燃煤电站锅炉湿法烟气脱硫技术及应用案例
高效脱硫设备在燃煤电厂中的工程应用案例分析
高效脱硫设备在燃煤电厂中的工程应用案例分析近年来，随着人们对环境保护意识的逐步提高，各行各业都在不断探索和研究如何减少对环境的污染和影响。
在发电行业中，燃煤电厂的大量排放物是环境污染的主要来源之一。
为了减少二氧化硫等有害物质的排放，高效脱硫设备开始在燃煤电厂中广泛应用，并获得了良好的效果。
一、高效脱硫设备的原理高效脱硫设备的原理是通过氧化反应和吸收反应将烟气中的二氧化硫转化为硫酸盐，从而达到脱硫的效果。
具体来说，高效脱硫设备通常由反应器、吸收塔、废气处理系统等组成。
其中，反应器用于将加入反应剂（通常为石灰石或者石膏）的烟气进行氧化反应，将二氧化硫转化为二氧化硫酸根离子；吸收塔中则通过水与二氧化硫酸根离子的吸收反应将其转化为硫酸盐，并同时将烟气中的颗粒物、有机物等污染物去除；废气处理系统主要用于处理吸收塔中产生的废液和余气，以达到环保要求。
二、高效脱硫设备的应用案例某燃煤电厂A因存在严重的二氧化硫排放问题，急需引进高效脱硫设备进行改造。
为了确保设备的性能和稳定性，该电厂决定选择国内知名的燃气脱硫设备制造商M公司，并在其帮助下实施了该项目的改造。
经过调研和分析，M公司建议该电厂采用流化床脱硫工艺，该工艺具有反应速度较快、零排放、多用途等优点，能够较好地满足该电厂的需求。
在改造过程中，M公司还根据该电厂的实际情况和需求进行了个性化的设计和改进，包括提高设备的反应效率、节约反应剂用量、考虑到消防安全等细节方面的问题。
经过投资约300万人民币，改造工程于2019年1月成功投产，并在后续运行中不断进行优化和调整。
据现场监测数据显示，该电厂脱硫效率大幅提升，二氧化硫排放浓度由40毫克/立方米下降至5毫克/立方米以下，达到了国家更加严格环保要求的标准。
三、高效脱硫设备的优势和趋势高效脱硫设备具有投资成本低、管理及维护成本低、占地面积小等优势，而且还能够解决一些传统的脱硫工艺存在的问题，例如过程中会产生大量的废弃物等。
锅炉烟气脱硫技术方案及案例分析
锅炉烟气脱硫技术方案及案例分析随着环保意识的不断提高，锅炉烟气脱硫技术成为了重点关注的领域。
本文将介绍基于不同生产需求的锅炉烟气脱硫技术方案及其案例分析，以期帮助企业在选择和使用脱硫技术方案时有所依据。
一、海藻酸锌膜法生产需求：对流量小、效果好、成本低的脱硫技术有需求。
海藻酸锌膜法是一种通过将锌离子与海藻酸分子结合形成膜，在烟气中吸收二氧化硫的技术。
该技术具有处理流量小、效果好、成本低的优点。
案例分析：某热电厂以该技术制定了脱硫技术方案，采用了海藻酸锌膜法，将海藻酸、锌离子、钙离子等添加到烟气中，形成对二氧化硫具有吸收能力的膜。
该技术不仅处理效果好，还大大降低了脱硫成本。
二、喷射吸收脱硫技术生产需求：对处理高浓度二氧化硫的需求。
喷射吸收脱硫技术是一种通过将喷嘴喷出的乳化液喷入烟气中，将其中的二氧化硫与乳化液中的氧化剂反应而被吸收的技术。
案例分析：某钢铁生产企业在使用锅炉时发现，烟气中二氧化硫浓度较高，无法满足环保要求。
经过对多种脱硫技术的比较，企业选择了喷射吸收脱硫技术，并设计了相应的脱硫方案。
采用该技术后，企业二氧化硫排放浓度降低了90%以上，达到了严格的环保要求。
三、氨水脱硫技术生产需求：对处理大气浓度二氧化硫浓度较低的需求。
氨水脱硫技术是一种通过将氨水与烟气中的二氧化硫反应而使其减少的技术。
该技术相对比较成熟，处理二氧化硫效果显著，也相对容易实现。
案例分析：某燃煤发电企业选择了氨水脱硫技术，并制定了脱硫方案。
在实施过程中，企业对脱硫反应的控制和稳定性进行了优化，确保了脱硫效果的稳定、可靠，并满足了国家环保要求。
结语：本文介绍了针对不同生产需求的三种锅炉烟气脱硫技术方案及其案例分析。
对于企业在选择和使用锅炉烟气脱硫技术方案时，应根据企业自身生产情况和环保要求进行选择和合理规划，以达到最佳效果。
第一天第6节 典型湿法烟气脱硫案例-比晓夫脱硫系统
比晓夫工艺分系统介绍
烟风系统
华北电力大学
烟道系统
每台炉的烟道系统包括： · 从原烟气的引入到净烟气与混凝土烟道接口的全部烟道， 以及烟道上零部件、烟道支架，其中烟气换热器与吸收塔 系统之间的烟道系统及烟气换热器出口至两台锅炉的混凝 土烟道入口的温烟道、低温侧烟道进行防腐处理，以及旁 路挡板至烟囱的砼烟道进行防腐处理。烟道的焊接和结构 形式要能满足防腐要求。 · 3个空气密封双挡板门（烟道入口、出口各1个、旁路1个）。 该门采取防腐措施，全套带有：框架、阀盖、电机、安全 极限开关、密封空气风机（每台挡板有备用）、密封系统 的密封件和控制件，两台密封风机（1＋1备用），两级电 加热器。
华北电力大学
欧盟和德国排放标准
华北电力大学
华北电力大学 德国ROSTOCK 电站比晓夫脱硫装置
华北电力大学 比晓夫工艺流程
工艺系统和设备的总体设计要求
FGD装置包括所有需要的系统和设备至少满足以下总的要求： · 采用先进、成熟、可靠的技术，造价要经济、合理，便于运行维护。 · 所有的设备和材料是新的 · 高的可利用率 · 运行费用最少 · 观察、监视、维护简单 · 运行人员数量最少 · 确保人员和设备安全 · 节省能源、水和原材料 · 装置的服务寿命为30年 · 脱硫装置的调试对机组运行的影响降至最低，承包商提交切实可行 的调试计划。 FGD装置满足快速启动投入的要求，在负荷调整时有良好的适应性， 在运行条件下能可靠和稳定地连续运行。
华北电力大学
具有下列运行特性
FGD装置能适应锅炉最低稳燃负荷（40%BMCR）工况和BRL工 况之间的任何负荷。这个要求包括：不需要另外的和非常规的操 作或准备，装置能以冷态、热态二种启动方式投入运行，特别是 在锅炉运行时，FGD装置和所有辅助设备均能投入运行而对锅炉 负荷和锅炉运行方式无任何干扰。FGD装置能在最大和最小污染 物浓度之间的任何值下运行，并确保脱硫效率，FGD装置的排放 不超国家最新环保排放《火电厂大气污染物排放标准》第Ⅲ时段 的要求。 · 承包商提供的FGD系统停运的温度，最低停运温度不低于150℃。 · FGD装置能适应锅炉的启动、停机及负荷变动。 · FGD装置的检修时间间隔与机组的要求一致，不增加机组的维 护和检修时间。机组检修时间为：小修每年1次，大修每5年一次。
燃煤电厂烟气NID脱硫技术与工程应用
燃煤电厂烟气NID脱硫技术与工程应用目前，国内燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术有了很大发展，新建机组配套脱硫和在役机组脱硫改造成为一种必然的发展趋势。
根据炉后烟气脱硫过程中工艺水的应用特点，将炉后烟气脱硫技术分为湿法、干法和半干法三大类。
其中，半干法脱硫是指在脱硫过程中有少量工艺水投入，但脱硫产物最终是以干态的形式出现。
特别是在役机组的脱硫改造，受已有条件限制，脱硫工艺和方案布置受到很大制约。
300MW以下机组改造选用半干法脱硫工艺的较多，半干法脱硫主要有脱硫除尘一体化脱硫工艺(NID)、烟气循环流化床法(CFB)等。
NID脱硫工艺以其独到的设计和相好的性能越来越受到重视和应用。
N1D脱硫工艺NID(Nove11ntegratedDesu1phurization)脱硫除尘一体化脱硫技术由A1STOM公司在20世纪90年代初从喷雾干燥法开发而成，用于燃煤、燃油电厂、工业锅炉、垃圾焚烧电厂的烟气脱硫及有害气体的处理。
1工艺原理及流程N1D是利用含有Cao的吸收剂或消石灰(氢氧化钙)与二氧化硫反应生成CaS03和Ca-S04o除尘器收集下来有一定碱性的粉尘与CaO混合增湿后再进入除尘器入口烟道和烟箱,反复循环。
NID 工艺特征是吸收剂的低湿度和高比例循环。
在吸收剂的大表面积和低湿度作用下，烟温快速下降，吸收剂水份快速蒸发。
由于水份蒸发时间很短，使得反应器容积减小。
N1D脱硫工艺可与除尘器组合为一体，构造简单，占地面积小，物料循环倍率可达30~50次以上。
正常情况下，脱硫率一般可达85以上。
2性能特点根据国家发展和改革委员会最新发布的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程D1/T5196-20**»中关于脱硫工艺选择的一般性原则的要求，***电厂#2机组已投产约25年，属于剩余寿命低于10年的老机组，本工程设计的燃煤含硫量Sar<2.0,且吸收剂来源和副产品处置均能充分落实，适宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟脱硫技术。
MET湿法烟气脱硫技术应用实例
#1 吸收塔 结论 合格 合格
不合格 合格
采样地点
实测值 9． 5 410
6． 414 0． 025 72
2． 478
石膏仓库
结论 合格 合格 不合格 合格 合格
表5
一号塔烟气脱硫系统
SO2 脱硫效率 入口 SO2 浓度 出口 SO2 浓度 FGD 出口烟尘浓度
96． 5% 1 209． 3 mg / Nm3
收稿日期： 2013 － 03 － 11 修订日期： 2013 － 03 － 21 作者简介： 谭云松（ 1972 － ） ，男，毕业于哈尔滨工业大学，高
级工程师，长期从事电站锅炉工程技术服务工作。
1 项目简介
大唐潮州电厂由大唐电力集团投资兴建，是 粤东电网重要的电力供应商。电厂一期工程为 2 台 600 MW 国产超临界燃煤机组，最大连续蒸发量 为 2 030 t / h。潮州电厂一期 2 × 600 MW 机组已于 2006 年 6 月投产，潮州电厂采用美国玛苏莱公司的 湿法烟气脱硫技术，脱硫装置一炉一塔布置，按照 锅炉 BMCR 条件下，脱硫效率不低于 95% 设计。
排放系统设置一个事故浆液箱 （ 容量按照 1 000 MW机组的吸收塔浆液量设计） ，2 台公用的 事故浆液返回泵。每座吸收塔设置一个排水坑。
废水处理系统的设计处理能力为 30 m3 / h，主 要包括废水处理系统、加药系统、污泥脱水系统。
4 脱硫系统工艺及运行
潮州电厂具备良好的化学实验条件，并形成 了制度性的化学分析机制。表1 － 表5 是潮州电厂 吸收塔浆液化学分析报告。
2013 年第 4 期（ 总第 184 期）
应用能源技术
27
表1
采样时间 分析项目 固体浓度 %
中小型工业锅炉干湿法除尘脱硫技术应用
某 电缆 厂锅 炉 除 尘脱 硫 设 备 改造 主 要 是三 个 方面 ， 一是 以三卿 公司研 制 的除 尘脱硫 设备 替代 原 有 设备 ； 是循 环 水 处理 及 利 用 ； 二 三是 结 晶 副产 物
本设备注重制造的每一个细节 ， 以保证在工况 恶劣环境下的正常运行 ； 本装置已获得国家环境保
Ｉ ０１ Ｓ Ｏ９ ０ 质量体 系认证 ； 通用重工集 团拥有焊接自
动化 装备 与切 割 自动化 装备 ， 为公 司产 品 的生产 制
造提供了高质量保证 ； 本装置使用寿命长达１ 年。 ０
３） 行成本 低运
本设备采用分段冷凝法控制烟气温度 ， 使烟气
中Ｓ 于最 佳 降解 状 态 ， Ｏ处 用少 量氧 化 镁 中和 即能 达到 很高 脱硫 率。 ４） 以废 治废
测试数据 ２ ．１ ７５ ９． ６８ ４ １． ４３ ９． ６２ ８ １３ ２０ ０ｇ ． ＜１
参 考 文献
［ １ ］杨胞 ．二氧 化硫 减排 技 术 与烟 气脱硫 工程 ［ ． 京： Ｍ］ 北 冶金 工业 出版社 ，０ ４ ２ ０ ［】上海 电力 学院 ，冷凝 式烟 气脱硫 方 法及 其 ２
维护 一次 ， 使得 运行 过程稳 定 。 ７ 自动 化程 度高 ） 本设 备采 用 了 自动化 控 制 ， 电气控 制结 合锅 炉
５ ６ Leabharlann 循环水利用率 脱硫装置类型
％
≥９ Ｏ 第 ｌ类 ｌ
２２ 技术 特点 ．
控制面板统一控制 ， 操作简单 ， 整套系统只需司炉
工兼 管 即可。
形成一条有特色的产业链 ， 拟增建营运中心和小型
化 工 厂 用于 保证 氧 化 镁供 应 和脱 硫 产 物 的 回收 利 用 。 中小 型锅 炉 除尘脱 硫技 术 改造 工作任 重 道远 ，
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例
燃煤烟气脱硫脱硝技术是用于减少燃煤过程中产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）排放的一种控制技术。
该技术主要通过在燃烧过程中添加脱硫剂和脱硝催化剂，将烟气中的SO2和NOx转化为可吸收或可除去的化合物，以降低排放浓度。
工程实例中，燃煤电厂通常会采用湿法烟气脱硫（FGD）和选择性催化还原（SCR）技术实现烟气脱硫脱硝。
湿法烟气脱硫技术基于石膏脱硫、石灰石-石膏脱硫、海藻脱硫等反应装置，将烟气通过喷射脱硫剂（如石灰浆）来捕捉SO2。
脱硫剂与SO2反应生成石膏，经过过滤和脱水处理，得到可回收利用的石膏产品，并且将脱硫后的烟气中的绝大部分SO2排放量降低到环保要求以内。
而选择性催化还原技术通过在烟气中注入氨水并使用催化剂，将NOx还原为氮和水。
SCR设备常常设置在烟气处理系统的末端，通过催化剂上的反应，NOx在与氨水接触时被还原为无毒的氮气和水蒸气，从而实现NOx的脱除。
这些技术在全球范围内已经得到广泛应用。
例如，中国的部分大型燃煤电厂已经采用了脱硫脱硝技术，通过装备湿法烟气脱硫和SCR设备实现了低排放和环保化的燃煤发电。
此外，美国、德国等国家也广泛应用了类似的技术来降低燃煤电厂排放的空气污染物。
循环流化床燃煤锅炉石灰湿法烟气脱硫工艺的应用
Ｉ ｏ ｔ ｉｅ ｈ ｉｅｏ ｅｃｒ ｕ ａ ｉｎ ｐ ｎ ｙ ｔ ｅｓｚ ｕ ｒ ｎ ａ ａ ｉ ｎ ｈ ｅ ｅ ｔ ｎ ｓｚ ｅ ｉｅ ｔ ｉ ｏ ｄ ｍｉ ｅ ｈ ｐ ａ ｏ ｚｅ ａ ｄ ｅ ｏ ｏ ｃｖ ａ ｉ ｔ ｒ ｔ ｂ ａｎ ｄ ｔ ｅ ｓｚ ｆｔ ｉｃ ｌｔｏ ｏ ｄ ｂ ｈ ｉｅ ｃ ｒｅ ｔ ｐ ｃｔ ａ ｄ ｔ ｅｓ ｌ ｃｉ ｉｅｒ ｓｄ ｎ ｍｅ ｔ ｅ ｓ ｒ ｅ ｓ ｒ ｙ ｎ ｚ ｌ ． ｎ ｃ ｎ ｍｉ ｉｂ ｌ ｙ ｗｅｅ ｈ ｃ ｙ ｏ ｔ ｔ ｔ ｉ
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燃煤电站锅炉湿法烟气脱硫技术及应用案
例
燃煤电站锅炉石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫技术，采用石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，在吸收塔内，吸收剂浆液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（或氢氧化钙）以及鼓入的氧化空气开展化学反应从而被脱除，最终脱硫副产物为二水硫酸钙即石膏。
该技术的脱硫效率一般大于95%,可达98%以上；S02排放浓度一般小于100mg∕m3,可达50mg∕m3以下。
单位投资大致为150~250元∕kW;运行成本一般低于1.5分/kWh。
［适用范围］燃煤电站锅炉
图1典型石灰石-石膏湿法脱硫技术工艺流程图
图2石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统示意图
典型案例
［案例名称］
2X1000MW超超临界机组湿法烟气脱硫工程
［项目概况］
本项目于20**年5月脱硫项目开工建设，20**年6月首套脱硫装置与7#主机同步完成168试运行，第2套脱硫装置与8#主机组于20**年10月同步完成168试运行。
本项目于20**年11月25日获中国施工企业管理企业颁发的20**-20**年度国家优质工程奖。
［主要工艺原理］
本项目采用带托盘的喷淋式石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，主要工艺原理如下：烟气经除尘后，通过吸收塔入口区从浆液池上部进入塔体，在吸收塔内，热烟气逆流向上与自上而下的循环浆液接触发生化学吸收反应。
添加的石灰石浆液由石灰石浆液泵输送至吸收塔，与吸收塔内的浆液混合，混合浆液通过循环泵向上输送由多层喷淋层的喷嘴喷出。
浆液吸收烟气中二氧化硫以及其它酸性物质，在液相中二氧化硫与碳酸钙反应，形成亚硫酸钙。
在吸收塔内通过搅拌器和氧化风机将亚硫酸钙强制氧化成二水硫酸钙（石膏）。
从吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%,形成石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去雾滴后由烟囱排入大气。
［关键技术或设计创新特色］
0采用先进的托盘喷淋塔工艺，气流分布均匀，吸收塔直接越大，优势越明显。
0吸收塔喷嘴采用空心锥喷嘴，增加了浆液与烟气的接触面积，进一步提高脱硫效率。
0吸收塔采用管式溢流系统，构造简单、不堵塞，更好的控制吸收塔内的液位平衡。
0工艺水管与除雾器冲洗水管采用母管制设计，确保工艺水系统安全可靠。
0系统布置紧凑，吸收塔靠近烟囱布置，烟道走向简捷，降低了烟气阻力，提高了系统可靠性。
图3案例现场图
［主要技术指标］
本项目系统出口烟气指标满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-20**）的要求，脱硫效率到达96%以上（二氧化硫入口浓度为2153mg∕Nm3,出口浓度81mg∕Nm3）o
［投资及运行效益分析］
［投资费用］
本工程总投资约2.96亿元。
运行费用根据20**年10月-20**年10月实际运行情况，水、电、粉、气、管理等运行费用约为12750万元/年，年折旧费用约为1970万元（按15年平均折旧），年维修费用约600万元；副产物石膏全部作为商品销售，一年收入约为670万元。
一年电厂因上网电价的补贴约为16500万元/年（上网电量按机组年运行时间5500小时计，电补贴按15分/度电计）。
该项目的一年来实际经济净效益约为1850万元/年。
［用户意见］
本项目投运至今，各项技术指标优良，无任何环保事故,系统脱硫效率到达设计要求，各项耗能指标到达或优于设计要求，副产物石膏品质良好。
该脱硫工程带来了显著的经济环境效益，两台百万千瓦机组脱硫装置的竣工投运，每年减少二氧化硫排放71190吨，对于改善地区大气污染质量、减轻酸雨污染具有重要作用。