辽河油田脱硫技术

辽河油田脱硫技术篇1

铁基工艺是以铁络合物作催化剂, 通过液相氧化还原反应把H2S氧化为单质硫的湿法脱硫工艺, 被还原的亚铁络合物通过氧气氧化再生循环使用, 由于此方法对设备腐蚀性小, 又可回收单质硫磺, 因而在伴生气脱硫研究中具有较好的发展前景[3,4]。

本文以铁基工艺为基础, 用海水做溶剂, 选择不同的络合剂配制了一系列脱硫溶液来模拟海上油田伴生气的脱硫, 以期开发一种适用于海上油田的高效脱硫溶液。

1 实验部分

1.1 主要试剂和仪器

海水, N2 (高纯) , 天津威斯特科技发展有限公司;H2S (高纯) , 天津威斯特科技发展有限公司;Fe Cl3 (分析纯) , 天津市化学试剂三厂;Na2CO3 (分析纯) , 天津市化学试剂三厂;EDTA (分析纯) , 天津市化学试剂三厂;葡萄糖酸钠 (分析纯) , 天津市化学试剂三厂;α-葡庚糖酸钠 (分析纯) , 天津市化学试剂三厂;1-羟基乙叉二膦酸 (分析纯) , 上海瑞齐生物科技有限公司;氨基三乙酸钠 (分析纯) , 天津市化学试剂三厂;乙二胺四甲叉膦酸 (分析纯) , 枣庄市凯瑞化工有限公司。

气升式内环流反应器 (自制) , 天津津大莱博科技有限公司;便携式H2S检测仪 (GAXT-H) , 加拿大BW公司;分析天平 (AL204) , 梅特勒托利多仪器有限公司;玻璃恒温水浴 (76-1) , 金坛市新航仪器厂;空气泵 (GA2000A) , 中国中兴汇利科技发展有限公司.

1.2 实验方法

以N2和H2S配制成H2S浓度为15 g/m3的模拟天然气, 向内环流反应器中加入海水, Fe3+, 不同的络合剂, 用Na2CO3调节p H值配成脱硫溶液。

实验流程如图1所示, 原料气首先进入缓冲瓶混合均匀, 然后进入内环流反应器, 同时用空气泵向内环流反应器中鼓入一定量的空气, 脱硫后气体进入尾气吸收瓶再排空。每隔1 h用H2S检测仪测定尾气中H2S的浓度, 计算出吸收过程中H2S的转化率, 从而得出H2S的脱除效果。

2 脱硫实验结果与分析

2.1 不同络合剂的脱硫效果

当c (Fe3+) =0.0015 mol/L, p H=8时, 在25℃下测定不同络合剂作用下H2S的转化率, 结果如表1所示。

(%)

由表1可知, 不同络合剂下H2S的转化率随时间的延长均有所下降, 当t=7 h时, 所配制的α-葡庚糖酸钠与1-羟基乙叉二膦酸作为复合络合剂的脱硫溶液作用下H2S气体的转化率仍大于90%, 而其他脱硫溶液作用下的H2S转化率均已降到90%以下, 因此, 我们选用脱硫效果最好的α-葡庚糖酸钠和1-羟基乙叉二膦酸复配络合剂的脱硫溶液进行脱硫研究。

2.2 温度对脱硫效果的影响

在p H=8, c (Fe3+) =0.0015 mol/L条件下, 以α-葡庚糖酸钠和1-羟基乙叉二膦酸作为复配络合剂的溶液进行脱硫实验, 在不同温度下测定H2S的转化率, 结果如表2所示。

(%)

从表2可以看出, 在25~40℃范围内, H2S转化率受温度影响较大, 温度越高, H2S脱除效果越差, 只是因为, 温度升高, 影响H2S及O2在水中的溶解度, 使得水中的吸收过程和氧化反应无法充分进行, 故而影响了H2S的转化率。

2.3 Fe3+浓度对脱硫效果的影响

在p H=8条件下, 以α-葡庚糖酸钠和1-羟基乙叉二膦酸作为复配络合剂的溶液作为脱硫溶液, 在25℃下测定不同Fe3+浓度下H2S的转化率, 结果如表3所示。

(%)

-表示未测定。

由表3可知, c (Fe3+) 在0~0.001 mol/L范围内, H2S的转化率随c (Fe3+) 的升高先迅速升高, 之后c (Fe3+) 继续增加, H2S的转化率保持平稳, 这是因为, H2S在溶液中的脱除过程如下:

吸收氧化过程:

氧化剂再生过程:

总反应过程:

可以看出, Fe3+作为氧化剂参与H2S的氧化过程, 它是一种反应物, 因而Fe3+浓度越高越有利于反应的进行, 但是Fe3+参与氧化反应后生成的Fe2+随后在氧气的作用下再生, 它在整个过程中只是起到了负电子转移的作用, 是一种催化剂, 并不消耗它自身的浓度, 因而其所需浓度只要满足电子转移所需要的数量即可, 并非越高越好。

2.4 初始p H值对脱硫效果的影响

表4列出了T=25℃, c (Fe3+) =0.001 mol/L时不同初始p H值下H2S转化率随时间的变化。由表可知, p H=8.0时, H2S的脱除效果最好, p H较高或较低都不利于H2S的脱除, 这可能是因为, H2S气体为酸性气体, 吸收液为碱性的话可以促进H2S的溶解, 利于吸收, 但是碱性过强, 会使溶液中Fe2+和Fe3+形成Fe (OH) 2和Fe (OH) 3沉淀, 使得吸收液中催化剂减少, 影响吸收。

(%)

3 结论

以海水为溶剂, α-葡庚糖酸钠和1-羟基乙叉二膦酸为复合络合剂, 可以有效脱除海上油田伴生气中的H2S气体, 使得伴生气体可以回收利用, 以降低环境污染并且节约能源, 脱除反应的最佳条件为:T=25℃, c (Fe3+) =0.001 mol/L, 初始p H=8.0。

参考文献

[1]谭越.海上油田伴生气处理及运输研究[J].船海工程, 2011, 40 (1) :135-139.

[2]陈祖庇.炼油厂与GTL[J].石油学报 (石油加工) , 2004, 20 (2) :1-4.

[3]胡尧良.高效脱除H2S的工艺-LO-CAT[J].炼油技术与工程, 2007, 37 (11) :30-35.

辽河油田脱硫技术篇2

【关键词】脱硫；生物；萃取

20世纪后半叶石油的应用趋于多元化，进入了综合利用时期[1]。石油的应用趋于综合化，现代生活中是车辆主要的动力来源，随着轿车的普及，每年消耗的石油越来越多，石油作为一种不可再生资源，储量在不断减少，高质量的汽油也越来越少，这就需要不断的提高汽油的炼制工艺。人们的环保意识正在不断的提高，保护生活环境的意识早已深入人心，汽车尾气是大气的主要污染源，治理汽车尾气受到了人们的广泛关注。因此生产清洁化汽油成为了目前重要的研究课题之一，特别是低成本、低污染脱除汽油中的含硫化合物的研究势在必行[1]。

根据制备方法的不同，可以将汽油分成：焦化汽油、热裂化汽油、催化裂化（FCC）汽油、直馏汽油、加氢裂化汽油、重整汽油、裂解汽油及烷基化汽油等。发达国家FCC汽油的使用比例较低，仅有30%左右，而我国相对比较落后，使用比例高达80%。据报道显示，90%以上的成品油含有较大量的硫，而这些硫主要来自于汽油的催化裂化，因此我过的汽油脱硫技术面临着残酷的挑战。山红红等人对FCC汽油进行了分析，采用仪器为FPD检测器的色谱分析，油品来自于胜利石油化工总厂，分析的内容涉及汽油中硫的分布以及含硫化合物的种类，对于高于100℃的FCC汽油馏分，主要含硫化合物的百分含量如表1所示；结果表明，FCC汽油中含硫化合物主要包括C4-噻吩、噻吩、C2-噻吩、C3-噻吩、甲基噻吩以及少量的硫醇、硫醚，且有接近90%的硫为噻吩类含硫化合物，因此，若要降低汽油中的硫含量，应从降低FCC汽油中的硫含量入手，且应该将重点放在脱除噻吩类含硫化合物上。

1.汽油吸附脱硫技术研究进展

通过上述对比可知，吸附法脱硫具有诸多优点，远远强于其他非加氢脱硫技术，反应过程中条件温和、效率高，成本低，最重要的是烯烃不会被饱和，因此燃料油中的辛烷值不降低等优点，近年来引起了研究者的关注，是近期最有希望实现超低硫目标的脱硫技术，下面对该技术及其研究进展进行较详细的阐述[2]。

2.汽油吸附脱硫技术工艺进展

近年来，汽油吸附脱硫技术得到了研究者们的格外的重视，并且取得了飞速的发展，一些知名的石油企业如Phillips、ExxonMobil、UOP等以及一些注明的的研究院所和大学都取得了突破性进展，其中包括：IRVAD工艺、S-Zorb工艺、PSU-SARS工艺等，国内在这方面起步较晚，发展较慢但是洛阳石化公司的LADS工艺也具有良好的收益[3]。

3.现有汽油脱硫技术比较

3.1加氢脱硫技术

经研究者们研究发现，现有的各种脱硫实验方法，无论是加氢脱硫法还是选择性加氢脱硫技术，都具有一些共同点，这些反应均需要在高温高压下进行，消耗大量的氢气，最后得到的汽油其辛烷值也会减小到很低。相比之下虽然现则性加氢脱硫技术相比于传统加氢脱硫技术有所改进，进行了催化剂和工艺流程上的改良，但是仍然难以推广开来，这是由于虽然其减少了氢气的消耗量，辛烷值的损耗量也大大降低，但是高成本的设备投资和巨额的操作费用限制了其应用其扩展。

3.2非加氢脱硫技术

氧化脱硫技术是得加氢脱硫技术中较为具有代表性的技术之一，具有诸多优点，例如，加氢脱硫法难以脱除汽油中的噻吩类硫化物，但是对于氧化脱硫技术，这是一个很好解决的难题；此外，氧化脱硫技术工艺流程十分简单，对反应环境要求很低，反应条件温和，不需要巨额投资，最重要的是对汽油的辛烷值影响很小，意外的发现，其对于脱除含氮物质也有较好的效用。这也并不意味着它就毫无缺陷，其仍然存在较明显的缺陷：氧化脱硫技术的工艺流程极长，最后生成的氧化物和油产品难以分离，因此也导致油产品的回收效率很低，这也导致了在这个脱硫过程中油产品容易受到再次的污染，此外，该技术的成本很高，主要来自于过长的工艺流程和较高的氧化剂价格。

3.3烷基化脱硫技术

烷基化脱硫技术已经发展的比较成熟，在非加氢脱硫技术中算是一种效果比较好的脱硫技术，但是仍存在着较严重的缺陷。经过烷基化脱硫的汽油往往带有颜色，且汽油残品与脱硫剂、催化剂等难以分离，更加严重的是该方法对设备腐蚀较严重，产生的废液还容易对环境造成严重的污染，因此该方法不宜沿用。

3.4萃取脱硫和离子液体脱硫

这两种脱硫技术所需要的操作条件比较好控制，只需要在低温、低压的条件下进行，因此该设备、环境的成本及运营费用很低。在进行脱硫的过程中并不会让烯烃发生化学反应而饱和，汽油的辛烷值也会得以保持，这主要是由于在整个过程中并不会发生化学反应，因此汽油的化学组成及化学结构并不会发生变化。但是这并不意味着该技术毫无缺憾，萃取的过程中需采用专门的萃取剂，离子液体价格较高，如果大量使用，会使脱硫过程的成本大大提高，因此也很难推广。因为汽油中馏分的含量比较复杂，因此需要多级萃取操作，这就会使得油产品的回收率有所降低，如果减少萃取的级数，又会使得脱硫的效率不够。

3.5生物脱硫技术

生物脱硫不失为一种较好的脱硫方式，具有许多优点：产生的生物污染较少、选择性高、反应条件很温和、设备简单且成本低、消耗能量低、回收效率高。生物脱硫技术只需要找到合适的菌种将硫分解，这也就意味着其必然存在一些缺陷，一种生物细菌并不可能能够分解汽油中的所有需要脱除的部分，而且整个分解周期也会比较成，这个过程也很难控制其进程，需要在很苛刻的条件下生物细菌才会得到增殖并发挥作用，最后也难以从中分离出来。

3.6吸附脱硫技术

吸附脱硫技术是目前最具发展潜力的一种脱硫技术，具有良好的工业应用前景主要由于其克服了以上技术的很多缺陷，具有装置简单、低成本、污染小、条件温和等优点，并且在脱硫过程中并不会对汽油的辛烷值产生影响，更值得高兴的是吸附剂很容易能够脱除噻吩及其衍生物，总之，在脱硫的过程中吸附脱硫技术能够脱除很多其他技术难以脱除的含硫物质，因而成为了现在脱硫技术中科学工作者争相研究的焦点问题。

参考文献：

[1]于维钊，《炭基材料的汽油吸附脱硫研究》，[博士论文]，《中国石油大学（华东）》，2008.

[2]蒋宗轩，《吸附和氧化～萃取（吸附）用于柴油超深度脱硫研究》，[博士论文]，《中国科学研究院》，2003.

[3]彭国峰，《FCC汽油静态吸附脱硫的研究》，《精细石油化工进展》，2008，9（12），37～40.

作者简介：

保证脱硫安全运行技术措施篇3

执行单位：脱硫运行值

主题：保证脱硫安全运行技术措施编写：叶世龙审定：批准：

2009年6月1日发布 2009年6月5日实施技术措施内容：

为了保证脱硫系统的安全稳定运行，杜绝生产人身伤亡事故、杜绝重大环境污染事故、不发生人员误操作、二类障碍，使脱硫烟气排放满足各项规定指标，保证脱硫系统设备在经济的工况下稳定运行，降低脱硫系统耗电量，特制定此措施。

一、脱硫安全管理部分：

1、作为一名脱硫运行人员要严格执行我厂制定的各项规章制度，严格执行“两票三制”。在设备缺陷的销除和检修时一定要办理相应的工作票，各值在月底前整理好工作票交给班长统一交运营公司。

2、在安全生产工作中要认真仔细，保证做到“三不伤害”。进入工作现场一定要戴安全帽，穿工作服，女同志要把辫子盘起来。

3、在上班期间要严格遵守劳动纪律，不得擅自脱离生产岗位，不干和工作无关的事，上班前和上班期间不得饮酒，要以饱满的精神状态投入到工作中。

4、在脱硫运行岗位生产工作中，脱硫运行人员不得进行电气设备的停送电工作。涉及设备停送电的操作由脱硫运行人员填写设备停送电票，并由其他值班人员审查后交给厂用电班进行操作（停送电票一定要写设备的名称和编号）。

5、为保证机组的安全稳定运行，在进行增压风机系统操作时候一定要先和值长、机长进行联系，在机组运行稳定和得到许可的情况下再进行增压风机、旁路档板、动叶调整的各项操作。工作结束后要及时和值长、机长联系汇报，把联系时间、操作时间、调整原因在运行日志上记录清楚。每次脱硫系统的投入、退出都必须详细记录清楚（主要记录增压风机和旁路档板的操作）。

6、在脱硫设备正常运行时，一定要加强监盘防止箱灌、地坑发生溢流跑水现象，在调整好脱硫系统水平衡的同时要保证机组的脱硫效率达到95%以上，并在设备安全稳定运行的基础上做好脱硫系统的节能工作，坚决杜绝脱硫系统造成的环境污染事故。

7、在脱硫运行人员按时记录脱硫设备的电度统计表单时，不得接触电源段里的电气开关和设备，统计完电量后要尽快离开并锁好门。

8、在脱硫系统设备的启停操作前一定要写操作票，并对设备进行仔细的检查后才可以进行相关操作，各值在月底前整理好操作票交给班长统一交运营公司。在设备启动前，运行人员一定要到现场，检查设备启动前的状况和观察设备运行后的状态。

9、各脱硫运行主值要在班长的安排下组织本班人员在下第一个早班后按时上学习班，进行安全学习、技术培训和工作总结，以便提高大家的技术水平和工作能力。

10、各脱硫运行班长要安排各值人员每月进行一次安全考试，作为班组安全培训资料保存。

11、在脱硫系统各浆液泵停止运行后，必须按规定进行冲洗管路，防止设备和管路出现堵塞现象发生（在冬季要严格执行防冻措施），操作完后在运行日志上记录清楚。

12、脱硫运行人员要严格执行各项安全大检查任务，并把检查结果记录清楚，发现缺陷的要及时下缺陷通知检修处理。安全大检查工作中发现的问题和缺陷除了要把检查记录交运营公司要作为技术资料保留。

13、要认真执行各项保电任务，并制定相关技术措施，并在保电任务期间加强脱硫系统设备的监护力度，坚决杜绝人身轻伤、重大设备损坏事故、环境污染事故。

14、脱硫运行人员要加强系统DCS的监盘、调整力度，保证脱硫的各项环保指标达到规定要求，保证脱硫系统的安全稳定运行。

15、脱硫运行人员要坚决杜绝各种违法活动，不得参与各类邪教组织活动，要爱祖国、爱人民、爱党。

二、脱硫系统正常运行调整要求：

1、脱硫系统吸收塔液位控制在7.5米～8米范围内；

2、脱硫系统吸收塔PH值控制在5.3～5.8范围内，；

3、脱硫系统吸收塔密度控制在1100kg/m3以下；

4、脱硫系统吸收塔除雾器的压差控制在200Pa以下，每两小时定期冲洗一次；

5、石灰石浆液密度位控制在1180kg/m3～1250kg/m3范围内；

6、脱硫吸收塔出口净烟气SO2控制在100mg/Nm3以下，最高不超过200mg/Nm3；

7、脱硫效率控制在95%～97%范围内。

8、在脱硫旁路档板关闭时，必须提前汇报值长和机长，并和机长保持紧密联系，在锅炉负荷不稳定，或升降负荷时不得进行脱硫旁路档板门操作。在规定时间一定要进行旁路档板门的试验工作，保证旁路档板的开关灵活。

9、增压风机的动叶开度调整要用箭头微调不得采用输数调整，每次调整幅度为0.5%。在脱硫系统正常运行时不得将增压风机动叶调整机构的“自动调整方式” 解除为“手动调整方式”运行。

10、在冬季一定要严格执行防冻措施的各项内容，保证系统安全稳定运行。

三、脱硫运行人员巡检和设备异常处理部分：

1、脱硫运行人员要加强设备的巡回检查，每2小时检查一次，并在检查记录本上把巡检人员和检查情况记录清楚。检查时一定要戴好安全帽，凡是检查中有影响运行人员检查的情况一律通知点检进行处理，不得强行爬高下低的进行检查，要保证人身安全。

2、脱硫运行人员在检查中发现缺陷后要及时通知点检和下缺陷通知单，督促检修人员尽快处理缺陷。在发生异常后脱硫班长要及时安排调整运行方式，保证系统的安全稳定运行。重大缺陷要及时汇报相关领导，并采取防范措施，防止事故扩大。

电厂脱硫废水技术总结p 篇4

简介：我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，煤炭在中国能源结构中的比例高达76.2%，我国排放的SO2 90%均来自于燃煤。近几年，我国虽然采取了排污收费政策，但每年的SO2排放量仍超过2000万吨，酸雨污染面积迅速扩大，对我国农作物、森林和人体健康等方面造成巨大损害，也成为制约我国经济、社会可持续发展的重要因素，因此，对SO2排放的控制已势在必行。关键字：电厂脱硫废水脱硫除尘废水处理技术国内外脱硫除尘及废水处理技术发展的严峻形势和应用前景

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，煤炭在中国能源结构中的比例高达76.2%，我国排放的SO2 90%均来自于燃煤。近几年，我国虽然采取了排污收费政策，但每年的SO2排放量仍超过2000万吨，酸雨污染面积迅速扩大，对我国农作物、森林和人体健康等方面造成巨大损害，也成为制约我国经济、社会可持续发展的重要因素，因此，对SO2排放的控制已势在必行。

烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式，是控制二氧化硫污染的主要技术手段。国外烟气脱硫技术研究始于十九世纪五十年代，目前已有数千套烟气脱硫装置投入运行。在成功地控制了二氧化硫污染的同时，各发达国家已形成烟气脱硫相关环保产业。我国自60年代就开始了零星的烟气脱硫研究，80年代后期开始列为重点课题，但由于燃煤这部分烟气流量大，SO2浓度低，技术难度较大，到目前为止，较大机组的国产化脱硫设备仍无较大突破。目前，通过国外技术的引进、吸收和消化，已在近年来建成了多座具有工业规模、行之有效的脱硫示范装置，为我国脱硫市场的快速发展奠定了基础。

在1998年1月国务院以国函〔1998〕5号文批复的国家环保局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》中要求“两控区”内火电厂做到：到2000年达标排放；除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；现有燃煤含硫量大于1%的电厂，要在2000年前采取减排措施；在2010年前分期分批建成 1 脱硫设施或采取其他有相应效果的减排二氧化硫措施。另外，新修订的“大气法”对SO2的排放要求更加严格。2 国内外脱硫除尘废水处理技术综述

锅炉烟气湿法脱硫（石灰石/石膏法）过程产生的废水来源于吸收塔排放水。为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶部分即氯浓度超过规定值和保证石膏质量，必须从系统中排放一定量的废水，废水主要来自石膏脱水和清洗系统。废水中含有的杂质主要包括悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属，其中很多是国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物。石灰石—石膏法是目前使用中最广泛的一种烟气脱硫法，它能高效脱除烟气中的硫。脱硫FGD的废水必须综合考虑如下污染物的去除效率和程度： 1）pH值（随FGD流程不同有差异，一般为1～6.5）； 2）浮物固体成分及含量； 3）石膏过饱和度； 4）重金属含量。

对于湿法烟气脱硫技术，一般应控制氯离子含量小于2000mg/L。脱硫废液呈酸性（pH4～6），悬浮物质量分数为9000～12700mg/L，一般含汞、铅、镍、锌等重金属以及砷、氟等非金属污染物脱硫废水，属弱酸性，故此时许多重金属离子仍有良好的溶解性。所以，脱硫废水的处理主要是以化学、机械方法分离重金属和其它可沉淀的物质，如氟化物、亚硫酸盐和硫酸盐。2.1 现行国外典型脱硫除尘废水处理技术

国内现行的典型废水处理方法均是基于脱硫除尘废水的排放特征衍生而来，针对不同种类的污染物，其各自的去除机理如下： 1）酸碱度调节（去除）先在废水中加入石灰乳或其它碱性化学试剂（如：NaOH等），将pH值调至6～7，为后续处理工艺环节创造良好的技术条件，同时在该环节可以有效去除氟化物（产品CaF2沉淀）和部分重金属。然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将pH升至8～9，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。2）汞、铜等重金属的去除

沉淀分离是一种常用的金属分离法，除活泼金属外，许多金属的氢氧化物的溶解度较小。故脱硫废水一般采用加入可溶性氢氧化物，如氢氧化钠（NaOH），产生氢氧化物沉淀来分离重金属离子。值得一提的是，由于在不同的pH值下，金属氢氧化物的溶度积相差较大，故反应时应严格控制其pH值。

在脱硫废水处理中，一般控制pH值8.5～9.0之间，在这一范围内可使一些重金属，如铁、铜、铅、镍和铬生成氢氧化物沉淀。对于汞、铜等重金属，一般采用加入可溶性硫化物如硫化钠（Na2S），以产生Hg2S、CuS等沉淀，这两种沉淀物质溶解度都很小，溶度积数量级在10-40～1050之间。

对于汞使用硫化钠，只要添加小于1mg/LS2--，就可对小于10μg/L浓度的汞产生作用。为了改善重金属析出过程，制备一种能良好沉淀的泥浆，一般可使用三价铁盐如FeCl3及一般为阴离子态的絮凝剂。通过以上两级处理，即可使重金属达标排放。以加拿大Lam bton电厂为例，一般脱硫废水处理工艺见图1。

图1 加拿大Lam btom电厂脱硫废水处理工艺

还有一些工艺，以Ca(OH)2代替NaOH，反应过程中同时产生CaF2、CaSO3、CaSO4沉淀物，以分离氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐等盐类物质。采用Steinmullerj技术的波兰RAFAKO公司认为，使用Ca(OH)2溶液，通过加絮凝剂、助凝剂还可沉淀CaCl2分离Cl-。另外，德国一些公司，使用同样有选择作用的TMT（Trimer～capto-trianzin）替代Na2S来沉淀汞，这种工艺相对操作简单。德国BABCOCK公司典型脱硫废水处理工艺流程如图2。

图2 德国BABCOCK公司典型脱硫废水处理工艺

2.2国内现行典型脱硫除尘废水处理技术综述

在消化、吸收和引进国外先进脱硫技术的基础上，随着环境保护工作的逐年加强，脱硫除尘废水的稳妥达标处理也日益得到高度关注，结合国内电厂脱硫废水的实际情况：

1）湿法脱硫废水的主要特征是呈现弱酸性，pH值低于5.7；悬浮物高，但颗粒细小，主要成分为粉尘和脱硫产物（CaSO4和CaSO3）；

2）含有可溶性的氯化物和氟化物、硝酸盐等；还有Hg、Pb、Ni、As、Cd、Cr等重金属离子。

由此国内的处理技术基本基于如上废水的排放性质，采用物化法针对不同种类的污染物，分别创造合宜的理化反应条件，使之予以彻底去除，基本分为如下几个主要反应步骤：

1）先行加入碱液，调整废水pH值，在调整酸碱度的同时，为后续处理工艺环节创造适宜的反应条件；

2）加入有机硫化物、絮凝剂和适量的助凝剂，通过机械搅拌创造合适的反应梯度使废水中的大部分重金属形成沉淀物并沉降下来；

3）通过投加的絮凝剂和适宜的反应条件，使得废水中的大部分悬浮物沉淀下来，通过澄清池（斜板沉淀池）予以去除；

4）加入絮凝剂使沉淀浓缩成为污泥，污泥被送至灰场堆放。废水的pH值和悬浮物达标后直接外排，其大致的工艺处理流程见图3。

图3 脱硫除尘废水处理工艺流程（国内）脱硫废水处理包括以下4个步骤： 1）废水中和

反应池由3个隔槽组成，每个隔槽充满后自流进入下个隔槽，在脱硫废水进入第1隔槽的同时加入一定量的石灰浆液，通过不断搅拌，其pH值可从5.5左右升至9.0以上。2）重金属沉淀

Ca（OH）2的加入不但升高了废水的pH值，而且使Fe3+、Zn2+、Cu2+、Ni2+、Cr3+等重金属离子生成氢氧化物沉淀。一般情况下3价重金属离子比2价离子更容易沉淀，当pH值达到9.0～9.5时，大多数重金属离子均形成了难溶氢氧化物。同时石灰浆液中的Ca2+还能与废水中的部分F-反应，生成难溶的CaF2；与As3+络合生成Ca（AsO.3）2等难溶物质。此时Pb2+、Hg2+仍以离子形态留在废水中，所以在第2隔槽中加入有机硫化物（TMT—15），使其与Pb2+、Hg2+反应形成难溶的硫化物沉积下来。3）絮凝反应

经前2步化学沉淀反应后，废水中还含有许多细小而分散的颗粒和胶体物质，所以在第3隔槽中加入一定比例的絮凝剂FeClSO4，使它们凝聚成大颗粒而沉积下 6 来，在废水反应池的出口加入阳离子高分子聚合电解质作为助凝剂，来降低颗粒的表面张力，强化颗粒的长大过程，进一步促进氢氧化物和硫化物的沉淀，使细小的絮凝物慢慢变成更大、更容易沉积的絮状物，同时脱硫废水中的悬浮物也沉降下来。4）浓缩/澄清

无旁路脱硫技术的运行实践篇5

无旁路脱硫技术的运行实践

摘要：三河发电有限责任公司二期2×300MWe机组是国内首家采用无旁路脱硫技术的机组.本文对无旁路脱硫装置的`设计特点进行了介绍,详细介绍投八运行以来在启动方式、点火方式的运行等方面采取的措施.作者：史晓宏黄杰 SHI Xiao-hong HUANG Jie 作者单位：三河发电有限责任公司,河北,三河,065201期刊：电力技术 Journal：ELECTRIC POWER TECHNOLOGY0年，卷(期)：,19(2)分类号：X701.3关键词：无旁路脱硫设计运行

燃煤锅炉烟气脱硫技术的实践探索篇6

关键词：燃煤锅炉；烟气脱硫技术；发展现状；问题与措施

根据我国目前燃煤锅炉烟气脱硫技术的发展现状进行探讨，介绍几种比较典型的烟气脱硫方法。对锅炉烟气脱硫存在的问题进行分析，进而提出一些改进的措施。

一、我国烟气脱硫技术的发展现状

站在工艺特性的角度上，可以将烟气脱硫技术分为湿法、干法以及半干法三种类型。虽然烟气脱硫的方法多种多样，但是具有实用性的比较少，基本只有十几种左右，这十几种方式比较可靠有效，其中应用最广泛的是石灰石，石灰浆液吸收法以及一些湿法烟气洗涤脱硫工艺，基本占到了世界现有烟气脱硫装置的85%左右，喷雾干燥法大约占到了8.4%左右，而干法烟气脱硫占到的比例是最小的。站在烟气脱硫的副产品处置方式的角度上分析，可以将烟气脱硫技术分为回收法和抛弃法两种类型。

（一）石灰石，石灰浆液湿法脱硫

利用石灰石或者是石灰浆液吸收塔内的烟气中存在的二氧化硫，产生亚硫酸钙以及硫酸钙等物质；有时可以从二氧化硫中回收石膏，或者是抛弃生成物，但是有可能造成二次污染。这种脱硫方式比较容易操作，原料易得，并且脱硫率相对比较高，脱硫达到75%，--95%。吸收塔常用型式多种多样，比如，湍球塔、筛扳塔、洗涤塔文丘里以及喷雾洗涤塔等类型。在实际的操作中出现了一些问题：首先，由于吸收剂以及生成物都呈现固体状态，因此，在进行烟气脱硫时，各个机械设备以及管道内容易出现堵塞和结垢等情况，一般需要使用添加剂才能有效地缓解这一状况，但是效果不甚理想；二是对固体生成物的处理。对于一些中小型的工业锅炉而言，一般不采用回收注，而是用水力旋流器对吸收塔排出的浆液进行增稠浓缩处理，紧接着将其输送到排渣场抛弃。为了有效地防止出现二次污染，需要采用闭式废液循环系统。对于这类的烟气脱硫设备而言，是否能够长期地使用，主要是根据这两个问题是否得到有效地解决以及系统是否得到完善决定的。对于大型的电站燃煤锅炉而言，一般可以采用石灰石，利用石膏回收法的烟气脱硫装置，但是投资相对比较大。比如，重庆的珞璜电厂的烟气脱硫示范工程的外汇部分的投资已经高达3460万美元。

（二）双碱法

双减法也可以称为钠碱法，在一般情况下，主要是利用钠化台物溶液吸收烟气中存在的二氧化硫，然后用石材石灰石浆液促使吸收液的再生，最终生成固体生产物亚硫酸钙或者是硫酸钙物质。这种烟气脱硫方式的一个显著特征是吸收塔内的钠化台物水溶液之后，不会产生结垢，并且脱硫率非常高，高达95%以上。

（三）半干法烟气脱硫

半干法烟气脱硫法主要是将湿法和干法有机结合起来。湿法的缺点是不容易处理脱硫废液，增湿降温之后，不容易将烟气排放出去。干法的缺点是固体的吸收剂以及低浓度的二氧化硫气体不容易产生化学反应。而半干法烟气脱硫则有效地避免了这两种方法的缺点，结合了这两种方式的优点。旋转喷雾干燥法是一种使用比较广泛的半干法。旋转喷雾干燥法主要是将氢氧化钙或者是碳酸钠物质制作成浆液，利用高速旋转雾化器将浆液放入大干燥反应器中，当烟气通过时，其中的碱性液滴能够吸收二氧化硫，由于受到烟气热量的影响，水分会逐渐蒸发，此时在干燥反应器的出口处，形成了一些固体颗粒，其中包括一些反应生成物、未发生反应的原材料以及飞灰等物质。然后再用袋式除尘器收集固体颗粒，分离除去。炉内喷钙增湿活化脱硫法也是属于半干法烟气脱硫法的一种。在一般情况下，喷雾干燥法脱硫率为75%～90%。喷雾干燥法的显著特征是操作方便简单、使用设备较少，耗能以及耗水量比较低，因此投资成本以及运行费用相对比较低。同时，其生成的固体废弃物的体积比较小，处理方便，不存在设备结垢的问题，由于出口处的烟气温度偏高，可以直接进行排放。山东的黄岛电厂引进的简易喷雾干燥法烟气脱硫以及重庆的长寿化工总厂引进的JBR 法脱硫等都属于半干法，并且都已经开始运行，其实际脱硫率基本为70%一75%。

二、锅炉烟气脱硫存在的问题

（一）烟气脱硫废液处理困难

碱液在烟气中吸收二氧化硫之后，容易形成烟尘、硫酸盐废液以及亚硫酸盐废液等废弃物，如果处理不当，则容易产生二次污染。因此，需要合理地处理废液，加强废液中的硫酸盐类的回收和再利用，将废液资源化。目前，有的中小型的锅炉烟气脱硫的废液处理的过程中，由于资金有限，副产品产生量比较少，档次比较低，销量比较差等问题，导致脱硫废液处理的工作难度比较大。

（二）腐蚀严重，脱硫设备寿命短

煤炭在燃烧时，不仅产生二氧化硫物质，同时还会生成一氧化硫。由于烟气中含有水成分，生成的一氧化硫容易形成硫酸雾。当温度比较低时，硫酸雾则会凝结，依附在机械设备的内壁上，有的溶解在洗涤液中，导致湿法脱硫设备遭到腐蚀，大大地减少了机械设备的使用寿命。因此，需要积极采取有效的措施进行防腐。可以利用不锈钢、硬聚氯乙烯以及陶瓷等制造吸收塔或者是其他的相关的机械设备，在设备的内壁上需要喷洒一些防腐材料。

（三）结垢和堵塞，致使脱硫设备无法正常运行

造成设备结垢和堵塞的主要原因是烟气中的氧气将CaSO氧化成为石膏，并且促使石膏达到饱和状态。在管道、吸收塔、除雾器等部位容易出现结垢和堵塞现象。这种现象经常出现在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化以及抑制氧化。

三、改进现有除尘系统进行脱硫技术的建议

在中小型的燃煤锅炉中，基本都设置了除尘系统，比较常见的除尘设备是旋风除尘器以及水膜除尘器两种。在改进现有除尘系统进行脱硫时，需要充分地利用现有的条件，选择合适的脱硫工艺，尽量达到投资少、效果好的目的。对于已经安装了高效多管除尘器系统的燃煤锅炉而言，一般是采用喷雾干式烟气脱硫，同时利用高效多管除尘器的工艺。在除尘器前安装喷雾干燥塔烟气脱硫，可以利用除尘器捕集粉末和烟尘，使用现有的除尘器处理生成的硫酸盐干。对于已经装置了文丘里水膜或者是麻石水膜除尘器系统的而言，可以利用烟道喷雾脱硫，同时加上水膜除尘器的工艺，改造现有的水膜除尘器。在水膜除尘器的进口处安装高效喷雾装置，因此，喷出的吸收剂浆液可以与烟道中的烟气混合在一起。另外，粉尘和烟尘可以被吸收剂润湿以及凝聚。烟气进入除尘器之后，除尘器立即可以捕集吸收液雾滴、脱硫产物以及烟尘等物质，经过除雾处理之后，烟气可以由烟囱排出。

四、总结语

综上所述，我国虽然引进了许多先进的烟气脱硫设备，但是由于投资成本比较高，导致这些先进的技术很难在我国进行大面积地推广。因此，我国需要加大自主研发符合我国国情的烟气脱硫装置，开发操作方便并且实用性较强的烟气脱硫装置，从而有效地推动我国烟气脱硫技术的快速发展。

参考文献：

[1]张璐、王随林.中小型燃煤锅炉烟气脱硫现状及技术方向[J].城市建设理论研究（电子版），2013.10（22）：109-110

[2]侯娜、李济吾. 燃煤锅炉烟气湿法脱硫与硫资源回收技术分析[J].2012 - 中国建筑学会建筑热能动力分会第十七届学术交流大会，2012.10（33）：`111-112

[3]蔡伟建. 中小型燃煤锅炉烟气湿法脱硫技术新模式探讨[J].

火电厂脱硫技术综述-刘吉祥篇7

刘吉祥

（保定电力职业技术学院电厂化学1201班 140612122）

摘要：综述了我国火电厂脱硫技术，将几种常见的脱硫技术进行了比较，分析了我国火电厂脱硫技术的应用现状，针对我国火电厂脱硫中存在的问题提出了建议。

关键词：火电厂脱硫技术燃烧后脱硫综述

前言：随着我国经济的飞速发展,煤电消耗急剧增大,火电厂烟气排放总量增加。火电厂排放的SO2约占全国SO2排放量的1/3[1]。为了控制SO2的排放和酸雨的蔓延,国家对锅炉烟气排放标准有严格限制。对于二氧化硫的控制方法一般有三个途径:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫(FGD)。我国火电厂烟气脱硫技术始于70年代,在90年代得到了长足发展,但是我国火电厂烟气脱硫技术目前还处于起步阶段,没有形成完全国产化的火电厂脱硫装置产业火电厂脱硫技术

1.1燃烧前脱硫

主要为煤炭洗选脱硫，即在燃烧前对煤进行净化，去除原煤中部分硫分和灰分。分为物理法、化学法和微生物法等。

1.2燃烧中脱硫

煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂，碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁，与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐，随灰分排出。在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。

1.3燃烧后脱硫

烟气脱硫的基本原理是酸碱中和反应。烟气中的二氧化硫是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或硫酸盐，从而将烟气中的二氧化硫脱除。最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰，也可用氨和海水等其它碱性物质。共分为湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术三类。

2燃烧后脱硫技术

2.1湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。

2.1.1石灰石—石膏法烟气脱硫技术

该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。

2.1.2氨法烟气脱硫技术

该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结构和堵塞现象。另外，湿法烟气脱硫技术中还有钠法、双碱脱硫法和海水烟气脱硫法等，应根据吸收剂的来源、当地的具体情况和副产品的销路实际选用。

2.2半干法烟气脱硫技术

主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。

该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2)吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。

2.3干法烟气脱硫技术

干法采用固体粉末或颗粒为吸附剂，干法脱硫后烟气仍具有较高的温度（100℃），排出后易扩散。主要有炉内喷钙法和活性炭法。由于炉内喷钙法的吸收剂及反应原理与湿法有些相似，这里不再详述，只介绍一下活性炭法。

活性炭法是利用活性炭的活性与较大的比表面积使烟气中的二氧化硫在活性炭表面上与氧及水蒸气反应生成硫酸而被吸附。吸附过的活性炭经再生，可以获得硫酸，液体二氧化硫，单质硫等产品。该法不仅可以控制二氧化硫的排放，还能回收硫资源，是一种发展前景较好的脱硫工艺。

结论总结：以上是对脱硫技术的小结，选择脱硫技术时，除了考虑脱硫效果外，还应看该方法的综合技术经济指标，从投资额、技术成熟程度、废料和二次污染处置的难易程度和吸收剂的来源是否广泛和价格高低等方面考虑，选择最适宜的方法。

在脱硫问题向人们提出挑战的同时，也给经济发展带来了巨大的契机。烟气脱硫在环境保护中上演越来越重的角色，今后应开展适合我国国情、不产生二次污染，副产品可资源化的脱硫技术研究、工业化试验、推广应用的工作。

浅谈煤炭脱硫技术及其使用现状篇8

浅谈煤炭脱硫技术及其使用现状

摘要：本文结合了煤中硫的形态差异,分析了不同形态的硫对应的脱硫方法,概括了煤炭脱硫的使用现状.作者：葛林瀚陈昕刘青 Ge Linhan Chen Xin Liu Qing 作者单位：中国矿业大学化工学院,江苏徐州,221008期刊：煤矿现代化 Journal：COAL MINE MODERNIZATION年，卷(期)：,“”(3)分类号：X701.3关键词：物理脱硫化学脱硫微生物脱硫

辽河油田脱硫技术篇9

关键词：超低排放；脱硫除尘一体化；烟气脱硫

中图分类号： T-19 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）31-178-2

0 引言

2014年9月14日，由国家三部委发布的2016-2020年国家减排计划，要求东部等地区火力发电厂污染物粉尘、SO2和NOX排放分别达到10、35和50mg/Nm3的排放标准。近半年来，各大电力公司纷纷响应国家的减排计划，在新建和老机组改造上采用新技术和新方法使粉尘和SO2排放浓度达到10和35mg/Nm3的要求，特别是粉尘的排放，一些地区提出了更高的要求，甚至要求达到5mg/Nm3、2.5mg/Nm3的要求。

本文是基于近半年本人参加新建和老机组脱硫除尘一体化改造，对脱硫除尘一体化的技术路线和存在的问题进行论述。

1 超低排放脱硫技术

1.1老机组的超低脱硫排放改造

为了实现超低排放的目标，必须提高脱硫效率，由原来的效率一般低于99%提高到超过99%以上的效率，有的机组甚至达到99.5%左右。

提高脱硫效率的基本措施是提高液气比L/G和增加烟气与石灰石浆液的接触，使烟气与石灰石浆液充分接触而发生反应。目前主要采用在老塔加装喷淋层、老塔加喷淋层+塔外浆池、串塔、单塔双循环和双塔双循环等技术来解决脱硫效率提高而引起的增加液气比和需要加大浆液反应池容积等措施，除了上述技术方法外，在吸收塔内加装托盘、湍流装置或截流环等，进一步增加烟气与石灰石浆液的接触，有效地增加脱硫反应的效果，在脱除SO2的同时，也有效脱除烟气中的粉尘。对老塔的改造，加装的喷淋层一般布置在老塔喷淋层的上面，增加浆液在吸收塔内的停留时间，从而增加石灰石浆液与烟气反应的时间，有利于SO2的脱除。表1是大唐集团太原第二发电厂七期13号机组采用单塔内加装管式湍流装置及喷淋层的改造方案，于2014年11月投入运行，运行效果良好。

1.2 新机组的超低脱硫排放技术

对新设计的脱硫装置，可以全面考虑各方面的因素，在保证脱硫效率的同时，特别要考虑在吸收塔内粉尘的去除，要求吸收塔内选择合适的烟气速度，增加进口烟道至最下部喷淋层的距离，在吸收塔喷淋层下部加装托盘或湍流装置，使石灰石浆液与烟气充分接触和反应，加大喷淋层之间的距离，加大最上层喷淋层至除雾器最下端的距离，加大除雾器上端至出口烟道的距离，使吸收塔内流场更均匀，同时采用高效除雾器等，这些措施都有利于增加烟气在吸收塔内与石灰石浆液的接触时间，在提高脱除SO2效率的同时，更有利于脱除烟气中的粉尘。

1.3 高硫煤超低脱硫排放技术

对吸收塔入口SO2浓度达到6000mg/Nm3以上的机组，如FGD出口要求控制在35mg/Nm3以下时，需要的液气比L/G数值很大，当喷淋层数超过6层以上时，可考虑采用2级塔方案，即串塔方案，或单塔双循环的方案，经过2级吸收塔的脱除，SO2和粉尘的脱除效果良好。

2 脱硫吸收塔内粉尘的脱除

2.1 浆液的洗涤

脱硫吸收塔内脱除粉尘的机理主要是靠再循环浆液对烟气的洗涤，然后在除雾器的作用下进一步脱除烟气中的雾滴及颗粒物。

为了有效脱除吸收塔内的粉尘，吸收塔的设计采取合适措施，加大烟气与再循环浆液的接触，延长烟气在吸收塔吸收区的停留时间，并选择高效除雾器等方法。

脱硫吸收塔在脱除SO2的同时，也脱除一部分烟气中的粉尘，当采用电除尘器时，粉尘的粒径分布较大，大粒径的粉尘在吸收塔内易于被吸收塔内再循环浆液洗涤掉，吸收塔内除尘效率较高。采用布袋除尘器经过除尘的烟气，烟气中的粉尘粒径较小，易于被烟气携带，在吸收塔内粉尘的脱除效率较低，一般吸收塔内的粉尘脱除效率都在50%以上。

从2014年下半年开始，国内各环保公司在老机组脱硫装置改造和新建机组脱硫装置上联合考虑脱硫除尘一体化方案，大唐环境公司在大唐国际张家口发电厂8号机组脱硫装置上采用加装2层喷淋层和塔外浆池的改造方案，除雾器采用国内某公司的管式旋流除雾器，运行数据见表2。从表中数据可以看出，脱硫效率达到99.5%以上，在吸收塔入口粉尘低于15mg/Nm3的情况下，脱硫吸收塔出口的粉尘排放值低于5mg/Nm3。

2.2 高效除雾器

早期的脱硫装置上加装的除雾器，主要作用是脱除烟气中的雾滴，要求除雾器在FGD出口烟气中雾滴浓度达到75mg/Nm3，由于雾滴中含有水分及石膏等固体颗粒物，一些脱硫装置投入运行后出现石膏雨现象，为了进一步降低雾滴携带的石膏造成的石膏雨，国内外一些公司开发出高效除雾器，使FGD出口烟气中雾滴浓度降低到40mg/Nm3以下，为了达到粉尘排放浓度10mg/Nm3的目标，考虑到雾滴中含有的石膏等固体物也是粉尘的一部分，目前要求除雾器厂家提供除雾效果更好的除雾器，基于对FGD出口粉尘浓度要求达到10或5mg/Nm3，考虑到雾滴中含有10-20%的粉尘，FGD出口烟气中雾滴浓度必须降低到20mg/Nm3或更低。

通过与国内外除雾器厂家交流，目前能保证FGD出口烟气中雾滴浓度降低到20mg/Nm3以下的厂家很少，国内某环保公司开发出一种管式旋流除雾器，在一些电厂得到应用，但从张家口8号机组上应用来看，除尘效率也不是很理想，且担心低负荷运行时由于烟气速度降低而引起旋流动能的降低会影响除尘效果。

3 脱硫除尘一体化技术问题

从目前投运的超低排放脱硫装置来看，脱硫装置SO2达到35mg/Nm3的排放要求没有技术问题，难点就在粉尘，脱硫除尘一体化只是利用吸收塔内浆液的洗涤或旋流作用去除一部分粉尘，并不能包治百病，细小的粉尘很难在吸收塔内脱除掉，再加之出口烟气中的雾滴含有一定量的固体颗粒物，这些因素都造成只通过吸收塔的作用很难将经过FGD后烟气中的粉尘浓度降到很低，根据最近投运的一些机组运行数据，在吸收塔入口粉尘浓度超过20mg/Nm3的情况下，很难达到5mg/Nm3以下的要求，有些电厂提出要求FGD入口烟气粉尘30mg/Nm3，而出口要求达到5mg/Nm3以下的想法是不切合实际的。

4 总结

本文介绍了目前超低排放脱硫除尘一体化技术，对老机组改造和新建机组提出了设计技术及建议，从目前来看，达到超低SO2排放指标的技术有很多方法都可以实现，技术上没有任何问题；对于粉尘，由于细小的粉尘很难在吸收塔内去除，再加之出口烟气中的雾滴含有一定量的固体颗粒物，这些因素都造成经过FGD后烟气中的粉尘浓度很难达到很低的指标，电厂在选用脱硫除尘一体化技术时必须提高除尘器的效率，降低脱硫装置入口粉尘的浓度，以利于通过吸收塔达到所要求的粉尘排放浓度。

参考文献

[1] 郭俊.火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J].建筑知识.