燃煤发电机组超低排放脱硫方案的选择
高硫低热值煤电厂超低排放可行方案研究
高硫低热值煤电厂超低排放可行方案研究刚坐下，咖啡的香气就飘进鼻子，眼前这个课题，说实话，我已经思考了好几天。
10年的方案写作经验告诉我，这个方案的出炉，得像煮一锅好咖啡一样，慢慢磨，细细品。
一、项目背景我国能源结构以煤炭为主，高硫低热值煤电厂在能源供应中占有重要地位。
然而，这类电厂的排放问题一直是环保工作的难题。
近年来，国家加大对环保的重视力度，要求各类电厂实现超低排放。
那么，问题来了，如何在高硫低热值煤电厂实现超低排放呢？二、技术路线1.燃煤优化：通过改进燃烧技术，提高燃烧效率，降低硫分和氮氧化物的排放。
2.脱硫脱硝：采用先进的脱硫脱硝技术，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物去除。
3.尾气处理：对排放的尾气进行深度处理，确保各项污染物排放指标达到超低排放标准。
4.废水治理：对生产过程中产生的废水进行处理，实现废水零排放。
三、具体实施方案1.燃煤优化（1）改进燃烧设备：选用高效燃烧器，提高燃烧效率。
（2）优化燃烧参数：调整燃烧温度、过剩空气系数等参数，减少污染物。
2.脱硫脱硝（1）选用高效脱硫脱硝工艺：如湿式石灰石-石膏法脱硫、选择性催化还原法脱硝等。
3.尾气处理（1）选用高效尾气处理设备：如活性炭吸附、光催化氧化等。
（2）实现尾气深度处理：通过多种技术组合，确保尾气排放达到超低排放标准。
4.废水治理（1）选用高效废水处理工艺：如膜生物反应器、反渗透等。
（2）实现废水零排放：通过回收利用、蒸发结晶等措施，实现废水零排放。
四、项目投资与收益1.投资估算：根据项目规模、技术路线等因素，估算总投资约为10亿元。
2.收益预测：项目实施后，预计每年可减少二氧化硫排放1万吨、氮氧化物排放0.5万吨，实现环保效益。
同时，提高煤炭利用率，降低生产成本，实现经济效益。
五、风险评估与应对措施1.技术风险：项目采用的技术路线可能存在一定的技术风险，需提前开展技术研发和试验验证。
2.政策风险：环保政策变化可能对项目产生一定影响，需密切关注政策动态。
燃煤电厂烟气超低排放中的除尘脱硫设计优化探讨
燃煤电厂烟气超低排放中的除尘脱硫设计优化探讨摘要：为改善大气环境，国家与政府对燃煤电厂污染物排放标准给出了明确规定。
企业为达到排放标准，燃煤厂超低排放优化设计得到了重视，引进先进高效的除尘、脱硫、脱硝技术从而有效解决超低排放技术问题。
鉴于此，文章对各种除尘技术进行了分析，借助除尘技术优势设计一套可行性除尘技术方案。
实践证明，多种技术融合的除尘技术减少了烟尘排放、经济性可观，有利于空气环境改善。
关键词：燃煤厂；烟气；低排放；脱硫系统；设计优化通常脱硫方案采用石灰石粉仓流化风系统独立装置，安装流化风机加热系统。
选择脱硫工艺系统、开式系统、吸收塔。
该工艺脱硫系统和电站主体系统未融合，系统运行存在隐患问题。
而且经济投入大、节能性不高。
鉴于此，根据电站系统结构实施系统优化，对超低排放中的脱硫设计进行优化。
一、超低排放技术分析根据国内环保政策要求，电厂烟气超低排放标准烟尘排放浓度<5mg/m3。
而国外一些国家如：美国要求<18.5mg/m3，德国<20mg/m3,日本<50mg/m3,澳大利亚<100mg/m3。
因而在技术应用经验方面缺少借鉴。
目前，我国超低排放技术并未获得较大突破，主要集中于除尘技术的提效与组合。
其中包括：一次除尘技术、深度除尘技术[1]。
前者可以去除较多粉尘，但达不到标准要求，包括静电除尘、袋式除尘、电袋复合除尘。
静电除尘颗粒搜集率99.9%，亚微米为主的细颗粒搜集率不高。
所以，研究该项技术的增效技术分为低低温静电除尘、高频电源、旋转电极静电除尘。
而深度除尘能够在一次除尘条件下进一步除尘，确保烟尘排放符合要求，分为脱硫除尘一体化与湿式静电除尘技术[2]。
（一）一次除尘技术低低温静电除尘：该技术指的是于静电除尘器设置低温省煤器，让除尘器入口烟温降低到100℃以下温度。
有研究提出：该技术能够将烟尘排放浓度保持在20mg/m3内。
其核心为烟气控制，具有降低温度、降低低分比电阻、减小体积流量特点。
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案I.引言燃煤电厂作为我国电力生产的主要方式之一，已经在我国能源产业中发挥着重要作用。
然而，由于燃煤电厂的燃烧过程不仅会排放大量的二氧化碳等温室气体，还会产生大量的氮氧化物、硫氧化物、颗粒物等污染物，对环境和人类健康造成巨大影响。
为了应对全球气候变化，我国政府已经提出了减少碳排放的目标。
为了实现这一目标，必须对燃煤电厂进行超低排放和节能改造。
II.超低排放技术1.优化煤炭燃烧过程：通过优化煤粉燃烧过程，减少窑尾氮氧化物的排放。
采用高效烟气脱硝技术，抑制窑尾氮氧化物的生成。
2.粉煤灰的处理技术：采用高效的粉煤灰处理技术，降低粉煤灰的含碳量。
在粉煤灰处理过程中，可以采用高效脱硫、脱氮和除尘设备，减少污染物的排放。
3.烟气脱硝技术：通过添加脱硝剂，将烟气中的氮氧化物转化为氮气和水。
采用高效的烟气脱硝技术，可以将燃煤电厂的氮氧化物排放降至极低水平。
III.节能改造技术1.锅炉燃烧系统的改造：通过对锅炉内部进行优化改造，提高燃烧效率，降低燃煤电厂的能耗。
2.烟气余热回收技术：通过对烟气进行余热回收，将烟气中的热能转化为电能或其他能源，提高能源利用效率。
3.节能设备的安装：安装高效节能设备，如变频调速器、节能灯等，降低电厂的能耗。
IV.实施步骤1.制定实施计划：制定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造的年度计划，明确具体的改造项目和时间表。
2.统一监管和管理：建立统一的监管和管理机制，加强对燃煤电厂超低排放和节能改造工作的监督和管理，确保改造工作的顺利进行。
3.提供政策支持：政府应提供相应的政策和经济支持，鼓励燃煤电厂进行超低排放和节能改造。
4.推广示范工程：选取一些典型的燃煤电厂进行超低排放和节能改造，作为示范工程进行推广，向其他电厂宣传其改造成果和经验。
5.不断完善技术：不断研发和推广更先进的超低排放和节能改造技术，提高燃煤电厂的能源利用效率，减少污染物的排放。
V.预期成果通过全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案，预计能够实现以下成果：1.大幅减少燃煤电厂的温室气体排放，对应对全球气候变化起到积极作用。
【超低排放】全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案
附件全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，是推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束的重要举措。
《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》）实施以来，各地大力实施超低排放和节能改造重点工程，取得了积极成效。
根据国务院第114次常务会议精神，为加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现稳增长、调结构、促减排、惠民生，推动《行动计划》“提速扩围”，特制订本方案。
一、指导思想与目标（一）指导思想全面贯彻党的十八届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放要求和新的能耗标准，建成世界上最大的清洁高效煤电体系。
—4—（二）主要目标到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。
全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。
加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。
全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。
二、重点任务（一）具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造。
在确保供电安全前提下，将东部地区（北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、—5—浙江、福建、山东、广东、海南等11省市）原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成，要求30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。
燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨123
燃煤电厂超低排放技术路线选择探讨摘要：随着空气污染越来越受到重视，近年来国家颁布了一系严列苛的排放标准，超低排放已成为未来电厂环境保护的新趋势。
分析了超低排放脱硝、除尘、脱硫的技术方案，并在此基础上探讨了超低排放已投产的联合技术路线。
关键词：燃煤电厂；超低排放当前，我国社会经济发展突飞猛进，经济效益显著提高，但与此同时，京津冀、长三角及珠三角三大工业区大气污染持续加重。
我国对煤炭资源的利用一直存在原煤入洗率低、回采率低、燃烧利用率低和开采污染等问题，而我国的经济发展和能源资源条件决定了以“煤炭为主”的能源结构在短期内难以改变。
由此看来，与调整能源结构相比，强化末端治理是能够在短期内控制大气污染形势的有效措施。
从2011年到2013年，为应对雾霾天气，控制大气污染形势，国务院先后颁布了“节能减排十二五规划”、“大气污染防治十条措施”（简称大气“十条”）等政策性文件以及《火电厂大气污染物排放标准（GB13223—2011）》等一系列有关污染物排放新标准，力求加大对电力、钢铁、水泥等行业污染物排放的治理力度；因此，在国家政策和民生驳论的重重压力之下，中国大气治理延向了新思路——超低排放。
1.超低排放改造的原则燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线选择时应遵循“因煤制宜、因炉制宜、因地制宜、统筹协同、兼顾发展”的基本原则，具体到钙基湿法脱硫协同除尘超低排放改造，则应考虑技术成熟可靠，经济性好，节约用地，施工方案简易可靠的原则。
目前国家环保部已发布了HJ2301－2017《火电厂污染防治可行技术指南》，因此在选择SO2超低排放技术路线时可参考该标准;超低排放改造必然会增加电厂的投资、运行和维护费用，据统计，一台660MW机组的超低排放改造工程将增加单位供电成本0.00847元/(kW•h)，因此超低排放改造应考虑其经济性;现有钙基湿法脱硫装置大多建造于2010年之前，超低排放改造时已无多余的场地来布置大型的容器或设备，所以超低排放改造应选用节约用地的技术;超低排放改造工程的工期普遍紧张，改造施工方案只有尽量简易且安全可靠才能同时保证工期和质量。
超低排放脱硫脱尘方案
超低排放脱硫脱尘方案
超低排放脱硫脱尘是指在燃煤发电等工业过程中，通过采用先进的脱硫脱尘设备，将煤炭中的硫化物和颗粒物排放量降至非常低的水平，以达到环境保护的要求。
下面将介绍一种超低排放脱硫脱尘方案。
首先，对于脱硫工艺，可以采用湿法石膏脱硫工艺。
湿法石膏脱硫工艺是指将煤炭燃烧后产生的烟气通过喷雾器喷洒石膏乳液，使烟气中的二氧化硫与石膏中的氢氧化钙反应生成硫酸钙，从而实现脱硫的目的。
该工艺具有脱硫效率高、产生的固体废物易于处理等优点。
其次，对于脱尘工艺，可以采用静电除尘器。
静电除尘器是一种利用电场力和流体力作用的设备，可对烟气中的颗粒物进行捕捉和去除。
静电除尘器的工作原理是将烟气通过电极系统，利用高压电场使烟气中的颗粒带电后在电极上沉积，形成凝聚体，然后通过清灰系统将凝聚体除去。
该工艺具有除尘效率高、处理能力大、占地面积小等优点。
为了进一步提高脱硫脱尘效率，还可以在工艺中加入脱硝装置。
脱硝是指将烟气中的氮氧化合物（主要是氮氧化物）去除的过程，可以采用选择性催化还原脱硝工艺。
该工艺利用催化剂将烟气中的氮氧化物转化为无害的氮气和水，从而减少氮氧化物的排放。
脱硝工艺的引入可以进一步降低燃煤发电厂的氮氧化物排放量。
总之，超低排放脱硫脱尘方案是通过综合应用湿法石膏脱硫、
静电除尘和选择性催化还原脱硝等先进技术，将燃煤发电厂的烟气中的硫化物、颗粒物和氮氧化物排放量降至非常低的水平。
这种方案具有脱硫效率高、除尘效率高、脱硝效率高等优点，可以保护环境，减少对大气造成的污染。
燃煤发电机组超低排放改造高效脱硫协同除尘技术路线简介
燃煤发电机组超低排放改造高效脱硫协同除尘技术路线简介本文结合实际工作情况，主要分析了燃煤发电机组超低排放改造高效脱硫协同除尘技术工艺及相关问题，仅供参考。
标签：燃煤发电；排放改造；技术分析1 合金托盘+高效喷淋层+高效三级屋脊式除雾器针对该技术路线，前部除尘器通常设置低低温省煤器，低低温省煤器对小颗粒烟尘团聚、凝并作用，吸收塔入口烟尘颗粒粒径增大，通过高效脱硫协同除尘技术实现超低排放限值要求。
吸收塔设置一层合金托盘（或双托盘），相对于喷淋空塔，由于托盘在气流均布、降低液气比、洗尘效果上的优势，使得其除尘效率要优于喷淋空塔。
同时在吸收塔内配置进口单向双头空心锥喷嘴，增加喷嘴布置数量，提高喷淋层覆盖率不低于300%，高效喷淋层可以使喷淋浆液粒径进一步降低，提高了浆液与粉尘的接触面积，提高洗尘效率。
吸收塔内配置三级除雾器，在流速合理的前提下，布置合适的除雾器面积，间接控制除雾器的净面流速，进而得到理想极限粒径分离效果，保证除雾器出口雾滴含量不大于20mg/Nm3，从而大大降低石膏携带量。
2 SPC超净脱硫除尘一体化技术由于除雾器改造+湿式电除尘技术实现超净排放目标存在投资费用高、改造场地条件受限等问题，可通过高效脱硫协同除尘作用，直接实现FGD系统出口烟尘小于5mg/Nm3。
国电清新单塔一体化脱硫除尘深度净化技术（SPC-3D）是北京国电清新环保技术股份有限公司研发的专有技术，该技术可在一个吸收塔内同时实现脱硫效率99%以上，除尘效率90%以上，满足二氧化硫排放35mg/Nm3、烟尘5mg/Nm3的超净排放要求。
旋汇耦合脱硫技术基于多相紊流掺混的强传质机理，通过特制的旋汇耦合器产生气液旋转翻覆湍流空间，旋汇耦合器安装在吸收塔内，喷淋层的下方、吸收塔烟气入口的上方。
在旋汇耦合器上方的湍流空间内气液固三相充分接触，增强氣液膜传质、提高传质速率，进而提高脱硫接触反应效率。
2.1 旋汇耦合器吸收塔入口烟道至最低层喷淋层之间布置一层旋汇耦合器，通过旋汇耦合器产生气液旋转翻覆湍流空间，湍流空间内气液固三相充分接触，使吸收塔内流场均匀，增强气液膜传质、提高传质速率，进而提高脱硫接触反应效率，为洗尘提供空间条件。
中小型燃煤电厂超低排放的技术措施
中小型燃煤电厂超低排放的技术措施在我国，绝大部分的发电厂主要是以燃烧煤炭发电为主。
随着社会的不断发展，人们对环境也越来越重视起来，因此，相关部门发布了燃煤电厂大气污染物排放新标准，并且将“清洁高效发展煤电”作为能源发展计划的关键任务之一，这就使得能源清洁化以及保护环境的压力比较大，而中小型燃煤电厂要达到有关部门要求，实现超低排放，就需要集成各种先进并且高效的除尘技术、脱硫技术以及脱硝技术[1]。
1 中小型燃煤电厂除尘技术的选择1.1 除尘技术介绍1.1.1 干式电除尘器提效技术干式电除尘器提效是一种比较成熟的除尘技术，其基本原理是使烟气中的灰尘带上电荷，然后在利用电除尘器进行捕获收集。
其能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染。
1.1.2 袋式除尘技术袋式除尘技术是通过将纤维滤料制成袋状，然后来对烟气中的粉尘进行捕获。
其优点是除尘效率高，并且适用于各类粉尘，对于亚微米级的粉尘具有很好的捕获效果，然而其受到的阻力比较高，因此滤袋的使用寿命不长。
1.1.3 湿式电除尘技术湿式电除尘技术的原理同干式电除尘技术比较相似，湿式电除尘技术是利用水雾将烟气中的粉尘凝聚，然后再使粉尘在电场中共同荷电，一起被捕获，并且聚集在极板上的水汽将会形成一层水膜，使得极板保持清洁，再通过水流将灰尘冲洗，由于不需要振动设备，所以也不会产生二次灰尘，具有较高的除尘效率。
1.2 除尘技术的选择通过上面对3种主要除尘技术的分析，袋式除尘技术在使用过程中由于受到的阻力很大，通常滤袋的使用寿命不长，这会增加除尘的成本，不适合中小型燃煤电厂。
另外，湿式电除尘技术虽然具有较高的除尘效率，但一般用在大型的燃煤发电厂作为综合型的治理设备，一次成本高，也不适合中小型燃煤电厂。
而干式电除尘器提效技术能够处理大量的烟气，并且具有很高的除尘效率，此外其适用范围很广，成本以及运行维护费用较低，不会造成二次污染，基于以上优点，中小型燃煤电厂可以选择干式电除尘器作为其除尘的首选。
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ｐＨ高，需要大流量氧化： ３、施工工期较长； １、改造工程量巨大，投资很大： ２、双塔布置，占地面积巨大； ３、施工工期很长，若有空余场 地，提前施工串塔则可大大缩短 工期：
单塔单循环 强化传质
１、系统改动很小，投资低： ２、Ｌ／Ｇ较常规喷淋塔大大降低： ３、占地面积小，工期短 烟气阻力较大：
单塔单循环 提高液气比 系统改动较小，投资较低； Ｌ／Ｇ较高，工期偏长
・３１５・
燃煤发电机组超低排放脱硫方案的选择
作者： 作者单位： 张天健 大唐南京发电厂
引用本文格式：张天健 燃煤发电机组超低排放脱硫方案的选择[会议论文] 2015
５结语
四种方案都有各自的优缺点，在设计选型时要根据具体设计条件而定。大部分达新标拟超低排放改 造机组，都会遇到现场布置局限、系统阻力增加、施工周期短、改造费用、配套辅机升级等一系列问题， 而单塔双循环和单塔单循环强化传质对于超低排放改造项目来说，相对还是易于实施，改造费用和工期
均得到有效控制，运行实例最多，成为已投运超低排放机组的主流选择。
４单塔单循环提高液气比 本工艺主要依靠提高液气比，并辅以优化流场结构，从而提高Ｓ０ｚ的脱除率。本方案改造工作量较 大，需对原有吸收塔进行拔高，并在塔内部进行一系列改造（包括提高吸收塔高度、增加喷淋层数量、 优化喷嘴布置）来实现超低排放的目标。 利旧原有吸收塔现有喷淋层等设施，在吸收塔顶部加高，增加新的喷淋层。吸收塔入口烟道及出口 烟道尽可能利旧，新增吸收塔段烟气出口接至原吸收塔烟气出口，此方案的优点是改造费用较低，但缺 点是对燃煤质量要求高，吸收塔内烟气流速太高，且烟气进、出口流场不佳，严重影响脱硫效率，脱硫 塔系统的能耗太高，同时还需对原有吸收塔基础进行核算。
１月２２．２３日南京
全国煤电节能减捧升级与改造技术交流研讨会
燃煤发电机组超低排放脱硫方案的选择
张天健（大唐南京发电厂）
摘要：国家环保政策的日趋严格，环保问题的矛盾突出，火力发电厂开始寻求燃煤发电机组超低 排放的解决的方法，本文对燃煤发电机组超低排放脱硫主体设备的技术方案进行对比分析，为超低排放 的技术方案选择提供参考。 关键词：燃煤发电超低排放湿法脱硫方案
并生长，使得反应生成的石膏浆液顺利结晶长大，对后期的脱水效果有明显的提升，设备运行也更加稳 定。
单塔单循环强化传质工艺流程图
・３１４・
１月２２．２３日南京
全国煤电节能减捧升级与改造技术交流研讨会
通过以上几种技术的组合，机组燃用含硫１％以内的燃煤时，可实现９８．５％以上的脱硫效率，并可达
到超低排放的脱硫标准。
（四）
将标准喷淋层改为对向互补喷淋层
对向互补喷淋层是在中高硫煤或大型机组的脱硫项目的实施中，改进了的喷嘴母管的布置方式，其
将两个喷淋管对向布置在同一层上。据计算，在保证脱硫效率的同时，该种布置可以有效降低脱硫塔的
高度及循环泵的电耗。对向互补喷淋层实际上是两台循环泵对应的两个喷淋母管分别从吸收塔的两侧进
效的目标。
典型单循环钙基湿法烟气脱硫系统影响脱硫效率的因素主要有：塔内烟气流速、液气比、吸收区高 度、浆液池容量、浆池ｐＨ值、烟气分布均匀性等等，在工程应用中要根据实际情况选择合适的参数， 实现高脱硫率和良好的经济性，根据目前国内外的情况，提高石灰石一石膏湿法脱硫效率的方案主要有：
（一） 增加液气比
Ｄｅｍｉｓｔｅｒ
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ｍｇ／Ｎｍ３。
单塔双循环工艺流程图
本技术的重点在于浆液分区使用，吸收区循环和氧化区循环，单塔双循环两个系统浆液性质分开后， 可以满足不同工艺阶段对不同浆液性质的要求，更加精细地控制了工艺反应过程，高ＰＨ值的吸收区循 环在较低的液气比和电耗条件下，可以保证很高的脱硫效率。低ＰＨ值的氧化区循环可以保证吸收剂的 完全溶解以及很高的石膏品质，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗。氧化区循环可以去除烟气中 的杂质，包括部分的Ｓ０７、灰尘、ＨＣＬ和ＨＦ。杂质对二级循环的反应影响将大大降低，提高二级循环效 率。石灰石的流向为先进入二级循环再进入一级循环，两级工艺延长了石灰石的停留时间。
前言
随着国家环保政策的日趋严格，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（ＧＢｌ３２２３—２０１１）也在排 放总量和排放浓度两方面提出更高的要求，新的排污收费制度的实施也对火电厂形成了很大的压力。也 有报告中指出，燃煤对以大气雾霾为代表的大气污染形成扮演着最重要的角色，不清洁的能源使用，是 我国雾霾产生的最根本的原因。这个不清洁的能源，最主要的是指煤炭。 ２０１４年，国内浙江、江苏、广东等省份已开始对个别已达到排放新标的机组的烟气脱硫、脱硝和除
匀性、吸收区高度、吸收塔浆池容量等因素进行分析和选择。
・３１１。
１月２２．２３日南京
全国煤电节能减排升级与改造技术交流研讨会
湿法石灰石／石膏脱硫工艺根据吸收塔设计结构的不同，可分为单塔双循环、双塔双循环、单塔单 循环强化传质、单塔单循环提高液气比。 １单塔双循环 单塔双循环湿法脱硫技术是在单循环湿法脱硫技术上发展而来的。其主要工艺在脱硫塔内设置积液 盘将脱硫区分隔为上、下循环脱硫区，下循环脱硫区、下循环中和氧化池及下循环泵共同形成下循环脱 硫系统，上循环脱硫区、上循环中和氧化池及上循环泵共同形成上循环脱硫系统，在一个脱硫塔内形成 相对独立的双循环脱硫系统，烟气的脱硫由双循环脱硫系统共同完成。本工艺双循环脱硫系统相对独立 运行，但又布置在一个脱硫塔内，既保证了较高的脱硫效率，又降低了浆液循环量和系统能耗，并且单 塔整体布置还减少了占地，节约了投资；本工艺特别适合于燃烧高硫煤产生的烟气脱硫，脱硫效率可达 到９９％以上，若要控制二氧化硫排放浓度不大于３５ｍｇ／Ｎｍｓ，理论入口浓度可达３５００
・３１ ３・
１月２２．２３日南京 较高，引风机电耗较高。 （三） 合理布置喷嘴，强化传质效果
全国煤电节能减排升级与改造技术交流研讨会
采用１２０。空心锥碳化硅喷嘴，密集布置，面积覆盖率达２００％以上，在一定的喷射压力下获取直径 ２０００№以下的浆液液滴，增大浆液与烟气的接触面积；布置在吸收塔周边的喷嘴流量比中心喷嘴流量 大１５％，便于烟气向中心流动，避免在周边“短路”。烟气经均流提效构件后，在喷淋区域进一步与浆液 接触，再次强化传质，提高脱硫吸收剂的利用率。
双塔双循环工艺流程图
３
单塔单循环强化传质
本工艺是在单塔单循环湿法脱硫技术的基础上进行内部的改造（塔本体高度不做改动），提高气液 传质，强化对流效果，从而提高Ｓ０。的脱除率。本方案改造工作量较小，特别适用于老塔改造，在原有 吸收塔内部进行一系列改造（包括优化喷嘴布置、增加均流提效构件、控制内部ＰＨ等）来实现系统提
（二）
采用均流提效构件提高脱硫效率
吸收塔均流构件能改善吸收塔内烟气分布，烟气和浆液的流场分布直接决定着吸收塔内的传质、传 热和反应进行程度。对于无均流提效构件塔，改善烟气分布最有效的措施是增加均流提效构件，使进入 吸收塔内的烟气分布均匀，避免偏流问题：而对于已有均流提效构件的吸收塔，可以通过调节均流提效 构件开孔率、加装第二层均流提效构件满足要求。均流提效构件塔相对于空塔的缺点是吸收塔阻力相对
尘系统进行进一步提效改造，实现烟气污染物的超低排放，在满足特别排放限值的基础上，达到以天然
气为燃料的燃气轮机组的排放标准，即烟尘排放浓度不大于５ｍｇ／Ｎｍ，，二氧化硫排放浓度不大于 ３５ｍｇ／Ｎｍ３，氮氧化物排放浓度不大于５０ｍｇ／Ｎｍ３。 已达新标并拟开展超低排放的机组的烟尘和脱硝的改造方案相对单一，烟尘超低排放是通过增加湿 式电除尘器，脱硝超低排放是通过增加催化剂反应层来实现改造目标，而脱硫超低排放因存在各种技术 的组合，以及吸收塔选择技术路线的不同，可选择方案较多。 湿法脱硫方案通过向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使ＣａＳ０。都氧化为ＣａＳ０。（石膏），脱硫的副产品
入吸收Байду номын сангаас，在同一个平面内交互布置。显而易见，在同一层塔的截面内，对向互补喷淋层可布置更密的
喷嘴，这样喷淋的覆盖率和均匀性更好，从而获得更高的效率。
（五） 加装气液传质强化构件
吸收塔内的流场分布情况决定了气液两相的混合和传质效果，从而直接影响着Ｓ０：的脱除效率。对 于传统的喷淋塔来说，在塔壁区域，由于喷嘴的布置不尽合理而使得喷淋浆液的覆盖不足，使得烟气沿
塔壁逃逸，从而降低了脱硫效率。为改善这一状况，可以通过在喷淋层下面的塔壁区域安装气液传质强
化构件，充当塔壁喷嘴的角色，使得吸收区浆液的喷淋密度分布更为均匀，从而提高脱硫效率。
（六） 建塔外浆池
扩大浆池容积，使得浆池中浆液停留时间延长，浆液与氧气的接触时间也延长，氧化更充分，加入 的石灰石浆液利用率更高，有利于系统的ＰＨ值控制，确保系统脱硫效率；同时有利于石膏浆液的结晶
液气比对脱硫效率的高低有着重要影响。在吸收塔设计中，循环浆液量的多少决定了ｓｏｚ吸收表面 积的大小，在其他参数恒定的情况下，提高液气比相当于增大了吸收塔内的浆液喷淋密度，从而增大了 气液传质表面积，强化传质，提高脱硫效率，提高液气比是提高脱硫效率的有效措施。液气比增大带来 的问题是循环泵流量和吸收塔阻力增大，电耗增高。
四种湿法脱硫技术对比：
工艺 单塔双循环 优点 １、吸收塔高度和浆池容积较小： ２、Ｌ／Ｇ较常规喷淋塔低； ３、浆液ＰＨ分循环控制，互不干扰： ４、适用于高硫煤： 双塔双循环 ｌ、吸收塔高度和浆池容积较小； ２、Ｌ／Ｇ较常规喷淋塔低： ３、浆液ＰＨ分循环控制，互不干扰： ４、适用于高硫煤：
１、 ２、
缺点 单循环改造塔体改动较大，投资较大： 外置ＡＦＴ浆池，需要足够场地，且因
２双塔双循环
双塔双循环技术是在单塔双循环技术上的发展和延伸，非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工
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１月２２．２３日南京
全国煤电节能减排升级与改造技术交流研讨会
程。能有效的利用原有脱硫装置，避免了重复建设和资源浪费。可适用二氧化硫排放入口浓度彳ｉ大于 ３５００ｍｇ／Ｎｍ３的烟气处理，若建设用地足够可在机组运行期间建设串塔，留接口在停机后施工，可大大减 少机组停运改造时间。但存在后期维护和使用费用偏高的问题。