脱硫自查报告
脱硫专项检查自检报告
1．脱硫基本情况
1.1 脱硫设施建设
大唐洛阳热电厂总装机容量100.5万千瓦，6炉5机设置，其中2×300mw机组5、6号炉脱硫岛为一炉一塔，分别于2006年1月12日和2006年2月26日投运，2×165mw机组1、2、3、4炉脱硫岛为二炉一塔，2006年12月21日和2006年12月28日投运，165 mw机组脱硫与300mw机组公用一套脱硫湿磨制浆、石膏脱水设备，2007年7月实现了和省市环保部门、电力监管部门在线监测系统的联网运行。脱硫工程均由大唐环境科技工程有限公司epc 方式总承包，西北电力建设工程有限责任公司负责监理，总投资2.932亿元。烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫技术，技术支持方为奥地利aee公司，设计脱硫效率不低于95%，使用寿命30年。目前脱硫设施运行基本稳定，脱硫效率满足设计要求。各项审批手续齐全，如：项目备案表、可行性研究报告及批复文件、标书及批复文件、招投标及批复文件、合同及技术协议、开工及批复、初步设计、环境影响报告表及批复、限期治理方案及批复、环保竣工验收批复、脱硫电价批复等。
1.2 脱硫规章制度建设
大唐洛阳热电厂制定了脱硫设施运行规程、检修规程、点检定修标准、脱硫设施系统图册、操作票和工作票标准票、
脱硫运行交接班制度、文明生产管理制度、脱硫设施巡回检查制度、脱硫设备定期切换与试验制度、脱硫运行人员岗位责任制度、脱硫设备技术规范等管理制度和标准，而且对脱硫设施安全管理、检修管理、缺陷管理以及运行管理纳入电厂的有关管理制度中，把脱硫设备纳入主机管理，把脱硫环保设备的技术监督项目纳入全厂技术监督管理，并明确设备管理部化学环保高级主管做为专业负责人负责脱硫设施的技术监督管理工作。对于石灰石也建立了石灰石管理制度，建立烟气在线连续监测系统管理制度。
1.3 脱硫管理机构和人员
设备管理部成立了除灰脱硫专业，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫专业点检员3名，其主要负责全厂脱硫设备，并全部已取得集团公司下发的点检员上岗证；发电部将脱硫系统的运行管理纳入了辅机集控管理，并设置高级主管1名，主管1名，脱硫运行人员34名，其中5名主值具有集团公司颁发的脱硫值班员合格证，其他值班员全部具有脱硫高级工技能鉴定证。
1.4 脱硫设备管理
脱硫设备管理已纳入主设备管理，严格执行《缺陷管理制度》，进行脱硫设备点检，点检通过日报、周报、月报形式，掌握设备性能和恶化趋势，及时安排设备检修，每月每人要进行缺陷分析总结，脱硫设备消缺率达到95%以上。
脱硫设备检修纳入企业计划检修管理，并制订年度大、小修计划、辅助检修计划、技术改造计划。
脱硫系统主设备运行基本正常；165mw机组烟囱已防腐，无腐蚀，有冷凝液收集系统；300mw机组烟囱无防腐，有ggh，烟道系统防腐层有脱落现象；cems装置及ph计、浊度仪等在线仪表配备是齐全，测量准确，仪表冲洗、吹扫系统合理；但仪表探头存在着腐蚀、磨损等现象；烟道挡板开、闭正常；浆液循环泵轴承运行中正常；叶轮、泵体腐蚀泄漏；除雾器有堵塞脱落现象，ggh堵塞结垢。
执行“逢停必查”原则，制定逢停必检项目，利用每一次机组停运机会，对脱硫塔塔体防腐层、烟道防腐层、烟道接口等重点部位进行全面检查，发现问题及时处理。
脱硫设施备品配件储备充分，特别是公用系统以及容易受到腐蚀的系统和设备，其备品配件储备率达到90％以上，重要部件采购周期长。
1.5 脱硫运行管理
脱硫设备运行现场按照厂部安全文明生产责任分工进
行保洁，现场各处安全标识、铭牌编号、介质流向、设备着色应均按照集团公司有关规定执行。
脱硫系统“两票三制”管理统一纳入厂安全生产管理，并不断修订完善。设备缺陷及缺陷处理纳入厂设备缺陷管理系统按期消缺。
脱硫运行纳入了辅机集控管理，运行人员配备齐全，岗位责任清晰，脱硫系统运行日志纳入厂运行日志记录系统，抄录参数按照2009年3月1日集团公司下发的标准进行抄录，各种脱硫系统记录台帐基本完备。
脱硫石灰石每车称重、取样化验，化验工作从2009年2月份开始按照每个工作日化验一次，当天每车取样混合后化验，记录齐全；脱硫石膏拉运时进行称重，并积极进行综合利用。
脱硫系统用电单耗纳入厂用电小指标考核体系，制定脱硫系统节电竞赛管理办法，物料平衡进行分析有待完善。
1.6 脱硫在线监控
制订了脱硫烟气连续监测系统的运行管理制度，每天坚持巡视烟气在线监测装置运行情况，对cems和脱硫dcs历史数据站的检修维护，均明确了职责，实行设备专责工管理，检修记录、校准记录齐全，历史数据站数据、曲线齐全、完善。
1.7 脱硫台账及记录数据
制订了《脱硫档案管理制度》，明确了发电部、设备部脱硫专业、设备部环保主管、环保科、物资部、燃料质检部等相关部门及专业的职责，各相关专业每月将脱硫相关支持性材料汇总至环保科环保主管处进行汇总、分析，并归档。
1.8其它（环保验收、脱硫电价、特许及委托运行、限期治理、通报与处罚等）
2×165mw机组1、2脱硫塔，2006年12月21日和2006年12月28日投运，2007年1月1日开始享受脱硫电价，2007年1月21日通过省环保局的环评验收。洛阳双源公司2×165mw 机组1、2脱硫塔2007年因脱硫系统运行不稳定，2008年6月份被国家环保通报。
2×300mw机组5、6号脱硫塔，分别于2006年1月12日和2006年2月26日投运，2006年4月1日开始享受脱硫电价，2007年3月13日通过国家环保局的环评验收。
1.9 各脱硫系统2008年1-12月份和2009年1-2月份统计数据
表 1 2008年1-12月份统计数据篇二：环保自查报告
东海热电脱硫设施建设和试运情况自查报告
根据鲁电监价财〔2008〕19号文件《关于对省燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况检查的通知》要求，东海热电有限公司对脱硫设施的建设和运行情况进行了全面检查。现将自查情况汇报如下：
一、2×150mw炉后烟气脱硫设施建设情况
根据鲁环审〔2007〕187号文件要求，东海热电一期2×150mw炉后烟气脱硫和除尘改造工程在2007年底前完成。该工程由南京龙源环保工程有限公司以总承包方式负责设计、安装、调试等，其中土建部分由南山建筑公司负责。工程采用循环流化床干法脱硫工艺，脱硫效率在90％以上，同时安装袋式除尘器，确保锅炉烟气在脱硫设施正常运行后能够满足《火电厂大气污染物排放标准》（山东省地方标准db37/664-2007）第三时段标准要求，实现烟气的达标排放。一期脱硫工程2007年5月份开工建设，为了按质按量按期完成，公司领导高度重视，加强组织协调，施工安装队伍加班加点进行施工，终于在2007年12月21日建成并开始整体投入试运行。
二、2×150mw炉后烟气脱硫设施试运情况
自2007年12月中旬开始，南京龙源环保工程有限公司分别对脱硫设施的烟气系统、脱
硫剂制备存储输送系统、脱硫灰循环系统、工艺水系统、流化风系统、除尘系统、输灰系统、
电气系统、自控系统进行了分部调试，于12月21日开始投入整体试运行。
为了明确调试任务和责任，提高调试质量，公司成立了以运行副总为总指挥、
脱硫办和承包方及灰水、热控等有关分场人员参加的脱硫试运指挥部，对脱硫系统试运
工作进行总体协调指挥。
调试程序如下：厂用电带电——dcs内部调试——工艺系统分部试运（包括单体和分系
统试运）——烟风系统冷态试运——整套启动试运——热态试验——系统参数优化——
(72+24)h试运
调试过程中发现生石灰给料设备出力不够，现场技术人员便对其进行了加大改造，取得
了较好效果。
在从单体设备到整体系统进行调整试运和消缺过程中，建立了脱硫设施运行日志、烟气
连续监测数据、脱硫剂的使用量记录、运行故障及处理记录等有关记录。
目前，南京龙源环保工程有限公司的有关技术人员还在现场进行设备调试并收集整理各
种原始资料，东海热电有限公司拟在其设备系统整体调试合格并正式投运后，向环保部门申
请正式验收。
煤质分析和脱硫剂的年用量：
煤质特性表
根据脱硫技术协议要求，所提供的生石灰粉必须满足以下要求: 氧化钙〈cao〉含量：≥
85％粒径: ≤1mm 消化速度：德国t60标准，4分钟温升〉60℃脱硫系统的设计采用一炉一套独立的系
统。
脱硫除尘岛ca/s(mol/mol)≤1.25 （硫份为锅炉出口烟气中so2的摩尔数，bmcr工况）。
以上述品质的生石灰作原料，设计煤种脱硫剂用量：2.2吨/小时。生石灰仓总的有效容积将
不小于锅炉bmcr工况下校核煤种3天用量。脱硫系统不影响机组的安全、稳定运行。脱硫系
统不降低机组的出力，不影响锅炉效率。脱硫系统运行及停运不造成锅炉停炉和影响锅炉的
负荷，脱硫系统的负荷范围与锅炉负荷范围相协调，为锅炉最大连续出力的50%～100%。在
负荷调整时有良好的、适宜的调节特性，在电厂运行的条件下能可靠和稳定地连续运行。脱
硫系统运行及停运时保证不影响除尘器的安全正常运行。脱硫后烟气温度保证满足布袋除尘
器进口处烟气温度高于烟气水露点20℃以上的要求，保证脱硫系统所有设备不产生腐蚀和结
露现象。
脱硫副产物采用气力输送至灰库，然后由汽车直接送至砖厂综合利用。三、2×220mw
机组烟气脱硫设施在建情况
二期2×220mw机组烟气脱硫工程采用旋转喷雾半干法脱硫工艺，设计脱硫效率为95％
以上，该工程总投资约8500万元，除土建部分由南山集团建筑公司负责施
工外，其余设计、安装、调试等全部由广州天赐三和环保工程有限公司以总承包方式负
责完成，计划于2008年7月底前建成投运。此工程自2007年10月下旬土建开工，至目前已
完成土建总工程量的约50％；天赐三和公司安装队伍于12月中旬进场开工，目前已完成安
装总工程量的约35％。我公司计划通过加强协调，在确保安全、质量的同时，进一步加快施
工安装速度，力争提前建成投运。
四、烟气在线监测系统安装、联网及运行情况。
公司共4台机组，每台机组按装一台烟气在线监测装置。原烟在线监测系统于2007年9
月底前安装调试完毕并投入正常运行，11月与烟台市环保局监控中心联网。自投运以来，在
装置连续运行的基础上，有关人员认真填写“烟气在线监测运行记录”，出现问题及时联系青
岛佳明厂家进行维修，保证了烟气在线监测装置正常运行。
目前烟气自动在线监测系统运行正常。
龙口市东海热电有限公司
2008年2月25日篇三：环境保护自查报告
山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目
环境保护自查报告
建设单位：山东菏泽德泰化工有限公司（盖章）
2009年6月17日
一、建设单位基本情况，本项目概况
1、单位基本情况：
山东菏泽德泰化工有限公司地处菏泽市开发区煤化工业园，2007年12月，投资24000
万元建设100万吨/年油浆芳烃抽提装置采用与其他科研单位联合开发了催化裂化外甩油浆
双溶剂抽提新工艺，对重油催化装置的产品油浆进一步加工，生产重芳烃系列高附加值化工
产品，广泛用于道路沥青、橡胶、塑料和碳素纤维材料等行业，延伸了产业链并达到催化油
浆综合利用之目的，减轻了环境污染。
2、项目概况：
（1）项目组成：拟建项目建设内容为100万t/a芳烃抽提装置，由主体工程、储运工程、
环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。
项目组成一览表1-1 1
（2）主要建设内容：见工程主要设备表1-2。
表1-2 主要设备一览表
2
菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于2008年9月委托山东省环境保护科
学研究设计院编制了《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境影响报告
书》，并于2008年10月得到山东省环保局批复。
菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目于2008年10 3
月开工建设， 2009年3月竣工验收，在2009年4月得到菏泽市环保局同意进行试生产，
批复试生产时间为：2009年4月2日—2009年7月1日。在试生产期间未出现环境污染情况。
菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目总投资24000万元，其中环保投资1920万
元。
二、环评批复落实情况
1、施工期间环保措施落实情况
该项目在施工期间严格按照《山东菏泽德泰化工有限公司100万吨/年芳烃抽提项目环境
影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为减少对周围环境的影响，我们
采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。 1.1噪声污染控制措施
（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，
避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。
（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，
运输车辆采取控速进场措施。
（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周
围村民的生活。 1.2扬尘污染控制措施
（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。
（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。
（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬
4篇四：环境保护自查报告(改进版) ××××××有限公司3000吨/年糠醛加工项目
环境保护自查报告
建设单位：××××××有限公司（盖章）
20014年9月15日
一、建设单位基本情况，本项目概况
1、单位基本情况：
××××××糠醛有限公司地处××××××市××××××工业园区，始建于2009
年8月，项目一期工程投资3000万元，
预期可年产3000吨工业糠醛。糠醛是一种重要的化工产品，广泛应用于合成塑料，农药，
医药，钢铁，石油等工业。生产工艺采用目前较为成熟和先进的水解三双串联和连续精制工
艺进行糠醛生产。同时配备使用了先进的废水蒸发处理器及烟气脱硫除尘系统，有效地减轻
了环境污染。 2、项目概况：
（1）项目组成：拟建项目建设内容为3000万t/a糠醛提取装置，由主体工程、储运工
程、环保工程和公用工程部分组成，拟建项目组成情况见表1-1。
项目组成一览表1-1 1
（2）主要建设内容：见工程主要设备表1-2。
表1-2 主要设备一览表
2
（3）项目基本概况：
①环评情况项目建设用地为××××××工业园区预留工业用地，厂区占地10000㎡,
项目为公司新建工程，且与阿荣旗产业定位相符，符合×××××市统筹规划建设。②×
×××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于2010年06月委托内蒙古自治区环
境科学院编制了《××××××糠醛有限公司年产3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》。
于2011年9月27日得到了内蒙古自治区环境卫生厅的批复。③项目总投资2603万元，其
中环保设施投资300万元。
××××××糠醛有限公司3000吨/年工业糠醛生产项目于
2009年08月开工建设， 2011年4月竣工验收，在2011年月6得到
××××××旗环保局同意进行试生产。
二、环评批复落实情况 1、施工期间环保措施落实情况
该项目在施工期间严格按照《××××××糠醛有限公司年产
3 3000吨糠醛生产项目环境影响报告书》要求，认真落实环境影响报告书中环保措施。为
减少对周围环境的影响，我们采取了以下控制措施，将不利影响降到了最低。 1.1噪声污染
控制措施
（1）、合理安排施工时间。安排施工计划时，应尽可能避免大量的高噪声设备同时施工，
避开周围环境对噪声的敏感时间，避免夜间施工量。尽量加快施工进度，缩短整个工期。
（2）、降低设备声级。尽量选用了低噪声施工机械；施工过程中有专门的设备维护人员，
运输车辆采取控速进场措施。
（3）、降低人为噪声。根据当地环保部门制定的噪声防治条例的要求施工，以免影响周
围村民的生活。 1.2扬尘污染控制措施
（1）、施工场地每天定时洒水，防止浮尘产生，在大风日加大了洒水量及洒水次数。
（2）、施工场地内运输通道及时进行了清扫、冲洗，以减少汽车行驶扬尘。
（3）、运输车辆进入施工场地应低速行驶，或限速行驶，减少扬尘产生量。
（4）、施工渣土外运车辆加盖蓬布，减少了沿路遗洒。（5）、避免了起尘原材料的露天堆放。
（6）、所有来往施工场地的多尘物料应用帆布覆盖。
（7）、施工过程中，采用商品（湿）水泥和水泥预制件，尽量少用干水泥。
1.3生活废水控制措施
生活污水主要含ss、cod和动植物油类等，经埋地式无动力生活
4篇五：环保自查自检报告
子长县余家坪乡志安煤矿
环保工作自查自检报告
一、矿井概况
子长县余家坪乡志安煤矿地处子长县城南约6km，北与恒发煤炭股分合作公司整合区及志安煤矿整合区为邻，西与永兴煤矿及石家沟煤矿整合区对接，南与禾草沟二矿整合区接壤。
志安煤矿行政区划隶属于子长县余家坪乡管辖，交通便利，北距子长县城6km。子长县南距延安市93km，北距榆林市208km。西（安）---包（头）公路通过子长矿区，从子长县城到各煤矿均有公路相联。西（安）---包（头）铁路经过子长矿区，并在县城东约3km处建有子长煤台。矿区内各煤矿的煤炭均可运输到子长煤台，能通过铁路外运。
根据延安市人民政府于2007年4月编制的《延安市煤炭资源整合方案》和《延安市煤炭资源矿权设置方案》煤矿资源整合的区段，志安煤矿列入子长县煤矿资源整合区的《子长县双流湾煤矿资源整合区》，陕西省政府2007年6月20日以“陕政函[2007]74号”文批准由原子长县余家坪乡志安煤矿、张家坪煤矿整合而成志安煤矿，整合区编号：zh16。
整合后矿区面积为11.9279km2，可采煤层5号和3号两层，煤层厚度为0.60～0.75m，保有资源/储量650万t。
2008年2月，建设单位委托陕西省榆林市榆神煤炭建筑设计有限公司进行了《志安煤矿煤炭资源整合实施方案开采设计》和《志安煤矿煤炭资源整合实施方案安全设施设计》设计，矿井设计可采储量598万t，设计生产能力30万t/年，服务年限12.7a。矿井设计采用两斜一立综合开拓，
采用一个水平开采，开采层位于3号煤层中，标高+1048m。矿井通风采用中央并列式，抽出式通风，回采工作面采用高档普采采煤工艺，机械化生产。陕西省煤炭工业局和陕西省煤矿安全监察局分别以“陕煤局发
[2008]194号”和“陕煤安局发[2009]64号”文予以批复，陕西省环保厅以“陕环批复[2009]97号”文件对该项目环境影响报告书予以批复。
二、环保工作开展情况
（一）施工情况
矿井根据《建设项目环境保护管理条例》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》及陕环函（2007）599号文等有关规定，由西安地质矿产研究院承担矿井建设项目的环境影响评价工作。根据环境保护设施与主体工程“三同时”制度的要求，委托西安新业建设咨询有限公司对子长县余家坪乡志安煤矿30万吨/年改扩建项目的进行环境保护工程施工进行监督及监测工作。
目前，我矿排矸厂、污水处理站、锅炉除尘、噪音防治、地面防尘等环境保护设施已基本形成并投入使用。
（二）运行情况
矿井采暖系统：安装 2.8mw热风锅炉一台，clg-1.05-85/70常压热水锅炉一台，clg-0.70-85/70热水锅炉一台，5吨茶浴炉一台，每台锅炉均采用麻石水浴除尘器，除尘效率达95%以上，脱硫效率10%，锅炉烟气中烟尘和so2排放浓度分别为80mg/m3和459 mg/m3，均能满足《锅炉大气
污染物排放标准》二类区ⅱ时段排放标准要求。
矿井污水处理系统：井下污水处理站处理能力为q=150m3/ d，对井下泵房排至地面的矿井水进行处理。矿井水处理后水质可满足《煤炭工业水污染物排放标准》的规定。矿井水处理后，通过联合泵房，将水压入各生产场所，主要用于井上、下消防洒水系统和地面储煤场降尘和工业广场绿化使用。
生活污水处理系统：生活污水处理站处理能力为q=80m3/d，对生活污水进行深度处理，处理后水质可达到《污水综合排放标准》中的一级标准和《生活杂用水水质标准》，达到城市绿化标准和道路洒水标准，主要用于煤场降尘、道路洒水。
降噪系统：矿井充分考虑噪声对人员的影响，对产生噪声场所采用全密闭式处理，或选择带有消音装置的设备，努力降低噪音污染。
在矿区规划时，利用地形及建筑隔离等方式使生产区的噪声和尘源等与职工生活和办公区尽量隔绝，给职工创造宁静、温馨的生活和办公环境。
防尘系统：为防止煤场煤尘污染双刘湾河沟水体，煤场地面生产系统设置喷雾降尘设施、高压喷水设施、煤场周围设置降尘洒水管路，并在工业场地四周建成高8米的防风抑尘网，防止煤尘飞扬。
对主斜井原煤皮带输送机建设了皮带走廊，利用封闭的走廊来控制原煤运输过程中产生的粉尘。
固废处理工艺：矿井生活垃圾集中存放，定期运至子长县垃圾填埋场进行处理。
矸石处理：由汽车装运至矿矸石场，按照固体废物填埋场要求填埋并覆土绿化，并寻求矸石综合利用途径，以实现无害化、减量化、资源化。
三、存在问题
1、矿区道路因当地农民阻挠，迟迟没有动工，后来在多方努力及协调下，现正在建设阶段。
2、工业场地因洗煤厂建设迟缓，还没有硬化，在洗煤厂建成后，即进行硬化。
3、因建设需要对土方进行开挖，植被的恢复还没有到位，我矿将继续按照上级环保部门要求进行植被恢复及矿井绿化工作。
4、“两站”设备需要尽快完善，以便早日投入试运行。
5、矸石场边坡需要进行进一步修整。
6、场地内及周边部分地点存在弃土和矸石随意堆放现象。
矿井建设以来，我矿在开展环境保护方面进行了有益的探索和实践，积累了一些经验，取得了一定的成效。但我矿环境保护工作还处在起步阶段，与建设环境友好型矿井和实现可持续发展要求相比，还有差距，我们仍要加倍努力，进一步增强责任感和使命感，积极做好环境保护工作，为煤炭环境保护事业的发展作出贡献。
我国烟气脱硫发展现状研究
我国烟气脱硫发展现状研究 发表时间：2019-08-08T16:04:27.593Z 来源：《知识-力量》2019年9月36期作者：赵魏 [导读] 在我国快速发展的过程中，我国的经济在快速的发展，对于我国电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述的研究，其主要目的在于了解当前我国火电厂烟气脱硫工艺的现状，我国火电厂烟气脱硫在发展过程中的应用效果，为日后提高脱硫工艺技术在我国火电厂烟气脱硫中的应用水平提供宝贵的建议。本篇文章主要对当前我国火电厂烟气脱硫工艺的现状进行概括，对我国火电厂烟气脱硫生成物的综合性利用进行分析，同时对当前我国火电厂烟气脱硫过程中存在 （郑州大学，450000） 摘要：在我国快速发展的过程中，我国的经济在快速的发展，对于我国电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述的研究，其主要目的在于了解当前我国火电厂烟气脱硫工艺的现状，我国火电厂烟气脱硫在发展过程中的应用效果，为日后提高脱硫工艺技术在我国火电厂烟气脱硫中的应用水平提供宝贵的建议。本篇文章主要对当前我国火电厂烟气脱硫工艺的现状进行概括，对我国火电厂烟气脱硫生成物的综合性利用进行分析，同时对当前我国火电厂烟气脱硫过程中存在的诸多问题和相应解决措施进行深入研究。 关键词：烟气脱硫工艺；脱硫石膏；环保机制 引言 目前，国内火电烟气脱硫行业的发展已渐趋成熟，多有报道；非火电烟气脱硫行业虽已发展多年，却鲜见报道。本文对非火电烟气脱硫行业的发展情况进行了初步分析。本文所指非火电烟气脱硫主要是指大型企业所建自备电厂和热电厂、开发区热电厂、北方大中型供热站的65t/h以上锅炉以及烧结机、水泥炉窑、玻璃炉窑等工业炉窑的烟气脱硫。 1脱硫现状 SO2控制方法多种多样，世界各国研究开发的SO2控制技术达200多种，其中有的已投入使用，有的仍处在研究阶段。目前，控制燃煤SO2污染技术可分为4类：煤燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、煤转化过程中脱硫以及燃烧后烟气脱硫。煤燃烧前脱硫目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，而其中的有机硫尚无经济可行的去除技术；燃烧中脱硫主要包括型煤固硫技术和循环流化床燃烧脱硫技术；煤转化过程中脱硫主要包括煤气化技术、煤液化技术及水煤浆技术，但这两类脱硫技术单机容量都不大，国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段，有的投资大、技术要求高，难以短时间内在国内大面积推广使用。相比较而言燃烧后的烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。 2我国烟气脱硫发展 2.1建立健全火电厂烟气脱硫环保机制 建立健全火电厂烟气脱硫环保机制是解决当前我国火电厂烟气脱硫问题的主要措施。我国火电厂烟气脱硫的环境管理制度和法规等主要以达标为最终要求，而当前我国相关环境保护法律法规仍不够健全，严重限制了我国火电厂烟气脱硫工艺的发展，因此必须要建立健全火电厂烟气脱硫环保机制，通过分析当前火电厂烟气脱硫过程中存在的问题，建立健全的环境法律法规，并要求相应企业单位严格遵守，对于环境违法者通过相应法律规定对其严格处理，加大执法力度，逐渐解决我国火电厂烟气脱硫中存在的问题。 2.2湿法脱硫技术 烟气湿法脱硫技术是世界上广为应用的脱硫技术。到目前为止，可供选择的湿法脱硫技术较多，主要有石灰石／石灰—石膏法、氢氧化镁（氧化镁）法、氢氧化钠法、亚硫酸钠法、氨法、海水法等。其中，石灰石／石灰—石膏法因其工艺具有技术成熟、效率较高（>90％）、运行可靠、操作简单、烟气中的粉尘对脱硫过程影响小，以及原料来源丰富、成本低廉、运行可靠和钙利用率高（>90％）等优点，其装机容量占现有工业脱硫装置总容量的85％。但是，目前我国大型烟气脱硫装置一般采用国外低pH浆液空塔喷淋技术，运行过程液气比高、pH低，投资及维护成本高。除此之外还存在吸收剂消耗量大、生成物难处理、易产生二次污染等问题。除此之外，该方法易在设备内形成积垢，且存在堵塞、腐蚀与磨损的弊端。以500MW燃煤电厂为例，采用石灰石／石灰—石膏法每年消耗石灰6.1万t（或石灰石13.2万t），生成废渣43.8万t。即使是改良后的双碱法也由于Na2SO4难以再生，需要不断向系统补充NaOH或Na2CO3，造成碱的消耗增多。超重力脱硫技术是北京化工大学开发的一种湿法脱硫新工艺，于2010年在巨化硫酸厂实现工业化应用，形成了20万t/a硫酸工业尾气SO2深度脱除与资源化利用成套产业化装置和工艺。超重力技术利用强化宏观传质和微观混合过程的方法，减少设备内物料的停留时间，大幅缩小设备的尺寸与质量，生产强度得到提高、易于操作，开停车、维护与检修方便。超重力脱硫在巨化硫酸厂的运行结果表明：其脱硫效率高达98％以上，尾气排放的SO2浓度低于200mg/m3，是一种值得推广的湿法烟气脱硫技术，应用前景广阔。 2.3非火电烟气脱硫市场容量 非火电烟气脱硫市场容量的测算一直是个难点，在各种可见的资料中，说法不一。从存量市场来看，各种资料对非火电市场容量的估算在150亿～250亿元之间。增量市场容量的估算缺乏相关资料，难以做出准确预计。通过国内招投标网、拟在建项目网等网站（这些网站中项目信息以新上项目为主，包含了国内绝大多数新上项目，可以用来估算增量市场）65t/h以上锅炉或烟气量相当的工业炉窑脱硫项目进行初步统计，2009—2011年，项目信息数分别为100、250、350左右，非火电烟气脱硫项目平均合同额约为1500万元，则2009—2011年非火电烟气脱硫市场总量分别达到了15亿元、37.5亿元、5 2.5亿元，市场容量增长迅速。 2.4半干法脱硫技术 在湿法和干法脱硫技术基础上，结合湿法脱硫工艺反应充分、效率高，干法脱硫工艺投资少，无需废水处理的优势，开发出了半干法脱硫技术。它是除了湿法脱硫工艺之外，应用最广的脱硫技术，占市场份额的10％。半干法脱硫技术是将石灰浆液喷入反应塔中，借助烟气自身热量使吸收液中的水绝热蒸发后随烟气排出，烟气中SO2则以亚硫酸钙／硫酸钙的形式固定后外排。以氧化锌烟尘为吸收剂，浆化后吸收锌冶炼挥发窑烟气，二氧化硫以亚硫酸盐和硫酸盐的形式回收，二氧化硫回收率达到90％以上。 结语 本文首先组要对我国火电厂烟气脱硫工艺的现状进行阐述，从脱硫石膏以及钙化产物的利用和脱硫废水的利用对我国火电厂烟气脱硫生成物的综合性利用进行分析，同时从火电厂烟气脱硫环保机制不够健全、火电厂烟气脱硫经济政策不够配套以及提高火电厂烟气脱硫产业的发展技术等方面对当前我国火电厂烟气脱硫过程中存在的诸多问题进行探讨，并提出相应的解决当前我国火电厂烟气脱硝问题的相关对策。 参考文献 1]杨根生.对我国火电厂烟气脱硫的现状研究及未来发展展望[J].科技创新与应用，2013，03（25):61. 2]孙志国，谢洪勇，梁尚云，等.可资源化烟气脱硫技术研究概况[J].上海第二工业大学学报，2013，07(02):77-85.
脱硫系统运行操作手册 docx资料
*****************安装脱硫设施工程石灰石_石膏法湿法脱硫工程 操 作 手 册 ***************** 2017年10月
前言 制定本操作手册的目的是为了加强本工程脱硫装置的标准化管理，保证脱硫装置的正常安全运行，使脱硫装置的运行维护操作程序化、规范化。本手册只对操作和维护起指导作用。 如果在长时间运行后，由于脱硫操作人员经验的不断积累，最终发现操作程序与目前的手册不同，应向承包商报告此情况以修改操作手册，承包商保留修改和添加的权利。为保证系统的正常运行，装置必须置于有效的监督之下，且操作人员必须明确自己应承担的责任。
1.烟气脱硫系统工艺介绍 1.1设计原则 （1）认真贯彻执行国家关于环境保护的方针政策，严格遵守国家有关法规、规范和标准进行设计，能够适应锅炉运行时的负荷波动，在满足供热的同时，达到设计的排放参数； （2）选用先进可靠的脱硫技术工艺，确保脱硫效率高的前提下，强调系统的安全、稳定性能，并减少系统运行费用。 （3）充分结合厂方现有的客观条件，因地制宜，制定具有针对性的技术方案。 （4）系统平面布置要求紧凑、合理、美观，实现功能分区，方便运行管理。 （5）设计采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，该方法技术成熟、脱硫效率高达98%以上、运行安全可靠、操作简便。 （6）烟气系统不设增压风机，设置烟气旁路，不设置烟气—烟气换热器，脱硫后的烟气排入厂里现有大烟囱。 （7）采用烟气在线自动监测系统，对脱硫后的烟气排放进行实时监控，严格执行环保要求排放标准。 1.2工艺原理及工艺流程 1.2.1工艺化学反应机理 石灰石—石膏湿法脱硫工艺的主要原理是：送入吸收塔的脱硫吸收剂石灰石浆液，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气中的氧气发生化学反应，生成二水
烟气脱硫的现状与展望
烟气脱硫的现状与展望 摘要：自节能减排目标被纳入“十一五”规划以来，国家相关各部委及各级政府采取了一系列措施开展了对二氧化硫的全面控制工作，并提前一年实现了既定目标。本文简述了我国SO 减排的现状，分析了当前火电脱硫行业的特点，对即将 到来的“十二五”火电脱硫行业的发展提出了建议并进行了展望。 关键词：：火电厂；烟气脱硫；；石灰；脱硫石膏 1 引言； 我国是一个能源结构以煤炭为主的发展中大国，随着社会经济的高速发展，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，尽管出台了一系列强有力的节能减排措施，我国的二氧化硫，排放量在经历了持续增长之后还是排在了世界第一位。 二氧化硫是造成大气污染及酸雨不断加剧的主要原因?，2006年我国的s0，排放量达到2 588．8万t。我国燃煤火电厂是SO 排放的主要来源，约占全国SO 排放量的50％。目前，我国主要污染物排放量远远超过环境容量。为了改善环境 状况，遏制酸雨发展，国家环境保护“十一五”规划对SO，的控制目标为：“十一五”末SO，排放总量比2005年减少10％。在规划中，火电厂建设脱硫设施作 为消减SO 排放量的重点，超过国家二氧化硫排放标准或总量要求的燃煤火电厂，必须安装脱硫设施。 2 脱硫工艺简介 目前，工业应用的烟气脱硫(FGD~P Flue GasDesulfuration)技术可分为于法(含半干法)脱硫和湿法脱硫。干法脱硫是使用固体吸收剂、吸附剂或催化剂除去废气中的sO ．常用的方法有活性炭吸附法、分子筛吸附法、氧化法和金属氧化物吸收法等。干法脱硫的最大优点是治理中无废水、废酸的排出，减少了二次污染：缺点是脱硫效率低，设备庞大。湿法脱硫采用液体吸收剂洗涤烟气以除去二氧化硫．常用的方法有石灰石一石膏法、钠碱吸收法、氨吸收法、铝法、催 化氧化和催化还原法等。湿法脱硫所用设备比较简单，操作容易，脱硫效率高，但脱硫后烟气温度较低，不利于烟气的扩散。下面简要介绍目前在市场上应用比较广泛的烟气脱硫方法。 2．1 石灰石一石膏湿法脱硫工艺 烟气脱硫工艺中的石灰石法，主要采用细度200~300目的石灰石粉与水混合 后制成石灰石浆液，然后输送至吸收塔内，再通过喷淋雾化装置使其与烟气接触，并吸收烟气，从而达到脱硫的目的。该工艺需配备石灰石粉碎与化浆系统。由于石灰石活性较低，脱硫过程需通过增大吸收液的喷淋量，提高液气比，以保证达到足够的脱硫效率，因此，采用该方法脱硫的运行费用较高。石灰法是用石灰粉代替石灰石，石灰粉活性大大高于石灰石，可提高脱硫效率。石灰法存在的主要问题是塔内容易结垢，引起气液接触器(喷头或塔板)的堵塞。 该工艺具有脱硫率高、技术成熟，运行可靠性高、吸收剂利用率高、对煤种变化的适应性强，能适应大容量机组和高浓度SO 烟气条件、吸收剂价廉易得且 利用率高、副产品具有综合利用的商业价值等特点。 2．1．2 工艺流程 石灰石一石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂。将石灰石块破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成浆液，石灰浆液经泵打人吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的SO：与浆液中的氧化钙进行反应生成亚硫酸钙，从吸收塔下部浆池鼓入氧化空气使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，硫酸钙达到一定
吹灰器调试报告
1设备系统简介 华润电力唐山丰润有限公司工程安装两台350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克?威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。 本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。 过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。同时为消除汽温偏差，屏式过热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。再热器
5. 烟气脱硫综合实验
实验五烟气脱硫除尘综合性实验 一、实验目的 大气污染的主要来源是工业污染源排出的废气，其中烟道气造成的危害极为严重。因此，烟道气（简称烟气）的测试是大气污染源检测的主要内容之一。从烟道排出的废气中，引起人们注意的污染物之一是SO2，其排放数量多，腐蚀性强、危害大，故监测SO2对检验其是否符合国家现行排放标准、净化设备效果，控制大气污染等有重要的实验意义。通过本实验应达到以下目的： （1）掌握烟气测试的原则和各种测定仪器的使用方法； （2）掌握从烟道气中采集SO2气的方法。 （3）熟练操作用吸收法净化废气中SO2的实验方法。 二、实验原理 （一）烟气中SO2的采样及测定 从烟道排出的废气中，引起人们注意的污染物之一是SO2，其排放量多、腐蚀性强、危害大，故监测SO2对检验其是否将合国家现行排放标准、净化设备效果、控制大气污染等有重要的实际意义。 用抽气泵从烟道气中排出的SO2气体被甲醛吸收液吸收后，用比色法测定出SO2浓度。 1、采样系统 （1）采样管 用耐腐浊材料〔不锈钢、石英)制成，其长度以能达到烟道中心部位为标准，其周围有加热元件（加热丝）。采样前需预热采样管，因热烟气遇冷的采样管易冷凝而积水，积水吸收SO2造成测定结果偏低，若长时间吸收SO2冷凝液流进吸收瓶又会造成测定结果偏高。加热采样管则可避免测值不准，在采样管的进口处装有滤料一般为无硫玻璃棉或石棉以防止尘粒或未燃尽物质吸入吸收瓶引起干扰。 （2）采样系统与装置 采样系统通常由采样管、颗粒物捕集器干燥器、流量计、和控制装置组成。用两个75 mL 的多孔玻璃板吸收瓶串联，内装30 mL已配好的甲醛吸收液，以0.5 L/min流量采样。 （3）采样时间
浅谈如何做好电厂烟气脱硫环保 吕海威
浅谈如何做好电厂烟气脱硫环保吕海威 发表时间：2018-06-25T15:38:32.607Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：吕海威 [导读] 摘要：近几年，随着电厂发展步伐的不断加快，人们环保意识的加强，电厂在实际生产过程中所产生的烟气成分得到越来越多人们所关注。 (神华浙江国华浙能发电股份有限公司浙江宁波 315612) 摘要：近几年，随着电厂发展步伐的不断加快，人们环保意识的加强，电厂在实际生产过程中所产生的烟气成分得到越来越多人们所关注。根据相关数据显示，电厂烟气中的所氮氧化合物的排放量占全国总量的三分之一，因此，为了实现电厂能够环保的情况下稳定运行，必须要选择与之相适合的脱硫技术，不仅能够提高电厂的经济效益，而且使得电厂更好的为人们所服务。 关键词：电厂烟气脱硫技术节能环保 1 电厂烟气脱硫现状 发电厂主要利用火力发电的方式，产生大量的烟气是不可避免的，也是现阶段由于技术、设备限制，以及电力能源发展现状的局限性所决定的发电方式。随着社会经济的发展，不发达地区正在快速的脱贫致富，相应的电力需求迅猛增加，这就加大了火力发电的需求量，以煤炭为燃料，排放的废气总量不断攀升，空气污染指数也在不断的递增，发电厂的数量根据各地区的需求增长而增加，所有的数据都在急剧增长，而我们抵御污染的能力则在逐渐的下降。为了缓解能源需求带来的持续污染，很多发电厂都采用了烟气脱硫技术，通过对烟气的高效脱硫处理，降低了排放的烟气对空气和周边环境的污染程度。下面就以发电厂为例，探究其使用脱硫技术处理烟气的具体过程和技术的应用。 2 烟气脱硫技术概述 通过烟气脱硫技术的应用能够有效的降低烟气中二氧化硫的含量，比较常见的烟气脱硫方法包括干法脱硫、湿法脱硫等。其中干法脱硫是通过催化剂以及吸收剂的使用实现烟气中二氧化硫的祛除。采用不同的催化剂以及吸收剂取得的效果也有所差别，应用比较广泛的吸收剂种类为有氧化物以及活性炭。干法脱硫虽然效率可观，但是由于吸收剂无法循环使用，因此成本较高。湿法脱硫法与干法脱硫法最大的区别就是所使用的吸收剂是也液态的。应用比较广泛的湿法脱硫工艺包括是石灰石/石灰-石膏以及海水脱硫。目前，我国大多数发电厂采用的烟气脱硫方法都是湿法脱硫，因为该技术的成本投入较低，且能够进行循环利用，但是该技术所需的设备成本却相对较高。一段时间以来，国内很多研究人员都致力于解决上述烟气脱硫法中存在的缺陷，并探索出了许多更加高效实用的脱硫工艺。例如，祁贵生等人通过尿素脱硫工艺和超重力技术的有效融合极大的提升了烟气脱硫的效果，同时通过工艺的融合实现了成本的降低以及设备体积的减小。 2 现阶段火电厂的脱硫技术应用 2.1 湿法脱硫 这种脱硫技术在我国大多数火电厂得到应用，将吸附剂和生成物保持为湿态是它最主要的特点。在脱硫过程中，反应温度要尽量低于露点。排放烟气前要先加热，然后让它顺着烟囱排出。湿法脱硫是气体与液体相反应，反应过程短暂，脱硫率高。钙硫比率几乎达到 1，表示脱硫效率高度 90%。一般情况下，大型火电厂都会选择这种脱硫工艺。湿法脱硫技术中又包含着多个环节，其中主要环节是利用石灰来进行洗涤。石灰石的浆液在吸收二氧化硫气体之后会产生石膏。运用的原理是利用化学中的氧化反应和还原反应，吸收 SO2 生成亚硫酸钙，再将亚硫酸钙氧化成石膏。 2.2 干法的脱硫方式 干法的脱硫方式主要是指用干粉状的固体来对烟气中的硫进行吸附，使用一定的固体吸附剂来去除烟气中的二氧化硫气体。这种方式在有催化剂的方式下才能够进行，并且没有二次污染，还能够把吸附到的硫进行回收处理。但是由于这是一种具有吸附性质的固体反映，并不能够完全的把烟气中的二氧化硫吸附干净。所以要结合一定的半干法脱硫。 半干法脱硫方式，是要在气体液体和固体这三种不同的状态下进行的脱硫处理。吸收剂中含有的水分会被半干的气烟气吸收掉一定的二氧化硫，半干法脱硫技术的最大特点和好处就是在使用设备的时候只能够占用设备的一小部分就可以，并且操作简单，容易学会。湿法脱硫是煤炭燃烧过程中使用最多的一种脱硫的方式。脱硫的过程主要是在溶液中进行的，脱硫使用的吸附剂和脱硫的生成物都是在湿润的状态下进行的。脱硫的过程温度较低，并且要经过加热才可以进行重新排出烟气。 2.3 海水脱硫技术 顾名思义，海水脱硫技术的主要原理是利用化学反应来使 SO2 转变成亚硫酸根，海水拥有的碱性能与烟气中的含硫气体相互作用。亚硫酸根不稳定，容易被空气氧化成硫酸根，进而除去 SO2，形成硫酸。这项技术不仅操作简单，而且耗费的成本低，脱硫成效高，实现废物利用。形成的硫酸可以作为工业硫酸来使用，提高经济效用。 3 火电厂大气污染物环保控制措施 我们国家在对火电厂的排放标准上使有着一定的政策规定的。主要是一些空气中的颗粒物质和二氧化硫的氮氧化物以及空气中的各种大气污染物都有一定的排放标准。空气中的颗粒物是大气污染的主要来源。火电厂在其各个装置工作中都规定了相应的固体颗粒物排放标准，即浓度不得超过一定的量。现阶段，我们国家的火电厂在降低固体颗粒物的排放标准上主要是通过空气中烟尘效率的提高或者是要增加火电厂中脱硫设备进口烟气中的含湿量来进行的。二氧化硫的排放量。我们国家的火电厂对于二氧化硫的排放量也是有着一定的规定和要求的。机组的容量也是有上限的。同时也要保证空气中的二氧化硫的质量和浓度不能超过一定的界限，每天的排放量也有相应的规定。空气中的氮氧化物的含量。在燃烧中的煤炭的氮氧化物的含量要控制在一定的范围之内，如果火电厂的燃烧煤炭中所应该含有的挥发组分比较低，排放的值要保持在一定的范围以下。 综上所述，由于火电厂产生的污染物成为主要的污染来源，所以社会人士、政府部门以及发电厂本身要加大对污染物排放过程的监督，做到任何尾气都要经过处理才能排放到大气中。另外，相关研发部门要加大对脱硫技术的开发。投入足够的资金，引进优秀人才，打造一流的精英队伍，进而不断更新技术，努力创造出高效的尾气处理技术。同时采取一些环保措施来减轻污染物带来的损害。 参考文献： [1] 孙育群.超低排放线路改造技术在燃煤火电厂的研究[J].工程技术研究，2017，（10）：54-55.
我国烟气脱硫技术现状综述
我国烟气脱硫技术现状综述
我国烟气脱硫技术现状综述 ——工业脱硫技术姓名：李凯雷 学号: 20081400 班级：2008027
我国烟气脱硫技术现状综述 高浓度SO2烟气脱硫技术大规模工业化应用，SO2含量高于3%的烟气,通常称为高浓度二氧化硫烟气。它可采用钒催化剂接触催化制硫酸等方法脱硫回收利用硫资源。目前,我国基本上都已采用催化转化脱硫制酸,不仅有效地控制了二氧化硫污染,而且使冶炼烟气二氧化硫成为重要的硫资源,补充了我国缺乏的硫资源。 低浓度SO2烟气脱硫技术的工业化应用处于起步阶段，SO2含量低于3%的烟气,通常称为低浓度二氧化硫烟气。我国2亿kW机组火电厂锅炉烟气及钢铁、有色、建材等部门50万台工业锅炉、18万台工业窑炉排放的主要是这类烟气。由于烟气中的二氧化硫浓度低(一般仅为0.1%~0.5%),采用传统的接触法脱硫制酸等方法,技术经济上难度大。 目前我国这类烟气的脱硫技术工业化应用程度还很低,已应用的主要是引进的国外烟气脱硫装置和中小锅炉简易除尘脱硫装置。 从20世纪70年代后期,我国先后从国外引进烟气脱硫装置,包括“氨-硫铵法”烟气脱硫装置、“碱式硫酸铝法”烟气脱硫装置、“湿式石灰石-石膏法”烟气脱硫装置、“旋转喷雾干燥法”脱硫装置和“电子束辐照法”装置。这些烟气脱硫装置的引进为
我国烟气脱硫吸收国外先进成熟的技术奠定了基础。我国中小锅炉占全国燃煤锅炉的70%,为此我国探索中小型燃煤锅炉二氧化硫污染控制多种途径,如低硫燃料、型煤固硫等技术的同时,针对中小锅炉特点,开发了一批简易烟气脱硫技术。目前这类技术申请的专利已达几十种,应用数百套。简易烟气脱硫除尘技术一般是在各类除尘设备的基础上,采用石灰、冲渣水等碱性浆液为固硫剂,应用水膜除尘、文丘里除尘、旋风除尘的机理和旋流塔、筛板塔、鼓泡塔、喷雾塔吸收等机理相结合同时除尘脱硫。已形成冲激旋风除尘脱硫技术、湿式旋风除尘脱硫技术、麻石水膜除尘脱硫技术、脉冲供电除尘脱硫技术、多管喷雾除尘脱硫技术、喷射鼓泡除尘脱硫技术等在同一设备内进行除尘脱硫的烟气脱硫技术,其共同特点是设备少、流程短、操作简便,一般除尘效率70%~90%,脱硫效率30%~80%。 我国从70年代开始引进国外烟气脱硫成套装置,但到目前为止,却仅有不到1%装机容量的火力电厂和少数中小型锅炉实施烟气脱硫。主要有脱硫成本问题、产物出路问题以及引进技术国产化的问题。 由国外引进的烟气脱硫装置,设备投资和运行费用高,如我国重庆珞璜电厂引进的“石灰石-石膏法”烟气脱硫装置,投资约4000万美元,每年还需运行费4000万元人民币,脱硫运行成本为每吨SO21100元,设备建设费用占到了电厂投资的16%。另一方面,国内外目前应用的主要烟气脱硫技术,无论是国外引进的“石
吸收塔系统调试措施
山西国际能源集团宏光发电有限公司联盛2×300MW煤矸石发电项目 烟气脱硫工程 吸收塔系统调试措施 编制： 审核： 批准： 山东三融环保工程有限公司 2012 年8月
目录 1、系统概述 (1) 1、编制依据 (3) 2、调试范围及相关项目 (3) 3、组织与分工 (4) 4.1施工单位 (4) 4.2生产单位 (4) 4.3调试单位 (4) 4、调试前应具备的条件 (5) 5、调试项目和程序 (6) 5.1吸收塔系统启动调试工作流程图 (6) 5.2调试步骤 (6) 6、调试质量的检验标准 (11) 7、安全注意事项 (11) 8、调试项目的记录内容 (12) 附录1 吸收塔系统启动前试验项目检查清单 (13) 附录2. 试运参数记录表 (14) 附录3 FGD装置分系统试运质量检验评定表 (15)
1、系统概述 本工程厂址位于山西省中部西缘柳林县的薛村镇，地处联盛能源有限公司规划的工业集中区内，东北距柳林县约11km，西北距军渡约5km，黄河在厂址西面约12km处。本工程规划建设两台300MW循环流化床锅炉机组，汽机直接空冷，脱硫系统同步建设。本期脱硫岛整体布置在烟囱后，两炉一塔方式，采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，副产物为二水石膏。整套脱硫系统中吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统以及工艺水系统、GGH系统、吸收塔系统为公用，每台机组设置单独的增压风机系统。 吸收塔系统主要功能将引入的原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统，脱硫效率可达85%以上。 进入吸收塔的石灰石浆液在吸收塔浆池中溶解，通过调节进入吸收塔的石灰石浆液量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池pH值维持在4.5~5.5之间以保证石灰石的溶解及SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾使烟气中液滴浓度不大于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主烟道，并经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经吸收塔氧化风机鼓入吸收塔浆液的氧化空气强制氧化，生成硫酸钙并结晶生成二水石膏，主要成分为二水石膏的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔本体、浆液循环系统、脉冲悬浮系统、氧化空气系统及石膏浆液排出系统。 根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置每台吸收塔设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。 吸收塔除雾器布置于吸收塔上部，烟气穿过循环浆液喷淋层后，再连续流经两级除雾器除去所含浆液雾滴。在一级除雾器的上面和下面各布置一层清洗喷嘴。清洗水从喷嘴强力喷向除雾器元件，带走除雾器顺流面和逆流面上的固体颗粒。二级除雾器下面也布置一层清洗喷淋层。烟气通过两级除雾后，其烟气携带水滴含量不大于75mg/Nm3（干基）。除雾器清洗系统间断运行，采用自动控制。
浅谈火电厂中的烟气脱硫技术(标准版)
Enhance the initiative and predictability of work safety, take precautions, and comprehensively solve the problems of work safety. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 浅谈火电厂中的烟气脱硫技术 (标准版)
浅谈火电厂中的烟气脱硫技术(标准版)导语：根据时代发展的要求，转变观念，开拓创新，统筹规划，增强对安全生产工作的主动性和预见性，做到未雨绸缪，综合解决安全生产问题。文档可用作电子存档或实体印刷，使用时请详细阅读条款。 摘要：目前我国的发电还是主要已火力发电为主，其火电脱硫技术在我国脱硫技术中的应用比较广泛，但后期造成环境污染也受到了群众的重视，本文主要对湿法脱流中的工艺及防腐问题进行了分析。 关键词：火电厂；烟气脱硫；防腐 我公司总承包的新疆天龙矿业股份有限公司电解铝技改配套(1×200MW)发电机组烟气脱硫工程配置一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称FGD），全烟气脱硫，脱硫效率要求不小于95%，不设GGH，有增压风机、设置全烟气旁路。 本工程是采用的石灰石/石膏湿法脱硫。即CaCO3＋ SO2Ca2SO3·1/2H2O，然后将亚硫酸钙（Ca2SO3·1/2H2O）充分氧化成石膏。脱硫岛的关键设备是脱硫吸收塔。吸收塔为圆筒型常压设备，吸收塔下部内径为φ12400mm，上部内径为φ9700mm，烟气入口高度为11715mm，烟气出口高度为25525mm，液位高度为8430mm，吸收塔高为27070mm。吸收塔底部浆液池设有一层氧化空气管网和3台侧进式搅拌
脱硫系统调试、启动方案
脱硫系统调试、启动方案 一、目的 烟气脱硫工程的整套启动试运是全面检验脱硫工程主体及其配套的附属设备质量的重要环节，是保证脱硫设备能安全、可靠、经济、有效地投入生产、发挥投资效益的关键性程序，为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好脱硫工程整套启动调试的各项工作，保证安全生产，降低调试过程中物资消耗，特编制本方案。 二、精心策划，认真组织，做好前期生产准备工作 成立运行准备小组 职责分工： 1) 领导小组组长是本次启动的总指挥，其余成员负责各项试验、启动操作的协调和技术指导工作。 2) 当班值长负责启动的总体指挥。 3) 当班运行人员负责具体运行操作，并按规程规定进行突发性事故处理。 4) 检修部门对所辖范围设备按照启动试运应具备的条件进行全面检查，并分工明确，落实到责任人。 主动介入，着眼未来，加强机组启动调试全过程管理 为了机组投产后的安全经济运行，生产准备人员全面参与基建全过程，运行和设备管理人员参与设备选型、设计审查、系统优化；参与设备的安装与验收；做好机组调试、试运行操作、设备代保管等各项工作。 2.1 优化设计方案，提高设备的安全经济运行水平在机组安装调试及试运行时期，生产准备人员主动介入，参与设备安装与调试工作，理解消化设计意图，熟悉了解设备性能，为以后的设备系统验收、运行操作等做好准备。由于介入程度较深，能够察觉一些问题症结，提出优化设备系统建议，从而及时消除设计、安装、设备缺陷，提高了设备的可靠性。 2.2 做好设备验收，保证健康的设备移交生产 #2炉脱硫系统改造调试启动预案 一、#2脱硫系统启动前准备工作（建议此项工作在启机三天前 结束） 1．检查#2脱硫所有系统设备工作票已终结、所有措施已恢复，并做到工完料尽场地清，现场照明完好。 2．检查#1.2脱硫系统电气系统运行方式正确，#2脱硫系统所有电气设备绝缘合格备用；#1.2脱硫直流系统投入正确。 3．检查#1.2脱硫公用设备、阀门运行状态正确，并对#2塔所属箱、池、管道进行彻底冲洗，确认管道通畅无杂物。检查#2吸收塔工艺水总阀开
湿法脱硫调试大纲
湿法烟气脱硫工程 调试大纲 （通用） 批准 审核 编制 武汉森源蓝天环境科技工程有限公司 2017年8月
目录 前言： (3) 1. 工程设备概况 (4) 2. 启动试运的组织及职责 (12) 3. 启动调试工作分工 (13) 4. 启动调试范围及项目 (15) 5. 主要调试工作程序 (17) 6. FGD启动调试阶段主要控制节点及原则性调试方案 (20) 7. 调试管理目标和调试管理措施 (21) 8. 调试进度计划 (23) 9. 附表 (25)
前言： 为确保脱硫项目的调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，并使参加调试工作的各方对调试过程及要求有较全面的了解，特制定本调试大纲。 编制依据： 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 《火电工程启动调试工作规定》 《电力建设施工及验收技术规范》 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 《电力建设安全工作规程》 《火电厂大气污染物排放标准》 《火电厂烟气排放连续监测技术规范》 《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》
1. 工程设备概况 本调试大纲适用于石灰石-石膏湿法脱硫技术，主要工艺系统流程及构成：FGD 装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流 被石灰石浆液吸过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO 2 收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部净烟道离开吸收塔，并经烟囱最后排入大气中。 FGD装置所需石灰石吸收剂浆液由泵车将石灰石粉送至石灰石仓储存，然后通过给料机输送到石灰石浆液箱进行制浆，并将制好的浆液送入吸收塔后进行吸收反应。脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏浆液旋流站进行初步脱水，初步脱水后的浆液送至真空皮带机脱水，生成含水率小于10%的石膏。 1.1工程主要性能参数如下： 1.1.1烟气参数（单台炉） 1.1.2设计煤种数据表
烟气脱硫工艺发展现状与趋势
第22卷 第2期 福州师专学报 Vol .22 No .2 2002年4月 J OURNAl .OF FUZHOU TEACHERS COLL EGE Apr . 2002 烟气脱硫工艺发展现状与趋势 陈云平 (福州师范高等专科学校化学系,福建福州 350011) 摘要:文章对传统烟气脱硫和近年来发展起来的各种脱硫新工艺进行总结,并对它们作了比较。同时通过分析脱硫现状,估计未来国内外脱硫工艺发展的趋势。为国内脱硫工艺发展提供了参考。 关键词:烟气脱硫;污染 中国分类号:TQ 113.26=4.1 文献标识码:A 文章编号:1009-7821(2002)02-0106-02 Development and T endency of Flue G as Desulfuration Chen Yun -ping (Department o f Chemistry ,Fuzhou Teacher s College ,Fuzhou Fujian 350011) Abstract :The traditional technology and the new technology of Flue Gas Desulfuration (FGD )were sum 2 marized and compared ,and their tendencies were calculated by the article .We shall acquire the reference about FGD develop ment from it . K ey w ords :Flue Gas Desulfuration ,Pollution 收稿日期:2001-12-26 作者简介:陈云平(1975- ),男,福州师范高等专科学校化学系,硕士研究生,主要从事环保和高分子材料研究 自80年代以来,随着我国经济迅速持续发展,大气中的SO 2排放量也不断增加,据统计,每年排放2400多万吨,成为世界SO 2排放的第一大国。而SO 2是形成酸雨的主要排放气之一,它不仅使得建筑物受到腐蚀、土壤结构受到 破坏,还对人体健康造成危害。[1] 如何解决SO 2污染,也成为世界各国人民关心的问题。近年来也不断出现新脱硫工艺,但它们是否有实用价值,还有待近一步检验。 1、烟气脱硫经典工艺 烟气脱硫(FGD )是目前世界上唯一大规模商业应用的脱硫方式,也是最经济切实可行的方法。迄今为止,世界各国研究开发的FGD 技术估计超过了200多种,目前成熟可行的有十多种。通常按照脱硫剂和脱硫产物的干湿状态 分为湿法、半干法和干法。 [2] 1.1湿法脱硫 这是目前较成熟、运行较稳定的方法。由 于是气液反应,脱硫反应速率快、效率高、脱硫 剂利用率高。但由于其废水处理量大,运行成本也较高。 1.1.1石灰石-石灰法。是以石灰石或石灰的浆液为脱硫剂,在吸收塔内对SO 2烟气进行洗涤吸收的方法,其产物为CaSO 3和CaSO 4。石灰石系统的最佳操作条件PH 值为5.8-6.2,而石灰系统的最佳PH 值为8。由于原料中的Ca (OH )2或CaCO 3沉积或结晶析出、反应产物 CaSO 3和CaSO 4的结晶析出等,所以其最大的 难点是吸收塔结垢和堵塞问题。为了解决这个问题,现在石灰石-石灰法已被石灰石-石膏法所代替。 1.1.2石灰石-石膏法。是以空气鼓入吸收塔,使得CaSO 3氧化为CaSO 4(石膏),由于其鼓入气体使料液更为均匀,脱硫率更高,其堵塞和结垢的几率大大降低。此法的最大优点是石灰石来源广、价格低,而生成的石膏可用于建筑 6 01
烟气脱硝调试报告
山东香驰热动有限公司3×75t/h循环流化床锅炉烟气脱硝工程 168h试运行性能试验报告 山东华能恒生窑炉材料有限公司 二〇一三年三月
第一部分168小时试运行 性 能 试 验 报 告
一、项目简介 山东香驰热动有限公司位于博兴县经济开发区内，为山东香驰粮油有限公司、山东御馨豆业蛋白有限公司、山东香驰健源生物科技有限公司和博兴县洁源环保有限公司供汽供电，同时担负着博兴县经济开发区生产供汽和城区居民的供暖任务。 热动公司始建于2004年12月，于2005年7月建成投产，占地7.2万平方米，现有员工196人，其中，本科31人，专科66人，专业工程师5人。 公司现有3×75t/h+2×130t/h循环流化床锅炉，配备1×C12MW和2×B12MW汽轮发电机组，年供热能力165万吨，电2.6亿度。 该项目采用选择性非催化还原法技术（SNCR) 法，采用氨水作为还原剂，还原剂喷入炉膛温度为 850～1100℃的区域，该还原剂氨水迅速热解分解成NH3并与烟气中的N0×进行SNCRA反应生成N2,从而降低N0×浓度达到脱硝目的。 本工程由山东华能恒生窑炉材料有限公司总承包，有大量成功的SNCR法脱硝工程经验，为本工程提供坚实的技术支持与保障。本套烟气脱硝系统采用氨水作为还原剂脱硝工艺，按三台炉共用一套储备系统的方式布置，在最大浓度为300mg/Nm3的条件下，综合脱硝效率大于70%，设备可用率大于98%。 脱硫工程于2013年6月正式开始，2013年10月初完工，2013年10月单机调试完成，并进行联机试运行，试运行合格。
2013年11月1日缺陷处理全部完成，2日进入168h试运行，试运行11月8日结束，在试运行期间系统设备运行正常，运行参数符合设计要求。 二、设备调试组建 （一）、小组成员 组长：杜庆文 副组长：乔海彪 成员：高世军、张雷 王威、潘小峰、吴兵、赵涛 （二）、分工 组长：对调试工作总负责，确定调试方案，调试计划和实施。 副组长：负责调试计划的实施，现场管理，设备缺陷处理，现场指挥等工作。 康亭军：现场指挥，现场调试，数据的采集与整理，资料的整理等工作。 张雷：负责现场操作，缺陷处理，现场设备的调试等工作。 王威、潘小峰、吴兵、赵涛配合调试工作，现场协调等。 三、脱硝方案简介 选择性非催化还原法脱硝工艺（以下称SNCR)，是在没有催化剂存在条件下，利用还原剂将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水的一种脱硝方法。该方法首先将含有氨基的还原剂喷入炉膛内适合的温度区域。高温下，还原剂迅速分解为氨并于烟气中的氮氧化物进
浅谈燃煤锅炉的烟气脱硫
浅谈燃煤锅炉的烟气脱硫 发表时间：2018-08-30T14:08:51.890Z 来源：《防护工程》2018年第8期作者：钟昊 [导读] 首先分析了我国燃煤锅炉脱硫除尘的市场现状，然后分析了二氧化硫大气污染问题，最后就目前我国燃煤锅炉脱硫除尘的主要技术展开了详细的研究，对于减少燃煤对于大气的影响，提升煤矿资源的燃烧效率具有一定的借鉴意义。 钟昊 浙江省特种设备检验研究院浙江 310000 摘要：伴随着时代的变迁，社会工业生产水平以及科学技术水平在不断提升，但是由于受到一些因素的限制，现今乃至今后很长一段时间，我国的能源结构还是以燃煤为主，但是如果煤矿资源不经过处理，经过燃烧会有大量的粉尘以及二氧化硫等污染物产生，直接影响大气环境，所以想要更好的利用煤矿资源燃烧锅炉，需要做好废气的脱硫操作。所以对于燃煤锅炉的脱硫出尘研究非常有意义。鉴于此本文围绕燃煤锅炉的烟气脱硫问题展开了一系列的探究，首先分析了我国燃煤锅炉脱硫除尘的市场现状，然后分析了二氧化硫大气污染问题，最后就目前我国燃煤锅炉脱硫除尘的主要技术展开了详细的研究，对于减少燃煤对于大气的影响，提升煤矿资源的燃烧效率具有一定的借鉴意义。 关键词：燃煤；锅炉；烟气脱硫；除尘；燃烧效率 1.前言 我国是世界上的煤矿资源储存大国，但是同样煤炭资源的消耗量也比较大，随着社会的进一步发展，经济水平的不断提升，我国的能源消耗也在不断增长，由于煤矿资源燃烧导致煤尘以及二氧化硫污染情况严重，严重制约着社会经济的可持续发展，所以促进烟尘以及二氧化硫的排放工作迫在眉睫，做好燃煤锅炉烟气的脱硫工作意义重大。 2.我国燃煤锅炉脱硫除尘的市场现状 就行业而言，二氧化硫和粉尘的排放量具有非常明显的行业特征。二氧化硫的排放上，火力发电业的二氧化硫排放量占据总行业的49%，水泥制造和化工业以8%和6%的份额紧随其后；在粉尘的排放量上，水泥制造业的粉尘排放量，占全国重点工业粉尘排放量的64%；而在二氧化硫去除率中，火电厂占到10%。从燃煤锅炉脱硫除尘技术的发展过程来看，我国火电厂烟气脱硫技术始发于60年代，进入70年代，取得阶段性成果，但因经济、技术等因素所限，未能得到实际应用。近年来，随着经济的加速发展以及环境标准的日益严苛，火电厂烟气脱硫技术取得了长足发展：出现多个烟气脱硫工程公司，培养了一批骨干技术力量，带动国内相关机电产品的生产和开发，初步形成新的产业链。随着相关标准的细化及落地实施，燃煤工业锅炉脱硫除尘技术发展迅速，在整个环保产业中处于逐步成长和成熟的阶段，而我国逐步实行控制二氧化硫污染的减排政策，也为脱硫除尘技术和行业的发展提供了巨大市场。燃煤工业锅炉、湿式脱硫除尘技术经过“八五”“九五”攻关项目，有力地推动了我国燃煤工业锅炉烟气脱硫技术的进一步发展。 3.二氧化硫的大气污染问题 我国能源以煤为主，燃煤产生的大气污染物占污染物排放总量的比例最大：其中二氧化硫占87％，氮氧化物占67％，一氧化碳占71％，烟尘占60％，燃煤锅炉是我国大气污染的主要来源。人们对污染物只注意到一般性的公害和二氧化硫造成的酸雨上，随着时间的推移和研究的深入，更认识到污染对人体健康的影响和臭氧层的破坏，排放到大气中的污染物质，在与正常空气相混合过程中会发生种种物理、化学的变化。按其形成过程的不同，可分为一次污染和二次污染。一次污染是指直接从排放源进入大气的二氧化硫（SO2），二次污染物是指污染物中的不稳定物质，二氧化硫在大气中是不稳定的，在大气中要发生光化学氧化和催化氧化，在被污染了的大气中有碳氢化合物和氮氧化物时，在阳光照射下SO2的光化学反应速率比在清洁空气中要大数十倍，变成SO3，又进一步形成硫酸及硫酸盐气溶胶。SO2＋O2→SO3＋O SO3→H2SO4→（H2SO4）m﹒（H2O）n 二氧化硫在有飘尘的条件下其危害更大，在湿度大的空气中SO2可以由锰或三氧化二铁等催化而生成硫酸雾，其毒性比SO2本身大10倍。 4.目前我国燃煤锅炉脱硫除尘的主要技术 在脱硫技术的选择上，在经济条件尚不充足的情况下，应该选择脱硫率适当投资又少的工艺。目前我国燃煤锅炉脱硫技术主要有以下三种： 4.1湿法处理技术 湿法处理技术，相较于其他技术，具有设备简单、占地少、易操作、运行费用较低等特点，在老工业锅炉中非常有推广价值。从具体的脱硫法工艺上看，湿法脱硫技术应用在麻石水膜脱硫除尘工艺、海水脱硫、石灰石-石膏法、废碱液吸收法、亚钠循环吸收法、氧化铝法等方面。麻石水膜脱硫除尘工艺一般采用耐腐蚀的麻石砌筑反应池，利用水来吸附二氧化硫，但这种工艺一般只适应于含硫量较低的煤的烟气；海水脱硫主要利用海水的弱碱性来脱硫，特别适用于沿海工业脱硫，成本较低，前景良好；石灰石-石膏法主要是利用石灰石和石灰浆液与二氧化硫发生化学反应，脱硫效率高，是目前使用最广泛的脱硫技术；废碱液吸收法主要利用碱液和二氧化硫发生反应，在一些化工企业中应用比较多；亚钠循环吸收法利用硫酸钠吸收二氧化硫生成硫酸氢钠，在化工和冶炼厂中应用较多；氧化铝法是利用氧化镁的浆液吸收二氧化硫，循环脱硫，但是对于技术要求比较高，目前在我国还没有实现大范围应用。湿法处理技术反应过程和反应速度较快，吸收效果较好，但因为是化学反应居多，整个过程是气液反应过程，设备易堵塞、易腐蚀，并且会产生反应废弃物，易造成二次污染，后期处理需要的运行费用也较高。 4.2干法处理技术 干法处理技术主要有荷电干粉喷射脱硫、掺烧含钙物质炉内脱硫、电化学方法脱硫等。掺烧含钙物质炉内脱硫主要是通过向锅炉内添加含钙物质，与二氧化硫反应生成硫酸钙，在除尘器中将硫酸钙收集起来，这种技术投资少，占地面积小，但是脱硫效率较低；荷电干粉喷射脱硫主要是将荷电石灰干粉喷射到烟气中，利用荷电干粉同性相斥的原则，增加与二氧化硫发生反应的机会，提高脱硫效率，但是在我国目前还未得到实际应用；电化学方法脱硫主要是利用氧化反应，将二氧化硫分子激活或者分离，生成自由基，再与其他物质发生反