化肥厂脱硫毕业论文

化肥厂脱硫毕业论文

今年前5个月，兰州石化公司在新建大乙烯装置投用，产品产量、销售收入大幅增加的前提下，节能47911吨标煤。“三废”在稳定达标排放的基础上，工业废水中COD排放量同比下降377吨，石油类排放量下降35吨，二氧化硫排放量削减423吨，烟尘排放量削减49吨，实现了增产不增污的目标。 转变经济发展方式 优化资源利用 近年来，兰州石化依靠技术创新，改造传统产业，加快企业发展步伐，形成了年加工1050万吨原油和年产70万吨乙烯的规模。新建装置能耗低，“三废”排放量小，物料共享，水、汽重复应用，为转变经济发展方式、提高资源利用效率奠定了良好的基础。两年来，炼油、化工互供物料80多万吨，有效地提高了物料利用率。 为了充分利用炼厂干气，兰州石化新建了干气提取乙烯、乙烷装置。炼油系统加热炉、动力锅炉改烧干气，多余干气送到化工系统作燃料，每年为化工装置输送干气3万多吨，使干气资源得到了有效的利用。 同时，兰州石化优化生产、装置结构，关停了“三硝”、化纤等13套资源消耗大、能耗高、经济技术指标落后、经济效益差的装置。先后投入资金3亿多元，完成了化工污水处理场改造、催化剂与含硫污水综合治理、陈官营污水缓冲池综合整治、“两酸”扩改等31项“三废”治理工程，消灭了化肥厂黄烟，实现了废水达标排放、废气综合治理和废渣无害化填埋处置。 针对国内原油资源紧张的现实，兰州石化瞄准国际上先进的煤化工和天然气化工技术，加大研究开发力度，努力寻找资源替代品。计划在未来5年，天然气年用量达到5亿多标方，逐步开展天然气生产二甲醚、低碳烯烃等产品的研究利用，使天然气业务成为公司的主营业务之一。 依靠技术创新 发展循环经济 随着兰州石化炼油化工生产规模的扩大和产品加工深度的增加，炼油系统锅炉装置排放的凝结水中含油、含铁量不断增高。为了让凝结水得到有效利用，兰州石化投资建成了每小时处理量达100吨的凝结水除油除铁装置，将凝结水中所含的油、铁除去，重新用于生产中，带来了节能和减排双重效益。截至目前，新装置已运行19个月，节水39万吨；每年减少废水排放10多万吨。 以前，化工区的蒸汽冷凝水有一部分用于补充循环水。因冷凝水温度高，导致循环水温度上升，冷凝液没有得到高效利用，还浪费了一些热能。2005年，兰州石化在化工生产系统实施了热水伴热改造项目，将化工工艺管线的伴热介质由蒸汽改为蒸汽冷凝水余热，每年可节约蒸汽17万吨。目前，兰州石化正在对炼油系统工艺管线伴热进行类似的改造。项目完成后，每小时可节约蒸汽64吨。 兰州石化利用夹点技术对一套常减压装置换热网络改造后，原油换热终温由原来的265℃提高到了289℃，每年节能量达5000吨标准燃料油。实施了加热炉燃烧器油改气的改造后，每年节约燃料油18000吨，实现了炼油厂不烧燃料油的目标。将第二套常减压装置低温余热输送到原油罐区加热原油，每年回收的低温余热折合标准燃料油2044吨。 本着“高水高用、低水低用、中水回用”的原则，兰州石化积极研究水资源分级利用和污水治理及回用的新工艺，建立了厂区炼油、化工回用水管网，将回用的污水用于绿化、装置配药和冲厕。今年1月至5月，兰州石化回用生产污水万吨，与去年同期比提高54%；回用生活污水万吨，回用率与去年同期相比提高。 目前，兰州石化投资2500万元新建的微波处理装置即将投用，这套装置采用微波和沉淀过滤一体化处理技术，每小时处理污水400吨，还可对污水进行深度处理，进一步降低污水中COD、悬浮物、有机物等含量，达到水质净化的目的。投入运行后，将使全部生活污水回用于生产，作为循环水的补充用水，成为兰州石化进一步提高污水回用量的助推器。 强化日常管理 创建节约型企业 节能降耗，必须从日常抓起。兰州石化强化管理，大大降低了生产生活中的耗水量。 在催化剂生产中，针对水耗高的情况，兰州石化采取了将下道工序洗涤水用于上道工序洗涤等措施，使每吨催化剂新鲜水耗量由150 吨下降到65 吨。 化肥厂厂内生活用水以前由三条水线提供，厂里通过改变供水流程，将新老系统的供水线由三条改为一条，建立了供水网络，确保了科学合理用水。在保证员工必需生活条件的前提下，封闭了过多的澡堂，切除了耗水较大的直冲式公厕，生活水每小时的耗量由600多吨下降为200多吨。 兰州石化还加强计量管理，从点滴入手节约能源。 出台了《能源动力计量管理规定》、《计量检测数据仲裁管理办法》等7项制度，更新改造了对外交接、进出厂交接用计量表1780台，为深化节能节水提供了准确的依据。 “十一五”期间，兰州石化还将投入13亿多元环保专项资金，实施废水深度处理和综合利用、二氧化硫减排、废渣的无害化处理及源头治理等项目，进行锅炉烟气、催化裂化烟气脱硫设施建设，进一步减少新鲜水用量、回用生产生活污水、削减二氧化硫排放量。最终目标是建设氧化塘，将生产污水全部输送进去，经过处理后供给地方缺水企业使用，实现“零排放”目标，在环境友好中持续提升竞争实力。 兰州石化公司积极采用新技术和先进的管理手段，提高资源、能源的利用效率，削减“三废”排放，取得了良好的效果。近日，兰州石化被中国石油集团公司列为第一批循环经济示范区。推荐去看看北京的化肥厂 绝对有发现

时间一溜烟从指缝间流走，这段工作时间过得非常的快，现在我们需要认真回顾该阶段的工作，工作总结不仅对自己有用，对别人也有一定的借鉴作用。怎样才能让自己的工作总结不至于太平庸？下面，我们为你推荐了脱硫工作总结，希望对你有所帮助，动动手指请收藏一下！

首先，很感谢厂里领导能派遣我外出进行这次培训。可以说参加这次环保培训让我受益匪浅，使我对环境保护有了更近一步的认识。对环境保护的措施也有了更为深入的理论学习。以前只是对锅炉烟气的脱硫工作有一点直观上的感性认识。经过这次培训，现在不一样了，经过这次集中学习，我懂得了很多的关于脱硫的方法。我们厂对于锅炉烟气的处理现在还只是停留在单一的对烟气中的so2进行简单的处理，处理方法很简单，效率很有限，钙粉的利用率也比较低。要想全面的处理好我们的锅炉烟气，对其进行脱硫和脱硝，还需要下大力气来做，这是我们所有电厂的短处。

5月14日，我被安排到了太原市晋机宾馆，并且在那参加山西省第40期企业环保设备上岗操作资质培训。晋机的住宿环境一般，不过培训的教室和就餐的地方还不错。8天的时间里，太原市邀请了省环保厅、山西大学的专业培训老师，着重学习了电厂锅炉烟气、粉尘、污水的后期处理等电厂污染物知识；了解了电厂锅炉烟气的产生、成分对环境造成危害的污染物的治理方法；掌握了怎么对锅炉烟气进行处理的理论和方法。在后期的培训中，我们着重学习了现在国内许多先进的脱硫和脱销的理论知识，对于脱硫脱硝的副产品也有了一定程度的认识。下面是我经过这次的学习，对于现在国内的脱硫技术的总结。

脱硫，就是将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧好时生成so2。脱硫方法一般可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。

燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD）,比我们的燃烧中投入钙基脱硫效果要好。在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有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。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状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降温、净化后烟温高、利于排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生，或者在湿状态下脱硫、在干状

态下处理脱硫产物的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

为了将本次工作票月活动落实到实处，使本次活动的开展有成效，队长和专工经常到基层、现场进行现场检查，针对活动中出现的不良现象，保证了活动的正常开展。在工作票月活动中，各班组及时指导、督促，并认真落实对工作票制度。通过进行的有计划、有组织、有目的使本次责任事故的分析，最终都可以找出工作票上的问题。现将“工作票月”活动总结如下：

一、加强工作票流程，提高认识mis流程，强化管理。

1、针对工作票操作流程，在每周日晚上对所有工作负责人开展对生产mis系统工作票、操作票、设备缺陷处理操作流程培训。对新员工设备缺陷处理如何正确填写工作票及在工作上存在的危险点及预控措施，确保每位员工对mis的办票流程，对每位工作人员实际操作，部分新员工对工作卡票的正确填写规范不明确，工作负责人只会带领员工干活，不懂工作票办理流程的状况，有效提高了工作负责人的实际工作能力和业务水平。

2、班长和技术员每天开工前工作负责人必须向全体工作班成员交代工作任务，交代隔离措施，做好危险点分析、预控工作，制定详细的危险点分析和相应的防范措施后，工作组成员才可以在保证书上签字，强调无票不能作业，不得以卡带票工作，严格监督工作票代签，加强对工作卡票审核管理执行力度，工作程序规范化，使每项工作开工前的交底落到实处，专业队安全员检查各个工作监督，并在工作负责人在工作票中如有出现违规操作，及时通告、加以改正，情节严重连带班长技术员和工作负责人一起考核，为安全生产奠定了基础。

二、加强工作票监督管理分析对安全的重要性。

1、让每位员工时时刻刻都能意识到工作票是在工作中的第一道生命保障，认识到工作票的重要性，一个工作负责人同时带一张以上工作票；杜绝非工作负责人代领工作票，如工作负责人休假不在现场，及时变更工作负责人。工作负责人必须对工作班成员进行安全、技术交底，交代清楚本次工作中的危险点及预控措施，工作班成员全部明白并在安全保证书或安全技术交底上签字后方可开始工作。

2、工作票和操作票是作业人员作业的凭证，要经过开票人、监护人等人员的审核，检查安全措施、危险点预控正确、完整了才能进行工作，工作票为了确保人身、设备安全，而要求运行人员采取隔离的安全措施。

电厂的“两票三制”是电力生产的前辈们用血和生命换来的，用事故教训谱写的。在实践中要认真学习执行各项规章制度，规范遵守“两票三制”，从而提高预防事故的能力，将误操作、设备异常和事故消灭在萌芽状态中，改变以往生产过程中事故是不可避免的的错误思想意识，防止事故、正确填写工作票。

三、每周工作票的分析会

在日常检修作业中，热力机械工作票执行过程中往往存在着一些这样或那样的问题，这些问题的存在容易引发人身伤害和设备损坏事件，因此及时总结、分析这些常见问题出现的原因所在，采取预防和纠正措施，保证检修作业人身设备安全的需要，也是加强工作票管理工作，各班组成员在一周内工作票执行情况及工作票管理方面的一些问题和建议。队内安全员通报一周内对各班组工作票质量方面发现的问题。对所有问题汇总并逐条针对实际情况开展认真讨论、分析，对一些管理上的漏洞和新问题制定切合实际的现场危险点分析、预控措施。同时，各班组制定下周工作重点，研究解决工作中的难点和问题，使工作有了超前准备，杜绝了工作上被动应付和盲目蛮干现象，，使各员工意识到了工作票在工作中的重要性，从而保证了现场工作的安全。

光阴似箭，20xx年即将过去，在这辞旧迎新之际，我们为了把各项工作做得更好，取长补短，发挥优势，所以对过去一年的工作加以总结。在分厂领导的正确指导下脱硫工作在过去的一年里硕果累累。同时也存在很多不足之处。在过去的一年里我们主要做了以下工作：

首先在安全生产方面，我们以“管理现行，行为控制，持续改进”为指导思想，紧紧围绕“生命至上，安全为天”为行动指南，把各项工作落到实处。年初我们以分厂规章制度为前提根据实际情况制定了更具体的管理规定。坚持班前讲安全，班中查安全，班后总结安全。让每个职工时刻牢记安全是第一要务。班组员工认真学习各项安全指示精神，针对现场发现的安全隐患能及时整改。做到隐患不留死角。特别是在今年四月份的大修中，我们组织严密，重视安全，时时提醒大家不能忘记安全，因为我们时刻把安全放到第一位安全警钟长鸣，所以大修期间没有因为管理不善而发生事故。但是，在平时的生产中对安全管理也有疏忽的地方，在今后的工作中要完善各项安全管理制度，使安全管理更上一层楼。在执行工艺纪律上我们能够做到认真执行公司及分厂的各项工艺纪律，基本上能够完成上级下达的各项任务。同时我们也存在很多不足之处：如，改造后的电除尘，在运行过程中我们没有重视指标执行情况，责任心不强，执行力不够，没有严格按照巡回检查制度执行造成电除尘温度不达标，致使瓷瓶多次爆裂影响生产，给公司及分厂造成了很大的撏失。我们一定会汲取教训，在今后的工作中严格执行工艺指标，把各项工作做得尽可能万无一失，为飞行腾飞做出贡献。

文明生产劳动纪律：为确保安全稳定高符合生产，减少不必要的撏失，加强管理，责任到人，杜绝跑冒滴漏，节能降耗，维护好设备，使其达到长周期运行。认真传达执行公司文件精神，使每个职工自觉的礼貌用语，文明待人。针对在工作中违反劳动纪律现象，我们采取“以人为本”的理念，以“劳动纪律规定”为准则，做到对事不对人，纪律面前人人平等。要求职工做到的班组长首先要做到，班段长身先士卒做员工的楷模。我们从元月份组织员工认真学习“白国周班组管理”，以“六个三”为指导方针开展各项工作。使每个班长的管理水平有所提高。针对个别违纪的员工我们以“管理规定”为准绳，进行了处理。由于我们严抓管理全年无严重违纪现象发生。

在学习方面我们能认真组织各班组利用交接班的机会学习上级文件，建立健全班组管理体系。通过民主评议产生班委成员，充分发挥每个班委成员的带头作用。在4月份大修工作中，由于在各班长的带领下，扒塔，装塔，清槽等各项工作都能出色提前完成，为提前开车打下了坚实的基础。

我们每月坚持召开一次班组长会议，充分发挥民主集中制，使班组管理民主化，制度化，充分体现了以人为本的管理制度。过去的一年有成绩也有失误，为了把今后的工作做得更好，，总结过去展望未来，在今后的工作中我们要加倍努力，严格管理，认真地完成上级领导下达的各项任务，充分发挥组长的聪明才智。为分厂的工作做出应有的贡献。

脱硫

脱硫专业在20xx年初制定本专业工作目标，重点治理电除尘漏灰、输灰管路漏泄、脱硫设备稳定运行及现场文明生产治理。

我们根据现有人员情况，想完成工作目标有一定困难，得到有关领导的支持从汽机专业抽调两名骨干充实到除尘班。除尘班人员得到充实后班组的管理工作有了新的起色，班组人员面貌有了变化，设备缺陷年初一周有二十几条到现在一周不超过十条，设备可靠性有了很大的提高。

设备缺陷管理上重点是抓消缺质量，组织骨干人员研究缺陷频发部位级规律制定消缺计划。列如下料阀三个月就磨损，平衡管弯头6个月磨损。在处理缺陷时跟踪检查进行验收。

针对20万电除尘器气力输灰系统球形气锁下料阀运行周期短的情况，脱硫专业联合阀门设计厂家对现场运行情况进行综合分析，制定改造方案，选择在1号炉1电场安装4台陶瓷阀门旋转型下料阀，该下料阀主要优点是阀板密封面选用陶瓷材料，硬度高、适应煤种灰分和颗粒度变化的能力强，阀门不需要压缩空气密封系统，减少了故障点。通过运行结果和停机检修进行的检查工作，没有发生阀门密封面损坏，气力输灰系统运行正常，没有发生过灰斗积灰排除不畅通的情况。在20xx年，我们将继续对改造阀门进行跟踪和检查工作，确保设备正常运行，同时确认此种阀门最终的使用效果，为下一步输灰系统改造工作积攒技术资料和改造可行性方案。

1号、2号电除尘器气力输灰系统第1和第2电场共计16个气力输灰仓泵从20xx年正式投产使用到20xx年，频繁发生仓泵泵体漏泄的情况。通过对仓泵金属罐壁厚度测量发现，罐壁严重减薄厚度只有3mm—5mm（原始厚度12mm），同时罐体磨损漏泄部位主要集中在气流流速最高的罐体进出口部位，为此在20xx年准备将16个仓泵进行整体更换，经过与厂家价格咨询，每个仓泵价格在3万元左右，如果更换16个仓泵，总费用需要50万元。为了节省费用和充分落实修旧利废的工作原则，脱硫专业针对漏泄情况进行了专项研究工作，查找主要漏泄点和漏泄原因，查找耐磨性能好的金属材质，最终方案确定通过更换仓泵下部锥体来解决频繁漏泄

的问题。在20xx年检修工作中对这16个仓泵下部锥体进行了全部更换，改造完成后，再没有发生仓泵漏泄的情况，极大地减轻了人员的工作强度，保证了现场的文明生产工作。在改造工作中同时发现这16个仓泵下部的气化槽存在损坏严重的情况，不能对输灰系统起到很好的气化悬浮效果，为此脱硫专业成立了现场课题小组，对气化槽损坏问题进行了分析研究，决定放弃原始设备采用的流化布夹层结构，改造为多孔碳化硅形式，通过改造后的运行和检查工作，没有发生气化板损坏情况，气化槽运行正常，满足设备运行要求。

20xx年脱硫专业最大的技改项目是7号炉电除尘器改造工程，改造项目涉及一级除尘器、二级除尘器的三个电场，投入资金500余万元。为了保证改造工程的顺利进行，确保改造工程达标，脱硫检修专业联合脱硫运行专业抽调专人成立了联合检查小组，对改造工程进行了全面的监督检查工作。通过改造工程的参与工作，锻炼了检修队伍，使参加人员对电除尘器安装、质量监督、检修工艺等方面得到了极大地提高，为今后的设备检修工作积累了大量的实际经验。同时在检查过程中，对施工单位存在的安全、安装质量等方面的问题及时进行了监督整改工作，保证了改造工程的圆满完成。7号炉电除尘器改造工程从8月26日正式开工，到10月23日机组启动运行，没有发生人员伤害情况。

7号炉电除尘器运行到11月18日，改造电除尘器运行稳定，收尘效率对照改造前有了显著提高。由于电除尘器运行稳定，脱硫系统运行需要的循环灰得到了保证，确保脱硫系统能够正常稳定运行。

在7号炉电除尘器检修过程中，针对原有设备流化斜槽和流化底仓漏泄频繁的问题，脱硫专业派专人对内部进行检查，彻底封堵了原始漏泄点。对流化底仓和4条流化斜槽损坏的流化布进行了全部更换。

20万脱硫系统使用的真空皮带脱水机，在以往的运行过程中经常发生皮带跑偏、真空不合格的情况。利用本年度的检修工作，对打褶的滤布进行了更换、重新调整和定位了传动皮带和滤布的张紧装置，更换了损坏阀门和漏泄的冲洗水管道。在真空皮带脱水机外部加装了防止溅水的塑料软帘，使现场文明生产得到了保证。

20xx年脱硫专业对20万机组2号灰库顶部的4台切换阀进行了改型试验工作。原始切换阀为气动合金形式，由于切换阀设备在室外不止，不可避免地会受到雨、雪天气的侵

袭，由于切换阀不需要经常操作，导致气动系统发生缺陷后不能及时被发现，每当发现设备损坏时，往往已经发展到必须彻底更换的程度，不仅增加了检修成本和劳动强度，而且对现场安装生产造成了安全隐患。为此脱硫专业本次改型工作时选择了手动陶瓷切换阀，手动阀门形式操作可靠，对设备故障判断准确，同时切换阀内部采用了陶瓷材料增加了设备耐磨性能，避免了设备频繁磨损增加的工作量。从20xx年6月份安装使用到11月份，设备运行稳定，运行操作也没有发生故障。

在1号炉检修过程中发现吸收塔喷嘴堵塞严重，堵塞达到30%。严重影响了脱硫效率的提升，增加了浆液循环泵的用电量，为此在机组检修中对这些堵塞喷嘴进行了切割处理，对内部堵塞物全部疏通。通过疏通工作消除了喷嘴堵塞情况，检修后试验喷嘴都达到了使用效果。同时运行专业制定了吸收塔停运时喷嘴冲洗办法，保证了今后喷嘴不会再发生堵塞情况。在1、2号机组检修期间对6台浆液循环泵、4台石膏排出泵、旋流站系统设备进行了全面检修，更换叶轮和机械密封14套/台，更换损坏的浆液管道40段。从根本上保证了20万脱硫系统的正常运行。

本年度对化学系统设备圆满地完成了预定的各项检修项目。在制氢站压缩空气管道底沟内增加了蒸汽伴热管道，通过改造工作消除了往年冬季发生压缩空气管道冻结危及制氢系统正常工作的问题。

为保证20xx—20xx冬季供热工作中，化学检修班组在人员少、工作繁重的情况下，对化学热网系统检修工作及早动手，将热网系统各水箱出入口阀门进行彻底检修工作，更换阀门8套。紧接着在9月份就进行各种泵类的检修工作，保证了热网系统的正常投运。

通过20xx年的检修工作，脱硫专业在设备缺陷治理、漏泄治理等方面取得了一定的成绩，但设备存在问题仍然比较突出如20万机组烟囱腐蚀、20万机组烟道腐蚀漏泄等项目，还需要大量的资金和人员投入。但是我们相信在公司正确领导下，通过专业部门的努力工作，今后的工作一定会取得更好的成果。

该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90~100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCI和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴，进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。

通过这次的环保培训，使我对于我们电厂产生的废气、粉尘和废水有了纯粹的理论的认识，结合我们平时的工作实际，才深切体会到了环境污染物处理的难度，我虽然经过这次学习没有彻底通透的掌握，毕竟时间有限，但是我对于这一学科从原来的厌恶反感和麻痹大意中渐渐清醒，真的很感谢厂里领导能派我去参加培训。其实当时通知我去参加培训我真没当回事，心里感觉没有什么可学的，出去又没有什么好玩的地方可玩，现在真的是不会再有以前的想法了。

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摩擦，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。

双碱法烟气脱硫塔‎rightleder`是采用钠基脱硫剂进行塔内脱硫，由于钠基脱硫剂碱性强，吸收二氧化硫后反应产物溶解度大，不会造成过饱和结晶，造成结垢堵塞问题。另一方面脱硫产物被排入再生池内用氢氧化钙进行还原再生，再生出的钠基脱硫剂再被打回脱硫塔循环使用。双碱法脱硫工艺降低了投资及运行费用，比较适用于中小型锅炉进行脱硫改造的脱硫除尘器。高效脱硫技术是利用氢氧化钠溶液作为启动脱硫剂，配制好的氢氧化钠溶液直接打入脱硫塔洗涤脱除烟气中SO2来达到烟气脱硫的目的，然后脱硫产物经脱硫剂再生池还原成氢氧化钠再打回脱硫塔内循环使用。除尘器的脱硫工艺主要包括5个部分：(1)吸收剂制备与补充。(2)吸收剂浆液喷淋。(3)塔内雾滴与烟气接触混合。(4)再生池浆液还原钠基碱。(5)石膏脱水处理。

浅谈再生效果对脱硫效率的影响 现在国内化肥及焦化厂脱硫大部分采用的是湿式氧化法。该脱硫方法主要由两部分构成：一部分为吸收系统，主要以脱硫塔为主以及其它配套设备；另一部分为再生系统，主要以再生槽（或再生塔）为主以及其它配套设备。一般来说，吸收部分主要影响煤气的脱硫效率，再生部分主要影响溶液中硫泡沫的生成及回收，但实际并不如此简单，二者之间存在着互为依托的有机联系。吸收不好会影响到硫泡沫的生成量及硫黄的回收率；同样，再生不好会影响煤气的脱硫效率。所以，在脱硫效率下降时，我们不仅要将眼光盯向吸收部分，查找原因，而且也要将眼光转向再生部分，考虑问题。下面，将我在售后服务过程中遇到的氧化再生部分出现的问题影响脱硫效率的典例进行分析，来与大家探讨，以便在今后脱硫系统出现问题时参考。 1 溶液在再生槽停留时间过长，影响溶液总碱度 湿式氧化再生设备现阶段主要有两种，一种为高塔再生，一种为低槽喷射再生。两种再生设备构造不同，工艺控制条件也有差异。再生塔因气液为滞流，再生时间要求较长，一般为30分钟以上。再生槽喷射喉管为湍流，再生时间要求较短，一般为12分钟以上。再生停留时间短了，都清楚影响溶液的氧化程度及硫泡沫的浮选效果。但停留时间长了呢，一般不会引起人们的关注。在某化肥厂因再生槽停留时间过长而影响了生产。 该化肥厂生产能力为8万吨/年合成氨。半水煤气气量约30000m3/h，入口H2S一般在左右，出口H2S工艺控制在100～200mg/m3。脱硫塔为两台，串联运行，规格为φ4000和φ44000。其中φ4000为空塔溶液喷淋，φ42000下部为空塔溶液喷淋，上部仅有600mm高φ76阶梯环填料。采用喷射再生槽。槽内设有档板，档板间距一米，档板内底部铺有空气管，空气同高塔再生一样，由外部输入。今年3月15日脱硫系统检修后开车，开车时因脱硫液中碱度比较高，总碱度达到18g/L，脱硫出口H2S几乎检测不到。因此，将平常开的两台脱硫溶液泵停了一台，改为一台溶液泵运行，溶液泵铭牌标注流量为900m3/h，因溶液泵叶轮小，又无溶液计量表，故溶液循环量无法准确计量。但可以肯定的是，脱硫溶液循环量减少了一半，溶液循环量减少后在补碱量每天1200公斤不变的情况下，脱硫液的总碱度逐天下降，10天后脱硫液总碱度降至10 g/L以下，半水煤气出口H2S也控制不住，升至200mg/m3以上，无奈又开启了两台脱硫溶液泵，恢复到平常的溶液循环量，脱硫液中的总碱度又逐步升高至13 g/L，基本维持了不再波动。该厂脱硫技术人员估计脱硫液在开一台泵时，脱硫液在再生槽停留时间为50分钟以上，甚至更长一些。由于溶液在再生槽停留时间较长，便产生了过度氧化情况，使脱硫液中副反应速度增快，尤其是副盐Na2SO4含量增长速度快，该厂脱硫液分析Na2S2O3含量140 g/L，Na2SO4含量已达82 g/L。由于副盐的快速增长，消耗了大量的碱，使溶液的总碱度有了明显下降，进而影响到了脱硫效率。这是问题产生的根本原因。后来溶液循环量增加到正常时，总碱度也逐渐恢复，生产随之正常。 2 再生槽喷射器入口压力影响脱硫效率 再生槽喷射器主要由气室、喷嘴、喉管、扩散管、尾管组成。喷射器的制作质量和现场安装质量都会影响到脱硫液的再生质量，继而影响到脱硫效率。喷射器的选择就比较重要，一定要选择有技术实力和信誉好的正规厂家，这样才能保证再生系统的硬件不会出问题。例如某甲醇厂，就曾在这方面出过问题。 该厂再生槽设计安装的是某公司生产的玻璃钢喷射器，喷射器喷嘴φ32mm，喉管φ108mm，尾管φ219mm，但溶液入口管仅有φ65mm，操作溶液入口压力控制在～。但在运行过程中一直处于不正常状态，喷射器喉管经常发生硫膏堵塞现象，频繁至一星期就要拆卸疏通一次，因喷射器是玻璃钢材质，疏通过程中经常破碎，无奈之下更换了我公司生产的喷射器，并采取了高位安装。更换喷射器后，喷射器喉管硫膏堵塞现象很少发生，更换半年运行中也仅个别几支喷射器疏通检查过。更为明显的是，更换喷射器后，再生槽硫泡沫生成量明显增多，硫黄产量由更换前的每天20盒（每盒约25公斤）增至80盒。经分析对比，我认为主要原因有两个，一个是我公司生产的喷射器质量明显优于更换前的喷射器；二是更换前的喷射器溶液入口管直径较小，造成喷射器溶液入口总管压力表指示～，实际喷射器喷嘴处压力根本达不到，影响到喷射器抽吸空气量，造成硫硫液再生不好。 更换喷射器前该厂生产负荷处于较低水平，生产水煤气量为23000m3/h以下，入口硫～，脱硫塔两台串联运行，规格φ4400，内装三段φ76阶梯环，每段高5m，各段之间有槽式液体分布器，所以脱硫效率根本不存在问题。更换喷射器后，生产水煤气量逐渐增至33000m3/h，入口硫也增至 g/m3左右，水煤气出口硫化氢也大幅超标，达到200mg/m3以上。而工艺要求控制在50mg/m3以下。当时认为主要原因在脱硫的吸收系统，因为在两台脱硫塔的A塔检修过程中，因脱硫效率不存在问题，为了防堵，少装了三分之一填料。另外，两塔的溶液循环量因填料碎片堵塞脱硫液进口喷头，造成两塔溶液循环总量由1000 m3/h减至700 m3/h，主观认为这是影响脱硫效率的主要原因。该厂为了增加产量，消除隐患，保证水煤气出口硫化氢达标，停车进行了检修，将少装的A塔填料恢复到以前的数量，溶液喷头进行了清理，溶液循环量检修后由700 m3/h增至1050 m3/h，但水煤气出口硫并未有明显降低，这才将目光转向了再生系统。当时再生槽喷射器溶液的入口压力，应该说也达到了喷射器入口压力指标，喷射器入口管φ133，也不存在卡脖子现象，喷射器也不存在明显的堵塞现象。看似没有什么太大问题，但在调整过程中，将喷射器溶液入口压力由增至后，情况有很大改观，再生槽硫泡沫明显增多，出口H2S也由200 mg/m3降至9 mg/m3。 从以上事例可以看出，脱硫再生系统不仅能影响硫泡沫的生成和浮选，而且也影响溶液再生的质量，进而影响到脱硫效率。一般来说，32#喷射器溶液入口压力～即可，但也要根据再生槽设备的规格和脱硫液的黏度来考虑。如我们为该甲醇厂提供的喷射器尾管直径为φ159，而原来的是φ219。显然，φ219尾管溶液出口压力小于我们公司尾管配置。另外，φ219尾管的长度又比较高，达到10m左右，这样更致使尾管出口的溶液压力减小，影响到吸收空气量。也就影响了溶液的再生质量。同时也影响了硫泡沫的浮选。 脱硫溶液中的副盐含量也是影响再生效果的一个主要因素，尤其是再生溶液压力在临界点时反应更为灵敏。如某甲醇厂再生槽这种情况，稍一提溶液再生压力就有效果。该甲醇厂在刚开车时（其它厂也有这种情况）并没有感觉到再生槽溶液入口压力有什么大的影响，但随着水煤气量的增加，入口硫的增高，脱硫液中副盐的增长，导致脱硫液黏度增大，也就是脱硫液的比重增大，在相同的溶液压力下达到的再生效果完全不同。所以，在调节脱硫效率时，不仅考虑吸收系统，也要考虑再生系统，考虑再生系统时要参考再生设备规格和溶液粘度的影响，做到综合分析，有的放矢。

火电厂烟气脱硫毕业论文

火力发电利用可燃物在燃烧时产生的热能，通过发电动力装置转换成电能的一种发电方式。下面是我整理的火力发电技术论文，希望你能从中得到感悟!

探讨火力发电厂烟气脱硫技术

[摘要] 文章 主要阐述了脱技术的分类和比较成熟的几种脱硫工艺技术并指出了合理运用这些先进的工艺技术。

[关键词]火电厂 脱硫技术 二氧化硫 新排放标准

[中图分类号] [文献码] B [文章编号] 1000-405X(2013)-7-270-2

1国内外脱硫技术研究现状

目前燃煤脱硫有3种方式：一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术;二是燃烧过程中(炉内)脱硫，如循环流化床燃烧技术;三是燃烧后脱硫，即烟气脱硫技术。由于燃烧前和炉内脱硫的效率较低，难以达到较高的环保要求，因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫，主要采用炉后烟气脱硫(FGD)工艺。就目前的技术水平和现实能力而言，烟气脱硫技术也是世界上应用最广泛、最经济、最有效的一种控制SO2排放的技术。电厂烟气脱硫技术大致可分为干法、半干法和湿法3种类型。

干法脱硫

干法烟气脱硫技术是脱硫吸收和产物处理均在无液相介入的完全干燥的状态下进行，具有流程短、无污水废酸排出、净化后烟气温度高，利于烟囱排气扩散、设备腐蚀小等优点，反应产物亦为干粉状。此种 方法 的脱硫效率为40%～70%，脱硫剂利用率较低，但投资少、设备占地面积小。

半干法脱硫

半干法烟气脱硫技术是结合了湿法和干法脱硫的部分特点，吸收剂在湿的状态下脱硫，在干燥状态下处理脱硫产物;也有在干燥状态下脱硫，在湿状态下处理脱硫产物的。半干法的工艺特点是反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。这种方法的脱硫效率为70%～85%，较脱硫效率比湿法低，但投资及运行费用也较低，具有较好的经济性。

湿法脱硫

湿法烟气脱硫技术是液体或浆状吸收剂在湿的状态下脱硫和处理脱硫产物，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。湿式烟气脱硫工艺脱硫产物为膏状物，可脱除烟气中95%以上的SO2。目前，日本和欧美等国家绝大部分燃煤电厂都采用此种方法。

2几种主要脱硫工艺简介

石灰石一石膏湿法脱硫工艺

目前，世界上应用最广泛、技术最为成熟的脱除技术是石灰石—石膏湿法脱硫工艺，它能占到FGD容量的70%左右。这种技术以石灰石为脱硫吸收剂，向吸收塔内喷入吸收剂浆液，让这些物质和烟气充分接触、混合，随之对烟气进行净化、洗涤，使烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及氧化空气发生化学反应，最后生成石膏，从而达到减少SO2排放的目的，是控制酸雨和SO2最有效的方法。

(1)脱硫效率高，技术成熟近年来，石灰石—石膏湿法脱硫技术发展迅速，脱硫效率能够达到95%以上，经过处理后SO2浓度和烟气含尘量都会大幅减少。从目前运行实际情况看，很多大型电厂普遍采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，效果较好，有利于本地区烟气污染物总量控制，改善周边环境。此项技术成熟，运行 经验 多，运行稳定，易于调整，能够取得很好的经济效益。

(2)投资高，占地面积大石灰石—石膏湿法脱硫工艺需要配置石灰石粉碎、磨制系统，石膏脱水系统、废水处理系统等，因此占地面积比较大，况且设备多，一次性建设投资就会比较大。

(3)吸收剂资源丰富，价格便宜我国有丰富的石灰石资源，并且品质也较好，价格便宜，碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上，钙利用率较高。

(4)副产物的综合利用石灰石—石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。石膏是用于生产建材产品和水泥缓凝剂，目前我国房地产市场非常大，石膏的利用率也很高，且消耗大，因此脱硫副产品基本可以达到综合利用。这样不仅可以增加电厂的经济效益，还会降低企业的运行成本，减少二次污染。

炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫(LIFAC)

LIFAC技术是在炉内喷钙脱硫技术的基础上在锅炉尾部增设了增湿活化塔，以提高脱硫效率。石灰石粉作为吸收剂，由气力喷入炉膛950～1150℃的温度区，使石灰石受热分解为CaO和CO2，CaO再与烟气中的SO2反应生成CaSO3。此方法的脱硫效率较低，约为25%～35%。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的CaO接触生成Ca(OH)2随后与烟气中的SO2反应，可以将系统脱硫效率提高到75%。增湿水由于烟气加热而迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物被干燥，一部分从增湿活化器底部分离出来，其余的随烟气排出，被除尘器收集下来。为了提高吸收剂的利用率，部分飞灰返回增湿活化反应器入口实现再循环。

该技术具有以下特点：系统简单、占地面积少，投资及运行费用低，特别是可以分步实施，适应环保标准逐渐提高的要求，特别适用于中小机组改造，但可能会引起原锅炉结焦及受热面磨损;主要适用于燃煤含硫量低于的中、低硫煤种;脱硫效率在60%～85%之间，钙的利用率低，一般Ca/S为～;脱硫副产品呈干粉状，无废水排放，副产品的利用有一定困难，锅炉效率下降约。

循环流化床干法

烟气循环流化床脱硫技术(CFB)是20世纪80年代后期发展起来的一种新的烟气脱硫技术，该技术是利用循环流化床强烈的传热和传质特性，在吸收塔内加入消石灰等脱硫剂，用高速烟气使脱硫剂流态化从而与烟气强烈混合接触，烟气中的酸性污染物与脱硫剂中和、固化，从而达到净化烟气的目的。增湿(或制浆)后的吸收剂注入到吸收塔入口，使之均匀地分布在热态烟气中。此时，吸收剂得到干燥，烟气得到冷却、增湿，烟气中的SO2在吸收塔中被吸收，最终生成CaSO3和CaSO4。除尘器后的洁净烟气经引风机(或增压风机)升压后通过烟囱排放，被除尘器捕集下来的含硫产物和未反应的吸收剂，部分注入吸收塔进行再循环，以达到提高吸收剂利用率的目的。

旋转喷雾半干法烟气脱硫

喷雾干燥法脱硫工艺脱硫吸收剂是石灰，石灰经消化后加水形成消石灰乳，通过泵将其打入吸收塔内的雾化装置。在吸收塔内，被雾化后的吸收剂与烟气混合接触，并和烟气中的SO2发生化学反应，生成CaSO3和CaSO4，从而脱去烟气中的SO2。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形态随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。为提高脱硫吸收剂的利用率，将部分脱硫灰渣返回制浆系统进行循环利用，其余的可综合利用。

该技术具有以下特点：技术成熟，流程简单，系统可靠性高;单塔处理能力大小(约200MW);中等脱硫效率70%～85%，钙的利用率较低，一般Ca/S=～，对生石灰品质要求不高;脱硫副产品呈干粉状，无废水排放，不过副产品利用有一定困难。此技术适应于中小规模机组，燃煤含硫量一般不超过，脱硫效率均低于90%。此技术在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多，主要应用于小型电厂或垃圾焚烧装置，美国也有15套装置(总容量500MW)正在运行，其中最大单机容量为520MW。1993年，我国山东黄岛电厂4号机组(210MW)引进了三菱旋转喷雾干燥脱硫工艺装置，处理烟气量为3×106m3/h，设计脱硫效率为70%。运行初期出现过吸收塔塔壁积灰、喷嘴结垢堵塞、R/A圆盘磨损等问题，但经过改进后基本运行正常。

3结语

脱硫技术目前相对比较成熟，应用较广泛，对于降低我国火电厂的环境污染有着十分重要的意义。通过脱硫技术的不断发展，必能达到新标准二氧化硫的排放要求。

参考文献

[1]周海滨，张东明，常燕.深度脱氮技术在电厂中水回用中的应用[J].工业水处理，2011，31(3)：81-84.

[2]韩买良，马学武，吴志勇.火电厂水处理岛优化设计研究[J].华电技术，2010，32(6)：12-16.

[3]徐庆东，张海燕.中水腐蚀特性试验与分析[J].华电技术，2008，30(3)：29-32.

[4]韩买良，马学武，吴志勇.火电厂水处理岛优化设计研究[J].华电技术，2010，32(6)：12-16.

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偷懒是没用的 的

针对日益严格火力发电厂烟气污染物排放标准不断提高，火力发电厂烟气污染物排放标准已经向燃机排放标准(烟尘≤5mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤)要求看齐。针对火力发电厂极低排放要求，就必须有高效、环保、节能的辅机设备与之相适应。通过对我国燃煤电站烟气污染物控制环保设备使用情况及经济性和对国际上已经出现的和正在研究中多种烟气中污染物协同处理技术应用情况介绍，有针对性的提出了我国应采用的技术方案及路线控制火电领域全社会关注污染物控制技术。随着国家对大气污染物排放控制要求的提高，新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)于2012年1月1日正式实施。新排放标准对烟尘、二氧化硫、氮氧化及重金属排放控制要求都有了很大的提高，新标准中规定新建火力发电厂烟尘颗粒物≤20mg/Nm3，SO2≤100mg/Nm3，NOX≤100mg/Nm3，Hg≤。然而目前国内环保形势仍十分严峻，一些担负国计民生民族企业仍有责任将烟尘、SO2、NOX等污染物排放标准做社会责任裕量考虑，将烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物排放标准向燃机排放标准看齐，力争达到或超过燃机电厂排放标准(烟尘颗粒物≤5mg/Nm3，SO2≤50mg/Nm3，NOX≤50mg/Nm3，Hg≤)。近年来我国雾霾现象严重，环保要求也越来越高，导致我国火力发电领域环保设备升级，针对火电项目环保设备要求日趋严格。近一段时间国内又要求新建火电项目烟气烟尘、SO2、NOX、Hg等要达到燃机标准，这就要求新建火力发电厂环保设备具有更高的烟尘、SO2、NOX、Hg等主动脱除及环保设备间的协同处理能力。在燃煤电站建设过程中，应从整体角度考虑燃煤所带来的运行和环境问题，充分掌握燃煤电站烟气中各种污染物之间相互影响、相互关联物理和化学过程，充分利用现有燃煤电厂烟气中烟尘、SO2、NOX、Hg等污染物脱除设备之间可能存在协同脱除能力，来实现污染物的集成治理，大幅降低燃煤电站环境污染治理成本。从国际技术发展来看，开发高效、经济型多种污染物联合脱除技术并进行系统集成已成为一个热点。1火力发电厂污染物排放控制技术方案目前针对火力发电厂达到燃机排放标准主要考虑采用高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板静电除尘器、低低温静电除尘器以及石灰石-石膏湿法脱硫技术对烟尘的脱除技术等。另外采用湿式静电除尘器精细化处理脱硫后饱和烟气中细微烟尘，从而达到较高控制水平。针对SO2的脱除工艺技术方案主要采用采用高效石灰石-石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺等。目前火力发电厂脱硝方法主要采用低NOx燃烧技术与烟气脱硝相结合的方法脱除NOx能达到效果最优。针对重金属Hg的脱除工艺技术方案主采用加入添加氧化剂(一般为卤族元素，主要是CaBr2、改性活性炭)，再配合SCR、ESP和FGD环保设备协同作用，可以达到较好汞控制效果。火力发电厂烟尘污染物排放控制技术方案火力发电厂烟尘污染物排放控制方案目前针对火力发电厂达到燃机排放标准主要考虑采用高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板静电除尘器、低低温静电除尘器等。高效静电除尘器主要采用包括高频电及数模流场优化等措施，根据目前国内除尘器制造技术发展水平，选择双室五电场静电除尘器，当入口除尘器入口粉尘浓度45g/Nm3时，能使除尘器粉尘排放浓度控制在<30mg/Nm3以下;国内布袋(电袋)除尘器制造技术发展水平，选择布袋除尘器除尘效率可达，控制除尘器出口粉尘排放浓度在￡5~20mg/Nm3之间。电袋除尘器在合理选择新型过滤材料(如选择PTFE基布保证过滤材料基本结构及尺寸稳定性)条件下，能够充分满足电袋除尘器后侧布袋的保证使用寿命及较恶劣的运行工况。移动极板静电除尘器能够利用旋转刷和移动的收尘极板去除捕集粉尘，从而防止电晕，移动极板系统能有效地收集高电阻率粉尘。收尘极板通过顶部驱动轮的旋转，以极慢速度进行上下移动，带电粉尘在集尘区域内被收集;附着在极板上粉尘在非集尘区域内，被夹住收尘极板的两把旋转钢丝刷刮落至灰斗中。低低温静电除尘器技术优势就在于炉后增设烟气换热器设备对锅炉尾部排烟温度进一步降低，整个机组经济型得到较大提高;烟温降低后使烟尘的比电阻降低，提高静电除尘器收尘能力;同时使烟气体积流量减小，使低低温静电除尘器及其后端烟气通流设备出力都有明显减小，降低整个工程投资。目前在日本新建500MW~1050MW火电机组基本全部采用低温电除尘器工艺，将MGGH的降温换热器安装在电除尘器(ESP)之前，主要工艺流程见工艺流程图。图低低温烟气处理系统流程图近几年我国低低温电除尘器技术也有较大发展，低低温静电除尘器与电厂热力系统及脱硫系统结合，具有综合节能、节水、环保的效果，并能满足燃中、低灰分煤条件下国家环保排放标准的粉尘控制要求。以内蒙某中等硫分、灰分已开展施工图设计2′660MW国产化机组，对采用低低温静电除尘器与采用传统五电场电除尘器主要环保排放指标、经济指标比较见下表：表低低温与传统静电除尘器环保排放指标、经济指标比较表序号项目低低温静电除尘器传统静电除尘器1设计煤质内蒙白音华褐煤2静电除尘器五电场3脱硫入口实际烟气流量/(m3˙h-1)391953244054244烟气温度/℃901355入口粉尘质量浓度/(mg˙m-3)36316粉尘质量浓度/(mg˙Nm-3)20307除尘效率/%电耗烟气换热器/kW600基准值引风机(引增合一风机)轴功率/kW-2300基准值总功率/kW-1700基准值低低温静电除尘器与传统静电除尘器相比，综合能耗有较大降低。低低温高效烟气处理系统烟气换热器需要热媒水循环泵等设备，故电耗高于回转式烟气加热器。但电除尘器前设置了降温换热器，使进入电除尘器、吸风机和增压风机的烟气温度降低，尽管降温换热器增加了烟气系统的阻力损失，但较少的烟气体积流量，使吸风机的电耗略微提高;烟气脱硫系统不仅烟气体积流量小，因为降温换热器设置在除尘器前，烟气阻力损失也减少了，引风机电耗大幅度降低，轴功率降低低低温高效烟气处理系统与传统的除尘相比，环保性能有较大提高，粉尘排放质量浓度控制在20mg/m3以下。按年利用小时5500计算，采用低低温静电除尘器，每年可节电˙h，由此可见采用低低温高效烟气处理系统有较好运行经济性。目前低低温静电除尘技术以其经济性高、技术可靠性好、投资水平合理占据国内锅炉主烟气除尘设备主流地位，其他除尘器设备为辅助的技术匹配形式。高效石灰石-湿法脱硫装置对烟尘的脱除作用国内脱硫公司认为采用高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置对烟尘的脱除效率可达70%左右，但是考虑到各工程采用燃煤性质的偏差建议石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置对锅炉烟尘脱除作用应按不大于50%考虑，而且近期国内火电发电项目环评审批意见也按此数据进行。湿式静电除尘器精细化处理脱硫后烟气中细微烟尘湿式静电除尘器(WESP)是静电除尘器(ESP)的一种，湿式静电除尘器与通常说干式静电除尘器最关键差别就是清灰方式不同，WESP采用液体(水)冲刷集尘极表面来进行清灰，液体(水)从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗粒带走。因此，WESP与干式ESP的工作原理都要经历荷电、收集和清灰三个阶段。其集灰工作原理和清灰工作原理如图如图、。湿式静电除尘器可有效收集微细颗粒物(粉尘、SO3酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，没有二次扬尘，烟尘排放可达5mg/m3以下。WESP收尘性能与粉尘特性关系不大，对黏性大或高比电阻粉尘也能有效收集，同时也适用于处理高温、高湿的烟气;需要设置废水处理设备及采用很好的防腐措施。湿式静电除尘效率可达到80%左右。目前国内也有采用高效石灰石-石膏湿法除尘脱硫一体化超净排放技术的工程，如单塔一体化脱硫除尘深度净化技术(SPC-3D)技术、多层喷淋层配合双托盘或持液层，脱硫塔顶部配合高效除尘雾器技术，单塔(双塔)双循环配合高效除尘雾器技术等，这些技术形式是我国引进湿法脱硫技术后经过近一段时间技术积累后改进和研发的，不但可实现高效脱除SO2，同时也能实现脱硫后超细粉尘精细化排放控制。目前这些技术都是在我国火电机组环保标准提高后，特别是在国内绝大多数火电机组排放标准向燃机标准看齐后经过技术转化突破技术瓶颈后出现的，上述这些技术在工程上也有应用，并且绝大多数取得了较好效果，但上述技术还需要时间进一步检验。火力发电厂SO2污染物排放控制方案针对SO2的脱除工艺技术方案主要采用采用高效石灰石-石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床半干法脱硫工艺等。烟气循环流化床半干法脱硫工艺烟气循环流化床半干法烟气脱硫工艺RCFB是一种气—液—固反应烟气脱硫工艺。在脱硫塔内，一方面进行气相向液相的传质过程，烟气中的气态污染物不断进入溶液中，同时与脱硫吸收剂中的钙离子发生反应，另外一方面进行蒸发干燥的传热过程，颗粒上液相水分受烟气加热影响不断在塔内蒸发干燥，再生成固体干态脱硫灰渣。烟气循环流化床脱硫工艺业绩较多，技术相对成熟，且已经在大中型机组上得到商业运行。基本可满足国家新的国家环保排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。在采用低温烟气循环流化床脱硫工艺后，以2x660MW褐煤机组为例，烟气脱硫装置入口烟气温度由150℃下降到120℃，在保证相同的运行状况和脱硫效率条件下，与目前使用的烟气循环流化床脱硫工艺相比，水量由180t/h降低到102t/h，实现节约用水78t/h，节水率达到，节水效果明显。因此在特别缺水地区机组上建议采用此种脱硫机组，以实现较好的节水效果。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛，技术最成熟烟气脱硫技术。该工艺采用价廉石灰石浆液洗涤烟气，通过船只换热脱除烟气中SO2，反应产物为石膏，脱硫后烟气经除雾器除去液滴后排入烟囱。这种工艺煤种适应性广，脱硫效率高，能够适应大容量机组要求，对SO2浓度变化适应范围广。石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置引进技术后已在我国投运多年，工艺系统的可靠性、安全性得到用户认可。经过工艺系统创新优化后脱硫装置工艺系统较传统的脱硫装置更为先进，脱硫效率更高。如：多层喷淋技术+高效除雾器方案、多层喷淋技术+双托盘+高效除雾器方案、单塔双循环及双塔双循环技术方案、旋回耦合技术+离心管束式除尘除雾技术等石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置脱硫装置有了较为明显的提高，保证脱硫效率均可达到~99%左右，更适合提高火力发电厂提高SO2排放标准使用。上述提及脱硫技术均可保证达到极高的SO2脱除率，可见国内经过近一段时间的技术吸收和消化，已经完全具备了高效率、低排放的脱硫技术。火力发电厂NOX污染物排放控制方案火力发电厂中锅炉脱硝是指控制燃烧过程中生成氮氧化物以及去除燃烧烟气中氮氧化物的过程。目前火力发电厂脱硝方法主要有以下两类：一类是从源头上治理，控制燃烧过程中生成NOx。主要技术措施有：采用低氮燃烧器;分级燃烧，控制燃烧温度;改变配料方案等。另一类是从末端治理，控制烟气中排放的NOx，主要技术措施有：选择性非催化还原法(SNCR);选择性催化还原法(SCR);SNCR/SCR联合脱硝技术等。对于燃煤锅炉虽然采用低NOx燃烧技术和设备的方法来控制NOx的生成，能达到一定的效果，但对火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制、受热面的结渣和腐蚀等可能带来影响，NOx脱除率也有限，NOx脱除率最多不超过60%，难以满足不断提高的环境排放标准要求。采用低NOx燃烧技术与尾部烟气脱硝相结合全负荷脱除NOx技术路线。2火力发电厂Hg等重金属污染物排放控制技术气体元素汞的性质不活泼，既不易吸附也不溶于水，较难被现有污染物控制设备脱除。因此火力发电厂脱汞技术的思路都是促进元素汞向氧化态或颗粒态转化，走复合式污染控制之路。目前脱除Hg等重金属污染物主要方法有燃烧前脱汞、燃烧中脱汞、燃烧后脱汞等。我国原煤洗选率还较低，尚无法燃烧前起到脱汞;燃烧中脱汞主要是改进燃烧方式促进汞向氧化态转化;燃烧后脱汞是目前燃煤火电机组使用较广泛方法。(1)促进元素汞转化为颗粒吸附态，再利用除尘器回收脱除;(2)促进元素汞转化为氧化态，利用氧化汞水溶性，在湿法烟气脱硫装置中脱除。除上述直接脱汞方法外，一些在燃烧前和燃烧中加入添加剂(如CaBr2等)的方法，可以有效提高燃烧后烟气中汞的脱除效率。在工程应用中，常采用的是在输煤皮带和煤粉管道上喷射卤素(一般为CaBr2)。美国PleasantPrairie燃煤电厂(600MW，燃PRB次烟煤，安装有SCR、ESP和WFGD)测试结果：向煤中添加25mg/kg的添加剂后，汞脱除率持续维持在92%-97%。另外一种新提出技术是在布袋除尘器膜上添加氧化剂，目前还在探索研究中。烟道活性炭喷射技术(ACI)是目前最为成熟的主动脱汞技术，在垃圾焚烧炉汞排放控制中取得了较好的效果。该技术是在除尘器之前的烟道中喷入活性炭，使活性炭在伴随流动过程中不断吸附烟气中的汞，将气态汞转化为固定在吸附剂上的颗粒汞，然后利用颗粒物排放控制装置将其脱除。目前在美国，一些ACI设备已投入运营。有些电厂使用的是未处理的活性炭;有些电厂为减少活性炭用量，提高脱汞效率，使用的是特殊处理改性活性炭。底特律爱迪生电厂(安装ESP，燃次烟煤)以每分钟48mg/Nm3的速率喷射活性炭后，其30天平均脱汞效率达到94%;针对燃煤电厂汞污染控制，尽管已开发出了许多种方法，不过多数尚处于研究测试阶段。目前较为成熟且投入商业化应用主动脱汞工艺主要有三种：1、活性炭喷射;2、添加氧化剂(一般为卤族元素，主要是CaBr2);3、添加氧化剂辅以微量活性炭喷射。这几种工艺再配合SCR、ESP和FGD的使用，可以达到较好的汞控制效果。除此之外，混煤燃烧也是一种可行的工艺。将卤素含量(特别是溴含量)较高的煤种，与卤素含量较低的煤种混合燃烧，这种方法可以提高汞脱除效率，并且无副产物的处理问题，具有很好的经济性。3我国超净排放采用技术路线研究我国燃煤火电机组环保技术发展已经形成高效烟气处理工艺的体系：1、烟气低NOX燃烧器及SCR烟气脱硝工艺;2、高效电除尘器、电袋除尘器或布袋除尘器、低低温电除尘器、移动极板电除尘器;3、高效湿法烟气脱硫工艺、烟气循环流化床半干法烟气脱硫技术和活性焦干法烟气脱硫技术。针对我国不同地区，结合燃煤火电机组高效烟气处理技术特点，采用不同设备、技术组合。发达地区综合环保标准要求高，地区环保排放控制标准高于目前国家环保标准，燃煤为优质烟煤，煤质具有高热值、中灰、低硫等特点，建议：1)采用低NOX燃烧器+SCR+高效静电除尘器、布袋(电袋)除尘器、低低温电除尘器或移动极板电除尘器+湿法烟气脱硫配套湿式静电除尘器工艺、高效石灰石-石膏湿法脱硫除尘一体化工艺;2)采用低NOX燃烧器+SCR+高效电除尘器、低低温静电除尘器、布袋(电袋)除尘器或移动极板电除尘器+高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫、脱重金属工艺+湿式静电除尘器工艺。内陆、边远地区综合环保标准要求相对宽松，机组排放需满足国家环保排放控制标准要求，煤质具有低热值、高灰、低硫或中等热值、高硫等特点，建议：1)采用低NOX燃烧器+SCR+高效电除尘器、布袋(电袋)除尘器、移动极板电除尘器+石灰石-石膏湿法烟气脱硫(配高效除雾器)工艺，根据需要配置湿式静电除尘器工艺;2)烟气循环流化床锅炉(或燃低硫煤锅炉)+烟气循环流化床半干法脱硫工艺+布袋(电袋)除尘器或高效电除尘器。缺水地区特点富煤缺水，机组排放需满足国家环保排放控制标准要求，煤质具有低热值、高灰、低硫或高热值、高灰、中低硫特点，建议：需要采取节水型高效烟气处理工艺，1)采用低NOX燃烧器+SCR+低低温静电除尘器、布袋(电袋)除尘器+移动极板电除尘器+石灰石石膏-湿法脱硫装置，根据需要配置湿式静电除尘器工艺;2)循环流化床锅炉(或燃低硫煤锅炉)+低温烟气循环流化床脱硫工艺+布袋(电袋)除尘器或高效电除尘器。通过上述技术路线研究，目前国内已经形成了多种有针对性控制污染物排放技术路线，通过煤质分析、区域位置、设备投资、排放要求等多种技术路线控制污染物超净排放，使我国火力发电厂综合污染物排放标准达到燃机排放标准是完全具备条件的。4结论通过上述介绍和分析，可知目前国内外火力发电厂烟气超净排放技术是复杂多样的，根据地域不同通过各种环保设备组合优化，进一步提高火力发电厂烟尘、SO2、NOX、Hg等重金属脱除。随着时间的推移和技术的进步，低低温静电除尘器系统和高效湿法除尘脱硫一体化系统、高效石灰石-石膏湿法脱硫装置配合湿式静电除尘器等工艺技术的积淀，实现火力发电厂综合污染物脱除到超净水平在技术上使完全可行的。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：

(中--日)卒业の说: 诘められたベッドを非常に热い石炭で霞の脱硫の実験调査を使用するために回転させる 重力の技术を- ボイラー霞诘められたベッドを石炭を脱硫の尘取り外しを続けていくために燃やすことを来るように回転させるのに超使用する。设计を诘められたベッド装置で回転するために开発しで(评価される力は 自発的にであり、だった気违い占められるである500m3/ 処理する空き様々な面の点検装置の动きを通したh) は、経済的な技术的な比较を、通ったり、従って诘められたベッドの脱硫の尘取り外しの技术および変数を回転させるために得る最适化のセットを考虑する。 要约する: 大学院生の段阶は大きい化学化学企业の知识を集めた。科学の研究活动および社会的な练习によって、焼迹の石炭を支配するためによく知られてを、特に使用された大気汚染の政府を、回転させる诘められたベッドを霞の技术は理解した。同时に、水処理の面で形态に私を引き起こされる具体的なプロジェクトの练习によって水処理- 汚水処理- を中心の水処理完全な知识フレーム与えた。(中-英)Graduation thesis: Revolves the packed bed to use in burning coal the haze desulphurization experimental study Uses the ultra gravity technology - to revolve the packed bed to come to burn coal the boiler haze to carry on the desulphurization dust removal. In develops the design to revolve in the packed bed equipment (the rated power is voluntarily, processing was mad the amount of space occupied is 500m3/H), through the inspection equipment movement in various aspects factor, passes through the economical technical comparison, thus obtains set of optimization to revolve the packed bed desulphurization dust removal craft and the parameter. Summarizes: The graduate student stage accumulated the massive chemistries chemical industry knowledge. Through the scientific research activity and the social practice, were familiar with and had understood the air pollution government, specially used revolves the packed bed to govern burns coal the haze technology. At the same time, through the concrete project practice, caused me to form in the water treatment aspect has given the water treatment - sewage treatment - center water treatment the complete knowledge frame.

液化气脱硫毕业论文

干气、液化气中含有硫化物时，会引起设备和管线的腐蚀，使催化剂中毒，危害人体健康，污染大气，同时，气体中的硫化氢也是制造硫磺和硫酸的原料。

序号 鉴定项目 鉴定单位 1 千吨级渗透汽化苯脱水中试研究 国家教育部鉴定 2 千吨级C6溶剂油脱水中试研究 中石化鉴定 3 500t/d超滤膜中水回用技术 北京市政管委会 4 新型聚电解质膜和聚电解质复合物膜及其应用技术 国家教育部 1、李继定，陈剑，林阳政，一种渗透汽化汽油脱硫复合膜及其制备方法，发明专利，申请号：、李继定，陈剑，林阳政，一种液化气脱硫用膜材料及其制备方法，发明专利，申请号：、李继定，陈剑，林阳政，周强，王建春，刘敏忠，用于工业污水处理的膜生物反应器平片滤膜的制备，发明专利，公开号：、李继定，陈剑，林阳政，周强，王建春，刘敏忠，用于市政污水处理的膜生物反应器平片滤膜的制备，发明专利，公开号：、李继定，操建华，林阳政，二氮杂萘聚醚砜酮类聚合物平板超滤膜及其制备方法，发明专利，公开号：、李继定，操建华，林阳政.，一种用于有机蒸汽分离的PDMS/ PVDF复合膜及其制备方法，发明专利，公开号：、李继定，展侠，叶宏，林阳政，一种用于优先脱醇的多层复合膜及其制备方法，发明专利，公开号：、李继定，叶宏，陈剑，林阳政，一种用于渗透汽化芳烃/烷烃分离的聚氨酯-酰亚胺膜制备，发明专利，公开号：、李继定，叶宏，陈剑，林阳政，用于渗透汽化芳烃/烷烃分离的含氟聚酰亚胺膜制备方 法，发明专利，授权号：、 李继定，陈剑，叶宏，林阳政，一种渗透汽化汽油脱硫聚乙二醇复合膜及其制备方法， 发明专利，公开号：、 李继定，陈剑，叶宏，林阳政，一种用于渗透汽化分离苯和环己烷的复合膜及其制备方法，发明专利，公开号：、 李继定，王璐莹，林阳政，优先透碳酸二甲酯的渗透汽化膜制备方法，发明专利，公开号：、 李继定，王璐莹，林阳政，一种用于分离甲醇/碳酸二甲酯共沸物的分离膜及其制备方法，发明专利，公开号：、 李继定，王璐莹，林阳政，一种用于分离甲醇/碳酸二甲酯共沸液的渗透汽化膜及其制备方法，发明专利，授权号：、 李继定，陈剑，叶宏，操建华，林阳政，陈翠仙，一种有机蒸汽分离的共混复合膜及其制备方法，发明专利，授权号：、 李继定，林阳政，叶宏，陈剑，王丽华，陈翠仙，一种汽油脱硫聚酰亚胺非对称膜及其制备方法，发明专利，公开号：、陈翠仙，李昕，李继定，含酚酞侧基的聚芳醚砜或聚芳醚酮中空纤维超滤膜及其制备方法，发明专利，公开号：、 赵长伟，李继定，赵之平，陈翠仙，一种渗透汽化汽油脱硫共混复合膜及其制备方法，发明专利，授权号：、 陈翠仙，郭红霞，王平，李继定，超高分子量聚乙烯微孔滤膜表面的亲水化改性方法，发明专利，公开号：、陈翠仙，李继定，刘寿山，张丹霞，一种低温等离子体接枝渗透汽化膜及其制法，发明专利，公开号：、陈翠仙，贠延滨，秦培勇，陈镇，李继定，新谷卓司，安藤雅明，二氮杂萘聚醚砜酮中空纤维超滤膜及其制法，发明专利，授权号：、陈翠仙，陈镇，李继定，贠延斌，二氮杂萘聚醚砜酮类新材料中空纤维超滤膜及其制备方法，发明专利，授权号：、陈翠仙，石国领，李继定，陈镇，二氮杂萘聚醚砜酮高分子合金超滤膜及其制备方法，发明专利，授权号：、 陈翠仙，李继定，韩宾兵，邹键，秦培勇，用于渗透汽化的聚电解质膜和聚电解质复合物膜的制备方法，发明专利，授权号：、 蒋维钧，李继定，陈翠仙，余立新，采用梳流式膜框的板框式膜组件，发明专利，授权号：、 陈翠仙，蒋维钧，李继定，余立新，具有加热板的板框式膜分离器，发明专利，授权号：、 陈翠仙，余立新，李继定，张立平，一种制备渗透汽化复合膜的方法，发明专利，授权号：、 蒋维钧，陈翠仙，余立新，张立平，李继定，用于渗透汽化过程的板框式膜组件，发明专利，授权号： （共358篇，以下为部分论文） J, Huang JQ, Li JD, et al， Mass transport study of PVA membranes for the pervaporation separation of water/ethanol mixtures，Desalination，2010，256 （1-3）： J, Li JD, Qi RB, et al. Pervaporation Separation of Thiophene-Heptane Mixtures with Polydimethylsiloxane (PDMS) Membrane for Desulfurization，Applied Biochemistry And Biotechnology，2010，160（2）: X, Li JD, Huang JQ, et al. Enhanced Pervaporation Performance of Multi-layer PDMS/PVDF Composite Membrane for Ethanol Recovery from Aqueous Solution，Applied Biochemistry And Biotechnology，2010，160（2）: Huang, Jiding Li, Jian Chen, Xia Zhan, Cuixian Chen，Pervaporation Separation of N-Heptane/Organosulfur Mixtures With PDMS Membrane: Experimental and Modelling, Canadian Journal of Chemical Engineering, 2009, Vol:87(4): Li, Cuixian Chen, Jiding Li, Formation Kinetics of Polyethersulfone With Cardo Membrane Via Phase Inversion, Journal Of Membrane Science, 2009, (1-2): Qin, Cuixian Chen, Binbing Han, Shintani Takuji, Jiding Li, Benhui, Sun, Preparetion of poly(phthalazinone ether sulfone ketone) asymmetric ultrafiltration membrane II the gelation process, rate，Journal of Membrane Science, 2006, 268: 181–188 （SCI） Zeng, Jiding Li, Ding Wang, Tianquan Chen, Changwei Zhao, Cuixian Chen. Infinite Dilute Activity and Diffusion Coefficients in Polymers by Inverse Gas Chromatography, Journal of Chemical and Engineering Data 2006, 51:93-98 1、可工业化应用成果渗透汽化脱水技术（乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇、异丁醇、叔丁醇、戊醇及其异构体、酯类、醚类、酮类与水形成的恒沸体系。苯、甲苯、己烷、环己烷、庚烷等溶媒脱水）有机汽体膜法回收技术（汽油汽、醇、醚、酮、芳烃、烷烃、烯烃等汽体）MBR生活污水处理回用技术MBR可生物降解工业污水处理回用技术蛋白质提取和浓缩膜技术大分子天然物提取和浓缩膜技术2、可工业中试成果渗透汽化脱甲醇技术渗透汽化脱乙醇技术渗透汽化脱酯（碳4或碳4以下）技术渗透汽化汽油脱噻吩硫技术油脂生产溶剂回收循环使用技术单糖低聚糖分离膜技术高浓工业废水处理技术

楼主，我的建议是如果可以的话最好去了天然气净化厂看看~然后问问那里的工作人员，他们会给你最满意的答案，在天然气中常含有H2S、CO2和有机硫化合物，这三者又通称为酸性组分(或酸性气体)。这些气相杂质的存在会造成金属材料腐蚀，并污染环境。当天然气作为化工原料时，它们还会导致催化剂中毒，影响产品质量；而CO2含量过高则使气体的热值达不到要求。鉴此，天然气脱硫的目的是按不同用途把气体中的上述杂质组分脱除到要求的规格。1 湿法脱硫工序 采用一种化学吸收的方法，用15％乙醇胺溶液作为吸收剂脱除天然气中的H2S和C02，其过程的原理为弱酸和弱碱反应形成水溶性盐类的可逆过程，反应的可逆性使胺液能够再生。一乙醇胺是弱碱，其碱度随着温度的增高而降低(当25℃时，PH=；而在138℃时，PH=)，这是一乙醇胺法构成循环吸收、再生的主要依据。一乙醇胺脱除H2S和CO2时其反应如下：38℃2RN2 + H2S = (RNH3)2S116℃(RNH3)2S + H2S = 2RNH3HS 64℃2RNH2 + C02+H2O ==== (RNH3)2CO3 149℃(RNH3)2CO3 + CO2 + H2O = 2RNH3HCO 2RNH2 + CO2 = RNHCOON3R在天然气净化领域内，迄今为止，一乙醇胺法在国内外仍然被广泛使用。该法具有使用范围较广，溶液吸收酸性气体容量较大，溶液稳定性好，操作平稳，适应性强等优点。 天然气精脱硫在一定的温度、压力下，天然气通过钴钼加氢转化触媒及氧化锌脱硫剂，能将天然气中的有机硫、H2S脱至以下，以满足催化剂对硫的要求，其反应为：a．有机硫的加氢转化反应：COS + H2 → CO + H2SCS2 + 4H2 → 2H2S + CH4RSH + H2→ H2S + RHb．无机硫的脱除反应：H2S + Mn→ MnS + H2OH2S + ZnO→ ZnS + H2O

简单脱硫脱销毕业论文

脱硫国内大多是石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝是低氮燃烧技术，你要是给的分多，我可以反我的毕业论文给你，就是关于电厂脱硝的，

1．选择性低温氧化技术（LoTOx）+EDV（Electro-Dynamic Venturei）洗涤系统原理：臭氧同时脱硫脱硝主要是利用臭氧的强氧化性将 NO氧化为高价态氮氧化物，然后在洗涤塔内将氮氧化物和二氧化硫同时吸收转化为溶于水的物质，达到脱除的目的。            效果：在典型烟气温度下，臭氧对NO的氧化效率可达84%以上，结合尾部湿法洗涤，脱硫率近100%，脱硝效率也在O3/NO摩尔比为时达到。也有研究将臭氧通进烟气中对NO进行氧化，然后采用Na2S和NaOH溶液进行吸收，终极将NOx转化为N2，NOx的往除率高达 95%，SO2往除率约为100%。但是吸收液消耗比较大。 影响因素：主要有摩尔比、反应温度、反应时间、吸收液性质等 1） 在 ≤O3/NO＜1的情况下，脱硝率可达到85%以上，有的甚至几乎达到100%。 2） 温度控制在150℃ 3） 臭氧在烟气中的停留时间只要能够保证氧化反应的完成即可.关键反应的反应平衡在很短时间内即可达到，不需要较长的臭氧停留时间。 4） 常见的吸收液有Ca(OH)2、NaOH等碱液，用水吸扫尾气时，NO和SO2的脱除效率分别达到和100%。用Na2S和NaOH溶液作为吸收剂，NOx的往除率高达95%，SO2往除率约为100%，但存在吸收液消耗量大的问题。 优点：较高的NOX脱除率，典型的脱除范围为70%～90%，甚至可达到95%，并且可在不同的NOX浓度和NO、NO2的比例下保持高效率；由于未与NOX反应的O3会在洗涤器内被除往，所以不存在类似SCR中O3的泄漏题目；除以上优点外，该技术应用中 SO2和CO的存在不影响NOX的往除，而LoTOx也不影响其他污染物控制技术，它不存在堵塞、氨泄漏，运行费用低。2．半干法烟气脱硫技术 主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2）吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥； 4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。 干法烟气脱硫是指应用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂来脱除烟气中的SO2。干法烟气脱硫定义：喷入炉膛的CaCO3高温煅烧分解成CaO，与烟气中的SO2发生反应，生成硫酸钙；采用电子束照射或活性炭吸附使SO2转化生成硫酸氨或硫酸，统称为干法烟气脱硫技术。 优缺点： 它的优点是工艺过程简单，无污水、污酸处理问题，能耗低，特别是净化后烟气温度较高，有利于烟囱排气扩散，不会产生“白烟”现象，净化后的烟气不需要二次加热，腐蚀性小；其缺点是脱硫效率较低，设备庞大、投资大、占地面积大，操作技术要求高。因此不主推干法脱硫。 对于脱硫最常用的就是燃烧后脱硫，也就是烟气脱硫。常用的有湿法和干法。 湿法脱硫：湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。常见的有两种： ⑴石灰石—石膏法烟气脱硫技术 该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。具体原理如下： 1．SO2和SO3的吸收  SO2十H2O→H++HSO3- ；SO3十H2O→H2SO4 SO2和SO3吸收的关键是提高其他水中的溶解度，PH值越高，水的表面积越大，气相湍流度越高，SO2和SO3的溶解量越大。 2．与石灰石浆液反应 CaCO3十 2H+  +HSO3-→Ca2+十HSO3- + H2O十CO2 CaCO3十H2SO4 → CaSO4+H2O十CO2 3．CaCO3 +2HCl→CaCl2+H2O十CO2 本步骤的关键是提高CaCO3的溶解度，PH值越低，溶解度越大。   石灰石-石膏湿法脱硫的优点： 1、工艺成熟，最大单机容量超过1000MW； 2、脱硫效率高≥95%,Ca/S≤； 3、系统运行稳定，可用率≥95%； 4、脱硫剂—石灰石，价廉易得； 5、脱硫副产品—石膏，可综合利用； 6、建设期间无需停机。 缺点：系统复杂，占地面积大；造价高，一次性投资大；运行较多、运行费用高，副产品处理问题。     ⑵氨法烟气脱硫技术  该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结垢和堵塞现象，但投入较大。三、问题形成的主要原因及对策     湿法烟气脱硫技术特别适用于大、中型工业锅炉烟气的脱硫除尘，并且还具有设备简单、易操作、脱硫率高等优点，其中用得最多的是石灰石－石膏法，它主要以技术成熟、适用煤种广、脱硫率高、脱硫剂来源广等优点，现已成为我国重点提倡的一种湿法脱硫方法，但在实践中，存在着结垢堵塞、腐蚀、废液处理等问题，而要彻底解决这些问题则是改进湿法脱硫技术的核心一环。 （一）结垢堵塞 在湿法烟气脱硫中，管道与设备是否结垢堵塞，已成为脱硫装置能否正常运行的关键问题，要解决结垢堵塞问题，我们需弄清结垢的机理，以及影响和造成结垢堵塞的因素，然后才能有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。 对于造成结垢堵塞的原因，肖文德等人认为主要有如下3种方式：（1）因溶液或料浆中水分蒸发，导致固体沉积；（2）Ca（OH）2或CaCO3沉积或结晶析出，造成结垢；（3）CaSO3或CaSO4从溶液中结晶析出，石膏晶种沉淀在设备表面并生长而造成结垢。但在操作中出现的人为因素也是需重视的原因，如：（1）没有严格按操作规程，加入的钙质脱硫剂过量，引起洗涤液pH值过高，促进了CO2的吸收，生成过多的CaCO3，CsSO4等沉淀物质；（2）将含尘多的烟气没经严格除尘就进入吸收塔脱硫。 现在还没有完善的方法能能绝对地解决此问题。目前，一些常见的防止结垢堵塞的方法有：（1）在工艺操作上，控制吸收液中水分蒸发速度和蒸发量；（2）适当控制料浆的pH值。因为随pH值的升高，CaSO3溶解度明显下降。所以料浆的pH越低就越不易造成结垢。但是，若pH值过低，溶液中有较多的CaSO3，易使石灰石粒子表面钝化而抑制了吸收反应的进行，并且过低还易腐蚀设备，所以浆液的pH值应控制适当，一般采用石灰石浆液时，pH值控制为～；（3）溶液中易于结晶的物质不能过饱和，保持溶液有一定的晶种；（4）在吸收液中加入CaSO4·2H2O或CaSO3晶种来控制吸收液过饱和并提供足够的沉积表面，使溶解盐优先沉淀在上面，减少固体物向设备表面的沉积和增长；（5）对于难溶的钙质吸收剂要采用较小的浓度和较大的液气化。如：石灰石浆液的浓度一般控制小于15%；（6）严格除尘，控制烟气中的烟尘量；（7）设备结构要作特殊设计，尽量满足吸收塔持液量大、气液相间相对速度高、有较大的气液接触面积、内部构件少、压力降小等条件。另外还要选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备，在吸收塔的选型方面也应注意。例如：流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；（8）使用添加剂也是防止设备结垢的有效方法。目前使用的添加剂有CaCl2，Mg（OH）2，已二酸等。 另一种结垢原因是烟气中的O2将CaSO3氧化成为CaSO4（石膏），并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中。其控制措施是通过强制氧化和抑制氧化的调节手段。既要将全部CaSO3氧化成为CaSO4，又要使其在非饱和状态下形成的结晶，可有效地控制结垢。 （二）腐蚀 设备腐蚀的原因十分复杂，它与多种因素有关。如：溶液的温度、pH值、煤种燃烧状态、氯离子浓度等。燃煤燃烧过程中除生成SO2以外，还生成少量的SO3，而SO3可与烟气中的水分（4%～12%）生成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸除着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中，这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。 目前，对湿式脱硫系统各部位合理的选择防腐材料及在设备内外涂防腐材料是解决腐蚀问题的主要方法。如：经受高温、腐蚀、磨损较快的部位，可采用麻石、陶瓷或改性高硅铸铁；经受中低温和腐蚀、磨损不严重的部位，可采用防腐防磨涂料作表面处理。日本日立公司的防腐措施是：在烟气再热器、吸收塔入口烟道、吸收塔烟气进口段，均采用耐热玻璃鳞片树脂涂层，在吸收塔喷淋区采用不锈钢或碳钢橡胶衬里。另外可适当控制pH值来避免腐蚀，如：石灰石料浆的pH值一般控制在～。 （三）烟气脱水 湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10～60μm的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等。如不妥善解决，将使烟气带水，腐蚀管道和风机，并使风机叶轮粘灰、结垢，引起风机震动，缩短风机使用寿命。因此，湿法除尘必须配置除备的设备，其性能直接影响到湿法烟气脱硫系统能否连续可靠运行。 除雾器通常由除雾器本体及冲洗系统构成。除雾器本体作用是捕集烟气中的液滴及少量粉尘，减少烟气带水，防止风机振动；冲洗系统是定期冲洗由除雾器叶片捕集的液滴、粉尘，防止叶片结垢，维持系统正常运行。除雾器多设在吸收塔的顶部。通常应设二级除雾器，使得净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，否则将腐蚀热交换器、烟道和风机。 （四）废水的处理 碱液吸收烟气中的SO2后，主要生成含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等的呈胶体悬浮状态的废渣液，其pH值低于，呈弱酸性。所以，这类废水必须适当处理，达标后才能外排。否则会造成二次污染。废水的合理处理应该是能回收和综合利用废水中的硫酸盐类，使废物资源化。如：日本和德国由于石膏资源缺乏，所以在湿法石灰石/石灰－石膏法烟气脱硫中，成功地将废水中的硫酸盐类转化成石膏；也可将废水中的硫酸盐类转化成高浓度高纯度的液体SO2，作为生产硫酸的原料。现在，国内外电厂对石灰石－石膏法的脱硫废水主要以化学处理为主。先将废水在缓冲池中经空气氧化，使低价金属离子氧化成高价（其目的是使金属离子更易于沉淀去除），然后进入中和池，在中和池中加入碱性物质石灰乳，使金属离子在中和池中形成氢氧化物沉淀，部分金属离子得以去除。但是，还有一些金属的氢氧化物（如Fe，Cr，Ni）为两性化合物，随着pH值的升高，其溶解度反而增大，因而，中和后的废水通常采用硫化物进行沉淀处理，使废水中的金属离子更有效地去除。废水经反应池形成的金属硫化物后进入絮凝池，加入一定的混凝剂使细小的沉淀物絮凝沉淀。然后将混凝后的废水进入沉掌政池进行固液分离，分离出来的污泥一部分送到污泥处理系统，进行污泥脱水处理，而另一部分则回流到中和池，提供絮凝的结晶核，沉淀池出水的pH值较高，需进行处理达标后才能排放。 四、结语 目前，我国中小型燃煤锅炉烟气脱硫大部分已采用湿式脱硫，但目前它还存在一些问题，严重的影响它的总体效率及利用范围，所以找出合理的方法来解决这些问题势在必行。 （一）对于设备的结垢堵塞问题，主要以提供沉积表面、精简设备内部构件和使用添加剂来防止。 （二）对于腐蚀问题，则主要以改善设备的材料来考虑。 （三）对于脱硫废水的处理问题，主要是防止二次污染。首先应分离出废水中的有用物质，如将其中的硫转化为硫磺或石膏等，废水经处理后再回用。脱硝 1、SCR（选择性催化还原脱硝）技术： SCR 是目前最成熟的烟气脱硝技术, 它是一种炉后脱硝方法, 最早由日本于 20 世纪 60~70 年代后期完成商业运行, 是利用还原剂(NH3, 尿素)在金属催化剂作用下, 选择性地与 NOx 反应生成 N2 和H2O, 而不是被 O2 氧化, 故称为“ 选择性” 。选择性非催化还原法是一种不使用催化剂，在 850～1100℃温度范围内还原NOx的方法。最常使用的药品为氨和尿素。氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O ；  NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O  ； 一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定 是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。一般来说，SNCR脱硝效率对大型燃煤机组可达 25%～40% ,对小型机组可达 80%。由于该法受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低氮燃烧技术的补充处理手段。其工程造价低、布置简易、占地面积小，适合老厂改造，新厂可以根据锅炉设计配合使用。                2、SNCR（选择性非催化还原脱硝）技术 SNCR脱硝技术原理 SNCR工艺以炉膛作为反应器，是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。一般可获得30%~50%的NOx脱除率，所用的还原剂一般为氨、氨水和尿素等。由于尿素比氨具有更好的锅炉内分布性能，且尿素是一般化学药品，运输存储简单安全、货源易得，而氨属于危险化学药品，SNCR一般采用尿素作为还原剂。选择性非催化还原（SNCR）脱除NOx技术是把含有NHx基的还原剂，喷入炉膛，该还原剂迅速热分解成NH3选择性地与烟气中的NOx反应生成N2、CO2、H2O等无害气体。流程说明：将满足要求的尿素固体颗粒卸至尿素储料仓，由计量给料装置进入配液池，在加热的条件下，用工艺水将尿素固体颗粒配制成尿素溶液，经配料输送泵送至溶液储罐，储罐中的尿素溶液通过加压泵和输送管道送到炉前喷射系统，经布置在锅炉四周的雾化喷嘴喷入炉膛900~1100℃的温度区域。储罐输出的尿素溶液，可和工艺水混合配制成不同浓度的尿素溶液以满足锅炉不同负荷的要求；喷嘴可布置多层以满足不同温度区域的要求。适用范围：新建、扩建、改建机组或现役的旧机组，受场地限制，要求脱硝效率不太高的机组。 SNCR工艺特点： 以炉膛作为反应器，不需要催化剂，投资运行成本较低； 脱硝效率中等，一般为30%--50%，与低氮燃烧技术组合效果更好，可达到70％的脱硝率； 造成空气预热器和静电除尘器的堵塞和腐蚀比SCR低。

锅炉运行方面技术论文篇二 锅炉经济运行技术浅谈 【摘要】锅炉机组运行的优劣在很大程度上决定了整个电厂运行的经济性。衡量燃煤发电厂经济性的主要指标是供电煤耗。供电煤耗的大小取决于发电煤耗和厂用电率，影响发电煤耗的主要因素是锅炉效率。因此，研究电厂锅炉的经济运行方式，对提高电厂的经济性具有重要意义。 【关键词】锅炉，经济，燃煤 1、概述。锅炉是国民经济中重要的热能供应设备。电力、纺织、造纸、食品、机械、冶金、化工等行业， 以及工业和民用采暖都需要锅炉供给大量的热能。锅炉是将燃料的化学能转变为热能的燃烧设备，它尽可能的提供良好的燃烧条件，以求能把燃料的化学能最大限度地释放出来并使其转化为热能，并利用热能加热锅内的水。 2、锅炉的分类。锅炉按照不同的方式分为以下几类：按锅炉的用途分为：生活锅炉、工业锅炉、电站锅炉和热水锅炉。按锅炉燃用的燃料分类可分为：燃煤炉、燃油炉和燃气炉。按燃烧方式分类可分为：层燃炉、室燃炉和介于二者之间的沸腾(流化床)炉。按有无汽包可分为：汽包锅炉和直流锅炉。按蒸汽压力分类可分为：低压锅炉、中压锅炉、次高压锅炉、高压锅炉、超高压锅炉、亚临界压力锅炉和超临界压力锅炉。按锅炉水循环方式分类可分为：自然循环锅炉、强制循环锅炉和复合循环锅炉。 3、锅炉的应用。利用锅炉产生的热水或蒸汽可直接为生产和生活提供所需要的热能，也可通过蒸汽动力装置转换为机械能，或再通过发电机将机械能转换为电能。提供热水的锅炉称为热水锅炉，主要用于生活，工业生产中也有少量应用。产生蒸汽的锅炉称为蒸汽锅炉，是蒸汽动力装置的重要组成部分，多用于火电站、船舶、机车和工矿企业。 4、锅炉的结构。锅炉是热能生成设备的主要构成，锅炉中的炉膛、锅筒、燃烧器、水冷壁过热器、省煤器、空气预热器、构架和炉墙等主要部件构成生产蒸汽的核心部分，称为锅炉本体。是由“锅”和“炉”两部分组成的。“锅”是汽水系统，它主要任务是吸引收燃料放出的热量，使水加热、蒸发并最后变成具有一定热能的热水或过热蒸汽。它由省煤器、汽包、下降管、联箱、水冷壁、过热器和再热器等设备及其连接管道和阀门组成。炉膛又称燃烧室，是供燃料燃烧的空间。锅筒的主要功能是储水，进行汽水分离，在运行中排除锅水中的盐水和泥渣，避免含有高浓度盐分和杂质的锅水随蒸汽进入过热器中。 5.锅炉的工作原理。锅炉主要有以下系统来完成燃料的化学能到蒸汽具备足够的动能(以煤粉炉为例)：汽水系统、风烟系统、燃料(煤粉和助燃油)系统、制粉系统、灰渣系统等。制粉系统用于磨制合格的煤粉储存于粉仓内，通过给粉机，由一次风送入炉膛进行燃烧。煤粉在炉膛内和高温烟气充分混合燃烧加热水冷壁内给水，同时产生大量的高温烟气，经各级低温、高温过热器通过辐射、半辐射半对流、对流充分换热冷却后的烟气由风烟系统中的引风机在经过电除尘、布袋除尘器等使烟气粉尘达标后由烟囱排向大气，炉内给水通过各级吸热后，形成高温高压蒸汽输送出去。煤粉燃烧产生的炉渣通过灰渣系统输送出去。 6.锅炉的维护保养。在锅炉的日常运行过程中，各系统辅机运转正常，要注意维持各项参数在许可范围之内，严格控制压力、温度等超标，定期排污维持合格汽水品质，延长设备使用寿命。锅炉停运后仍要进行保养，锅炉保养的方法都是通过尽量减少锅炉水中的溶解氧和外界空气漏入来减轻锅炉的腐蚀。最常见的保养方法一般有湿式保养法、充氮置换法、烘干防腐保养法等几种。 7.锅炉的经济运行。锅炉机组运行的优劣在很大程度上决定了整个电厂运行的经济性。衡量燃煤发电厂经济性的主要指标是供电煤耗。供电煤耗的大小取决于发电煤耗和厂用电率，影响发电煤耗的主要因素是锅炉效率。因此，研究电厂锅炉的经济运行方式，对提高电厂的经济性具有重要意义。 由于炉膛内燃料的燃烧工况、温度水平、各级受热面的沽污与热交换状态以及辅助动力消耗的不同，其运行经济性也各不相同。必须进行精细的燃烧调整试验，以求得各种负荷下的最佳运行工况，作为日常运行调整的依据，以保证锅炉机组的经济运行状况良好。运行中应根据煤种变化掌握燃烧器特性、风量配比、一次风煤粉浓度及风量调整的规律，重视燃烧工况的科学调整，使炉内燃烧处于最佳状态。为了使燃料在炉膛内与氧气充分混合燃烧，实际送入炉内的空气量总要大于理论空气量。虽然多送入空气可以减少不完全燃烧热损失，但排烟热损失会增大，还会加剧硫氧化物腐蚀和氮氧化物生成。因此除通过合理的风粉配比、调节火焰的充满度和合适的火焰燃烧中心外还应依据锅炉的性能试验，设法改进燃烧技术，争取以尽量小的过量空气系数使炉膛内燃烧完全。 煤粉炉通常采取以下措施来提高锅炉的经济性能： 合理配煤以保证燃煤质量。将各煤种精心混配，减少燃煤的大幅度变化，维持运行参数基本稳定。 合理调整煤粉细度。煤粉细度是影响飞灰可燃物含量的主要因素。经济煤粉细度要根据热力试验进行选取。 控制适量的过量空气系数。煤粉燃烧需要足够的氧气，但过多的冷空气会降低炉内温度水平，且使排烟容积增大。合理的过量空气系数应根据燃烧调整试验及煤种确定。 重视燃烧调整。炉内燃烧状况的好坏、温度水平及煤粉着火的难易程度直接影响灰渣可燃物的含量。 为了考核性能和改进设计，锅炉常要经过热平衡试验。直接从有效利用能量来计算锅炉热效率的方法叫正平衡，从各种热损失来反算效率的方法叫反平衡。考虑锅炉的实际效益时，不仅要看锅炉热效率，还要计及锅炉辅机所消耗的能量。 单位质量或单位容积的燃料完全燃烧时，按化学反应计算出的空气需求量称为理论空气量。为了使燃料在炉膛内有更多的机会与氧气接触而燃烧，实际送入炉内的空气量总要大于理论空气量。虽然多送入空气可以减少不完全燃烧热损失，但排烟热损失会增大，还会加剧硫氧化物腐蚀和氮氧化物生成。因此应设法改进燃烧技术，争取以尽量小的过量空气系数使炉膛内燃烧完全。 8.排放锅炉烟气中所含粉尘(包括飞灰和未燃尽的煤粉)、硫和氮的氧化物都是污染大气的物质，未经净化时其排放指标可达到环境保护法规限定指标的几倍到数十倍。控制这些物质排放的措施有燃烧前处理、改进燃烧技术、除尘、脱硫和脱硝等。借助烟囱只能降低烟囱附近地区大气中污染物的浓度，不能彻底根除污染物。烟气除尘所使用的作用力有重力、离心力、惯性力、附着力以及声波、静电等。对粗颗粒一般采用重力沉降和惯性力的分离，在较高容量下常采用离心力分离除尘静电除尘器和布袋过滤器具有较高的除尘效率。湿式和文氏—水膜除尘器中水滴水膜能粘附飞灰，除尘效率很高还能吸收气态污染物。为了达到较高的除尘效率，一般燃煤机组通常采用多级除尘，电除尘、布袋除尘等并通过脱硫脱销，使烟气的各项指标达到国标要求。 9.锅炉的发展。锅炉未来将向着进一步提高锅炉和电站热效率的方向发展;将进一步降低锅炉和电站的单位功率的设备成本;将极大的提高锅炉机组的运行灵活性和自动化水平;将会发展更多锅炉品种以适应不同的燃料;将会继续提高锅炉机组及其辅助设备的运行可靠性;将会下大力气采取措施减少对环境的污染。 参考文献： [1]张爱存.发电厂燃煤锅炉运行调整与经济性分析[D].华北电力大学 毕业 论文，2003.

脱硫脱硝工艺是指对燃煤等含硫、含氮燃料燃烧产生的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）等有害气体进行去除的过程。脱硫脱硝工艺是大气污染防治中的重要环节，对于减少大气污染物的排放、保护环境和人类健康都具有重要意义。

脱硫工艺主要有湿法脱硫和干法脱硫两种方法。湿法脱硫是通过将含有SO2的烟气与氧化剂或碱性溶液接触，使SO2转化为硫酸盐或硫酸，并形成石膏等固体废物。干法脱硫是将固体吸附剂喷入含SO2的烟气中，吸附SO2后形成固体废物。

脱硝工艺主要有选择性催化还原法（SCR）和选择性非催化还原法（SNCR）两种方法。SCR是通过将NH3或尿素等还原剂注入烟气中，在SCR催化剂的作用下将NOx还原为N2和H2O。SNCR是通过将尿素等还原剂喷入烟气中，在高温下发生非催化还原反应，将NOx还原为N2和H2O。

脱硫脱硝工艺的选择取决于燃料类型、排放标准、成本等因素。同时，为了达到更好的脱硫脱硝效果，不同的脱硫脱硝工艺也可以组合使用。

硫化钠溶液脱硫工艺研究论文

Na2S。

硫化钠，又称臭碱、臭苏打、硫化碱，为无机化合物，呈无色结晶粉末，吸潮性强，易溶于水，水溶液呈强碱性。触及皮肤和毛发时会造成灼伤，故硫化钠俗称硫化碱。露置在空气中时，硫化钠会放出有臭鸡蛋气味的有毒硫化氢气体。工业硫化钠因含有杂质其色泽呈粉红色、棕红色、土黄色。

常温下纯品为无色或微紫色的棱柱形晶体，工业品因含杂质常为粉红、棕红色、土黄色块。

具有臭味。溶解于冷水，极易溶于热水，微溶于醇。工业品一般是形不同结晶水的混和物，又含有不同程度的杂质，除外观色泽不同外，密度、熔点、沸点等亦因杂质影响而各异。

在酸中分解而发生硫化氢。在空气中潮解，同时逐渐发生氧化作用，遇酸生成硫化氢。

受撞击、高热可爆。遇酸出有毒硫化氢气体，无水硫化碱有可燃性， 加热排放有毒硫氧化物烟雾。

用途

硫化钠主要用于纸浆和造纸工业的牛皮纸工艺。

在水处理中用作除氧剂，也用作金属沉淀剂；在化学摄影中为黑白照片调色；在纺织工业中用作漂白剂、脱硫剂和脱氯剂；在皮革贸易中用于鞣制提取物的亚硫酸化。在化工制造中用作磺化剂和磺甲基化剂。

用于生产橡胶助剂、硫化染料和其他化合物。它用于其他应用，包括矿石浮选、采油、制造染料和洗涤剂。它还用于皮革加工过程中，作为浸灰操作中的脱毛剂。

以上内容参考：百度百科-硫化钠

中学：S2-浓度大于OH-其实：OH、HS-浓度都比S2-大

硫离子的水解常数的负对数不是，是15±2，是氢硫酸根离子的水解常数的负对数高中化学认为硫离子微弱水解，硫化钠中离子比较是[Na^+]>[s^(2-)]>[OH^-]>[HS^-]>[H^+]实际情况是硫离子强烈水解，[Na^+]>[OH^-]>[HS^-]>[S^(2-)]≈[H^+]，硫离子浓度和氢离子浓度接近，不易比较大小论文《硫化钠溶液中离子浓度大小的探析》[1]对此有更加详细的探究。文献引用：[1]裴传友,杨芹.硫化钠溶液中离子浓度大小的探析[J].中学化学教学参考,2018(20):78.