脱硫范文10篇

脱硫范文篇1

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。

炉内固硫过程示意图

2.炉外脱硫：

过程：整个炉外脱硫系统主要由脱硫剂制备系统、吸收循环系统、副产物处理系统、配电及自动控制系统四大部分组成。

电石泥投入化灰池,清水泵开启注入清水,然后进入搅拌池,搅拌均匀使之与水充分混合，制备成为电石浆液。加浆泵经管道将浆液送至脱硫塔。首先烟气与浆液直接接触脱硫，然后4台浆液循环泵分别将电石浆液打入脱硫塔上部的喷淋装置，电石浆液经雾化后再次与烟气中的SO2反应，进一步除去烟气中的SO2。脱硫过程中所产生的未氧化的亚硝酸钙（CaSO3•1/2H2O）与自然氧化产物石膏（CaSO4•2H2O）的混合物经排渣系统排至沉灰池。

优点：整个脱硫系统位于烟道末端，除尘系统后，其脱硫过程的反应温度适中；

湿法烟气脱硫反应是气液反应，脱硫反应速度快，脱硫效率高，钙利用率高；

系统可利用率高、运行费用低、维护简单、运行人员少、能确保人员和设备的安全、能有效地节约和合理利用能源；

系统位于锅炉引风机之后，且有旁通烟道，脱硫系统相对独立，运行不会影响主体设施，且维护检修方便；

炉外脱硫过程示意图

2电石泥脱硫机理

在燃烧过程中，燃煤中的硫可以分为有机硫和黄铁矿硫两大部分，硫分在加热时析出，如果环境中的氧浓度较高，则大部分被氧化为SO2而很少部分残存于炉渣中。电石泥的主要成分是Ca(OH)2。

1.反应机理

Ca(OH)2+SO2=CaSO3.1/2H2O+1/2H2O

CaSO3.1/2H2O+3/2H2O+1/2O2=CaSO4+H2O

影响循环流化床锅炉脱硫效率的主要影响因素：(1)Ca、S摩尔比的影响。Ca、S摩尔比被认为是影响脱硫效率和SO2排放的首要因素，根据试验表明，Ca、S摩尔比为1.5~2.5时，脱硫效率最高，而继续增加Ca、S摩尔比或脱硫剂量时，脱硫效率增加的较小，而且继续增加脱硫剂的投入量会带来其他副作用，如增加物理热损失，影响燃烧工况等。（2）床温的影响。床温的影响主要在于改变了脱硫剂的反应速度、固体产物分布。从而影响脱硫效率和脱硫剂的利用率。有关文献表明，床温控制在850~900℃时，能够达到较高的脱硫效率。（3）脱硫剂粒度的影响。

2．计算用量

根据电石泥脱硫理论，按照给煤含硫量1.6%，Ca、S摩尔比2.5，电石渣中含水、杂质比例45%（其中含水40%，杂质5%)，其余成分Ca(OH)2，07年我厂全年总耗煤约为耗煤量104253吨量计算，

（Ca的摩尔质量40，O的摩尔质量16，H的摩尔质量1）

进行理论计算

我厂每年产S量：104253×1.6%=1668.048（吨）

每年需Ca量：2.5×40×1668.048/32=5212.65（吨）

每年需Ca(OH)2量：(5212.65/40)×74=9643.4025（吨）

理论需要消耗电石泥量:9643.4025/(65%)=14836（吨）

3．脱硫试验

为了验证脱硫效果，对加电石渣进行脱硫加以记录（一小时中4次记录值）

4．数据分析

按照一定的比例加入电石泥，脱硫效率可以达到90%，能够将二氧化硫的排放浓度降到国家环保要求的480mg/m3以下。

5．存在问题

由于煤泥中搅拌添加电石泥，添加比例不好控制，搅拌不均匀，导致煤泥打空，容易出现个别点排放量超标。

6．建议

增加电石泥给料和输送设备，确保掺烧比例及掺烧均匀。

3结论

(l)我厂采用炉内掺烧脱硫剂（电石泥）固硫，和炉外烟气脱硫FGD湿法脱硫相结合的二段式脱硫方式脱硫取得成功，脱硫效果能够达到国家环保要求。

(2)按照每年用煤炭10万t计算，可以消耗近1.4万t电石废渣。不仅减少了这些废渣对环境的污染，而且为以废治废开辟了新的途径。

(3)利用废电石渣作为脱硫剂，不再采购石灰石大大地节省了运行费用。

（4）系统维护简单、运行人员少、能确保人员和设备的安全。

4参考文献

《电石渣干粉在电厂烟气脱硫工艺中的应用》---作者：史红

《燃煤炉预混—喷钙二段脱硫技术研究》------作者：刘建忠，周俊虎，程军，曹欣玉赵翔，岑可法

《中小容量锅炉湿法烟气净化装置及系统优化》----作者：陶邦彦梅晓燕

脱硫范文篇2

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。

喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围（8%）。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

磷铵肥法烟气脱硫工艺

磷铵肥法烟气脱硫技术属于回收法，以其副产品为磷铵而命名。该工艺过程主要由吸附（活性炭脱硫制酸）、萃取（稀硫酸分解磷矿萃取磷酸）、中和（磷铵中和液制备）、吸收（磷铵液脱硫制肥）、氧化（亚硫酸铵氧化）、浓缩干燥（固体肥料制备）等单元组成。

它分为两个系统：

烟气脱硫系统——烟气经高效除尘器后使含尘量小于200mg/Nm3，用风机将烟压升高到7000Pa，先经文氏管喷水降温调湿，然后进入四塔并列的活性炭脱硫塔组（其中一只塔周期性切换再生），控制一级脱硫率大于或等于70%，并制得30%左右浓度的硫酸，一级脱硫后的烟气进入二级脱硫塔用磷铵浆液洗涤脱硫，净化后的烟气经分离雾沫后排放。

肥料制备系统——在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。

炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺;

炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0~2.5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。

该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。

烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔，由于固体颗粒反复循环达百次之多，故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状，其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似，主要由飞灰、CaSO3、CaSO4和未反应完的吸收剂Ca(OH)2等组成，适合作废矿井回填、道路基础等。

典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2%左右，钙硫比不大于1.3时，脱硫率可达90%以上，排烟温度约70℃。此工艺在国外目前应用在10~20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫。

海水脱硫工艺

海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的PH值与COD调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫，先后有20多套脱硫装置投入运行。近几年，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。

电子束法脱硫工艺

该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸（H2SO4）和硝酸（HNO3）。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒（硫酸氨(NH4)2SO4与硝酸氨NH4NO3的混合粉体）。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品除尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。

脱硫范文篇3

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

有些脱硫剂中添加了活性炭，在催化剂作用下反应时起到了吸附作用。选择脱硫剂时要尽量选择有点多脱硫率高的脱硫剂，做到能量消耗低、反应温度低、精准度较高，便于使用的同时还要可以简单操作和更换，而且还要有先进的技术水平。

1.4确定脱硫装置参数

一般而言,对工艺要求比较低的原液气处理选择干法脱硫技术,处理量要求也不高,日处理量不超过240万立方米由于原液气压力比较低,为了保证下游装置的正常工作,脱硫塔的压降必须控制在0.05MPa之下,而要调整脱硫剂的孔隙度在30%和35%的范围内,为了孔隙度调整之后的含硫量不超标,还要设计一个保驾塔,依据前面的脱硫效果,经过分析结果决定是否要投入使用,来确保脱硫精度,填充床层的高径比为10∶6。而为了验证脱硫剂的反应温度的最佳值,通过试验模拟得出不同的温度下硫化物的转化率,当温度达到5℃以上,原液气中的H2S已经基本转化完成了;温度达到17℃时,原液气中的有机硫转化率就可到80%以上,温度达到26℃时,有机硫的转化率接近100%,因而反应的最佳温度一般25℃左右。

2轻烃产品的利用

近年来由于化工业的大力发展，很多进口的丙烷、丁烷逐渐增多，我国的轻烃原料也呈现出了多样化的特点，轻烃通过加工出来的产品应用在很多行业，不断提升着轻烃产品的使用价值。轻烃加工后可以用作优质的化工溶剂，在化工中起到裂解材料的使用；轻烃经过脱硫后可以当做液化石油气供人们使用，也可以用在汽车的火花塞中，这样可会减少汽车内积碳的含量，不用经常清洗；因为轻烃脱硫后不会含有烯烃元素性能，比较稳定，还没有臭味，可以用它来制作很多雾化产品，例如杀虫剂、发胶摩斯等；现在的人们环保意识不断增强，很多轻烃脱硫后人们把它用于保护臭氧层代替氟利昂的使用。

3结语

脱硫范文篇4

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

传统的火力发电机组湿法烟气脱硫废水处理系统固然能够发挥巨大的作用，但从实际运行来看，其依然存在着不少的问题，包括外排废水中固体物质含量严重超标、板框压滤机故障率过高等，此外，旧系统的运行调整方式也不甚合理，主要表现为中和箱未设置PH计、实际废水浓度与加药量不匹配等[2]。鉴于上述情况，需要对原发电机组烟气湿法脱硫废水处理系统进行优化改造，以下是具体的改造方案：（1）铝、硅等化合物是脱硫废水中悬浮物的主要成分，其本身具有一定的浓缩性，沉降性也较强。经验表明，铝、硅化合物只需静淀2h左右便可去除，所以，可以将初沉池设置在废水调节曝气池之前，使废水先进入初沉池再进入废水调节曝气池，如此一来，废水中颗粒较大的悬浮物将通过初沉池进行有效的固液分离，以降低后续工序的含固量。设于初沉池中的自动刮泥装置将对浓缩的泥浆进行清除，经处理的污泥由输送管道送到板框式压滤机，板框式压滤机将污泥去除部分水分并压制成饼状物。一般来讲，一切正常的情况下，脱硫废水顺利进入初沉池并经初步分离后以一定速度汇入废水调节曝气池。如果初沉池发生故障，则脱硫废水不进入初沉池而是直接汇进废水调节曝气池。大量事实证明，初沉池的增设能够有效地降低系统后续工序的负荷，提升系统的运行效率与稳定性。（2）有必要对旧式的废水旋流器进行改造，最大程度地提升废水旋流器的工作效率。应当定期检查旋流子、沉砂嘴的质量是否完好，及时更换受损的设备部件。需要进一步提升旋流系统的旋流能力，大幅度降低废水中固体的浓度。（3）废水调节曝气池气力搅拌器是一种非常重要的废水摘要：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处理配套设施，搅拌器搅拌废水的过程中令水与空气充分混合，致使水中的亚硝酸盐进一步地氧化，如此，系统出水的COD值将显著下降。在工作中，作者发现曝气管道容易发生堵塞现象，所以，应当对废水调节曝气池进行相应的技术改造，主要举措是在降低进入曝气池的废水含固量的同时在池中设置适当的机械搅拌设备，如此能够最大程度地降低曝气管道堵塞的几率。（4）絮凝箱、沉降箱以及中和箱中搅拌器的主要作用是使箱中的物质充分混合，以此来增强各物质间的化学反应，设置的反应时间分别为35min、35min、55min。因为未经处理的脱硫废水中悬浮物含量相对较高，此外，悬浮物的沉降能力颇佳，所以悬浮物极容易沉降于箱体之中。作者认为，需要在破碎絮凝大颗粒的基础上提升搅拌器的转速，该手段能够避免絮凝箱底部固体物质发生沉积。主要的技术改造措施是大幅度提高配套搅拌机的转动速度，从而进一步强化搅拌的强度[3]。（5）一般而言，系统的板框压滤机每日运行3至7次，每次运行时间在2h上下，每小时约产生8m3水，每日生成的清水的量在75m3左右，原系统将这部分水加入至废液收集池中，废液收集池会对这部分清水开展二次处理工作，这样做不仅会浪费大量的药品，同时不利于节能，将增加废水处理的成本。原系统的板框压滤机运行过程中，压缩空气对其进行正吹扫，而发达国家则同时采用压缩空气正反吹扫的工作模式，如此一来，泥饼中的水分将迅速流失，泥饼在极短时间内迅速干燥化，这能有效防止泥饼粘结滤布。如果板框压滤机本身无法有效保持正常的工作压力，则应当及时打开位于出口管路处的回流管路，从而大幅提升板框压滤机的压泥时间，进而保证泥饼的厚度能够满足相关的技术要求[4]。（6）应当将先进的PH值在线调节系统设置在中和箱中，石灰乳投放量由石灰乳加药装置的启动与停止来控制，并且与中和箱的PH值联锁，其能有效确保中和箱中脱硫废水的PH值始终处于8.5至9.5之间。此外，有必要为清水箱设置PH在线调节系统，为了使出水的PH值始终处于6至9之间，需要视情况向出水中掺入适量的盐酸。如果出水的PH值不达标，则将出水回流到出水箱后再次进行调节，直到出水的PH值符合相应的技术标准。需要在清水箱中设置COD在线监控设备与浊度仪，如果出水的COD含量或浊度达不到要求，则回流至废水调节曝气池中再处理，直至达标为止。应当在澄清池、初沉池中设置泥位计，在澄清池或者初沉池底部污泥积累到设定高度时开启污泥输送泵进行排泥工作[5]。

3结束语

现阶段，做好发电机组烟气湿法脱硫废水处理系统的改造工作具有重要的现实意义，有利于提升废水处理质量与效率、显著降低废水处理的成本，并大幅度延长相关设备的使用寿命，为此，广大技术人员要不断地汲取国内外先进的系统改造经验，在改造工作中善于发现问题、勇于创新，从而促进脱硫废水处理工作的长足进步。

作者:马晓辉 单位:福建龙净环保股份有限公司

参考文献：

[1]王再翔，李永会，高忠义.脱硫废水处理技术在乌海热电厂的应用[J].内蒙古科技与经济，2011（07）.

[2]李新法，王祖涛.石灰石-石膏烟气湿法脱硫废水处理方式优化[J].华电技术，2011（05）.

[3]邵明勇，於晓博.烟气湿法脱硫废水处理系统的优化设计[J].中国电力教育，2011（12）.

脱硫范文篇5

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。

（四）脱硫工程造价大幅度降低。由于烟气脱硫设备国产化率大幅度提高及市场竞争等因素，烟气脱硫工程造价大幅降低，如30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由最初的1000多元（人民币，下同）降到目前的200元左右。20万千瓦及以下现有火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价也降至250元以下。

二、存在的主要问题

（一）烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。采用国外技术，要向国外公司支付技术引进费和技术使用费。据初步测算，已向国外公司支付技术引进费约3.2亿元，技术使用费约3亿元。

（二）脱硫市场监管急需加强。近几年，由于脱硫市场急剧扩大，一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定，脱硫公司良莠不齐，一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外，对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力，部分工程招投标存在走过场现象。

（三）部分脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映，目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策没及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为获经济利益，故意停运脱硫设施。

三、建议

（一）加大脱硫技术自主创新力度。国家加大资金投入，支持烟气脱硫的自主创新。对于引进的脱硫技术，创新的重点是降低工程造价和降低系统能源消耗。对于原始创新的，特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术，创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术。对于已有工程业绩的脱硫技术，创新的重点是副产品的有效利用和完全处置。对于关键设备，创新的重点是提高设备可靠性和使用寿命。

脱硫范文篇6

[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

石灰石/石膏湿法脱硫技术是目前世界上技术最为成熟、应用业绩最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。其脱硫副产物—石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。

湿法工艺技术比较成熟，适用于任何含硫量的煤种和机组容量的烟气脱硫，脱硫效率最高可达到99％。

国内各家公司分别引进了世界上先进的几家大公司的湿法工艺技术：B&W（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）、三菱、GE、DUCON，都能根据电厂的实际情况设计出最佳的工艺参数。

2.1石灰石/石膏湿法工艺流程

石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液滴，经气气加热器（GGH）加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。

电厂锅炉烟气进入FGD，通过升压风机加压，经GGH降温至约100℃后进入吸收塔，吸收塔脱硫效率为96～99％，整个系统的脱硫效率不低于90％。从吸收塔出来的净烟气温度约为47℃，经GGH升温至80℃后从烟囱排放。

该工艺原理简单，工艺技术比较成熟，脱硫效率和吸收剂的利用率高，即Ca/S=1.03时，脱硫效率大于95％，能够适应各种煤种，适应大容量机组，运行可靠，可用率高，副产品石膏具有商业价值。

2.2石灰石/石膏湿法脱硫技术主要技术特点及指标

2.2.1脱硫效率高，一般不低于90％，最高可以达到99％。

2.2.2脱硫剂利用率高，达90％以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05，国内现正在实施的的几个工程均不大于1.03。

2.2.3吸收塔采用各种先进技术设计，不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题，而且改善了气液传质条件，从而提高了塔内脱硫效率，减少了浆液循环量，有效降低了浆液循环泵的功耗。目前脱硫岛电耗一般为机组装机容量的1～1.5％。

2.2.4喷淋空塔内烟气入口采用向下斜切式入口，烟气由下自上流动，延长了气体分布路径，不仅有利于气体分布均匀，而且由于气体的翻腾形成了湍流，更有利于气液的传质传热。

2.2.5采用计算机模拟设计，优化脱硫塔及塔内构件如喷嘴等的布置，优化浆液浓度、Ca/S比、浆液流量等运行指标，可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀，以最小的消耗取得最好的脱硫效果。

2.2.6根据烟气含硫量，采用不同层数（2～4层）的浆液喷淋层，确保取得最佳的脱硫效果。

2.2.7塔内设置氧化空气分布系统，采用塔内强制氧化，氧化效果好。

2.2.8喷淋层采用交叉联箱布置，使喷淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。

2.2.9采用机械搅拌。

2.2.10废物得到良好的处理，其中废渣变成了优质石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。废水采用回用技术，可以达到零排放。

2.2.11稳定性高，适应性强，可靠性99％以上。

2.2.12应用多、运行经验丰富。

3干法RCFB脱硫工艺脱硫技术流程特点

干法有LIFAC（炉内喷钙尾部增湿活化）、CFB（循环流化床）等工艺，在国家有关部门的技术指南、火电厂设计规程上均限于在中小机组或老机组上实施。CFB最早由德国鲁奇（LURGI）公司开发，目前已达到工业应用的CFB法工艺有三种：LURGI公司的CFB、德国WULFF公司的RCFB（内回流式烟气循环流化床）、丹麦FLS公司的GSA（气体悬浮吸收），国内分别由龙净环保、凯迪电力、龙源环保等公司引进，目前多在中小机组上运用，其中只有WULFF公司的RCFB技术向300MW机组上推广，所以本文中作比较的干法仅指RCFB。

3.1RCFB的发展历史

循环流化床(CFB)的发展历史其实很长。循环流化床CFB烟气净化工艺的实验室技术研究开发工作开始于1968/1969年，1970～1972年CFB烟气净化工艺在德国电解铝厂获得应用，烟气流量为15,000m3/h。1985～1987年，首台CFB烟气脱硫示范装置在德国一家燃褐煤电站得到应用，处理烟气量为40万m3/h（相当于30万机组气量的四分之一），采用消石灰为脱硫剂。在此基础上，各公司分别又开发出了上述新一代CFB脱硫工艺（第三代）。

3.2RCFB脱硫工艺流程

RCFB工艺主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的烟气从流化床的底部进入，经过吸收塔底部的文丘里装置，烟气速度加快，并与很细的吸收剂粉末相混合。同时通过RCFB下部的喷水，使烟气温度降低到70～90℃。在此条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，经脱硫后带有大量固体的烟气由吸收塔的上部排出，排出的烟气进入除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，被分离出来的颗粒经过再循环系统大部分返回到吸收塔。

RCFB的控制系统主要通过三个部分实现:

1.根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量；

2.反应器出口处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量，使烟温控制在70～90℃范围内。喷水量的调节方法一般采用回流调节喷嘴，通过调节回流水压来调节喷水量；

3．在运行中调节床内的固/气比。其调节方法是通过调节分离器和除尘器下所收集的飞灰排灰量，以控制送回反应器的再循环干灰量，从而保证床内必需的固/气比。

3.3RCFB脱硫技术的主要技术特点及指标

3.3.1耗电量在机组容量的0.5～1.0％。脱硫率80％时，为0.6％左右；脱硫效率大于90％时，塔内物料量增加引起系统阻力的增大而使电耗大幅上升。

3.3.2在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置。

3.3.3脱硫率＞90％，Ca/S为1.2～1.5。石灰活性必须高且稳定，达到T60标准（软缎石灰，四分钟内水温上升60℃）。

3.3.4塔内平均流速4m/s左右。10米左右直径的流化床内流场比较复杂。

3.3.5用消石灰作为脱硫剂。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。喷入足够的水分保证脱硫效果，水分越大脱硫率越高。

3.3.6严格控制床温。床温偏低时设备有腐蚀，偏高时脱硫效率及脱硫剂利用率下降。

3.3.7塔内的水分要迅速蒸发掉，以保证灰渣干态排出。

3.3.8在煤的含硫量增加或要求提高脱硫效率时，不增加任何设备，仅增加脱硫剂和喷水量。

3.3.9不另设烟气旁路，当FGD停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用。

3.3.10在中小电站或工业锅炉上应用较多，300MW机组上国内外仅应用了1套并只有短期运行的经验。

3.3.11RCFB脱硫渣的利用

RCFB烟气脱硫技术吸收剂为钙基化合物，脱硫渣中的主要成分为CaSO3等。但不同电厂的脱硫渣的成份是不一样的，若要有效利用，必须做个案研究。

不包括前除尘器的灰，CaSO3·1/2H2O含量占50±10％，根据德国WULFF公司提供的部分个案研究实例，是可以应用的。国内的南京下关电厂对LIFAC技术的脱硫渣已作了一些个案研究，恒运电厂正准备和凯迪公司合作，开展脱硫灰利用的研究工作。

4石灰石-石膏湿法与干法RCFB比较

4.1工艺技术比较

4.1.1在300MW以上机组FGD上的应用

干法RCFB：国外从小机组放大到300MW机组仅有1台，国内还没有300MW机组的实运装置，仅在中小机组或工业锅炉上有实运装置。

从国内引进FGD的经验来看，各个电厂都有一定的实际情况，设计时也必须满足各个电厂的特定情况。据报道，几家引进CFB的公司在中小机组的示范装置上大多碰到了较严重的问题，经大量长时间调试整改后，有的仍达不到设计要求，有的甚至需更换重要部件，更为严重的机组无法按正常出力运行。

国内唯一的一套RCFB是广州恒运电厂FGD，从运行情况来看，虽然将石灰标准从T60降至T50左右，消化装置仍不能正常运行，目前靠买消石灰维持；除尘器有堵塞等问题，曾造成了电厂停运，但粉尘泄漏较严重；控制系统还不能稳定监测和调控脱硫装置的运行。

石灰石-石膏湿法：已很成熟，国外有各种条件下机组上的运行经验，国内虽然运行实例不多，但国内公司引进的均为国外先进可靠的技术。其市场占有率占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。国家相关职能部门在组织国内专家充分调研的基础上，提出指导性意见：在新、扩、改300MW机组FGD上或要求有较高脱硫率时，采用石灰石-石膏湿法技术。在火电厂设计技术规程中，也作了同样的规定。

现在大部分设备均可以实现国产化，初始投资大幅降低，备品备件的问题也将得到彻底解决。

4.1.2适用煤种

干法RCFB：据国内各大研究单位的报告及国外的部分应用实例，CFB适用于中、低硫煤。对高硫煤，较难达到环保要求，且投资与运行费用将大幅上升。RCFB是否适应高硫煤的大机组，需进一步论证。

石灰石-石膏湿法：不限。

4.1.3Ca/S比

干法RCFB：脱硫率＞90％时为1.3～1.5。氧化钙纯度要求≥90％，并要有非常高的活性（T60标准），达不到以上要求时，将影响装置的脱硫率及正常运行。

石灰石-石膏湿法：1.01～1.05，一般为1.03，纯度达不到要求时，最终仅影响脱硫副产品石膏的质量。

4.1.4脱硫效率

干法RCFB：稳定运行一般在80％左右，若需要进一步提高，则需降低烟气趋近温差，增加Ca/S和喷水量，但会对下游设备如除尘器、引风机等带来不利影响。

95％的脱硫率对干法技术来讲，已达到高限（国外为90％），当环保要求进一步提高时，改造较困难。

烟气含硫量波动时，因为有大循环灰量，难以灵敏调整控制，脱硫效率难以保证。

石灰石-石膏湿法：一般可在95％以上稳定运行，对环保要求的适应性强。

烟气含硫量变化时，易于调整控制，脱硫效率较稳定。

4.1.5耗电量

干法RCFB：机组容量的0.5～1.0％，脱硫效率在80％左右时，为0.6％左右；当脱硫效率＞90％时，耗电量上升很快，将达到1％左右。

石灰石-石膏湿法：机组容量的1.0～1.5％。

.1.6对ESP（电除尘器）的影响

干法RCFB：初始设计时ESP2负荷很高，进口浓度800g/Nm3（远高于电厂正常电除尘器进口的20～30g/Nm3），ESP2除尘效率将达到99.9875％。随脱硫率的变化增加Ca/S，ESP2负荷急剧增加，其出口含尘浓度能否达标值得考虑。环保要求还将进一步提高，在即将实行的《火电厂污染物排放标准》（征求意见稿）中，火电厂最高允许烟尘排放浓度为50mg/Nm3。

当烟气含硫量变化时，为保证脱硫率，或满足环保要求的不断提高而提高脱硫效率，采取以上降低烟气趋近温差，增加喷水量和Ca/S措施时，将导致ESP低温腐蚀，排灰易粘结（塔壁也易于结灰），严重时，将影响装置的正常运行，在中小机组的运行中是普遍存在的问题。

石灰石-石膏湿法：没有后ESP，无影响。经脱硫塔洗涤后，烟尘总量减少50～80％左右，FGD出口烟尘浓度小于50mg/Nm3。

4.1.7对机组的影响

干法RCFB：因故障停电等原因使CFB停运，会导致塔内固态物沉积，重新启动需清理沉积固态物，由于无旁路，当后ESP和回灰系统发生堵塞进行检修时，机组将停运。

石灰石-石膏湿法：因FGD是独立系统，有旁路，故无影响。

4.1.8对机组负荷的适应性

干法RCFB：负荷的变化会引起烟气流速的变化，从而影响脱硫反应及装置的运行。

石灰石-石膏湿法：较好。

4.1.9水

干法RCFB：石灰消化一般需热水，且水质要求高；无废水排放。

石灰石-石膏湿法：耗水量相对稍多一点，但水质要求不高，可用水源水；仅有少量废水排放。

4.1.10吸收剂制备

干法RCFB：需大批量外购符合要求的T60标准的石灰粉，以目前投运电厂的运行情况来看，石灰消化存在诸多问题，如果采购满足要求的消石灰Ca(OH)2将增加业主采购成本。最大问题是一般较难购买到品质稳定的高活性（T60标准）的石灰粉。RCFB脱硫效果的保证及装置的运行可靠性完全依赖于石灰的高纯度及高活性。

石灰石-石膏湿法：可外购石灰石粉或块料，石灰石块料价格便宜，直接购粉则可大幅度降低投资及耗电量，但相应增加了采购成本。

4.1.11排烟温度

干法RCFB：脱硫率80％左右时为70～90℃，脱硫率提高到95％后要降55～70℃。

石灰石-石膏湿法：GGH出口一般为大于80℃。

4.1.12副产品输送利用

干法RCFB：目前仅适宜用于填坑、铺路，应用价值低。用于其他场合的应用方法还未研究，而且还将是很长一段过程。灰易产生粘结，既影响输送，也影响装置的运行。当脱硫渣排入灰场时，将影响粉煤灰的综合利用。在抛弃过程中需要考虑增设合适的储运设施，同时也增加一定的运输和储存成本。

石灰石-石膏湿法：脱硫石膏质量优于天然石膏，可综合利用，应用价值较高。如采用抛弃法，可节省部分投资，输送也不会有问题。

4.1.13占地面积

干法RCFB：在大容量机组考虑采用1炉1塔时占地较小。

石灰石-石膏湿法：较大。

4.2经济比较

以下以某电厂2×300MW机组烟气脱硫装置为例，脱硫项目建设期按1年计算，运营期按20年计算，采用总费用法对干、湿法方案进行经济比较，总费用低的方案较优。

从“经济比较成果表”可以看出，湿法脱硫方案的总费用略低于干法脱硫方案。因此，从经济比较的角度来看，湿法方案优于干法方案。

5结论和建议

5.1结论

综上所述，湿法与干法相比，技术更加成熟，运行经验更加丰富，脱硫剂供应有保证，脱硫副产品利用好，系统供应商较多；经营费用小，初始投资高，总成本费用较低，全系统本厂占地面积较大。

每个电厂有各自的实际情况，在FGD装置设计上也有不同。方案比选中不仅要考虑干法、湿法的技术因数，还要考虑各种实际存在的问题：如脱硫剂的供应、废渣的处理、对环境变化的适应、政府的规划等。

目前干法烟尘排放量要大于100mg/Nm3，湿法小于50mg/Nm3，均小于现行环保排放标准200mg/Nm3的要求。如果环保政策要求进一步提高脱硫效率，降低出口允许烟尘排放浓度，湿法也比较容易调整改造，而干法效率已到高限，难以实施进一步改造。

5.2建议

脱硫范文篇7

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。

正文

烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。从烟气脱硫技术的种类来看，除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外，其他许多脱硫工艺也进行了研究，并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一，根据脱硫工艺脱硫率的高低，可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。

湿法烟气脱硫工艺是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。但由于湿法烟气脱硫技术具有投资大、动力消耗大、占地面积大、设备复杂、运行费用和技术要求高等缺点，所以限制了它的发展速度。

半干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂以浆液状态进入吸收塔（洗涤塔），脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程。

干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂进入吸收塔，脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程，干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点，但存在着钙硫比高、脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。

自20世纪80年代末，经过对干法脱硫技术中存在的主要问题的大量研究和不断的改进，现在已取得突破性进展。有代表性的喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等一批新的烟气脱硫技术已成功地开始了商业化运行，其脱硫副产物脱硫灰已成功地用在铺路和制水泥混合材料方面。这一些技术的进步，迎来了干法、半干法烟气脱硫技术的新的快速发展时期。

传统的石灰石/石膏法脱硫与新的干法、半干法烟气脱硫技术经济指标的比较见表1。表1说明在脱硫效率相同的条件下，干法、半干法脱硫技术与湿法相比，在单位投资、运行费用和占地面积的方面具有明显优势，将成为具有产业化前景的烟气脱硫技术。

本文主要论述了高脱硫率工艺——湿式洗涤工艺，主要是石灰石—石膏工艺；中脱硫率工艺——喷雾干燥工艺、炉内喷钙加湿活化工艺、烟气循环流化床和电子束照工艺；低脱硫率工艺——炉内喷射工艺和管道喷射工艺。

1．低脱硫率工艺脱硫率≤70%

低脱硫率工艺主要包括炉内喷射工艺和管道喷射工艺。这些工艺的特点是投资费用低，但运行成本高，在煤中含硫量高。此工艺适用于剩余寿命短或现场安装空间有限的调峰机组的改造。

低脱硫率的烟气脱硫工艺的特征

特性脱硫工艺

炉内喷钙管道喷射

SO2脱除率（%）35%~50%50%~70%

使用的吸收剂石灰

石灰石石灰

脱硫副产品的处置与利用灰场堆放

土地回填灰场堆放

土地回填

对电厂现有设备的影响由于灰量增加，除尘器效率应提高

对烟气压降影响最小由于灰量增加，除尘器效率应提高

对烟气压降影响最小

对电厂的发电机组和设备运行的影响锅炉水冷壁管有结焦的可能

空预器堵塞

粉尘排放增加

电耗增加很少

无废水排放

飞灰综合利用困难烟道中可能会积灰

电耗增加很少

水耗增加很少

飞灰综合利用困难

运行经验已经有商业化运行

供应厂商不多示范运行

供应厂商不多

费用约为机组投资3%

运行费用高约为机组投资3%

运行费用高

以上表格内容是低脱率工艺的二种工艺的特性总结。

2．中脱硫率工艺脱硫率70%~90%

中等脱硫技术包括三种工艺：炉内喷钙加增湿活化工艺（LIFAC），烟气循环流化床（CFB，包括喷钙和常规）和喷雾干燥工艺。与低脱硫效率的工艺相比，脱硫效率有所提高，运行费用相对减少，设备较复杂，因而投资费用增加。与高效率的湿法工艺相比具有启停方便，负荷跟踪能力强的特点。适用于燃用中低含硫量的现有机组的脱硫改造。

(1)LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的800℃～1150℃部位喷入，起到部分固硫作用，在尾部烟道的适当部位（一般在空气预热器与除尘器之间）装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。

LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。

LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点，脱硫率为60％～80％；但该技术需要改动锅炉，会对锅炉的运行产生一定影响。我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。

(2)炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-meringGrazPauker/LurgiGmbH公司开发的。该技术的基本原理是：在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器，炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内，在循环硫化床反应器中大颗粒CaO被其中湍流破碎，为SO2反应提供更大的表面积，从而提高了整个系统的脱硫率。

该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90％以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。在此基础上，美国EEC(EnviromentalElementsCorporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。在该工艺中粉状的Ca(OH)2和水分别被喷入循环流化床反应器内，以此代替了炉内喷钙。在循环流化床反应器内，吸收剂被增湿活化，并且能充分的循环利用，而大颗粒吸收剂被其余粒子碰撞破碎，为脱硫反应提供更大反应表面积。

本工艺流程的脱硫效率可达95％以上，造价较低，运行费用相对不高，是一种较有前途的脱硫工艺。

(3)喷雾干燥法烟气脱硫技术是一项发展最成熟的烟道气脱硫技术之一。该技术采用了旋转喷雾器，投资低于湿法工艺，在全世界范围内得到广泛应用，在西欧的德国、意大利等国家利用较多。对中高硫燃料的SO2脱硫率能达到80-90%。

该技术的基本原理是由空气加热器出来的烟道气进入喷雾式干燥器中，与高速旋转喷嘴喷出的充分雾化的石灰、副产品泥浆液相接触，并与其中SOX反应，生成粉状钙化合物的混合物，再经过除尘器和吸风机，然后再将干净的烟气通过烟囱排出，其反应方程式为：

SO2+Ca(OH)2CaSO3+H2O

SO3+Ca(OH)2CaSO4+H2O

该技术一般可分为吸收剂雾化、混合流动、反应吸收、水汽蒸发、固性物的分离五个阶段，与其它干燥技术相比其独特之处就在于吸收剂与高温烟气接触前首先被雾化成了细小的雾滴，这样便极大增加了吸收剂的比表面积，使得反应吸收及传热得以快速进行。其工艺流程如图1所示【3】。该技术安装费用相对较低，一般是同等规模的石膏法烟气脱硫系统的70%左右。但存在着石灰石用量大、吸收剂利用率低及脱硫后的副产品不能够再利用的难题，故该技术意味着要承担双倍的额外费用，即必须购买更多的石灰石和处理脱硫后的副产品，然后还要将其中的一部分花钱倒掉。

3.高脱硫率工艺脱硫率>90%

湿法烟气脱硫工艺是目前碚硫率最高的FGD技术，一般在Ca/S为1.05左右，脱硫效率达到90%以上。湿法工艺包括了许多不同类型的工艺流程，但是使用最多的还是以石灰石作为吸收剂的石灰石/石灰——石膏烟气碚硫工艺。根据吸收塔的型式不同，石灰石/石灰——石膏工艺又可分为三类：逆流喷淋塔，顺流填料塔和喷射流泡反应器。

高脱硫率烟所脱硫工艺的特征

特性

FGD工艺

逆流喷淋塔

顺流填料塔

喷射流泡反应器

脱硫效率（%）

90~95%以上

90~95%以上

90~95%以上

使用的吸收剂

石灰或石灰石

石灰或石灰石

石灰或石灰石

脱硫副产品的处置和利用

商业化石膏、堆入灰场、回填

商业化石膏、堆入灰场、回填

商业化石膏、堆入灰场、回填

对电厂现有设备的影响

对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为1.2-1.4kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀

对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为1.2-1.4kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀

对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为2.4-3.6kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀

对发电机组的影响

电耗大、水耗增加

电耗大、水耗增加

电耗大、水耗增加

运行经验

许多全尺寸电厂应用实例、多年运行经验

若干全尺寸电厂应用实例、若干运行经验

全尺寸电厂应用实例较少、若干运行经验

费用

约投资占电厂10%运行费用较少

约投资占电厂10%运行费用较少

约投资占电厂10%运行费用较高

除上述所说的几种脱硫技术外还有：电子射线辐射法烟气脱硫技术、填充式电晕法烟气脱硫技术、荷电干式吸收剂喷射脱硫系统（CDSI）、干式循环流化床烟气脱硫技术等在烟气脱硫中都有各自不同的优劣。

目前对现有的机组进行烟气脱硫技术改造方面投入了大量的精力，正在多个领域展开研究工作，其中在干法烟气脱硫方面研究较多的是循环流化床烟气脱硫技术及电子射线辐射法烟气脱硫技术，电晕法烟气脱硫技术目前研究的也较多。烟道气脱硫技术最显著改造之一是吸收器规格的增大，采用单个吸收器，据报道安装一台脱硫装置可服务于两台大型锅炉的烟气脱硫装置，以这种方式增大设备规格，大大降低了投资成本。研究与开发出一种新的烟气脱硫装置是烟气脱硫技术的发展趋势之一。其研发方向为SO2脱硫率高、可靠性强、辅助耗电低、采用单个吸收器、副产品可售或可利用，为保障这些技术要求，应该在脱硫技术的工艺、设备和材料方面进行进一步研究。

参考文献：

[1]胡金榜,王风东等.喷雾干燥法烟气脱硫的实验研究.环境科学.2001(8)23～26

[2]李广超.大气污染控制技术.第一版,北京,化学工业出版社.2001.5,142～144

脱硫范文篇8

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

C.流化床反应器D.隔膜泵E.MSI-2000气体分析仪

Fig.1Diagramofexperimentunit

A.flaotgasmeterB.gasmixer

C.fluidizedbedreactorD.meteringpumpMSI-2000gasanalyzer

2动力学模型的建立

反应式(1)的速度公式为：

r=-dCA/dt=KCxACyB(2)

式中：r为脱硫反应速度；t为反应时间，CA为t时刻的SO2浓度；CB为t时刻的O2浓度；x和y分别为SO2和O2的表观反应级数。

Lee〔4〕等人研究石灰石在流化床中与SO2的反应活性时指出：因为反应是在氧过量的条件下进行的，所以固硫化反应对于SO2是一级反应，而对O2是零级反应。于是，根据这一结论可将(2)式简化为：

r=-dCA/dt=KCA(3)

采用积分法，将(3)式移项积分

∫cc°dCA/CA=∫°tKdt(4)

当t=0时，SO2的浓度为C0；当t=t时，SO2的浓度为C。对(4)式积分后即得到：

C=C0exp(-Kt)(5)

3石灰石脱硫反应活性的求取

将(5)式两边取对数，得

lnC=lnC0-Kt(6)

(6)式可转换为：Y=b+aX(7)

由式(7)可见，变量X与Y之间成线性关系。因此，可以线性回归确定参数a、b及线性相关系数R。使用ppp-60程序上机运算，结果列于表1。

由表1可见，线性相关系数在0.95以上，查t分布的ta值表，t0.0005=-5.405。表1中所有的t检验值均小于-5.405，说明有1-α=1-0.0005=99.95%的把握拒绝μ=0的零假设〔5〕。

4石灰石化学成分与活性关系

以反应活性K作为因变量，化学成分为自变量，建立多元线性回归方程。为了保证方程的稳定性，采用逐步回归分析法〔6〕将一些次要成分剔除，最后得到回归方程为：

=0.01382+9.471×10-5〔CaO〕-1.432×10-4〔MgCO3〕-3.084×10-5〔SiO2〕-1.054×10-3〔Al2O3〕+1.080×10-3〔Fe2O3〕(8)

复相关系数R=0.9722，残差平方和Q=1.275×10-5，剩余标准差S=9.544×10-4，F检验值F=80.48。可见，方程(8)的回归拟合优度较高。

表1运算结果

Table1Calculatingresults

序回归式=b+aX反应速度常数相关系数Rt检验植

号850℃

1=8.000-1.794×10-2X1.794×10-20.9712-9.990

2=7.886-1.374×10-2X1.374×10-20.9506-7.505

3=7.968-8.843×10-3X8.843×10-30.9960-27.42

4=7.807-1.794×10-2X1.794×10-20.9764-11.08

5=7.912-1.409×10-2X1.409×10-20.9936-21.63

6=7.884-1.708×10-2X1.708×10-20.9885-16.03

7=7.849-7.160×10-3X7.160×10-30.9644-8.935

8=7.792-1.795×10-2X1.795×10-20.9794-11.89

9=7.879-1.519×10-2X1.519×10-20.9891-16.48

10=7.778-1.665×10-2X1.665×10-20.9837-13.38

11=7.752-1.808×10-2X1.808×10-20.9864-14.70

12=7.857-1.022×10-2X1.022×10-20.9708-9.905

13=7.857-1.431×10-2X1.431×10-20.9831-13.15

14=7.794-2.001×10-2X2.001×10-20.9816-15.43

15=7.777-2.048×10-2X2.048×10-20.9833-13.23

16=7.783-1.677×10-2X1.677×10-20.9760-10.96

17=7.868-1.510×10-2X1.510×10-20.9788-11.71

18=7.788-1.788×10-2X1.788×10-20.9714-10.02

19=7.900-1.811×10-2X1.811×10-20.9761-11.01

20=7.844-1.749×10-2X1.749×10-20.9790-11.76

5结论

5.1采用气测法获得的石灰石脱硫反应速率常数K，可以全面地反映石灰石中脱硫能力，避免了固测法由于石灰石杂质造成的误差。

5.2由式(8)可知，石灰石的反应活性与杂质成分有一定的数量关系。值得注意的是〔MgCO3〕在方程中对K具有负效应，这似乎有些不可思议，这是因为〔MgCO3〕的分解产物MgO的反应活性与压力有关。MgO由于在常压下与SO2的反应非常之慢，可视为惰性，所以MgCO3一般在增压流化床内才具有良好的脱硫作用。

5.3利用式(8)可对石灰石的反应活性进行预测，例如：当〔CaO〕=50%,〔MgCO3〕=6.2%,〔SiO2〕=3.42%,〔Fe2O3〕=0.08%,〔Al2O3〕=0.2%时，可求得K=1.763×10-2。

参考文献

1DennisJS，HayhurstAN.ChemicalEngineeringScience,1986,41:25～36

2JamesRH,etal.TestingofLimestoneSamplefromtheTVARegionasSulfurDioxideSorbentinAFBC,InstituteforMiningangMineralsandResearchKentuckyCenterforEnergy,ResearchLaboratoryandTennessee,ValleyAuthority,19843国家环保局.大气防治技术研究.北京：科学出版社，1993.370～373

4LeeDC,etal.AICHEJ,1981,27:472～480

脱硫范文篇9

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。

国家《两控区酸雨和二氧化硫污染防治“*”计划》和《*省两控区二氧化硫污染防治“*”实施计划》中确定的重点脱硫项目以及《*省火力发电厂（热电厂）二氧化硫污染防治实施方案（20*-2010年）》中要求20*年底前完成的脱硫项目，凡未按期完成的，要确保在20*年底之前开工建设，20*年底前投产运行。位于大中城市建成区及近郊的所有燃煤电厂机组，在20*年底之前要建成脱硫设施；2010年底之前，所有运行燃煤电厂、热电厂和企业自备热电厂都要建成脱硫设施。

三、严格控制新扩建燃煤电厂项目建设

所有新建、扩建燃煤电厂项目必须严格执行环境影响评价和建设项目环境保护设施“三同时”制度，同步配套脱硫除尘设施，采用低氮燃烧技术，并预留脱氮氧化物装置空间。必须同步安装烟气在线监测装置，并与当地环保部门实现联网。2010年起，新建、扩建电厂必须同步配套脱氮装置，已运行电厂逐步实施脱氮改造。

在大中城市及其近郊，严格控制新建、扩建除热电联产和资源综合利用电厂以外的燃煤电厂。暂停受理或申报没有环境容量和排污总量指标的地区及企业所有新建、扩建燃煤电厂项目。对重点脱硫项目未开工的电厂或未按期建成脱硫设施的，不再受理该企业及所在集团公司在*的新建、扩建电源项目。

四、促进燃煤电厂科技进步和工艺改造

鼓励电力企业采用先进技术和工艺，提高清洁生产水平。要采取炉内、炉外相结合的方式脱硫，根据项目所在地区的能源、资源分布情况，因地制宜地开展氧化镁法、氨法、电子束、海水等烟气脱硫工艺试点。对企业产生的碱性废液或固体废物，要按照循环经济的理念，优先将其应用于本企业或周边电厂脱硫。循环流化床炉内添加石灰石脱硫要安装自动添加和计量装置，脱硫效率不得低于85%。

要加大科技创新力度，促进新技术研究。以提高自主创新能力为核心，将大气污染防治相关科研项目优先列入科技计划，组织对燃煤电厂脱硫脱硝等重点难点技术的攻关，积极开展技术示范和成果推广。通过电厂脱硫设施和技术的研发，提高我省科研、开发、制造等部门自主创新能力。扶持发展专业化治污公司，壮大环保产业，解决脱硫核心技术依赖进口、设备制造技术和生产工艺滞后、施工安装专业队伍薄弱、人员素质不高等问题，从技术上和机制上保障和推动脱硫工作的顺利开展。

五、推进燃煤电厂资源综合利用

新上电源项目要认真落实节水措施。有条件的地方必须充分利用城市污水处理厂再生水和矿坑排水，新上电源项目再生水利用量不得低于电厂用水总量的30%。合理使用客水和地表水，严格控制或禁用地下水。电厂运营要严格执行电力行业用水定额标准。

推进电厂灰渣和脱硫副产物综合利用，提高企业整体效益。鼓励电厂配套建设综合利用设施，并与脱硫设施同时投入使用。严格控制缺少综合利用方案的电厂工程的审批、申报。

新建燃煤电厂灰渣综合利用率均应达到95%以上，其灰场设计要由目前建设10年以上永久灰场，调整为只建设临时性事故灰场。加强灰渣综合利用，争取到2010年省统一调度电厂全部取消永久灰场，到2015年全省所有电厂取消永久灰场。

对脱硫副产物要妥善处置，综合利用，防止产生二次污染。各电厂所在地政府要出台鼓励使用脱硫石膏的政策措施，限制石灰石矿产资源的开采，切实保证脱硫石膏的优先消化、优先利用。

六、努力优化电源结构

要努力优化电源结构，对电力企业实行扶大、限小、汰劣的政策。对于按时完成脱硫计划的电力企业，优先安排其新建、扩建电源点项目。各大发电公司要带头推进电厂脱硫改造。“*”期间，除热电联产和综合利用机组外，原则上不得建设30万千瓦及以下常规燃煤火电项目。到2010年，对于30万千瓦及以下纯凝汽式燃煤机组，有热负荷的地区原则上应改造为供热机组。对投产20年以上或装机容量10万千瓦以下的纯凝汽式电厂，限期改造或者关停。

要调整电源结构，优化电力布局，下大力气调整我省目前结构单一、能耗偏大、环保性较差的纯火电电网结构。在立足本省煤炭资源，重点发展坑口电厂的基础上，充分利用省外煤炭资源，建设路口、港口电厂；利用沿海岸线条件，择优发展海水冷却电厂；在内陆地区，重点发展中水、矿坑水利用冷却机组，择机试点空冷发电机组；东部沿海和“两控区”，重点发展洁净煤发电机组和大容量高效超临界机组；适当发展抽水蓄能电站和其他形式的调峰电厂，提高电网调峰能力；加快发展核电，鼓励并扶持发展风能，以垃圾、农作物秸秆为主的生物质能和太阳能等可再生能源发电；严禁发展纯凝小火电，规范有序地发展热电和综合利用电厂。

七、实施更加优惠的扶持政策

（一）对脱硫机组实行电价优惠政策。我省在上报电价方案时，对同步配套建设脱硫设施的新建机组及完成脱硫改造并投入运行的现役机组，经有关部门验收合格后，按脱硫机组电价政策测算上网电价。

（二）优先安排脱硫机组发电上网，并在上网电量上给予重点倾斜。对于安装烟气脱硫设施并达到规定脱硫效率且能稳定、长期运行的发电机组，优先安排上网并保证其上网电量，根据电网供需情况，较同类型机组年度发电量计划可适当倾斜，电量计划的制定原则上高于全省同类型机组平均发电利用小时。对没有实现达标排放或未按期完成脱硫计划的机组，要逐年减少上网电量，直至不安排上网。

（三）实施资金扶持和税收优惠。坚持“谁污染、谁治理”的原则，促进燃煤电厂投资建设脱硫设施。各级政府应集中使用二氧化硫排污费专项资金，采取贷款贴息的办法，重点用于燃煤电厂烟气脱硫设施建设，尤其是承担社会公益功能的热电厂的脱硫改造。同时，积极争取国家政策性资金支持电力企业实施烟气脱硫改造和建设。

（四）为降低脱硫造价，燃煤电厂烟气脱硫设施在保证效率和运行可靠的前提下，应优先采用国产脱硫技术和设备。电厂脱硫企业技术改造项目凡使用《当前国家鼓励发展的环保产业设备（产品）目录》中的国产设备，经确认后，可按有关规定享受投资抵免企业所得税的优惠政策。经有关部门论证，确需进口国外设备的，按现行《当前国家重点鼓励发展的产业、产品和技术目录（20*年修订）》规定的优惠政策执行。

（五）积极运用市场机制，推进二氧化硫治理。推行二氧化硫污染治理工程的设计、施工和运营一体化模式，鼓励二氧化硫排污单位委托专业化公司承担污染治理或设施运营。积极探索实行二氧化硫排污权有偿使用和交易。加大招商引资力度，积极利用国外政府贷款和国际金融组织贷款支持电厂脱硫改造。

脱硫范文篇10

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

2.1投标阶段风险

该项目在投标时，需要由一定的团队来实施这个行为，而投标阶段团队主要是由设计、商务、法务、翻译以及顾问组成，其中设计与商务是最主要的。设计和商务团队，会对整个项目的方案加以设定并对成本进行简单的评估。而顾问则主要是对该项目实施地点的各种背景加以了解，这也就是所谓的前期背景调研。如果，前期调查存在疑问，那么如果按照以该情况所制作的方案，必然也不够完善。一旦中标，投标方案的可操作性就存在疑问，而实际施工方案与投标方案不符合，就会为其公司带来一定的损失，让后续工作难以开展。

2.2签约阶段风险

在该阶段，需要注意的是与业主的主合同。对于合同中的内容需要加以注意，尤其是合同中所涉及到的多方角色，需要一一加以确定。在实践之中，可能会由于角色的转换存在问题，就会使得项目正常运行受阻，甚至会出现款项的无理由拒付、拖延等。

2.3设计阶段风险

脱硫项目的设计风险主要包括设计标准、施工图转化以及知识产权等风险。通常来说，不同的地区或者企业对于其所需要的设计想要达到的标准会存在差异，然而，在公司确定的情况下，设计人员存在有限性，因此，在这个过程中，可能就会使得设计方案与项目所需不对等，进而导致一定的风险存在。

2.4采购阶段风险

采购阶段的风险主要是由于业主指定某种采购模式、设备规定的质量与进度等，由于业主对于设备的额外要求，很有可能导致采购存在困难，难以及时开展项目，容易造成工期延误。

2.5施工阶段风险

相对来说施工阶段的风险最大，且最为集中。首先，在施工过程中，需要资金作为支撑，如果，在这个过程中，资金链断裂，那么直接会导致项目停滞。其次，在项目实施中，需要考虑项目在授权等多方面是否存在漏洞。很多时候，为了提高实施效率，会实行分包，而分包就会使得项目的完成质量不等，在沟通方面也存在很多问题。

3使用合同对脱硫项目风险进行控制

3.1双方关系明朗化

通常来说，合同存在的目的就是将双方关系化，使原本不存任何法律关系的主体，负有一定的权利义务关系。而，上文中所涉及的风险，有很大一部分是因为双方对于某个事件的分歧化。合同的存在，可以将双方的要求折衷，或者统一化，使得其具有实践的可能。

3.2提高风险辨识

无论是项目的实施，还是合同的签订，其中可能都会存在一定的风险。合同本身来说，并不具备威胁，但是，如果合同中的某些实施事件，存在困难，那么就会使得某一方在完成的时候，存在一定的风险。因此，在利用合同进行管理时，需要提高对风险的规定，并能够正确认识风险，使得合同不至于偏向一边。或者说，可以让另一方的保障提高。上述存在的诸多风险，大多数是因为项目实施主体没有提前进行深入调研，才会让自己存在该种问题。

作者:高宇宁 单位:中建中环工程有限公司

参考文献：

[1]曹甄俊.建筑合同能源管理项目实施要点与风险控制[J].建设科技,2014,(9):39-42.

[2]林锋平.浅析海外EPC脱硫工程的风险[J].中国高新技术企业,2015,(6):185-187.