脱硫工艺论文范文
时间：2023-02-25 23:23:04
脱硫工艺论文范文第1篇
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
论文关键词：脱硫电石泥脱硫剂
脱硫工艺论文范文第2篇
[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
湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术，吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽，并有较大幅度降低工程造价的可能性。对大容量机组，从技术的成熟性、可靠性以及环保的高要求考虑，应采用石灰石/石膏湿法。
脱硫工艺论文范文第3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;
脱硫工艺论文范文第4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
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脱硫工艺论文范文第5篇
【关键词】天然气 MDEA法 脱硫技术
天然气是一种清洁能源，当前已成为我国能源结构中很重要的部分。据统计，我国天然气产量接近7×1010 m3，排名全球第九。天然气中主要是存在H2S和有机硫化合物等酸性气体。在运输过程中，会造成金属管道的材料腐蚀，引发重要的安全事故，造成巨大的人生、财产安全；另外在燃烧H2S的过程中，气味难闻，会污染大气环境；此外这些气体在低温过程中结冰堵塞仪表和管线；另外还会导致催化剂中毒等危害，影响产品质量。所以必须对天然气进行脱硫工艺，使其符合国家标准。开发安全、环保的天然气资源是势在必行。
论文对国内外MDEA法脱硫技术应用现状做了简要介绍。对MDEA脱硫法做了详细的评述，介绍了其工艺原理和工作流程。希望对我国天然气行业的脱硫技术的发展起一定的促进作用。
1 国内外天然气中MDEA法脱硫技术应用现状
最早在天然气上采用MDEA脱硫的是美国的FlourCo。在20世纪40年代末的时候，它就大力推荐使用MDEA法进行脱掉天然气中的H2S。通过实验室以及工厂中的中试实验来证明此法可行。到了70年代，美国的Dow chemical Co等对MDEA法脱硫进行了工业应用。由此很多美国企业都开始采用此法，目前大约有10套 左右的MDEA装置在运转。比如在伊朗，其Khangiran天然气净化厂也是采用的MDEA法进行脱硫的。查询资料所知在加拿大，Burnt Timber天然气净化厂也进行了改造方案，采用MDEA溶液进行脱硫处理，预测到2020年时，其H2S的含量会大大降低。
查阅资料所知，我国对天然气使用MDEA法脱硫的研究开始于四川省内。从1981年开始，四川的天然气研究所就开始了对天然气使用MDEA示脱硫的工业研究。四川省内第一次将MDEA法脱硫装置应用在工业上是四川达州建设完成的日处理量为25kNm3的脱硫装置。从这时开始，其它很多地方的天然气公 司都开始学习采用此法进行脱硫，比如有渠县脱硫厂和万县脱硫厂。据经济统计估算，这些企业使用MDEA可获得2000万元上以的经济效益。进入21世纪以来，MDEA法脱硫的工业优势慢慢的被发现，现在有很多的企业都在采用此法了。到2010年为止，MDEA脱硫装置在我国占有绝对的主导地位了，在我国现有的天然气净化厂中。使用MDEA的脱碳装置占有绝对统治的地位了，其总装置有44套之多，占到了11/12。总的处理能力达到96.10%。主要是分布在四川、重庆等省份。
2 MDEA法硫的工艺原理
2.1 H2S在MDEA水溶液中的化学反应
MDEA的化学名称为甲基二乙醇胺，一般是采用质量分数为25%-50%的MDEA溶液。当天然气中的H2S气体经过MDEA溶液时，H2S与其会发生速度极快的化学反应，达到除去H2S的目的，所以此法又叫化学吸收法。由化学溶解平衡理论来说的话，在MDEA水溶液中经过的H2S气体与溶液达到了一定的平衡。这个化学平衡还可以根据溶解度的不同来设定。
2.2 MDEA与H2S的化学反应方程式
R2NCH3+H2SR2NCH3++HS-+Q （速度极快的中间瞬时反应）
R2NCH3+CO2 （二者不反应）
R2NCH3+CO2+H2O+ R2NHCH3++HCO3-
+Q （速度极慢反应）
当天然气通过脱硫装置时，由于MDEA的水溶液可同时与天然气的H2S、CO2二种酸性气体接触，在这个过程中，MDEA+H2S的反应是受气膜控制的瞬时化学反应，但是CO2不能与其反应，这个与二者的溶解度是有很大关系的，H2S极易溶于水，但是CO2溶解度小，难溶于水，所以在MDEA溶液中，其与H2S的反应速度很快，这个是造成二者反应速度不同的主要原因。因此，还构成了一种在选择性吸收的基础，在二种气体都存在的情况下，合理利用其选择性吸收从而有效利用能源。如果再控制反应的气液比和气液接触方式，还可以更进一步改善H2S的选吸效果。
同时，上述反应是体积缩小的放热可逆反应，在低温高压下，有利于反应向右进行，利用此特点，在吸收塔内使绝大部分H2S和部分CO2从原料气中脱除，从而实现净化天然气的目的；在高温低压下，有利于反应从右向左进行，利用此特点，在再生塔内使H2S和CO2从溶液中解析出来，使溶液得以再生，以便循环使用。
3 MDEA脱硫技术工艺流程
MDEA脱硫技术工艺流程：采用吸收塔使天然气与MDEA溶液对流接触，此时MDEA溶液就吸收了大部分的硫化氢，净化后的气体从上部排出。塔底流出的富有H2S的溶液先闪蒸降压，然后通过贫富溶液换热器将溶液中的热量回收后进入再生塔进行再生，等将贫液温度降下来后，再通过循环泵加压后进入吸收塔完成循环。
4 MDEA法脱硫技术的展望
目前MDEA法脱硫技术也存在以下问题：第一，MDEA体系的选择吸附能力不强；第二，有机硫的如何脱除问题；第三，生产过程中MDEA体系存在着发泡问题。国内的一些学者和教授应该从工业应用的角度出发，来解决这些问题。使天然气MDEA脱硫法更加完善。能进一步降低其生产成本，提高天然气行业的经济效益，为我们的经济发展做出贡献。
参考文献
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[2] 席旺，沈杰.天然气脱硫技术研究进展[J].煤气与热力，2010，11：31-33
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[4] 陈颖，杨鹤，梁宏宝，张静伟.天然气脱硫脱碳方法的研究进展[J].石油化工，2011，05：565-570
作者简介
脱硫工艺论文范文第6篇
【关键词】炼焦技术节能技术发展
中图分类号： TE08 文献标识码： A 文章编号：
一.引言
我国是世界焦炭第一生产大国，同时也是第一焦炭消费大国。近些年来，我国的炼焦技术得到了较大进步，炼焦技术的发展，促进了炼焦行业节能技术的推广和应用。
二.炼焦技术的工艺特点。
1.回收炼焦工艺流程简述。
热回收炼焦工艺技术包括备煤、炼焦、筛焦、余热锅炉、废气脱硫等主要生产设施。炼焦煤由备煤车间制备好后送到炼焦车间，炼焦煤在装煤推焦车上由捣固机捣成煤饼送入炼焦炉，成熟的焦炭由接熄焦车送到熄焦塔内进行熄焦。熄焦后的焦炭由筛焦车间进行粒度筛分和储存。炼焦炉为负压操作，炼焦煤炼焦时产生的挥发份在焦炉内全部燃烧，高温废气经焦炉集气管道送到余热锅炉回收其热量产生蒸汽。回收热量后的低温废气脱除二氧化硫后经烟囱排放。蒸汽送到工业、公共设施，或用于余热发电车间发电。
2.回收炼焦工艺主要特点。
（1）.炼焦炉负压操作，基本消除了炼焦炉对大气的污染。回收炼焦产生的挥发份燃烧为高温废气的热量，并回收其热量，彻底消除了化学污水的产生。实现了炼焦工业的清洁生产。
（2）. 炼焦炉内煤饼和炉顶空间形成惰性气体保护层，取代耐火砖作为高温干馏炼焦煤和空气的隔离物。教好的解决了炼焦煤表面在高温干馏时的燃烧现象。
（3）. 炼焦炉炼焦时挥发性的物质在焦炭层中的流程较长，二次裂解产生的具有活性键的碳充分和焦饼上的活性键起架桥作用，能改善和提高焦炭的物理化学性质和冷热强度。结合捣固炼焦，对于扩大炼焦用煤的范围和提高焦炭的质量具有重要意义。
（4）. 热回收炼焦技术工艺在国际上首次使用具有我国自主知识产权的液压捣固，在国内首次使用具有我国自主知识产权的水平接熄焦，充分体现了我国坚持科学发展观和科技的创新能力。
三．发展清洁生产的大型捣固炼焦。
大力研发和推广具有完善环保设施、能够实现清洁生产的大型捣固炼焦技术。标定、调试和总结我国已投产的6.25米大型捣固焦炉，进一步修改和完善并建成6.25米大型捣固焦炉示范工程。
开发适合中国国情的6.7米捣固焦炉，其每孔年产焦炭1.443万吨，将是我国乃至世界上最大的捣固焦炉，2×52孔年产焦炭150万吨，填补我国年产150万吨级焦炭规模的大型捣固焦炉空白，并建成能起样板作用的示范工程，推动我国大型捣固炼焦技术的发展，使其达到世界领先水平。
发国产的适合中国国情的6.25米和6.7米大型捣固焦炉使用的捣固一装煤一推焦一体车（SCP机），使其机械化、自动化、安全性能和环保水平等方面达到世界领先水平。
随着我国大中型钢铁企业逐步接受和采用捣固炼焦技术，应推动焦化和炼铁工作者共同研究捣固焦炭的冶炼性能、适宜的焦炭质量标准、相应的高炉生产操作工艺和参数，推动大中型高炉使用捣固焦炭。
1.大力推广的节能技术。
(1). 发展高效节能环保的大型焦油加工装置。
淘汰耗能高、污染严重、装备水平落后的间歇蒸馏、间歇酸碱洗涤、间歇结晶和污染大的沥青成型工艺。
进一步推动我国煤焦油加工的集中处理，建设规模大、技术先进、节能环保的世界一流煤焦油加工厂。同时通过不断开发新产品，扩大产品品种和品级，配合化工、医药、材料等市场要求，开发出附加值高的洗油深加工产品、蒽油深加工产品和沥青深加工产品等。对附加值低的残油，在满足炭黑生产的同时，可采用加氢催化裂化、加氢裂解等技术，使其转化成为高附加值的汽油调和油、柴油调和油。
(2).推荐采用高效节能的脱硫脱氰技术。
新建焦化厂应该首选脱硫脱氰效率高、产品质量好、操作可靠的脱硫脱氰工艺，如利用荒煤气余热再生的真空碳酸钾法脱硫工艺等。
推进我国第一套HPF法氧化脱硫工艺废液与低纯度硫磺焚烧制取硫酸的工业装置投产，并建成示范装置，解决全国已有的HPF法氧化脱硫工艺存在的问题，推动其更新换代。
推荐采用间接法蒸氨，以减少焦化废水，有利于实现焦化废水的近零排放。
(3)积极研发焦炉煤气资源化利用技术。
COG含有54%-59%H2和24%-28%CH4。COG燃料化利用不如资源化利用效益高，因此只有在万不得已的情况下才用作燃料和发电。高质量地利用COG不仅有利于降低钢铁企业单位产品的能源消耗和排放负荷，甚至能开发出大量最清洁能源—氢气，从而引发钢铁制造流程能量流新的供需平衡关系，甚至会引发整个社会新的供需关系。
(4)开发新型焦化污水深度处理技术.
资源节约、环境友好的焦化厂必须使处理后的焦化废水资源得到最大限度地合理使用，因为生产1吨焦炭通常产生0.48吨焦化污水和0.42吨循环水排污水（采用CDQ时循环水排污水为0.53吨）。我国已开发出成熟可靠的焦化污水生化处理技术。对钢铁企业焦化厂来说，焦化废水经生化处理后可全部回用于焦化厂和钢铁厂的浊循环水系统。对采用湿法熄焦的独立焦化厂，生化处理时，可减少或不加稀释水，减少生化处理水量，使处理后废水全部作为湿法熄焦补充水，在焦化厂内消耗掉。但是，随着我国独立焦化厂逐渐采用干法熄焦，处理后废水无路可去，只能回用于净循环水系统。而净循环水系统对水质要求严格，对其补充水的水质要求更严。若将生化处理后焦化废水用作净循环水系统补充水，必须进行降低有机物和脱盐的深度处理。
“十一五”期间，进行了大量污水回用深度处理技术的开发工作。深度处理一般采用膜分离技术。即：生物处理（A-A/O）+超滤（UF）+纳滤（NF）（或反渗透（RO））；或生物处理（A-A/O）+膜生物反应器（MBR）+纳滤（NF）（或反渗透（RO））。深度处理的产水率可达到70%以上，产水水质可达到循环水补充水的要求，用作循环水补充水。膜深度处理产出占原料水量30%左右的浓缩液。浓缩液不但含有较高的有机物，而且浓缩了大量的盐。浓缩液可以深度处理回用，也可以蒸发提盐，但这些手段成本太高，因此，浓缩液处理将是下一步重点开发的课题。
(5)研发焦炉荒煤气余热回收及利用技术。
离开焦炉炭化室的650-700℃荒煤气所带出的显热占焦炉输出热的36%，与红焦带出的显热相当，余热回收利用的潜力巨大。
“十一五”期间，国内外许多焦化企业积极研发焦炉荒煤气余热回收及利用技术，如：济钢将5个上升管做成夹套管，导热油通过夹套管与荒煤气间接换热，被加热的高温导热油可以去蒸氨、去煤焦油蒸馏、去干燥入炉煤等；宝钢梅山钢铁公司炼焦厂在其4.3米焦炉上升管采用热管回收荒煤气带出热的试验；济钢和中冶焦耐正在进行用锅炉回收荒煤气带出热的试验；无锡焦化厂在其4.3米焦炉上进行用半导体温差发电技术回收上升管余热的试验；平煤武钢焦化进行了高效微流态传热材料作换热介质的上升管余热回收试验；日本已在1个上升管和正在3个上升管上进行用荒煤气带出热对焦炉煤气进行无催化高温热裂解和重整试验，得到了主要含H2和CO的合成气体；中冶焦耐在初冷器一段用82℃-85℃的荒煤气加热真空碳酸钾法脱硫废液，用热废液闪蒸的蒸汽再生脱硫液；有的焦化厂拟用初冷器一段热循环水制冷，所得的低温水直接用于初冷器三段制冷。
“十二五”期间，应当支持荒煤气余热回收和利用技术的研发调试、改进完善、总结比较，选择最优方法；推动最优方法尽快工业化，总结经验，建立示范装置，加以推广普及。
五．结束语
炼焦，要做好能源生产和节能处理的两手抓，在确保生产的同时，要减少对能源的消耗，提高最终有效产出。
参考文献：
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脱硫工艺论文范文第7篇
[关键词]球团；烟气脱硫；石灰-石膏法；设计参数
中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）15-0173-01
1、前言
近年来随着我国城市雾霾等极端天气增多，大气污染物排放已得到广泛关注。钢铁行业能耗以煤和煤炭为主，是我国大气污染物的排放大户，其中球团过程造成的SO2排放占钢铁生产全流程的50%以上，与烧结同为是钢铁企业SO2控制的重点[1-4]。我国颁布了较为严格的政策和标准来控制钢铁行业的大气污染物。目前，国内大、小型钢厂已经逐步上马了一系列脱硫装置，主要有石灰/石灰石―石膏法以其脱硫效率高，运行稳定等优点在钢铁行业中占有重要的份额。
本文通过设计唐山银水球团石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺，该工程的成功运行表明，此工艺适合球团烟气的脱硫、除尘。
2、项目设计
唐山银水实业集团球团厂为消减2-8m2竖炉烟气中的SO2排放量，新建烟气脱硫装置，采用石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺，该工程已运行一年，脱硫效率≥95%，各项指标均达到环保要求。
2.1 工艺原理
从竖炉排出的含硫原烟气经过电除尘器除尘后引入吸收塔。烟气与来自吸收塔上部喷淋层的浆液逆流接触，发生传质和吸收反应，烟气中的SO2及HCl、HF等酸性气体被脱除。净化后的烟气经吸收塔顶部两级除雾器除去烟气中夹带的液滴后，通过塔顶返回到原烟囱排入大气。副产物为石膏。
主要化学反应是：
（1）浆液制备
CaO+ H2OCa （OH）2
Ca （OH）2Ca2++2OH
（2）SO2吸收
SO2+ H2OH2SO3
H2SO3H++HSO3-
HSO3-H++ SO32-
Ca （OH）2 + SO2 CaSO3・1/2H2O + 1/2H2O
Ca （OH）2 + SO3 CaSO4・1/2H2O + 1/2H2O
（3）氧化结晶过程
CaSO3・1/ 2H2O + 1/2O2 CaSO4・1/2H2O
2.2 设计条件
2.2.1 设计参数
2.2.2 工艺流程
1）烟气系统
烟气系统将未脱硫的烟气引入脱硫装置，在吸收塔内脱硫净化。由于原引风机余压可克服脱硫装置系统的压降，项目中不另设增压风机。
2）吸收剂制备及供给系统
生石灰粉主要成份如下：CaO≥80%，杂质
由密封罐车将生石灰粉运输至脱硫区域，经气力输送至制浆区的生石灰粉仓储存。储存于粉仓中的生石灰粉在气化风机的流化下，通过旋转给料阀进入消化罐制备成浓度为30-35%的消石灰浆液，经振动筛除渣后进入浆液箱，加水配制成浓度为10-15%的消石灰浆液，然后经浆液输送泵送至吸收塔和循环泵入口。
3）SO2吸收系统
吸收塔设计为喷淋、吸收和氧化一体的单塔，吸收塔顶部建湿烟囱，烟塔合一结构。2炉一塔。待处理的烟气进入直径为6.5m的吸收塔与喷淋的石灰浆液逆流接触，3层喷淋层对应3台循环泵，单元制运行。吸收塔内部自下而上分为氧化区、喷淋区、除雾区。烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙发生化学反应后生成亚硫酸钙。亚硫酸钙被就地氧化成硫酸钙。生成的石膏通过吸收塔排浆泵排入石膏脱水系统中。净化后的烟气由塔顶湿烟囱排入大气。
4）石膏脱水系统
由吸收塔排出的石膏浆液经石膏旋流器一级脱水后，再由真空皮带脱水机进行二级脱水，得到合格的副产物成品石膏。
5）工艺水系统
工艺用水主要用于浆液制备系统的补给水、除雾器冲洗水、氧化风增湿、设备冷却水等。
2.3 重要设计参数选取
石灰-石膏法是由石灰石-石膏法演变而来，且湿法脱硫最早应用于电厂，钢铁行业的烟气具有自身湿法设计应由于脱硫剂石灰浆液为强碱性，不能完全照搬传统石灰石-石膏法在设计参数。
2.3.1 氧化倍率
钢厂竖炉中的烟气含氧量较高，自身氧化能力较强，氧化倍率可选择1.5～2。
2.3.2 液气比
由于氢氧化钙为强碱性，塔内吸收反应主要发生在液面上，且反应快[5]，液气比应低于石灰石-石膏法，可选择3～7 l/m3。
2.3.3 烟气接触时间
由于环保要求日益严格，烟气接触时间应适当延长，选择4.5～5s。
2.3.4 pH
石灰作为脱硫剂，塔内pH控制在6左右。
2.4 调试与运行情况
唐山银水球团厂竖炉烟气脱硫系统实际运行中，烟气入口温度在100～130℃之间，SO2浓度在500～1500mg/Nm3之间，粉尘浓度在80～100 mg/Nm3之间。SO2排放浓度在50～80 mg/Nm3，粉尘排放浓度30～50mg/Nm3，满足环保要求和业主要求。
3、结语
唐山银水球团厂竖炉烟气石灰-石膏法脱硫系统目前已成功运行一年，脱硫效果理想，基本达到了安全、稳定、高效的运行目的。通过运行证明，根据处理对象合理选择设计参数，该脱硫工艺可以满足竖炉烟气脱硫、除尘的需要，不仅脱硫率可达到95%以上，而且出口粉尘排放也能满足50mg/Nm3的环保要求。该脱硫工艺为石灰-法烟气技术在处理钢厂烟气脱硫中应用又一成功案例，同时也增加了湿法脱硫比选工艺。
参考文献
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脱硫工艺论文范文第8篇
关键词：天然气 净化工艺 天然气净化
1.绪论
1.1天然气净化的目的与意义
随着人们保护环境的意识日益增强，世界各国制定出越来越严厉的环保法规，以进一步控制有害污染物的排放，这就促使了天然气处理的工艺不断地向前发展；另一方面，天然气作为一种燃料和原料的资源地位越来越突出，国内外都十分重视天然气的加工和利用，相关领域也在方法上，技术上以及应用上取得了重大进步。本论文将介绍天然气处理，加工和利用的技术水平以及发展的趋势，以便系统地了解国内外技术发展的有关情况，使决策工作和研究开发能够从中获取有益的信息。
1.2 天然气净化研究概况
为了降低天然气中含硫化物和水分在储存和使用过程中的安全隐患，防止环境污染和对人体的伤害，输送到城镇燃气管道和储存设备中的天然气有必要进行净化处理。富含硫化物的天然气，必须经过脱硫处理，以达到输送要求，副产品的硫磺作为硫资源，用以生产硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脱硫后，天然气经过深冷分离，可得到液化天然气。
2.天然气净化工艺与分析
2.1天然气净化的工艺的介绍
天然气中通常有硫化氢、二氧化碳和有机硫化物等酸性组分存在，这些气相杂质在水存在的情况下会腐蚀金属，并污染环境。因此天然气的净化处理主要有脱硫和脱水两项内容：
天然气脱硫技术主要有干湿和湿式两种方法，干式脱硫效率高，适用于低含硫处理。湿法脱硫按分为化学吸收法和氧化还原法两种。
2.2天然气净化工艺的分析与应用
2.2.1脱硫工艺
在脱硫净化的化学溶剂法中各种胺法应用广泛，常用的醇胺类溶剂有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。
醇胺吸收酸气的基本流程：原料气从下而上与溶液逆流通过吸收塔。从吸收塔流出的富液与从解析塔地流出的贫液热换而被加热，然后进入解析塔顶部。在处理高压酸性天然气的装置中，通常降幅也通入闪蒸器，闪蒸至中等压力，以除去解析前在溶液中溶解和夹带进入的烃类。在热交换器中部冷却了的贫液用水冷或风冷进一步冷却，然后泵人吸收塔顶部，完成溶液循环。
天然气脱水有几种方法：液体脱水剂（甘醇）法、固体脱水剂（分子筛、铝土、硅胶）法及氯化钙法。分子筛法用于深度脱水。氯化钙法主要用于严寒地区和边远井，但目前已很少应用。二甘醇法在天然气工业中应用不多。三甘醇（TEG）法是最主要的天然气脱水方法，它具有的优点是：（1） 沸点较高（287.4℃），使在常压下再生贫液浓度也可达98.5～98.7%以上，因而露点将比二甘醇多8～22℃左右。（2） 蒸气压较低，27℃时，仅为二甘醇的20%，因而损耗小。（3） 热力学性质稳定，理论热分解温度约比二甘醇高40℃。（4） 脱水操作费用比二甘醇法低。
2.2.2 脱水工艺
提高三甘醇贫液浓度的方法有两种：减压再生与气体汽提。
（1）固体吸附法脱水
吸附操作原理：吸附是用多孔性的固体吸附剂处理气体混合物，使其中所含的一种或数种组分吸附于固体表面上以达到分离的操作。
吸附法脱水工艺流程：至少需要两个吸附塔。工业上经常采用双塔或三塔流程，在双塔流程中，一个塔进行脱水操作，另一个塔进行吸附剂的再生和冷却，两者轮换操作。在三塔流程中，一般是一塔脱水，一塔再生，另一塔冷却。
天然气脱水多为固定床物理吸附。吸附剂再生循环使用。升温脱吸是工业上常用的再生方法。一般吸附剂的再生温度为175～260℃。
（2）吸附剂
活性氧化铝：活性氧化铝的主要组分是部分水化的、多孔和无定型的氧化铝，并含有其他金属化合物。
硅胶：工业上使用的硅胶多为颗粒状，分子式为SiO2.nH-2O。它具有较大的孔隙率。
分子筛：分子筛是一种人工合成的无机吸附剂，是具有骨架结构的碱金属或碱土金属的硅。分子筛能脱除天然气中的水，硫化物和其它杂质，也可用于酸性天然气的干燥。
特殊的抗酸性分子筛的使用寿命长，能保持其脱水能力。分子筛用于气体干燥不需要甘醇脱水那样的预冷却。随着天然气价格的上涨，以前不景气的许多酸性气田目前已考虑选择用抗酸性分子筛干燥天然气。工业上使用的分子筛的可用压力范围为负压至高于10MPa，温度范围零下～200℃。由于分子筛能将气体干燥至0.lppm，通常用于天然气液化或深冷之前。因此，在天然气提氦、液化、膨胀致冷、回收乙烷等工艺中被广泛采用。
（3）膜分离工艺
美国气体研究院提出的膜分离工艺，是根据含有水蒸汽、溶解气的流动气体通过聚合物薄膜发生的扩散或渗透，由于不同气体有不同的溶解度和扩散系数，气体通过膜具有不同的移动速度，从而达到分离的目的。工业上早期使用的气体分离膜，成本高、分离能力低，大规模使用受到限制，随着膜分离系统分离能力的改进和费用的降低，在经济上可以与传统的甘醇脱水装置相竞争。
3.总结
天然气脱硫工艺，由于所处理的介质是含有硫化氢、二氧化碳、水等多种腐蚀物质，其在生产中所形成的腐蚀问题已经越来越引起人们的关注。特别随着气田开采进入中后期，生产系统的腐蚀问题越来越严重，穿孔次数越来越多，如果净化工艺不善，技术指标不达标的天然气进入下游市场，给安全生产带来了许多隐患和造成巨大的经济损失。
随着环境保护法规的日益严格，天然气脱水工艺也必将朝着更清洁化方向发展；天然气脱水工艺更注重其效率及经济性；TEG脱水工艺日臻完善，本文中分析的脱水、脱硫的净化工艺也必将在实际应用中得到改善，为天然气开采、储存、输送和使用提供安全保障。
参考文献
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脱硫工艺论文范文第9篇
[关键词]烟气氨法脱硫;工艺;存在问题;优化措施
中图分类号：TQ113.7+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）24-0307-01
近年来，我国经济的快速发展和人们物质生活水平的不断提高，对生态环境产生了严重的破坏，如土地荒漠化、水体污染、大气污染、酸雨等环境污染问题接连涌现，已严重制约了我国经济发展，影响了人民生活，环境治理，环境保护已刻不容缓。目前，影响我国环境空气质量的主要污染物有：烟尘、总悬浮颗粒物、氮氧化物、二氧化硫等。如何削减SO2排放量，控制大气污染，提高环境质量，是目前及未来我国环境保护的重要课题和研究方向。本文针对工业烟气氨法脱硫工艺运行中存在的问题，提出优化措施进行并就其可行性进行探讨，从而为环保达标排放提供有力理论支持。
1 烟气氨法脱硫工艺概述
1.1 氨法脱硫原理
SO2+H2O+xNH3=（NH4） xH2-xSO3 （1）
（NH4） xH2-xSO3+1/2O2+（2-x）NH3=（NH4）2SO4 （2）
1.2 脱硫工艺流程
烯烃一分公司烟气氨法脱硫装置共设置六套烟气脱硫系统（五运一备），采用6炉6塔配置模式。锅炉来原烟气进入脱硫吸收塔，经洗涤降温、吸收 SO2、除雾后的净烟气通过烟囱直接排放。吸收和浓缩循环系统主要设备有：脱硫塔、一级循环泵、二级循环泵、三级循环泵、循环槽等。在此过程中含氨吸收剂的循环液将烟气中的SO2吸收，反应生成亚硫酸铵;含亚硫酸铵的液体再与氧化空气进行氧化反应，将亚硫酸铵氧化成硫酸铵，形成硫酸铵稀溶液;在脱硫塔的浓缩段，利用高温烟气的热量将硫铵溶液进一步浓缩、结晶后，得到固含量为10%-15%左右的硫铵浆液送至硫酸铵处理系统，经旋流、离心分离、干燥包装后得到成品硫酸铵[1]。烟气氨法脱硫工艺流程图详见下图1。
2 烟气氨法脱硫运行中存在问题及优化措施
2.1 氨逃逸
氨逃逸实际是氨气、亚硫酸铵、硫酸铵的阴阳离子发生的挥发性损失。
2.1.1氨逃逸高的原因
⑴液气比小。⑵温度高，氨的气相浓度高。⑶亚硫酸铵氧化率低。
2.1.2氨逃逸高的危害：⑴脱硫反应效率低，可能造成出口SO2超标排放。⑵液氨有效利用率低，造成物料浪费。⑶容易形成气溶胶，造成脱硫塔内除雾器堵塞，影响系统的正常运行。
2.1.3降低氨逃逸的优化措施：⑴根据烟气中SO2含量，合理控制液氨的投加量，避免加氨量过大而造成氨的挥发。⑵提供喷淋吸收段的雾化效果，高效喷淋洗涤烟气中的SO2，确保除雾器填料及喷头运行状态良好。⑶加强监控烟气温度、吸收液pH、浓度、液气比等工艺参数，提高液氨的利用率。
2.2 气溶胶
2.2.1原因分析：⑴在氨法烟气脱硫过程中，烟囱排出的烟气所夹带的氨水挥发逃逸出气态氨与烟气中未脱除的二氧化硫通过气相反应，生产亚硫酸氢铵、硫酸铵等组分形成气溶胶。⑵液氨吸收烟气中二氧化硫后脱硫液滴被烟气携带出，由于蒸发、烟气气体流速过快等作用，析出亚硫酸氢铵固体结晶形成气溶胶[2]。
2.2.2危害：所谓的气溶胶即“气拖尾”现象。⑴亚硫酸铵和亚硫酸氢铵气溶胶随净烟气排放，造成氨的损耗，成为氨法脱硫技术发展的瓶颈。⑵堵塞除雾器，对脱硫装置正常生产运行造成影响。
2.2.3优化措施：⑴采用低温度的工艺水等措施来降低烟气携带的亚硫酸铵反应产物，以净化烟气排出的环境质量，降低烟气携带水分。⑵严格控制脱硫系统的热、水平衡，使烟气排出温度控制在45℃-50℃。⑶严格控制烟气进入脱硫塔吸收段温度
2.3 脱硫塔超温现象
2.3.1原因分析：二级循环泵入口过滤器频繁堵塞、二级喷淋量小易造成吸收塔超温。在超温时蒸发量小、补水量增大，造成吸收塔液位高而无法正常冲洗、稀硫铵副线无法正常开启。
2.3.2危害：⑴长期超温，会严重损坏塔内件。⑵降低脱硫效率，对整个脱硫系统运行造成恶性循环。
2.3.3优化措施：建议在泵入口过滤器前增加一个导淋，增加一股冲洗水。或者对过滤器孔径根据工艺运行实际情况进行选型。
2.4 脱硫塔内壁上部出现硫酸铵结晶挂壁现象
在调试阶段，脱硫系统原始开车初次上液后，虽然脱硫液的pH控制在5～6，但脱硫液中无硫酸铵结晶沉淀。打开人孔检查发现：在脱硫塔塔体上部有近30mm厚的硫酸铵结晶挂壁，有的已经脱离塔壁落人塔底。
2.4.1原因分析
除雾器冲洗次数及冲洗水量过多，且液氨未能连续补给，使得脱硫液中的液氨浓度降低，造成脱硫效率低，导致烟气带出的气相氨与高含量的SO2，反应生成硫酸铵，附着在塔壁上。此外还存在其他原因，如：⑴氧化风分布异常，导致氧化率下降，硫酸铵结晶差。⑵加氨量过大，造成脱硫塔pH偏高，硫酸氨结晶变细，离心机无法分离出料。⑶灰分、油分等杂质对硫酸铵的晶型和结晶过程存在复杂影响。
2.4.2危害
脱硫塔内壁产生硫酸铵结晶会导致后处理系统出料不畅，造成脱硫塔超温将影响整个脱硫系统的正常运行。
2.4.3优化措施
用便携式气体检测仪每天检测脱硫塔出口净烟气中SO2含量;其次，及时加氨并合理控制除雾器冲洗次数及水量，保证脱硫效率。按优化措施处理后，烟气脱硫系统运行5天后便出现了硫酸铵结晶沉淀。
2.5 脱硫液浓度高、硫酸铵晶体小
2.5.1原因分析及危害
在运行中，取脱硫液分析，其结果显示硫酸铵结晶质量浓度达20%，但将脱硫液送入离心机又分离不出硫酸铵，且还会造成离心机振动严重。由于脱硫液中固含量过大，阻碍硫酸铵晶体长大[3]，使得硫铵处理系统无法出料，造成脱硫塔超温、脱硫效率降低等后果。
2.5.2优化措施
操作人员每班需测脱硫塔浓缩段硫酸铵浆液的固含量，当脱硫塔内的硫铵结晶浆液浓度约为5～15%（含固量）时，及时安排出料。
2.6 电除尘运行效率低
因静电除尘器的除尘效果不好，导致进入脱硫塔的烟尘含量严重超标，硫酸铵饱和液的晶体不能较好地聚集成核，氧化段、浓缩段、循环槽底部沉积大量的淤泥，致使硫酸铵系统无法正常出料。经借鉴经验和长期摸索，将循环槽、氧化段的浓液需经过滤泵再进入压滤机过滤，清液返回脱硫塔[4]，同时加强电除尘运行的管理，以保证副产品合格。
3 结论
烟气氨法脱硫工艺属于回收法，将烟气中的SO2作为资源，回收生产使用价值较高的硫酸铵，减少污染，变废为宝，达到了以废治废的目的，且无二次污染，通过在运行过程中逐步优化工艺、改进设备，并且采取设备的防腐、防磨措施，可进一步提高脱硫效率，提升经济和环境双重效益，实现清洁生产。
参考文献
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作者简介：
脱硫工艺论文范文第10篇
【Abstract】With the increasingly stringent environmental requirements， most of the domestic thermal power plants to complete the flue gas desulfurization， denitrification equipment installation and transformation， in the removal of flue gas pollutants （SOX， NOX and particulate matter） made a great contribution， but desulfurization and denitrification system will produce waste water or waste liquid. At present， this part of the waste water cannot be completely purified to achieve harmless emissions， based on this， paper began to study the thermal power plant flue gas desulfurization denitrification tail biological treatment technology， hoping to make a little contribution for improving the environment.
【关键词】火电厂；烟气脱硫、脱硝系统；生物处理技术
【Keywords】 thermal power plant； flue gas desulfurization and denitrification system； biological treatment technology
【中图分类号】X78 【文献标志码】A 【文章编号】1673-1069（2017）06-0183-02
1 引言
目前，社会经济的不断发展，人们对电力的需求逐渐增加。以煤炭为燃料的火电厂在进行发电的同时，还会排放出大量的SOX、NOX和颗粒物等污染物，严重污染了环境，影响着人们的生活质量。近年来，随着环保要求日益严苛，国内大部分电厂完成了脱硫、脱硝装置的改造，为减少火电厂烟气污染物排放做出了贡献。
通常情况下，火电厂烟气脱硫、脱硝尾液（简称废水）经过物理方法、化学方法去除废水中的固体悬浮物、重金属和部分有害物质后综合利用或排放至全厂废水处理系统；现有的尾液处理工艺过程，并不能处理掉全部的氮氧化合物和其他酸根离子。这部分废液不经过进一步处理进入水体，就会造成水体污染，从而产生新的环境问题。因此，开展火电厂烟气脱硫、脱硝废水的新的处理技术提上日程。
2 火电厂烟气脱硫脱硝废水处理工艺分析
2.1 废水的物理、化学处理工艺
在对火电厂废水进行物理处理时，主要采用的是过滤、混凝沉淀以及调节pH值等物理和化学相结合的方法完成废水处理过程的[1]。具体的工艺流程包括以下几点：①在废水处理站中建立一座废水调节池，尽量保证水力停留12小时以上，这样能够对废水水质和水量进行更好地调节。②脱硫系统或脱硝系统废水pH值一般偏酸性，要在废水沉淀池前面设置调节pH值的装置，pH值调节添加物质一般为生石灰或Ca（OH）2等碱性物质，可以调节废水pH值的同时去除废水中的重金属离子。③废水中含有大量的悬浮物、固含量和细微粉尘，在进行废水沉淀前要添加混凝剂，才能够保证沉淀的效果。④废水悬浮物沉淀和去除工艺对整个废水处理效果和废水后续处理工艺比较重要，根据目前运行经验，有澄清浓缩器+压滤机工艺和竖流式沉淀池+石英砂滤料2种处理工艺，前者一般用于只需进行物理化学处理的废水处理工，后者一般用于还有后续精处理工艺的流程。具体采取何种工艺需依据项目具体情况和废水水质条件确定。
经过上述物理和化学处理过程，能够基本上去除废水中悬浮物和大部分的重金属离子，但是对于废水中的酸根离子和氨氮没有去除作用。
2.2 废水生物处理工艺
为了更进一步去除废水中的有害物质和氨氮，可采用生物处理技术处理火电厂脱硫、脱硝的废水。
在火电厂烟气脱硫脱硝废水处理过程中，脱硫脱硝废水的进水温度以及初始氨氮的浓度都比较高，但是脱硫脱硝废水内的有机物浓度却相对较低。这种废水环境十分有利于厌氧氨氧化自养菌的生长。因此，一般采用厌氧氧化工艺对火电厂烟气脱硫脱硝废水进行处理。
但是在实际操作过程中，采用厌氧+好氧相结合的生物处理方法比单纯使用厌氧氧化工艺效果更好，各部分主要配置如下：
①厌氧池工艺，主要采用的是封闭钢制圆形反应器，同时在池顶设置了硫化氢收集装置，这个装置可以尽可能地收集硫化氢气体。
②兼氧池工艺。兼氧池工艺主要采用的是封闭钢制圆形反应器，同时在池顶设置一个搅拌器。
③好氧池工艺。好氧池工艺主要采用的也是封闭钢制圆形反应器，但是在池底设置了微孔曝气器，主要借助鼓风机完成供气需求。
通过物理化学处理工艺和生物处理工艺后，废水排放水质可达标排放。
3 工程案例分析
某火电厂的装机容量是1台350MW燃煤发电机组，采用石灰石-石膏法烟气脱硫工艺，脱硝工艺为选择性催化还原（SCR）工艺；该发电厂烟气脱硫、脱硝装置产生的尾液（废水）设计值是240m3/d；经过测量，该发电厂烟气脱硫、脱硝装置产生的废水水质指标如表1所示。
由上表可看出，该废水为酸性环境，废水中含有固体物、悬浮物、酸根离子、COD超标及氨氮超标；为了使得该电厂废水满足达标排放要求，拟采用物理化学处理工艺+生物处理工艺完成废水处理过程。先用物理、化学处理工艺提升pH值，去除固体物、悬浮物和部分酸根离子，使得废水水质满足生物处理工艺的相关要求，然后采用厌氧氧化+好氧相结合处理工艺，降低废水中氨氮和化学耗氧量及部分酸根离子，该发电厂脱硫、脱硝废水处理的具体流程如图1所示。
现场实测数据表明，经过上述处理工艺后，废水处理系统出口的水质指标分别是：pH值7.0左右，TSS的数值指标是100.0 mg・L-1，BOD5数值指标是50.0 mg・L-1，CODCr数值指标是100.0 mg・L-1，SO42- 数值指标是300.0 mg・L-1，T-N数值指标是125.0 mg・L-1，NH3-N数值指标是35 mg・L-1，基本满足工业废水排放标准要求。
4 结语
通过相关的实验和工程实例表明，火电厂烟气脱硫脱硝废水采用物理化学处理工艺+生物处理技术可满足工业废水达标排放要求[2]，该组合工艺中最重要的部分就是厌氧工艺的使用，可以最大限度地处理掉废水中氨氮和化学耗氧量，这对于水质的清洁有相对较好的作用。实际运行工程表明，当火电厂脱硫脱硝尾液中的硫酸根含量过多时，通过厌氧工艺的处理无法产生很好的效果，甚至还可能产生制约的影响。因此，对于火电厂烟气脱硫脱硝尾液生物处理技术还要经过不断地研究和探索，以期完善处理方式，使得处理后的水能够达到相对比较干净的状态。
【参考文献】
【1】谢国庆. 火电厂烟气脱硫脱硝尾液生物处理技术浅析[J]. 化工设计通讯，2017（03）：200+204.