不同脱硫工艺在电厂锅炉烟气治理中的应用研究

不同脱硫工艺在电厂锅炉烟气治理中的应用研究摘要二氧化硫（化学SO2）是最常见和最简单的硫氧化物。它是大气中的主要污染物之一。当火山喷出的含硫气体（特别是有色金属冶炼，更多），炼油和化工生产过程中，会产生硫酸厂二氧化硫。因为煤和石油通常含有硫，所以燃烧过程中会产生二氧化硫。二氧化硫通过呼吸系统对人体健康有害。它易于在粘膜表面吸收，产生亚硫酸盐和硫酸，对呼吸道和眼睛有很强的刺激作用。大量吸入可引起肺水肿、喉头水肿和声带痉挛窒息。二氧化硫溶解在水中时，形成硫酸。如果在PM2.5存在下进一步氧化硫酸，将迅速有效地生产硫酸（酸雨的主要成分）。因此，对大气中二氧化硫的有效控制已成为刻不容缓的研究课题。大气中二氧化硫的控制是控制二氧化硫烟气污染的一项紧迫任务。如果烟气中二氧化硫浓度较高，烟气脱硫系统可直接产生的副产品，不仅减少了环境污染，而且回收大量的硫资源，创造社会财富。国内外对二氧化硫的脱硫进行了研究。控制二氧化硫的方法有几百种，但工业化的方式只有十种。这些方法虽然在减少二氧化硫排放方面发挥了积极作用，但仍存在许多问题。因此，探索更先进、更高效、更经济的脱硫技术已成为现阶段环境保护的重点。随着经济的发展，煤炭消费量不断增加，二氧化硫排放总量急剧上升。在各种来源中，发电厂和工业锅炉占排放量的70%。特别是燃煤锅炉中的大量二氧化硫是电站锅炉中最具代表性的。因此，燃煤电厂锅炉脱硫设施的研究是典型的为研究对象，并开始测试按序域，二氧化硫的排放量两烟气脱硫塔脱硫和硫浓度的主要污染因子试验氧之前和副产品对环境的影响浓度。为了研究不同脱硫方法在电厂锅炉应用中的优缺点。选择石灰石、石膏、双碱、氨、氧化镁四种脱硫方法，研究了四种脱硫方法的影响因素及优缺点。通过实例分析了四种方法产生的经济负担和副产品所产生的经济效益。在越来越严格的控制在中国二氧化硫排放量的基础上，提出了电厂锅炉脱硫的一些建议和意见。关键词：大气污染；二氧化硫；电厂燃煤锅炉；脱硫方式第一章绪论Abstract

目录摘要 IAbstract III目录 5第一章绪论 3第一节研究背景及意义 31.1.1研究背景 31.1.2研究意义 4第二节研究内容、目标及方法 41.2.1研究的目标 41.2.2研究的内容 41.2.3研究的方法 51.2.4技术路线 5第二章国内外研究现状 7第一节二氧化硫来源及影响 7第二节二氧化硫排放控制手段 72.2.1日本二氧化硫排放控制手段 72.2.2欧盟二氧化硫排放控制手段 82.2.3美国二氧化硫排放控制手段 9第三节烟气脱硫技术概括 9第四节不同脱硫方法原理、影响因素及方法特征 12一、石灰石石膏法脱硫原理、影响因素及方法特征 122.4.1.1工作原理 122.4.1.2工艺过程 122.4.1.3影响因素 132.4.1.4方法特征 15二、双碱法脱硫原理、影响因素及方法特征 162.4.2.1工作原理 162.4.2.2工艺过程 162.4.2.3影响因素 162.4.2.4方法特征 18三、氨法脱硫原理、影响因素及方法特征 182.4.3.1工作原理 182.4.3.2工艺过程 192.4.3.3影响因素 192.4.3.4方法特征 20四、氧化镁法脱硫原理、影响因素及方法特征 212.4.4.1工作原理 212.4.4.2工艺过程 212.4.4.3影响因素 222.4.4.4方法特征 23五、四种脱硫方法影响因素与优缺点比较 242.4.5.1影响因素比较 242.4.5.2优缺点比较 24第三章电厂燃煤锅炉的选择及煤质分析 273.1.1锅炉的选择 273.1.2燃烧煤质中硫分含量 273.1.3二氧化硫初始浓度与折算浓度的含义 28第四章脱硫方法在电厂燃煤锅炉烟气治理实验 29第一节监测期间锅炉运行状况 29第二节采样方法及注意事项 294.2.1采样仪器 294.2.2采样方法 294.2.3采样步骤 304.2.4计算方法 304.2.5注意事项 31第三节质量保证措施 31第四节监测结果及数据分析 324.4.1电厂锅炉正常运行状态下监测结果 324.4.2脱硫塔内不同液气比情况下监测结果 344.4.3脱硫液pH不同情况下监测结果 43第五节不同脱硫方法的脱硫剂消耗及副产物应用 50第六节实验结果比较 51第五章结论及展望 52第一节结论 52第二节创新点 53第三节研究局限性及未来工作展望 53参考文献 54致谢 55个人简历、在学期间发表的学术论文与研究成果 56第一章绪论第一节研究背景及意义1.1.1研究背景上世纪70年代末，工业化国家积极探索控制二氧化硫排放，减少酸雨危害的途径。世界主要酸雨地区采取了有效的控制措施，以满足二氧化硫的排放。为了防止酸雨，欧洲经济委员会颁发的“在长距离的空气污染在世界大会”（lrtar）1979。的lrtar成员包括32个国家在西欧，中欧，以及美国和加拿大。1985、调整lrtar入境，其中规定，21个国家将减少百分之三十与1993的1980的排放水平相比，二氧化硫的排放量。1970，美国颁布的《洁净空气法》在控制二氧化硫排放方面发挥了积极作用。二氧化硫的年排放量从1970吨减少到1990吨，从30000000吨减少到20000000吨[1]。为了进一步控制北美洲酸雨的影响，美国在《1990清洁空气法》修正案中，从1995、二氧化硫排放量的基础上减少了1990，二氧化硫排放量减少了1000万，减少了1980，2010排放量为百分之四十。在美国，欧洲和日本，许多国家都制定了二氧化硫排放的严格控制标准，一个长期的政策，为了增加二氧化硫排放控制措施，极大地推动了相关的控制措施的发展，在短短的十年中，工业化国家的二氧化硫排放量已经大大降低了。中国的煤炭产量居世界第一位，并且使用量也居世界第一，以及各种在中国能源资源。煤的数量是最丰富的。煤炭供应全国百分之七十的工业燃料和电力，百分之六十的化工原料和百分之八十的民用能源[2]。这是世界上少数国家以煤炭作为中国的主要能源。在接下来的30年中，煤炭占总装机容量的比例从目前的72.8%至58.5%，约3亿5000万千瓦，减少煤炭的净增长，每年一个新的燃煤发电能力将维持在约1300万千瓦燃煤发电将继续在中国[3]主宰。中国的二氧化硫排放量90%。大量的煤和其他经济活动共同导致中国二氧化硫污染和由此产生的酸沉降污染[4]。在接下来的30年里，中国的煤炭为主的能源结构不会发生明显变化。煤的使用是世界第一。中国的任务，控制二氧化硫的排放量也很重要。《国家环境保护第十二年五计划》明确规定，2015年度二氧化硫排放总量为8%吨，达到2086万4000吨[5]。对中国的全面可持续发展和当前环境容量的限制，要求我们减少百分之二十五二氧化硫排放量在2020的时候，其绝对量约为1300万吨[6]，因此它可以在环境容量范围内控制。1.1.2研究意义二氧化硫的主要危害有两个方面：大气环境污染。二是酸雨的形成，造成的污染和动植物的生态化[7]。随着社会的不断发展和经济的进步，人们的生活水平得到了很大的提高，健康意识得到加强，空气污染对人体健康的危害已成为人们关注的话题。这也是环保工作解决问题的重点。在全国范围内，煤产生的SO2对生态环境、气候条件、人类健康和动植物生长有很大的影响。它已成为学术界的热门话题。二氧化硫的大量排放严重损害了大气的质量。如何采取有效的方法控制煤产生的SO2也是环境保护的重点，也是一个值得关注的课题。针对这一现状，研究了电站锅炉烟气脱硫方法的优点、四大优点及其优缺点。如何促进火电企业的发展，更好地落实科学发展观，实现能源生产、环境和社会的可持续发展。第二节研究内容、目标及方法1.2.1研究的目标（1）确定电厂锅炉的类型、吨位、燃料类型和SO2生成量。（2）不同脱硫方法的测定（石灰石-石膏法、双碱法、氨法、氧化镁法）。（3）分析了不同脱硫方法对烟气脱硫效果的影响。（4）对不同脱硫方法产生的副产物的使用率进行了跟踪调查。（5）比较了不同脱硫方法的优缺点。针对不同方法提出合理化建议。1.2.2研究的内容本文以典型燃煤电站锅炉为主要研究对象。在不同的脱硫方法下，得到了SO2的浓度数据，并用实验数据分析了脱硫效果。主要内容如下。（1）综述了国内外火电二氧化硫处理方法的研究现状，并对其特点进行了简要分析。（2）分析了四种脱硫方法，对四种脱硫方法的机理及影响因素进行了研究。简要分析了四种方法和副产品中使用的原辅材料，并在此基础上分析了四种方法的经济效益。（3）研究了四种不同因素对二氧化硫处理效果的影响。（4）研究了四种脱硫方法的优缺点。理顺现存问题的弊端。1.2.3研究的方法赤峰市锅炉燃料，和许多类型的脱硫设施，本研究选取典型燃煤锅炉石灰石-石膏法、双碱法、氨、氧化镁脱硫方法为研究对象，根据煤的二氧化硫处理四种发射测试结果的分析，锅炉烟气脱硫方法。1.2.4技术路线图1本文总体技术路线第三节二氧化硫来源及影响鉴于二氧化硫对城市空气质量、人类健康和全球气候变化的重要影响，近年来国内外学者对二氧化硫的排放特征、影响因素和排放控制进行了研究。二氧化硫是世界上最重要的大气污染物之一，其来源可分为两大类：自然污染的产生和人类的生产[8]。天然海洋硫酸雾、水和土壤的主要生产方式不是细菌、火山硫酸盐和有机化合物、硫氧化物释放、森林火灾、化石燃料燃烧、人造污染源、金属冶炼和加工生产、石油化工、采矿等。在大气中，80%-90%和二氧化硫通过化石燃料的燃烧被输送到大气中，燃烧化石燃料是二氧化硫的主要来源。二氧化硫是无色气体，具有强烈的刺激气味。这种低浓度、长期污染的气体会对自然环境、人类健康、工农业生产建设造成危害。二氧化硫很容易溶解于人体的血液中。长期滞留会引起许多疾病。根据相关研究，当硫酸浓度为0.01mg／m3年，百分之十的硫酸的浓度降低，可以减少0.5%的死亡率。它会对植物造成一些伤害。如果二氧化硫通过叶片进入植物体内，如果其生理功能浓度比植物长，则会导致植物生长缓慢，抗病性和抗药性强，导致死亡。主要症状是植物叶片表面的坏死斑点[9]。二氧化硫形成的酸雨已成为人类最严重的问题。它已被列为世界性的问题。主要是地表水、地下水、建筑物、草地、森林、文物和人民服装腐蚀所致。第四节国外二氧化硫排放控制手段1.4.1日本二氧化硫排放控制手段近20年来，日本经济快速发展，1950年来也出现了严重的环境污染问题。二氧化硫的排放量在60年代达到最大值，排放量约为500万t[10]。随着各项政策措施的实施，二氧化硫排放量逐年下降，目前已稳定在不到数十万吨的水平。烟气脱硫设备的普及为二氧化硫的减排做出了重要贡献。日本烟气脱硫装置的选择存在差异。烟气脱硫初期投资和运行费用过高。烟气脱硫的推广将对日本经济的发展产生负面影响。但事实证明，巨额的污染控制投资不仅影响了经济的发展，而且大大降低了污染物的排放量，极大地促进了环保产业的发展。控制日本二氧化硫污染的技术已保持在世界先进水平。这些技术和设备在国内外市场的销售给日本的经济发展带来了巨大的活力。在日本在烟气脱硫1970大投资的开始，一个6500万美元的年度投资，然后逐年增加，达到了1974，最高达到17亿1000万美元，相当于GDP的2%；在日本，环境污染治理投资达到GDP的6.5%和固定资产投资总额的18%。90年代以来，由于设备的不断改进和创新，新一轮的投资高潮已经掀起。日本治理二氧化硫污染的措施主要包括大量资金，大力推进环保产业发展，不断完善环境管理技术。后者的进展应受益于前两个方面的保护[11]。然而，中国面临的两大难题。第一，经济发展的投入和需求远远高于环保产业的投资和需求。因此，环境技术和工业都是实用而廉价的，不能开发，即使有技术，也不能大力推广。另一方面，环境恶化的改善需要巨大的经济代价。为了遏制这种恶性循环，我们必须加大对环境保护的投入，促进环保产业的发展[12]。日本的经验也证实，环境投资越早，直接投资造成的经济损失越少，而不是随后的治理和再投资。因此，加大环保投资是在中国二氧化硫减排的关键。1.4.2欧盟二氧化硫排放控制手段1990~2000年期间，中国十五人口的数量增加了2.5%，10%的能源消费增长，GDP增长23%，二氧化硫排放量下降60%，能源燃烧和排放减少了48%，工业生产下降了51%，交通运输业下降25%，农业下降17%，非能源部门减少54%。二氧化硫排放量的减少也会导致烟尘排放量的减少。欧盟高度重视大点源（主要是火力发电厂）的二氧化硫排放，颁布了一些非常严格的法规[13]，规定了火力发电厂的二氧化硫排放量。1990至1999年间，尽管发电量增加了16%，但电厂的二氧化硫排放量却下降了约60%。实施烟气脱硫、低硫煤、低硫油在二氧化硫减排中发挥了60%以上的作用。能源效率为20%，能源效率提高到10%，核电和水电的执行率高达10%。脱硫行业在中国的火电厂是最低的。然而，火电厂的二氧化硫排放量占总排放量的百分之四十。就火电安装能力而言，该国所建脱硫装置的比例很小。由于缺乏电力造成的电厂短缺在脱硫设施的滞后中发挥了更重要的作用[14]。因此，在二氧化硫排放控制中，控制二氧化硫在火电厂的排放，加快烟气脱硫设施的安装和运行是非常重要的。中国需要考虑两方面的法律和经济。我们不仅要颁布法令，严格要求电厂安装烟气脱硫装置，还要安排脱硫发电厂的资金和电价。1.4.3美国二氧化硫排放控制手段美国火电厂二氧化硫排放量占国家二氧化硫排放量的67%，火电厂二氧化硫排放量得到了更多的关注[15]。二氧化硫排放控制目标规定的清洁空气条例1990条在火力发电厂中第四集：在895万吨二氧化硫的排放量减少2010，到2003年底，美国的火力发电厂的二氧化硫排放量下降到1060万吨，1980低于百分之三十八。除了基于市场机制的总量控制方法外，二氧化硫排放交易系统[16]在美国得到了广泛的应用，使企业能够充分灵活地选择二氧化硫减排的形式。自今年年初以来，企业的排污权已经按照以前的能源消耗和排放量确定。最高排放限额是所有排污企业排放权的总和。这导致了一些脱硫技术与低成本的降低企业可以选择多种手段来减少二氧化硫的排放量将减少排放，并允许排放量可以保存，体积可下降或与其他企业交易后保存；为企业选择回到降低成本高，排放交易成本或其他公司排放。在过去的1995～2003年里，二氧化硫的排放量一直在波动，2003年底的价格高达215美元/吨，呈上升趋势。这种排污权交易方式可以大大降低减排成本。超过标准的企业需要支付相应的罚款。随着二氧化硫排放的成本和在中国脱硫电价调整增加，火电厂大力鼓励发展的相关措施来满足排放法规[17]。在这种情况下，积极探索国内外先进的脱硫技术，分析研究降低二氧化硫排放的有效途径，已成为火电厂未来发展的必由之路。

第二章烟气脱硫技术及其影响因素第二章烟气脱硫技术及其影响因素第一节烟气脱硫技术概括燃煤二氧化硫排放控制技术主要分为：燃煤前脱硫技术、燃烧脱硫和燃烧后烟气脱硫。1.1.1煤炭燃烧前脱硫煤燃烧前的脱硫技术是脱除原煤中的硫，脱除原煤中的硫，脱除原煤中的[18]。根据对二氧化硫排放的技术政策控制，大于3%的硫硫小煤矿应关闭。关闭含硫量超过3%的煤，硫还原装置不具备有效的，不固定安装脱硫和二氧化硫排放标准。除定点供应，脱硫装置已安装，和二氧化硫排放量已与标准用户一致。要建设一个含硫量超过1.5%的新煤矿，必须建立配套的洗煤装置。对于含硫量大于2%的现有煤矿，应配套相应的洗煤设备。清洗技术主要有物理法、化学法和微生物法种，共有三种[19]。主要物理方法是利用不同比例的煤、灰、黄铁矿脱除土壤、页岩和黄铁矿中的硫。在煤炭脱硫技术中，物理净化技术在世界上得到了广泛的应用。在物理净化技术，煤跳汰法是应用最广泛的，其次是重介质选煤浮选。高梯度强磁选和微波辐射目前被广泛应用。物理净化技术投资相对较低，运行成本相对较低，但脱硫率不高，不能从煤中脱除有机硫。黄铁矿的硫脱除率仅为50%左右，需对煤的物理净化进行改进。化学净化是用来去除各种物质之间的反应。煤中的硫转化为其他形式脱除煤中的硫。主要成分是硫的脱除，脱硫，脱硫，脱硫和加氢热解。除黄铁矿硫外，还可通过化学净化除去约50%的有机硫。但化学脱硫过程高，工艺流程复杂，投资和操作成本高。煤的化学反应后，热值、结焦、膨胀等对产品造成了破坏，在工业上难以大规模发展。微生物脱硫技术是自氧菌利用，能源的铁和硫，如氧化亚铁硫杆菌，硫硫杆菌和palaeobacteria。在黄铁矿表面，微生物被氧化溶解硫，产生硫酸和铁。目前，国内外开展了大量的基础性和应用性实验，研究微生物脱硫技术。在无机除硫、菌种选育、反应器设计开发等方面取得了一些成果，并进行了半工业性试验。微生物脱硫是一种投资少、能耗低、污染少的脱硫技术。减少脱硫，扩大煤炭使用范围，具有深远的意义。2.3.2煤炭燃烧中脱硫在煤燃烧过程中，将脱硫过程加入炉内，在石灰石、白云石粉等炉内加入脱硫剂，脱硫剂经加热分解为氧化钙、二氧化硫和氧化镁。两种物质与硫酸反应生成煤燃烧和除灰[20]。目前，燃烧过程中的脱硫技术主要有型煤固硫和循环流化床燃烧脱硫技术。固硫方法是由不同配比的原料、型煤、预固硫剂、粘结剂（石灰粉、大理石粉、电石渣等）经混合、挤压、干燥等工艺制成，具有一定强度和固定型煤[21]。二氧化硫在燃烧过程中产生的二氧化硫反应是在燃烧过程中产生的，在燃烧过程中产生硫酸盐和灰烬。与原煤相比，型煤具有反应活性高、燃烧条件好、固硫能力强、固硫能力强、节约煤量15%～25%等优点。目前，固硫型煤在民用领域得到了广泛的应用。但由于固硫方法、投资、市场等因素的影响，在锅炉的工业应用中推广得比较慢。循环流化床燃烧脱硫方法：循环流化床燃烧是循环流化床锅炉的关键设备。它是指用高温除尘器飞回原材料并回到循环流化床锅炉的燃烧方式[22]。具有循环流化床燃烧方式的特点是不仅可以用于各种煤的燃料，还可以用木炭和固体废弃物和其他物质作为燃料，可以在燃料流量系统液体燃料的混合燃烧；高速连续循环燃烧过程均匀稳定；当混合炉足够的燃料停留时间长，燃烧效率达到90%；在流化床石灰石反应时间长，钙硫比比较小（小于1.5）可使脱硫率达到90%；低温燃烧，NOx排放低于70%层燃烧。2.3.3燃烧后烟气脱硫国家脱硫和脱硫产品的脱硫方法可分为三种：湿法烟气脱硫（FGD和副产湿法）、半干法烟气脱硫（湿法脱硫、干法脱硫、干法烟气脱硫和副产品干燥）。湿法烟气脱硫（FGD）原理是指用选择性液体吸收剂（水或液体）脱除烟气中的二氧化硫[23]。它主要由石灰石-石膏法、双碱法、钠碱法、氧化镁法和氨吸附法组成。这种方法的特点如下：1。脱硫效率高，设备简单，占地面积小，能耗低。半干法烟气脱硫是指二氧化硫吸收到吸收塔，并配备液体脱硫塔（脱硫塔）。脱硫后，产品为干法净化工艺[24]。主要包括尾部加湿脱硫、喷雾干燥和循环悬浮半干法，其特点是：1。工艺设备简单，投资少；2。吸收剂易受产品腐蚀和堵塞，第三、耗水量不大；第四、操作更复杂，难以控制脱硫剂用量，吸收效率低。干法烟气脱硫是指通过干吸附剂或催化剂净化含二氧化硫烟气的过程[25]。主要包括活性炭脱硫、电子束脱硫等。该方法的特点是：（1）设备大、面积大、成本高；2。该工艺简单，无废水处理问题。在中国有严格的标准。在不久的将来，将执行更严格的标准。有些企业不能满足现行单一脱硫技术标准。通过多种手段控制和提高脱硫脱硫设备的脱硫效率是今后的发展方向。对几种湿法烟气脱硫技术的比较研究。第二节不同脱硫方法原理、影响因素及方法特征一、石灰石石膏法脱硫原理、影响因素及方法特征2.2.1.1工作原理石灰石-石膏（脱硫）是石灰石或石灰作为脱硫剂。石灰石粉研磨成粉和水进行脱硫浆液。石灰是用来吸收脱硫剂和石灰粉的消化和与水混合，使脱硫浆液。在脱硫塔，脱硫浆液混合烟气二氧化硫，烟气中的二氧化硫与碳酸钙浆液空气反应，最后产生的脱硫石膏[26]。2.2.1.2工艺过程燃气锅炉颗粒物燃烧进入脱硫塔、空塔和烟气逆流喷淋浆，具有吸附和氧化作用。吸收面积是脱硫塔，低氧化区，烟气脱硫塔的返混，泥尘循环。脱硫装置通常配备3-5循环泵，分别对应于循环泵。如果只有一个锅炉启动或锅炉负荷相对较低，可以关闭1-2层雾化喷淋装置，即脱硫塔仍保持较高的液气比，从而达到脱硫效果。有对脱硫塔的吸收区上部的两级除雾器和烟气的游离水，不会在两级除雾器超过75mg/Nm3。二氧化硫吸收后，脱硫液进入循环氧化带，在氧化带硫酸钙的氧化成石膏晶体的空气。同时在吸收氧化装置中加入新的石灰石浆液，加入脱硫剂配制装置，以补充石灰石与脱硫塔中二氧化硫的反应，使脱硫浆液的ph值保持在一定范围内。在反应过程中，当产品达到一定浓度，产品浆将排入副产物收集装置和脱硫石膏是由真空压力过滤等。脱硫过程方程式：CaCO3+SO2+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O+CO2CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O→Ca（HSO3）2氧化过程方程式：2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O→2CaSO4·2H2OCa（HSO3）2+O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2SO42.2.1.3影响因素①吸收剂密度和石灰石，碳酸钙，石灰石浆液供给的质量直接决定了石灰石的实际供给，石灰石纯度是影响天然石灰岩形成的质量的主要因素，在灰岩和灰岩的形成可以避免在开放过程中的一些杂质，碳酸钙含量的分布是不均匀的，从50%到90%。进入脱硫塔的低纯度的石灰石浆液量脱硫塔将无法维持浆液的pH值，这将降低脱硫效率，只有石灰石浆液可以保持脱硫液的pH值，这将增加在脱硫塔的杂质，导致石膏晶体结垢沉积，大大降低了脱硫塔安全。②液气比液-气比是湿法脱硫中一个重要的操作参数。它是指每立方米烟气洗涤液的体积，单位是m3。液气比的增加将提高脱硫塔的脱硫效率。当液气比低时，效果非常明显。当液气比增大时，气、液相传质系数增大，吸收更多的二氧化硫。然而，当液气比增大时，保留时间会降低，传质速率会降低，这不利于二氧化硫的吸收。在实际操作中，杂质较多的石灰石浆液反应性较差，能在一定程度上提高气液比，克服其不利影响。L/G比值的平均范围是15-25。对美国电力研究院计算程序优化的液气比是：16.57l/m3。③pH值浆料的pH值是湿法烟气脱硫系统运行中的一个重要的化学参数。它需要把重点放在测试和控制上。它可以对脱硫率的影响因素，氧化速率，吸收剂利用率和脱硫塔结垢。脱硫效率随ph值的增加而增大。当ph值较低时，石灰石的溶解性很好。这也会使亚硫酸氢氧化和石膏结晶更容易。然而，当ph值较高时，SO2的吸收效果会更好。pH值对系统的影响是非常复杂的。较低的ph值将大大降低湿法烟气脱硫过程中堵塞和结垢的风险。因此，在石灰石-石膏湿法烟气脱硫，pH值为6.0更合适。④钙硫比钙硫比（Ca／S）反映了钙含量与脱硫剂摩尔比和烟气中硫含量的比值。根据国外石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术的经验，钙硫比必须大于1。当钙硫比为1.02-1.05，脱硫剂的脱硫效果最好，最佳的利用率。当钙硫比不1.02-1.05、利用率和脱硫剂的脱硫效率明显下降，并将逐渐稳定，当钙硫比为1.05以上。如果钙和硫的比例增加过多，会影响浆液的pH值，即浆液ph值的增加，从而抑制脱硫反应，降低脱硫效率。⑤烟气流速烟气流速是塔截面设计的气体流速的最大值，单位为m／s。因此，烟气流速决定脱硫塔截面积，确定脱硫塔直径。流速越大，脱硫塔直径越小，脱硫塔的成本越低。但另一方面，考虑烟气流速越大，烟气与脱硫液的接触和反应时间越少，增加液滴的能力也随之增加，从而增加了风机的能耗。一个典型的脱硫塔烟气流速一般在2.5-5m/s范围。大多数的脱硫塔在3-4的范围内设计，以更高的速度发展。国外的经验表明，当烟气脱硫，烟气脱硫率是恒定的，与L/G烟气脱硫塔的流量降低液气比的增加，直接的好处是可以降低初始投资和脱硫塔循环泵、风机功率消耗增加，但功耗将循环泵减少。⑥浆液停留时间的影响淤浆在反应器中的平均停留时间也被称为泥浆循环的循环时间，它可以通过循环水流量除以反应池的体积来计算。浆体在反应器中停留时间长，有利于浆液中石灰石和二氧化硫的完全反应，使硫酸钙能充分氧化硫酸钙，生产出均匀、高纯度的脱水石膏。然而，延长浆体在反应器中的停留时间将导致反应器体积增大，氧化空气容量增加，混合器容量增加，设备成本增加，运行成本增加。对石灰石-石膏浆液停留时间是在3.5-8min范围更合适。⑦吸收液过饱和度的影响石灰石浆液吸收SO2生成CaSO3和CaSO4。石膏的结晶速率取决于石膏的过饱和度。在操作过程中，当相对饱和度超过一定值时，石膏晶体悬浮液中就产生石膏晶体生长。当相对饱和值达到较高水平时，将形成形核，同时在其它物质表面形成石膏晶体，使脱硫塔浆池表面结垢。不仅如此，石灰石颗粒表面也有晶体，可以减少石灰石的利用率和脱硫效率。相对饱和度一般控制在1.3-1.4。2.2.1.4方法特征（1）脱硫效率高。石灰石脱硫塔脱硫率可达95%，烟气中颗粒物含量降低。对于大型机组，用此法除去二氧化硫的量很大，便于管理部门和企业进行总量控制。（2）技术成熟，运行可靠性好。国外98%以上的火电厂采用石灰石石膏湿法脱硫装置，由于这种方法历史悠久，技术成熟，设备运行经验丰富，不受脱硫装置的影响。特别是脱硫技术的使用，将提高使用寿命，实现良好的投资效益。（3）吸附剂资源丰富，价格便宜。石灰石作为脱硫剂是一种在中国丰富的资源来源。石灰石在许多地区的质量也很高，其中碳酸钙含量超过90%，甚至碳酸钙含量也能达到95%以上。在脱硫过程中，石灰石是最便宜的，粉碎粉碎简单，钙利用率高。（4）对煤的变化具有很强的适应性。燃烧过程中产生的高硫煤（含硫量大于3%）或低硫煤（含硫量小于1%）的方法能很好地吸收烟气中的二氧化硫。（5）脱硫产生的脱硫石膏的利用率高。产生的副产品石膏脱硫方法。关于脱硫石膏的生产在日本每年250万吨。在德国，脱硫石膏的年产量约350万吨，这基本上是可重复使用的。脱硫石膏主要用于建筑材料和水泥缓凝剂。脱硫石膏的回收利用，不仅可以提高脱硫效率，降低运行成本，而且可以降低固体废弃物的处理成本，延长灰渣场的使用寿命。（6）技术进步非常快。近年来，国外对该方法进行了较为深入的研究，脱硫设备不断完善。例如，塔的吸收和安装可以实现原冷却、吸收和氧化。脱硫塔流量大幅度提高，喷嘴性能进一步提高。通过技术的不断进步和创新，有望解决大面积、高初始投资的问题。（7）土地面积大，一次性建设投资大。石灰石-石膏湿法脱硫工艺占地面积大。因此，现有的发电厂很难在没有脱硫的情况下使用该技术。其一次性投资高于其他投资。（8）运行费用高，能耗高。内部零件和脱硫塔的底部很容易腐蚀，造成污染或堵塞，污水处理的难度，为塔径石灰石的反应是严格的，然后，在某些情况下，脱硫烟气温度低于露点温度，这将导致烟囱的腐蚀。2.2.1.5量化分析脱硫过程中使用氧化钙（CaO）或碳酸钙（CaCO3）浆液吸收吸收塔中的二氧化硫。一个典型的过程主要包括：烟气系统（增压风机、气气换热器、烟道挡板），吸收系统（吸收塔浆液循环泵、氧化风机、除雾器），吸收剂制备系统（灰岩储层、磨石机、石灰石浆液箱、泥浆泵等）石膏脱水和存储系统（石膏浆液泵、真空脱水机）、废水处理系统、公用系统等。石灰石石膏工艺全面成熟，安全可靠，利用率在90%以上，能耗低。但基础设施投资较大，约占发电总投资的11%～20%。吸附剂有大量的宽恕和高成本设备运行。随着国产化程度的提高，其投资也在减少。对石灰石-石膏法的主要优点是，吸收剂资源丰富，价格低廉。副产物石膏可以丢弃并重复使用。高硫煤的脱硫率可达90%以上，低硫煤的脱硫效率可达95%以上。但传统工艺仍存在潜在的缺陷，主要表现为设备的结垢、堵塞、磨损和腐蚀。二、双碱法脱硫原理、影响因素及方法特征2.2.2.1工作原理双碱法是塔中的钠基脱硫剂desulphurate。钠基脱硫剂强，吸收二氧化硫，反应产物溶解度大。它不会导致过饱和结晶，导致结垢和堵塞。另一方面，脱硫产品在再生池回收和再生，再生后的脱硫剂钠然后回脱硫塔。双碱法脱硫工艺降低了投资和运行费用，更适合中小型锅炉的脱硫改造。2.2.2.2工艺过程烟气和脱硫液螺旋导流板和接触，与脱硫液雾化成雾滴直径0.1-1.0mm形成良好的雾化吸收面积。在烟气和脱硫液的碱性脱硫剂是完全暴露在雾化区完成脱硫和烟气除尘的进一步。脱硫后，烟气直接从塔出口进入风机，从烟囱排出。脱硫溶液采用外吸收法。二氧化硫吸收脱硫液进入再生池、再生反应和新石灰水。反应后，浆液流入沉淀池再生。沉淀池是一个完整的沉积物回收沉积物泥浆，切换到另一个再生池，然后使用人工降水清洁沉积物。在中国的对外运输垃圾的干燥处理。循环池内的再生沉淀液通过循环泵循环进入脱硫塔。此外，由于水会使炉渣脱硫液排出部分钠离子，因此需要在循环池中加入少量苏打水或废碱液。脱硫过程方程式：Na2CO3+SO2→Na2SO3+CO2↑2NaOH+SO2→Na2SO3+H2ONa2SO3+SO2+H2O→2NaHSO3再生过程方程式：Ca（OH）2+Na2SO3→2NaOH+CaSO3Ca（OH）2+2NaHSO3→Na2SO3+CaSO3.1/2H2O+3/2H2O2.2.2.3影响因素①pH值酸碱性是双碱生产过程中的一个重要因素。有效控制pH值的各个方面，可以减少整个系统的规模和堵塞趋势。否则，操作过程中pH值的控制不当也会引起结垢现象，造成较大的阻力。碱溶液的ph值与脱硫前的SO2浓度、排放标准的最大允许浓度和液气比有关。该系统的运行一般是矿浆槽的ph值约为11，再生池的ph值控制在6.8左右，既提高了脱硫吸收液的效率，又降低了进口塔的过饱和硫酸钙，防止了系统结垢。②液气比（L/G）在双碱法烟气脱硫系统，液气比表明，烟气与脱硫剂的接触面积。二氧化硫的吸收和液气比直接影响脱硫装置的投资和运行费用，如电耗。因此，液气比是一个非常重要的操作参数。通过对双碱法原理的分析，从排放要求和安全和经济的重要性两方面，液气比的操作参数，通过物料平衡计算公式的分析，提出了液气比的计算理论，液气系统pH值比，相互影响脱硫效率。液化石油气脱硫效率的试验研究不同于两种碱的脱硫效率和实验条件。③吸收液Na+浓度现有研究表明，循环液中的Na+浓度对脱硫效率有一定的影响，脱硫效率随浓度的增加而增加。于欣明、SiFang等认为Na+浓度越高，脱硫率越高。四房的研究也表明，脱硫效率变化不大，随Na+浓度在pH＞8，和最佳浓度的Na+的吸收液时。④吸收液硫酸根比例在双碱法烟气脱硫过程中，不可避免的会出现在亚硫酸溶液氧化循环。钙盐形式的硫酸溶液中的溶解度比SO2-3钙盐。硫酸部分积累的再生部分不存在硫酸脱硫能力。闫乃强[27]研究了钠钙双碱烟气脱硫脱硫塔旋流板塔。研究发现，当脱硫溶液的初始pH值高，SO2-4][对脱硫效率的影响不大，而pH值对脱硫效率的影响更大。这是由于硫酸盐离子存在于溶液中。硫酸根离子会与Na+占据的电荷平衡的一部分，从而降低了Na+在[活动]的解决方案，具有脱硫效果的影响，从而影响脱硫率。根据钼形成的说法，这是钠离子浓度的条件下，当硫酸根离子的总硫含量的增加会降低亚硫酸盐的数量，有效减少钠离子（Na+活性）的影响将不可避免地影响脱硫效果的影响。浓碱法脱硫试验表明，当硫酸根比从0.544增加到0.896时，脱硫效率从80.8%降低到75.6%。认为必须控制系统氧化，加入氧化剂抑制剂控制较低的pH值，以抑制亚硫酸盐氧化，提高脱硫能力。现有研究认为，硫酸根离子的存在会降低脱硫效率，但硫酸吸收液比例控制的研究现状。⑤进口二氧化硫浓度一般认为，脱硫效率随进口SO2浓度的增加而降低，双碱法烟气脱硫工艺不适合脱除高浓度SO2。随着入口SO2浓度的增加，双碱法脱硫的浓碱，与钼形成效率降低。随着SO2浓度的增加，气相质量质量的推进力和吸收速率增大。吸收液的ph值随着液相中二氧化硫浓度的增加而减小。吸收液的ph值直接影响气相中二氧化硫的平衡分压。ph值越低，气体平衡压力越高，出口效率越低。2.2.2.4方法特征（1）使用NaOHdesulfurizer，循环液基本上是氢氧化钠的水溶液，循环系统中的设备、管道和泵没有腐蚀和堵塞。（2）吸附剂的再生和脱硫渣的沉淀进行了塔外，从而减少在塔内结垢的可能性。因此，采用高效塔板或填料塔代替普通喷淋塔，大大降低了吸收塔的体积，降低了操作的液气比。（3）脱硫效率可达90%。（4）脱硫除尘一体化可以提高石灰的利用率，节约脱硫成本。（5）硫酸钠亚硫酸钠氧化副反应难以再生，不断补充系统氢氧化钠或碳酸钠，增加碱耗。此外，由于石膏的存在，石膏的质量也降低了。操作复杂，过程难以监控。通常只有当钙基吸收剂是很难获得的。2.2.2.5量化分析双碱法是美国通用汽车公司开发的一种脱硫方法。这是美国的一项主要烟气脱硫技术。利用钠碱吸收二氧化硫、石灰处理再生洗液，吸收碱石灰法的优点，避免其缺点。在改进两种脱硫技术的基础上发展起来的。双碱法分为吸附、再生和固液分离三个阶段。常用的基吸收剂NaOH。Na2CO3和亚硫酸钠。与石灰石和石膏湿法工艺相比，双碱法具有以下特点：（1）系统不以钠碱作为吸附剂产生沉淀物。（2）再生吸附和沉淀脱硫渣这两个过程都发生在脱硫塔，避免了塔的堵塞和磨损，提高了系统的可靠性和安全性，降低了运行成本。同时，采用高效塔板或填料塔代替空塔，不仅使系统更加紧凑，而且提高了脱硫效率。（3）钠基吸收液吸收快，因此，液气比越小，脱硫效率越高。（4）石灰在脱硫除尘一体化系统中的应用可以得到改善。双碱法的缺点是工艺流程多，投资增加。亚硫酸盐（Na2CO3）氧化副产物硫酸钠（Na2SO4）很难再生。它的存在降低了石膏的纯度。三、氨法脱硫原理、影响因素及方法特征2.2.3.1工作原理在与氨或氨水吸收锅炉烟气中的二氧化硫，硫酸铵浆液形成硫酸铵和铵系统浆液已浓缩干燥后得到硫酸铵产品；烟气脱硫排放直接通过水的蒸发；脱硫工艺以氨水和工艺补充水系统。该工艺系统主要包括烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂供应系统、亚铵氧化体系、工艺水系统和硫酸铵系统[28]。2.2.3.2工艺过程热烟气进入预洗塔，与吸收塔饱和硫酸铵溶液接触。烟气在此过程中冷却，从饱和硫酸铵溶液中析出硫酸铵晶体。冷却的烟气进入吸收塔，通过除雾器。在吸收塔中，烟气中的SO2被再循环液吸收。反应生成亚硫酸铵和亚硫酸铵，吸收液落入底部吸收池。然后将亚硫酸盐氧化成硫酸循环吸收池，吸收溶液的ph值由氨水控制。大部分的吸收液是循环的，一些吸收液被送到预洗塔。被吸收的烟被放置在大气中。预洗塔中的硫酸铵浆液进入脱水系统。先将水力旋流器脱水，然后用离心分离机得到硫酸铵滤饼。从水力旋流器和离心回收液预洗塔回收。硫酸铵肥料硫酸铵滤饼干燥造粒。脱硫反应方程式：NH3+SO2+H2O=NH4HSO32NH3+SO2+H2O=（NH4）2SO3（NH4）2SO3+SO2+H2O=2NH4HSO3NH4HSO3+NH3=（NH4）2SO3氧化过程方程式：2NH4HSO3+O2=2NH4HSO3NH4HSO4+NH3=（NH4）2SO42（NH4）2SO3+O2=2（NH4）2SO42.2.3.3影响因素①pＨ值对脱硫液pH值对脱硫效率影响很大。研究表明，当ph值从4.5上升到5时，脱硫效率从69.6%提高到94.1%，当ph值继续升高到5.76时，脱硫效率约为100%。这是因为浓度的（NH4）2SO3随脱硫溶液的pH值。在其他反应条件不变的情况下，随着浓度的（NH4）达到脱硫液中SO3一定水平，基本可以满足对模拟烟气中的SO2吸收的要求。因此，提高脱硫液的pH值对脱硫效率的影响不大。同时，氨的逃逸率将增加，由于不稳定的（NH4）2SO3。因此，适宜的湿氨脱硫溶液的ph值为5.5～6，不仅保证了较高的脱硫效率，而且减少了氨的逸出。②烟气停留时间脱硫效率随烟气停留时间的增加先增大后减小，但变化幅度很小，说明烟气停留时间对脱硫效率影响不大。塔内气液接触更充分，反应更彻底。但是，烟气中一定量的烟气增加，停留时间的增加是降低烟气中烟气流速的一种手段，减少了烟气的湍流，降低了烟气对液滴的阻力和阻力，但脱硫效率降低。③液气比L/G烟气脱硫效率随着L／G的增加而增加，当G／G从4增加到8时，脱硫效率提高3%，L／G继续增加，脱硫效率降低。L／G对脱硫性能的影响主要是通过改变气液传质的有效表面积来实现的。当气体量不变时，L／G增大，气液传质质量比表面积增大，脱硫效率增加。当L／G比增大到一定程度时，单位体积内的粒子数将由小液滴增加到液滴。由于碰撞效应，有效表面积的实际传质不再增加甚至减少，说明脱硫效率的提高趋势也会减慢。2.2.3.4方法特征（1）充分利用资源，将危害转化为；氨回收技术中的二氧化硫、氨回收转化为化肥，不产生任何废水、废液和废渣，无污染，都是一种真正意义上的污染物，符合经济周期对脱硫技术的要求。（2）脱硫副产品价值高；氨脱硫装置的运行过程为硫酸铵生产过程，运行费用相对较低，煤中硫含量高，运行成本低。公司可以使用便宜的煤，降低燃料成本和脱硫成本，用一把箭射两个老鹰。（3）与传统湿法脱硫技术相比，该装置具有阻力小、能耗低、氨脱硫活性高的特点，用于减少液体气体的排放。氨脱硫装置能充分利用原锅炉鼓风机的潜力，大部分风机不需要安装新的增压风机。即使原风扇没有电势，也可以对风扇进行适当的调整，或者增加风扇的小头。（4）先进的防腐和可靠的操作：氨回收法采用国外先进的重防腐技术，选用可靠的材料和设备，可靠性98.5%。脱硫脱硫产品为可溶性物质，脱硫液为液体，无污垢无磨损，易于实现plc和DCS的自动控制，操作控制简单。（5）设备占地面积小，便于改造旧锅炉。氨回收装置不需要原料预处理工艺，副产物的生产过程相对简单，处理量少，设备选择也不太大。脱硫设备面积、锅炉规模和硫磺脱硫液处理率约占硫铵工艺和锅炉罩面积的500，但相关系数很小，在整个硫酸铵正常处理区域内。（6）脱硫和脱氮均能满足环保要求，氨对氮氧化物的吸附效果相同。此外，亚硫酸铵的脱硫过程的形成也影响了氮氧化物的还原，从而达到氨的脱硫脱硝。（7）自主知识产权技术适合长期推广。氨回收烟气脱硫（FGD）是一种具有自主知识产权的脱硫技术。因此，投资少，更有利于长期全面推广。2.2.3.5量化分析氨法烟气脱硫（NH3-FGD）过程是一个非常古老的方式来使用氨作为吸收剂对烟气中的SO2出去。利用NH3作为脱硫剂脱除废气中二氧化硫的研究可以追溯到上世纪30年代。1935、庄士敦（h.f.johnstone）上公布的nh3-so2-h2o体系溶液的热力学数据揭示了氨法脱硫的基本原理。9世纪末，日本和意大利等国开始发展氨法烟气脱硫工艺，并取得了成功，但在山区经济技术等方面应用的因素却少之又少。进入90年代后，随着技术的进步和脱硫观念的改变，氨脱硫技术的应用也逐渐增多。氨法脱硫工艺具有其他工艺不具备的特点。氨是基本性能的良好吸收剂。从化学机理来看，氨与SO2的反应可与酸碱中和反应。较强的吸附剂，更好的吸收反应。氨比钙基吸收剂强。从对钙基吸收剂吸收的物理机制与SO2发生的分析是一种气固反应，不仅反应速度慢的利用率低，反应不完全，吸收，并需要大量的电力设备和吸收磨削，浆液雾化，浆循环提高吸收剂的利用效率。通常设备庞大，系统复杂，能耗高。烟气中的氨和SO2是气体、液体或气体反应。反应速度快，反应完全，吸收剂利用率高，脱硫效率高。与钙基脱硫工艺相比，系统简单，设备小，能耗低。此外，氨脱硫副产物还可在某些特定区域用作肥料，降低部分脱硫成本。但就脱硫而言，是一个理想的氨脱硫吸附剂，但其价格很高，比如廉价的石灰石吸收剂。影响氨脱硫工艺大规模应用的主要因素是运行费用高。四、氧化镁法脱硫原理、影响因素及方法特征2.2.4.1工作原理氧化镁也叫镁乳脱硫吸收法。采用氧化镁浆液、氢氧化镁作吸收剂，吸收烟气中的二氧化硫生成硫酸镁和硫酸镁。硫酸脱水脱水，然后煅烧分解。为了恢复硫酸镁，在高浓度的二氧化硫和氧化镁中加入少量的焦炭煅烧硫酸盐和亚硫酸盐。水合后，氧化镁变成氢氧化镁，可以继续用作吸收剂。高浓度二氧化硫可用于硫酸或硫磺的生产[29]。2.2.4.2工艺过程在烟气脱硫塔脱硫除尘塔由水冷却装置底部安装在烟气脱硫塔的烟气温度对SO2的化学反应更适合入口，在降低烟气流速的增加反应时间的旋流板目标入口烟气层，塔的效果，实现气体分布均匀。在旋流板的顶部，有三层喷头，与底部的烟气反向接触，充分反应。吸收塔吸收二氧化硫后，氧化镁变成亚硫酸镁，部分从烟气中的氧被氧化成硫酸镁。混合浆液通过脱水干燥除去固体表面水和结晶水。干燥后，得到亚硫酸钠和硫酸镁。净化后的烟气通过烟囱排放到大气中。脱硫反应方程式：MgO+H2O→Mg（OH）2Mg（OH）2+SO2+5H2O→MgSO3·6H2OMgSO3·6H2O+SO2→Mg（HSO3）2·5H2OMg（HSO3）2+Mg（OH）2+10H2O→2MgSO3·6H2O⑵氧化反应：Mg（HSO3）2+1/2O2+6H2O→MgSO4·7H2O+SO2Mg（HSO3）2+1/2O2+7H2O→MgSO4·7H2OMg（OH）2+SO3+6H2O→MgSO4·7H2O2.2.4.3影响因素①烟气流量（G）对于特定吸收塔，在其它条件不变的情况下，提高了G的流量，降低了SO2的去除率。与此相反，随着G的降低，脱硫效率将得到提高。g通过改变吸收液提供的传质面积影响脱硫效率。在吸收塔烟气流速和气体流量的增加，有助于减少膜的厚度，逆流喷淋塔也有助于提高雾滴密度和停留时间的增加吸收面积，和传质系数，提高SO2的吸收，从而降低循环浆液量，减少循环泵的功率消耗。另外，通过大截面吸收塔的处理，可以降低吸收塔的投资成本。尽管增加气体流量可以提高传质系数K，但流动率太高，烟气夹带更多滴通过除雾器，会造成腐蚀的吸收下游。因此，对回流喷淋塔的流量上限通常是由除雾器性能有限。在此过程中，废气喷淋塔的流量为3～5m/s。②液气比（L/G）在湿法烟气脱硫过程中，吸收塔烟气洗涤量的大小需要碱性吸收剂循环浆液的体积。吸收液流量反映了吸收过程的驱动力和吸收速率，对烟气脱硫系统的技术性能和经济性有重要影响。循环浆液的大小决定了二氧化硫吸收的表面积（即值）的大小。逆流喷淋塔喷淋液滴的总表面积与喷雾浆液的体积成正比。在烟气流量恒定的情况下，烟气循环液与吸收液流量成正比，循环塔浆液流量在吸收塔中增加，提高了脱硫效率。第二个作用是增加液膜的影响系数。增加L/G不仅增加了传质表面积，也提高了SO2的吸收的总碱含量和NakaKazuno，和总传质系数K也有所提高。l的第三个作用是防止缩放。提高液气比有利于提高吸收区的自然氧化速率，降低强制氧化负荷。然而，如果L／G过高，浆液的体积增大，电耗增加，因此选择合适的液气比对湿法烟气脱硫至关重要。③浆液pH值和镁/硫（Mg/S）摩尔比循环浆液的ph值对脱硫率影响最大，在一定范围内，内存在线。氧化镁湿法烟气脱硫过程中浆料的ph值较低，有利于氧化镁的应用。因此，当ph值较高时，浆料需要较长时间停留在反应中，从而提高脱硫效率，提高吸收剂的利用率。因此，根据脱硫率的要求，应寻求最佳的浆液ph值，以确定最佳的氧化镁与硫的比例。镁硫比理论为L，但在实际应用中，镁硫比的典型范围为1～1.10，高级玉米饼的吸收率为1～1.05。镁硫吸收剂利用率的倒数。最佳氧化镁比的确定也考虑到吸附剂的成本、投资成本和由L／G引起的能源成本增加，然而，当副产品的纯度是为了保证系统的性能时，最大平均比率通常受副产品纯度的限制。④循环浆液固体（包括溶解性）浓度泥浆中固体的含量通常由浆体的密度或泥浆质量的质量分数来维持。只要提供适当的颗粒以防止结垢，最低泥浆的固体含量不应少于5%。矿浆浓度越高，脱硫率越高。然而，高固体泥浆会在泥浆泵、搅拌器、管道和阀门上产生更多的磨损。因此，泥浆固含量的上限不应增加泥浆泵的磨损。吸收剂浆的浓度也是控制过程中的一个参数。通常，通过控制吸收器的输出平衡，可以控制浆液的大小，控制浆液浓度。在镁脱硫过程的研究中，根据硫酸镁（低水溶性）或硫酸镁（高水溶解度）回收的产品，认为该系统的最低磨损率是控制浆料的固含量。2.2.4.4方法特征（1）原材料来源丰富；在中国，氧化镁的储量十分可观。目前，氧化镁探明储量约1亿6000万吨，约占世界的80%。资源主要分布在辽宁、山东、四川、河北省，其中辽宁占总数的84.7%，其次是山东和莱州，占总数的10%，其他主要是河北邢台河，四川干热岩、戴汉洛元、甘肃、江苏、无盖。因此，氧化镁可以用于电厂的脱硫系统脱硫剂。（2）脱硫效率高，氧化镁的化学反应活性比钙基吸附剂大得多。此外，氧化镁的分子量小于碳酸钙和氧化钙的分子量。因此，在相同的条件下，氧化镁的脱硫效率要高于钙法。总的来说，氧化镁的脱硫效率可达95-98%。（3）投资成本低，氧化镁作为脱硫剂有其独特的优势。因此，在吸收塔结构设计中，可相应减少浆液循环量、系统体积和功率设备，使脱硫系统投资成本降低20%以上。（4）脱硫系统运行成本低、运行费用低、水、电蒸汽消耗成本是决定脱硫系统运行成本的主要因素。氧化镁的价格比氧化钙高，但氧化镁的碳酸钙含量减少了40%。蒸汽、蒸汽的消耗和液气比是一个非常重要的因素，直接关系到整个系统的脱硫效率和系统的运行成本。石灰石-石膏体系，液气比一般大于15L／m3，而氧化镁是小于7升/立方米，所以氧化镁技术可以节约很大一部分成本。与此同时，氧化镁法副产品的销售可以抵消很大一部分成本。（5）是不可靠的；最大的优势相比，钙镁脱硫法具有设备结垢问题，确保脱硫系统安全、有效运行，同时，在pH值6.0-6.5镁的控制，对设备的腐蚀问题，在这种情况下，它是解决一定程度上。一般来说，镁脱硫对实际工程的安全性能有很强的保证。2.2.4.5量化分析氧化镁法也是美国烟气脱硫系统中较为常用的方法之一。目前，MgO装置已在美国安装。虽然氧化镁（MgO）系统更复杂，运行成本更高，但它确实非常重要。这主要是因为该方法脱硫效率高（一般90%以上），mg2so3和硫酸镁的溶解度大，不结垢问题常见的石灰石-石膏体系，再生的最终产品，不仅节省吸收剂也消除了麻烦的浪费，因此这种方法的应用在美国广泛。氢氧化镁是以氢氧化镁作为碱性吸收剂，通过空气氧化将其吸收到硫酸镁溶液中的一种技术。五、四种脱硫方法影响因素与优缺点比较2.2.5.1影响因素比较四种脱硫方式影响因素见表2.1。表2.1影响因素方法名称石灰石石膏法双碱法氨法氧化镁法影响因素①吸收剂②液气比③pH值④钙硫比①pH值②液气比③吸收液Na+浓度④吸收液硫酸根比例⑤进口二氧化硫浓度①ｐＨ值②烟气停留时间③液气比L/G①烟气流量②液气比③pH值和镁/硫摩尔比④循环浆液固体（包括溶解性）浓度由上表可知：液气比及pH值是所有方法的影响因素，所以本次研究也将针对这两种影响因素进行实验研究分析2.2.5.2优缺点比较四种脱硫方法的优缺点见表2.2。表2.2四种脱硫方法的优缺点优缺点方法名称优点缺点石灰石石膏法（1）世界各地广泛应用；脱硫效率高。（2）处烟气量比较大，尤其适合大型机组。（3）煤种适应性较广，尤其适用于高硫煤机组。（4）副产品石膏能够回收再利用。脱硫设施成本占电厂总投入的10%-13%；运行费用高；占地使用面积大；耗电量也相对较高；脱硫塔塔内构件和底部容易被腐蚀，最终产生结垢或者堵塞；废水处理难度较大；对入塔反应的石灰石粒径要求严格；脱硫后的排烟温度在某些情况下低于酸露点，会对烟囱造成腐蚀。双碱法（1）用NaOH脱硫，循环水基本上是NaOH的水溶液，在循环过程中对水泵、管道、设备均无腐蚀与堵塞现象，便于设备运行与保养。（2）吸收剂的再生和脱硫渣的沉淀发生在塔外，这样避免了塔内堵塞和磨损，提高了运行的可靠性，降低了操作费用；同时可以用高效的板式塔或填料塔代替空塔，使系统更紧凑，且可提高脱硫效率。（3）钠基吸收液吸收SO2速度快，故可用较小的液气比，达到较高的脱硫效率。NaSO3氧化副反应产物Na2SO4较难再生，需不断的补充NaOH或Na2CO3而增加碱的消耗量。另外，Na2SO4的存在也将降低石膏的质量。氨法（1）由于氨具有更高的反应活性，且硫酸铵具有极易溶解的化学特性，因此氨法脱硫系统不易产生结垢现象。（2）氨法脱硫对煤中硫含量的适应性广，低、中、高硫含量的煤种脱硫均能适应，特别适合于中高硫煤的脱硫。氨是生产化肥的原料。以氨为原料，实现烟气脱硫，生产化肥，不消耗新的自然资源，不产生新的废弃物和污染物。（3）系统简单、设备体积小、能耗低。氨法脱硫的首要问题是围绕着如何对付氨的易挥发性，防止氨随脱硫尾气溢出损失。引发二次污染。硫酸铵溶解度随温度变化很小，结晶析出硫铵的方法一般采用蒸发结晶，消耗额外蒸汽。硫酸铵及亚硫酸铵会对人体造成伤害。长期用于土地将使土壤酸化板结。氧化镁法（1）在化学反应活性方面氧化镁要远远大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量较碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其它条件相同的情况下氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率。（2）镁法脱硫相对于钙法的最大优势是系统不会发生设备结垢堵塞问题，能保证整个脱硫系统能够安全有效的运行。（3）由于镁法脱硫的反应产物是亚硫酸镁和硫酸镁，综合利用价值很高。一方面我们可以进行强制氧化全部生成硫酸镁，然后再经过浓缩、提纯生成七水硫酸镁进行出售，另一方面也可以直接煅烧生成纯度较高二氧化硫气体来制硫酸。（4）对于氧化镁脱硫技术而言，对于后续处理较为完善，对SO2进行再生，解决了二次污染的问题。吸收系统为了提高硫酸镁的纯度在吸收塔的浆液槽内需要加强制氧化，因此吸收塔的结构与再生氧化镁的塔体结构就有所不同，氧化的同时需要不停的搅拌，动力消耗也会相应提高。增加了除杂系统在吸收塔出来的浆液含有很多杂质，会影响硫酸镁的品质，因此需要增加除杂系统对硫酸镁溶液进行提纯。第三章脱硫方法在电厂燃煤锅炉烟气治理实验第三章脱硫方法在电厂燃煤锅炉烟气治理实验第一节电厂燃煤锅炉的选择及煤质分析3.1.1锅炉的选择由于这一地区的燃煤发电厂锅炉有限公司脱硫设施更加完善和具有代表性的四个锅炉为研究对象的唯一选择，炉型选择四种方法分别为：石灰石-石膏-1#模型qxx91-1.6/130/70-h；双碱法-2#模型qxw72-1.6/150/90-h；氨3#wg-260/9.8-w8氧化镁qxl58-1.6/130/70-aii方法。属于1#锅炉循环流化床锅炉，对91mw额定输出；2#强制循环流化床锅炉往复炉排锅炉，72MW额定输出；3#属于锅炉循环流化床锅炉，260吨/小时的额定输出；4#属于锅炉强制循环链58MW锅炉，额定容量。3.1.2燃烧煤质中硫分含量煤中总硫含量包括有机硫、黄铁矿和硫酸盐，前两部分是燃烧后生成的可燃硫、二氧化硫，第三部分不包括可燃硫、灰分。一般情况下，可燃硫磺总硫含量为70%～90%，平均为80%[30]。根据硫磺燃烧的化学反应方程式，可以知道，燃烧时，可燃硫磺被氧化成二氧化硫，燃烧后的1克硫磺生成2克二氧化硫。它的化学反应方程式是：S+O2=SO2

根据上述化学反应方程式，燃煤产生的二氧化硫排放量计算公式如下：

G＝2×80%×W×S%＝16WSG——二氧化硫排放量，单位：千克（Kg）

W——耗煤量，单位：吨（T）

S——煤中的收到基全硫分含量本研究选取了四个电厂锅炉的距离，与煤锅炉有一定的差异，煤的硫分不同，所以对煤到煤前都充分意识到监控，在锅炉监测中对锅炉中的煤进行了调查和抽样调查，见表3.1。表3.1锅炉燃煤煤质分析锅炉编号燃煤种类燃煤产地燃煤使用量（t/h）收到基全硫（%）收到基地位发热量（MJ/kg）1#褐煤锡林郭勒盟280.6417.820.6617.902#褐煤白音花230.9615.000.9315.023#褐煤元宝山520.5520.380.5720.264#褐煤元宝山170.7721.430.7921.46备注每个企业连续采样两天进行硫分及发热量的化验，燃煤使用量以85%负荷状态统计。3.1.3二氧化硫初始浓度与折算浓度的含义由于各种锅炉和锅炉的燃烧方法，为了统一锅炉二氧化硫的规模控制，环境保护部已明确由国家环保部门规定的标准排放浓度，包括温度101325paK273、压力、烟气氧含量（氧含量6%的燃煤发电厂）。锅炉参考数据的排放浓度等于标准值的排放浓度。[31]环境保护局的监测数据按标准计算，以确定超标程度是否应受到处罚，并计算出排放总量。测量值与重量相同。第二节监测期间锅炉运行状况实验者对每个锅炉进行现场取样和监测两天。在监测过程中，锅炉负荷保持在85%。各锅炉的环保设施正常运行。在脱硫剂的加入，一切以正常生产量为标准的企业。第三节采样方法及注意事项3.3.1采样仪器烟气中的气态物质（O2、SO2、NOx）的生产应用技术研究所青岛崂山3012崂山应自动烟尘（气）测试仪（08代），与HJ/t397-2007标准要求一致决定的，崂山应该3012型自动烟尘（气）测试仪（08代）主要参数表3.2。表3.2烟气采样仪技术指标主要参数应用范围解析度系统误差烟气温度（0～500）℃；可扩充到800℃0.1℃优于±3℃等速采样流速（5～45）m/s0.1m/s优于±5%烟气动压（0～2000）Pa1Pa优于±1%FS烟气静压（-30～+30）KPa0.01KPa优于±1%FS烟气采样流量不小于1.0L/min烟气浓度O2（0～25）%0.1%示值误差：优于±5.0%重复性：≤2.0%响应时间：≤90S稳定性：1小时内示值变化≤5.0%SO2低量程：（0～860）mg/m3高量程：（0～4300）mg/m31mg/m3NO（0～1340）mg/m31mg/m3NO2（0～1030）mg/m31mg/m3工作条件：环境温度（-20～45）℃；湿度（0～95）%；大气压（80～110）KPa3.3.2采样方法SO2采样方法执行《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》（GB/T16157-1996）、《固定源废气监测技术规范》（HJ/T397-2007）和《锅炉烟尘测定方法》（GB5468-91）进行；煤质采样方法执行《商品煤样人工采取方法》（GB475-2008）。3.3.3采样步骤1、采样点的确定。由于气态污染物存在于取样部分，一般是混合均匀的，烟道中心附近的一个点可用作采样点。2、采样系统的连接和安装（a）检查和微粒过滤器清洗必要时预处理器、除湿机和气体管道更换。（b）根据指示的取样管、取样预处理器和检测器的气体电路和电路。（c）连接管道应尽可能短。当使用较长的管道时，应防止样品气体冷凝，必要时应加热。3、取样和测定（a）取样管置于周围空气中，连接仪器的功率，仪器自检零点后自动进入测量状态。（b）采样管插入烟道，堵住采样孔使它不漏气，和确定的仪器可以记录测试数据保持烟。（c）读取后，取样管从烟道中取出并放置在周围空气中，并抽取洁净空气。在仪表符合指示要求之前，取样管插入烟道进行第二次试验。（d）重复（b）-（c），直至测试完成为止。（e）测量完成后，将取样管从烟道中取出，放置在周围空气中，直到指示仪表符合指示要求，然后自动或手动关闭。3.3.4计算方法根据《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），气态污染物折算排放浓度规定进行折算，计算公式如下:式中：O2－基准氧含量（%）；火电厂燃煤锅炉基准含氧量为6%。

O′2－实测氧含量（%）；C－二氧化硫折算浓度，mg/m3;C′－二氧化硫初始浓度，mg/m3;3.3.5注意事项（a）为了防止连接管和仪表取样气中水分的冷凝干扰，应对燃气管道进行加热和保温，并配备烟气预处理装置，对收集的烟气进行过滤、除湿和气液分离。除湿后除湿机不超过5%时，应将被测气体中的污染物损失掉。（b）对于烟气二氧化硫和氮氧化物的测试，具有负压阻力的仪表大于烟道的负压。否则，采样率降低，测试浓度低。（C）浓度恒定电位电解烟气分析仪烟气二氧化硫、氮氧化物和其他测试应该显示在看完表稳定，读取采样探头出来，放置在空气中，在20mg/m3清洁传感器仪器，然后取样探头插入烟道两试验。测试后，仪器应放置在干净的空气中，继续泵和吹传感器，直到仪器符合指示，然后关闭。（d）固定电位电解烟气分析仪的烟气监测。试验结束前，仪器不应关闭和重新启动，以防止仪器零点的变化，影响测试的准确性。第四节质量保证措施为保证试验数据的准确性，取样过程严格按照有关技术规范操作，取样质量主要从以下几方面加以保证：（1）本次监测的所有气体收集和测试人员均获核证。有质量控制人员进行室内分析和现场监测。（2）根据国家环境保护总局发布的《环境监测质量保证管理条例（暂行）》的要求进行监测，并全面执行《程序文件》、《质量手册》和《一般工作指导书》的有关规定。（3）崂山3012自动烟（气）测试仪（08代）中的样品在校正前后烟气的校正结果，允许误差均小于5%。（4）抽样地点的建立和分析，以及有关国家标准的确定。（5）污染物应平行取样以减少试验误差。第五节监测结果及数据分析3.5.1电厂锅炉正常运行状态下监测结果各方法对应的监测结果如下。表3.31#锅炉监测结果表锅炉编号监测点位监测项目监测结果执行标准第一天第二天123456第1次第2次第3次第1次第2次第3次1#锅炉脱硫塔进口烟气量（Ndm3/h）135389135848135642135605135124135877-含氧量（%）4.54.64.64.54.64.5-SO2初始浓度（mg/m3）163216241635166316531589-SO2折算浓度（mg/m3）163216241635166316531589-SO2排放量（Kg/h）220.95220.62221.77224.51223.36214.91-脱硫塔出口烟气量（Ndm3/h）137045137489137617137003137199137433-含氧量（%）6.56.66.66.56.56.6-SO2初始浓度（mg/m3）565358575955-SO2折算浓度（mg/m3）585560596157100SO2排放量（Kg/h）7.677.297.987.818.097.56-脱硫效率（%）96.4496.6196.3396.4596.3196.41-备注按《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》（HJ/T179-2005）的规定，石灰石石膏法脱硫效率的计算是以按其中SO2折算浓度进行计算。平均脱硫效率96.43%。表3.42#锅炉监测结果表锅炉编号监测点位监测项目监测结果执行标准第一天第二天123456第1次第2次第3次第1次第2次第3次2#锅炉脱硫塔进口烟气量（Ndm3/h）145688146070146007145682146203145464-含氧量（%）6.96.86.96.86.76.8-SO2初始浓度（mg/m3）226822832284225322762275-SO2折算浓度（mg/m3）193019291944190419101923-SO2排放量（Kg/h）330.42333.48333.48328.22332.76330.93-脱硫塔出口烟气量（Ndm3/h）149971149862150925150287151585149341-含氧量（%）8.07.98.28.17.98.0-SO2初始浓度（mg/m3）247239243244245248-SO2折算浓度（mg/m3）228219228227224229400SO2排放量（Kg/h）37.0434.8236.6736.6737.1437.04-脱硫效率（%）88.7989.2689.0088.8388.8488.81-备注往复炉排锅炉属于层燃炉，执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表1标准平均脱硫效率为88.92%。表3.53#锅炉监测结果表锅炉编号监测点位监测项目监测结果执行标准第一天第二天123456第1次第2次第3次第1次第2次第3次3#锅炉脱硫塔进口烟气量（Ndm3/h）206960204595207109206327205891205716-含氧量（%）7.67.57.67.77.47.6-SO2初始浓度（mg/m3）181518021784179318251836-SO2折算浓度（mg/m3）203220021997202220132055-SO2排放量（Kg/h）374.63368.68369.48369.94374.75377.69-脱硫塔出口烟气量（Ndm3/h）225016217659216467223653221059219813-含氧量（%）8.18.38.28.18.18.0-SO2初始浓度（mg/m3）383637353837-SO2折算浓度（mg/m3）444343414443100SO2排放量（Kg/h）8.557.848.017.838.408.13-脱硫效率（%）97.7297.8797.8397.8897.7697.85-备注平均脱硫效率为97.82%。表3.64#锅炉监测结果表锅炉编号监测点位监测项目监测结果执行标准第一天第二天123456第1次第2次第3次第1次第2次第3次4#锅炉脱硫塔进口烟气量（Ndm3/h）109927108623109394109392110329110024-含氧量（%）7.17.06.96.87.07.1-SO2初始浓度（mg/m3）218221662171214421792113-SO2折算浓度（mg/m3）188418571848181218681824-SO2排放量（Kg/h）239.86234.28237.49234.54240.41232.48-脱硫塔出口烟气量（Ndm3/h）121968121726121605120747119508122623-含氧量（%）7.57.47.77.67.97.5-SO2初始浓度（mg/m3）179179173180178176-SO2折算浓度（mg/m3）159158156161163156400SO2排放量（Kg/h）21.8321.7921.0421.7321.2721.58-脱硫效率（%）90.9090.7491.1490.7391.1590.72-备注链条炉锅炉属于层燃炉，执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）表1标准平均脱硫效率为90.90%。注：1#：石灰石石膏法；2#：双碱法；3#：氨法；4#：氧化镁法。图1不同脱硫方法脱硫效率比较从监测结果；四种脱硫方法是在二氧化硫浓度对企业正常生产条件下的对应标准值的烟气排放有效，对脱硫效率，脱硫氨比石灰石-石膏法优于双碱法优于氧化镁。3.5.2脱硫塔内不同液气比情况下监测结果在其它条件正常的情况下，提高脱硫塔内液气比（避免二氧化硫过量排放、只提高液气比，不降低液气比），脱硫液用量分别增加10%、20%和30%。在这三种情况下，监测结果如下。表3.71#锅炉监测结果表（增加10%脱硫液的量）锅炉编号监测点位监测项目监测结果执行标准第一天第二天123456第1次第2次第3次第1次第2次第3次1#锅炉脱硫塔进口烟气量（Ndm3/h）133762134028134791133896133622134720-含氧量（%）4.44.34.34.44.44.2-SO2初始浓度（mg/m3）167316281653162116391619-SO2折算浓度（mg/m3）160915551589155915761537-SO2排放量