氨法烟气脱硫技术综述

氨法脱硫工艺是以氨作为吸收剂脱除烟气中的SO2。20世纪70年代，日本、意大利等国开始研究氨法脱硫工艺并获得成功；90年代后，该工艺得到推广。国内湿式氨法脱硫装置最早应用在天津永利电厂的60MW机组上。脱硫率为94．60％，脱硫量为0．944t／h，工程能耗为235kW，氨水（15％）耗量为3．345t／h，工艺水耗量为125t／h。     

我国火电厂烟气脱硫现状及展望

概述了我国火电厂 SO2 排放的严峻形势及对环境污染的严重影响 ,指出了控制 SO2 排放的迫急性。介绍了国际上控制火电厂 SO2 的主要途径 ,并提出烟气脱硫是目前降低火电厂 SO2 排放最有效的手段 ,为此全面论述了目前世界上众多的烟气脱硫工艺 ,其中最成熟、最经济、应用最广的石灰石—石膏湿法脱硫工艺是我国烟气脱硫工艺的最佳选择。介绍了我国火电厂烟气脱硫的现状 ,列出了全国采用烟气脱硫设备电厂的一览表 ,并预测了今后 1 0年全国火电厂烟气脱硫的发展状况。最后探讨了我国火电厂烟气脱硫涉及的法律、法规及政策在执行中存在的问题以及资金筹集、降低脱硫系统造价等有待解决的诸多问题。     

温度与湿度对氨为添加剂脉冲放电烟气脱硫影响的研究

对脉冲放电烟气脱硫进行了实验研究与理论分析,结果表明SO2的脱除主要取决于NH3与SO2发生热化学反应。单位体积烟气注入能量0－5Wh/m^3,脉冲放电使SO2脱除率提高0－25％,脱硫产物的主要组分是（NH4）2SO4,其含量随着单位体积注入能量的增加而增大,在单位体积烟气注入能量为3Wh/m^2,停留时间小于10s工业应用许可的范围内,烟气脱硫最佳温度为60－65℃,最佳含水体积分数为9％－11％。     

国家发改委力推环保电价

为治理雾霾，国家发改委和环保部联合印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》，明确燃煤发电机组可在现行上网电价的基础上执行脱硫、脱硝和除尘电价加价等环保电价政策。脱硫电价加价标准为每下瓦时0．015元。脱硝电价为0．01元，除尘电价为0．002元。同时规定了单项污染物排放浓度超过限值1倍以内的，没收环保电价款，不予罚款；超过限值1倍及以上的，处5倍以下罚款等严厉惩罚的措施．     

燃用高硫煤脱硫装置存在的问题及其解决措施

重庆发电厂2×220 MW机组脱硫装置至今已运行4年多,设备投入率、石膏产量逐年上升,但随着我国燃煤市场的变化,实际燃煤含硫量及入口原烟气SO2浓度大大超过设计值,给装置运行带来了如脱硫效率下降,副产品石膏品质下降,辅助系统腐蚀、磨损、泄漏、结垢加剧等问题。对此,通过采取配煤及运行等措施,取得了良好效果。当机组满负荷且原烟气SO2浓度在≤10 000 mg/m3时,脱硫效率基本能达95%,石膏品质也能满足控制指标,达到市场要求。     

AE＆E湍流吸收工艺技术在火电厂的应用

针对我国SO2污染的主要来源火电机组的脱硫问题对大型火电机组一般采用的湿法烟气脱硫工艺与AE＆E的湍流吸收工艺进行比较，指出AE＆E湍流吸收工艺是一种烟气脱硫及除尘一体化的工艺技术，具有占地小、节水、能耗低、SO2脱除率高、维护量小、可以脱除重金属等优点，建设相同规模的烟气脱硫装置（如200MW）比传统的湿法工艺节约投资30％左右。     

中国火电厂烟气脱硫容量的预测

通过分析美国和日本等发达国家火电SO2占全国SO2排放总量的比例及美国火电装机容量和烟气脱硫装机容量的发展历程，从2个不同角度预测中国火电厂烟气脱硫容量：一是按照我国现行政策预测烟气脱硫容量；二是在排污权交易政策下预测烟气脱硫容量。通过对比可得出实施排污权交易政策使烟气脱硫装置主要安装在燃用高硫煤的大机组上，不仅节省大量投资和运行费用，且能实现同等的环境效果。     

非钙基烟气脱硫技术

使用钙基吸收剂的烟气脱琉技术是控制燃煤SO2及酸雨污染最有效的技术，但如何处理日益增加的脱硫副产品是一个重要问题。目前主要采用抛弃法来处理使用钙基吸收剂脱硫后的石膏等副产品，既是硫资源的浪费，又占用大量土地．形成二次污染。介绍研究开发的以元素硫和硫酸等为副产品的非钙基脱硫技术．对以元素硫和硫酸等为副产品的几种脱硫技术进行综述，包括负载型CuO同时脱硫脱硝技术、SRT/ISPPA烟气脱硫工艺、使用Na化合物作为脱硫剂的联合化学一生物脱硫技术、以多孔介质吸附/脱附为基础的烟气脱硫技术及等离子体烟气脱硫技术等，介绍这些方法的原理投研究进展。     

燃煤电厂脱硫电价有望进行调整

为落实“十一五”规划纲要提出的二氧化硫排放总量削减10％目标，推动现有燃煤电厂烟气脱硫工程建设，近日，国家发展改革委会同环保总局共同印发《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》（以下简称《规划》），规定了“完善电价形成机制，研究和逐步实施根据燃煤机组脱硫改造的实际投资和运行成本核定脱硫电价”等重要内容。     

煤与生物质混燃过程中SO_2释放规律研究

利用管式炉-FTIR二氧化硫检测系统对神华煤与玉米杆和树皮在不同混燃比下混合燃烧时SO2的释放规律进行了研究。结果表明:混燃过程SO2释放量随着混燃比的增加而降低,其原因是煤与生物质的混合燃料含硫量有所降低。煤与生物质混燃时,自脱硫率由煤的自脱硫,生物质的自脱硫以及二者协同脱硫3部分组成,而协同脱硫效果显著。随着混燃比的增加,协同脱硫对自脱硫的贡献率先增大后减小,存在一个最大值;燃料向烟气中的硫转化率先减小后增大,存在一个最小值。神华煤与玉米杆和树皮混燃时,混燃比最佳值为50%;随着混燃比的增加,SO2开始释放的时间逐渐提前,释放所用时间也逐渐减少。     

浅谈广东省电力行业2001～2005年SO_2控制规划

按照广东省政府制定的《蓝天工程计划》 ,到 2 0 0 5年广东省电力行业SO2 排放总量控制在 4 8万t以内。而 2 0 0 0年广东省电力行业SO2 排放量为 6 6 .16万t,离《蓝天工程计划》的控制目标差距较大。应采取的主要治理措施是 :坚持燃用低硫燃料 ,加大小火电关停力度 ,合理安装脱硫装置 ,积极参与“西电东送”。只要控制措施到位 ,资金到位 ,火电厂的SO2 污染将得到较好的控制。     

燃煤发电SO_2排控状况浅析

我国＂富煤,贫油,少气＂这一能源结构决定了燃煤发电在火力发电中的重要地位。高能耗与环境污染则是现阶段火力发电所面临的两大难题。其中SO2排控则是重要的参考指标。本文对燃煤发电中烟气脱硫的几种技术进行阐述比较,总结现有脱硫技术、装置存在的问题并提出针对性见解。对脱硫技术未来的发展趋势也做出合理的推测。     

燃煤发电SO2排控状况浅析

我国"富煤,贫油,少气"这一能源结构决定了燃煤发电在火力发电中的重要地位。高能耗与环境污染则是现阶段火力发电所面临的两大难题。其中SO2排控则是重要的参考指标。本文对燃煤发电中烟气脱硫的几种技术进行阐述比较,总结现有脱硫技术、装置存在的问题并提出针对性见解。对脱硫技术未来的发展趋势也做出合理的推测。     

FGD Capacity Prediction of Thermal Power Plants in China

Through analyzing the proportion of SO2 emission from thermal power plants in the nationwide SO2 emission in USA, Japan etc. developed countries, and the developmental course of thermal power installed capacity and the FGD capacity in USA, the FGD capacity of thermal power plants in China is forecasted from two angles. One is to predict FGD capacity in accordance with the policy in force in China. The other is to predict FGD capacity based upon the emission right trading policy. As compared, it is held that FGD equipment should be mainly installed on the large size units burning high sulfur coal according to the emission right trading policy. Such a method of work not only can economize large amount of investments and operation costs, but also can realize the same environmental effect.     

煤粉炉喷钙脱硫技术的研究进展

目前钙基脱硫技术是一种被广泛应用的SO2污染控制技术.综述了煤粉锅炉喷钙脱硫技术的国内外最新研究进展，分析了影响脱硫率的几种相关因素，介绍了目前国内外的高效喷钙脱硫方法、脱硫副产物的处理及同时脱硝存在的问题，并就目前煤粉炉喷钙脱硫技术的工业应用状况进行了说明.分析表明炉内燃烧脱硫技术具有成本低廉、效果适中的特点，是解决量大面广的煤粉锅炉污染问题的一项很有潜力的技术。     

微波脱硫在燃煤电厂中的应用

针对微波技术在燃煤电厂脱硫方面具有快速、高效、省时等特点,研究了煤炭中硫的赋存形态,介绍了微波对矿物选择性加热和催化特性,分析了微波技术应用于燃烧前脱硫的原理及技术现状,发现大多数燃烧前脱硫工艺中,利用微波辐照后,煤样中的黄铁矿硫转化为磁黄铁矿硫,可去除大部分元机硫。对微波技术应用于烟气脱硫的原理和技术研究表明,微波诱导等离子法不仅可达到96％的脱硫效率,而且脱硫产物为硫铵化肥。微波照射活性炭后,其孔隙结构和表面官能团发生明显变化,同时存在诱导催化,可降低反应活化能。这些均可提高脱硫效率,形成新的烟气脱硫技术。     

660MW机组湿法烟气脱硫系统经济运行分析及优化研究

在综合考虑与脱硫装置运行方式密切相关的电费、脱硫剂费、水费、SO2排污费以及石膏销售收入等经济因素的基础上,提出脱硫相对生产成本的概念,并以脱硫相对生产成本最低为目标,结合沙角C电厂660MW机组脱硫装置的实际情况,对影响吸收塔运行的相关因素、不同负荷及不同燃煤含硫量工况下循环泵的运行进行了优化研究,最后给出烟气脱硫装置进口SO2质量浓度为1 600mg/m3和1 300mg/m3时的最佳运行建议。     

我国燃煤电厂布局与大气环境资源优化利用关系研究

长期以来,我国电力发展以区域就地平衡为主,在中东部负荷中心地区大规模布局煤电导致当地环境问题日益严重。介绍我国电力行业大气环境污染物排放现状,从硫沉降环境承载力、现有机组SO2减排空间、新增机组脱硫成本、环境损失等角度,分析西部、北部煤炭产区和中东部负荷中心地区煤电布局的环境空间,指出我国未来的煤电布局应与环境承载力地区分布格局相一致,新建燃煤电厂应更多地向环境空间较大的西部、北部主要煤炭产区布局,从整体上减少全国的环境损失。以电力与经济、能源和环境协调发展为目标,提出优化我国煤电布局的方案,并从满足国家SO2排放控制目标、降低环境损失等角度,分析电力优化布局方案的合理性。     

影响600 MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析

针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影响进行了详细分析。国内现设计的600 MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值、低硫分(硫分低于0.7%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时,脱硫厂用电率为1.0%～1.1%;当采用低热值、高水分设计煤种,脱硫厂用电率在1.7%以上;当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用电率最高可达1.98%。应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变压器容量的选择。