电厂脱硫除尘系统技术资料.doc

1983年，在四川白马电厂建成了处理烟气量3500Nm3/h小型试验装置基础上，在该电厂进行70000Nm3/h中试装置。经过近一年的调试和2000小时连续运转考查，使用石灰为脱硫剂，处理高硫煤(硫含量为3.5%)烟气，在钙硫比为1.4时脱硫率约为80％。
　　脱硫剂喷人吸收塔以后，与烟气中SO2发生反应，生成固体灰渣，固体灰渣在塔内下落时不断干燥，最终形成干燥固体粉尘，一部分在塔内分离排出，另一部分随烟气进入电除尘器除去。
　　工艺流程包括：吸收剂制备，吸收剂浆液雾化，接触混合反应，液滴蒸发与SO2吸收和废渣排出。
主要设备：
(1)喷雾机：RN—10T型，转速1000r/min，雾化浆液10t/h。
(2)吸收塔：φ8m，圆筒体高6m。
(3)电防尘器：双室双电场，有效截面积2×15.8m，单电场长4.5m。
(4)引风机：Y4—73NO18D型，转速960r/h，容量143920m3/h，压力3300Pa。
(5)石灰消化器：φ600×4500mm，容量3-5t/h。
(6)湿式球磨机：MXQG1500型，φ1500×3000mm，出力2-7t/h(干料)。
　　主要技术问题，高速旋转喷头磨强，影响雾化质量形成结垢，浆液输送泵的耐久性等。
2. 旋转喷雾干法烟气脱硫工艺试验研究
　　1987年开始，为引进丹麦Niro公司旋转喷雾干法烟气脱硫设备运行积累操作经验，在北京市橡胶六厂6.5t/h锅炉上引出部分烟气，建立处理2000Nm3／h烟气量的试验装置，开展前期工艺试验。
　　Ca(OH)2浆液的雾化以及与烟气充分混合反应脱硫装民包括干燥吸收塔、高速离心喷算机、气流分布器和终产物收集器。干燥吸收塔直径2m，高5m，高速离心喷雾机转速为17000—27200r/min，浆液流率为50kg/h。Ca(0H)2由生石灰在消化槽制成，烟气入口温度150℃．被处理S02浓度1000-2000ppm。绝热饱和温度值为24.6℃、钙硫比1.2—1.8时，脱琉串为66%-79%。
我国是煤炭消费大国，随着煤炭消费不断增长，燃煤排放的SO2也不断增加，连续多年超过两千万吨，位居世界首位。治理SO2排放是当前我国环境保护工作的一件大事。火电厂烟气脱硫是控制SO2污染的重要措施。据预测，在未来10年内，至少有40GW以上火力发电设备需要安装烟气脱硫装置。因此加快火电厂烟气脱硫装置技术和设备国产化的速度，是一项非常紧迫的工作和重要任务。
为加快火电厂SO2治理速度，降低工程造价，加快烟气脱硫关键技术实现国产化的步伐，日前，国家经贸委发布了《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化要点》（国经贸资源2000第156号）。要点提出，在引进、消化、吸收国外先进烟气脱硫技术的基础上，要加强技术创新，开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺，逐步实现火电厂烟气脱硫关键技术和设备国产化。
要大力开展环境保护关键技术的研究，解决国民经济发展进程中的重大环境问题，积极培育具有我国自主知识产权的环境高新技术产品和环保产业市场。
“控制二氧化硫的排放是燃煤电厂环境保护工作的重中之重。为了加快脱硫工作，坚持技贸结合，引进关键技术，同时加强脱硫工程的消化吸收，逐步形成为电力企业所能承受的价格并有竞争力的技术。
烟气脱硫设备国产化的目标，拟订为至2001年末，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术，启动火电厂烟气脱硫国产化示范工程，同时编制国产化实施方案。至2003年末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力。开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺。至2005年末，湿法烟气脱硫工艺设备国产化率达95%以上。至2010年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%。其它若干种烟气脱硫工艺的设备国产化率达到95%以上。
电力、中国、全世界都在呼唤更好、更先进的除尘、脱硫新技术、新设备。
二、烟气治理需要造价低、效率高的技术
烟气治理的除尘、脱硫技术，在国外、国内已经进行实验、研究、应用的方法有几百种至多。有的已经达到技术成熟程度较高的商业化应用水平，有的尚处于试验、研究阶段。
其中的杰出代表有，麻石及加装斜栅水膜除尘器，文丘里及双文丘里水膜除尘器，在除尘器前烟道中加装除尘喷嘴提高除尘、脱硫效率法，利用SO2 进行废物利用制作石膏、石膏板材的石灰石灰石法，荷电干、湿喷射法，及磷氨肥法，电子束法、海水法、双碱法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿活化法、旋转喷雾法、触媒法、筛网法、筛板法、纤栅法 、旋流板法等等。
通过对能够得到的资料、消息、信息，进行分析、对比、概括，无一例外全部是根据酸碱中和原理进行研究、进行设计的。究其相关性，无不在于烟气与脱除二氧化硫物质的有效混合方法不同、产生化学反应的物质不同。无不在于设想使烟气治理在大大降低成本的同时，得到更充分的社会整体效益。其共性在于尽最大可能提高烟气与脱除二氧化硫物质的混合质量。混合质量越好，除尘、脱硫效率就越高。结构相对越简单，运行的安全可靠性就越好，投运率就越高。
石灰、石灰石湿式脱硫工艺是目前世界上技术最为成熟、应用范围最为广泛的脱硫方法。特别在美国、德国和日本，应用该脱硫法机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上，应用的单机容量已达1000MW及以上。
海水脱硫法与石灰、石灰石湿式脱硫工艺进行比较， 海水脱硫法无须任何添加剂及不产生副产品，工艺合理、结构简单，系统可靠，运行安全系数高，初始投资低，运行费用低，脱硫效率高，投运率高。所以，仅以海水脱硫法为例进行分析对比，说明《高效除尘脱硫装置》应用烟气微分新技术《高效除尘、脱硫水膜发生装置》，采用《除灰水脱硫法》进行烟气处理的可靠、合理、实用和进步性。
海水中含有大量盐份、离子，PH 值为 8.1-8.3 利用海水及所含离子，从高而下至填料层，洗脱从下而上烟气中SO2，曝气后与大量海水混合，使各项指标接近于原海水后排入大海的方法，叫海水脱硫法。吸收塔内填料、填料层为结质过程创造良好条件，SO2 吸收率高达99%。
根据酸碱中和原理，利用除灰水及粉煤灰所含离子，采用烟气微分新技术，使烟气、粉煤灰、除灰水从高处顺流而下，将其约束在例如15毫米左右间距范围的狭窄通道内，使除灰水在水膜发生板块上形成均匀分布水膜，从而达到除尘、脱除SO2目标的方法，叫除灰水脱硫法。
烟气微分新技术使烟气与脱除 SO2物质混合质量得到充分保证和有效提高，顺流而下工艺流程使沿程阻力大为降低。烟气微分处理新技术，是比海水脱硫法吸收塔内填料、填料层设计更为优秀的工艺流程设计。
煤的含灰量约为30%左右。SiO2 32-60%，Al2O3 10-32%，Fe2O3 4-12%，CaO 2-24%，MgO 1- 11%，烧失量 1-15%。矿物组成以玻璃体为主要成分。玻璃体含量50-80%。其余为莫来石和石英相。
粉煤灰一般由80%玻璃球状体颗粒及20%蜂窝状颗粒组成。主要成分由SiO2、Al2O3、Fe2O3、CaO所组成。粉煤灰的活化以玻璃相的SiO2和Al2O3被碱水消化开始，水合硅酸钙和铝酸钙形成并沉积于粉煤灰表面。该产物的表面积随温度的升高和时间延长而增加。
水与粉煤灰的浸溶比例在 101、15：1、25：1情况下所构成的除灰水，PH 值为 8以上。然后（在30分钟左右）迅速上升至 11以上。水与灰的比例在大于 30：1时，离子活动量呈增加趋势。水灰比在大于 30：1的某一程度时，有最佳脱硫效果。SO2具有易溶于水特性，在含碱量较少的除灰水，与烟气中所含SO2 的比例大于40：1的某一最佳经济程度时，具有最佳脱硫效果。
除灰水中的粉煤灰具有较大水合物表面积，飞灰及胶凝生成物是具有脱硫作用的活性体，是处理污水使其得到絮凝净化的有效物质之一。这是海水所不具备的天然客观条件，也是利用除灰水脱硫的有利条件。也是能够使烟气治理降低成本，提高社会整体效益的关键。
除灰水脱硫法不需要海水脱硫法的海水升温，烟气增温以提高脱硫效率、提高烟气抬升度的系统。
SO2与粉煤灰中物质产生化学反应生成性质比较稳定新物质，存留于粉煤灰中，一方面降低了粉煤灰污染性，改变了粉煤灰的污染性质，使粉煤灰应用于水泥工业及其它方面的范围进一步扩大，利用价值得到进一步提高；一方面可以避免SO2 与海水中物质产生化学反应，可能会有的具有深远影响的环境污染隐患。
三、烟气微分处理新技术
《科学时报》2001.8.31： “由清华大学组织实施的14000吨南宁市冶炼厂烟气脱硫工程，日前通过国家环保总局组织的科学技术成果鉴定。这标志着我国具有自主知识产权的烟气脱硫技术的成熟。打破了国内大中型烟气脱硫只能依靠国外技术的窘迫局面。这项国内首创且在南宁市成功应用的两极液柱喷射烟气脱硫技术，有效解决了冶炼厂烟气量变化范围大、SO2浓度高的问题。脱硫效率在95%以上，达到国际先进水平。通过对含S烟气回收利用，每年可生产石膏4万多吨，经济效益明显。”这项技术的不足之处在于，只是十分急迫的追求技术突破，没有能够认识到对烟气的处理，只有微分，才能使效率得到有效保证和进一步提高；只有以废治害，才能进一步提高经济效益。
《中国石油网》2001.12.21：“中国、瑞典两国专家首创的电石渣替代石灰脱硫技术，目前在浙江巨化集团通过验收。这种新方法既保护了环境又节省了资金。据了解SO2是燃煤电厂生产排放的主要大气污染物，是酸雨的罪魁祸首。中国为数众多的燃煤电厂，每发一度电，就需要近两分钱的脱硫费用。巨化集团所属的巨化热电厂每年用于SO2的排污费就达上千万之巨。巨化热电厂技术人员发现，化工企业生产中产生的大量电石渣，长期堆积会侵蚀土地、污染环境，但却可以替代石灰用做脱硫剂。中方专家在引进瑞典ABB公司脱硫技术时，大胆提出了这个设想。在中瑞专家合作下，一套投资一千三百万的全自动脱硫装置在巨化集团建成。这套装置不仅设备投资比国内同类脱硫装置节省一半，而且每发一度电的脱硫运行成本仅为0.0058元，费用大大减少。专家认为，从试运行情况看，用电石渣替代石灰是可行的，脱硫效率最高可达98%。”这项技术的成功之处在于，用电石渣替代石灰进行脱硫，以废治害节省自然资源，使成本大为降低。不足之处就是没有自主知识产权，没有与污水处理相结合，没有浓缩粉煤灰、粉煤灰综合利用、汽机循环水处理、除灰水循环利用性能；没有与会产生废水的项目相结合，没有与会产生废渣的项目相结合。
除尘、脱硫一体化减少了除尘工序，没有除尘工序的投资、用电、用材、占地、维护费用；没有电石渣运输、搅拌、喷浆工序，及运输、搅拌、喷浆投资、用电、用材、占地、维护费用；粉煤灰浆浓缩、粉煤灰浓浆输送，粉煤灰浆管道免除垢运行、粉煤灰综合利用、无污水外排的除灰水循环使用、汽机循环水治理等性能，脱硫成本应该比浙江巨化热电厂还要低的多。甚至会使除尘成本也降下来一些。
美国北印地安那州公共服务公司（NIPSCO）的巴利电站进行的AFGD（Advanced Flue Gas Desulphurization)项目采用的高速率烟气吸收塔，“是装有格栅的顺流塔，带有2层浆液分配器及一个集中反应池。7号、8号炉产生的烟气经混合后送入吸收塔内，烟气从吸收塔顶部向下流动，当它通过3--4米长的格栅时，烟气与CaCO3充分接触，形成石膏浆。吸收塔格栅为烟气与石灰浆相反应提供所需的接触面积，以便在AFGD系统的吸收塔部分就除去入口烟气中95%以上的SO2，脱硫后的清洁烟气再通过两级除雾器，使液体及固体微粒在排出反应器之前被除掉。顺流塔的设计允许烟气及液体浆液向同一方向流动，在吸收塔的反应池上要求有一个大的气液分离区，它可保证通过吸收塔的烟气速率达到6米/秒，而传统的逆流塔速率为2--3.7米/秒。同逆流塔相比，顺流塔的高度矮1/2，且塔阻小，因此净化公司为巴利电站的AFGD系统设计了一套无压力的灰浆分配系统，该系统对再循环泵功率的需求量比传统的逆流塔少30%。由于喷泉状的流体不会形成薄雾，与逆向喷雾系统相比，除雾器的负载降低了95%。总之，这种顺流塔的能耗约为逆流塔的一半。”
湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术，吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽，并有较大幅度降低工程造价的可能性。湿法脱硫工艺的湿式除尘、脱硫一体化技术，近十几年来尤其是在我国已经得到了广泛应用。
笔者不过仅仅在于提出烟气微分处理新思想而已。增加水膜面积可以有效增加除尘、脱硫效率。烟气微分处理新技术在于提出能够增加水膜面积的可行性方案，使烟气能够完全有效的得到处理。增加水膜面积的方案，就是在合适的耐腐蚀烟气通道内，像垒积木一样叠加水膜发生装置到过量程度。
换句话说就是，在原来成熟技术基础上，在其原来烟气通道内有序放置木棍或木板以增加水膜面积。考虑到腐蚀问题采用耐腐蚀材料。考虑到流程阻力问题将其原来容器合适放大。水膜发生装置更为简单，采用可以成为各种形状的耐腐蚀、价格低廉的材料如不锈钢管，一排排一层层叠加，直至达到需要要求。
微分处理新技术，就是利用水膜表面张力的粘附特性，装置高效除尘、脱硫水膜发生装置，大幅度增加水膜面积，根据酸碱中和原理，将粉煤灰、二氧化硫等有毒有害可溶性物质，粘附、混合、溶解、中和在除灰水中。从而将烟气进行微分处理直至达到排放要求。
《高效除尘脱硫装置》与以往传统的水膜除尘器相比，在于能够很大程度的增加水膜面积。以麻石水膜除尘器为例，75吨锅炉除尘器其水膜面积一般只能有240平方米，而《高效除尘脱硫装置》中的水膜面积则可以大于其几十倍、甚至可以上百倍，仅2吨炉窑烟气治理设备的水膜面积就有200多平方米。所以，除尘、脱硫、脱氮、脱碳、氧化还原效率大大提高。由于不需要烟气加速做旋转运动，所以流程阻力降低。
生活废水、工业废水、煤泥水、电石废水、城市污水、积存雨水等等，都可以用于增加、补充除灰、脱硫的除灰水水量，实现无污水外排目标。在二氧化硫的作用下，使污水中、粉煤灰中有毒有害物质得到中和从而降低、从而消除。
以提高除灰水含离子量为目的，根据造纸废水、城市污水等等污水迫切需要处理情况，实行发、供、用电一条龙服务，是有利于国家发展、有利于人民安居乐业、有利于企业发展的除尘、脱硫好方法。
以提高燃煤固硫量、提高除灰水含离子量为目的，在燃烧过程中添加废钢渣、铝渣等等，进行以废治害，可以使粉煤灰用于水泥产业、建筑行业的价值大为提高，开创发、供、用电一条龙运营新思路，开创污染治理新途径。
适应煤种的广泛性，可以使高硫、氟、钍等有毒有害煤种，得到有效利用，使高污染资源得到有效开发、利用，使高污染项目，能够在消除污染的情况下得到应用实施。

主料斗设有粉使测量装置，还设有过滤装置以除去气动输送排气中的粉尘。主料斗设有四个出料口同时出料，经振动电机振动进入二次料斗，然后经加粉器均匀进入到四台混合器中，加粉器由调速电机的转速来控制加粉量。

它可分为半干法喷雾脱硫技术和湿法喷雾脱硫技术。
　　半干法喷雾脱硫技术引进空气雾化系统，利用压缩雾化脱硫液，雾化粒径为50~80mm，仅为国产喷头的几十分一，雾化液的表面积比国产喷头大数千倍，由此引起脱硫剂有效利用率高脱硫剂喷射量小，这样，烟气的温降就小，脱硫反应温度高。脱硫液巨大的反应表面积及高的烟气温度，都为脱硫化学反应创造了极为有利的条件，反应速度快，反应时间短，脱硫效率高。由于液体的喷射量小，水份在高温烟气中会受热蒸发，烟气不带水，无需加装脱水器。因脱硫反应速度快，装设喷雾系统的雾化空间可缩小，无需占用较大的位置，可直接装设于原除尘器前，结构简单，无故障，投资低，并可实现全自动化操作，它特别适用于旧炉脱硫改造、生成物实施抛弃法的单位。如杭州轻华热电，在原水膜除尘器前烟道上装设半干法喷雾，充分利用原有吹灰用空压机，来充当雾化设备，停炉维修时，作吹灰用，锅炉运行时，用来脱硫，实现一机多用。脱硫时，液气比仅为0.01，烟气温度无明显变化，除尘器烟气含湿率无升高。杭州市作为风景旅游城市，烟气脱硫要求是较高的，要求燃煤含硫S≤0.6％的情况下，脱硫效率达到70％以上，为适应脱硫要求并具备一定的技术富裕，我公司为其设计了三组高效喷雾系统，在只用二组的情况下，脱硫效率为77％。
　　湿法喷雾脱硫技术是引过国外的压力雾化系统，它是LXSJ技术的高效喷雾部分，其雾化粒径为100~300mm，它与国内喷雾相比，喷雾液的比表面积要提高成百上千倍，由于脱硫液的雾化效果好，脱硫剂的利用率高，还有高的雾化效果带来了脱硫剂喷射量的减小，烟气温降小，有利于提高脱硫效率及降低运行成本。它比较突出的优点是对水质要求极低脱硫液可循环使用，还可以充分利用循环水含灰量等许多新工艺来提高脱硫效果及进一步降低运行成本。它对脱硫剂适用范围大，可实行钠碱法、氨法、石灰法、双碱法脱硫；并且，安装位置灵活，对于原有湿法除尘的单位，可安装在原除尘器前，原除尘器脱水性能好的，本脱硫系统就无需另设脱硫装置，对电除尘或生成物要求利用的单位，可安装在电除尘或其他除尘设备后。它不仅具有很高的脱硫效率，对除尘也具有一定的促进作用，有利于细小烟尘的“长大”。例重庆合川盐化，地处高硫煤区，使用时，三组雾化系统开二组，二氧化硫浓度从6712mg/m3降到324.4mg/m3，具有极高的脱硫效率（≥95％）。作为该厂，我公司只给做脱硫改造，原有除尘器已请别家改造，结果改造除尘的无效果，我公司脱硫设备装后，烟囱冒黑烟情况得到明显的改善，用户增加了对我公司的信任，有意委托我公司对其除尘器进行重新升级改造。
　　作为湿法喷雾脱硫适用于所有锅炉的脱硫技改，它可作为原有湿法除尘的一部分，也可在电除尘后另立脱硫塔。它还有一个比较大的好处是整个石灰石膏法脱硫所必备的部分，用户可以根据自身发展需要，可以将现有脱硫装置发展成石灰石膏法，无需对脱硫部分再作二次技改。
　　我公司的湿法脱硫技术又有了新发展，湿法高效雾化与气动流化式旋流板有机组合，达到许多令人难以相信的效果，请看我公司的LXSJ系列喷雾气动流化式脱硫洗涤技术。

北京重型电机厂锅炉房的烟气净化系统原采用文丘里─麻石水膜除尘器进行烟气处理，根据北京市环保局在现场安装的烟气排放在线连续监测系统几年来的测试平均值，可折算出锅炉烟尘的平均排放浓度为165 mg/m3，二氧化硫的平均排放浓度为：燃普通煤时600 mg/m3以上，燃低硫煤时350 mg/m3左右；这说明改造后的锅炉房若仍沿用原烟气净化系统和采用原类型的脱硫除尘设备，已不能满足北京市地方排放标准的相应要求。这无疑给我们的设计带来了新的难题和挑战，甲方也一再要求我院在此关键问题上要慎重推敲，进行多方案比较，拿出能达到北京市地方排放标准并确保一次测试验收通过的烟气净化系统设计方案。
为确定这一系统的最优化设计方案，我们立即开展工作，在认真搜集、核实设计所需原始数据的基础上，有针对性的查阅了大量相关的技术资料和设备资料，并充分利用在全国大型专业学术交流会上获得的最新信息，终于筛选出浙江大学环境工程研究所最近开发的一项实用新型专利技术─旋流板塔烟气脱硫除尘技术，并进行了详细了解和专题研究。
旋流板塔式脱硫除尘器是一种高效通用型传质设备，也是一种喷射型塔板洗涤器兼气液反应器，塔体内设有多层旋流塔板，其形状犹如固定的风车叶片，烟气气流在通过这些叶片时会发生旋转和产生离心运动，液体则通过中间的布水装置被均匀地分配到各层叶片，以形成薄液层，当其与旋转向上的烟气气流通过逆向接触进行充分的气液混合形成强烈地搅动并被喷成无数细小的液滴甩向塔壁后，液滴因受重力作用，会顺着内壁流至塔底，最后经由出灰口排出；而气体污染物的分子在通过气膜和液膜面时则会被液体所黏附或吸收，最终经脱水除雾塔板进行气液、气固分离后，经由出灰口排出。其主要的作用机理是利用尘粒与液滴间发生的惯性碰撞、混合凝聚、离心分离和液膜黏附等原理，特别是在吸收段因气液间具有较大的接触面积而大大强化了二者的传质反应，故不但除尘效率较高（可达98 %以上），还非常有利于烟气中的SO2被吸收液充分地吸收。因此该设备具有通量大、压降低、操作弹性宽、负荷适应性强以及不易堵塞、运行费用较低等显著优点。作为一项实用可靠的烟气净化技术，在国内已有成功应用于大、中型工业和电站锅炉的实例，均取得良好效果，并获得国家教委、化工部和浙江省环保局颁发的科技进步奖。
经多方案比较，我院建议在本项目中积极采用这项先进的湿式烟气脱硫除尘一体化工艺新技术，在锅炉房烟气净化系统的设计中采用旋流板塔式脱硫除尘器。为慎重起见，我们还派代表与甲方主管领导、技术管理人员等一起远赴福建等地进行技术考察，对采用此方案的技术可行性及运行可靠性进行了多角度、全方位的深入论证与分析，共同研究确定了除尘器的主要结构参数如：主、副塔的内、外部构造尺寸，塔体高度以及塔内各类功能塔板的具体布置方案等；还通过详细的定量计算确定了除尘器的几项主要工艺运行参数─如：全塔总压降控制值＜1300Pa除尘效率≥98%，脱硫效率≥75%等；使这一棘手难题终于有了较好的解决方案，也为该锅炉房的烟气排放指标达到北京市的地方排放标准奠定了基础。
我们对该锅炉房烟气净化系统最终采用的花岗岩旋流板塔式脱硫除尘器，设计总高为22.2米，主塔内径3.2米，内设四层旋流塔板，副塔内径2.2米，内设一层脱水除雾塔板，外设文丘里喷嘴，单台设备的除尘循环水量为80～100 t/h，最大处理烟气能力为15.4x104 m3/h，总重230吨。
在采用上述高效烟气脱硫除尘净化技术和设备的基础上，我们还提出同时采取以下各项附加措施，以进一步强化运行效果：
1、在锅炉上部烟道加装飞灰回收装置，这样既可有效降低烟气的含尘量，又能回收飞灰中的部分可燃物，从而提高锅炉热效率。若按锅炉烟尘的初始排放浓度为2500 mg/m3、飞灰回收装置可降低含尘量30 %计算，除尘器进口处的烟尘浓度就会降至1750 mg/m3，当除尘效率为98 %时，烟囱出口处的烟尘排放浓度就可达到35 mg/m3。
2、从源头上控制原始烟气污染物的浓度，减少SO2的生成量，实行清洁燃烧。为此我们建议甲方从二零零二年的采暖季开始，燃用含硫量在0.3～0.4 %的低硫优质煤,并对锅炉的炉膛和前、后拱进行相应的局部改造，以确保燃料在炉膛内能充分地完全燃烧。若按含硫量0.4 %进行计算，锅炉在满负荷时产生的SO2总量约为63kg/h,在计算烟气量为94790 m3/h时, SO2的初始排放浓度仅为665 mg/m3,这对燃煤锅炉而言，已是很低的数值了。
3、加强末端治理，充分利用废碱水在相同的液气比下（通常以0.5～1.0升/立方米为宜）脱硫效率比清水高出30%的特性，将锅炉排污水和除渣循环水全部并入沉灰渣池，进入除灰循环水系统，以吸收烟气中的部分硫化物。这些碱性废水在理论上可中和70%左右的SO2，如此即可将进入脱硫装置的SO2排放浓度从665 mg/m3大幅度降至199.5 mg/m3，因而脱除SO2的效果非常显著；当除尘器的脱硫效率为75%时，烟囱出口处的SO2排放浓度就可达到49.88 mg/m3。而对除灰循环水的净化问题，我们则采用加装灰水分离器和二级灰水加压泵的方式予以解决。
4、在除尘循环水中添加脱硫吸收剂NaOH（火碱），脱除掉一部分SO2 ,以进一步调节除尘器进液的PH值，使之保持在8～10之间，该反应式为2NaOH + H2SO4 → Na2SO4 + 2H2O；同时，由于其生成物Na2SO4是一种盐的矿物质，会随着灰渣一起沉淀，较易清除，故不会在管道、水槽等处发生沉淀和板结，形成不易清除的灰垢造成堵塞。如前所述，在利用碱性废水先行脱除掉70 %左右的SO2后，SO2的残留量就只剩30 %，因此即使不加脱硫剂进行辅助调节，也完全可以达到排放标准；而采取添加少量脱硫剂的措施，无疑可收到更为理想的效果。由于此时需脱除的SO2量已很少，故按硫的理论耗碱量1: 0.82进行计算，加药脱硫所增加的成本也不会太高。
对于采用上述脱硫除尘系统设计方案，甲方领导和技术管理人员均十分赞同，一致认为这是解决该项目烟气净化这一关键性技术难题的既经济、又切实可行的可靠性工作方案，并表示有信心要借搞好此项目之机，在北京地区树立起一个全新的脱硫除尘样板工程，扩大社会影响，争取赢得更大的社会效益。
三、运行效果及结论
北京重型电机厂锅炉房改造工程于当年全部实施完成，十月份顺利通过了整体竣工验收,十一月初正式投入使用，各系统运行情况均良好。北京市环境保护监测中心于二零零二年十二月十七日对该锅炉房的烟气净化系统进行了在实际运行状态下的测试，并发布了北京市环保局《气2002─166号》监测报告，其结果为：
实测锅炉烟尘排放浓度：38 mg/m3
折算锅炉烟尘排放浓度：41 mg/m3 ＜50 mg/m3
实测二氧化硫排放浓度：26 mg/m3
折算二氧化硫排放浓度：28 mg/m3 ＜150 mg/m3
除尘效率：99.1 %
脱硫效率：93 %（PH=8）
以上各项测试结果不仅全部小于北京市地方排放标准中所规定的锅炉污染物排放浓度的排放限值，真正实现了一次性测试达标，而且SO2的脱除效果尤为理想，获得了北京市环保局的好评。该事例也从另一个侧面充分证明了本项目的烟气净化系统设计技术先进、措施得当、操作简便、运行可靠，且一次性建设费用较低；不仅达到了预期的设计目标，还取得了理想的运行效果。
本项目的烟气净化系统设计是我院在燃煤锅炉的烟气净化技术领域进行的一次全新尝试，也是与国外发达国家的锅炉污染物排放标准首次接轨的一个成功实例。这一积极采纳和应用国内本行业的先进技术成果，并获得较高使用价值和社会效益的具体设计实践，不仅为我院在北京地区赢得了良好的声誉，还为我院在大型燃煤锅炉房脱硫除尘系统的设计方面积累了宝贵的经验，具有很好的实用和推广价值。
更重要的是作为北京市的市民，我们能为防治本地区的大气污染、改善城市的生活及生态环境、保护北京的一片蓝天作出一点努力，也是我们义不容辞的责任和应尽的义务。
按照脱硫方式和产物的处理形式划分，烟气脱硫一般又可分为三大类：湿法脱硫技术(脱硫剂和副产物均为湿态)、干法脱硫技术(脱硫剂和副产物均为干态)和半干半湿法脱硫技术(脱硫剂在干燥状态下脱硫，在湿状态下再生，或是在湿状态下脱硫，在于状态下处理脱硫产物)。
湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，脱硫效率高，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位。但其系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。湿法脱硫系统占脱硫总装机容量的83.02％，而其中石灰石法是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。1970年，美国通过的洁净空气法案促使电力公司投资于FGD系统的研究。1972年，由EPA发起的在Shawnee电厂的烟气洗涤器上进行了第一次工业化规模的石灰石法烟气脱硫的详尽而深入的研究。这一研究为今后的设计与操作提供了大量精确的数据材料。30年来，石灰石湿法烟气脱硫已经成为最受欢迎的、采用最为广泛的、经济可靠的FGD法。
以石灰—石膏湿法脱硫为例，常规石灰—石膏湿法脱硫过程可以简要地分为以下两步： 第一步：气液传质、水合和离解过程，即烟气中SO2分子与水相接触时，溶解在水中，与水分子水合为H2SO3，H2SO3再发生离解生成H+和SO32-； 第二步：液相中的H+与由Ca（OH）2离解出的OH —发生酸碱中和反应生成H2O分子，同时，在H2O的参与下，Ca（OH）2离解出的Ca2+则与SO32化合为CaSO3沉淀。
通过以上两步反应，烟气中的SO2被转化为CaSO3沉淀，从而达到脱硫的目的。
双碱法是为了克服湿式石灰石/石灰—石膏法中结垢的缺点而发展起来的。它利用烟气在塔中与溶解的碱(亚硫酸钠或氢氧化钠)溶液相接触，吸收其中的SO2，因而避免了在塔内结垢。脱硫废液再与第二碱(通常为石灰或石灰石)反应，使溶液得到再生，再生后的吸收液循环使用，同时产生亚硫酸钙(或硫酸钙)不溶性沉淀。根据脱硫过程中所使用不同的第一碱(吸收用)和第二碱(再生用)，双碱法有多种组合。
双碱法的脱硫原理是，首先利用钠碱溶液吸收SO2，然后将吸收下来的SO2沉淀为不溶性的亚硫酸钙，并使溶液得到再生，循环使用。双碱法与石灰石／石灰法的总效果相同，即从烟气中脱除SO2，消耗石灰石或石灰，产生亚硫酸盐或硫酸盐浆液。但中间步骤不一样，双碱法中SO2的吸收和泥浆的沉淀反应完全分开，从而避免了吸收塔的堵塞和结垢问题。在吸收塔内首先发生以下SO2吸收反应

然后将吸收液送至石灰反应器进行吸收液再生和固体副产物的析出

理论上，用石灰再生反应完全，而用石灰石再生反应不完全。采用石灰石作再生剂时

将再生过程生成的亚硫酸钙( )氧化，可制得脱硫石膏( )

水处理化学加药成套装置:
水处理化学加药成套装置是我公司按照最新国际
标准和国家标准设计制造的以计量泵为主机的机、
电、仪一体化的新型加药设备，主要应用于电站、
石油、化工、核电、给排水等领域。能根据输送
介质的复杂性及多样性，备有多种耐腐材料，能
满足不同现场使用情况。该产品具有自动化程度
高、运行安全可靠、易于维护及操作和总投资低
的优点。
● 通过不同的工艺设计，配制各类固体和液体的药液, 用计量泵准确投加，以达到阻垢、除氧、混凝、水质稳定等目的。
● 计量泵为进口配套，防腐耐蚀、严密性好、体积小、计量精度高。也可按用户要求选配国产计量泵。
● 可进行全过程的配药、加药手动操作和全自动开环的闭环控制。
● 加药量依据的检测信号一般由取样分析装置在线仪表提供，也可由我公司配套生产的就地取样装置提供，使系统控制更加稳定准确。
● 整套装置由一套控制柜集中控制，采用进口PLC或PID调节器或微机控制。
● 溶液箱高、低液位时，能及时发出声光报警信号，且能在低液位时与计量泵联锁停泵。
● 根据工艺流程或用户情况，可散件供货，现场组装；也可模块化设计，将各种模块安装在一个公共座上，使用时只需将进出口管连接及接上电源即可投入使用。
加药产品系列产品
原水预处理加药装置（加凝聚剂、助凝剂成套装置）
锅炉给水处理加药装置（加氨成套装置、加联氨成套装置）
炉内水质调节加药装置（加磷酸盐成套装置）
循环水处理加药装置（加杀菌剂、阻垢剂成套装置）
加酸、加碱成套装置
自动加药就地采样装置
计量泵及其附件
搅拌机系列产品
在线混凝自动控制系统
一体式加药装置
定货须知
● 在设备的性能参数表中，用户需改变某些性能参数应在订货时提出，并提供需改变的参数及数量。
● 用户如有材质、防爆或无泄漏方面的要求时，签订合同时必须注明所需材质，配带防爆电机的等
级以及是否采用隔膜泵。
● 用户需选用液位控制、溶液自动配置及闭环自控成套加药装置时，需先与我公司签订技术协议，
然后方可签订供货合同。
● 成套装置也适用于给排水处理、环保等工艺流程，如用户有特殊的要求，我公司可按用户要求设
计制造。
因为计量泵是整个加药系统的关键设备，为保障提供适合用户应用条件的计量泵，用户在选型和
订货时请注意提供如下参数：
1、液体名称 2、流量(L/h) 3、压力(MPa) 4、温度(℃) 5、粘度(cp)
6、浓度 7、固体含量（对于浆料） 8、自动控制方式 9、外部控制信号系统

原水

予处理加药系统改造
安徽电力     2002年第1期
方习文   徐晓菁     马鞍山万能达发电公司(马鞍山市    243051)  
收稿日期    2001-10-16 
   1    概况
    我公司现安装有两台300MW亚临界机组，分别于1996年11月，1997年5月建成投产。原水予处理系统为单元制，四台升压泵(型号：300S-19A)一一对应四台机械搅拌澄清池，每台处理水量600-700m３／h，水源为长江水。在正常情况下，一个系列运行，每半个月进行一次定期设备切换。该套系统的加药方式为人工手动加药，药品为固体聚合铝，通过在低位溶解池加水搅拌溶解后，提升至高位贮液罐，然后用计量泵加至升压泵出口。由于该计量泵无法调节，不能控制加药量，水质也很难保证。为了减少加药量，提高澄清池出水水质，2000年9～１１月，我公司对化学原水予处理系统进行了改造，实现了予处理加药系统自动加药，改善了水质，减少了药品消耗，经济效益比较明显。
    2    技术方案
    2.1    控制原理
    迄今为止游动电流仪是唯一一种在线监控过程混凝效果的仪表，游动电流值可间接反映混凝效果。我们选用了米顿罗SC5200集取样探头、信号处理及PID控制器于一体的游动电流检测仪。它可测控经处理过的水样中带电离子或颗粒在SCD取样室内的两个电极之间产生的电流，此电流的大小决定于混凝后仍留在水中的正(或负)离子的净余量，因而游动电流值可间接反映混凝效果。加混凝剂后的样品通过游动电流检测仪测出其游动电流值，输入到SCD内部的PID控制器进行调节，PID控制器将测量的游动电流值与用户游动电流设定值相比较，根据与设定点的偏差，计算输出一路4-20mA的电流信号到交流变频器，再通过交流交频器控制计量泵电机工作频率，从而改变计量泵的转速，实现自动控制加药量的目的。同时，为了防止溶解池打空及贮液罐满水，采用溶解池低液位和贮液罐高液位停药液输送泵。控制原理图见图1. 
    图1    化学原水处理控制原理  
    2.2    工程范围 
  根据现场调查，需在原来的净水站手动加混凝剂的基础上，增加一套自动加药设备。工程范围包括增加一套自动加药设备；更换两台加药泵、两台输送泵及部分管道；重新布置MCC屏至加药泵和输送泵的电缆。同时，由于凝聚剂贮液罐液位为机械指示，经常容易卡死，造成凝聚剂贮液罐溢水，需将手动加药改为自动控制加药。
    2.3    系统功能
    控制系统有变频自动/变频手动/工频三种加药方式。在自动加药系统正常时，实现变频自动加药；在测量仪表或控制器出现故障时，可以通过变频器面板人工设定频率，控制转速，从而实现变频手动控制加药量；在变频器出现故障时，可以切换到工频状态，计量泵电机在工频状态下运行，通过调节计量泵行程，控制加药量。
    将部分原水予处理系统信号集中放置到自动加药控制柜中，为今后原水予处理系统信号移至化水控制室，实现原水予处理系统过程全自动控制及监视、原水予处理岗位并岗，移至化水值班室提供条件。
      3    方案实施
  (1)加药点与取样点管路布置：SCD装置的水样在系统设计时应注意以下几个方面：原水与药剂应充分混合，应避免在管壁取样，尽量从管路中心取样；应保持水样的稳定性，流量控制在2～４L/min；取样点与加药点之间应有10-20m的距离。将游动电流检测仪取样装置尽可能靠近取样点，可以减少系统延迟。这样既能保证充分混合，又可与PID控制器的设定时间相一致。根据上述原则，原加药点在升压泵的出口，为确保试剂混合，取样准确，将加药点改为泵的进口。在4台澄清池的进口安装4个电流仪的取样点，在澄清池出口母管安装了浊度仪的取样点，以便运行人员对澄清池出水进行实时监测并做适当调整。
  (2)计量泵的更换：将原有的2台加药泵拆除，更换进口变频加药计量泵并在计量泵出口加装安全阀、压力表和压力变送器。
  (3)在高位贮液罐顶部安装超声波液位计2台，在低位溶解池内安装沉入式磁性液位计，并布置信号电缆至控制箱。
  (4)更换2台药液输送泵。 
    4    调试投运
  原水予处理自动加药控制系统投运后，运行稳定，提高了澄清池出水水质，减少了加药量。同时，通过液位的控制实现了药液输送泵的自动启停。
    4.1    手动加药方式
  (1)澄清池出水浊度：5.3～7.3mg/L(7-10月)
  (2)加药量：7、8、9三个月为夏天