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浅议燃煤电厂脱硫的基本流程和废水处理方法 一、 脱硫简介 发电用原煤在我国原煤消耗中的比例在1986年之前大致占20，目前已增加到30，估计2020年可达45。发电用煤几乎都是采用煤粉燃烧方式，因为煤粉燃烧方式能使燃烧效率达到98～99以上，设备投资相对较小，对煤种适应性强，技术上成熟。 国内外目前普遍采用的脱硫方法可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫三大类。 燃烧前脱硫，是采用洗煤等技术对煤进行洗选，将煤中大部分的可燃无机硫洗去，降低燃煤的含硫量，从而达到减少污染的目的。 燃烧中脱硫（即炉内脱硫），是在煤粉燃烧的过程中同时投入一定量的脱硫剂，在燃烧时脱硫剂将二氧化硫脱除。典型的技术是循环硫化床技术。 燃烧后脱硫（即烟道气体脱硫），是在烟道处加装脱硫设备，对烟气进行脱硫的方法，典型的技术有石灰石-石膏法，喷雾干燥法，电子束法，氨法等。 三种脱硫方法的比较见表1。 　三种脱硫方法技术经济指标的比较 技术经济指标 石灰石/石膏法 喷雾干燥法 炉内喷钙/增湿活化法 脱硫投资占电站总投资() 10～20 10～15 8～10 烟气脱硫率() ca/s=1.5时，≥90 ca/s=1.5～1.6时，80～90 ca/s=2时，50～80 钙利用率() ＞90 40～45 35～40 运行费用 高 中等 较低 设备占地面积 大 较大 小 适用范围 1.含硫量中、高煤2.不宜用于已建成电站改造 1.含硫高、中、低煤2.条件适合时可用于已有电站改造 1.含硫量低的煤2.宜用于已有电站改造 是否需烟气再循环 喷淋后，烟气温度降到约50℃，需装设烟气再循环 可控制喷雾塔后的烟气温度约75℃，烟气可不需再加热 控制喷水增湿后的干烟气温度约75℃，烟气可不需再加热 目前国际上的成熟度和应用情况 完全成熟，已应用30年，90的电站烟气脱硫用此法 最近已成熟，已应用相当数量的电站 已接近成熟，到1993年已有5台先后投入运行 国内应用情况 从日本引进二套重庆珞璜电厂360MW1992年投运 日本援助山东黄岛电厂210MW；四川白马电厂125MW的1/4烟气量工业性试验 南京下关电厂2×25MW，1998年一台机组已投运。(引自芬兰)  现在着重讨论湿法脱硫  二、石灰石----石膏全湿法脱硫（FGD） 烟 道气体脱硫是目前世界唯一大规模商业化应用的脱硫方式，90%以上的国内外火电厂脱硫技术均采用石灰石-石膏法。 石灰石——石膏全湿法脱硫大致原理就是烟气经电除尘处理后进入脱硫系统，首先进入的是增压风机加压这个烟气称为原烟气，原烟气经增压风机加压后进入GGH烟气再热器，然后进入吸收塔，吸收塔处理过的烟气再经过GGH成为净烟气，排入大气。这就是脱硫的大致过程。失速报警（差压开关） 三、脱硫系统基本流程 现在以内蒙古京隆发电有限责任公司为例阐述脱硫系统。内蒙古京隆发电有限责任公司2X600MW火电机组采用石灰石-石膏湿法全烟气脱硫工艺（以下简称FGD）,每炉采用一套100%脱硫装置，每台锅炉额定出力为2060t/h，设计脱硫率不小于95%，净烟气中SO2含量不超过128mg/Nm3，（Nm3/h通常叫标立方，Nm3，是指在0摄氏度1个标准大气压下的气体体积；）。脱硫装置出口烟气温度按不小于80℃设计，脱硫后烟气从烟囱一侧接入，烟尘排放浓度低于50mg/Nm3,室内的烟尘排放浓度不大于8mg/Nm3。年消减SO2排放量约2.8万吨，消耗石灰石粉约11.2万吨，生产工业建材石膏原料19.2万吨。吸收塔直径：16.4m（内径），高度37.57m(全高)。每台炉的烟气系统各配有一台动叶可调轴流式增压风机和回转再生式烟气再热器(GGH)。两套FGD共设一个公共石膏储仓和一个事故浆液箱。 （首先介绍烟气系统） a、烟气系统： 电除尘—→引风机—→原烟气挡板门（原烟道）—→增压风机—→烟气再热器（GGH）—→吸收塔（洗涤区—→喷淋层—→除雾器）—→烟气再热器（GGH）—→净烟气挡板门（净烟道）—→烟囱。 叙述部分：烟气系统的主要作用是进行脱硫装置的投入和切除，为脱硫运行提供烟气通道。 『烟气系统包括：原烟道、净烟道、原烟气挡板门（两个）、净烟气挡板门（两个）、旁路挡板门、挡板门密封风机（八台）、密封空气电加热器（两个）、增压风机及其辅助系统（两套）、GGH及其辅助系统（两套）、吸收塔（两个）和烟囱。』 锅炉的烟气从引风机排出，经原烟道进入增压风机，增压后的烟气进入烟气再热器（GGH）进行冷却，然后进入吸收塔。浆液喷淋使烟气充满水，烟气温度从120oC降至45oC，同时吸收烟气中的SO2，并与石灰石发生反应后生成石膏。部分石灰石浆液和石膏浆液被收集在吸收塔