間必須要控制好鍋爐的燃燒產物，采用先進的除塵脫硫技術降低鍋爐污染。只有引進高科技輔助設備操作運行，才能在保證生產質量的前提下創造理想的經濟效益。對于除塵脫硫綜合技術還有相當長的一段路要走。因此，電廠技術人員應不斷探索，不斷創新，在實踐中不斷總結經驗和教訓，從而完善除塵脫硫綜合治理技術，防止火電廠煙氣中的粉塵和污染性氣體排入大氣，改善人們的生活環境，以造福于了孫后代。

篇（3）

前言

防治煙氣中二氧化硫對大氣污染的途徑分為爐前脫硫、爐中脫硫、爐后脫硫三種。

所謂濕法煙氣脫硫，其特點是脫硫系統位于煙道的末端、除塵器之后，靠噴淋或其他形式使煙氣跟吸收液充分接觸，通過吸收液中的堿來捕獲煙氣中的SO2，從而達到煙氣脫硫的目的。由于是氣液反應，其反應速度快、效率高、脫硫劑利用率高，適合各種工況的煙氣脫硫。

1、二氧化硫控制技術的比較

當前實際使用中常用的濕法煙氣脫硫技術，按脫硫劑的不同，主要有石灰石/石灰―石膏法、雙堿法、氧化鎂法等。

1）、石灰石-石膏法

石灰石（石灰）―石膏濕法煙氣脫硫工藝主要是采用廉價易得的石灰石或石灰作為脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液。當采用石灰作為吸收劑時，石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被吸收脫除，最終產物為石膏。脫硫后的煙氣依次經過除霧器除去霧滴，加熱器加熱升溫后，由增壓風機經煙囪排放，脫硫渣石膏可以綜合利用。從最近幾年的運行情況來看，該工藝的脫硫效率在90%-95%，環境特性很好。不過，設備存在一定的結垢現象，防腐方面的研究也有待加強。

2）、MgO濕法煙氣脫硫技術

該法用氧化鎂漿液[Mg（OH） 2]吸收煙氣中SO2，得到含結晶水的亞硫酸鎂和硫酸鎂的固體吸收產物，經脫水、干燥和煅燒還原后，再生出氧化鎂循環吸收使用，同時副產高濃度SO2氣體。工藝系統主要包括：煙氣系統、SO2吸收系統、脫硫劑漿液制備系統、副產物處理系統、事故漿液系統、工藝水系統等。

氧化鎂法可處理大氣量的煙氣，技術成熟可靠，脫硫率≥95%，無結垢問題，可長期連續運轉，煅燒氣含SO210～13%，可用于制酸或硫磺。缺點是副產品回收困難，并且脫硫劑氧化鎂的成本較高。

3）、雙堿法

雙堿法是先用可溶性的堿性清液作為吸收劑吸收SO2，然后再用石灰乳或石灰對吸收液進行再生，由于在吸收和吸收液處理中，使用了不同類型的堿，故稱為雙堿法。鈉鈣雙堿法是以碳酸鈉或氫氧化鈉溶液為第一堿吸收煙氣中的S02，然后再用石灰或熟石灰作為第二堿，處理吸收液，再生后的吸收液送回吸收塔循環使用。

由于采用鈉堿液作為吸收液，不存在結垢和漿料堵塞問題，且鈉鹽吸收速率比鈣鹽速率快，所需要的液氣比低很多，可以節省動力消耗。雙堿法脫硫同樣是目前國內的主要脫硫工藝之一，其脫硫效率≥90%。

玻璃窯爐煙氣治理難點分析

通過對國內目前脫硫技術的了解，我們可以發現石灰石-石膏法、MgO法、雙堿法是目前國內脫硫技術主流中的高效脫硫技術，在大部分污染行業的煙氣治理上是滿足國內環境保護排放標準的。但往往應用在玻璃窯爐煙氣治理時，效果不理想，普通的石灰石-石膏法、MgO法、雙堿法技術使用后煙氣中的二氧化硫排放濃度一般在300mg/Nm3-400mg/Nm3之間，高于國家的大氣污染物綜合排放標準（200mg/Nm3）。

要想提高現有的脫硫技術，首先我們要先了解玻璃窯爐煙氣的特性及煙氣成分。玻璃窯爐煙氣的主要特點：煙氣溫度高、煙氣流量適中、煙氣中SO2的含量較高、粉塵的含量較低，排放二氧化硫濃度為6000mg/m3左右，排放煙塵濃度為350mg/m3左右，排放煙氣黑度為1-2級；

通過上述對玻璃窯爐煙氣特點的敘述，我們發現兩個問題：

1）在進行煙氣治理的工程設計時，我們往往因為玻璃窯爐粉塵的含量較低的特點放棄除塵，而放棄除塵設備，而脫硫塔噴淋時確實能夠減低一部分粉塵，但是煙塵中所含的硅、鋁的氧化物經過循環系統沉淀后總量逐漸增加，而當其進入吸收塔后與煙氣中的F離子形成氟化鋁絡合物，從而影響SO2的溶解吸收，影響脫硫效率。

2）玻璃窯爐煙氣中的二氧化硫濃度為6000mg/m3左右，而現行濕法脫硫技術一般穩定運行時，脫硫效率為95%，按理論計算6000mg/m3×（1-95%）=300mg/m3；

2、玻璃窯爐煙氣治理的解決方法

a 增設除塵裝置。璃窯爐煙氣含酸堿度高，黏性強，無法使用袋式除塵器，因此水膜脫硫除塵器就成為了首選。水膜脫硫除塵器的成本低，除塵效率高，能夠成功降低煙氣中的煙塵含量，避免粉塵中的硅、鋁的氧化物進入脫硫塔。

b 同時在水膜脫硫除塵器的漿液中加入適量的堿液，能夠起到一級脫硫的作用，處理煙氣中的部分二氧化硫，稀釋空氣中的二氧化硫含量，一級脫硫效率一般能夠達到40%左右。

c 煙氣經過過濾后進入濕式脫硫塔，此時進入濕式脫硫塔的二氧化硫濃度大約在6000mg/m3×（1-40%）=3600mg/m3，二級脫硫我們選擇雙堿法脫硫，雙堿法脫硫效率高，系統穩定性高，投資費用低，運行費用低，并且無二次污染。同時因為二氧化硫的濃度降低，在保證脫硫系統的正常脫硫效率下，按理論計算3600mg/m3×（1-95%）=180mg/m3；這樣既能保證二級脫硫后達標排放，又降低了設備的運行成本。

4、經濟分析

雖然增設的除塵裝置，煙氣脫硫系統的成本有所增加。但水膜脫硫除塵器的成本較低，同時經過了一級脫硫處理后，脫硫塔的負荷減輕，可以對二級脫硫系統進行從容的布置，達到降低成本的要求。

5、結論

本文對玻璃窯爐的煙氣治理進行了研究和分析，同時了解了目前國內的脫硫技術，并綜合現有的脫硫除塵技術對玻璃窯爐的煙氣治理提出了一套切實可行的治理方案。

由于時間有限和條件上的限制，本論文還有很多不足之處，有待進一步完善。希望本論文提出的治理方案能夠在玻璃窯爐煙氣處理的工程設計和實際操作上，實現它的可參考價值和現實的指導意義。

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篇（4）

1.緒論

1.1天然氣凈化的目的與意義

隨著人們保護環境的意識日益增強，世界各國制定出越來越嚴厲的環保法規，以進一步控制有害污染物的排放，這就促使了天然氣處理的工藝不斷地向前發展；另一方面，天然氣作為一種燃料和原料的資源地位越來越突出，國內外都十分重視天然氣的加工和利用，相關領域也在方法上，技術上以及應用上取得了重大進步。本論文將介紹天然氣處理，加工和利用的技術水平以及發展的趨勢，以便系統地了解國內外技術發展的有關情況，使決策工作和研究開發能夠從中獲取有益的信息。

1.2 天然氣凈化研究概況

為了降低天然氣中含硫化物和水分在儲存和使用過程中的安全隱患，防止環境污染和對人體的傷害，輸送到城鎮燃氣管道和儲存設備中的天然氣有必要進行凈化處理。富含硫化物的天然氣，必須經過脫硫處理，以達到輸送要求，副產品的硫磺作為硫資源，用以生產硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脫硫后，天然氣經過深冷分離，可得到液化天然氣。

2.天然氣凈化工藝與分析

2.1天然氣凈化的工藝的介紹

天然氣中通常有硫化氫、二氧化碳和有機硫化物等酸性組分存在，這些氣相雜質在水存在的情況下會腐蝕金屬，并污染環境。因此天然氣的凈化處理主要有脫硫和脫水兩項內容：

天然氣脫硫技術主要有干濕和濕式兩種方法，干式脫硫效率高，適用于低含硫處理。濕法脫硫按分為化學吸收法和氧化還原法兩種。

2.2天然氣凈化工藝的分析與應用

2.2.1脫硫工藝

在脫硫凈化的化學溶劑法中各種胺法應用廣泛，常用的醇胺類溶劑有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二異丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。

醇胺吸收酸氣的基本流程：原料氣從下而上與溶液逆流通過吸收塔。從吸收塔流出的富液與從解析塔地流出的貧液熱換而被加熱，然后進入解析塔頂部。在處理高壓酸性天然氣的裝置中，通常降幅也通入閃蒸器，閃蒸至中等壓力，以除去解析前在溶液中溶解和夾帶進入的烴類。在熱交換器中部冷卻了的貧液用水冷或風冷進一步冷卻，然后泵人吸收塔頂部，完成溶液循環。

天然氣脫水有幾種方法：液體脫水劑（甘醇）法、固體脫水劑（分子篩、鋁土、硅膠）法及氯化鈣法。分子篩法用于深度脫水。氯化鈣法主要用于嚴寒地區和邊遠井，但目前已很少應用。二甘醇法在天然氣工業中應用不多。三甘醇（TEG）法是最主要的天然氣脫水方法，它具有的優點是：（1） 沸點較高（287.4℃），使在常壓下再生貧液濃度也可達98.5～98.7%以上，因而露點將比二甘醇多8～22℃左右。（2） 蒸氣壓較低，27℃時，僅為二甘醇的20%，因而損耗小。（3） 熱力學性質穩定，理論熱分解溫度約比二甘醇高40℃。（4） 脫水操作費用比二甘醇法低。

2.2.2 脫水工藝

提高三甘醇貧液濃度的方法有兩種：減壓再生與氣體汽提。

（1）固體吸附法脫水

吸附操作原理：吸附是用多孔性的固體吸附劑處理氣體混合物，使其中所含的一種或數種組分吸附于固體表面上以達到分離的操作。

吸附法脫水工藝流程：至少需要兩個吸附塔。工業上經常采用雙塔或三塔流程，在雙塔流程中，一個塔進行脫水操作，另一個塔進行吸附劑的再生和冷卻，兩者輪換操作。在三塔流程中，一般是一塔脫水，一塔再生，另一塔冷卻。

天然氣脫水多為固定床物理吸附。吸附劑再生循環使用。升溫脫吸是工業上常用的再生方法。一般吸附劑的再生溫度為175～260℃。

（2）吸附劑

活性氧化鋁：活性氧化鋁的主要組分是部分水化的、多孔和無定型的氧化鋁，并含有其他金屬化合物。

硅膠：工業上使用的硅膠多為顆粒狀，分子式為SiO2.nH-2O。它具有較大的孔隙率。

分子篩：分子篩是一種人工合成的無機吸附劑，是具有骨架結構的堿金屬或堿土金屬的硅。分子篩能脫除天然氣中的水，硫化物和其它雜質，也可用于酸性天然氣的干燥。

特殊的抗酸性分子篩的使用壽命長，能保持其脫水能力。分子篩用于氣體干燥不需要甘醇脫水那樣的預冷卻。隨著天然氣價格的上漲，以前不景氣的許多酸性氣田目前已考慮選擇用抗酸性分子篩干燥天然氣。工業上使用的分子篩的可用壓力范圍為負壓至高于10MPa，溫度范圍零下～200℃。由于分子篩能將氣體干燥至0.lppm，通常用于天然氣液化或深冷之前。因此，在天然氣提氦、液化、膨脹致冷、回收乙烷等工藝中被廣泛采用。

（3）膜分離工藝

美國氣體研究院提出的膜分離工藝，是根據含有水蒸汽、溶解氣的流動氣體通過聚合物薄膜發生的擴散或滲透，由于不同氣體有不同的溶解度和擴散系數，氣體通過膜具有不同的移動速度，從而達到分離的目的。工業上早期使用的氣體分離膜，成本高、分離能力低，大規模使用受到限制，隨著膜分離系統分離能力的改進和費用的降低，在經濟上可以與傳統的甘醇脫水裝置相競爭。

3.總結

天然氣脫硫工藝，由于所處理的介質是含有硫化氫、二氧化碳、水等多種腐蝕物質，其在生產中所形成的腐蝕問題已經越來越引起人們的關注。特別隨著氣田開采進入中后期，生產系統的腐蝕問題越來越嚴重，穿孔次數越來越多，如果凈化工藝不善，技術指標不達標的天然氣進入下游市場，給安全生產帶來了許多隱患和造成巨大的經濟損失。

隨著環境保護法規的日益嚴格，天然氣脫水工藝也必將朝著更清潔化方向發展；天然氣脫水工藝更注重其效率及經濟性；TEG脫水工藝日臻完善，本文中分析的脫水、脫硫的凈化工藝也必將在實際應用中得到改善，為天然氣開采、儲存、輸送和使用提供安全保障。

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篇（5）

中圖分類號：TQ113.7+2 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2016）24-0307-01

近年來，我國經濟的快速發展和人們物質生活水平的不斷提高，對生態環境產生了嚴重的破壞，如土地荒漠化、水體污染、大氣污染、酸雨等環境污染問題接連涌現，已嚴重制約了我國經濟發展，影響了人民生活，環境治理，環境保護已刻不容緩。目前，影響我國環境空氣質量的主要污染物有：煙塵、總懸浮顆粒物、氮氧化物、二氧化硫等。如何削減SO2排放量，控制大氣污染，提高環境質量，是目前及未來我國環境保護的重要課題和研究方向。本文針對工業煙氣氨法脫硫工藝運行中存在的問題，提出優化措施進行并就其可行性進行探討，從而為環保達標排放提供有力理論支持。

1 煙氣氨法脫硫工藝概述

1.1 氨法脫硫原理

SO2+H2O+xNH3=（NH4） xH2-xSO3 （1）

（NH4） xH2-xSO3+1/2O2+（2-x）NH3=（NH4）2SO4 （2）

1.2 脫硫工藝流程

烯烴一分公司煙氣氨法脫硫裝置共設置六套煙氣脫硫系統（五運一備），采用6爐6塔配置模式。鍋爐來原煙氣進入脫硫吸收塔，經洗滌降溫、吸收 SO2、除霧后的凈煙氣通過煙囪直接排放。吸收和濃縮循環系統主要設備有：脫硫塔、一級循環泵、二級循環泵、三級循環泵、循環槽等。在此過程中含氨吸收劑的循環液將煙氣中的SO2吸收，反應生成亞硫酸銨;含亞硫酸銨的液體再與氧化空氣進行氧化反應，將亞硫酸銨氧化成硫酸銨，形成硫酸銨稀溶液;在脫硫塔的濃縮段，利用高溫煙氣的熱量將硫銨溶液進一步濃縮、結晶后，得到固含量為10%-15%左右的硫銨漿液送至硫酸銨處理系統，經旋流、離心分離、干燥包裝后得到成品硫酸銨[1]。煙氣氨法脫硫工藝流程圖詳見下圖1。

2 煙氣氨法脫硫運行中存在問題及優化措施

2.1 氨逃逸

氨逃逸實際是氨氣、亞硫酸銨、硫酸銨的陰陽離子發生的揮發性損失。

2.1.1氨逃逸高的原因

⑴液氣比小。⑵溫度高，氨的氣相濃度高。⑶亞硫酸銨氧化率低。

2.1.2氨逃逸高的危害：⑴脫硫反應效率低，可能造成出口SO2超標排放。⑵液氨有效利用率低，造成物料浪費。⑶容易形成氣溶膠，造成脫硫塔內除霧器堵塞，影響系統的正常運行。

2.1.3降低氨逃逸的優化措施：⑴根據煙氣中SO2含量，合理控制液氨的投加量，避免加氨量過大而造成氨的揮發。⑵提供噴淋吸收段的霧化效果，高效噴淋洗滌煙氣中的SO2，確保除霧器填料及噴頭運行狀態良好。⑶加強監控煙氣溫度、吸收液pH、濃度、液氣比等工藝參數，提高液氨的利用率。

2.2 氣溶膠

2.2.1原因分析：⑴在氨法煙氣脫硫過程中，煙囪排出的煙氣所夾帶的氨水揮發逃逸出氣態氨與煙氣中未脫除的二氧化硫通過氣相反應，生產亞硫酸氫銨、硫酸銨等組分形成氣溶膠。⑵液氨吸收煙氣中二氧化硫后脫硫液滴被煙氣攜帶出，由于蒸發、煙氣氣體流速過快等作用，析出亞硫酸氫銨固體結晶形成氣溶膠[2]。

2.2.2危害：所謂的氣溶膠即“氣拖尾”現象。⑴亞硫酸銨和亞硫酸氫銨氣溶膠隨凈煙氣排放，造成氨的損耗，成為氨法脫硫技術發展的瓶頸。⑵堵塞除霧器，對脫硫裝置正常生產運行造成影響。

2.2.3優化措施：⑴采用低溫度的工藝水等措施來降低煙氣攜帶的亞硫酸銨反應產物，以凈化煙氣排出的環境質量，降低煙氣攜帶水分。⑵嚴格控制脫硫系統的熱、水平衡，使煙氣排出溫度控制在45℃-50℃。⑶嚴格控制煙氣進入脫硫塔吸收段溫度

2.3 脫硫塔超溫現象

2.3.1原因分析：二級循環泵入口過濾器頻繁堵塞、二級噴淋量小易造成吸收塔超溫。在超溫時蒸發量小、補水量增大，造成吸收塔液位高而無法正常沖洗、稀硫銨副線無法正常開啟。

2.3.2危害：⑴長期超溫，會嚴重損壞塔內件。⑵降低脫硫效率，對整個脫硫系統運行造成惡性循環。

2.3.3優化措施：建議在泵入口過濾器前增加一個導淋，增加一股沖洗水。或者對過濾器孔徑根據工藝運行實際情況進行選型。

2.4 脫硫塔內壁上部出現硫酸銨結晶掛壁現象

在調試階段，脫硫系統原始開車初次上液后，雖然脫硫液的pH控制在5～6，但脫硫液中無硫酸銨結晶沉淀。打開人孔檢查發現：在脫硫塔塔體上部有近30mm厚的硫酸銨結晶掛壁，有的已經脫離塔壁落人塔底。

2.4.1原因分析

除霧器沖洗次數及沖洗水量過多，且液氨未能連續補給，使得脫硫液中的液氨濃度降低，造成脫硫效率低，導致煙氣帶出的氣相氨與高含量的SO2，反應生成硫酸銨，附著在塔壁上。此外還存在其他原因，如：⑴氧化風分布異常，導致氧化率下降，硫酸銨結晶差。⑵加氨量過大，造成脫硫塔pH偏高，硫酸氨結晶變細，離心機無法分離出料。⑶灰分、油分等雜質對硫酸銨的晶型和結晶過程存在復雜影響。

2.4.2危害

脫硫塔內壁產生硫酸銨結晶會導致后處理系統出料不暢，造成脫硫塔超溫將影響整個脫硫系統的正常運行。

2.4.3優化措施

用便攜式氣體檢測儀每天檢測脫硫塔出口凈煙氣中SO2含量;其次，及時加氨并合理控制除霧器沖洗次數及水量，保證脫硫效率。按優化措施處理后，煙氣脫硫系統運行5天后便出現了硫酸銨結晶沉淀。

2.5 脫硫液濃度高、硫酸銨晶體小

2.5.1原因分析及危害

在運行中，取脫硫液分析，其結果顯示硫酸銨結晶質量濃度達20%，但將脫硫液送入離心機又分離不出硫酸銨，且還會造成離心機振動嚴重。由于脫硫液中固含量過大，阻礙硫酸銨晶體長大[3]，使得硫銨處理系統無法出料，造成脫硫塔超溫、脫硫效率降低等后果。

2.5.2優化措施

操作人員每班需測脫硫塔濃縮段硫酸銨漿液的固含量，當脫硫塔內的硫銨結晶漿液濃度約為5～15%（含固量）時，及時安排出料。

2.6 電除塵運行效率低

因靜電除塵器的除塵效果不好，導致進入脫硫塔的煙塵含量嚴重超標，硫酸銨飽和液的晶體不能較好地聚集成核，氧化段、濃縮段、循環槽底部沉積大量的淤泥，致使硫酸銨系統無法正常出料。經借鑒經驗和長期摸索，將循環槽、氧化段的濃液需經過濾泵再進入壓濾機過濾，清液返回脫硫塔[4]，同時加強電除塵運行的管理，以保證副產品合格。

3 結論

煙氣氨法脫硫工藝屬于回收法，將煙氣中的SO2作為資源，回收生產使用價值較高的硫酸銨，減少污染，變廢為寶，達到了以廢治廢的目的，且無二次污染，通過在運行過程中逐步優化工藝、改進設備，并且采取設備的防腐、防磨措施，可進一步提高脫硫效率，提升經濟和環境雙重效益，實現清潔生產。

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篇（6）

1 前言

我國“十一五”規劃綱要明確提出：要建設資源節約型、環境友好型社會，把單位GDP能耗降低20%，主要污染物排放總量減少10%，這是具有法律效力的約束性指標。當前，SO2的減排呼聲最高，壓力最大。鋼鐵企業是SO2排放的第二大戶，存在巨大的減排空間，在電廠脫硫已取得較大成效的情況下，減排的壓力正日益突出。煙塵主要來自燒結機的燒結過程及冷卻機的冷卻過程，SO2 主要來自燒結機頭煙氣。而燒結機頭煙氣中SO2 仍然采用煙囪高空排放，如果不對這些污染源加以控制，勢必造成污染物的肆意排放，仍然會嚴重污染廠區環境，影響正常的生產，危害職工身體健康。

本文以濟鋼鑄管集團公司為例，介紹了一種新型的SD-FGD系列噴射旋流曝氣脫硫塔技術。

2 工程概述

2.1 工程簡述

濟鋼鑄管公司現有兩臺52m2燒結機，燒結機工藝設計分為兩條主抽風煙道，配備有多管除塵器，排放煙氣含塵濃度

2.2 燒結機煙氣的特點

（1）煙氣溫度較高，隨工藝操作狀況的變化，煙氣溫度一般在120～180℃之間。

（2）煙氣挾帶粉塵多。粉塵主要由金屬、金屬氧化物或不完全燃燒物質等組成，一般濃度達10g/Nm3。

（3）含濕量大。為了提高燒結混合料的透氣性，混合料在燒結前必須加適量的水制成小球，所以含塵煙氣的含濕量較大，按體積比計算，水分含量在10%左右。

（4）含有腐蝕性氣體。高爐煤氣點火及混合料的燒結成型過程，均產生一定量的HCl、SOx、NOx等。

（5）CO含量較高。

（6）含SO2平均濃度較低，根據原料和燃料差異而變化，一般在1000～3000mg/Nm3。

（7）重金屬污染物。

（8）含二噁英類。目前鋼鐵行業的二噁英排放居世界第2位，僅次于垃圾焚燒行業。

3 燒結機脫硫技術

3.1 脫硫工藝的選擇

目前國內外的脫硫方法主要有干法脫硫、半干法脫硫及濕法脫硫。除塵技術主要有電除塵、機械除塵、過濾式除塵等，根據除塵過程中是否用水或其他液體，還可將除塵器分為干式和濕式兩大類。2006年石鋼3#、4#燒結機新上的脫硫系統采用的是密相干塔工藝，即干法脫硫，除塵系統采用的是電除塵器；2007年福建三鋼的180m2燒結機脫硫采用的是循環流化床干法脫硫，除塵系統采用布袋除塵器；2008年5月梅鋼180m2燒結機采用的是噴旋沖濕式石灰石-石膏法脫硫工藝，屬于濕法脫硫；2008年12月邯鋼400m2燒結機采用的是氣固再循環半干法脫硫，除塵系統為布袋除塵器。

由于燒結煙氣具有前述的特點，必須采用適合燒結煙氣特點的煙氣凈化裝置；而且應具有脫硫效率高、投資運行費用低、可靠性高、占地面積小、無廢水產生、副產物易處理等特點。山東球墨鑄鐵管有限公司所提供場地面積較小，因次對工藝的選擇必須考慮到系統占地面積等因素，在本項目中我公司選擇了雙堿法作為脫硫主要工藝。

3.2 除塵方案的選擇

由于冶金行業的煙氣具有粉塵細，易黏附結垢的特點，而濕式除塵器利用水與含塵氣體作用，在凈化粉塵的同時，具有凈化有毒氣體的作用，且設備體積較小、投資較省，考慮到現場的情況我們選擇濕式除塵方案。濕式除塵方法中文丘里管除塵器具有除塵效率高，能消除1：m以下的細塵粒，結構比較簡單，而且還能用于除霧、降溫等方面，符合燒結機煙氣的特點，因此在本項目中我們選擇了文丘里管濕式除塵法。

除塵射流器應用原理是依據文丘里原理開發出的一種產品，文丘里除塵的工作原理是靠高速運動的氣流及流經的管道截面發生變化，使氣溶膠與洗滌液或吸收液在高速氣流中發生相對運動，從而達到氣溶膠與空氣分離的目的，文丘里洗滌器凈化原理圖如圖1所

圖一 文丘里洗滌器凈化原理圖

3.3 工藝流程

我公司與日本住友金屬工業（株）和歌山製鉄所環境部合作，結合我國冶金行業的特點，對日本及歐洲冶金行業的脫硫成熟技術進行引進與消化吸收。共同開發出了SD-FGD系列噴射旋流曝氣脫硫塔。該設備集脫硫、除塵于一體，脫硫、除塵效率均較高，投資低、占地少，在國內處于先進水平該技術在日本冶金行業得到廣泛應用。該技術吸取了我公司在濟南庚辰鋼鐵有限公司24平米燒結機應用石灰石法脫硫工藝中的不足，解決了塔內及管道結垢缺陷，解決了出風含水量大的問題。我公司針對山東球墨鑄鐵管有限公司實際情況，對52平米燒結機進行專項設計，除塵、脫硫工藝中所配備的SD-PS80-Ⅱ噴射旋流曝氣脫硫塔，具有氣液傳質好、脫硫除塵效率高、液氣比小、裝置內無活動部件、工程造價低、節省運行費用等優點。

本系統主要包括除塵系統、脫硫系統、脫硫液循環系統、除塵液循環系統。

4、 設計參數

4.1 文丘里洗滌器的最佳操作條件

（1）.喉管面積A0=2.83m2

（2）.喉管直徑D0=1.7m

（3）.喉管長度L0=1.6m

（4）.收縮管的進氣截面積A1=7.6m2

（5）.收縮管的進氣端直徑D1=3.2m

（6）.收縮管的長度L1=2.3m

（7）.漸擴管出口直徑D2=3.2m

4.2 脫硫方法

由雙堿法的原理可以看出氧化反應主要是將SO32-和CaSO3氧化，而H++SO32-（HSO3-，故系統pH的高低也決定著氧化反應發生的程度。

對于脫硫效果來講，塔進口pH越高，吸收液脫硫能力也就越強。但pH過高后，可能會增加系統中Ca2+的濃度，從而增加系統中CaSO4的過飽和度，引起系統的結垢和堵塞。為了防止系統的結垢和堵塞，下面對系統運行各個階段的pH進行研究。

圖1 清液池pH與再生池pH變化規律

圖2 混漿池pH=11時再生池各階段pH

由圖1可知，隨著清液池pH升高，無論是低pH運行還是高pH運行，再生液的pH都會升高。當低pH運行時，由于塔出口pH較低，且塔出口中大部分為HSO3-，HSO3-+OH-（SO32-，快速消耗OH-，故在開始階段上升幅度較大，在pH=11.0左右時，再生液pH上升趨勢才趨于平緩，此時再生液的pH也接近于7。高pH運行時，塔出口pH較高，隨著清液池pH值升高，再生液pH繼續升高，但上升的幅度整體趨于平緩。如果不斷提高混漿池的pH值，即增加投入Ca（OH）2的量，可以增強脫硫液的脫硫效率，但一方面增加了系統的運行花費，另一方面投入Ca（OH）2的量增加，Ca2+也隨著增加，將有可能引起系統結垢和堵塞。

4.3 脫硫液循環系統

脫硫液與煙氣接觸反應后，經塔體底部水封口由排水溝流入循環水池，循環水池由再生反應池、氧化池、沉淀池和清水池四部分組成。從脫硫裝置底部出來的脫硫液首先進入再生反應池，與石灰漿液發生再生反應，然后進入氧化池，通過攪拌并鼓入空氣將水池中的CaSO3氧化為CaSO4，經沉淀后的池底濃漿由濃漿泵將CaSO4抽出，送到板框壓濾機，制成脫硫渣濾餅綜合利用或拋棄，濾液流到循環水池。在清水池旁設有pH值檢測儀，并補充NaOH溶液，調節pH值后，由循環水泵抽送到脫硫裝置進行脫硫。

4.4 除塵液循環系統

除塵液與燒結煙氣接觸后，經管道流到后面的慣性分離器，固液分離后，除塵液經底部水封口流入循環池，循環池由泥漿池和清液池組成。從分離器底部出來的除塵液首先進入泥漿池沉淀，停留一段時間后，上清液進入清液池，由循環水泵抽送到除塵裝置進行除塵；池底泥漿則由濃漿泵抽送到板框壓濾機，壓縮脫水后，定期由運渣車外運。

以上四個單元是本系統的主要單元，除此之外，本系統還包括脫硫劑制備系統及電氣和自控系統等。

4.5 SD-FGD曝氣脫硫塔原理

應用文丘里除塵、慣性分離等原理設計的高效噴射旋流曝氣除塵脫硫塔，高效旋流曝氣脫硫塔為圓柱形塔體，塔外有高效射流器，塔內安裝有若干層高負荷旋流裝置和高效除霧裝置。脫硫工作時，煙氣由塔底切向進入，形成旋轉氣流上升，煙氣通過塔板旋流葉片的導向作用使煙氣呈旋轉上升。經二次擴散，使得氣體里所含的二氧化硫散發，并與上部兩層噴淋的脫硫漿液充分接觸，從而增大氣液間的接觸面積；液滴被氣流帶動旋轉，產生的離心力強化氣液間的接觸，最后液滴被甩到塔壁上沿壁流下，經過溢流裝置到下層塔板上，再次被氣流霧化而進行氣液接觸。如上所述，液體在與氣體充分接觸后得到有效分離，避免霧沫夾帶，其氣液負荷比常用塔板大一倍以上。又因塔板上液層薄，開孔率大而使壓降較低，比達到同樣效果的一般旋流板塔的壓降約低50%，因此，綜合性能優于常用的旋流板塔。

由于裝置內部提供了良好的氣液接觸條件，氣體中的SO2被堿性液體吸收的效果好；采用較低的液氣比是1：0.8～1.2。高效噴射旋流脫硫除塵裝置上部裝有高效除霧裝置，安裝兩層折板除霧器，從而使氣流帶出塔的霧滴很少。減少出口煙氣帶水的危害。

煙氣進入射流器，由于有降塵水及煙塵里有燒結機煙塵帶出來的氧化鈣，可以作為一級脫硫處理，效率在30%左右。在旋流脫硫塔內進行二級脫硫處理，效率在65%以上，總的脫硫效率在95%以上。

5 存在不足

由于此工程為老廠改造，因此可用場地面積較小，該系統整體的設備與管路布局不夠理想，造成系統阻力稍大。另外由于工程指標要求該技術沒有涉及到脫硝的內容，以后的應用中將逐步完善技術，使其應用范圍更加廣泛。

6 結論

1. 在鋼鐵行業燒結機脫硫塔主體材料采用玻璃鋼塔為國內首創。脫硫塔采用玻璃鋼整體制造，密封性能好，無跑冒滴漏現象，耐腐蝕性比其它材料強，使用壽命長達25年不用維護。

2.該工藝采用的兩段法工藝，在預處理部分采用的除塵液為高爐沖渣水，該水呈堿性，除對煙氣的潤濕作用外也提高了對硫化物的吸收率，并且提高了水資源的利用率，減少了水資源的消耗。脫硫部分采用的雙堿法濕式脫硫。

3.脫硫塔為我公司自創的噴射旋流曝氣脫硫塔（SD-FGD），塔底部設有導氣旋流裝置，使煙氣在塔內流動均勻，并且通過控制脫硫塔進口的pH值解決了塔內的結垢問題。

參考文獻：

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篇（7）

中圖分類號:X5文獻標識碼:A文章編號:1671-7597(2009)1120120-02

前段時間,我參與了某水處理公司對某火電廠煙氣脫硫工程的投標工作。查閱了一些相關書籍和設計標準,并收集了一些資料,對火電廠的煙氣脫硫工藝有了更新認識和更多思考。

2005年,我國二氧化硫排放總量高達2549萬噸,超過美國,居世界第一,比2000年增加了27%。二氧化硫排放是造成我國大氣環境污染及酸雨不斷加劇的主要原因。火電行業是我國二氧化硫排放的主要來源。我國將通過嚴格控制二氧化硫排放量、強化現有和新建電廠脫硫設施建設等手段來減少二氧化硫的排放量。到2010年,我國將把二氧化硫年排放總量控制在2300萬噸以內。

我國電廠煙氣脫硫技術起步于1961年,科研院所和高等院校相繼投入研究開發力量,進行干法、濕法和半干法等等的煙氣脫硫的探索研究,但目前我國自行開發的煙氣脫硫工程,工業化、產業化技術不多。目前,世界上燃煤或燃油電站所采用的脫硫工藝多種多樣,達數百種之多。在這些脫硫工藝中,有的技術較為成熟,已經達到商業化應用的水平,有的尚處于研究階段。

一、脫硫技術

脫硫方法可劃分為燃燒前脫硫、爐內脫硫和煙氣脫硫三大類。前兩種技術存在較多缺陷,在我國應用很少,但在國外都有一定應用。

1.燃燒前脫硫。燃燒前脫硫就是在煤燃燒前脫除掉煤中的硫分,并能同時除去灰分,減輕運輸量,減輕鍋爐的玷污和磨損,減少電廠灰渣處理量,還可回收部分硫資源,但該技術目前還存在著許多問題,所以應用較少。

2.爐內脫硫。爐內脫硫是在燃燒過程中,向爐內加入固硫劑如CaCO3等,使煤中硫分轉化成硫酸鹽,隨爐渣排除。爐內噴鈣脫硫技術工藝簡單,投資費用低,占地面積小、沒有廢水排放,特別適用于老廠的改造,但其脫硫率不高。

3.煙氣脫硫。煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。其基本原理是:堿性脫硫劑+SO2=亞硫酸鹽(吸收過程),亞硫酸鹽+SO2=硫酸鹽(氧化過程)。堿性脫硫吸收劑吸收SO2,先反應形成亞硫酸鹽,再加上氧,氧化成為穩定的硫酸鹽,然后將硫酸鹽加工為所需產品。

二、煙氣脫硫方案比較

目前國外應用較為廣泛的煙氣脫硫工藝主要有7種,石灰石-石膏濕法、煙氣循環流化床、海水脫硫、電子束和氨水洗滌等5種工藝均可以達到90%以上的高脫硫效率。國內電廠煙氣脫硫主要有濕法、干法等工藝。

(一)干法煙氣脫硫工藝

干法煙氣脫硫技術的優點:該技術為氣同反應,相對于濕法脫硫系統來說,設備簡單,占地面積小、投資和運行費用較低、操作方便、能耗低、生成物便于處置、無污水處理系統等。但其缺點是反應速度慢,脫硫率較低,先進的可達60-80%,吸收劑利用率低,磨損、結垢現象比較嚴重。而且在設備維護方面難度較大,設備運行的穩定性、可靠性不高,且壽命較短。因此,限制了此種方法的廣泛應用。

(二)濕法煙氣脫硫工藝

濕法煙氣脫硫技術的優點:濕法煙氣脫硫技術為氣液反應,反應速度快,脫硫效率高,一般均高于90%,而且技術成熟,適用面廣,生產運行安全可靠。因此,在眾多的脫硫技術中,始終占據主導地位。但其缺點是生成物是液體或淤渣,較難處理,設備腐蝕性嚴重,洗滌后煙氣需再熱,能耗高,占地面積大,投資和運行費用高。而且系統復雜、設備龐大、耗水量大、一次性投資高,一般適用于大型電廠。

常用的濕法煙氣脫硫技術有石灰石-石膏法、間接的石灰石-石膏法、檸檬吸收法等。其中,石灰石-石膏濕法脫硫工藝是當今世界的主導脫硫工藝,約占全部煙氣脫硫裝置的90%以上。

(三)石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝過程中主要的化學反應為:

吸收反應:SO2+H2OH2SO3HSO3-+H+

溶解反應:CaCO3+H+Ca2-+CO2+H2O

氧化反應:HSO3-+1/2O2SO42-+H+

石膏析出:Ca2-+SO42-+2H2OCaSO4?2H2O

2.石灰石-石膏濕法脫硫工藝的主要特點:

(1)技術成熟,運行可靠性好。國外火電廠石灰石-石膏濕法脫硫裝置投運率一般可達95%以上。

(2)對煤種變化的適應性強。該工藝適用于任何含硫量的煤種。

(3)脫硫效率高,可達95%以上,脫硫后的煙氣不但二氧化硫濃度很低,而且煙氣含塵量也大大減少。

(4)脫硫副產物便于綜合利用。其脫硫副產物為二水石膏,主要用途是生產建材產品和水泥緩凝劑。

(5)吸收劑資源豐富,價格便宜。作為該脫硫工藝吸收劑的石灰石,在我國分布很廣,資源豐富,且石灰石價格便宜。

(6)技術進步快。近年來國內外對石灰石-石膏濕法工藝進行了深入的研究與不斷的改進,如吸收裝置由原來的冷卻、吸收、氧化三塔合為一塔等。

(7)占地面積相對較大,一次性建設投資也相對較大。

三、石灰石-石膏濕法脫硫工藝的流程

石灰石-石膏濕法脫硫工藝系統主要由煙氣系統、吸收氧化系統、漿液制備系統、石膏脫水系統、排放系統組成。

1.漿液制備系統。不同的制漿方式所對應的設備也各不相同。主要設備包括:磨機(濕磨時用)、粉倉(干粉制漿時用)、漿液箱、攪拌器、漿液輸送泵。石灰石粉經給料、加水后,在石灰石漿液箱內制成濃度為25%左右漿液,供脫硫系統使用。

2.吸收氧化系統。吸收系統的主要設備是吸收塔,它是石灰石-石膏濕法脫硫設備的核心裝置,系統在塔中完成對SO2、SO3等有害氣體的吸收。濕法脫硫吸收塔有許多種結構,如設一座集吸收、氧化于一體的吸收塔,其上部為吸收區,下部為氧化槽。塔內設2臺漿液循環泵,另設2層霧化噴淋層,分別對應2臺循環泵。

3.煙氣系統。煙氣系統包括煙道、煙氣擋板、密封風機和氣-氣加熱器等關鍵設備。煙氣從燒結機經引風機引出,降溫后進入吸收塔。脫硫后的煙氣加熱后通過煙道進入煙囪排向大氣。

4.石膏脫水系統。石膏脫水系統包括水力旋流器和真空皮帶脫水機等關鍵設備。從吸收塔中排出的含固量為15%的漿液,經水力旋流器濃縮至含固量40～60%左右,再經真空皮帶脫水機脫水,控制最終石膏副產品的含水率小于10%。

5.排放系統。排放系統主要由事故漿池、區域漿池及排放管路組成。

石灰石-石膏濕法脫硫的基本工藝流程是:石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿液,漿液通過噴漿層內設置的噴嘴噴射到吸收塔中并循環流動。鍋爐煙氣除塵后通過增壓風機并降溫后進入吸收塔。在吸收塔內煙氣向上流動且被向下流動的循環漿液以逆流方式洗滌,即可脫除SO2、SO3、HCL和HF,同時在“強制氧化工藝”的處理下反應的副產物被導入的空氣氧化為石膏(CaSO4?2H2O),并消耗作為吸收劑的石灰石。

在吸收塔內,煙氣中的SO2與漿液中CaSO3以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被脫除,最終反應產物為石膏。石膏漿液通過石膏漿液泵排出,進入石膏脫水系統。經過凈化處理的煙氣流經兩級除霧器除霧,將清潔煙氣中所攜帶的漿液霧滴去除。在吸收塔出口,干凈的煙氣一般被冷卻到50℃左右,且為水蒸氣所飽和。通過氣-氣加熱器將煙氣加熱到80℃以上,通過煙道進入煙囪排向大氣。

四、煙氣脫硫存在的問題

(一)從宏觀上看

1.國家對煙氣脫硫的市場監管不夠。目前,我國缺乏對煙氣脫硫設施進行科學評價的指標和要求,對供、需雙方的市場監管還未及時有效跟進。供方市場存在著脫硫技術的重復引進,技術人員不足,招標中無序,質量管理環節薄弱等問題;需方市場存在著工藝選擇的盲目性,單純地以低價位選取中標單位,重前期招標,輕建造管理。

2.煙氣脫硫技術自主創新能力較低。煙氣脫硫建設規模急劇增長,但產業化發展相對滯后;雖然大部分設備可以國內制造,但關鍵設備仍需要進口。大多數脫硫公司仍需采用國外技術,而且消化吸收、再創新能力較弱。

3.脫硫設施難以高效穩定運行。要求與機組“三同時”的脫硫設施,在實際中卻不能與新建機組同步建設、同步投運;投運后達不到設計指標、不能連續穩定運行等情況時有發生。目前已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率不足,減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。

(二)從微觀上看

對于大量采用的濕法煙氣脫硫通常存在廢液難以處理、結垢和堵塞、腐蝕和磨損等問題。這些問題如果解決不好,便會造成二次污染、運轉效率低下或不能運轉等新問題。

1.廢液的處理。合理處理濕法煙氣脫硫產生的含有煙塵、硫酸鹽、亞硫酸鹽等廢液,往往是濕法煙氣脫硫技術成敗的關鍵因素之一。硫酸鹽及亞硫酸鹽廢液未經處理就排放,會造成二次污染。回收和利用廢液中的硫酸鹽類,廢物資源化,可采用如轉化成優良的建筑材料――石膏,轉化成高濃度高純度的液體SO2等處理技術。

2.結垢和堵塞。脫硫系統結垢和堵塞的原因是煙氣中的氧氣將CaSO3氧化成CaSO4?2H2O(石膏),并使石膏過飽和。可造成吸收塔、氧化槽、管道、噴嘴、除霧器等結垢和堵塞。通常可通過強制氧化和抑制氧化得到控制。

3.腐蝕及磨損。煤炭燃燒時除生成SO2以外,還生成少量的SO3,煙氣中SO3的濃度為10～40ppm,由于煙氣中含有水(4%～12%),生成的SO3瞬間內形成硫酸霧。當溫度較低時,硫酸霧凝結成硫酸附著在設備的內壁上,或溶解于洗滌液中,造成吸收塔及有關設備腐蝕。解決方法主要有:采用耐腐蝕材料制作吸收塔,設備內壁涂敷防腐材料等。含有煙塵的煙氣高速穿過設備及管道,在吸收塔內同吸收液攪動接觸,致使設備嚴重磨損。解決的方法主要有:煙氣進入吸收塔前進行高效除塵,采用耐磨材料制作吸收塔及其有關設備,設備內襯或涂敷耐磨材料。

火電廠煙氣脫硫雖然存在這樣那樣的問題,但其發展是必然趨勢。加快火電廠煙氣脫硫產業化發展的指導思想是:以科學發展觀為指導,以環保法規和工程建設法規為準繩,以市場為導向,以企業為主體。通過創新機制、加強監管、落實和完善相關政策、建立和完善技術標準體系、加強行業自律、加強協調管理,推動我國火電廠煙氣脫硫產業的健康、快速發展。

參考文獻:

[1]國家發改委,關于加快火電廠煙氣脫硫產業化發展的若干意見,2005.

篇（8）

一、引言

循環流化床煙氣脫硫工藝是半干法脫硫工藝的一種,是使用粒狀脫硫劑及其他各個因素在脫硫塔內相反應以降低煙氣中的SO2含量。該工藝具有流程比較簡單、較少的耗水量、平均投入資金少、固化排出物、無廢水排放等優點。此工藝與濕法脫硫工藝相比,相對成本低比較低,對于很多熱電廠是很好的選擇,受到了眾多熱電廠的青睞。

在脫硫過程中如何控制凈煙氣中SO2含量、降低鈣硫比是目前研究的重點和難點,也是半干法脫硫工藝目的所在。國家已經訂立了強制性的二氧化硫排放標準,即由400mg/Nm3進一步嚴格控制為200mg/Nm3的限值,并且增加了監管力度。這對于目前的脫硫系統是一個重大的考驗。由此,二氧化硫的排放量的預測在實際工作的重要性也不盡凸現出來。然而目前對于循環流化床煙氣脫硫工藝的預測的研究比較少,這嚴重阻礙了脫硫工藝的發展。通過合理及準確的預測二氧化硫的排放量,可以很好的確定在脫硫中各個因素所占的比重,從而為下一步的優化提供有力的證據和科學依據。對于企業來講,也可以據此調整產業結構,減低成本。

本文中采用的數據為國家某電廠脫硫數據,此電廠自2008年設計和改造了脫硫除塵系統,屬于典型的經預除塵后煙氣先脫硫后除塵的布置方式,其設計鈣硫比為1.3,但是實際運行中,鈣硫比高達2.3~2.5,極大的增加了脫硫裝置的運行成本,經廠家多次調試和改造,沒有明顯改善。BP神經網絡是一種多層前饋型神經網絡,目前的研究發現,三層的神經網絡可以模擬從輸入到輸出的任意非線性函數映射關系,其權值的調整采用反向傳播的學習算法。其主要應用于四個方面:函數逼近,模式識別,分類,數據壓縮。經過調整權值,實現對數據的在精確范圍內的預測,輔助下一步的優化工作。

二、構造BP神經網絡模型

構建神經網絡一般需要進行三個步:神經網絡生成,初始化權值和仿真。

BP神經網絡的學習規則是要保證網絡權值和閥值要沿著負梯度方向修正,以實現映射函數的最快下降方向。其基本形式為:

wk+1=wk-ηkdk

其中wk為權值或閥值矩陣,dk是映射函數的梯度,ηk是學習率。

假設三層BP神經網絡,輸入節點xi,隱層節點hj,輸出節點yl,輸入層節點與隱層節點之間的權值為wji,隱層節點與輸出層節點之間的權值為vlj,θi為相應的閾值。輸出節點的期望值為tl。

隱層節點的輸出:hj=f(∑iwjixi-θj)=f(netj)

其中netj=∑iwjixi-θj

輸出節點的輸出:netl=∑jvljhj-θlyl=f(∑jvljyj-θl)=f(netl)

其中:E=12∑l(tl-yl)2=12∑l(tl-f(∑jvljf(∑iwjixi-θj)-θl))2

輸出節點誤差為:Evlj=∑nk=1Eykykvlj=Eylylvlj

1. 誤差函數對輸出節點求導:

Ewlj=∑nk=1Eykykvlj=Evlylvlj

2. 誤差函數對隱層節點求導:

Ewji=∑i∑jEylylhjhjwji

3. 閥值的修正:

在修正權值的過程中,也應該考慮對閾值的修正,其修正原理同權值修正基本一致。

誤差函數對輸出節點閥值求導:

Eθl=Eylylθl

誤差函數對隱層節點閥值求導

Eθj=∑Eylylhjhjθj

f(x)=11+e-x

4. 傳遞函數:

f(x)=21+e-x

S型傳遞函數

三、數據分析

在循環流化床煙氣脫硫工藝中,影響脫硫效率的因子比較多,主要分為5部分:原煙氣、凈煙氣、水路部分、增壓風機部分和吸收劑部分。其中原煙氣包括:硫化床阻力、塔前溫度、塔前壓力、塔后壓力、氧含量、平均壓差和二氧化硫含量;凈煙氣包括:二氧化硫含量、氧含量、粉塵濃度、出口壓力、出口溫度、煙氣流量;水路部分包括:出口流量、回水流量、工藝水量;增壓風機包括:增壓風機電機電流信號、增壓風機入口擋板開度;吸收劑部分包括:吸收劑送風壓力、吸收劑給料機開度。其中塔前壓力和塔后壓力各有兩個監測點,平均壓差=塔后壓力—塔前壓力;工藝水量=出口流量—回水流量。

四、算法分析

在預測之前,首先需要對數據進行清理,除去數據中得一些噪音。數據清理在數據分析中是一個重要的步驟,對數據合理的清理可以加快算法收斂速率,提高預測準確度。本文中所采用的數據都為清理后的數據,保證了預測的準確度。

此外,由于數據中各個變量的變化差異比較大,在應用之前也需要對其歸一化處理。設數據中任意變量矩陣為X,X=x1,x2,…xn,則任意xi,i=1,2…n為此變量中得數據。歸一化處理:

X′=X/max(X)。

數據中得每一變量都經過此歸一化方法進行歸一化處理。

從數據中可以分析得到,該BP神經網絡模型的有21個輸入變量,即影響因素;1個輸出變量,此輸出為凈煙氣的二氧化硫的含量。在本文中,筆者采用三層BP神經網絡,輸入層包含21個神經元,隱含層包含了20個神經元,輸出層包含1個神經元。

圖1所示為利用BP神經網絡訓練的仿真;圖2所示為預測值與實際值得比較圖。

通過BP神經網絡的仿真訓練圖,我們可以看到,經過305次迭代神經網絡停止,預測精度約為0.0072。

圖1BP神經網絡仿真圖2預測值與原值比較圖

五、結語

通過仿真,利用BP神經網絡不斷的訓練,實現了對循環流化床煙氣脫硫工藝預測,并實現了預測值與實際值得比較。從實驗中,可以看出,預測值存在的一定的誤差。今后本課題的目標就是更加減小誤差值,盡量滿足預測的需要。

在符合實際情況下的高精度預測,對于預測主題是非常重要的。利用預測可是預知不利的情況,提前做好防范。并且可以為進一步優化提供了便利條件。利用預測值,可以客觀的驗證優化的效率及程度。(作者單位:河北大學管理學院)

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篇（9）

為了提高火電廠脫硫系統的穩定性、經濟性、可靠性，降低火電廠排放SO2的濃度，提高區域環境質量，減少電廠對大氣污染的影響。將火電廠排放的SO2濃度控制在國家規定指標范圍內。

1 火電廠脫硫工藝系統介紹

由脫硫廢水排放系統、壓縮空氣系統、設備冷卻水和工藝水系統、石膏脫水系統、排放系統、SO2吸收系統、煙氣系統、吸收劑漿液供應系統、石灰石漿液制備系統等構成了脫硫工藝系統（如圖1）。論文主要對石灰石漿液制備系統進

圖1 脫硫工藝流程圖

行說明。采用購買成品石灰石粉的方式為脫硫提供吸收劑，在石灰石漿液箱內加水，將石灰石粉制成漿液。一臺電加熱器、兩臺硫化風機、四臺石灰石漿液泵、一個石灰石漿液箱、兩臺電動旋轉給料閥、一座混凝土石灰石倉共同組成了石灰石漿液制備系統。

兩臺石灰石漿液給料泵分別設于脫硫裝置中，一臺運轉、另一臺作備用。供漿泵出口母管上安裝了調節閥、電磁流量計、質量流量計。在BMCR工況下，每臺泵的容量不小于120%的石灰石漿液總耗量。為了避免堵塞調節閥上游側漿管，可將安裝與調節閥上游側漿管上的沖洗水閥程序設置成每兩小時沖洗一次，這是由于石灰石漿流調節閥在正常運行的狀態下有全關閉的可能。通過調節回路，按照化學計量比，將石灰石漿液輸送至吸收塔反應池的中和區。石灰石漿液流量的修正可根據石灰石漿液實測密度來實施。反應池漿液 值、脫硫效率、SO2負荷等參數控制著石灰石供漿流量。為了使脫硫裝置跟蹤鍋爐負荷滿足設定的脫硫效率，吸收漿液PH值的改變可以通過調節石灰石給漿量來實現。

成品石灰石粉就可為脫硫提供吸收劑，在石灰石漿液箱內加入水，將石灰石粉制成漿液。為了給石灰石粉倉提供氣化用，石灰石粉倉中可設置流化風機。石灰石粉倉的頂部側面和頂部裝有接觸式料位計和非接觸式料位計，一旦倉內達到最高料位時，接觸式料位計會發出報警。石灰石粉倉的底部安裝有流化裝置，且還設計了相應的錐形下料口，氣化豐管路、氣化槽、氣化裝置等組成了流化裝置。氣化槽與氣化裝置由金屬箱體和碳化硅多孔氣化板構成。經過加熱器進行加熱后，通過裝置底部接管將熱空氣引入氣化腔，使粉料充分流化、并呈松散狀態。因此，為了防止空氣中濕氣入倉導致的粉料起拱，可將流化空氣加熱。

脫硫所需的石灰石粉外購，經密封罐車運至脫硫島。在該脫硫島中設置了1個石灰石粉倉，每個粉倉設計有2個錐形下料口。每個下料口都設置了一套輸送和計量裝置。粉倉中的石灰石粉經電動插板門、旋轉給料閥送入石灰石漿罐。同時，經調節回路控制的回收水或工業水也送入石灰石漿罐，自動配制成濃度為30wt%的石灰石漿液。石灰石漿液通過調節回路，按化學計量比，經石灰石供漿泵、調節閥送入吸收塔反應池中和區。

2 脫硫化學反應描述

2.1 吸收區的反應

（1）SO2在液相的溶解

在吸收區內煙氣中的SO2溶解于噴淋漿液中，煙氣中的HCl和HF也同時被吸收：

SO2+H2OH2SO3（1）

FGD裝置的脫硫效率主要受氣-液兩相傳質速率的影響，即L/G、氣液接觸時間、相對流速以及相互撓動程度強烈影響脫硫效率。

（2）酸的離解

SO2溶解于吸收液中形成的亞硫酸迅速離解成亞硫酸氫根、亞硫酸根和氫離子：

當低PH時（

當高PH時（>5）H2SO3H++SO32-（3）

HClH++Cl-（4）

HFH++F-（5）

吸收漿液通過吸收區后，由于吸收了SO2、HCl、HF等酸性物質，產生了H+，使漿液PH下降，吸收SO2能力降低。因此必須除去H+才能恢復洗滌漿液吸收SO2的能力。

（3）中間產物的中和

通過吸收區的洗滌液中含有一定量的CaCO3，由于洗滌液在吸收區的停留時間很短，僅有很少量的CaCO3溶解后與上述離子發生以下反應：

CaCO3（S） CaCO3 （a q） （6）

CaCO3 （a q） +CO2+H2O Ca （HCO3）2（7）

Ca（HCO3）2+2H+Ca2++2CO2+2H2O（8）

Ca2++2Cl-CaCl2（a q）（9）

Ca2++2F-CaF2（10）

Ca2++2HSO3-Ca（HSO3）2（a q）（11）

Ca2++SO32-CaSO3（12）

Ca（HSO3）2+O2 Ca2++2SO42-+2H+（13）

從式（3）可知，式（12）發生在高PH環境中，洗滌漿液在吸收區的頂部時PH最高，因此式（12）的反應易發生在吸收區頂部，同時吸收塔頂部漿液中HSO3-濃度很低。

洗滌液在下落過程中，不斷吸收煙氣中的SO2，因此吸收區較低部位的漿液PH較低，SO32-濃度大量減少，僅含有少量CaSO3，而更多的是可溶行的亞硫酸氫鈣（見式11）。

由于煙氣中含有一定量O2，部分O2溶于洗滌漿液中發生式13氧化反應使部分HSO3-氧化。此反應也會使洗滌液的PH下降。

2.2 氧化區的反應

在氧化區的下部設置了固定管網式氧化氣管，大量的空氣鼓入氧化區的下部，在吸收區形成的未被氧化的HSO3-幾乎全部被氧化成SO42-和H+：

2HSO3-+O°（溶解氧）2SO42-+2H+（14）

上述反應最好在PH4～4.5的環境中進行。由于從吸收區落入氧化區的漿液的PH大致為3.5～5，再加之氧化區底部分隔器的作用，氧化區漿液可維持在最佳氧化PH范圍內。

從式14可知，HSO3-被氧化的同時產生了更多的H+，漿液中過剩的CaCO3將中和H+，與SO42-形成可溶性CaSO4：

CaCO3+2H+Ca2++H2O+CO2（15）

Ca2++SO42-CaSO4（16）

反應池的排出漿液正是從此區的底部（即靠近分隔管的下面）抽出饋送至脫水系統，因為此區域漿液中未反應的CaCO3最少，亞硫酸鹽含量最低。

2.3 中和區的反應

此區主要發生中和反應和石膏結晶析出，所以有時也稱此區為結晶區。

由于循環洗滌漿液中僅有一定量的CaCO3，在吸收區和氧化區內中和了一部分H+。從吸收塔頂部噴淋下來的吸收漿液中CaCO3的含量不能過高，否則洗滌漿液的PH過高在吸收區內會形成大量CaSO3，CaSO3是較難氧化成CaSO4的。PH過高也會使氧化區的氧化反應不易進行。此外，CaCO3含量過高會使氧化后未反應的CaCO3太多，造成石膏品質下降。PH也提高，氧化區漿液PH最好控制在4～4.5，因此進入中和區的漿液還含有較多的H+和SO42-，通過向中和區補加一定量的石灰石漿液來中和之，與此發生式15和式16所示的反應。向中和區補加一定量的石灰石漿液的另一目的是，使進入下一循環的洗滌漿液中有適當含量的CaCO3，恢復洗滌漿液的PH值。

中和區中CaSO4的不斷產生導致了溶液的過飽和，從而形成石膏結晶析出：

CaSO4+2H2OCaSO4·2H2O（17）

在石膏結晶析出的過程中，通過控制CaSO4的過飽和度使石膏結晶緩慢析出，避免形成大量細小的石膏晶核。通過維持循環吸收漿液含固量80～180g/l和漿液在反應池中有足夠停留時間來優化石膏結晶過程，使過飽和的CaSO4趨于在已有的石膏表面析出結晶并有足夠時間逐漸長大。

3 優化脫硫系統改進策略

傳統的脫硫系統存在著一些問題，例如：系統經濟性較差、脫硫系統與主機之間協調不足、GGH結垢及堵塞、脫硫工藝精度較低、運行穩定性差等。為了使上述問題得以有效解決，必須對脫硫系統進行優化。

3.1提高脫硫工藝

石灰石___石膏濕法脫硫反應的核心在于如何控制吸收塔漿液的PH值。吸收塔漿液的PH值受到石灰石品質、脫硫效率控制值、原煙氣SO2濃度、機組出力大小等條件的影響。為提高脫硫效率，應對液氣比進行合理控制。在濕法脫硫中，增加吸收塔內部的液氣比的方法為：在吸收塔內增加運行循泵的臺數和增設加裝托盤。作為布風裝置，吸收塔托盤置于吸收塔噴淋區域的下部，在整個吸收塔截面上，均勻分布著通過托盤后的煙氣。循泵上的噴嘴是用來霧化石膏漿液的。噴淋系統將漿液均勻分布于吸收塔內，使煙氣與吸收漿液充分接觸，從而充分吸收煙氣中存在的SO2。

3.2技術革新與設備改造

循環泵噪聲超標、吸收塔防腐內襯局部脫落、機械密封損壞、漿液泵過流部件腐蝕磨損、 結垢堵塞等問題嚴重，技術革新與設備改造已勢在必得，這也是優化脫硫系統設備的重要環節。

（1） 設備改造

GGH，是中文煙氣換熱器的英文縮寫，是煙氣脫硫系統中的主要裝置之一。其為原煙氣與凈煙氣之間的熱交換元件。在脫硫工藝中，會先冷卻進入吸收器之間的煙氣。我們先從改造吹灰系統來看，可截斷吹灰器原蒸汽吹灰管路，采用原蒸汽吹灰程序作為控制程序，增加高壓水吹灰系統；同時注意控制吸收塔運行參數，包括吸收塔PH值，漿液密度和吸收塔液位等，也是保證GGH長周期正常運行的重要手段。經過對吹灰系統的改造，系統差壓問題獲得解決。

（2）更換GGH元件

僅僅通過對熱換元件的沖洗不能徹底解決元件內部結垢嚴重的問題，因此，在不改變GGH框架的情況下，需要對換熱元件進行更換。更換后，有效降低了GGH系統阻力，差壓問題得到改善。

（3）人工沖洗脫硫系統

在沖洗脫硫系統并人工沖洗、檢查了除霧器后，降低了脫硫系統運行電耗、提高了機組運行可靠性、降低了GGH差壓、使得GGH換熱元件的暢通面積得到改善。為了保持脫硫運行的可靠性，可對GGH以及除霧器進行定期徹底人工沖洗，人工沖洗GGH后，效果非常的明顯。

3.3 增強主機與脫硫系統之間聯調控制

將后煙氣系統接入脫硫系統，在煙囪與引風機之間串接脫硫系統，如圖2

圖2 脫硫系統串接于后煙氣系統圖

所示。在機組遇到非計劃停運時，通常走脫硫回路的機組煙氣則被切除至旁路。串接脫硫裝置后，主機與脫硫系統之間煙氣通道的切換是通過旁路擋板以及進、出口擋板，煙氣通道在脫硫回路與旁路的切換過程會影響到主機爐膛內部負壓。對此，在對舊機組煙道進行改造的基礎上解決煙氣脫硫的唯一方法就是加裝脫硫裝置。脫硫設施在加裝于主機煙道尾部后，尤其提高了高灰份煤、高硫煤的燃煤標準，這對脫硫率的數值產生了影響。脫硫系統采用兩爐一塔方式，引風機并列后與增壓風機串聯運行，再設計一個控制器實現主機設備與脫硫系統之間的聯合控制回路確保主機安全、穩定運行。同時，通過內部調節，保證入口負壓在理想區間內，實現脫硫系統與主機聯動控制的目標。當機組煙氣走正常脫硫煙氣回路時，爐旁路檔板處于關閉狀態時的聯合控制回路，該回路新增協調控制回路，前饋采用機組負荷指令，通過引入爐膛負壓偏差，共同控制運行不但實現了穩定控制爐膛負壓，還合理分配了串聯運行效率，減少了能量損失，提高了運行經濟性。

隨著國家對環保的重視，對電廠脫硫排放要求越來嚴格，逐步取消脫硫旁路擋板是大勢所趨。我廠在2010年已取消脫硫旁路擋，脫硫系統故障停運時必須聯鎖停止主機組運行，這對脫硫系統的可靠性和安全提出了更高的要求。所以，對濕法脫硫系統進行運行優化，提高脫硫系統的可靠性和安全性勢在必行。

4 結語

為使火電企業實現零排放，推進煙氣脫硫產業化模式，致力于脫碳、脫硝、脫硫工作。只有生存環境優美了，經濟才能獲得穩步發展。文章分析、探討了石灰石___石膏濕法脫硫系統優化運行的策略，結合我廠的實際脫硫系統工藝現狀，從脫硫系統與主機之間的聯控設計、技術革新、脫硫系統設備改造方面進行了介紹。

參考文獻：

篇（10）

關鍵詞： 中小型鍋爐；煙氣脫硫；脫硫技術

Key words: small and medium coal fired boiler；flue gas desulphurization(FGD)；desulfurization technology

中圖分類號：TH6 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2012）11-0032-02

0 引言

二氧化硫是當今人類面臨的重要大氣污染物之一[1]，SO2對人體的主要危害是引起呼吸道疾病，嚴重時會導致人死亡。人為排放到大氣中的SO2和NOx主要來自化石燃料燃燒產生的煙氣[2]。而在我國，一次能源的生產和消費中，煤炭約占2/3，是能源工業的支柱。在中國能源的生產與消費結構中，煤炭一直占主導地位，這種格局在較長的一段時間內將不會改變[3]。據有關專家預測：煤炭在我國能源結構中的主導地位在未來的50年不會改變[4]。據統計，我國由于煤炭燃燒產生的二氧化硫排放量占SO2排放總量的90%以上[5]。

因此，采取切實可行的措施，控制燃煤SO2的排放，對于推行潔凈生產技術，改善我國大氣環境質量有著十分重要的意義。隨著我國對大氣污染物排放要求日益嚴格，控制力度不斷加大，燃煤鍋爐煙氣SO2污染治理從火電、鋼鐵燒結機等大型機組擴大到中小型鍋爐機組。2010年西安市環保局文件規定了中小型燃煤鍋爐（≤65t/h）二氧化硫的排放要求，極大程度加快了中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫治理的步伐。

1 常用的煙氣脫硫技術

1.1 干法煙氣脫硫（DFGD）技術：DFGD技術是指脫硫吸收過程無液體介入，完全干燥狀態下進行，脫硫產物為干粉狀。該法具有無廢水排出、工藝簡單、腐蝕程度較輕，煙氣在凈化過程中無明顯降溫、投資較低、凈化過程煙氣溫度降低較少也利于擴散、二次污染少等優點，但脫硫效率低、脫硫反應速度較慢、設備龐大等問題。

1.2 半干法煙氣脫硫技術：指脫硫劑在干燥狀態脫硫、在濕狀態再生（如水洗活性炭再生流程），或者在濕狀態脫硫、在干狀態處理脫硫產物（如噴霧干燥法）的煙氣脫硫技術。

一般多采用是在濕狀態脫硫、干狀態處理脫硫產物的半干法，脫硫產物為干粉狀，因而具有干法和濕法脫硫的優點，即反應速度快、脫硫效率高，脫硫后產物相對易于處理等。

1.3 濕法煙氣脫硫（WFGD）技術：WFGD技術一般采用還有吸收劑的液體洗滌煙氣中的SO2，該技術約占全世界FGD裝置總量的85％左右，其中石灰石-石膏法占36.7％左右，其它濕法脫硫技術占48.3％左右[6]。濕法煙氣脫硫具有工藝成熟、脫硫反應速度快、脫硫效率高、運行可靠等優點。但也存在設備管網腐蝕堵塞嚴重、運行維護費用高及易造成二次污染等問題。綜合考慮FGD技術的成熟度和實際應用等方面，目前WFGD技術仍是煙氣脫硫行業的主導技術，也是中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫的重要技術之一。

2 中小型鍋爐常用的濕法煙氣脫硫技術

目前，陜西省中小型鍋爐常用的WFGD技術主要有：石灰石/石灰-石膏法、簡易石灰石/石灰-石膏法、雙堿法、氧化鎂法。

2.1 石灰石/石灰-石膏法 石灰石/石灰-石膏濕法脫硫工藝是采用石灰石（CaCO3）或石灰（CaO）作脫硫吸收劑原料，經消化處理后，加水攪拌制成脫硫吸收漿（石灰加水為氫氧化鈣(Ca(OH)2）。吸收劑漿液噴入吸收塔，吸收煙氣中的SO2氣體，產生亞硫酸鈣，進而鼓風氧化為硫酸鈣（石膏）副產品。該法是目前世界上普遍采用的脫硫方法，所占比例在90%以上[7]。

依據許多脫硫系統的運行經驗，石灰石/石灰-石膏法的主要優點是：①脫硫效率高，鈣硫比（Ca/S）在1.05 左右，脫硫效率達 90％以上；②吸收劑來源廣泛，價格低廉，利用率高；③適用于范圍廣。石灰石/石灰-石膏法脫硫系統的主要缺點是：①系統配置復雜，占地面積大；②造價較高，一次性投資較大；③存在結垢、堵塞以及磨損問題；④運行費用較高；⑤脫硫系統廢水存在二次污染問題。

2.2 簡易石灰石/石灰-石膏法 簡易的石灰石/石灰-石膏法工藝與傳統石灰石/石灰-石膏法濕法工藝凈化機理基本相同，但該工藝省去氣-氣煙氣熱交換等輔助設備，系統的吸收裝置也進行了部分簡化，因而可大幅度降低系統設備投資和運行費用。

2.3 雙堿法 雙堿法的種類很多，主要有鈉堿雙堿法、堿性硫酸鋁-石膏法等。鈉堿雙堿法是以Na2CO3或NaOH溶液作為吸收液吸收煙氣中的SO2，用石灰或石灰石處理吸收液，副產品為石膏。堿性硫酸鋁-石膏法是用堿性硫酸鋁溶液作為吸收劑吸收SO2，吸收SO2后的吸收液再經過氧化后用石灰石再生，再生過的堿性硫酸鋁溶液循環使用，該工藝系統主要產物為石膏。馬連元（2000）的研究表明雙堿法脫硫效率可達90%以上，無二次污染。

雙堿法脫硫技術具有明顯的優點，由于采用清液吸收，克服了濕式石灰石/石灰-石膏法脫硫系統的結垢、堵塞等缺點，系統基本不存在結垢和漿料堵塞等問題，應用較廣泛。

2.4 氧化鎂法 氧化鎂法是用洗滌器除去煙氣中微小的塵粒，洗滌過程中采用含有MgO的漿液作脫硫劑，MgO被轉變為亞硫酸鎂（MgSO3）和硫酸鎂（MgSO4），然后將硫從溶液中脫除,吸收液再生后循環使用，得到高濃度的SO2，用于制造硫酸或硫磺。該技術工藝成熟，處理煙氣量大，脫硫率高（可達90%以上）。系統不易結垢和和堵塞，可進行長期連續運轉。

各主要濕法煙氣脫硫技術的脫硫效率、吸收劑、系統運行可靠性、是否易結垢和堵塞、占地面積、運行費用、投資方面進行分析，各種濕法煙氣脫硫技術脫硫效率普遍較高，脫硫系統各有其優缺點，一般可綜合考慮其技術性、經濟性與燃煤鍋爐的燃燒方式和煤質情況等進行選擇。

3 中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫技術的發展趨勢

結合實際工程經驗，中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫的發展趨勢主要是以下幾個方面。

3.1 濕法煙氣脫硫技術仍占主導地位，石灰石/石灰-石膏濕法應用日益廣泛 主要原因有：①濕法FGD技術理論相對成熟，實踐工程應用多，脫硫效率高；②我國石灰石儲量富足，石灰石/石灰作為脫硫吸收劑，價格低廉；③石灰石/石灰濕法FGD系統根據實際工況及要求，靈活配置，如可以洗滌、吸收和氧化三塔合一，也可以漿液循環池替代氧化塔。④噴頭和除霧器等吸收塔內主要部件的技術革新速度加快，石灰石/石灰-石膏工藝系統配置將更加趨于完善，結垢、堵塞等問題得以緩解，有利于該技術的應用推廣。

3.2 雙堿法等脫硫技術逐步趨于完善，應用逐漸增加 石灰石/石灰-石膏濕法脫硫技術的結垢、堵塞等問題使得很多企業也望而卻步，采用雙堿法等FGD技術。由于各種濕法煙氣脫硫技術各有特點，同一種工況，各種FGD技術在脫硫效率、系統能耗、物耗、投資成本、運行維護費用方面差異較大。對于某一工況，雙堿法或其它脫硫技術的性價比會優于石灰石/石灰-石膏法。因此，雙堿法等脫硫技術理論研究、系統配置等逐步趨于完善，其應用也會逐漸增加。

3.3 脫硫工藝系統噴頭、除霧器等核心部件研發和更新速度加快 噴頭、除霧器等脫硫系統的核心部件好壞直接影響著系統的脫硫效率、系統的工藝水平和運行維護等方面。

隨著噴頭、除霧器等脫硫系統核心部件技術上的不斷研發以及新材料、新技術的采用，這些部件更新速度日益加快，適合中小型燃煤鍋爐煙氣脫硫工藝系統的該類部件會越來越多，質量越來越高，有利于提高系統的脫硫效率，減少運行維護頻率和費用、提升工藝水平。

參考文獻：

[1]Fernandez.2001.Effect of CaS04 on the structure and use of Ca(OH)2/fly ash sorbents for S02 removal.Powder technology 119(2-3)201～205.

[2]Zhangcheng Guo, Yusheng Xie, Ikpyo Hong, Jeyoung Kim. 2001. Catalytic oxidation of NO to N02 on activated carbon,Energy Conversion and Management,42:2002～2018.

[3]葉榮泗主編.2004.今日中國電力工業[M].北京：外文出版社：35.

[4]焦紅光.淺談我國燃煤污染危害及其防治[J].選煤技術2004，（2）：3～6.