CFB-FGD
CFB-FGD（循环流化床烟气脱硫技术）工艺是八十年代末由德国鲁奇（LURGI）公司首先提出的一种新颖的干法脱硫工艺。这种工艺的创新之处在于，它以循环流化床原理为基础，使吸收剂在反应器内多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，从而大大提高了吸收剂的利用率。它不但具有一般干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及副产品可以综合利用等，而且能在钙硫比很低（Ca/S=1.1～1.2）的情况下达到与湿法脱硫工艺相当的脱硫效率，即95%左右。CFB－FGD技术目前已在国外发展地非常成功。如在德国Borken电厂100MW电站锅炉上（烟气量为620000m3/h）已经有了多年的稳定运行时间和经验，并在许多中小锅炉上得到应用。
CFB-FGD脱硫工艺由吸收剂添加系统、吸收塔、再循环系统以及自动控制系统组成（见图1）。烟气从流化床下部布风板进入吸收塔，与消石灰颗粒充分混合，SO2、SO3及其他有害气体如HCl和HF与消石灰反应，生成CaSO3·1/2H2O、CaSO4·1/2H2O和CaCO3。反应产物由烟气从吸收塔上部携带出去，经除尘器分离，分离下来的固体灰渣经空气斜槽送回循环床吸收塔，灰渣循环量可以根据负荷进行调节。吸收剂的再循环延长了脱硫反应时间，提高了脱硫剂的利用率。工艺水用喷嘴喷入吸收塔下部，以增加烟气湿度降低烟温，使反应温度尽可能接近水露点温度，从而提高脱硫效率。
CFB-FGD工艺的吸收剂可以用生石灰在现场干消化所得到的氢氧化钙（Ca(OH)2）细粉，由于制得的消石灰颗粒已经足够细，可以满足脱硫要求，因此无须再磨，既节省了购买球磨机等大型设备的投资费用，又减少了能耗，降低了运行费用。该工艺是一种干法流程，所以也不象湿法、半干法工艺需要为数众多的贮存罐、易磨损的浆液输送泵等复杂的吸收剂制备和输送系统，用简单的空气斜槽就可以输运，大大简化了工艺流程。该工艺的副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品类似，主要成分有飞灰、CaSO3、CaSO4以及未反应的吸收剂等、加水后会发生固化反应，固化后的屈服强度可达15-18N/mm2，渗透率约为3×10-11，压实密度为1.28g/cm3,
强度与混凝土接近，渗透率与黏土相当，因此适合用于矿井回填、道路基础等方面。 我国中小锅炉总数超过45万台，经济上难以承受国外许多传统的脱硫技术。循环流化床（CFB）烟气脱硫工艺是一种经济高效的脱硫技术，不仅适用于大型燃煤锅炉，而且也可用于中小锅炉，适合我国国情。
1．石灰石－石膏湿法烟气脱硫化学反应原理与性能
FGD装置的核心是喷淋式吸收塔。烟气从吸收塔中部进入，入口在吸收塔浆池最高液位上部和最低一层喷淋层下部之间。在吸收塔内，烟气与顶部喷淋下来的石灰石/石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔浆池中被氧化空气氧化成硫酸钙，过饱和溶液结晶生成石膏(CaSO4·2H2O)。烟气中的HCl、HF也与浆液中的石灰石反应而被吸收。在吸收塔顶部的除雾器除去烟气中带入的水滴，净烟气在吸收塔顶部以饱和温度离开吸收塔。
吸收塔由吸收区、氧化区和结晶区组成，结构示意图如下：
2．FGD系统组成
2.1烟气脱硫装置主要由以下子系统组成：
n 石灰石浆液制备与输送系统；
n 烟气系统；
n SO2吸收系统；
n 排空、浆液抛弃与集水系统；
n 工艺水系统；
n 仪用空气系统。
2.2主要性能
脱硫效率：>95%，完全满足我国火电厂SO2排放标准要求；
石膏含水率：〈10%；
装置可用率：〉98%。
3．FGD工艺流程图
4. 社会、经济效益
目前，进口FGD装置造价约1000元/KW，实现国产化后，造价约400元/KW，经济效益巨大。
我国酸雨污染每年造成的经济损失超过1000亿元。控制SO2排放，不仅可以改善环
境，也可大大减少酸雨污染导致的经济损失。
我国目前的经济条件和技术条件还不允许象发达国家那样投入大量的人力和财力，并且在对二氧化硫的治理方面起步很晚，至今还处于摸索阶段，国内一些电厂的烟气脱硫装置大部分欧洲、美国、日本引进的技术，或者是试验性的，且设备处理的烟气量很小，还不成熟。不过由于近几年国家环保要求的严格，脱硫工程是所有新建电厂必须的建设的。因此我国开始逐步以国外的技术为基础研制适合自己国家的脱硫技术。以下是国内在用的脱硫技术中较为成熟的一些，由于资料有限只能列举其中的一些供读者阅读。
石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO３,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。
喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm３，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O５ 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO３ 和CaSO４。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO３2-被氧化成为稳定的SO４2-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾
器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
为了控制SO2污染， 防治酸雨危害，加快我国烟气脱硫技术和产业发展已刻不容缓。国家烟气脱硫工程技术研究中心对多种烟气脱硫脱硝技术进行了研究开发，主要包括： 1、磷铵肥法（PAFP）烟气脱硫技术 磷铵肥法（Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP），是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺（国家“七五”（214）项目新技术083号）。其脱硫率≥95％，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状， 回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。 而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 2、活性炭纤维法（ACFP）烟气脱硫技术 活性炭纤维法（Activated Carbon Fiber Process，简称ACFP）烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂（DSACF）脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的 一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95％以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上（一般GAC处理能力为102Nm3/h.t， 而ACF可达104Nm3/h.t）。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。
3、软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90％，锰矿浸出率为80％，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求（GB1622－86）。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25％以上， 加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。该工艺原料软锰矿价廉， 大约200～300元/吨，估计5年左右可收回投资。该工艺不但治理了工业废气，处理了制酸废水,并且回收了硫酸锰产品，具有明显的社会环境和经济效益。 4、电子束氨法烟气脱硫脱硝技术 电子束氨法烟气脱硫脱硝工业化技术（简称CAEB
－EPS技术），充分挖掘电子束辐照烟气脱硫脱硝技术的潜力，结合中国具体国情，具有投资省、运行费用低、运行维护简便、可靠性高等独有的特点，居国际先进水平。 CAEB－EPS技术是利用高能电子束（0.8~1MeV）辐照烟气，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸铵和硝酸铵的一种烟气脱硫脱硝技术。该技术的工业装置一般采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。除尘净化后的烟气通过冷却塔调节烟气的温度和湿度（降低温度、增加含水量），然后流经反应器。在反应器中，烟气被电子束辐照产生多种活性基团，这些活性基团氧化烟气中的SO2和NOx，形成相应的酸。它们同在反应器烟气上游喷入的氨反应，生成硫酸氨和硝酸氨微粒。副产物收集装置收集产生的硫酸氨和硝酸氨微粒，可作为农用肥料和工业原料使用。 5、脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫脱硝技术 脉冲电源产生的高电压脉冲加在反应器电极上，在反应器电极之间产生强电场，在强电场作用下，部分烟气分子电离，电离出的电子在强电场的加速下获得能量，成为高能电子(5～20eV)，高能电子则可以激活、裂解、电离其他烟气分子，产生OH、O、HO2等多种活性粒子和自由基。在反应器里，烟气中的 SO2、NO被活性粒子和自由基氧化为高阶氧化物SO3、NO2，与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3，在有NH3或其它中和物注入情况下生成（NH4）2SO4/NH4NO3的气溶胶，再由收尘器收集。脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝反应器的电场本身同时具有除尘功能。具有装置简单、运行成本低、有害污染物清除彻底、不产生二次污染等优点。燃煤电厂、化工、冶金、建材等行业产生的含二氧化硫和氮氧化物的烟气。 6、石灰石/石膏湿法 该方法是世界上最成熟的烟气脱硫技术，采用石灰或石灰石乳浊液吸收烟气中的SO2，生成半水亚硫酸钙或石膏。优点：(1) 脱硫效率高(有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%)；(2) 吸收剂利用率高，可达90%；(3) 设备运转率高(可达90%以上)。缺点：成本较高、副产物产生二次污染等。 7、“MN法” 烟气脱硫技术 该技术采用新型脱硫剂MN进行烟气脱硫，脱硫效率高于95％，吸收剂再生容易，损失率小，无阻塞现象，在脱硫过程种再生可回收利用，投资和运行费用低于类似的“W－L”法脱硫技术。 8、“柠檬酸盐法” 烟气脱硫技术 该法采用柠檬酸进行烟气脱硫，脱硫效率高于90％，由于采用添加剂，吸收剂再生容易，SO2可回收利用，投资和运行费用较低。 9、催化氧化法烟气脱硫技术 该法采用适用低浓度的新型催化剂，通过催化氧化，在脱硫过程中，将SO2转化为硫酸，其脱硫效率高于90%,产品有市场，以国内有关研究为基础，通过与国外合作研究、国内留学基金资助，其技术正逐步成熟，有望成为一种有竞争力的新型烟气脱硫技术。 10、造纸黑液烟气脱硫技术 该技术利用造纸黑液脱除烟气中SO2，既治理了SO2烟气污染又使造纸黑液得以处理，并同时回收生产木质素。 11、烟气除尘脱硫一体化技术 以碱性液体（石灰、石灰石、其他碱液废液）为吸收剂，在一结构紧凑、功能齐全的装置中去除烟气中SO2，脱硫效率50～95％，除尘效率>90％，投资省，运行费低，占地面积小，阻力小，适用于35t/h以下锅炉使用。 12、微生物烟气脱硫技术研究 利用微生物作用，将千代田法脱硫的低价
铁氧化为高价铁，循环使用，脱硫与尾液处理并用。脱硫率>90%，在常温常压下，效率优于千代田法,为国家自然科学基金。 13、等离子法烟气脱硫技术 烟气SO2中在高压脉冲电压作用下， 与加入的NH3反应生成(NH4)2SO4,脱硫效率大于90％，已完成400 m3/h的实际燃煤烟气试验。该法为国家自然科学基金资助项目。 14、磷酸盐法烟气脱硫技术 该法在对几十种磷酸盐进行烟气脱硫试验基础上，优选出一些我国较为丰富价廉的磷酸盐作为脱硫剂进行烟气脱硫,其脱硫率高，价廉的磷酸盐经过脱硫升值较高。如磷矿石脱硫除镁新工艺。其脱硫率高达90％，还得到副产品MgSO4,具有较好的市场前景。 15、络合铁法烟气脱硫技术 该法由我校和美国劳伦斯国家实验室合作研究，并获国家回国人员资金资助，有关研究表明，采用络合铁法烟气脱硫，脱硫效率可达90％以上，硫可回收利用，脱硫剂再生容易，损失率低。
1. SCR技术原理与性能
1.1锅炉尾部烟气经过SCR反应器，在催化剂作用下,烟气中的NOX与喷入的氨液滴反应，生
成氮气和水蒸汽，达到脱除NOX的目的。主要的反应式如下：
4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O
NO+NO2+2NH32N2+3H2O
1.2主要技术性能如下：
烟气脱硝效率：>90%，满足我国火电厂大气污染物排放标准要求；
可用率：>98%。
2. SCR系统组成
SCR系统主要由以下子系统组成:
n 氨储存系统
n 烟气/氨混合器
n 烟气均布装置
n SCR反应器
n 控制系统
n 吹灰器、烟气挡板等
3.SCR工艺流程图
4． 社会、经济效益
实现600MW机组SCR国产化，仅催化剂一项，就可节约投资30%，经济效益巨大。
建设SCR装置，使削减NOX排放的主要措施，对于减少臭氧层破坏，改善大气环境具有重大作用，因此有着重大的社会效益。
烟气脱硝技术
1 原理
在金属催化剂的作用下，喷入的氨把烟气中的NOX还原成N2和H2O。
2 反应式
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O
上述反应在没有催化剂的情况下，只在980°C左右很在的温度范围内进行；但在催化剂的作用下，反应温度可大大
降低，约300°C～400°C。
3 加氨系统
3.1 无水加氨系统
氨从氨罐依次进入蒸发器和积聚器，经减压后与空气混合，再喷入烟道中。
3.2 有水氨系统
氨从氨罐经雾化喷嘴进入高温蒸发器，蒸发后的氨喷入烟道中。
SCR脱硝原理
SCR（Selective Catalytic Reduction）——选择性催化还原法脱硝技术是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家地区的大多数电厂中基本都应用此技术，它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。
SCR 技术原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX 还原成N2 和H2O。
NH3与烟气均匀混合后一起通过一个填充了催化剂(如V2O5-TiO2)的反应器，NOx与NH3在其中发生还原反应，生成N2和H2O。反应器中的催化剂分上下多层(一般为3—4层)有序放置。
该方法存在以下问题：催化剂的时效和烟气中残留的氨。为了增加催化剂的活性，应在SCR前加高校除尘器。残留的氨与SO2反应生成(NH4)2SO4，NH4HSO4 很容易对空气预热器进行粘污，对空气预热器影响很大。在布置SCR的位置是我们应多反面考虑该问题。
型火电机组湿烟囱排放
2008-04-21 17:02:49 作者： 来源：互联网 浏览次数：21 文字大小：【大】【中】【小】
简介：摘 要:阐述了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气加热器的运行特点,对脱硫装置采用湿烟囱排放的可行性和存在的问题进行了分析,对脱硫装置提出了改进措施。建议采用钛和钛铂合金复合板作烟囱内筒,可以降低烟气对烟囱的 ... 摘 要:阐述了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气加热器的运行特点,对脱硫装置采用湿烟囱排放的可行性和存在的问题进行了分析,对脱硫装置提出了改进措施。建议采用钛和钛铂合金复合板作烟囱内筒,
可以降低烟气对烟囱的腐蚀,延长烟囱的使用寿命。
关键词:脱硫装置;烟气加热器;湿烟囱排放;腐蚀
目前,国内大型火力发电机组几乎都采用石灰石/石膏湿法脱硫,投资较大,一般占电厂投资的
8%。大部分电厂脱硫装置选择的气-气加热器(即烟气加热装置GGH)的价格昂贵,约占整个脱硫设备投资的7%左右。自20世纪80年代中期以来,美国设计的大多数FGD已选择湿烟囱运行,省除了烟
气加热装置,经济优势十分明显。近年,这种湿烟囱排放工艺在我国也得到了应用。
1 湿烟囱排放的可行性
目前,FGD工艺技术水平的烟气加热器对于减少洗涤器下游侧的冷凝物是有效的,对去除透过除雾器
被烟气夹带过来的液滴和汇集在烟道壁上较大液滴的作用不大。因此,烟气加热器对于
降低其下游侧设备腐蚀的作用有限。实际上,无论是洗涤器上游侧的降温换热器还是下游侧的加热器,其本身的腐蚀问题就很严重。据统计,美国大部分火电厂的FGD装置均未设置烟气换热器;德国采用的湿烟囱是将烟气直接排入双曲线冷却塔的水雾中,冷却塔的空气流量大约是烟气流量的20倍,将脱硫后的烟气通过冷却塔排放的德国电厂已超过15座,省去了建湿烟囱的投资,降低了烟气污染物的扩散能力。我国漳州后石电厂采用6套海水脱硫装置,不设置GGH,吸收塔出口的低温湿烟气经240 m
高的钢制湿烟囱直接排放。此外,还有许多在建机组采用湿烟囱排放。
2 湿烟囱排放存在的问题
2.1 烟流扩散
为防止烟流下洗(downwash),要求烟囱出口烟气流速不宜低于该处风速的1. 5倍,一般为20 ~30 m/s,排烟温度在100℃以上[2]。由于烟流下洗会腐蚀烟囱的组件材料,减弱烟气的扩散,而且外烟囱直径过大,还会在其下风侧产生较大的低压区,因此,多烟道烟囱比单烟道烟囱发生烟流下洗的可能性较大。另外,湿烟囱排放的低温烟气升力较小,垂直扩散速度偏低,出现烟流下洗的可能性较大。湿烟囱的另一个问题是烟囱“降雨”(stackrain out),即烟气夹带的液滴形成的降雨通常发生在烟囱下风
侧几百米内。
2.2 烟气的黑度
发电厂排放烟气的透明度主要受飞灰颗粒物、液滴和硫酸雾的影响,饱和热烟气离开烟囱后 温度会急剧下降,形成水雾。这种含有较多水汽或其它结晶物质的白色烟气会降低烟气的黑度,使测得
的黑度不能真实反映对大气污染的情况。
2.3 烟气升空高度对环境的影响
图1为脱硫前后烟气的升空高度与锅炉负荷关系示意图。由图1可知,脱硫后烟气升空高度 降低约80 m。地面烟气最大浓度与污染物排放量成正比,与有效源高(烟囱几何高度+烟气升 空高度)平方成反比。虽然脱硫后烟气升空高度降低,但脱硫后烟气中的污染物已大大减少,因而不会造
成更大的环境污染[1]。
2.4 对烟囱热应力的影响
烟囱热应力与烟气在烟囱内外温度差成正比,烟气在烟囱内外温差由脱硫前的114℃降低
到脱硫后的59℃,烟囱热应力减小,对烟囱的安全运行有利[1]。
3 湿烟囱排放与脱硫装置的改进
3.1 除雾器
为了提高除雾器的除雾效率,除雾器端面与喷淋层应有适当的距离;除雾器端面烟气分布应
尽量均匀;应选用临界速度高、透过夹带物少(小于50 mg/m3)、材料坚固、表面光滑的高性能除雾器;尽可能选择水平烟气流除雾器。为了保证除雾器可靠运行,应设置可靠的程控冲洗、压差监视、超
温保护装置。
3.2 出口烟道
在烟道设计时,应尽量减少雨滴淤积,有利于冷凝液排往吸收塔或收集池;膨胀节和挡板不能 布置在低位点,同时要设计排水设施,尽量减少烟气夹带液体,对烟道尽量采用外加强肋。如果烟气流速始终低于所用结构材料要求的临界流速,就可以最大限度减少夹带液体。对大多数出口烟道材料来说,重新夹带液体的烟气流速是12~30 m/s,内表面平整光滑、不连续结构少烟道的临界流速可取该范围的上限。增加烟囱出口烟气流速可以减少烟流下洗和增强扩散,因此,美国大部分火电厂在烟囱出口处装设调节门。对于有多个内烟道的烟囱,内烟道要比外烟囱高(相当于2倍内烟道直径),这样可以减少
烟流下洗。
3.3 湿烟囱的结构材料
湿烟囱衬里材料能够防止湿烟气中腐蚀性液体和颗粒物对烟囱造成的损坏。对于结构材料不适合湿态烟气运行的现有烟囱,必须选用合适的材料重新衬覆,即根据预测的腐蚀环境并兼顾最大限度地减少烟囱排水来选择材料。在湿烟囱系统设计时,要设置倾斜出口烟道、安装集水装置、提供尺寸合理的密封排水系统等。湿烟道和湿烟囱的内壁处于硫酸、亚硫酸、氯化物、氟化物的冷凝物和固形物等环境
(pH=1~
2)中,遇到FGD故障而排放旁路烟气,遭受高温作用,因此,湿烟道和湿烟囱内壁不能采用FRP、有机改性树脂衬复钢板等材料。而美国火电厂出于制造费用考虑,将耐酸砖作为燃煤电厂砌内烟囱的主要用材。目前,我国大型火电厂烟囱一般都选用高240 m、双钢内筒、多管式烟囱。外筒用钢筋混凝土,钢内筒采用自立式,选用耐硫酸露点用钢。外高桥电厂二期工程目前还未投入脱硫装置,烟囱采用双钢内筒多管式烟囱,其耐硫酸露点用钢10CrMnCu只能满足GGH加热到80℃的烟气排放要求,面临着机组投入脱硫装置时对烟囱进行改造的困难。外高桥电厂三期工程采用的脱硫方式目前还未确定,但
已考虑采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
4 结论及建议
随着除雾器、烟道、湿烟囱设计的改进和结构材料的发展,从技术和经济的角度来说,省却GGH是可
行的,而且湿烟囱FGD的总投资、运行和维护费用比装有GGH的FGD要低的多。
a.大型电厂大多采用湿法脱硫,烟囱中烟气湿度较大,温度偏低,烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。由于烟气脱硫后对烟囱的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的复杂过程,建议设计时采用钛或钛铂合金钢复合板,烟囱内筒虽然一次性投资较大,但寿命为15~20年,能节约维修费用,降低停机造成的经
济损失,可靠性较强。
b.对大型电厂湿法脱硫烟囱内筒的设计,应严格执行DIJT5121-2000《火力发电厂烟煤粉管道设计
技术规程》,建议采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
c.在满足能源政策、环保要求和气象条件允许情况下,尽量不装设GGH,采用湿烟囱排放。 肋。如果烟气流速始终低于所用结构材料要求的临界流速,就可以最大限度减少夹带液体。对大多数出口烟道材料来说,重新夹带液体的烟气流速是12~30 m/s,内表面平整光滑、不连续结构少烟道的临界流速可取该范围的上限。增加烟囱出口烟气流速可以减少烟流下洗和增强扩散,因此,美国大部分火电厂在烟囱出口处装设调节门。对于有多个内烟道的烟囱,内烟道要比外烟囱高(相当于2倍内烟道
直径),这样可以减少烟流下洗。
3.3 湿烟囱的结构材料
湿烟囱衬里材料能够防止湿烟气中腐蚀性液体和颗粒物对烟囱造成的损坏。对于结构材料不适合湿态烟气运行的现有烟囱,必须选用合适的材料重新衬覆,即根据预测的腐蚀环境并兼顾最大限度地减少烟囱排水来选择材料。在湿烟囱系统设计时,要设置倾斜出口烟道、安装集水装置、提供尺寸合理的密封排水系统等。湿烟道和湿烟囱的内壁处于硫酸、亚硫酸、氯化物、氟化物的冷凝物和固形物等环境
(pH=1~
2)中,遇到FGD故障而排放旁路烟气,遭受高温作用,因此,湿烟道和湿烟囱内壁不能采用FRP、有机改性树脂衬复钢板等材料。而美国火电厂出于制造费用考虑,将耐酸砖作为燃煤电厂砌内烟囱的主要用材。目前,我国大型火电厂烟囱一般都选用高240 m、双钢内筒、多管式烟囱。外筒用钢筋混凝土,钢内筒采用自立式,选用耐硫酸露点用钢。外高桥电厂二期工程目前还未投入脱硫装置,烟囱采用双钢内筒多管式烟囱,其耐硫酸露点用钢10CrMnCu只能满足GGH加热到80℃的烟气排放要求,面临着机组投入脱硫装置时对烟囱进行改造的困难。外高桥电厂三期工程采用的脱硫方式目前还未确定,但
已考虑采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
4 结论及建议
随着除雾器、烟道、湿烟囱设计的改进和结构材料的发展,从技术和经济的角度来说,省却GGH是可
行的,而且湿烟囱FGD的总投资、运行和维护费用比装有GGH的FGD要低的多。
a.大型电厂大多采用湿法脱硫,烟囱中烟气湿度较大,温度偏低,烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。由于烟气脱硫后对烟囱的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的复杂过程,建议设计时采用钛或钛铂合金钢复合板,烟囱内筒虽然一次性投资较大,但寿命为15~20年,能节约维修费用,降低停机造成的经
济损失,可靠性较强。
b.对大型电厂湿法脱硫烟囱内筒的设计,应严格执行DIJT5121-2000《火力发电厂烟煤粉管道设计
技术规程》,建议采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
c.在满足能源政策、环保要求和气象条件允许情况下,尽量不装设GGH,采用湿烟囱排放。
烟气调质是指采用调节烟气温度或湿度以及增加其他调质剂以降低粉尘电阻率的方法。气体中水分的增加，或加入某些少量化学试剂如SO3、NH3和Na2CO3，都可增加粉尘的电导率。水的喷淋是特别有效的，同时可获得水分调节和降温的双重作用。在较低或较高温度下，许多工业粉尘可以具备集尘所需的足够电导率。在某些情况下，改变生产工艺或在设计阶段把电除尘器安装在适当位置，均可获得较低或较高的温度。寻求经济有效的烟气调质剂和方法是电除尘器研究中的一个重要方面
大型燃煤锅炉烟气调质系统
大型燃煤锅炉普遍采用电除尘器作为烟气除尘设备，当燃用低硫煤时，经常会遇到粉尘
高比电阻问题。高比电阻粉尘不容易荷电或释放核电，积聚在极板上的高比电阻灰层会抑制电晕电流的产生，并容易引起火花甚至反电晕，严重恶化电除尘器各电场的供电质量，降低电晕密度。
电除尘器电是关键，供电质量恶化会使电除尘器工作困难，除尘效率下降，粉尘排放超标。如何解决高比电阻的问题是世界性的难题，用混媒或控制电流的方法不能从根本上解决问题，而且要以增加巨大的设备和运行成本为代价。
北京蓝德世通环保科技有限公司最新开发的PCS烟气调质系统，从中国的煤质特点出发，选配化学调质剂，并采用先进的喷射雾化技术和模糊控制系统，对烟气进行调质处理，降低粉尘的比电阻，恢复电除尘器的高收尘效率，降低粉尘排放。对于早期建设的比积尘面积较小的电除尘器，PCS烟气调质系统可有效提高其除尘效率。
该系统为国内首创，并已达到世界先进水平，特点如下：
1. 煤种适应性强，对所有高酸性或高碱性粉尘都具有良好的降比电阻效果。
2. 调制剂具有凝聚作用，可减少粉尘的二次飞扬。
3. 长期使用可解决极板挂灰的问题。
4. 投资少，建设周期短，运行费用低。
5. 系统集成度高，占地面积小，十分适合老电厂的技术改造。安装不需停炉，不影响机组可用率。
6、全自动模糊控制，兼作粉尘排放连续记录。
7、运行可靠，维护工作量小。
8、调质剂无毒、无害、不受化学管制，使用安全。
9、对其它设备和灰的综合利用无不利影响。
自工业革命以来，工业化进程使人们的生活水平得到了前所未有的提高。煤炭的大量使用，虽然为工业运转提供了强大的动力，同时也带来了严重的污染。在我国早期经济建设过程中，由于资金和技术等有关因素的制约，在工业发展的同时没有严格控制各种污染物的排放，环境保护滞后于工业进步，到目前，环境形势已十分严峻，在联合国评出的世界10大污染最严重的城市中，中国的城市占了一半以上，而且首都北京也赫然在列。随着人们生活水平的提高，人们越来越关注周围环境的质量，环境保护成为人们日益关心的话题。北京将举办2008年奥运会，绿色奥运，早已使北京的环境问题成为世人瞩目的焦点，环境治理刻不容缓。
在大气污染方面，由煤炭燃烧产生的污染物主要有两种：烟尘和SO2，火力发电厂是燃
用煤炭的大户，也是这两种污染物的主要排放源。因此降低火力发电厂的烟尘和SO2的排放量，是改善空气质量，让首都天更蓝的重要措施。目前北京火力发电厂的污染物排放标准为：固体颗粒物，即灰尘：50mg/Nm3。
根据法规的要求，目前电厂普遍燃用含硫量不超过1%的低硫煤。燃用低硫煤存在一个问题：低硫煤燃烧后产生的烟气中的粉尘往往比电阻过高，导致电场高火花率或反电晕等高比电阻问题，使电除尘器效率降低，导致烟尘排放浓度增加。
针对这一问题，北京蓝德世通环保科技有限公司从1998年就开始收集中国各地的煤质资料，进行研究分析，配制出功能完善化学调质剂，并采用先进的雾化技术和模糊控制系统，对锅炉烟气进行调质处理，促进粉尘的导电性，降低比电阻，从而提高电除尘器的除尘效率，成功地解决了燃用低硫煤的锅炉的烟尘排放问题。该系统为国内首创，并已达到世界先进水平。
应用领域
该系统可用于以下领域：
1. 早期建设的电除尘器的改造，以满足新的环保要求
目前在役的许多旧电除尘器在建设时是遵照老的环保标准设计的，当新的环保标准出台后，这些旧电除尘器就不能满足环保要求了，令生产企业和环保管理部门都感觉为难，使用PCS烟气调质系统进行改造，可以成功解决这一难题。
2. 现有达标电除尘器的升级，加大满足排放要求的裕度
环保标准日益严格，提早采用应对措施可避免未来强制性的降负荷或停炉。PCS烟气调质提供了投资少见效快的选择。
3. 未达到设计效率的新建电除尘器
新建电除尘器根据应用工况设计，并留有裕量，但也可能由于一些不可预见的原因达不到设计效率。PCS烟气调质提供了简单有效的补救方案。
4. 运行温度超高的电除尘器的改造
锅炉长期运行后热效率下降，导致烟气温度超高，超过了电除尘器的设计裕度，出现火花增多、发电晕或严重的二次飞扬问题。使用PCS烟气质可选择降低烟气温度或降低比电阻的方式解决这个问题。
一、引言
国内第一套SO3 烟气调质系统，由北京威尔普能源技术有限公司推出，于2004
年8 月在内蒙大唐托电一期1#、2#炉2×600MW 机组上安装调试完成并投入运行。该 系统成功地解决了燃用低硫煤时粉尘比电阻过高导致的难于捕集的问题，使电除尘器
的除尘效率显著提高，粉尘排放达到国家标准，并且无不良副作用。在2005 年8 月由 国家环保局环评中心组织召开的火电厂烟气调质技术评估上，各专家对该技术给予了
充分肯定。2005 年9 月，托电二期3#、4#炉2×600MW 机组安装完成并成功实现与一 期调质的对接过渡，11 月调试完成并正式投入运行。四套调质形成一个完整的网络控
制系统，实现了托电一、二期粉尘达标排放。该系统的成功应用已成为我国电力环保
事业的一个新的里程碑。
二、系统简介
1、烟气调质及工作机理：
烟气调质就是在烟气进入电除尘器之前对烟气进行调质处理以降低粉尘比电阻，
提高粉尘颗粒的荷电性能，使之易于被电除尘器捕集，以提高电除尘器效率，降低粉
尘排放。
SO3 调质就是以SO3 作为调质剂的调质系统，这在我国是首次使用，但在国外已
有多年的应用经验并日臻成熟。
2、工艺流程：
托电调质系统从工艺构成上大致可分为三大部分——硫磺储罐、集成箱和喷枪系统，工艺流程如图1 所示。
硫磺储罐用于将固体硫磺熔化并储存。储罐内的硫磺经硫磺管道输送到集成箱，在集成箱先将硫磺燃烧生成SO2，再将SO2 催化氧化生成SO3。生成的SO3 气体与热空气混合气体经管道输送到喷枪系统，最后喷射到烟气中实现调质。
四台集成箱位于各自锅炉房的零米；硫磺储罐为四套装置共用，位于一、二期锅炉房之间新建的一个储间内。
3、控制系统：
由于系统中各种过程介质的特殊性，对控制系统提出了很高的要求。
整个系统的控制由以Rockwell 控制器、HMI 和软件为中心的设备组成的DH+网络来完成。 控制系统网络结构：
如图2 所示，在网络中共有13 个站：在网络结构上，以共用储罐PLC 为中心呈对称分布。每套调质各含3 个站：PLC 控制器、就地HMI(人机界面/上位机)、远程上位机。每个集成箱的就地HMI 和PLC 都位于集成箱的控制柜中，远程上位机位于除灰主控室。从每台上位机都可实现对储罐位置的设
备的监控。
其中，一期1#、2# PLC 和储罐PLC 采用SLC500 控制器，通信方式为直接通信；二期3#、4#采用Contrologix5000 控制器，通信方式采用OPC 通信。
四套设备的就地HMI 都采用AB 的Versaview 1500W 触摸屏工业机、远程上位机采用DELL台式计算机。八台HMI 的监控软件都采用RSView32，通信软件采用RSLinx professional，通信硬件为PKTX 通信卡。
三、RSView32 软件通信配置
RSView32 软件是由Rockwell 开发的基于Windows 的监控软件，分开发版和运行版，用于创建和运行数据采集、监视及控制的应用程序。该软件可靠性高、应用灵活，
很容易完成应用程序的开发和调试。软件开发环境如图3 所示。
图3. RSView32 开发环境
上位机通信硬件是1784-PKTX 通信卡，插卡安装完成后安装并运行RSLinx 通信软件，进行通信配置。RSLinx 通信配置方法很简单，如图4 所示的3#通信配置为例：
首先新建一个驱动器，在左上方Available Driver Types 选项中选包含PKTXD 卡的选项，然后单击
Add new 按钮；再单击Configure 按钮对新建的驱动进行配置。详细配置如图4 所示。
四、调质系统的监控程序
每套调质设备对应的就地和远程HMI 都可实现对本调质设备的监控。两台HMI可以同时监视系统状态，但任意时刻只能由一方执行控制功能，这样可以避免控制上的混乱或两地同时操作造成的意外事故。
系统默认采用远程控制，远程HMI 上有一个控制权切换按钮可以人为地切换控制权位置。运行过程中如果正掌握控制权的HMI与设备PLC 通信出现故障，则控制权自动切换到另一台HMI 上。 系统监控程序的主体是控制画面，主要包括报警画面、报警记录画面、总流程画
面、各流程细节画面、实时趋势画面、历史趋势画面等。图5 所示为细节流程画面中的硫磺储罐画面。
报警画面在系统出现报警时自动弹出，报警信息以红色显示并闪烁。运行人员可 对该报警进行确认和复位，也可对窗口中的所有报警确认和复位。如果警报解除，确
认和复位操作后该报警信息消失，否则仍保留在窗口中，但颜色不再是红色，表 示已确认过。图6 所示为报警画面。
实时趋势画面和历史趋势画面显示当前和历史的过程变量曲线，在实时趋势画面 中可以对过程控制参数进行修改，历史趋势画面中只是用来显示设备运行的历史记录。 图7 所示为硫磺流量的历史趋势画面。运行人员的正确操作可以安全地保存系统的历 史记录。通过这些曲线，工程人员可以对系统曾经出现过的问题进行分析，也可通过 定期查看历史曲线，对当前存在的事故隐患及时发现并处理，做到防患于未然。
在历史趋势画面中可监视系统半年内的历史曲线，历史数据保留的期限可以由编
程人员根据计算机的硬盘容量设置更改。
在相关控制画面中分布着相应的控制功能。系统监控分多个权限，一般运行人员 可进行普通操作，重要运行参数的修改必须由具备操作权限的工程人员或管理人员以 口令登录后才能实施。
结束语：
托电烟气调质系统的自动化程度高，正常情况下运行人员在控制室上位机即可轻 松完成监控任务，且系统维护工作量小。自2004 年正式投运以来的运行实践表明，系 统具备很高的稳定性和可靠性。调质系统一经投运，基本看不到烟囱在冒烟，可见效 果非常显著。该技术必将对我国的环保事业产生积极的深远的影响。
参考文献
除尘设备设计安装、运行维护及标准规范操作指南
Rockwell Software. RSView32 用户手册
Rockwell Automation. RSLinx Getting Results Guide
作者简介：
耿红旗 男 1972 年生 工程师 毕业于北京化工大学自动系 现在北京威尔
普能源技术有限公司从事工程技术工作
CFB-FGD
CFB-FGD（循环流化床烟气脱硫技术）工艺是八十年代末由德国鲁奇（LURGI）公司首先提出的一种新颖的干法脱硫工艺。这种工艺的创新之处在于，它以循环流化床原理为基础，使吸收剂在反应器内多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，从而大大提高了吸收剂的利用率。它不但具有一般干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及副产品可以综合利用等，而且能在钙硫比很低（Ca/S=1.1～1.2）的情况下达到与湿法脱硫工艺相当的脱硫效率，即95%左右。CFB－FGD技术目前已在国外发展地非常成功。如在德国Borken电厂100MW电站锅炉上（烟气量为620000m3/h）已经有了多年的稳定运行时间和经验，并在许多中小锅炉上得到应用。
CFB-FGD脱硫工艺由吸收剂添加系统、吸收塔、再循环系统以及自动控制系统组成（见图1）。烟气从流化床下部布风板进入吸收塔，与消石灰颗粒充分混合，SO2、SO3及其他有害气体如HCl和HF与消石灰反应，生成CaSO3·1/2H2O、CaSO4·1/2H2O和CaCO3。反应产物由烟气从吸收塔上部携带出去，经除尘器分离，分离下来的固体灰渣经空气斜槽送回循环床吸收塔，灰渣循环量可以根据负荷进行调节。吸收剂的再循环延长了脱硫反应时间，提高了脱硫剂的利用率。工艺水用喷嘴喷入吸收塔下部，以增加烟气湿度降低烟温，使反应温度尽可能接近水露点温度，从而提高脱硫效率。
CFB-FGD工艺的吸收剂可以用生石灰在现场干消化所得到的氢氧化钙（Ca(OH)2）细粉，由于制得的消石灰颗粒已经足够细，可以满足脱硫要求，因此无须再磨，既节省了购买球磨机等大型设备的投资费用，又减少了能耗，降低了运行费用。该工艺是一种干法流程，所以也不象湿法、半干法工艺需要为数众多的贮存罐、易磨损的浆液输送泵等复杂的吸收剂制备和输送系统，用简单的空气斜槽就可以输运，大大简化了工艺流程。该工艺的副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品类似，主要成分有飞灰、CaSO3、CaSO4以及未反应的吸收剂等、加水后会发生固化反应，固化后的屈服强度可达15-18N/mm2，渗透率约为3×10-11，压实密度为1.28g/cm3,
强度与混凝土接近，渗透率与黏土相当，因此适合用于矿井回填、道路基础等方面。 我国中小锅炉总数超过45万台，经济上难以承受国外许多传统的脱硫技术。循环流化床（CFB）烟气脱硫工艺是一种经济高效的脱硫技术，不仅适用于大型燃煤锅炉，而且也可用于中小锅炉，适合我国国情。
1．石灰石－石膏湿法烟气脱硫化学反应原理与性能
FGD装置的核心是喷淋式吸收塔。烟气从吸收塔中部进入，入口在吸收塔浆池最高液位上部和最低一层喷淋层下部之间。在吸收塔内，烟气与顶部喷淋下来的石灰石/石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔浆池中被氧化空气氧化成硫酸钙，过饱和溶液结晶生成石膏(CaSO4·2H2O)。烟气中的HCl、HF也与浆液中的石灰石反应而被吸收。在吸收塔顶部的除雾器除去烟气中带入的水滴，净烟气在吸收塔顶部以饱和温度离开吸收塔。
吸收塔由吸收区、氧化区和结晶区组成，结构示意图如下：
2．FGD系统组成
2.1烟气脱硫装置主要由以下子系统组成：
n 石灰石浆液制备与输送系统；
n 烟气系统；
n SO2吸收系统；
n 排空、浆液抛弃与集水系统；
n 工艺水系统；
n 仪用空气系统。
2.2主要性能
脱硫效率：>95%，完全满足我国火电厂SO2排放标准要求；
石膏含水率：〈10%；
装置可用率：〉98%。
3．FGD工艺流程图
4. 社会、经济效益
目前，进口FGD装置造价约1000元/KW，实现国产化后，造价约400元/KW，经济效益巨大。
我国酸雨污染每年造成的经济损失超过1000亿元。控制SO2排放，不仅可以改善环
境，也可大大减少酸雨污染导致的经济损失。
我国目前的经济条件和技术条件还不允许象发达国家那样投入大量的人力和财力，并且在对二氧化硫的治理方面起步很晚，至今还处于摸索阶段，国内一些电厂的烟气脱硫装置大部分欧洲、美国、日本引进的技术，或者是试验性的，且设备处理的烟气量很小，还不成熟。不过由于近几年国家环保要求的严格，脱硫工程是所有新建电厂必须的建设的。因此我国开始逐步以国外的技术为基础研制适合自己国家的脱硫技术。以下是国内在用的脱硫技术中较为成熟的一些，由于资料有限只能列举其中的一些供读者阅读。
石灰石——石膏法烟气脱硫工艺
石灰石——石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。
它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95% 。
旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO３,烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流。
喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
磷铵肥法烟气脱硫工艺
磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（ 磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。它分为两个系统：
烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm３，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。
肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O５ 含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。
炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺
炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。
烟气循环流化床脱硫工艺
烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。
由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO３ 和CaSO４。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。
此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。
典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。
海水脱硫工艺
海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO３2-被氧化成为稳定的SO４2-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。
电子束法脱硫工艺
该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。
氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾
器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。
为了控制SO2污染， 防治酸雨危害，加快我国烟气脱硫技术和产业发展已刻不容缓。国家烟气脱硫工程技术研究中心对多种烟气脱硫脱硝技术进行了研究开发，主要包括： 1、磷铵肥法（PAFP）烟气脱硫技术 磷铵肥法（Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP），是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺（国家“七五”（214）项目新技术083号）。其脱硫率≥95％，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状， 回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。 而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 2、活性炭纤维法（ACFP）烟气脱硫技术 活性炭纤维法（Activated Carbon Fiber Process，简称ACFP）烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂（DSACF）脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的 一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95％以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上（一般GAC处理能力为102Nm3/h.t， 而ACF可达104Nm3/h.t）。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。
3、软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90％，锰矿浸出率为80％，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求（GB1622－86）。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25％以上， 加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。该工艺原料软锰矿价廉， 大约200～300元/吨，估计5年左右可收回投资。该工艺不但治理了工业废气，处理了制酸废水,并且回收了硫酸锰产品，具有明显的社会环境和经济效益。 4、电子束氨法烟气脱硫脱硝技术 电子束氨法烟气脱硫脱硝工业化技术（简称CAEB
－EPS技术），充分挖掘电子束辐照烟气脱硫脱硝技术的潜力，结合中国具体国情，具有投资省、运行费用低、运行维护简便、可靠性高等独有的特点，居国际先进水平。 CAEB－EPS技术是利用高能电子束（0.8~1MeV）辐照烟气，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸铵和硝酸铵的一种烟气脱硫脱硝技术。该技术的工业装置一般采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。除尘净化后的烟气通过冷却塔调节烟气的温度和湿度（降低温度、增加含水量），然后流经反应器。在反应器中，烟气被电子束辐照产生多种活性基团，这些活性基团氧化烟气中的SO2和NOx，形成相应的酸。它们同在反应器烟气上游喷入的氨反应，生成硫酸氨和硝酸氨微粒。副产物收集装置收集产生的硫酸氨和硝酸氨微粒，可作为农用肥料和工业原料使用。 5、脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫脱硝技术 脉冲电源产生的高电压脉冲加在反应器电极上，在反应器电极之间产生强电场，在强电场作用下，部分烟气分子电离，电离出的电子在强电场的加速下获得能量，成为高能电子(5～20eV)，高能电子则可以激活、裂解、电离其他烟气分子，产生OH、O、HO2等多种活性粒子和自由基。在反应器里，烟气中的 SO2、NO被活性粒子和自由基氧化为高阶氧化物SO3、NO2，与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3，在有NH3或其它中和物注入情况下生成（NH4）2SO4/NH4NO3的气溶胶，再由收尘器收集。脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝反应器的电场本身同时具有除尘功能。具有装置简单、运行成本低、有害污染物清除彻底、不产生二次污染等优点。燃煤电厂、化工、冶金、建材等行业产生的含二氧化硫和氮氧化物的烟气。 6、石灰石/石膏湿法 该方法是世界上最成熟的烟气脱硫技术，采用石灰或石灰石乳浊液吸收烟气中的SO2，生成半水亚硫酸钙或石膏。优点：(1) 脱硫效率高(有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%)；(2) 吸收剂利用率高，可达90%；(3) 设备运转率高(可达90%以上)。缺点：成本较高、副产物产生二次污染等。 7、“MN法” 烟气脱硫技术 该技术采用新型脱硫剂MN进行烟气脱硫，脱硫效率高于95％，吸收剂再生容易，损失率小，无阻塞现象，在脱硫过程种再生可回收利用，投资和运行费用低于类似的“W－L”法脱硫技术。 8、“柠檬酸盐法” 烟气脱硫技术 该法采用柠檬酸进行烟气脱硫，脱硫效率高于90％，由于采用添加剂，吸收剂再生容易，SO2可回收利用，投资和运行费用较低。 9、催化氧化法烟气脱硫技术 该法采用适用低浓度的新型催化剂，通过催化氧化，在脱硫过程中，将SO2转化为硫酸，其脱硫效率高于90%,产品有市场，以国内有关研究为基础，通过与国外合作研究、国内留学基金资助，其技术正逐步成熟，有望成为一种有竞争力的新型烟气脱硫技术。 10、造纸黑液烟气脱硫技术 该技术利用造纸黑液脱除烟气中SO2，既治理了SO2烟气污染又使造纸黑液得以处理，并同时回收生产木质素。 11、烟气除尘脱硫一体化技术 以碱性液体（石灰、石灰石、其他碱液废液）为吸收剂，在一结构紧凑、功能齐全的装置中去除烟气中SO2，脱硫效率50～95％，除尘效率>90％，投资省，运行费低，占地面积小，阻力小，适用于35t/h以下锅炉使用。 12、微生物烟气脱硫技术研究 利用微生物作用，将千代田法脱硫的低价
铁氧化为高价铁，循环使用，脱硫与尾液处理并用。脱硫率>90%，在常温常压下，效率优于千代田法,为国家自然科学基金。 13、等离子法烟气脱硫技术 烟气SO2中在高压脉冲电压作用下， 与加入的NH3反应生成(NH4)2SO4,脱硫效率大于90％，已完成400 m3/h的实际燃煤烟气试验。该法为国家自然科学基金资助项目。 14、磷酸盐法烟气脱硫技术 该法在对几十种磷酸盐进行烟气脱硫试验基础上，优选出一些我国较为丰富价廉的磷酸盐作为脱硫剂进行烟气脱硫,其脱硫率高，价廉的磷酸盐经过脱硫升值较高。如磷矿石脱硫除镁新工艺。其脱硫率高达90％，还得到副产品MgSO4,具有较好的市场前景。 15、络合铁法烟气脱硫技术 该法由我校和美国劳伦斯国家实验室合作研究，并获国家回国人员资金资助，有关研究表明，采用络合铁法烟气脱硫，脱硫效率可达90％以上，硫可回收利用，脱硫剂再生容易，损失率低。
1. SCR技术原理与性能
1.1锅炉尾部烟气经过SCR反应器，在催化剂作用下,烟气中的NOX与喷入的氨液滴反应，生
成氮气和水蒸汽，达到脱除NOX的目的。主要的反应式如下：
4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O
NO+NO2+2NH32N2+3H2O
1.2主要技术性能如下：
烟气脱硝效率：>90%，满足我国火电厂大气污染物排放标准要求；
可用率：>98%。
2. SCR系统组成
SCR系统主要由以下子系统组成:
n 氨储存系统
n 烟气/氨混合器
n 烟气均布装置
n SCR反应器
n 控制系统
n 吹灰器、烟气挡板等
3.SCR工艺流程图
4． 社会、经济效益
实现600MW机组SCR国产化，仅催化剂一项，就可节约投资30%，经济效益巨大。
建设SCR装置，使削减NOX排放的主要措施，对于减少臭氧层破坏，改善大气环境具有重大作用，因此有着重大的社会效益。
烟气脱硝技术
1 原理
在金属催化剂的作用下，喷入的氨把烟气中的NOX还原成N2和H2O。
2 反应式
4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O
NO + NO2 + 2NH3 → 2N2 + 3H2O
上述反应在没有催化剂的情况下，只在980°C左右很在的温度范围内进行；但在催化剂的作用下，反应温度可大大
降低，约300°C～400°C。
3 加氨系统
3.1 无水加氨系统
氨从氨罐依次进入蒸发器和积聚器，经减压后与空气混合，再喷入烟道中。
3.2 有水氨系统
氨从氨罐经雾化喷嘴进入高温蒸发器，蒸发后的氨喷入烟道中。
SCR脱硝原理
SCR（Selective Catalytic Reduction）——选择性催化还原法脱硝技术是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家地区的大多数电厂中基本都应用此技术，它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。
SCR 技术原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将NOX 还原成N2 和H2O。
NH3与烟气均匀混合后一起通过一个填充了催化剂(如V2O5-TiO2)的反应器，NOx与NH3在其中发生还原反应，生成N2和H2O。反应器中的催化剂分上下多层(一般为3—4层)有序放置。
该方法存在以下问题：催化剂的时效和烟气中残留的氨。为了增加催化剂的活性，应在SCR前加高校除尘器。残留的氨与SO2反应生成(NH4)2SO4，NH4HSO4 很容易对空气预热器进行粘污，对空气预热器影响很大。在布置SCR的位置是我们应多反面考虑该问题。
型火电机组湿烟囱排放
2008-04-21 17:02:49 作者： 来源：互联网 浏览次数：21 文字大小：【大】【中】【小】
简介：摘 要:阐述了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气加热器的运行特点,对脱硫装置采用湿烟囱排放的可行性和存在的问题进行了分析,对脱硫装置提出了改进措施。建议采用钛和钛铂合金复合板作烟囱内筒,可以降低烟气对烟囱的 ... 摘 要:阐述了火电厂湿法烟气脱硫装置中烟气加热器的运行特点,对脱硫装置采用湿烟囱排放的可行性和存在的问题进行了分析,对脱硫装置提出了改进措施。建议采用钛和钛铂合金复合板作烟囱内筒,
可以降低烟气对烟囱的腐蚀,延长烟囱的使用寿命。
关键词:脱硫装置;烟气加热器;湿烟囱排放;腐蚀
目前,国内大型火力发电机组几乎都采用石灰石/石膏湿法脱硫,投资较大,一般占电厂投资的
8%。大部分电厂脱硫装置选择的气-气加热器(即烟气加热装置GGH)的价格昂贵,约占整个脱硫设备投资的7%左右。自20世纪80年代中期以来,美国设计的大多数FGD已选择湿烟囱运行,省除了烟
气加热装置,经济优势十分明显。近年,这种湿烟囱排放工艺在我国也得到了应用。
1 湿烟囱排放的可行性
目前,FGD工艺技术水平的烟气加热器对于减少洗涤器下游侧的冷凝物是有效的,对去除透过除雾器
被烟气夹带过来的液滴和汇集在烟道壁上较大液滴的作用不大。因此,烟气加热器对于
降低其下游侧设备腐蚀的作用有限。实际上,无论是洗涤器上游侧的降温换热器还是下游侧的加热器,其本身的腐蚀问题就很严重。据统计,美国大部分火电厂的FGD装置均未设置烟气换热器;德国采用的湿烟囱是将烟气直接排入双曲线冷却塔的水雾中,冷却塔的空气流量大约是烟气流量的20倍,将脱硫后的烟气通过冷却塔排放的德国电厂已超过15座,省去了建湿烟囱的投资,降低了烟气污染物的扩散能力。我国漳州后石电厂采用6套海水脱硫装置,不设置GGH,吸收塔出口的低温湿烟气经240 m
高的钢制湿烟囱直接排放。此外,还有许多在建机组采用湿烟囱排放。
2 湿烟囱排放存在的问题
2.1 烟流扩散
为防止烟流下洗(downwash),要求烟囱出口烟气流速不宜低于该处风速的1. 5倍,一般为20 ~30 m/s,排烟温度在100℃以上[2]。由于烟流下洗会腐蚀烟囱的组件材料,减弱烟气的扩散,而且外烟囱直径过大,还会在其下风侧产生较大的低压区,因此,多烟道烟囱比单烟道烟囱发生烟流下洗的可能性较大。另外,湿烟囱排放的低温烟气升力较小,垂直扩散速度偏低,出现烟流下洗的可能性较大。湿烟囱的另一个问题是烟囱“降雨”(stackrain out),即烟气夹带的液滴形成的降雨通常发生在烟囱下风
侧几百米内。
2.2 烟气的黑度
发电厂排放烟气的透明度主要受飞灰颗粒物、液滴和硫酸雾的影响,饱和热烟气离开烟囱后 温度会急剧下降,形成水雾。这种含有较多水汽或其它结晶物质的白色烟气会降低烟气的黑度,使测得
的黑度不能真实反映对大气污染的情况。
2.3 烟气升空高度对环境的影响
图1为脱硫前后烟气的升空高度与锅炉负荷关系示意图。由图1可知,脱硫后烟气升空高度 降低约80 m。地面烟气最大浓度与污染物排放量成正比,与有效源高(烟囱几何高度+烟气升 空高度)平方成反比。虽然脱硫后烟气升空高度降低,但脱硫后烟气中的污染物已大大减少,因而不会造
成更大的环境污染[1]。
2.4 对烟囱热应力的影响
烟囱热应力与烟气在烟囱内外温度差成正比,烟气在烟囱内外温差由脱硫前的114℃降低
到脱硫后的59℃,烟囱热应力减小,对烟囱的安全运行有利[1]。
3 湿烟囱排放与脱硫装置的改进
3.1 除雾器
为了提高除雾器的除雾效率,除雾器端面与喷淋层应有适当的距离;除雾器端面烟气分布应
尽量均匀;应选用临界速度高、透过夹带物少(小于50 mg/m3)、材料坚固、表面光滑的高性能除雾器;尽可能选择水平烟气流除雾器。为了保证除雾器可靠运行,应设置可靠的程控冲洗、压差监视、超
温保护装置。
3.2 出口烟道
在烟道设计时,应尽量减少雨滴淤积,有利于冷凝液排往吸收塔或收集池;膨胀节和挡板不能 布置在低位点,同时要设计排水设施,尽量减少烟气夹带液体,对烟道尽量采用外加强肋。如果烟气流速始终低于所用结构材料要求的临界流速,就可以最大限度减少夹带液体。对大多数出口烟道材料来说,重新夹带液体的烟气流速是12~30 m/s,内表面平整光滑、不连续结构少烟道的临界流速可取该范围的上限。增加烟囱出口烟气流速可以减少烟流下洗和增强扩散,因此,美国大部分火电厂在烟囱出口处装设调节门。对于有多个内烟道的烟囱,内烟道要比外烟囱高(相当于2倍内烟道直径),这样可以减少
烟流下洗。
3.3 湿烟囱的结构材料
湿烟囱衬里材料能够防止湿烟气中腐蚀性液体和颗粒物对烟囱造成的损坏。对于结构材料不适合湿态烟气运行的现有烟囱,必须选用合适的材料重新衬覆,即根据预测的腐蚀环境并兼顾最大限度地减少烟囱排水来选择材料。在湿烟囱系统设计时,要设置倾斜出口烟道、安装集水装置、提供尺寸合理的密封排水系统等。湿烟道和湿烟囱的内壁处于硫酸、亚硫酸、氯化物、氟化物的冷凝物和固形物等环境
(pH=1~
2)中,遇到FGD故障而排放旁路烟气,遭受高温作用,因此,湿烟道和湿烟囱内壁不能采用FRP、有机改性树脂衬复钢板等材料。而美国火电厂出于制造费用考虑,将耐酸砖作为燃煤电厂砌内烟囱的主要用材。目前,我国大型火电厂烟囱一般都选用高240 m、双钢内筒、多管式烟囱。外筒用钢筋混凝土,钢内筒采用自立式,选用耐硫酸露点用钢。外高桥电厂二期工程目前还未投入脱硫装置,烟囱采用双钢内筒多管式烟囱,其耐硫酸露点用钢10CrMnCu只能满足GGH加热到80℃的烟气排放要求,面临着机组投入脱硫装置时对烟囱进行改造的困难。外高桥电厂三期工程采用的脱硫方式目前还未确定,但
已考虑采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
4 结论及建议
随着除雾器、烟道、湿烟囱设计的改进和结构材料的发展,从技术和经济的角度来说,省却GGH是可
行的,而且湿烟囱FGD的总投资、运行和维护费用比装有GGH的FGD要低的多。
a.大型电厂大多采用湿法脱硫,烟囱中烟气湿度较大,温度偏低,烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。由于烟气脱硫后对烟囱的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的复杂过程,建议设计时采用钛或钛铂合金钢复合板,烟囱内筒虽然一次性投资较大,但寿命为15~20年,能节约维修费用,降低停机造成的经
济损失,可靠性较强。
b.对大型电厂湿法脱硫烟囱内筒的设计,应严格执行DIJT5121-2000《火力发电厂烟煤粉管道设计
技术规程》,建议采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
c.在满足能源政策、环保要求和气象条件允许情况下,尽量不装设GGH,采用湿烟囱排放。 肋。如果烟气流速始终低于所用结构材料要求的临界流速,就可以最大限度减少夹带液体。对大多数出口烟道材料来说,重新夹带液体的烟气流速是12~30 m/s,内表面平整光滑、不连续结构少烟道的临界流速可取该范围的上限。增加烟囱出口烟气流速可以减少烟流下洗和增强扩散,因此,美国大部分火电厂在烟囱出口处装设调节门。对于有多个内烟道的烟囱,内烟道要比外烟囱高(相当于2倍内烟道
直径),这样可以减少烟流下洗。
3.3 湿烟囱的结构材料
湿烟囱衬里材料能够防止湿烟气中腐蚀性液体和颗粒物对烟囱造成的损坏。对于结构材料不适合湿态烟气运行的现有烟囱,必须选用合适的材料重新衬覆,即根据预测的腐蚀环境并兼顾最大限度地减少烟囱排水来选择材料。在湿烟囱系统设计时,要设置倾斜出口烟道、安装集水装置、提供尺寸合理的密封排水系统等。湿烟道和湿烟囱的内壁处于硫酸、亚硫酸、氯化物、氟化物的冷凝物和固形物等环境
(pH=1~
2)中,遇到FGD故障而排放旁路烟气,遭受高温作用,因此,湿烟道和湿烟囱内壁不能采用FRP、有机改性树脂衬复钢板等材料。而美国火电厂出于制造费用考虑,将耐酸砖作为燃煤电厂砌内烟囱的主要用材。目前,我国大型火电厂烟囱一般都选用高240 m、双钢内筒、多管式烟囱。外筒用钢筋混凝土,钢内筒采用自立式,选用耐硫酸露点用钢。外高桥电厂二期工程目前还未投入脱硫装置,烟囱采用双钢内筒多管式烟囱,其耐硫酸露点用钢10CrMnCu只能满足GGH加热到80℃的烟气排放要求,面临着机组投入脱硫装置时对烟囱进行改造的困难。外高桥电厂三期工程采用的脱硫方式目前还未确定,但
已考虑采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
4 结论及建议
随着除雾器、烟道、湿烟囱设计的改进和结构材料的发展,从技术和经济的角度来说,省却GGH是可
行的,而且湿烟囱FGD的总投资、运行和维护费用比装有GGH的FGD要低的多。
a.大型电厂大多采用湿法脱硫,烟囱中烟气湿度较大,温度偏低,烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。由于烟气脱硫后对烟囱的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的复杂过程,建议设计时采用钛或钛铂合金钢复合板,烟囱内筒虽然一次性投资较大,但寿命为15~20年,能节约维修费用,降低停机造成的经
济损失,可靠性较强。
b.对大型电厂湿法脱硫烟囱内筒的设计,应严格执行DIJT5121-2000《火力发电厂烟煤粉管道设计
技术规程》,建议采用两台炉合用1个钛钢内筒单管式烟囱。
c.在满足能源政策、环保要求和气象条件允许情况下,尽量不装设GGH,采用湿烟囱排放。
烟气调质是指采用调节烟气温度或湿度以及增加其他调质剂以降低粉尘电阻率的方法。气体中水分的增加，或加入某些少量化学试剂如SO3、NH3和Na2CO3，都可增加粉尘的电导率。水的喷淋是特别有效的，同时可获得水分调节和降温的双重作用。在较低或较高温度下，许多工业粉尘可以具备集尘所需的足够电导率。在某些情况下，改变生产工艺或在设计阶段把电除尘器安装在适当位置，均可获得较低或较高的温度。寻求经济有效的烟气调质剂和方法是电除尘器研究中的一个重要方面
大型燃煤锅炉烟气调质系统
大型燃煤锅炉普遍采用电除尘器作为烟气除尘设备，当燃用低硫煤时，经常会遇到粉尘
高比电阻问题。高比电阻粉尘不容易荷电或释放核电，积聚在极板上的高比电阻灰层会抑制电晕电流的产生，并容易引起火花甚至反电晕，严重恶化电除尘器各电场的供电质量，降低电晕密度。
电除尘器电是关键，供电质量恶化会使电除尘器工作困难，除尘效率下降，粉尘排放超标。如何解决高比电阻的问题是世界性的难题，用混媒或控制电流的方法不能从根本上解决问题，而且要以增加巨大的设备和运行成本为代价。
北京蓝德世通环保科技有限公司最新开发的PCS烟气调质系统，从中国的煤质特点出发，选配化学调质剂，并采用先进的喷射雾化技术和模糊控制系统，对烟气进行调质处理，降低粉尘的比电阻，恢复电除尘器的高收尘效率，降低粉尘排放。对于早期建设的比积尘面积较小的电除尘器，PCS烟气调质系统可有效提高其除尘效率。
该系统为国内首创，并已达到世界先进水平，特点如下：
1. 煤种适应性强，对所有高酸性或高碱性粉尘都具有良好的降比电阻效果。
2. 调制剂具有凝聚作用，可减少粉尘的二次飞扬。
3. 长期使用可解决极板挂灰的问题。
4. 投资少，建设周期短，运行费用低。
5. 系统集成度高，占地面积小，十分适合老电厂的技术改造。安装不需停炉，不影响机组可用率。
6、全自动模糊控制，兼作粉尘排放连续记录。
7、运行可靠，维护工作量小。
8、调质剂无毒、无害、不受化学管制，使用安全。
9、对其它设备和灰的综合利用无不利影响。
自工业革命以来，工业化进程使人们的生活水平得到了前所未有的提高。煤炭的大量使用，虽然为工业运转提供了强大的动力，同时也带来了严重的污染。在我国早期经济建设过程中，由于资金和技术等有关因素的制约，在工业发展的同时没有严格控制各种污染物的排放，环境保护滞后于工业进步，到目前，环境形势已十分严峻，在联合国评出的世界10大污染最严重的城市中，中国的城市占了一半以上，而且首都北京也赫然在列。随着人们生活水平的提高，人们越来越关注周围环境的质量，环境保护成为人们日益关心的话题。北京将举办2008年奥运会，绿色奥运，早已使北京的环境问题成为世人瞩目的焦点，环境治理刻不容缓。
在大气污染方面，由煤炭燃烧产生的污染物主要有两种：烟尘和SO2，火力发电厂是燃
用煤炭的大户，也是这两种污染物的主要排放源。因此降低火力发电厂的烟尘和SO2的排放量，是改善空气质量，让首都天更蓝的重要措施。目前北京火力发电厂的污染物排放标准为：固体颗粒物，即灰尘：50mg/Nm3。
根据法规的要求，目前电厂普遍燃用含硫量不超过1%的低硫煤。燃用低硫煤存在一个问题：低硫煤燃烧后产生的烟气中的粉尘往往比电阻过高，导致电场高火花率或反电晕等高比电阻问题，使电除尘器效率降低，导致烟尘排放浓度增加。
针对这一问题，北京蓝德世通环保科技有限公司从1998年就开始收集中国各地的煤质资料，进行研究分析，配制出功能完善化学调质剂，并采用先进的雾化技术和模糊控制系统，对锅炉烟气进行调质处理，促进粉尘的导电性，降低比电阻，从而提高电除尘器的除尘效率，成功地解决了燃用低硫煤的锅炉的烟尘排放问题。该系统为国内首创，并已达到世界先进水平。
应用领域
该系统可用于以下领域：
1. 早期建设的电除尘器的改造，以满足新的环保要求
目前在役的许多旧电除尘器在建设时是遵照老的环保标准设计的，当新的环保标准出台后，这些旧电除尘器就不能满足环保要求了，令生产企业和环保管理部门都感觉为难，使用PCS烟气调质系统进行改造，可以成功解决这一难题。
2. 现有达标电除尘器的升级，加大满足排放要求的裕度
环保标准日益严格，提早采用应对措施可避免未来强制性的降负荷或停炉。PCS烟气调质提供了投资少见效快的选择。
3. 未达到设计效率的新建电除尘器
新建电除尘器根据应用工况设计，并留有裕量，但也可能由于一些不可预见的原因达不到设计效率。PCS烟气调质提供了简单有效的补救方案。
4. 运行温度超高的电除尘器的改造
锅炉长期运行后热效率下降，导致烟气温度超高，超过了电除尘器的设计裕度，出现火花增多、发电晕或严重的二次飞扬问题。使用PCS烟气质可选择降低烟气温度或降低比电阻的方式解决这个问题。
一、引言
国内第一套SO3 烟气调质系统，由北京威尔普能源技术有限公司推出，于2004
年8 月在内蒙大唐托电一期1#、2#炉2×600MW 机组上安装调试完成并投入运行。该 系统成功地解决了燃用低硫煤时粉尘比电阻过高导致的难于捕集的问题，使电除尘器
的除尘效率显著提高，粉尘排放达到国家标准，并且无不良副作用。在2005 年8 月由 国家环保局环评中心组织召开的火电厂烟气调质技术评估上，各专家对该技术给予了
充分肯定。2005 年9 月，托电二期3#、4#炉2×600MW 机组安装完成并成功实现与一 期调质的对接过渡，11 月调试完成并正式投入运行。四套调质形成一个完整的网络控
制系统，实现了托电一、二期粉尘达标排放。该系统的成功应用已成为我国电力环保
事业的一个新的里程碑。
二、系统简介
1、烟气调质及工作机理：
烟气调质就是在烟气进入电除尘器之前对烟气进行调质处理以降低粉尘比电阻，
提高粉尘颗粒的荷电性能，使之易于被电除尘器捕集，以提高电除尘器效率，降低粉
尘排放。
SO3 调质就是以SO3 作为调质剂的调质系统，这在我国是首次使用，但在国外已
有多年的应用经验并日臻成熟。
2、工艺流程：
托电调质系统从工艺构成上大致可分为三大部分——硫磺储罐、集成箱和喷枪系统，工艺流程如图1 所示。
硫磺储罐用于将固体硫磺熔化并储存。储罐内的硫磺经硫磺管道输送到集成箱，在集成箱先将硫磺燃烧生成SO2，再将SO2 催化氧化生成SO3。生成的SO3 气体与热空气混合气体经管道输送到喷枪系统，最后喷射到烟气中实现调质。
四台集成箱位于各自锅炉房的零米；硫磺储罐为四套装置共用，位于一、二期锅炉房之间新建的一个储间内。
3、控制系统：
由于系统中各种过程介质的特殊性，对控制系统提出了很高的要求。
整个系统的控制由以Rockwell 控制器、HMI 和软件为中心的设备组成的DH+网络来完成。 控制系统网络结构：
如图2 所示，在网络中共有13 个站：在网络结构上，以共用储罐PLC 为中心呈对称分布。每套调质各含3 个站：PLC 控制器、就地HMI(人机界面/上位机)、远程上位机。每个集成箱的就地HMI 和PLC 都位于集成箱的控制柜中，远程上位机位于除灰主控室。从每台上位机都可实现对储罐位置的设
备的监控。
其中，一期1#、2# PLC 和储罐PLC 采用SLC500 控制器，通信方式为直接通信；二期3#、4#采用Contrologix5000 控制器，通信方式采用OPC 通信。
四套设备的就地HMI 都采用AB 的Versaview 1500W 触摸屏工业机、远程上位机采用DELL台式计算机。八台HMI 的监控软件都采用RSView32，通信软件采用RSLinx professional，通信硬件为PKTX 通信卡。
三、RSView32 软件通信配置
RSView32 软件是由Rockwell 开发的基于Windows 的监控软件，分开发版和运行版，用于创建和运行数据采集、监视及控制的应用程序。该软件可靠性高、应用灵活，
很容易完成应用程序的开发和调试。软件开发环境如图3 所示。
图3. RSView32 开发环境
上位机通信硬件是1784-PKTX 通信卡，插卡安装完成后安装并运行RSLinx 通信软件，进行通信配置。RSLinx 通信配置方法很简单，如图4 所示的3#通信配置为例：
首先新建一个驱动器，在左上方Available Driver Types 选项中选包含PKTXD 卡的选项，然后单击
Add new 按钮；再单击Configure 按钮对新建的驱动进行配置。详细配置如图4 所示。
四、调质系统的监控程序
每套调质设备对应的就地和远程HMI 都可实现对本调质设备的监控。两台HMI可以同时监视系统状态，但任意时刻只能由一方执行控制功能，这样可以避免控制上的混乱或两地同时操作造成的意外事故。
系统默认采用远程控制，远程HMI 上有一个控制权切换按钮可以人为地切换控制权位置。运行过程中如果正掌握控制权的HMI与设备PLC 通信出现故障，则控制权自动切换到另一台HMI 上。 系统监控程序的主体是控制画面，主要包括报警画面、报警记录画面、总流程画
面、各流程细节画面、实时趋势画面、历史趋势画面等。图5 所示为细节流程画面中的硫磺储罐画面。
报警画面在系统出现报警时自动弹出，报警信息以红色显示并闪烁。运行人员可 对该报警进行确认和复位，也可对窗口中的所有报警确认和复位。如果警报解除，确
认和复位操作后该报警信息消失，否则仍保留在窗口中，但颜色不再是红色，表 示已确认过。图6 所示为报警画面。
实时趋势画面和历史趋势画面显示当前和历史的过程变量曲线，在实时趋势画面 中可以对过程控制参数进行修改，历史趋势画面中只是用来显示设备运行的历史记录。 图7 所示为硫磺流量的历史趋势画面。运行人员的正确操作可以安全地保存系统的历 史记录。通过这些曲线，工程人员可以对系统曾经出现过的问题进行分析，也可通过 定期查看历史曲线，对当前存在的事故隐患及时发现并处理，做到防患于未然。
在历史趋势画面中可监视系统半年内的历史曲线，历史数据保留的期限可以由编
程人员根据计算机的硬盘容量设置更改。
在相关控制画面中分布着相应的控制功能。系统监控分多个权限，一般运行人员 可进行普通操作，重要运行参数的修改必须由具备操作权限的工程人员或管理人员以 口令登录后才能实施。
结束语：
托电烟气调质系统的自动化程度高，正常情况下运行人员在控制室上位机即可轻 松完成监控任务，且系统维护工作量小。自2004 年正式投运以来的运行实践表明，系 统具备很高的稳定性和可靠性。调质系统一经投运，基本看不到烟囱在冒烟，可见效 果非常显著。该技术必将对我国的环保事业产生积极的深远的影响。
参考文献
除尘设备设计安装、运行维护及标准规范操作指南
Rockwell Software. RSView32 用户手册
Rockwell Automation. RSLinx Getting Results Guide
作者简介：
耿红旗 男 1972 年生 工程师 毕业于北京化工大学自动系 现在北京威尔
普能源技术有限公司从事工程技术工作