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主要讲解了现代电厂锅炉专业烟气脱硫的种类
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烟气脱硫的分类
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脱硫塔烟气为什么要先进行冷却?
吴孟达飝20e
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这是由于待脱硫烟气中的SO2与脱硫剂石膏之间的最佳反应温度为50～60度,且为可逆反应.如果进入脱硫塔的烟气温度过高,将导致上述脱硫反应向反方向进行,导致总体脱硫效率降低.
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前几天，我公司附近（300-800米半径）的两个单位，都是电缆厂，相继出现安全事故。
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怎么没有讨论烟气脱硫的？？
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怎么没有讨论烟气脱硫的？？
现在国外以及国内很多大型电厂都是采用半湿法烟气脱硫的（简称FGD），这可是一个很好的研究领域，怎么都没有人来进行 专门的讨论呢？？？？？？
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FGD技术分类
烟气脱硫（Flue gas desulfurization,简称FGD）是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法，是控制酸雨和二氧化硫污染最为有效和主要的技术手段。
目前，世界各国对烟气脱硫都非常重视，已开发了数十种行之有效的FGD技术，但是，其基本原理都是以一种碱性物质作为SO2的吸收剂，即脱硫剂。吸收剂的性能从根本上决定了SO2吸收操作的效率，因而对吸收剂的性能有一定的要求。一般情况下，吸收剂可下列原则进行选择：
& &⑴吸收能力高。要求对SO2具有较高的吸收能力，以提高吸收速率，减少吸收剂的用量，减少设备体积和降低能耗。
& &⑵选择性能好。要求对SO2吸收具有良好的选择性，对其他组分不吸收或吸收能力低，确保对SO2具有较高的吸收能力。
& &⑶挥发性低，无毒，不易燃烧，化学稳定性好，凝固点低，不发泡，易再生，黏度小，比热容小。
& &⑷不腐蚀或腐蚀性小，以减少设备投资及维护费用。
& &⑸来源丰富，容易得到，价格便宜。
& &⑹便于处理及操作时不易产生二次污染。
完全满足上述要求的吸收剂是很难选择到的，只能根据实际情况，权衡多方面的因素有所侧重地选择。石灰（CaO）、氢氧化钙[Ca（OH）2]、碳酸钙（CaCO3）是烟气脱硫较为理想的吸收剂，因而在国内外烟气脱硫中获得最广泛的应用。
按脱硫剂的种类划分，FGD技术可分为以下几种方法：
&&⑴以CaCO3为基础的钙法；
&&⑵以MgO为基础的镁法；
⑶以Na2SO3为基础的钠法；
⑷以NH3为基础的氨法；
⑸以机碱为基础的有机碱法。
世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。
工业上利用废碱液吸收燃煤工业锅炉烟气中的SO2，利用锅炉冲渣水和湿法除尘循环水在除尘的同时吸收SO2等，已有成功的范例。从资源综合利用、以废治废、避免和减轻二次水污染角度出发选择吸收剂，具有更重要的意义。
在电力行业，尤其在脱硫技术领域，还有两种分类方法。一种方法是根据吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿态下脱硫和处理脱硫产物。该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和和产物处理均在干状态下进行。该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显温降、净化后烟温度高、利于烟囱排气扩散等优点，但存在脱硫效率低，反应速度慢、设备庞大等问题。干法烟气脱硫技术由于能较好地回避湿法烟气脱硫技术存在的腐蚀和二次污染等问题，近年来得到了迅速的发展和应用。半干法FGD技术兼有干法与湿法的一些的特点，指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生，或者在湿态下脱硫、在干态下处理脱硫产物的烟气脱硫技术。特别是在湿态下脱硫、在干态下处理脱硫喊物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易处理的优势而受到人们广泛的关注。
湿法FGD技术
湿法FGD工艺已有几十年的发展历史，技术日趋成熟、完善，有些工艺，如石灰（石灰石）/石膏工艺已研究开发出第二代、第三代工艺系统，传统湿法工艺中的堵塞、结垢问题已经得到很大改善。据有关资料介绍，在国外应用脱硫工艺85%是湿法，特别是日本，几乎全部采用湿法脱硫工艺。湿法脱硫工艺根据吸收剂的不同又有多种不同的工艺。常见的有石灰石/石膏法、海水法、氨法、双碱法、氢氧化镁或MgO法、氢氧化钠法、WELLMAN-LORD（威尔曼-洛德法）等。其中石灰石/石膏法由于具有吸收剂资源丰富、成本低等优点，成为世界上应用得最多的一种烟气脱硫工艺。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺原理工程配备一套两炉共用的烟气脱硫装置，采用石灰石－脱硫方法，按照德国比晓夫公司脱硫工艺技术进行设计。经核算，脱硫装置脱硫率为95
本工艺以石灰石作为吸收剂，与烟气中的二氧化硫发生化学反应，脱硫副产物以石膏为主。其化学反应过程以及反应原理方程式如下：
石灰石溶解：
CaCO3+CO2+H2O → Ca(HCO3)2
与SO2反应：
Ca(HCO3)2+2SO2 → Ca(HSO3)2+2CO2
Ca(HSO3)2+O2+ CaCO3 → 2CaSO4+ CO2+H2O
石膏的形成：
CaSO4+ 2H2O
→ 2CaSO4X2H2O
该工艺完全成熟，运行安全可靠，可用率在90%以上，能耗低。但基建投资大，约占电厂总投资的11%~20%，吸收剂原料消耗大，运行费用高。随着国产化程度的提高，其投资在逐渐下降。
有关脱硫公司介绍第一部分、浙江菲达
1、工艺原理描述：
石灰石浆液洗涤系统的化学性能可以用SO2的脱除效率和无结垢的运行程度表示。一个给定的系统的设计，必须考虑到它能在特定的O2和SO2气体浓度的范围内以及在由烟气、飞灰和补充所含杂质中来的氯或硫酸盐积聚的特定程度上运行。重要的化学设计变量有：磨碎的石灰石的性质、EHT的体积、浆液的含固量以及任选的工艺，如强制氧化、双回路洗涤等。其他变量有：液-气比（L/G）、石灰石利用率（或PH值）及可溶解的碱性添加剂、缓冲添加剂和氧化抑制剂/催化剂等的浓度。
石灰石的溶解
在洗涤塔和EHT内均会发生石灰石的溶解。最理想的状态是约有一半的石灰石能在洗涤塔内溶解，从而使SO2脱除率和PH值最大化但又防止CaSO3结垢。在实际中，洗涤塔已溶解的那部分是随未反应过的石灰石浆液的量而变化的。当有大量过剩石灰石时，几乎所有的溶解都发生在洗涤塔内。当过剩石灰石不多时，多数石灰石在EHT内溶解。
当有大量过剩石灰石或有一个巨大的EHT时，EHT内的溶液会与CaCO3平衡，如下式所示：
CaCO3（固）+2H→Ca+++CO2+H20
aH + =K[Ca++]0.5/Pco2 0.5
平衡时的PH值取决于已溶解的钙离子浓度以及溶液上面的CO2平衡分压。由于已溶解的钙因下式而还原，顾CaCL2的积聚趋向于给出较低的PH值：
CaSO4(固) ←→Ca+++SO4=
石灰石在EHT或罐中溶解所产生的CO2通常会被洗涤塔内的烟气从溶液中剥离出来。除非CO2蒸汽的压力大于1个大气压，否则几乎没有CO2会从EHT中释放出来。进入EHT的溶液也许已在烟气的条件（约0.1个大气压）达到SO2的饱和状态。当CaCO3在EHT内溶解时，CO2就积聚在EHT内的溶液中。这样，EHT内平衡的CO2会压就取决于石灰石溶解在EHT内的量。所吸收的SO2量以及每次通过洗涤塔所溶解的石灰石。因此，EHT出口的平衡PH值趋于较低值。这是由于较少的过剩石灰石（大部分溶解在EHT内了）、较低的液体循环速度或较高的SO2气体浓度（较高的make-per-pass）。Ca离子浓度和CO2会压的组合作用会导致EHT内的平衡PH值达到5.5~6.5。
PH值和过剩石灰石的影响
洗涤溶液的PH值常常是所脱除HSO3—-和SO3=浓度的一个直接指示器。由于溶液有与CaCO3固体想平衡的趋向：可能通过溶解，也可能通过结晶；因此HSO3—-的浓度大致上因这种平衡而与PH值相关联：
CaSO3（固）+H+←→Ca2++HSO3—
[HSO3— ]= K[H+]/[Ca++]
由于系统内任何一点上的较低PH值总是给出较高的HSO3—，它会阻止水解反应，因而也叫降低了改进因子和SO2的脱除。
洗涤塔入口处的PH值也是一个过剩石灰石的显示器：高的PH值显示出更多的过剩CaCO3。当溶液通过洗涤塔时，PH值的下降取决于石灰石溶解并使溶液碱性得到补充的程度。有大量过剩CaCO3时，整个洗涤塔内保持较高的PH值和低的HSO3—浓度；而当过剩CaCO3不多时，PH值就下降，HSO3—浓度就增加，因为SO2被吸收了。在没有CaCO3不多时，CaSO3会溶解并使HSO3—的浓度更大：
CaSO3+SO2+H2O→Ca2++2HSO3—
一般，SO3=的浓度不是PH值的函数，因为它趋向于被平衡所控制：
CaSO3（固）←→Ca2++SO3=
然而，在PH值较高时，CaSO3趋向于在洗涤塔内结晶，从而使SO3= 浓度较高；当PH值低时，CaSO3趋向于溶解，需要较低的SO3= 浓度。
CaSO3的结垢
亚硫酸盐固体产物CaSO3·1/2H2O的相对饱和度极大地取决于PH值，因为其溶解度受下列平衡的支配：
CaSO3+H+←→Ca+++HSO3-
进入洗涤塔的溶液，其CaSO3应稍微有些过度饱和。当溶液通过洗涤塔时，因为SO2的吸收，HSO3-浓度增加了；因为CaSO3或CaCO3的溶解，Ca++浓度增加了；但是PH值却下降了，因为SO2吸收成为HSO3-把H+加到溶液中去了。因此，离开洗涤塔的CaSO3的RS取决于PH值下降被CaCO3中和的程度。如只有少数CaCO3被溶解，CaSO3的RS会很大并产生CaSO3固体及洗涤塔的设计，这些条件可能会、也可能不会导致结垢。
Shawnee的运行情况显示：要使除雾器性能可靠，必须避免过剩的CaCO3(Head,1976)。过剩CaCO3的存在会导致CaSO3在除雾器内结晶从而产生一种“粘滞”的泥浆沉积层。在Shawnee，除雾器保持得很干净，其石灰石利用率大于85%。这一结果在于使用了Frendonia出产的优质石灰石。反应性较差或较粗的石头应该能使设备以较低的利用率可靠地运行。有一个潜在的问题是双回路洗涤中的高PH值回路中存在大量的未进行过反应的石灰石。
强制氧化的作用
向EHT注入空气而使亚硫酸盐完全氧化，或者作为烟气中较低的SO2/O2比例的结果而使亚硫酸盐完全氧化，常常能改进SO2的吸收（Borgwardt,1978）。氧化使溶液中重亚硫酸盐的浓度降低，从而因水解反应而使SO2通过液膜的扩散使以提高(Chang和Rochelle,1980)；
SO2+H2O→H++HSO3-
这一点在PH值较低（4~5）及CaSO3固体导致较高的HSO3- 浓度时尤为真实。
SO2的脱除直接与石灰石的利用率、粒径及洗涤塔内的固体浓度有关。相对较低的石灰石利用率、较细的粒子和较高的固体浓度有利SO2的脱除。EHT较大的体积也有助于脱硫。高的L/G比不仅会靠物理作用增加质量的传递，而且会靠降低时CaCO3溶解的需要和靠降低洗涤塔内重亚硫酸盐的浓度来提高脱硫效率。这些变量都会在洗涤塔内产生较高的PH值和较低的重亚硫酸盐的浓度，这两种现象会促使SO2通过水解反应以重亚硫酸盐的形式作液相扩散：
SO2+H2O←→H++HSO3-
碱性和缓冲添加剂能在不降低石灰石利用率的情况下提高脱硫效率。碱性添加剂会产生高浓度的已溶解硫酸盐，后者会通过下式所示的固/液平衡引起高浓度的亚硫酸盐（SO3=）：
CaSO3(固)+SO4=←→CaSO4(固)+SO3=
亚硫酸盐和基本的缓冲核素（A-）都能与SO2反应，从而提高它作为重亚硫酸盐的液相扩散：
A-+SO2+H20←→HA+HSO3-
当SO2的吸收被控制在是由液膜扩散而不是由气膜扩散时，这些添加剂起到的作用最大。
双回路洗涤和其他工艺的选用会导致洗涤塔内较低的石灰石利用率，因此，当系统中的石灰石利用率给定时，它们会提高脱硫效率。
洗涤回路中的强制氧化可除去洗涤塔输入液中的已溶解重亚硫酸盐，从而提高脱硫效率。这也通过水解反应提高了质量传递。
在较低的SO2入口气体浓度情况下，脱硫效率往往较高。在较低SO2浓度时，由于水解反应以及亚硫酸盐的反应，往往通过液膜的扩散有较大的提高。在100~500PPM SO2的范围内，SO2的脱除受气膜扩散的控制。
对烟气、飞灰、补充水和碱性添加剂中的可溶盐类来说，它们会与氯发生强的相互作用并造成硫酸盐的积聚。在有可溶解的Na+、Mg++和CL-离子存在时，硫酸盐的积聚可由液体品质因素（LGF）得出：
LGF=Mg+++2 Na+ -2CL-
因此，在LGF正的范围内，较高的氯值趋向处降低溶液内硫酸盐的积聚以及它对SO2脱除的正面影响。
无结垢的运行
要进行无结垢的运行，EHT的设计和控制必须做到在回到洗涤塔或从洗涤塔流出的溶液中，均没有CaSO3或CaSO4过分的过度饱和。
相对较大的EHT体积和较高的固体浓度会降低储罐出口处的过度饱和，也相应会降低离开洗涤塔的过度饱和。固体浓度的增加会因为控制了洗涤塔的结晶而再一次降低洗涤塔的过度饱和。
& &低的石灰石利用率或石灰石细粒的蒙蔽会导致CaSO3在洗涤塔内的结垢，而反过来又会使CaSO3结晶，其化学计量式如下：
CaCO3（固）+SO2←→CaSO3（固）+CO2
洗涤塔内CaCO3适中的溶解导致合格的化学计量式：
CaCO3+2SO2+H2O←→Ca+++2HSO3-+SO2
需要有较高的液---气比（L/G）来降低石膏（CaSO4·2H20）通过洗涤塔时其饱和度的增加。L/G比的增加降低了SO2 make-per-pass, 因而降低了CaCO3溶解的克分子/升数和硫酸盐的形成。
烟气中较低的O2/SO2比或一种有效氧化抑制剂（如硫代硫酸钠）的使用，由于会使固体的氧化率降到15~20%以下而防止石膏的结晶或结垢。在这些条件下，硫酸钙与CaSO3固体结晶成一个固溶体，而石膏的饱和度可远远小于1。
2、湿法脱硫工程可以分为以下几个系统：
1）、烟道系统
来自锅炉引风机出口的烟气在脱硫系统不运行时直接进入烟囱排放；当FGD装置运行时，100％的烟气进入脱硫系统进行脱硫，其切换通过三台烟道挡板实现。
当脱硫系统运行时，吸收塔旁路挡板关闭，进口挡板、出口挡板打开，烟气通过增压风机增压后进入吸收塔，完成脱硫后通过吸收塔出口挡板进入烟囱排放；当脱硫系统不运行时，吸收塔进、出口挡板关闭，旁路挡板打开，原始烟气从锅炉引风机出来后直接通过旁路挡板进入烟囱排放。
由于烟气脱硫（FGD）系统都会产生大约Pa左右的压力降（系统配置不同产生的阻力降也不同）。在大多数这种情况下，现有的锅炉引风机（ID）不足以弥补系统的阻力损失。为了克服FGD的压力降，就有必要安装增压风机。FGD系统所用的增压风机普遍都设计成带液力调节的轴流式风机。
脱硫风机必须安装在混凝土基础上。为了避免让振动扩散到周围并引起邻近设备出现毛病，基础上应配备减振器。
脱硫系统设置100％容量的旁路烟道，当FGD装置停运时，旁路挡板门全开，FGD装置进出口挡板门关闭，烟气通过烟道从烟囱直接排入大气，增压风机的进出口都设有膨胀节，根据膨胀量在烟道上设有膨胀节并在合适区域设有排放酸水的导淋管，导淋与烟道焊接的接管材质采用不锈钢，酸水排入地沟用的是PP管。
有关烟气换热器的说明：通常情况下，在烟道烟气洗涤以后，进到烟囱以前，烟道气必须再加热到80℃左右（图3）。最常见的再加热器是以蓄热气体为热媒的气体加热器（GGH）。其工作原理是利用经过脱硫的冷烟气吸收进入系统的没有经过脱硫的原始烟气的热量使自身温度上升到国家规定的80℃，同时原始烟气由于放热其温度降低到100℃以下，这样在原始烟气进入吸收塔系统后其烟气温度的波动就相对减小，对于系统的稳定性有一定的作用。
2）、吸收塔系统
美国DUCON公司专利的文丘里吸收塔，其与常规空塔喷淋系统相比最大的区别就在于其在浆液喷淋层与吸收塔烟气入口之间增加了两层文丘里层，其作用是通过制造湍流加强气液传质效果。
（1）吸收塔分为以下3个区域：
对于DUCON公司专利的文丘里吸收塔，其吸收区由两部分组成。除了常规的喷淋层以外，还有一个由两层文丘里棒组成的文丘里棒层。其结构比较简单，直接作用是减小了吸收塔内烟气的流通面积，提高了烟气通过该区域时的流速，在喷淋浆液下落经过文丘里区域时，由于烟气流速较高，在该区域形成一个气液相持段并造成强烈的气液湍流接触，进一步促进烟气中酸性组分向循环浆液的传质，同时使浆液中溶解的SO2等酸性组分部分发生化学反应转化为亚硫酸盐，减少溶解在浆液中的气态SO2等酸性组分的浓度，提高烟气中的SO2等酸性组分向浆液扩散的传质推动力。
每台吸收塔设有3台循环泵，分别为3层喷淋层提供雾化浆液，烟气进入吸收塔后，与吸收塔喷淋浆液逆流接触，其中的SO2等酸性组分与喷淋浆液充分接触，并被其吸收溶解进入浆液，然后随浆液进入氧化浆液池进行进一步的化学反应转化为CaSO3和CaSO4 ，从而达到脱硫的目的。
②循环浆液池
烟气进入吸收塔后，与喷淋浆液逆流接触，其中的酸性组分溶解进入喷淋浆液，并随喷淋浆液一起进入氧化浆液池，在其中发生复杂的物理、化学变化，最终转化为石膏晶体。
关于石膏的结晶，通常采用强制氧化的方法，即采用常规吸收塔的曝气管鼓泡系统或采用德国EKATO公司的Winjet系统。两种技术各有优缺点：
曝气管鼓泡系统由于采用针对整个吸收塔底部均匀铺设，所以具有氧化空气从吸收塔底部平行向上扩散、分布均匀等特点，其缺点就是系统太过复杂，检修、维护不方便；
Winjet系统则是将氧化空气送到侧进式搅拌器前方，依靠侧进式搅拌器的旋转作用将其击碎成小气泡并随池内浆液流向在浆液池中弥散，具有系统简单、维护检修方便等优点。
循环浆液池的用途包括：
将亚硫酸盐氧化成硫酸盐
溶解新石灰石
在石膏形成时使硫酸与溶解的石灰石发生反应，
生成石膏晶体。
& && & 由于烟气经过吸收区时与喷淋浆液充分接触，烟气达到饱和湿度，同时烟气中携带有大量液滴，为避免这些液滴进入后级系统造成堵塞以及腐蚀后级相关设备，在吸收塔上部，烟气直接流经两个水平安装的除雾器以使水滴含量减至最少。
（2）在吸收塔系统工作时发生的物理、化学变化如下：
SO2, SO3和HCl的吸收
烟气中的SO2和SO3等酸性组分溶解在浆液中：
SO2 + H2O &HSO3- + H+
SO3 + H2O &H2SO4
H2SO3和H2SO4要分别快速中和，以保持SO2和SO3的有效吸收。
酸性组分溶解进入浆液后，随浆液一起进入循环浆液池，在循环浆液池中与浆液中的石灰石（CaCO3）发生如下化学反应：
CaCO3 + 2H+ + HSO3-
Ca2+ + HSO3- + CO2
CaCO3 + H2SO4
CaSO4+ CO2
CaCO3 + 2HCl
CaCl2 + CO2
上述反应均为在浆液循环池中完成的离子反应。
（3）氧化作用
将亚硫酸盐氧化成硫酸盐时需要向循环浆液池中吹入空气：
氧化作用：2Ca2+ + 2HSO3- + O2
2CaSO4 + 2H+
氧化作用之后，则生成石膏晶体：
结晶：CaSO4 + 2H2O
CaSO4 x 2H2O
结晶过程主要在循环浆液池中发生。
整个脱硫系统最核心的就是对系统PH值的控制，PH值的测定点设在石膏排出管道回流到吸收塔的回流管路上，采用一用一备的冗余配置，能较好地反应循环浆液池中的pH值，系统设定的PH值控制在5.5左右。
PH值的调节由新鲜补加到吸收塔中的石灰石浆液来实现，石灰石浆液的加量由调节阀及相应的流量计协调调节实现。
3）、石膏脱水系统
石灰石浆液吸收烟气中SO2的等酸性组分后转化为亚硫酸盐和石膏等固体物质，为维持系统物料平衡，需要将石膏通过石膏排出泵排出系统。石膏通过石膏排出泵排出系统后直接进入石膏浆液旋流站，通过石膏浆液旋流站将石膏浆液分级。其中溢流部分全部进入回用水箱；潜流部分（45%左右含固）分两路，在系统稳定运行时经过石膏浆液箱进入后级处理系统；在系统测得排出石膏密度不在设定范围内时则回流进入吸收塔循环利用。
4）、石灰石制浆系统
湿法脱硫采用石灰石作为吸收剂，可以采用石灰石粉厂的已经磨碎成325目的石灰石粉作为吸收剂，也可以采用块状石灰石作为吸收剂。如果采用石灰石粉作为吸收剂，则石灰石粉由槽罐车运输到现场，并通过汽车泵送入料仓储存。为防止石灰石粉在料仓中发生板结或出现下料不畅的情况，在料仓底部设置气化板，在系统较长时间不投运时手动开启对料仓底部进行吹扫以保证出料通畅，石灰石粉通过小料口的电动抽板阀、星型给料机（带变频电机）出料到石灰石浆液箱，制成合格的石灰石浆液。如果采用块状石灰石作为吸收剂，则需要单独建设一套石灰石磨碎、制浆系统，具体流程为块状石灰石进厂后先利用颚式破碎机破碎成1mm左右的石灰石粉，然后采用电磁除铁器去除其中的金属物质后送到石灰石粉仓。石灰石粉仓中的石灰石粉利用下料装置将石灰石粉送到湿式球磨机中进行制浆，制得的浆液浓度较高（40%左右），而且细度也不是100%合格，所以需要将其送入石灰石浆液旋流站进行分离，分离后合格的石灰石浆液（旋流站溢流部分）送入石灰石浆液箱作为吸收剂，不合格的部分（旋流站底流部分）送回到球磨机重新制浆。
第二部分、博奇公司技术介绍（荏原制作所技术）
荏原制作所
荏原作为泵厂创业于1912年，其后不仅发展了各种风水力机械，还进入了制冷机，水处理装置，废气处理装置，焚烧炉等领域，已发展成为产业机械行业的顶尖企业。在灵活运用长期积累的硬件技术及净化，燃烧，热回收等工艺技术开展综合性的环境工程事业的同时，荏原还着手制造具有巨大发展潜力的半导体制造装置用的机械设备。在废气处理方面荏原制作所持有电子束脱硫技术的同时，从千代田公司引进了CT-121湿式石灰石膏脱硫技术，并在中国范围内持有独占性的技术实施权。
工艺发展过程及工艺特长
& &现在，荏原以早日实现循环共生型社会为目标，根据［零排放］，即通过控制资源的消耗，将废弃物减少到最少限度，使地球环境的负荷尽量减少，大力进行技术开发，并为其事业全力以赴。
日本第一流的工艺技术和建设厂商千代田化工建设株式会社是日本第一批成功地研制从排烟中有效脱除二氧化硫技术并使该技术商业化的企业之一。开发和运行了很多CT-121（CHIYODA THOROUGHBRED 121）的排烟脱硫工艺装置。这项先进的技术将二氧化硫的吸收，氧化，中和，结晶以及除尘等几个必不可少的工艺过程合到一个单独的气相-液相-固相反应器中进行，这个反应器就叫做鼓泡式反应器（JBR）。这种脱硫工艺在七尾电厂（500MW，700MW），神户制钢所（700MW），东北电力（1000MW），关西电力舞鹤（900MW）等装置中成功地安装运行并得到了用户的好评。荏原制作所作为千代田的受让方已有在中国的独占性的经
营权和实施权。
& & 来自锅炉引风机的烟气,经增压风机增压后进入烟气－烟气加热器。在烟气－烟气加热器中,烟气(未经处理)与来自吸收塔的洁净的烟气进行热交换后被冷却。被冷却的烟气引入到烟道的烟气冷却区域。在烟气冷却区域中,喷入补给水和吸收液,使得烟气被冷却到饱和状态。来自烟道冷却区域的烟气进入由上层板和下层板形成的封闭的吸收塔入口舱。装在入口舱下层板的喷射管将烟气导入吸收塔鼓跑区(泡沫区)的石灰浆液面以下的区域。在鼓跑区域发生所有反应: (a) SO2的吸收; (b) 亚硫酸盐发生氧化反应生成硫酸盐; (c) 硫酸盐发生中和反应生成石膏; (d) 石膏结晶并析出。发生上述一系列反应后,干净的烟气通过上升管
并通过入口舱上方的出口舱排出。
石膏浆排出泵将含有10到20%固体的石膏浆,从吸收塔排出到石膏脱水机。脱水后的石膏可以在生产石膏板以及生产水泥和土壤改良等方面
充分利用。
1. 单系统优点：
■ 系统简单和布局紧凑。
& && && && && & ■ 比多系统成本低。
2. 系统组成
推荐单系统由：增压风机
轴流式风机
气气换热器：& &回转再生型
吸收塔：& &方形 JBR :
& &&&我们/卖方有经验提供与上述同样容量/尺寸的主要设备.
3．脱硫喷射鼓泡塔JBR的特点：
JBR低面积的形状可以是任意的，一般有圆形的或方形的。圆形：强度设计容易；重量小。方形：因为配件预先制造，减少现场安装工作和时间；占地面积小，适合大型机组。
扩大JBR的尺寸
因为JBR内烟气分配均匀,JBR 可以随意放大。(喷淋塔中的烟气不均匀现象使扩大尺寸困难) 。
喷雾塔与鼓泡塔(JBR)的比较
鼓泡法 (JBR)
有风机和多台循环泵
只有大型机器风机
大量的浆液循环，需要3秒中的气液接触
0.5秒中的液体鼓泡完成高效率的脱硫
为了液体分散，出现很多的偏流现象
因为液体中均匀分散，没有偏流现象
在空气中液滴态不完全氧化
液体形成连续层，可完全反应
因为不完全反应，有可能形成污垢
因瞬间完全反应，不产生污垢
1μm粉尘的捕集効率40%
高効率的接触、1μm粉尘的 捕集効率90%
因循环产生破碎，粒径平均30μm
平均粒径70μm以上、脱水性良好
有副反应形成的COD等副生成物
完全的瞬间反应没有副生成物
& && && &&&
4．系统特点
机械结构简单
■ 没有浆液循环泵
设备数量少
可靠/简便 运行&&
■ 无结垢可能性
■系统反应迅速
系统性能高
■ 高 SO2 去除效率
■ 高除尘率
管理运行成本低&&
第三部分、清华同方(奥地利AEE)
一、SCR脱硫技术的介绍与历史
§SCR 是 Selective Catalytic Reduction的简写
§氮氧化物 (NOx) 是在煤燃烧过程中形成的存在于从电厂排放的气体中
§氨被喷入到烟气中与NOx完全混合
§美国的Englehard Corporation公司于1957年申请最早的SCR喷氨法脱硝专利。
§最初使用的催化剂为铂类催化剂，其效果并不令人满意，因为在其催化活性温度内，会生成大量硝酸氨盐。
§日本于1970年代最早成功开发出具有高活性、实用的SCR商业催化剂-钛基五氧化二钒催化剂。
二、传统低氮氧化物排放技术
一般使用低氮氧化物燃烧器＋火上风燃尽技术。其脱硝率一般低于50％。燃料再燃技术(Fuel Reburning)-利用燃料再燃，可以有效控制NOx的排放。但可操作性上存在一定的问题(脱硝稳定性和可操作性)。其它传统措施（湿法吸收），都存在着一定问题。
脱硝效率方面(无法达到较高的脱硝率)
操作稳定性方面(无法实现稳定的操作)
适应性方面(无法适应不同的工程实际情况)
三、SNCR 和NH3-SCR的比较
氨气(或尿素)与NO在高温下（无催化剂）反应生成N2
使用氨气的选择性催化脱除NO
工作温度区间
850－1050℃
300－450 ℃
NOx脱除效率
需要的空间
初始投资费用
高（是SNCR的两倍）
氨气的消耗
四、SCR的优点
SCR 是唯一证明能达到未来对大型燃煤电厂排放要求NOx减少效率的技术（5年一变？）
在上世纪80年代来在全世界都证明SCR可以安全可靠地运行
仅在德国从80年代中到1996年已超过33000MW的机组按装了脱硝装置
美国到2002年共有157套在运行,已超过1亿kW
五、SCR的要点与问题
1、SCR催化剂的定期更换
由于SCR催化剂的工作条件比较恶劣，所以存在着中毒失效问题，必须定期更换。更换时间据具体情况而定，一般一到五年。催化剂性能下降，其原因有：
（1）微孔体积减少；（2）由于固体沉积物使微孔堵塞；（3）由于碱性化合物（特别是钾或重金属）引起中毒；（4）SO3中毒；（5）飞灰腐蚀。
氨泄漏(Ammonia Slip)问题
从SCR反应器内排出的未反应完全的氨导致了所谓的“氨泄漏”问题。
氨泄漏必须小于5 ppm，最好低于2-3 ppm，以减少硫酸氨和硫酸氢氨的生成。其中，硫酸氢氨可以导致下游设备的阻塞和腐蚀。
对于高硫煤，这一问题尤为突出。
2、SCR催化剂的定期更换
由于SCR催化剂的工作条件比较恶劣，所以存在着中毒失效问题，必须定期更换。更换时间据具体情况而定，一般一到五年。催化剂性能下降，其原因有：
（1）微孔体积减少；（2）由于固体沉积物使微孔堵塞；（3）由于碱性化合物（特别是钾或重金属）引起中毒；（4）SO3中毒；（5）飞灰腐蚀。
3、氨泄漏(Ammonia Slip)问题
从SCR反应器内排出的未反应完全的氨导致了所谓的“氨泄漏”问题。
氨泄漏必须小于5 ppm，最好低于2-3 ppm，以减少硫酸氨和硫酸氢氨的生成。其中，硫酸氢氨可以导致下游设备的阻塞和腐蚀。
对于高硫煤，这一问题尤为突出。
4、SCR反应的反应温度(Operating Temperature)
催化剂成本大概占总SCR投资成本15-20%，因此在给定空速的情况下，则需要尽量提高SCR反应器内的烟气温度以提高催化剂的利用效率。
同时，也必须注意二氧化硫被氧化成三氧化硫，而这个氧化反应对温度敏感性超过了SCR反应。
对于常见的钛基氧化钒商用SCR催化剂，其最佳操作温度为340-400oC
5、SCR反应器的布置方式(Reactor Placement)
SCR系统通常有三种布置方式。
(1) 位于空气预热器和静电除尘器之前。 [referred to as hot side, high dust]
(2) 位于空气预热器之前和静电除尘器之后 [hot side, low dust]
(3) 位于空气预热器和静电除尘器之后 [cold side, low dust].
通常第一和第二种布置方式较为常见。而第三种方式需要对烟气进行再加热，这会导致热效率的下降。
Greenfield SCR 工程的经济性分析
催化剂的价格约为11.7万元/立方米（目前4.5万元/立方米）
对于一个1000MWe电站, 在设计空速下，催化剂初始安装总成本约为1亿元人民币。 (100万元/万千瓦)
催化剂寿命为16000hr, 相当于每天24小时工作的情况下可以工作3年左右
对烟气脱硝SCR法应用需解决的问题重点
不断改善SCR反应器的反应条件，严格控制NH3的浓度，减少泄漏，以避免二次污染。
完善SCR催化剂的性能。由于许多SCR催化剂本身都有毒性，同时制造成本较高，阻碍了大规模的工业应用。因此应不断提高SCR催化剂的效率及扩大其工作温度范围，以降低成本及延长使用寿命。
寻找可以在中低温工况下具有高SCR活性的催化剂。
SCR法的综合性能评价
SCR系统的引入会使发电效率约降低0.9%，单位发电量CO2排放增加了1.68%
环境指标上NOx排放减少约99%。SCR法采用不同的配置的催化剂寿命和成本不同，带来的附加成本也会有所不同。
SCR法可以控制90%的NOx排放。在目前所有可行燃煤电站脱硝技术中，SCR法是唯一可以使NOx排放低于50mg/Nm3的技术。
§常规的氮氧化物控制方法的优点是成本低，改造简便，但问题在于其无法达到严格的氮氧化物排放标准。而当前能够达到严格氮氧化物排放标准而可行的技术还是SCR方法。
§SCR技术的成本考虑。目前国内商业SCR催化剂还不能生产，如果使用SCR技术脱硝，则只能大规模从国外进口，这对于国内的能源行业而言，成本过高。
§国内需要一个良好的催化剂评价台架
§国内需要一个很好的流动与混合模拟系统（冷态模化与计算机模化
第四部分& &山东三融
一、三种技术来源
湿法脱硫：
A）引进德国鲁奇比晓夫公司的湿法脱硫技术，并签订了技术转让合同，完成了技术培训。
B）引起日本川崎重工湿法脱硫技术，并建立了技术转让的长期合作关系。
干法脱硫：
& & 引进并消化吸收了德国鲁奇比晓夫公司CFB烟气循环床脱硫技术。
海水脱硫：
引进并消化吸收了德国鲁齐比晓夫公司的海水脱硫技术。
二、湿法脱硫特点：
主要特点：
& & • 脱硫效率高，在Ca/S比约为1.05时，脱硫效率可达95%以上；
& & • 吸收剂可用CaCO3或Ca(OH)2, 利用率高；
& & • 设备运转率高（可达90%以上），系统运行稳定可靠；
& & • 吸收剂资源广泛，价格低廉；
& & • 适用于大、中、小各类锅炉，烟气处理范围大，单塔配套机组容量可达1000MW；
& & • 副产品为石膏，综合再利用范围广；
& & • 技术成熟，可靠，运行稳定。
& & • 投资较大，设备较多，运行费用较高。
经济指标：
& & •脱硫效率：90-99%
& & • Ca/S
：1.02-1.05
& & •电& & 耗：1.0-1.5%
& & •可 用 率：95-98%
& & •出口烟温：&80℃
•水雾含量：&100mg/Nm3
LLB公司湿法脱硫工艺的主要特点：
1、喷淋系统设计独特：采用节能的低压喷淋系统，通过轴向错位紧凑布置，有效利用吸收塔的空间，在充分满足脱硫效率的同时，塔身变小，节省投资。
2、浆液池分离技术：单塔内完成酸性气体吸收和亚硫酸钙的氧化，上部有利于SO2吸收，下部有利于石膏的结晶。
3、脉冲悬浮技术：塔底采用脉冲悬浮搅拌，解决了常规机械搅拌存在的腐蚀与气蚀问题，且搅拌系统耗电量少。
4、除雾器体积小：采用了单层或多层屋脊形布置，结构紧凑，效率高，同时也节省了空间，投资省。
三、湿法脱硫主要考虑的问题：
1.为达到烟气在吸收塔内均匀分布的目的，采用计算机模拟和流场计算，通过烟气进入吸收塔的烟道形状、入口形状、入口角度以及在入口设置挡板等方式使烟气在吸收塔中流动均匀。
2.喷淋层喷嘴的布置采用计算机模拟计算，使喷嘴喷出的浆液在吸收塔中均匀分布，以使喷嘴达到最好的使用效果，另外，通过计算机模拟和流场计算，可以达到通过优化喷嘴的布置以改善烟气在吸收塔中的流动状况，使烟气均匀分布。
3.采用较高的吸收塔内烟气流速，一般采用4m/s的烟气流速，以提高脱硫效率，减小吸收塔的体积，降低造价。
4.在脱硫系统中大量采用玻璃钢和碳钢衬橡胶作为管道材料，如吸收塔喷淋层，吸收塔喷淋管道，塔内氧化空气分布管道，石灰石浆液管道，石膏浆液管道等。玻璃钢的应用使得管道安装工作量大幅降低，有利于保证工期；而碳钢衬橡胶的应用降低了工程造价
影响脱硫效率的因素：
& & 液/气比的选取；
& & 塔内烟气流速；
& & 腐蚀、结垢问题与材料选择；
& & 废物处理；
& & 烟气再热器的选取；
& & 浆液浓度；
石灰石的品质
Ca/S和浆液浓度：通过影响pH和L/G影响脱硫效率，Ca/s取决于脱硫效率的要求以及石灰石的活性，一般为1.02-1.05；
& & 液气比：主要取决于脱硫效率和浆液浓度，一般为8-12；
& & ＰＨ值：选择一个合适的pH范围非常重要，浆液的pH对SO2吸收的影响非常大：pH小于7时，pH越高，吸收效率越高；浆液的pH对石灰石的利用率有很大的影响：pH越低，利用率越高；浆液的pH对石膏的生成有影响。一般吸收塔底部反应浆液池的pH值为5.2-5.8；
L/G：L/G越大，脱硫效率越高，但是L/G到12以后，对脱硫率提高很少，喷嘴密度过大，阻力过大，一般每层L/G 3.5左右最合适；
& & 吸收剂的品质：吸收剂的纯度和活性越高，脱硫效率越高；
& & 塔内烟气流速：要综合考虑运行费用和成本确定。烟气流速越高，吸收塔越小，成本越低；烟气流速越高，阻力越大，风机电耗越大，运行费用高。烟气流速越高，塔内传质传热效果越好，脱硫效率越高。一般为3.5-4m/s
防腐及材料：洗涤系统内部固、液、汽体互相搀杂，临界温度起伏波动，化学反应交错，在含硫量、pH、氯化物、露点腐蚀、气速和沉积腐蚀等影响下，系统内部必须采取防腐措施。
& & 材料选择：
-有机内衬；
-陶瓷等无机材料。
& & 增压风机布置位置：
A点：高温、风机容量大、正压泄露，运行及投资费用最大，腐蚀最轻微，布置容易；
B点：烟温和流量较A小，有腐蚀危险；
C点：低温、流量小，费用最少，腐蚀最严重；
D点：低温、流量与B相当，有腐蚀危险。
一般布置A点，具体布置要根据工程具体情况决定。
循环流化床烟气脱硫工艺（CFB
循环流化床烟气脱硫工艺（简称CFB）为德国鲁齐比晓夫公司开发的一种较为先进的干法脱硫技术，同时也是世界范围内第一次将流化床技术应用到脱硫装置上，78年世界上第一台CFB—FGD装置用于炼铝行业,2002年世界上最大的干法脱硫装置(2☓972000)在AES电站投运,它总结了一些干法技术的优点，同时又做了一些改进，使其在工艺、技术上更完善，且其单塔处理烟气量更大，保持了干法脱硫技术的世界领先水平。
CFB是L.L.B公司经过多年研究并具有多项专利技术的设备，已应用在德国、奥地利、波兰、捷克、日本、法国、美国等国的40多个工程，均运行良好。
& & 脱硫效率高：一般脱硫在87.5%－95%，最高可达98%，同时还可以脱硫SO3，HF，HCL及重金属。
CFB--FGD除了具有CFB优良的传热、传质特点外，因在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置，加上外部循环，延长了脱硫剂在塔内的停留时间，加大了固体颗粒的碰撞、摩擦，从而提高了脱硫剂的利用率，这是其它干法脱硫无法可比的。
& & 由于脱硫剂的利用率高，它所产生的脱硫渣也是最少的。
& & 塔内流速较低，约为4m/s，烟气在塔内的停留时间达5秒以上，使SO2与脱硫剂能得到充分的混合，提高了脱硫效率，并且，99%以上的脱硫反应均在塔内完成。
& & 较低的塔内流速使塔内不会产生磨损，这已经在已投运十多年的CFB--FGD塔内部件完好而得到验证。
设备材料要求不高，整个系统没有堵塞与腐蚀的问题，同时不产生第二次污染。
塔内优良的混合条件，使塔内的水分迅速蒸发，所以，脱硫塔及其它设备不会产生粘结和堵塞，也不会产生腐蚀。
CFB--FGD可动部件少，易损件少（运行中即可更换），整个装置可用率高，保证在投运第一年内，运行小时数达8000小时以上。
& & 在煤的含硫量增加或要提高脱硫效率时，无需增加任何设备，仅增加脱硫剂就行了。
& & 系统简单可靠：系统只有三个基本的控制回路,设备相对湿法来说比较少、检修，维护量小。无需另设烟气旁路，当FGD停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用，操作简便，又减少了初投资。
& & 已用于大型电站，300MW机组，单塔处理能力可达150万m3/h。
& & 负荷适用范围较广，可在30%-110%内变动，在很低的负荷下（30%额定负荷以下）可正常运行，适合我国负荷多变的要求。
& & 布置方便，初投资省，可以立体布置，节省脱硫场地,特别适用于老厂及城市电厂改造及场地布置比较紧张的电厂。
& & 脱硫塔阻力为1500～2000Pa。
主要设备特点：
1、处理大烟气量的脱硫塔：
& & 实际运用单塔处理烟气量达95万N m3/h，运用循环流化床原理，和塔的特殊形体设计，能使塔内烟气、吸收剂、水、循环物料的气流场、温度场、湿度场分布非常均匀，不仅避免了塔的腐蚀，而且使99%以上的脱硫反应在塔内完成；
2、石灰干消化系统：
& & 同样运用循环流化床原理，制取的消石灰细度很高，比表面积大（约为20m2/g）。比一般方法制取的消石灰或外购的消石灰品质好。是我公司干法脱硫的一个重要的专利技术。
3、除尘器：
& & 高粉尘浓度的静电除尘器，使用鲁齐比晓夫公司的专利技术，除尘效率达99.975%以上。
主要要考虑的问题：
CFB脱硫工艺选用时需要重点考虑的几个问题：
• 脱硫剂来源，CaO或Ca(OH)2；
• 脱硫剂需求量大，Ca/S一般在1.3以上；
• 煤中含硫量受到限制；
• 建设及调试期间对锅炉的影响
第五部分& &福建龙净
· 1 吸收区高度的计算方法和高度设计原则
吸收区高度目前定义为吸收塔最高液面至最顶层喷淋层间的距离；
高度设计遵循下述原则：
（1）吸收塔最高液面距离吸收塔入口段最低点保持1.5m以防止吸收塔内液体的倒灌；
（2）最低层喷淋层距离吸收塔入口段最高处保持一定距离以满足气体在塔内均布和停留时间的要求；
（3）吸收塔喷淋层间间距2m保证喷淋浆液分布最优。
· 2.2.2 吸收塔的尺寸
吸收塔的尺寸设计遵循下述原则：
（1）吸收塔的直径（D）由塔内烟气量决定，保证吸收塔内气体流速不大于4m/s；
（2）吸收塔的高度由反应池高度（H1）、吸收区高度（H2）、除雾器空间高度（H3）以及顶部锥顶高度（H4）组成；其中反应池的体积需满足循环浆液停留时间要求，除雾器空间高度应满足除雾器前后的空间要求。
· 2 pH值和液气比的确定
& & 吸收塔内浆液的pH设计值平均为5.5左右。由于采用了LEE特有的池分离器技术，因此反应池上部的氧化区pH值为较低的4.5-5，而下部的结晶区pH值为较高的6-6.5左右，这样的pH分布有利于上部CaSO3的氧化以及下部CaSO4的结晶过程。
& & 液气比中吸收塔内循环浆液量（即“液”的值）根据入口SO2浓度、脱硫效率、反应池pH值和吸收塔塔径等因素综合决定，可通过计算程序完成。
·3 石灰石化学当量比的确定
& & 为了使吸收反应顺利进行，石灰石化学当量比应略大于1，同时石灰石化学当量比同石灰石的组份和活性均有关。
& & 石灰石中CaCO3含量越高，当量比相对越低。
& & 当石灰石组份一致的时候，如果活性较低，则为了促使反应的进行，维持浆液pH值等要求，石灰石化学当量比会略为偏高；如果活性较高，则相应当量比会略低。
& & 综合考虑各种因素，化学当量比一般为1.03左右。
• 4 浆液浓度的确定
& && & 为了保证吸收剂的停留时间和石膏结晶所需的停留时间，液中固体浓度在80g/l-180g/l为宜，一般定为120g/l。
· 5 氧化空气流量的确定
& & 氧化对于吸收塔的安全连续运行非常重要，如果生成的CaSO3不能充分氧化，不仅后续脱水系统连续运行得不到保障，吸收塔也会由于CaSO3的高度结垢倾向而不能安全连续运行。
& & 根据入口SO2浓度以及脱硫效率可以确定理论上所需的氧化空气流量。由于氧化空气不能完全利用，存在一定的利用系数，因此需考虑一定过量值。同时原烟气中的氧气也可以参与吸收反应造成自然氧化，该部分因素在设计中也需考虑在内。
& & 由于实际运行中氧化空气鼓入量不可调节，因此设计中需按照烟气量最大、SO2负荷最高的情况下确定。
· 6 烟气流速的确定
& & 根据国内外多年的运行经验，吸收塔内烟气的流速应控制在不大于4m/s为宜。由于设计工况下烟气量为确定值，因此吸收塔直径决定了塔内烟气流速的大小。
& & 当烟气流速过低时，吸收塔直径过大，同时低流速时传热传质效果不佳，除雾器中液滴“逃逸”现象比较明显。
& & 流速较高时，虽然可以降低塔径，节省材料，有利于传热和传质的进行，但塔内停留时间过短，同样不利于吸收反应的进行，而且液滴“夹带”现象严重，不利于除雾器的安全运行
·7 耐高温和防腐材质的选择
& &（1）吸收塔入口烟道采用全合金或合金贴衬制作，耐高温和腐蚀性能优异；当入口烟温超过最高设计烟温时，脱硫装置旁路运行，吸收塔入口烟道可以设置紧急喷淋装置短时间内防止吸收塔内部件受到损害。
& &（2）塔体采用碳钢制作，塔内喷淋区和塔底及塔底向上2m区域为2×4mm橡胶衬,其它位置为1×4mm橡胶衬。
& &（3）塔内池分离器管道采用外衬橡胶的钢管，氧化空气分配管采用合金钢制作。
& &（4）塔内脉冲悬浮管路采用FRP或合金钢制作，脉冲悬浮喷嘴采用合金材料制作。
& &（5）塔内喷淋层采用FRP或橡胶内外衬碳钢制作，喷嘴采用SiC材质；
& &（6）除雾器采用聚丙烯（PP）材料制作，防腐性能良好。
·8 预防结垢和堵塞的措施
(1) 氧化空气喷嘴避免结垢和堵塞的措施：
a.氧化空气进入吸收塔之前，通过向管道内**饱和降温，使得进入吸收塔的氧化空气温度和吸收塔浆液温度接近，这就防止了由于氧化空气温度过高而使得氧化空气喷嘴附近的浆液迅速蒸发造成的结垢问题；
b.塔内氧化空气喷嘴朝向下鼓入氧化空气，防止浆液固体在喷嘴上的沉积和结垢；
c. 喷嘴处流速较高，通过大流速对喷嘴产生一定的冲刷作用，防止结垢。
d. 吸收塔内布置充分的氧化空气喷嘴，氧化空气管路在吸收塔横截面上均匀布置，氧化效果理想，浆液中CaSO3含量很少，也可以有效避免结垢的问题。
(2) 设计中烟气从吸收塔顶部轴向引出，由于吸收塔上部烟气无需转向，因此吸收塔上部横截面上烟气分布均匀。均匀分布的烟气对除雾器的除雾效率非常有利，因此不会发生由于分布不均匀而造成除雾效果不均匀所产生结垢问题，这样除了一般性的冲洗外，除雾器的运行效果将更为理想。
&&（3）设计中采用了LEE专利技术－池分离器。通过采用池分离器将吸收塔反应池分成上下两部分，分别作为氧化区和结晶区。上部分氧化区pH值较低，利于CaSO3的充分氧化，浆液中CaSO3含量极少，这可以减少吸收塔浆液结垢的倾向，利于塔内部件如除雾器、池分离器等的长期高效、安全运行。
（4）池分离器处由于有浆液不断从上部向下流动，同时有氧化空气鼓入形成的湍动效应，上述因素也可以有效防止在池分离器上这个吸收塔下部主要的内部件上的结垢问题。
·9 烟气短路的预防
& &（1) 吸收塔内空塔段较长，烟气进入吸收塔后有充足的时间和距离保证其均匀分布；防止流动距离长短不同造成的气体在塔横截面上流量不一致的发生，防止“短路”；
&&（2）吸收塔采用多层喷淋层（百万机组建议采用4层），喷淋区各层错开角度排列，喷淋层在径向方向相互叠加，保证喷淋管道在横截面上的覆盖充分；
&&（3）计算吸收塔内循环浆液量时，吸收塔直径也是考虑因素之一，最终采用的喷淋量可以保证每层喷淋层内喷嘴数量充足，从而在个喷淋层相互叠加后，喷嘴布置的结果可以使得喷淋浆液均匀覆盖吸收塔横截面，防止吸收塔截面上气体“短路”的发生；
&&（4）吸收塔入口和出口烟道的设计需进行仔细的流动模型校核，以保证烟气入口和出口的分布均匀，防止短路。
·10 FGD对煤种含硫量波动的适应性
& & 从湿法工艺特点及实际运行情况来看，湿法FGD对锅炉燃煤煤质的变化适应性较好。当燃煤含硫量在一定范围内波动时，FGD均可连续稳定运行。
& & 当燃煤含硫量比设计值偏低时，维持循环量不变的情况下，脱硫效率会有所增加，石灰石浆液给入量及石膏浆液排出量可进行相应调节以满足负荷变动的要求。如果偏低很多，则可以进一步考虑关闭一层或多层喷淋层，在保证脱硫率的同时降低能耗。
当燃煤含硫量比设计值偏高时，同样运行条件下脱硫效率将必然呈下降趋势，如果要维持脱硫率不变，则在设计时就必须考虑相应措施，比如：
& & （1）采用备用喷淋层。当脱硫效率无法达到要求时，开启塔内的备用喷淋层，增大循环浆液量。
& & （2）设备余量充足。脱硫率不变时，塔内石膏生成量会远远高于设计值，若设计时石膏排浆泵和氧化风机未考虑这种情况，势必造成塔内含固量急剧上升并且得不到充分氧化，这将迫使吸收塔停运。同时FGD其余子系统如制浆和脱水系统也必须认真设计以满足此时脱硫的需要。
& & 如果仅需保证脱硫装置连续运行，在设备选型和管路设计时要充分考虑最恶劣工况。
·11 FGD对工况的适应性
& & 湿法FGD对工况波动的变化适应性很好，可靠性很高。
& & 一般来讲，FGD的设计工况为锅炉BMCR时的工况，即最大烟气量的负荷。实际正常运行中烟气量均小于该工况的值，FGD装置可正常运行，当烟气量过低时甚至可以停运某些设备以降低能耗。
& & 当工况变化导致烟温高于设计值但低于最高烟温时，烟气仍可以正常进入FGD系统而不会造成损害；当烟温高于设计最高烟温时，必须旁路运行，如无旁路FGD必须设置诸如入口紧急喷淋装置防止对FGD设备的损害，同时锅炉停运。
2. GGH的综合比较
·1 GGH取舍的利与弊
&&采用GGH的益处主要是：
& &（1）提升排烟温度。吸收塔出口烟温一般在40-50℃，通过GGH烟温一般可提升至80℃左右。通过提升烟温，一方面可以减少烟囱排放的湿烟气可能出现的白烟现象，同时烟羽的抬升高度会增加。
& & （2）减少系统水耗。通过GGH的降温，进入吸收塔原烟气温度会降低，从而减少吸收塔内饱和蒸发所需的水分，进而降低整个FGD的蒸发水耗。通过测算，采用GGH后蒸发水耗可降低约20-40%。
& & （3）由于采用GGH提升烟温，因此进入烟囱的湿烟气腐蚀性能有所降低。
不采用GGH的益处主要是：
　 （1）降低电耗。GGH特别是国内普遍采用的回转式防泄漏的GGH自身电耗较高，而且采用GGH后FGD烟气系统阻力增加1000Pa左右，接近总阻力的30%，这相应造成FGD增压风机电耗的大幅上升。
& &（2）大幅降低造价和运行费用。GGH不仅一次性投资巨大，而且由于其运行工况恶劣，因此维修和运行费用都非常高，且安全稳定性不高。
& &（3）节约空间，利于布置。GGH体积庞大，系统较为复杂。采用GGH后，不仅占用了大量的场地空间，而且烟道布置也非常受限制，往往造成烟道过长，增加费用。
& &（4）由于欧盟对排放烟温没有要求，因此欧洲许多新建电厂已经不采用GGH
综上所述，如果水耗要求能够得到满足，则不采用GGH的益处将比较明显。
& &由于取消GGH后必须采用湿烟囱，虽然目前湿烟囱的投资较高，但是取消GGH的费用可以补偿或部分补偿湿烟囱的费用，同时由于采用湿烟囱可以大大节省FGD的运行费用。
& &取消GGH后，FGD系统的运行可靠性要明显增加。
& &此外，系统的能耗大为降低，布置也将更加简洁合理，可以进一步降低建造和运行费用。
·2 GGH回转式和管式的经济技术比较
& & 考虑到下列因素，本工程不推荐采用管式换热器：
& &（1）管式换热器占地面积大；
& &（2）国内没有百万级的成熟的供货商；
& &（3）运行维护困难。管式换热器容易粘污、受热面清洗困难。
3. 高脱硫率和低能耗的协调统一
高脱硫率和低能耗协调统一一直是脱硫厂商的目标，脱硫厂用电率从早期的2.5％已降为目前的1％左右。目前大为降低厂用电率较为困难，但我们在技术支持方的协助下，从以下几个方面降低系统能耗：
　 （1）选用适度的设备余量。为了降低能耗，设计中将进行充分的综合考虑，采用最适度的设备余量。
& &（2）采用低能耗的设计方案，例如前文的不采用GGH的方案，在保证高效率的同时，系统能耗将大大降低。
& &（3）采用适当数量的喷淋层，当烟气负荷较低或SO2浓度低于设计值时，在保证脱硫效率的前提下可以关闭1层或多层喷淋层，降低能耗。
& &（4）当烟气负荷较低或SO2浓度低于设计值时，可以将部分设备如石膏排浆泵、真空皮带脱水机等设计为间歇运行以降低能耗。
& &（5）优化布置，合理布置烟道以及浆液输送管路，降低系统阻力，减少能耗。
第六部分、武汉凯迪(美国B&W)
1、技术特点（与B＆W 公司合作）：
• 吸收剂－在已投运的FGD 装置中采用了各种吸收剂，包括石灰石、石灰、镁石、
废苏打溶液；
• 燃料－已为燃煤、油、垃圾、奥里油，以及含硫量达8%的石油焦的机组提供了FGD
• 原烟气中SO2 含量最高达到4650ppm（13252mg/Nm3）；
• 脱硫效率高，一般大于95%；
• 燃煤锅炉烟气的除尘效率高，达到80%；
• 负荷适应性好，对负荷变化反应快；
• B＆W 专利技术－托盘，有效地降低了液气比，提高了脱硫效率；
• B＆W 专利技术交叉喷淋可减少吸收塔的高度；
• 由于托盘可以作为检修平台，使得检修维护非常方便。
托盘的作用
• 气流均布：烟气由吸收塔入口进入，形成一个涡流区。烟气由下至上通过合金托
盘后流速降低，并均匀通过吸收塔喷淋区；
• 提高脱硫效率；由于托盘可保持一定高度液膜，当气体通过时，气液强烈接触，
可以起到吸收气体中部分污染成分的作用，从而有效降低液气比，提高了吸收剂
的利用率，降低了循环浆液泵的流量和功耗；
• 检修维护方便，设置合金托盘后，塔内部件检修时不需搭建临时检修平台，运行
维护人员站在合金托盘上就可对塔内部件进行维护和更换。
第七部分、浙大网新(意大利IDRECOS)
1、所用FGD系统的介绍
IDRECO公司的FGD技术建立在湿式石灰石吸收法并生成石膏的基础之上的一项技术。
湿法脱硫技术作为一种成熟的脱硫技术，在国内外有很广泛的应用，目前应用较多的就是空塔喷淋技术以及塔内有增加气液接触效果的构件的喷淋塔等，对于空塔喷淋吸收塔来说，其内部结构基本一致。
第八部分、重庆远达（三菱重工）
一、MHI吸收塔的设计特点：
MHI采用本公司独立开发的DCFS脱硫工艺。
DCFS的最大特点是：
（1）构造简单便于维修维护。
（2）采用单层母管制喷管结构，所有循环泵的设计相同，运行的灵活性大。
（3）吸收塔内的喷嘴和喷管长期在循环浆液的淋洗状态下工作，不会发生结垢。
（4）因喷嘴不必加压，使得采用30%的高浓度浆液成为可能，从而有效的防止了结垢的发生。
2）液柱高度及吸收塔高度的决定方法和根据
首先根据设计条件，计算出浆液中容许的未反应Ca的浓度，再按此条件计算出必需的浆液循环量。液柱的高度根据浆液循环量自然定出。吸收塔的高度是根据反应池、烟道入口高度、烟道出口高度、液柱顶端至除雾器之间的间距等以及FGD运行的经验总结和MHI的标准来共同决定。
3）DCFS喷嘴的特点和布置
DCFS喷嘴形状简洁又不需额外加压，喷嘴采用单层布置，按500mm间隔成几何型有规则的布局。DCFS喷嘴和吸收塔壁之间的间隔仅为200mm。
4）雾滴粒径大小及分布
在液柱塔的设计中，φ2mm粒径的雾滴占绝大多数。
5）PH、L/G的确定
为了能够确保石膏的纯度，可以计算出浆液中未反应的CaCO3浓度，利用未反应的CaCO3浓度推算出PH值，然后根据脱硫率计算出必要的浆液循环量，确定吸收时的液气比（L/G）。
6）石灰石化学当量比
石灰石化学当量比Ca/S为1.06，这个值是根据石膏的纯度和烟气的设计条件而得出的。
7）氧化空气流量的确定和根据
根据吸收的SO2的量，计算出氧化反应所需的空气量。氧化空气在氧化反应时不能全部参与SO2的氧化过程，仅有一部分会被有效利用。MHI采用独自开发的JAS系统技术，使其氧化空气的利用率提高为40%，比其他方式（为30%以下）高得多。
8）浆液浓度
MHI统一采用标准的30%的浆液浓度。附件17：浆液浓度
9）烟气流速
按最大烟气流量的设计条件决定吸收塔烟气流速为3.6m/s。增加烟气的流速可使吸收塔的尺寸设计得更小，从而可降低设备投资的成本。但随着压损的增高，风机的动力也会增大，从而增大了运行的成本。此外，如果过分提高烟气流速，随着烟气能量的增大会产生振动和噪音，使系统运行的稳定性降低。
10)、吸收塔安全运行的技术措施。
①防止烟气短路
MHI的喷嘴是有规则、并按等间距布置的，喷嘴与塔壁之间的间隔也非常小，仅为200mm，可以防止烟气短路。
②变工况时FGD的适应能力
MHI采用前馈控制，优先读取锅炉负荷及入口SO2浓度的信号，以便提高FGD的适应能力。
11）液滴的形成和脱硫的机理
液柱塔的浆液从喷嘴喷出后在上升的过程中及从液柱顶端向下回落的过程中，可与烟气重复接触两次，通过液气的这种高效接触达到脱硫。此外，因到达液柱顶端的浆液其上升速度和下降速度均为零，在此处形成高密度的液滴层，液气之间可更充分接触而达到高效脱硫。液柱塔的高效脱硫性能是靠上述两次重复接触和液柱顶端形成的高密度区域来实现的。
12）液柱塔的液柱高度和脱硫率的关系
液柱塔的所有循环泵均由同一根喷浆母管相连结，泵的运行台数可按照锅炉负荷进行追踪控制。泵的运行台数发生变化时液柱高度也会发生变化。
资料文件共享，谢谢
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我做湿法烟气脱硫工艺的设计计算，有没有相关的模拟软件以供使用呢？
最近看到aspen中有关于气体处理的数据包，于是考虑用aspen plus 进行模拟设计，不知道可行否，请高手指点~！
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计算高手快来呀，尤其是容积和内件的计算
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Clauspolunit的管辖
有没有烟气脱硝的技术？
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学习了。。。谢谢2楼的。。。
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我们是自己设计，只是运行效果不是很好
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有兴趣的可以考虑技术转让
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动力波(Dyna w ave) 洗涤技术是含尘气体湿法净化工艺的重大革新, 它的发明、发展和推广引起了环保行业和有色冶炼行业专家的高度重视。该技术于70 年代由国杜邦公司开发并获得专利, 初期主要用于空气污染控制。1987 年末美国孟山都环境化学有限公司(以下简称M EC) 与杜邦公司签订了一项世界范围内的许可证协议, 将其应用于硫酸厂的烟气净化和更大范围的空气污染控制, 从此该项技术得到推广应用。目前世界上已建成几百套动力波装置, 涉及40 多种用途, 每小时处理烟气量从几十立方米到几十万立方米。
动力波洗涤技术已在美国、加拿大、法国、芬兰和中国的数家有色金属冶炼厂的制酸系统净化工序中成功应用, 取得良好效果。有专家预计, 在今后新建的大中型冶炼烟气制酸系统中, 原有传统的“空塔2填料塔2间冷器2电除雾”净化工艺有被逐步取代之势, 采用动力波技术或新型的文丘里技术具有明显相对优势。
据M EC 资料报道, 动力波洗涤技术已成功地应用于铜火法精炼阳极炉烟气处理, 主要功能是除尘、脱SO 2、降温。
据MEC资料报道，洗涤液喷头是动力波洗涤器的一个核心部件，它的设计和选用对洗涤器的洗涤效果及运转费用的影响很大。动力波洗涤技术的喷嘴MEC买断专利，是斯普瑞喷雾系统（上海）有限公司（美国）生产。
安全漫画（7.27）安全大家讲我和四川泡菜的故事这个螺栓怎么拆，需要工装吗？这样接地是否符合要求安全消防漫画（7.27）
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15:22 编辑
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