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【摘 要】目前，我国仍然以煤炭为主要能源，煤炭燃烧过程中产生大量的SO2，是造成大气污染的主要成分之一，如何经济有效地控制燃煤中SO2的排放量是我国乃至世界节能减排领域中急需解决的关键问题。本文着重介绍了碱渣-石膏湿法脱硫工艺应用于燃煤电厂中SO2的去除。
一、引言
近年来，随着我国经济的快速发展和工业化水平的显著提高，大气污染状况日益严重，我国SO2的排放量已经位居世界第二位，烟气脱硫已成为我国的一项重要任务，“十二五”规划将“节能减排”列为重要的约束性指标，要求“十二五”期間，实现节约能源6.7亿吨标准煤。与此同时，2015年，全国化学需氧量和二氧化硫排放量分别控制在2347.6万吨、2086.4万吨，比2010年的2551.7万吨、2267.8万吨各减少8%。这就要求企业加大减排力度，优化产业结构，采用适合产品特性的污染物去除工艺和方法，从而减少污染物的排放量。
国家加大环保力度，督促企业上新工艺，用新材料、新设备，淘汰落后的耗能高的工艺设备从而节能降耗，降低污染物的排放量。烟气脱硫技术已经进入了快速发展的阶段。
二、二氧化硫控制技术
2.1烟气脱硫技术
目前燃煤二氧化硫污染控制技术可分为三类，燃烧前常规脱硫技术包括煤炭洗选（物理洗煤、化学洗煤、微生物洗煤）、煤炭气化；燃烧中脱硫技术包括型煤技术、循环流化床燃烧、炉内喷钙；燃烧后脱硫技术主要是FGD烟气脱硫（如：石灰石/石灰-石膏湿法、双碱法脱硫技术、氧化镁法脱硫技术、氨法脱硫技术、等），其中燃烧后烟气脱硫是目前世界上控制SO2污染所用的主要手段。
我公司采用碱渣-石膏湿法脱硫工艺，利用唐山三友化工股份公司生产过程中产生的废渣（碱渣）作为脱硫剂，吸收SO2生成的CaSO3由空气氧化为CaSO4，制成副产品脱硫石膏。
三、脱硫系统介绍
3.1脱硫工程概况
我公司对1#-3#炉现有炉内喷钙法脱硫工艺进行改造，采用碱渣-石膏湿法。1#、2#、3#循环流化床锅炉脱硫系统采用一炉一塔设置每台脱硫塔顶部设置湿式电除尘，出口粉尘浓度小于20mg/Nm3。脱硫控制系统采用和利时提供的DCS控制系统。采用唐山三友股份公司生产过程中产生的碱渣废液作为脱硫剂，以废治废，吸收剂利用率高且资源丰富价廉易得，性能稳定、脱硫效率高、工艺原理简单，对煤质的适应范围广、可适合高、中、低硫煤，脱硫副产具有商业利用价值等优点，是国内外大型电站脱硫系统较为普遍采用的工艺。
3.2主要工艺系统介绍
3.2.1烟气系统
烟气系统主要设备有：FGD出口烟气挡板、密封风机及其附属设备、烟气连续排放监测系统（CEMS）等。
锅炉引风机出口的烟气从FGD原烟气烟道进入FGD系统。烟气从吸收塔洗涤区下部被输入到吸收塔，在塔内上升，逆向与塔内喷淋层喷淋下降的悬浮液滴接触反应，洗涤烟气中的有害气体（主要是SO2、SO3）。饱和清洁烟气从吸收塔顶部排出，通过FGD出口净烟气挡板从烟囱排出。为了防止烟气挡板门的泄漏，设置挡板门的密封风机，挡板密封风机出口设计了加热装置来保持密封风的温度，防止低温结露，加热器能根据温度自动控制，在停挡板密封风机前必须先停加热器，10分钟后再停挡板密封风机，防止加热器变形；在FGD停运时，保证FGD出口挡板门的严密性。
3.2.2 二氧化硫吸收系统
吸收塔的主要组成部分是：循环泵及喷淋层、氧化空气系统、搅拌器系统、除雾器及其冲洗水系统等。
SO2从进入吸收塔到生成石膏晶体的详细过程如下：
本项目采用碱渣法脱硫工艺。
碱渣法：由厂区送来的碱渣浆液储存在碱渣浆液罐中。碱渣浆液罐配置两台浆液输送泵，负责将碱渣浆液送至各个吸收塔区。吸收塔配备有四台循环泵，对应四层喷淋层。循环泵再将碱渣浆液输送到吸收塔的喷淋层。在吸收塔内，碱渣浆液通过喷淋层的喷嘴雾化后与由锅炉引风机送来的烟气逆流接触，烟气被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与碱渣浆液中的碳酸钙（碱渣浆液中主要成份）反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔底部浆池中被氧化空气氧化成硫酸钙，并结晶生成二水石膏（CaSO4·2H2O）。通过碱渣法脱硫后，烟气中的SO2含量显著降低，由原2100mg/Nm3降至50mg/Nm3以下。
碱渣法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：
（1）吸收
SO2 + H2O≒H2SO3
SO3 + H2O≒H2SO4
（2）中和
CaCO3 + H2SO3≒CaSO3 + CO2 + H2O
CaCO3 + H2SO4≒CaSO4 + CO2 + H2O
（3）氧化
2CaSO3 + O2≒2CaSO4
（4）结晶
CaSO4 + 2H2O≒CaSO4·2H2O
本项目采用湿法烟气脱硫工艺，脱硫剂为唐山三友化工股份有限公司产生的液体废弃物碱渣浆，碱渣浆主要成分是CaCO3，管道输送至唐山三友热电有限责任公司脱硫厂区，吸收塔采用一炉一塔的布置方案。在锅炉50%-100% BMCR负荷范围内，FGD入口浓度不高于2100mg /Nm3（干基，6%O2）时，脱硫效率不低于96%，出口SO2浓度均不高于50mg/Nm3。
3.2.3供浆系统
由碱业公司通过输送管路输送过来的含固量21%±3的碱渣浆液至浆液箱（211 m3），供浆系统为系统公用，由碱渣浆液箱及浆液箱搅拌器，和六台供浆泵组成。每个吸收塔设置两台供浆泵，分别一用一备。
碱渣浆液箱的浆液，通过供浆泵，经供浆系统把浆液送进1#、2#和3#吸收塔。 3.2.4一、二级石膏脱水系统
石膏脱水系统主要由石膏排出泵、石膏水力旋流器、真空皮带脱水机系统、废水箱系统等组成。
石膏脱水系统的主要功能是将吸收塔内石膏浆液脱水成含水量小于11%的石膏。吸收塔的密度达到1080kg/m3时，石膏排出泵将部分石膏漿液送到石膏旋流器进行一级脱水，石膏旋流器的底流浓缩液（浓度为50%左右）依靠重力输送到真空皮带脱水机进行二级脱水，产生最终的副产品石膏，并储存在石膏库中装车外运。石膏旋流器的溢流液则流到废水箱，废水箱还收集真空皮带脱水机排水、真空罐排水等，作为废水排到碱业公司。排出废水的目的是降低FGD系统浆液中的氯离子（Cl-）浓度、飞灰浓度和其它惰性物质的颗粒浓度，保证FGD系统运行的安全可靠性。
3.2.5排放系统。1#、2#吸收塔设置一个排水坑（27m3），3#吸收塔设置一个排水坑（27m3），分别收集3座吸收塔的排污浆液和附近沟道的冲洗排放污水，排水坑内污水可回塔再利用或者排入废水箱。
1#、2#吸收塔排水坑设置两台排水坑泵，一用一备。3#吸收塔排水坑设置两台排水坑泵。
四、脱硫运行影响因素
4.1pH值影响。pH值是湿法脱硫装置运行中需要重点检测和控制的化学参数之一，同时也是影响脱硫效率、吸收剂利用率及系统结构的主要因素之一。
脱硫效率随pH值的升高而提高。低pH值有利于碳酸钙的溶解和石膏的结晶，但是高pH值有利于SO2的吸收。吸收塔中pH值的维持是依靠碱渣浆液量控制的，随着反应的不断进行碱渣浆液的量减少导致pH值降低，此时必须增加碱渣浆液供给量。运行结果表明较低的pH值可降低堵塞和结垢的风险，当pH值下降到4时，几乎不能吸收SO2，因此，根据运行经验证明pH值控制在5.2和5.6之间最佳。
4.2钙硫比的影响。在保持液气比不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔的吸收剂的量相应增大，引起浆pH值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使二氧化硫吸收量增加，提液高脱硫效率。但是，由于碳酸钙的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起碳酸钙的过饱和凝聚，最终使反应的表面积减小，脱硫效率降低。钙硫比一般控制在1.02-1.05之间。
4.3液气比的影响。液气比（L/G）是指洗涤每立方米烟气所用的洗涤液量，单位L/m3。脱硫效率随L/G的增加而增加，当L/G较低的时候影响更为显著，增大L/G，气相和液相的传质系数提高，从而有利于SO2的吸收，但是停留时间随L/G的增大而减小，削减了传质速率提高对SO2吸收有力的强度。对反应活性较弱的碳酸钙，可适当提高L/G比来克服其不利的影响。
五、总结
湿法脱硫是我国目前应用最普遍的脱硫方法。我国的火电厂烟气脱硫起步晚、技术尚未成熟，治理二氧化硫排放问题的道路任重而道远，还需要各界人士的支持和帮助。我公司通过脱硫改造，明显的降低了SO2的排放量，治理效果显著，可以看出，我国的火电厂烟气脱硫还是有光明的发展前景的，只有国家和人民齐心协力，并且积极改进管理水平，我国的二氧化硫排放量一定会被控制在对大气不造成污染界线以下。
参考文献：
[1]杨飚.二氧化硫减排技术与烟气脱硫工程[J].北京：冶金工业出版社2004.
一、引言
近年来，随着我国经济的快速发展和工业化水平的显著提高，大气污染状况日益严重，我国SO2的排放量已经位居世界第二位，烟气脱硫已成为我国的一项重要任务，“十二五”规划将“节能减排”列为重要的约束性指标，要求“十二五”期間，实现节约能源6.7亿吨标准煤。与此同时，2015年，全国化学需氧量和二氧化硫排放量分别控制在2347.6万吨、2086.4万吨，比2010年的2551.7万吨、2267.8万吨各减少8%。这就要求企业加大减排力度，优化产业结构，采用适合产品特性的污染物去除工艺和方法，从而减少污染物的排放量。
国家加大环保力度，督促企业上新工艺，用新材料、新设备，淘汰落后的耗能高的工艺设备从而节能降耗，降低污染物的排放量。烟气脱硫技术已经进入了快速发展的阶段。
二、二氧化硫控制技术
2.1烟气脱硫技术
目前燃煤二氧化硫污染控制技术可分为三类，燃烧前常规脱硫技术包括煤炭洗选（物理洗煤、化学洗煤、微生物洗煤）、煤炭气化；燃烧中脱硫技术包括型煤技术、循环流化床燃烧、炉内喷钙；燃烧后脱硫技术主要是FGD烟气脱硫（如：石灰石/石灰-石膏湿法、双碱法脱硫技术、氧化镁法脱硫技术、氨法脱硫技术、等），其中燃烧后烟气脱硫是目前世界上控制SO2污染所用的主要手段。
我公司采用碱渣-石膏湿法脱硫工艺，利用唐山三友化工股份公司生产过程中产生的废渣（碱渣）作为脱硫剂，吸收SO2生成的CaSO3由空气氧化为CaSO4，制成副产品脱硫石膏。
三、脱硫系统介绍
3.1脱硫工程概况
我公司对1#-3#炉现有炉内喷钙法脱硫工艺进行改造，采用碱渣-石膏湿法。1#、2#、3#循环流化床锅炉脱硫系统采用一炉一塔设置每台脱硫塔顶部设置湿式电除尘，出口粉尘浓度小于20mg/Nm3。脱硫控制系统采用和利时提供的DCS控制系统。采用唐山三友股份公司生产过程中产生的碱渣废液作为脱硫剂，以废治废，吸收剂利用率高且资源丰富价廉易得，性能稳定、脱硫效率高、工艺原理简单，对煤质的适应范围广、可适合高、中、低硫煤，脱硫副产具有商业利用价值等优点，是国内外大型电站脱硫系统较为普遍采用的工艺。
3.2主要工艺系统介绍
3.2.1烟气系统
烟气系统主要设备有：FGD出口烟气挡板、密封风机及其附属设备、烟气连续排放监测系统（CEMS）等。
锅炉引风机出口的烟气从FGD原烟气烟道进入FGD系统。烟气从吸收塔洗涤区下部被输入到吸收塔，在塔内上升，逆向与塔内喷淋层喷淋下降的悬浮液滴接触反应，洗涤烟气中的有害气体（主要是SO2、SO3）。饱和清洁烟气从吸收塔顶部排出，通过FGD出口净烟气挡板从烟囱排出。为了防止烟气挡板门的泄漏，设置挡板门的密封风机，挡板密封风机出口设计了加热装置来保持密封风的温度，防止低温结露，加热器能根据温度自动控制，在停挡板密封风机前必须先停加热器，10分钟后再停挡板密封风机，防止加热器变形；在FGD停运时，保证FGD出口挡板门的严密性。
3.2.2 二氧化硫吸收系统
吸收塔的主要组成部分是：循环泵及喷淋层、氧化空气系统、搅拌器系统、除雾器及其冲洗水系统等。
SO2从进入吸收塔到生成石膏晶体的详细过程如下：
本项目采用碱渣法脱硫工艺。
碱渣法：由厂区送来的碱渣浆液储存在碱渣浆液罐中。碱渣浆液罐配置两台浆液输送泵，负责将碱渣浆液送至各个吸收塔区。吸收塔配备有四台循环泵，对应四层喷淋层。循环泵再将碱渣浆液输送到吸收塔的喷淋层。在吸收塔内，碱渣浆液通过喷淋层的喷嘴雾化后与由锅炉引风机送来的烟气逆流接触，烟气被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与碱渣浆液中的碳酸钙（碱渣浆液中主要成份）反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔底部浆池中被氧化空气氧化成硫酸钙，并结晶生成二水石膏（CaSO4·2H2O）。通过碱渣法脱硫后，烟气中的SO2含量显著降低，由原2100mg/Nm3降至50mg/Nm3以下。
碱渣法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：
（1）吸收
SO2 + H2O≒H2SO3
SO3 + H2O≒H2SO4
（2）中和
CaCO3 + H2SO3≒CaSO3 + CO2 + H2O
CaCO3 + H2SO4≒CaSO4 + CO2 + H2O
（3）氧化
2CaSO3 + O2≒2CaSO4
（4）结晶
CaSO4 + 2H2O≒CaSO4·2H2O
本项目采用湿法烟气脱硫工艺，脱硫剂为唐山三友化工股份有限公司产生的液体废弃物碱渣浆，碱渣浆主要成分是CaCO3，管道输送至唐山三友热电有限责任公司脱硫厂区，吸收塔采用一炉一塔的布置方案。在锅炉50%-100% BMCR负荷范围内，FGD入口浓度不高于2100mg /Nm3（干基，6%O2）时，脱硫效率不低于96%，出口SO2浓度均不高于50mg/Nm3。
3.2.3供浆系统
由碱业公司通过输送管路输送过来的含固量21%±3的碱渣浆液至浆液箱（211 m3），供浆系统为系统公用，由碱渣浆液箱及浆液箱搅拌器，和六台供浆泵组成。每个吸收塔设置两台供浆泵，分别一用一备。
碱渣浆液箱的浆液，通过供浆泵，经供浆系统把浆液送进1#、2#和3#吸收塔。 3.2.4一、二级石膏脱水系统
石膏脱水系统主要由石膏排出泵、石膏水力旋流器、真空皮带脱水机系统、废水箱系统等组成。
石膏脱水系统的主要功能是将吸收塔内石膏浆液脱水成含水量小于11%的石膏。吸收塔的密度达到1080kg/m3时，石膏排出泵将部分石膏漿液送到石膏旋流器进行一级脱水，石膏旋流器的底流浓缩液（浓度为50%左右）依靠重力输送到真空皮带脱水机进行二级脱水，产生最终的副产品石膏，并储存在石膏库中装车外运。石膏旋流器的溢流液则流到废水箱，废水箱还收集真空皮带脱水机排水、真空罐排水等，作为废水排到碱业公司。排出废水的目的是降低FGD系统浆液中的氯离子（Cl-）浓度、飞灰浓度和其它惰性物质的颗粒浓度，保证FGD系统运行的安全可靠性。
3.2.5排放系统。1#、2#吸收塔设置一个排水坑（27m3），3#吸收塔设置一个排水坑（27m3），分别收集3座吸收塔的排污浆液和附近沟道的冲洗排放污水，排水坑内污水可回塔再利用或者排入废水箱。
1#、2#吸收塔排水坑设置两台排水坑泵，一用一备。3#吸收塔排水坑设置两台排水坑泵。
四、脱硫运行影响因素
4.1pH值影响。pH值是湿法脱硫装置运行中需要重点检测和控制的化学参数之一，同时也是影响脱硫效率、吸收剂利用率及系统结构的主要因素之一。
脱硫效率随pH值的升高而提高。低pH值有利于碳酸钙的溶解和石膏的结晶，但是高pH值有利于SO2的吸收。吸收塔中pH值的维持是依靠碱渣浆液量控制的，随着反应的不断进行碱渣浆液的量减少导致pH值降低，此时必须增加碱渣浆液供给量。运行结果表明较低的pH值可降低堵塞和结垢的风险，当pH值下降到4时，几乎不能吸收SO2，因此，根据运行经验证明pH值控制在5.2和5.6之间最佳。
4.2钙硫比的影响。在保持液气比不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔的吸收剂的量相应增大，引起浆pH值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使二氧化硫吸收量增加，提液高脱硫效率。但是，由于碳酸钙的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起碳酸钙的过饱和凝聚，最终使反应的表面积减小，脱硫效率降低。钙硫比一般控制在1.02-1.05之间。
4.3液气比的影响。液气比（L/G）是指洗涤每立方米烟气所用的洗涤液量，单位L/m3。脱硫效率随L/G的增加而增加，当L/G较低的时候影响更为显著，增大L/G，气相和液相的传质系数提高，从而有利于SO2的吸收，但是停留时间随L/G的增大而减小，削减了传质速率提高对SO2吸收有力的强度。对反应活性较弱的碳酸钙，可适当提高L/G比来克服其不利的影响。
五、总结
湿法脱硫是我国目前应用最普遍的脱硫方法。我国的火电厂烟气脱硫起步晚、技术尚未成熟，治理二氧化硫排放问题的道路任重而道远，还需要各界人士的支持和帮助。我公司通过脱硫改造，明显的降低了SO2的排放量，治理效果显著，可以看出，我国的火电厂烟气脱硫还是有光明的发展前景的，只有国家和人民齐心协力，并且积极改进管理水平，我国的二氧化硫排放量一定会被控制在对大气不造成污染界线以下。
参考文献：
[1]杨飚.二氧化硫减排技术与烟气脱硫工程[J].北京：冶金工业出版社2004.