脱硫工艺论文

前言：想要写出一篇令人眼前一亮的文章吗？我们特意为您整理了5篇脱硫工艺论文范文，相信会为您的写作带来帮助，发现更多的写作思路和灵感。

脱硫工艺论文范文第1篇

关键词：大气治理，脱硫脱硝，一体化技术

中图分类号：TH162 文献标识码：A

1引言

我国自然资源分布的基本特点是富煤、贫油、少气，决定了煤炭在我国一次能源中的重要地位短期内不会改变。根据《中国能源发展报告》提供的数据，2012年我国煤炭产量36.6亿吨，其中50%以上用于燃煤锅炉直接燃烧。预计到2020年我国发电用煤需求将可能上升到煤炭总产量的80％，每年将消耗约19.6～25.87亿吨原煤。SO2、NOx作为最主要的大气污染物，是导致酸雨破坏环境的主要因素，近年来燃煤电厂用于治理排放烟气中SO2、NOx的建设和运行费用不断增加，因此研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收工艺，有着极其重要的社会效益及经济效益。

2 联合脱硫脱硝技术

2.1 碳质材料吸附法

装有活性炭的吸附塔吸附烟气中的SO2，并催化氧化为吸附态硫酸后，与吸附塔中活性炭一同送入分离塔进行分离；然后烟气进入二级再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被还原成N2和水；在分离塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高温下热解再生，并释放出高浓度SO2。最新的活性炭纤维脱硫脱硝技术将活性炭制成直径20微米左右的纤维状，极大地增大了吸附面积，提高了吸附和催化能力，脱硫脱硝率可达90%左右[1]。

图1 活性炭吸附法工艺流程图

2.2 CuO吸收还原法

CuO吸收还原法通常使用负载型的CuO当作吸收剂，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脱硫脱硝原理是：往烟气中注入一定量的NH3，将混合在一起的烟气通过装有CuO/AL2O3吸收剂的塔层时，CuO和SO2在氧化性环境下反应生成CuSO4，不过CuSO4和CuO对NH3进行还原NOx有着极高的催化性。吸收饱和后的吸附剂被送往再生塔再生，将再生的SO2进行回收[2]。其吸收还原工艺流程如图2所示。

图2 CuO吸附法工艺流程图

3 同时脱硫脱硝技术

3.1 NOXSO工艺

NOxSO为一种干式、可再生脱除系统，能脱除掉高硫煤烟气中的SO2与NOx。此工艺能被用于75MW及以上的电站及工业锅炉高硫煤烟气的脱硫脱硝。此工艺再生生成符合商业等级的单质硫，是一种附加值很高产品。对期望提高SO2与NOx脱除率的电厂及灰渣整体利用的电厂，该工艺有极强的竞争力[3]。

图3 工艺流程图

3.2电子束法

电子束法[4]即是一种将物理和化学理论综合在一起的脱硫脱硝技术。借助高能电子束辐照烟气，使其产生多种活性基团以氧化烟气中的SO2与NOx，得到与，再注入烟气中的NH3反应得到与。该烟气脱硫脱硝工艺流程如图4所示。

图4 电子束法脱硫脱硝工艺流程图

3.3 脉冲电晕等离子体法

脉冲电晕等离子体法可于单一的过程内同时脱除与；高能电子由电晕放电自身形成，不需要使用昂贵的电子枪，也无需辐射屏蔽，只用对当前的静电除尘器进行稍微改变就能够做到，且可将脱硫脱硝和飞灰收集功能集于一身。其设备简单、操作简单易懂，成本相比电子束照射法低得多。对烟气进行脱硫脱硝一次性治理所消耗的能量比现有脱除任何一种气体所要消耗的能量都要小得多,而且最终产品可以作肥料，没有二次污染。在超窄脉冲反应时间中，电子得到了加速，不过对不产生自由基的惯性大的离子无加速，所以，此方法在节能方面有着极大的发展前景，其对电站锅炉的安全运行不造成影响。所以，其发展成为当前国际上脱硫脱硝工艺研究的热点[5]。其工艺流程如图5 所示:

图5 脉冲电晕等离子体法脱硫脱硝工艺流程图

4 烟气脱硫脱硝一体化实例应用

本案例是根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝工艺试验，使变成极易为碱液所吸附的。因为珠海发电厂脱硫系统在脱硝进行前己经完成，只用增加脱硝装置就行。而且脱硫脱硝一体化的重点在于的氧化，所以为实现脱硫脱硝一体化技术，深入研究分析氧化剂的试验功效并确定初步工艺参数，为以后工业试验及示范工程提供理论及试验基础，在珠海发电厂脱硫装置同时进行了脱硝测量[6]。

4.1氧化剂的配制

氧化剂配制：在氧化剂配制槽中，注入适量水及浓度在50%的氧化剂，其主要成分是，搅拌均匀后配制浓度分别是39.5%、30%的氧化剂[7]。

4.2 测量仪器

烟气分析仪:英国KANE公司生产的KANE940，性能是对、、的浓度以及烟气温度，环境温度，烟道压力等分析。烟气连续分析仪：德国MRU公司生产的MGA-5，功能是连续测量：、、、、温度、压力等；并配备专用数据采集处理软件MRU Online View，自定义采集时间间隔。

4.3 试验装置以及流程

测量是在珠海发电厂脱硫装置上进行的。脱硝装置安装在脱硫系统前部的烟道中，将烟气注入到脱硫塔之前进行脱硝试验。试验过程和部分现场试验装置如下图所示[8]：

图5 脱硫同时脱硝测量示意图

试验中，烟气由珠海发电厂总烟道设置的旁路烟道引出，由挡板门4控制烟气流量。氧化剂从氧化剂泵注入管道，由阀门1和流量计一起控制氧化剂总流量，之后将氧化剂分成两个支路从喷嘴逆流注入到烟道和烟气中进行混合。在2、3处由各自的阀门开关控制前后两支路，其中2处为前阀门，控制前支路；3处为后阀门，控制后支路，前后支路都安装有两个喷嘴。烟气在6处同氧化剂发生反应后，经由图中5、7烟气测点烟气分析仪连续记录试验前、后不同时间烟气中、、等浓度变化，分析确定最佳试验参数。之后将烟气引入脱硫系统[9]。

4.4 测量结果分析

在珠海发电厂脱硫同时脱硝测量中[10]:

（1）氧化度同氧化剂注入烟道的方式有关。逆流是最宜的氧化剂注入方式，所以，工业试验中脱硝剂最宜采用逆流注入方式。

（2）试验加入氧化剂后，氧化剂脱硝效果效果，可在工作应用中深入分析研究；50%氧化剂试验中，氧化度最高可达60%左右。

（3）试验中，首先，浓度为50%的氧化剂氧化度最高；其次，整体上浓度在39.5%的氧化剂氧化度高于30%浓度氧化剂的氧化度。有条件情况下，以后的具体应用中应最宜选用浓度为50%的氧化剂。但出于经济性和试验效果的考虑，工业应用中普遍选用浓度为35%的氧化剂。

5 结论

燃煤电厂脱硫脱硝技术为一项涉及多个学科领域的综合性技术，为了减少燃煤排放烟气中与对大气的污染。其一，改进燃烧技术抑制其生成；其二，应加强对排烟中与的烟气脱除工艺设计。当前，烟气脱硫脱硝技术是降低烟气中的与最为有效的方法，尤其是电子束法、脉冲等离子体法等应用更是大大地促进了烟气脱除工艺的发展。虽然相应方法有着很多优点，但还不完善，均还处在推广阶段。所以，研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收/催化剂，研发新的脱硫脱销装置及脱硫脱销工艺是科研人员工作的方向。

参考文献

[1] 胡勇,李秀峰．火电厂锅炉烟气脱硫脱硝协同控制技术研究进展和建议[J]．江西化工，2011(2):27－31．

[2] 葛荣良．火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J]．上海电力，2007(5):458－467．

[3] 宋增林，王丽萍，程璞．火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J]． 热力发电，2005(2):6－10．

[4] 柏源，李忠华，薛建明等．烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J]．电力科技与环保，2010，26(3):8－12．

[5] 吕雷．烟气脱硫脱硝一体化工艺设计与研究[D]．长春: 长春工业大学硕士学位论文，2012．

[6] 刘凤．喷射鼓泡反应器同时脱硫脱硝实验及机理研究[D]．河北:华北电力大学工学博士学位论文，2008．

[7] 韩颖慧．基于多元复合活性吸收剂的烟气CFB 同时脱硫脱硝研究[D]．河北: 华北电力大学工学博士学位论文，2012．

[8] 韩静．基于可见光催化TiCh /ACF 同时脱硫脱硝的实验研究[D]．保定: 华北电力大学，2009．

脱硫工艺论文范文第2篇

关键词：黔北电厂，烟气脱硫，吸收塔溢流

 

一、 石灰石一石膏法烟气脱硫(FGD)工艺简介

该工艺是将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂，在吸收塔与原烟气充分接触混合，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，主要反应方程1．SO2 + H2O → H2SO3 吸收

2．CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2+ H2O 中和

3．CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化

4．CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶

5．CaSO4 + 2H2O → CaSO4•2H2O

结晶硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成石膏．吸收塔石膏排出泵排出石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于 10％，然后用输送机送至石膏贮仓堆放。脱硫后的净烟气经除雾器除去雾滴，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％．

二、FGD吸收塔溢流危害

吸收塔浆液溢流流入原烟道，浆液中的硫酸盐和亚硫酸盐随溶液渗入防腐内衬及其毛细孔内，当水分蒸发，浆液会析出硫酸盐和亚硫酸盐的结晶体，体积膨胀，使防腐内衬产生应力，尤其是带结晶水的盐，在干湿交替条件作用下 ，体积会膨胀达几十倍，产生更大的应力，导致内衬严重剥离。，烟气脱硫。若是未防腐的烟道，会在烟道壁产生垢下腐蚀，大大缩短烟道的使用寿命和检修周期影响脱硫系统正常运行。

溢流到烟道的浆液会造成烟道严重积灰，会增大烟道阻力，影响机组的安全经济运行，

若运行人员发现溢流较晚，溢流浆液到达增压风机出口，会对增压风机叶片造成严重冲击，损坏叶片或叶片断裂，迫使脱硫系统停运的严重设备事故，甚至主机停运的非停事故。

三、 FGD吸收塔溢流原因分析

液位过高，容易使吸收塔内水平衡失控，导致吸收塔的溢流；液位过低，吸收塔脱硫效率低不能满足排放要求，且浆液密度偏高，加剧管路磨损．正确监视吸收塔的液位，防止虚假液位 (泡沫)的产生，吸收塔液位控制对吸收塔稳定运行至关重要．

我们采用的是双变送器单独引压的测量方式，完全排除热工测量回路的影响，还是不能给出一个让运行人员信服的解释。于是我们想到用一个简单且直观的方法来观测吸收塔的实际液位，那就是利用U型连通器的原理，从液位变送器的冲洗法兰处引出透明的四氟管到溢流口等高处，四氟管口对空敞口。，烟气脱硫。，烟气脱硫。液位DCS显示10米，用皮尺实测透明管液面高度为10.15米。此时运行人员开始向上提升液位，到显示值为10.9米时，皮尺测得液位高度为11.2米。此时，溢流管口（溢流管口设计高度为13.4米）有黑色泡沫开始流出，随着液位得慢慢升高，泡沫的颜色逐渐由黑转黄，随后有少量浆液和泡沫混合物流出。，烟气脱硫。DCS液位显示11.5米，皮尺测的液位高度为11.6米，有大量浆液溢流。，烟气脱硫。稳定液位，观察10分钟左右，溢流出的全是浆液。开始降低液位，在DCS液位显示为11米时溢流开始减少，直到液位显示为10.5米左右才没有浆液溢出。，烟气脱硫。

通过以上观察，我们查阅大量相关资料，和运行人员一起共同讨论，一致认为，导致脱硫装置吸收塔溢流的主要原因是：

1、吸收塔液面存在大量气泡和泡沫、杂质而产生虚假液位；

2、运行人员监盘不认真，调整不当或不及时；

四、FGD吸收塔溢流应对措施

1) 锅炉投油时暂时停运脱硫塔；

2) 降低运行液位；

3) 控制桨循泵出力；

4) 控制氧化风量

5) 及时排放脱硫废水；

6) 及时补充新鲜浆液，保持浆液质量；

7) 控制浆液密度，及时脱水；

8) 添加消泡剂，如烧碱等；

9) 采用纯度高的石灰石制浆；

10) 定期开启烟道底部疏水阀进行疏水；

11) 提高工艺水品质；

12) 完善运行管理制度，强化监盘责任，加强技术培训。

脱硫工艺论文范文第3篇

关键词：烟气；脱硫脱硝除尘；一体化技术

中图分类号：TU723.3文献标识码：A

随着当前工业化的快速发展，大气环境受到了比较严重的污染，比如二氧化硫和氮氧化物已经成为主要污染物。而烟气脱硫与其他脱硫方法有所不同，具有大规模商业化的性质，是控制酸雨和二氧化硫污染比较重要的技术手段措施。随着社会技术的进步，烟气脱硫脱硝技术也不断更新发展。但是在以煤炭为主要原料的企业中，在很大程度上就会增加额外的成本，很容易使企业背负比较沉重的经济负担。因此，要不断引进先进技术，积累经验教训，不断降低企业的投资成本，保证脱硫脱硝一体化技术良性运行。

一、传统的脱硫脱硝一体化技术

就目前而言，使用比较普遍的延期脱硫除尘技术主要包括以下几种技术：石灰石——湿法，这种方法具有不少的优点，原料价格比较便宜，脱硫率比较高，占有的市场份额比较高，但是投资成本比较高，很容易形成二次污染，需要得到比较好的维护；旋转喷雾半干法，与第一种方法相比，投资成本较低，最终的产物为烟硫酸钙；炉内喷钙增湿活化法，脱硫率比较高，相应的投资成本比较低，产物也是亚硫酸钙，但是很容易产生炉内的结渣；海水烟气脱硫法，施工工艺比较简单，脱硫率很高，整个系统在运行过程中安全可靠，同时投资成本比较低，但是海水烟气脱硫技术需要设置在海边，而且海水温度比较低，溶解氧的程度较高。氨法烟气脱硫法，主要以合成氨为原料，需要建立在化肥厂附近，产物主要包括氨硫等；简易湿式脱硝除尘一体化技术，脱硫脱硝率比较低，但是投资造价比较低，脱硫的主要原料为烧碱或者废碱等，需要建立在有废碱液排放工厂附近，在进行有效中和后，然后把产生的废水输送到污水处理厂。

二、原理分析

在进行脱硫脱硝过程中，主要考虑到原料、产物以及钙硫比等。首先，随着社会经济和技术的快速发展，大量的新兴产业不断崛起，许多旧的产业也不断退出市场。在烟气脱硫项目在建设过程中，需要投入比较大的投资，如果其中的工艺和原料过度依赖于化肥厂等，就会受到很大的限制，很有可能不能保证正常运转，很难取得比较良好的社会效益、经济效益和生态效益。在实际的运行过程中，石灰石和石灰作为中和剂的烟气脱硫技术得到了最为广泛的认同和应用，但是石灰石——石膏烟气脱硫技术需要将石灰石粉磨至200到300目，因此还需要建立一座粉磨站，这样不仅会增加企业的项目投资造价的成本，还会导致噪声粉尘污染，另外，脱硫的产物和反应物混在一起，在一定程度上提高了钙硫比，同时在也增加了其中运行的费用。如果采用烟气脱硫脱硝除尘一体技术，就可以在同一个装置内完成，这样就可以利用简单的设备，降低投资成本和运行费用，大大增加了企业的经济效益，还可以保护环境，防止污染。

其次，采用湿法脱硫，脱硫率比较高，主要产物包括硫酸钙和亚硫酸钙的混合物，这种中和产物二次利用可能性比较低，但要做好回收和维护工作，一旦中和产物的亚硫酸钙流到河湖中，具有比较强的还原性，在很大程度上会损耗掉水中的氧气，导致水中生物大量死亡。另一方面，由于这种物质溶解速度比较慢，会长时间的存留在水中，就会严重破坏整个水体环境，产生极为恶劣的影响。因此，在排放中和产物中，要清除其中有害杂质。

最后，钙硫比例的控制同样不能忽视，当硫钙比接近1的时候，才有可能保证最大限度的经济运行。就目前而言，湿法脱硫的方法很容易把剩余的反应物与脱硫的产物无法有效分离，这样很难实现理想中的钙硫比。因此，把反应物以颗粒状态存在就会有效解决这个问题，整个投资的资金和成本也会相应减少，提高企业的经济运行效益。

因此，在实际的运行过程中，比较理想的烟气脱硫技术应该保证脱硫率在90%以上，其中中和剂为石灰石，钙硫比要达到或者接近1，最终的产物中不能含有亚硫酸钙等杂志，才能真正降低成本，防止二次污染，实现全线的自动控制，要尽量减少对周边企业的依赖性，有效利用烟气余热。这是一种比较理想的烟气脱硫技术模式，却很难真正实现，主要原因主要包括以下几个方面：在脱硫过程中，石灰石颗粒在脱硫过程中会迅速溶解，但PH必须小于4，与此同时，CaCO3的溶解物在PH小于4的情况下，对二氧化硫就会丧失吸收能力。在二氧化硫溶于水后，就会生成亚硫酸和硫酸，与石灰石发生化学反应后，就会生成亚硫酸钙和硫酸钙，同时会依附于石灰石颗粒的表面，堆积就会越来越多，在很大程度上阻碍反应继续进行下去。另外，硫酸钙和亚硫酸钙都属于吸收产物，其中硫酸钙析出同时不产生亚硫酸钙是比较有难的。以上问题能否有效的解决，成为烟气脱硫技术工艺能够达到预期目标以及保证整个项目装置有效安全稳定运行的关键。

三、烟气脱硫脱硝除尘技术分析

烟气脱硫脱硝除尘一体化技术就是通过烟水混合器，有效利用二次喷射的原理把产生的烟吸收到水中，然后在溶解器把烟和水进行均匀的混合溶解，使烟气中的颗粒在水的作用下，进行沉淀，同时把有害气体溶解在水中，有效清除二氧化硫、氮氧化物以及粉尘等有害物质，这种技术除尘效率、脱硫率和脱硝率都比较高，比较适用于燃煤、燃气、燃油等工业窑炉的净化工程，具有成本较低、性能较高以及寿命比较长的特点。

总的来说，整个系统结构简单，使用的设备比较少。主要包括烟水混合器、均匀溶解器、水泵以及水池；另一方面，适用于多种工艺流程：废物丢弃、石膏回收以及化肥回收等。

在进行烟气脱硫脱硝除尘过程中，要采取一定的防腐措施，做好溶液的配置工作。溶液配置要呈碱性，要把溶液均匀的加入水池的循环液中，保证PH值在8到9之间，就可以使碱溶液中的碱和烟气的二氧化硫等酸性氧化物，在经过充分的化学反应后形成盐。因此，溶液要保持一定的弱碱性，降低腐蚀性。要采用耐碱和耐酸的材料，主要包括不锈钢、陶瓷以及耐火材料。另外，还要对溶液中的PH值进行随时的监控和监测，保证万无一失。

在设置废物排出系统过程中，沉淀池要进行圆形的设计，把底部设置成漏斗形状，同时还要安装沉淀物收集器，保证浓度比较大的浆液集中在漏斗内，然后用泥浆泵将浆液抽出，对于产生的废水澄清后，可以进行循环利用。其中丢弃物可以应用在建筑材料中，石膏主要用于工业。

在使用脱硫脱硝除尘一体化技术后，除尘率可以达到100%，脱硫率在97%以上，脱硝率在90%以上，同时把二氧化硫转化为石膏。

石膏法的工艺流程图

与此同时，要做好脱硝工作，就是采取有效措施对氮氧化物，主要要一氧化氮和二氧化氮。其中一氧化氮属于惰性氧化物，虽然溶于水，但不能生成含氮的含氧酸，在常温条件下可以与氧发生反应，生成二氧化氮。二氧化氮是一种强氧化剂，可以把二氧化硫转化成三氧化硫，二氧化氮在溶于水后，生成硝酸和亚硝酸。

脱硝的方法主要包括干法和湿法，在通常条件下，干法脱硝率在80%左右，同时成本比较高。因此，可以采用湿法脱硝。由于一氧化氮和二氧化氮都溶于水，可以采用还原的方法还原氮气，还原剂为亚硫酸铵。如果氮氧化物不能够全部被还原，剩余的部分就可以变成亚硝酸铵和硫酸铵被分解出来做成化肥。

就目前而言，脱硫脱硝一体化技术工艺已经成为控制烟气污染的重点和热点，虽然有的企业已经开始使用，但是较高的成本限制了大规模的使用，因此，要不断开发新技术和新工艺，不断降低投资成本和运行费，不断提高脱硫脱硝的效率。

四、结论

综上所述，烟气脱硫脱硝除尘一体化技术在清理二氧化硫以及氮氧化物，治理空气污染方面发挥了重要的作用，具有高效、节能、经济以及环保的特点，能够有效促进企业的可持续发展。

参考文献：

[1] 徐娇霞,丁明,葛巍.玻璃窑炉烟气除尘、脱硝一体化技术[A]. 2011年全球玻璃科学技术年会会议摘要[C]. 2011

[2] 沙乖凤.燃煤烟气脱硫脱硝技术研究进展[J]. 化学研究. 2013(03)

[3] 樊响,殷旭.烧结烟气脱硫脱硝一体化技术分析[A]. 2013年全国烧结烟气综合治理技术研讨会论文集[C]. 2013

[4] 黄昆明,李江荣,岑望来,李立松,李新,尹华强.燃煤烟气脱硫脱硝技术研究[A]. 2013年火电厂污染物净化与绿色能源技术研讨会暨环保技术与装备专业委员会换届（第三届）会议论文集[C]. 2013

脱硫工艺论文范文第4篇

关键词：烟气除尘；脱硝；脱硫；电厂；应用

中图分类号： F407.6文献标识码： A

引言：

在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气除尘脱硝脱硫技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。

1.干法烟气脱硝脱硫技术在电厂的应用

所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有炉内喷钙尾部增湿活化、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法(EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。以下对炉内喷钙加尾部增湿活化、吸收剂喷射、活性焦炭法作简单分析。

1.1炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙加尾部增湿活化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，使脱硫的效率大大提高。该工艺的吸收剂多以石灰石粉为主，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为二氧化碳和氧化钙，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内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。

在烟气进行脱硫，因为增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的反应产物和吸收剂呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。同时在脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，使副产物的综合利用受到影响。

南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术，锅炉的含硫量为0.92%，设计脱硫效率为75%。目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。

1.2吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术

1.2.1炉膛石灰（石）/尿素喷射工艺

炉膛石灰（石）/尿素喷射同时脱硫脱硝工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发。该工艺将炉膛喷钙和选择非催化还原（SNCR）结合起来，实现同时脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物。喷射浆液由尿素溶液和各种钙基吸收剂组成，总含固量为30%，pH值为5～9，与干Ca(OH)2吸收剂喷射方法相比，浆液喷射增强了SO2的脱除，这可能是由于吸收剂磨得更细、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然气燃烧装置进行了大量的试验研究[18]。该工艺由于烟气处理量太小，不能满足工业应用的要求，因而还有待改进。

1.2.2整体干式SO2/NOx排放控制工艺

整体干式SO2/NOx排放控制工艺采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃烧器，这些燃烧器通过在缺氧环境下喷入部分煤和空气来抑制氮氧化物的生成。过剩空气的引入是为了完成燃烧过程，以及进一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃烧器预计可减少50%的氮氧化物排放，而且在通入过剩空气后可减少70%以上的NOx排放。无论是整体联用干式SO2/NOx排放控制系统，还是单个技术，都可应用于电厂或工业锅炉上，主要适用于较老的中小型机组。

1.3活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术

活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术（CSCR）是利用活性焦炭同时脱硫脱硝的一体式处理技术。它的反应处理过程在吸收塔内进行，能够一步处理达到脱硫脱硝的处理效果，使用后的活性焦炭可在解析塔内将吸附的污染物进行析出，活性焦炭可再生循环使用，损耗小，损耗的粉末送回锅炉作燃料继续使用。其中活性焦炭是这一处理过程的关键和重要的因素，它既作为优良的吸附剂，又是催化剂与催化剂载体。脱硫是利用活性焦炭的吸附特性；除氮是利用活性焦炭作催化剂，通过氨，一氧化氮或二氧化氮发生催化还原反应而去除。

活性焦炭吸收塔分为两部分，烟气由下部往上部升，活性炭在重力作用下从上部往下部降，与烟气进行逆流接触。烟气从空气预热器中出来的温度在（120-160）℃之间，该温度区域是该工艺的最佳温度，能达到最高的脱除率。

烟气首先进入吸收塔下部，在这一段二氧化硫（SO2）被脱除，然后烟气进入上面部分，喷入氨与氮氧化物（NOX）反应脱硝。饱含二氧化硫的焦炭从吸收塔底部排放出来通过震动筛，不合大小尺寸的焦炭催化剂在进入解吸塔之前被筛选出来。经过筛选的活性焦炭再被送到解吸塔顶部，利用价值较低的活性焦炭被送回到燃煤锅炉中，重新作为燃料供应。

活性焦炭解吸塔包括三个主要的区域：上层区域是加热区，中间部分是热解吸区，下面是冷却区。

天然气燃烧器用来加热通过换热器间接与活性焦炭接触的空气，被加热的空气和燃料烟气一起送到烟囱，并排入大气。在解吸塔的底部，空气从20℃被加热到250℃，接着天然气燃烧器继续将空气加热到550℃，这部分空气将在解吸塔的上部被冷却到150℃。

2.我国燃煤电厂烟气脱硝现状

（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。

（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。

（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。

（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。

（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。

3.烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

（1）在研究烟气同时脱硫脱硝技术的同时，理论研究将会更加深入，如反应机理和反应动力学等等，为该项技术走出实验室阶段，实现工业化提供充分的理论和坚实的依据。

（2）目前，国内外的研究主要集中于烟气同时脱硫脱硝技术这方面则集中在干法上，在以后的研究中，研究人员则加强研究湿法同时脱硫脱硝技术，为今后锅炉技术改造节约大量资金，减少投资金额，降低投资风险，以避免不必要的浪费。

（3）研究任何一项烟气脱硫脱硝技术，都要结合我国国情。因此，应主要研发能够在中小型锅炉上广泛应用的高效、低耗、能易操作的同时脱硫脱硝技术。

4.结语

近年来，我国电厂的烟气脱硫脱硝技术得到了很大的提升，但是它尚处于推广阶段，存在很多问题。因此，研发新型脱硫脱硝技术与设备，不断完善应用现有技术，开发更经济的、更有效的、更低廉的烟气脱硫脱硝技术是科研人员工作的方向。

参考文献：

[1]刘涛,烟气脱硫脱硝一体化技术的研究现状[J],工业炉,2009(29)

[2]周芸芸,烟气脱硫脱硝技术进展[J],北京工商大学学报,2006(24)

[3]陶宝库,固体吸附/再生法同时脱硫脱硝的技术[J],辽宁城乡环境科技,2008(06):8-12

[4]王志轩,我国燃煤电厂脱硝产业化发展的思考[C],中国电力,2009(42)

[5]孔月新、夏友刚、王士明、周广，浅谈当前火电厂烟气脱硫技术的发展概况及其应用，豆丁网，2010-10

脱硫工艺论文范文第5篇

论文关键词：沼气发电工程 沼气发电技术 德国 借鉴

论文摘要：以5处沼气发电工程为例，介绍了德国典型的沼气发电技术，其普遍采用“混合厌氧发酵、沼气发电上网、余热回收利用、沼渣沼液施肥、全程自动化控制”的技术模式，通过该模式的实施，最终实现发酵原料的全方位综合利用；并通过电、热以及沼渣沼液的外售给工程运行带来收益，最终实现市场化运行。通过对此次考察相关情况的介绍与总结，以期为我国大中型沼气工程的发展提供一些借鉴。

0引言

德国是目前世界上沼气工程发展最为成功的国家之一，在该国《可再生能源法》等相关法律、法规的引导和刺激下，沼气主要用于发电上网。截止至2008年，德国已建成沼气工程3900处，总装机容量达1400MW，其中装机容量在2MW的沼气厂有40家，最小装机容量为50kWt”。为了学习借鉴德国先进的沼气技术以及运行管理方式，在由可再生能源及能源效率伙伴关系计划(REEEP)资助的“大中型沼气工程市场化运营管理模式研究”项目支持下，北京能环公司等一行5人于2009年10月11～20日期间对德国相关沼气发电工程进行了参观考察。本文以5处沼气发电工程为例，介绍了德国典型的沼气发电技术，以期为我国大中型沼气工程的发展和应用提供一些借鉴。

1德国典型沼气发电工程

1．1 KleinSehweehlen沼气发电工程

KleinSchwechten沼气发电工程位于德国柏林郊区一农场，由农场主投资建设，于2006年建成并运行。该工程采用两步湿发酵工艺，发酵原料为玉米青储、谷物、干草、牛粪，实现热电联产．发电装机容量为350kW。主要工艺流程如图1所示。

固体原料经进料机器搅拌均匀后进入水解酸化池，液体原料由泵泵入水解酸化池，池中设有潜水搅拌器将原料搅拌均匀，并有加热系统，使得池中料液温度保持25℃，水力停留时间(HRT)为2～3d．同时添加化学脱硫剂进行原位脱硫；水解酸化后料液经切割泵进入体化CSTR反应器进行厌氧发酵。发酵周期为30d，池内料液TS为6％，池内设有加热系统，使得料液温度保持40，产生的沼气经反应器顶部储气膜暂存后进入发电机组发电。其中发电量的6％～7％由农场自用．其余并入电网，多余的沼气通过火炬燃烧；产生的沼渣、沼液流入储存池，一定时期后外运作为肥料施用于附近农田。

1．2 Farm W iesenau沼气发电工程

Farm Wiesenau沼气发电工程位于德国柏林郊区一农场，由农场主投资建设，分为两期工程，其中一期工程2006年建成，发电装机容量为500kW．二期工程2007年建成，发电装机容量为1MW。两期工程均采用一步法湿发酵工艺，发酵原料包括玉米青储、谷物、草、牛粪。主要工艺流程如图2所示

固体原料经进料机器搅拌均匀后直接进入CSTR反应器，液体部分经储液池被泵人CSTR反应器．同时向储液池中添加化学脱硫剂进行原位脱硫；反应器中料液不断被泵入外部热交换器中进行热交换，使得反应器中的料液温度维持在40cI=；料液在CSTR反应器中厌氧发酵21d、发酵后料液进入一体化二次发酵反应器进行30～40d二次发酵，产生的沼气与CSTR反应器中产生的沼气在反应器顶部经生物脱硫后于储气膜中暂存，用于发电上网，产生的沼渣沼液进入沼渣沼液池储存，一定时间后外运作为肥料施用于附近田地。

1．3 Friedersdorf沼气发电工程

Friedersdorf沼气发电工程位于德国柏林郊区一农场，于2005年实现正常运转。该工程采用干发酵工艺，发酵原料为玉米青储、苜蓿、牛粪等，实现了热电联产，发电总装机容量500kW。主要工艺流程如图3所示

玉米青储与苜蓿堆放9d后与牛粪按比例混合．并调节TS至33％，之后用铲车将混合后的原料运送至干发酵仓进行厌氧发酵，发酵周期为24d，共有8个干发酵仓，交替式发酵，每隔3d对其中1个干发酵仓进行进出料；发酵时产生的渗滤液由发酵仓底流入地下水罐，水罐中的加热系统，使罐中液体保持43℃；水罐中的液体由干发酵仓顶部的喷头喷人仓内。保持发酵原料适宜的湿度，同时也可以维持干发酵仓内40℃左右的温度；发酵产生的沼气进入膜储气柜中储存，加压后用于发电上网：发酵残渣可堆肥，腐熟后的肥料施用于附近农田：发电产生的余热除用于水罐中液体的加热外．还用于农场附近学校等公共设施的取暖。

1．4 Schtillnitz沼气发电工程

Sch5llnitz沼气发电工程建成于2007年，是德国一家能源公司专利工艺的示范工程，该工艺将沼气发酵中的水解酸化阶段和产甲烷阶段分离开。从而实现高原料产气率及沼气中高甲烷含量。采用的发酵原料为玉米青储、草、牛粪，实现了热电联产，发电总装机量250kW。工艺流程如图4。

混合后的发酵原料(TS为12％～14％)由铲车运送至发酵仓水解酸化，水解酸化过程中产生的气体经气体过滤器过滤，去除有害气体后外排．发酵残渣堆肥后用作农肥，水解液由发酵仓底部小洞流人水解缓冲罐，经外部热交换器加热后少部分水解液回流至发酵仓以保持原料湿度及仓内发酵温度，其余泵人产甲烷反应器厌氧发酵产沼气，生成的沼气进入膜储气柜储存．加压后用于发电：最终产甲烷反应器出水作为肥料施用于农田。

1．5 Radeburg垃圾及废水处理工程

Radeburg垃圾及废水处理工程于1999年建成，已经成功运行10年．该工程用于处理Rade．burg市10万居民的生活垃圾及生活污水，发电总装机容量1MW，实现了废物的减量化、资源化和能源化利用．其中生活垃圾采用厌氧湿发酵处理，生活污水采用好氧处理。该工程的生活垃圾处理单元主要工艺流程如图5所示。

对Radeburg市经分类的生活垃圾依次粉碎、灭菌后进人预处理仓处理．预处理时产生的废气经过填料滤池过滤后排放：预处理后垃圾在CSTR反应器中进行混合发酵．产生的沼气进入膜式储气柜储存．一部分回流用于CSTR反应器中料液搅拌，其余沼气用于发电上网；发酵后料液进入缓冲罐暂存，之后进行固液分离，得到的沼渣进一步堆肥处理后作为农用肥，沼液与生活污水一同经好氧处理后达标排放。

2德国沼气发电技术特点

经过此次对德国沼气发电工程的参观考察，我们总结以下德国典型沼气发电技术的特点。

(1)德国沼气工程普遍采用“混合厌氧发酵、沼气发电上网、余热回收利用、沼渣沼液施肥、全程自动化控制”的技术模式，通过该模式的实施．实现发酵原料全方位综合利用，并通过电、热以及沼渣沼液外售给工程运行带来收益。

(2)沼气发酵原料多样化，多以玉米青储为主，同时生活垃圾的厌氧发酵处理也较普遍；沼气发酵通常采用CSTR湿发酵工艺。选用各种搅拌方式(如机械搅拌、沼气搅拌、料液回流搅拌等)对发酵料液进行搅拌，提高原料的产气率。干发酵工艺的应用亦趋于成熟，节约工程占地．降低运行能耗；所参观的每处沼气工程均根据发酵原料的不同对发酵工艺加以灵活改进。沼渣沼液最终作为有机肥被完全消纳利用；一方面能促进农作物优质生长；另一方面是避免沼渣沼液的二次污染。沼气脱硫普遍采用生物脱硫方法，降低脱硫成本；有些工程将化学原位脱硫与生物脱硫相结合，更有效地去除沼气中硫化氢成分．在实际运行中有些工程产生的沼气中硫化氢含量低于50。

(3)沼气工程配套设备与技术装备先进，如进料设备、搅拌设备、脱硫设备、沼气存储设备、热电联产成套设备等优良性均处于世界沼气行业的领先地位．并且沼气工程自动化程度高．此次考察的所有沼气工程无论规模大小全部只需一人管理即可稳定运行，节省人力资源，降低运行成本。

3借鉴之处

结合我国沼气工程发展现状．笔者提出几点借鉴之处供同行参考。

(1)适当引进德国先进的沼气技术，同时推崇国内技术创新，缩短新技术的工程应用时间．因地制宜，灵活运用各种发酵工艺，最终形成适合我国国情的高效沼气技术。