脱硫范文10篇

1我厂脱硫工艺流程：

结合我厂实际，我厂脱硫工艺采用了炉内掺烧脱硫剂（电石泥）固硫，和炉外烟气FGD湿法脱硫相结合的二段式脱硫方式。生成副产物未氧化的亚硝酸钙（CaSO3•1/2H2O）与自然氧化产物石膏（CaSO4•2H2O）的混合物直接抛弃。

1.炉内脱硫：

过程：用电石泥作固硫剂，煤泥经刮板机进入下仓，在下仓投入电石泥，与煤泥按一定比例混掺，由预压螺旋送至搅拌仓，再次搅拌均匀后由浓料泵送至锅炉本体内进行燃烧，达到固硫的效果。

优点：炉外脱硫设施前SO2浓度可以降至500-800mg/m3，电石泥的固硫率在30%左右。

无需添加任何其他设备即可进行，节约成本及设备投入。

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。

1轻烃脱硫加工工艺的几个要点探讨

1.1脱硫技术的现状

目前国内一般采用干法脱硫和湿法脱硫两种办法对天然气进行脱硫工艺。湿法脱硫工艺一般用于脱硫大量轻烃、含硫量高、对脱硫精确度要求不高的工艺。它是两种基本流程相似的化学和物理脱硫法，该操作流程比较复杂，依靠脱硫剂中的吸收剂与天然气中的硫发生反应，整个工艺过程使用装备较多，消耗也多，轻烃经过再生塔时会产生吸收剂进行再利用，但需在发生反应的同时一直补充脱硫剂。中间还要处理反应产生的废液，湿法脱硫工艺并不属于精准脱硫方式。国内对轻烃脱硫产品的要求是含硫量每立方米要低于5mg，国际对它的要求标准是含硫量在每立方米1mg左右。为了可以满足相关要求标准我们可以采用干法脱硫，这种方法能源消耗少、需求资金设备少、操作方法流程简单易操作，使用的固体脱硫剂将硫化物附着在塔内进行反应脱硫,需要两塔或者三塔串联完成，用这种方法进行脱硫工艺不会产生废物，精确度很高。

1.2确定工艺路线

轻烃原料中含有的硫元素会造成硫含量在丙烷和丁烷中超标，要想减少它们的含硫量就应该在进气装置前安装一套脱硫设备，这种先脱硫再加工的方法操作起来比较简单方便还符合要求，很适合推广使用。在脱硫剂没有饱和的情况下有比较长使用寿命，一般有2到3年的使用期。根据实验考察计算发现，脱硫工艺的温度应该保持在25℃上下，脱硫后的原料含硫量要在每立方米0.1mg以下。原料脱硫的过程是原料先经过低点排出原液气使之进入加热器，由导热油在辅助的情况下加热到25℃，原料气和氧气混合后会流入脱硫塔，控制温度在25℃的情况下严格控制好空气补给量，脱硫后原料气经过在加工过滤净化，最后进行气体处理。

1.3选择脱硫剂

摘要：现阶段，石灰石-石膏湿法脱硫技术在火力发电领域应用广泛，效果较好。我国的脱硫技术由国外引进，由于在湿法脱硫废水处理方面欠缺经验，加之技术的引进时间不长，导致我国的发电机组湿法脱硫废水处理工作落后于发达国家。就目前而言，国内烟气脱硫行业的主要目标是最大程度地缩减脱硫系统的运行成本并提升脱硫的效率。作者结合工作经验与相关理论知识，在文章中探讨了发电机组湿法脱硫废水处理系统的优化改造，供读者参考借鉴。

关键词：火力发电；湿法脱硫；废水处理

我国目前广泛应用的湿法烟气脱硫技术较为成熟，脱硫效率相对较高，但也存在不少弊端，例如湿法烟气脱硫浆液中存在着较多的悬浮杂质与盐分，这些物质的浓度随脱硫系统运行时间的增长而提升。除此之外，烟气中含有极少量的氟离子，这些氟离子源自原煤，最终会进入浆液并与浆液中的铝联合作用，从而减弱石灰石的溶解性，导致脱硫效率显著下降。同时随着系统连续运行时间的增加，浆液内会富集大量的氯离子，对设备有较强的腐蚀性。现阶段，应当要对部分发电机组烟气湿法脱硫废水处理系统进行优化改造，最大程度地强化该系统的运行质量及处理效率，尽可能降低脱硫废水外排对环境的影响。

1脱硫废水处理系统的工艺流程

某火力发电厂的烟气脱硫废水处理工艺系统主要包含废水处理、污泥脱水以及化学加药三大部分。三联箱、废水调节曝气池、清水箱以及澄清池是废水处理系统的主要设备，而污泥脱水系统则由污泥螺杆泵、污泥中转池以及板框压滤机等设备构成。化学加药系统是非常重要的废水处理系统组成部分，其主要由助凝剂储存和加药系统、碱加药系统、絮凝剂储存和加药系统与有机硫加药系统构成。图1为废水调节曝气池示意图：图1废水调节曝气池示意图在处理废水的过程中，脱硫废水首先流进废水调节曝气池，曝气池的底部设置了曝气装置，脱硫废水经过充分曝气后COD值显著下降，此后，废水提升泵将废水输送到三联箱的中和箱之中，技术人员向中和箱中加入适量的石灰乳，此举的主要目的是调整脱硫废水的PH值。通常情况下，脱硫废水的PH值在8.5之9.5之间最为合适，在此PH环境下，各类重金属离子将转化为相应的氢氧化物沉淀[1]。在脱硫废水进入沉降箱后会与箱中的有机硫发生混合，此后，铜离子与银离子等等重金属通过相应的化学反应而转化为极难溶的硫化物，随后进入絮凝箱，此时需要向絮凝箱中掺入适量的絮凝剂，以此得到大量的絮凝物。脱硫废水流入絮凝箱，再由絮凝箱流入澄清池，需要将适量的助凝剂加到澄清池入口中心管部位，如此颗粒的长大过程将得到有效强化，促使絮凝物在较短时间内转变为结实粗大的絮凝体，从而便于分离及沉淀。废水进入澄清池后，其中的絮状体会逐渐地沉积于澄清池的底层，一段时间后转化为泥浆，启动刮泥装置对泥浆进行清除。经过深处理的废水转变为清水，清水不断上升直至抵达蜂窝斜管处，在蜂窝斜管处被进一步过滤后纳入环形三角溢流堰，最终汇入清水储存箱。处理后的清水经检验各项指标合格后通过清水泵外排。

2发电机组烟气湿法脱硫处理系统的优化改造

摘要：本文阐述了烟气脱硫当中的几中脱硫技术之间的优缺点。

关键词：烟气脱硫高脱硫率工艺中脱硫率工艺低脱硫率工艺

前言

我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等，伦敦正是由于光化学烟雾的原因，整天被雾所笼罩着，所以才会有雾都之称。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。

中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。

随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。

近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，烟气脱硫产业化取得了重大进展，国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排二氧化硫的需要。

一、火电厂烟气脱硫产业化取得重大进展

2005年底，我国建成投产的烟气脱硫机组容量由2000年的500万千瓦上升到了5300万千瓦，增长了近10倍，约占火电装机容量的14%，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。目前，已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况一样，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫仍是主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法占90%以上。总体看，我国烟气脱硫产业已具备了年承担近亿千瓦装机脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。

（一）脱硫设备国产化率已达90%以上。石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等，国内已具备研发和生产加工能力。如石家庄泵业有限公司生产的系列脱硫浆液循环泵已应用于96个脱硫工程；成都电力机械厂生产的脱硫增压风机已应用于100个脱硫工程；上海锅炉厂生产的气气换热器已应用于60个脱硫工程。从设备采购费用看，石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术设备、材料国产化率达到90%左右，部分烟气脱硫工程国产化率超过了95%，其它工艺技术的设备国产化率大于90%。

（二）烟气脱硫主流工艺技术拥有自主知识产权。通过自主研发和引进、消化吸收再创新，我国已拥有了30万千瓦级火电机组自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并经过了一年以上的工程实践检验。如苏源环保工程股份有限公司研发的具有自主知识产权的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，已成功应用于太仓港环保发电有限公司二期2×300MW烟气脱硫工程；北京国电龙源环保工程有限公司在引进德国技术基础上消化、吸收和再创新，拥有了自主知识产权的石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术，并成功应用于江阴苏龙发电有限公司三期2×330MW烟气脱硫工程。以上两个工程项目经过一年多的实际运行检验，并通过了工程后评估，专家认为两公司拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术都具有成熟、可靠、适用性强的特点，达到了国际先进水平。其它工艺技术我国大多也拥有自主知识产权，只是应用于机组容量20万千瓦及以下火电机组，有些刚刚投运或正在施工建设，有待实践检验。

（三）具备烟气脱硫工程总承包能力。截止2005年底，具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10万千瓦及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家；其中，合同容量超过200万千瓦装机的公司有17家，超过1000万千瓦装机的公司有7家。北京国电龙源环保工程有限公司总承包合同容量达到了2471万千瓦。

[内容摘要]本文介绍了国内电厂烟气脱硫主要为湿法和干法工艺，重点分析了湿法和干法的技术和经济特点，并对脱硫工艺选择提出了建议。

[关键词]烟气脱硫湿法干法比较

1概述

烟气脱硫是电厂控制SO2排放的主要技术手段，目前已达到工业应用水平的烟气脱硫技术有十余种，大致可以分为干法和湿法，但能在300MW以上大容量机组使用的成熟脱硫工艺并不多。根据国内目前的实际应用推广情况，国内各大脱硫公司已投运的300MW级机组烟气脱硫装置均为石灰石/石膏湿法。干法技术在国内300MW大容量机组上全烟气、高脱硫率还没有运行示例。最近武汉凯迪股份公司正在推广德国WULLF的RCFB（内回流循环流化床）技术，该技术在国外2000年曾有1套在300MW机组上投运，3个月后停运，现国内有1套刚开始在恒运电厂1×210MW机组上投运。另有1套已投运的CFB脱硫，运用于小龙潭1×100MW机组。

以下对湿法和干法两种工艺流程，全烟气、高脱硫率下的技术、经济进行了综合比较。

2石灰石/石膏湿法脱硫技术流程特点

向流化床锅炉的燃烧区加入石灰石，首先发生的是石灰石的高温分解，分解产物为CaO。CaO颗粒在O2过量条件下，与SO2发生硫化反应，生成CaSO4，即：CaO+SO2+1/2O2=CaSO4+486kJ/mol(1)

石灰石的反应活性对反应式(1)的反应程度影响很大。因此，国内外研究人员对此进行了大量工作〔1～3〕，实验主要采用热重分析(TGA)法，测定的对象一般为CaO的硫酸盐化程度，并以此为基础研究石灰石的脱硫反应活性。由于该方法的测定对象为固态，故简称之为“固测法”。但是，用固测法研究石灰石的活性，有时存在较大的偏差。TGA法的吸硫曲线的增重趋势总是被认为是按反应式(1)中CaO吸收SO2和O2生成CaSO4所造成。而实际上，石灰石中除了主要成分CaCO3外，还含有许多其它杂质成分。一些杂质成分经高温分解后产生的一些碱性氧化物同样也能与SO2和O2反应生成硫酸盐，另外一些杂质成分还会生成一些复杂的复合物，从而间接地影响反应(1)的进行，这些情况会给热重分析带来不可避免的误差，而影响石灰石活性数据的准确性。

本文的研究方法是将测定对象由TGA法的固测改为对SO2的气测。在流化床脱硫模拟试验台上，通过监测SO2浓度的变化研究石灰石的反应活性。在特定的工况条件下，SO2在通过吸硫剂石灰石时浓度变化可以认为是由于石灰石固有特性所引起的，它体现了石灰石总体吸硫效果，这样就避免了由于仅仅考虑CaO的转化而忽略了其它杂质成分影响带来的活性数值的偏差。本文将以流化床典型运行温度850℃下的反应速度常数作为石灰石脱硫活性的指标。

1材料与方法

试验采用流化床反应器模拟法。全部试验在石灰石脱硫反应活性试验台上进行，图1为试验流程简图。N2、CO2和SO2经流量计A进入气体混合器B，在a点用MIS-2000烟道气体分析仪E对混合气体的SO2初始浓度进行测定。当SO2流经a点进入反应器C时，脱硫反应开始进行。每间隔10min在b点用气体分析仪E对SO2的浓度进行一次测定，直到SO2的浓度不再改变时为止，此时，试验结束。为了模拟流化床的实际工况，石灰石的热解与脱硫在反应器中同时进行(这与TGA法不同)，反应温度设置为流化床典型运行温度850℃。

A.浮子式气体流量计B.气体混合器

为进一步贯彻落实科学发展观，推进燃煤电厂脱硫工作，改善大气环境质量，加快生态省建设步伐，根据《中华人民共和国大气污染防治法》和《关于落实科学发展观加强环境保护的决定》精神，经省政府同意，现就燃煤电厂脱硫工作提出以下意见。

一、充分认识推进燃煤电厂脱硫的重要意义

加强燃煤电厂二氧化硫治理，改善大气环境质量，是落实科学发展观、加强环境保护的重大举措，是构建和谐社会、实现人民群众根本利益的内在要求，是建设资源节约型和环境友好型社会、全面推进小康社会建设的重要途径。*作为以燃煤发电为主的能源大省，防治二氧化硫污染的任务十分艰巨，必须采取经济、法律和必要的行政手段，进行综合治理，配套推进。

二、推进燃煤电厂脱硫的指导原则和总体要求

推进燃煤电厂脱硫工作，要坚持政府的指导作用和企业的主体作用相结合，坚持支持、鼓励和限制、淘汰相结合，坚持完善内控机制与加强监督检查相结合，统筹规划，突出重点，分类指导，标本兼治，确保“*”末二氧化硫排放总量比20*年减少20%以上，实现全省设区城市环境空气质量达到二类功能区要求。

依据资源环境承载能力，考虑地区发展重点和生产力布局，实施二氧化硫排放总量控制制度，将总量指标分解到各级人民政府，并具体落实到电力行业和非电力行业及其相关企业。“*”期间，电力行业采取国家统一规定的绩效法进行分配，非电力行业按照点源达标排放结合环境容量进行分配。

摘要：随着人们环保意识的提高，对于生产中的各种可控污染，都会采取一定的措施来加以处理，以降低其对于生态的影响。脱硫一般是指对于烟气或者对于某些固体物质中的硫成分的祛除。生产中的硫会随着生产变为气体然后带来酸雨的可能，而且，人们长期接触含硫物质，在高含硫状态下工作，会对其自身带来极大的损害。为了降低硫对于环境的影响，当前中国很多企业都开始着手脱硫环保工程的实施。而脱硫项目本身具有较大风险性，所以，需要建立对应的管理制度，来促进该项目的良好的发展。

关键词：脱硫项目风险；合同管理控制；要点

环保意识的提高，人们对于硫的排放尤其注意。一些企业开始研究应该如何去除该种成分，降低其对于环境的影响，这也就是俗称的脱硫。但是，在脱硫项目的实施中，涉及到多种风险，都需要人们加强对其的重视。本文以脱硫项目具体风险为重点，介绍了应该如何运用合同来进行管理控制，针对脱硫项目的要点，对其项目实施与风险控制进行了阐述与分析。希望能为我国脱硫项目风险的降低与控制提供一定的参考。

1脱硫项目采用合同管理的必要性

通常来说，脱硫项目的风险可以分为宏观风险和微观风险。宏观风险包括政治风险、经济风险以及法律风险；微观风险包括技术风险、采购风险、施工风险以及管理风险。就整个脱硫项目来看，按照阶段可以分为投标阶段风险、签约阶段风险、履约阶段风险。鉴于该项目的实施过程中，具有如此之多的风险，而风险的发生具有较强的不确定性，因此，在整个项目的实施过程中，必须要采取一定的措施，来对这个项目之中的风险加以控制，提高其安全保障。合同管理是在该项目开展之前，就对其可能会存在的风险加以评估，并通过一定方式来约定，设置合理的解决方案，以控制脱硫项目风险产生的可能，虽然，不能百分之百的避免，但是，能够降低原有风险大幅度降低。

2脱硫项目风险分类