几个问题的答疑意见供参考
河南电力试验研究院江得厚（一）镁法脱硫情况介绍及其优缺点
1、镁法脱硫和石灰石-石膏法工艺大体相同，可分；
(1)、预喷淋系统；降温、增湿、除尘作用，有利于吸收反应，提高脱硫效率。
(2)、S02吸收系统；与石灰石石膏法工艺大致相同，有除雾器的喷淋空塔、浆液喷淋循环系统，一般不设置强制氧化系统，以便副产物处置。
(3)、浆液浓缩和干燥；排出浆液含固量约10％左右，通过浓缩使浆液含固量提高，再经脱水机脱水后，进行干燥。
(4)、脱硫剂再生；干燥后的MgSO3只MgSO4进行煅烧，使其分解，得到MgO，同时生成浓度10％-16％的SO2，除尘后可制硫酸，MgO可回用于脱硫。
2、优点；
（1）、脱硫率高，吸收剂利用率高，镁硫比为1.03脱硫率达99％。
（2）、由于镁基的溶解碱性比钙基高数百倍，所需液气比仅为钙基脱硫的1/6-1/3，而且反应强度更高，大大减少循环浆液，所用的吸收塔显著低于石灰石脱硫塔。
（3）吸收剂制备系统简单，体积小。氧化镁分子量小质量轻，可直接熟化成脱硫浆液，不需破碎、磨粉等，系统大为简化。
（4）不结垢、不堵塞，所以运行可靠。
（5）硫酸镁、亚硫酸镁副产品容易综合利用，可做化肥、化工原料。
（6）投资较低。氧化镁单价约低于300元/吨，但它较轻，费用大体与石灰石粉价钱相当，但其用量相对较少，由于系统相对简单、耗电少，所以总体运行费用较低。
3、缺点：
菱镁矿主要产地在辽宁营口、鞍山、山东莱州等地，在其附近地区可考虑用该法脱硫。较远地区考虑运输费用要作经济分析。
（4）使用情况：
台湾有40多台在用，都使用辽宁、山东的原料。美国150MW
和两台360MW机组也用此法，原料1/4由我国进口。
国内有山东滨州2×240t/h锅炉在2005年巳投运、华能山东辛店电厂220MW机组、大唐鲁北发电有限公司2×330MW在建的示范工程项目。
（5）废水处理：其废水处理与石灰石石膏法基本相同，排放液在氧化槽以空气氧化，将氧化后的浆液通过过滤机过滤去除悬浮固体。清液则无害排放入灰场或污水处理综合池。
（二）、脱硫系统烟气档板门关不严；开关几次后大部分档板门都因积灰而关不严，最好攺用双层加压隔断门，但价格较贵。
（三）脱硫糸统防腐技术介绍：这个专题讲起来要很费时间，总体可分成两类，一种用橡胶，但耐温不得超过120℃。一种采用鳞片树脂，施工中底层要打磨、清理要好，但其膨胀系数与碳钢相差较大，在机组起停多次后，仍会因温差应力的原因而局部脱落，修补后较果不好。
烟囱的防腐问题目前也不乐观，当前可分为四类；
（1）合金类：有复合钛钢板和镍基合金板，这两种材料最好，使用时间最长，但价格太贵，在大、新机组上使用。
（2）块材。泡沫玻璃砖、VP系列，以宾高德玻璃砖为好，但要用美国进口的粘胶，底层要打磨清理认真处理。价格中等，耐用性较好
（3）涂料类：聚脲、OM、玻璃鳞片树脂、耐温涂料。
（4）胶泥类：改性耐酸胶泥、耐酸浇筑料。
目前国内大量使用（3）、（4）这两类，但都因基面处理不好造成局部脱落。最主要是烟气高低交替变化时产生应力而拉裂，特别在湿烟囱扩大了的正压区浸入裂缝而造成烟囱腐蚀。希望引起注意，不要因为价格低而不加分析而采用。除寿命不长的机组外，建议不采用。
（四）如何保证除雾器长期稳定运行
除雾器结垢堵塞或造成局部坍塌是相当普遍现象，其主要原因；
1、低价中标帯來脱硫塔直径偏小，烟速徃超过4.5m/S～5m/S 以上（最适宜的烟速应为3.2～3.5m/S），将浆液带入除雾器上。
2、脱硫塔入口粉尘浓度过高，设计上又将其作除尘器使用，粉尘混入浆液进入除雾器。
3、除雾器与喷淋层设计太近，往往只有一米多，也是将浆液帯入除雾器。
在除雾器上的结垢成分，50％是粉尘的Al2O3和SiO2，10％～14％的CaO，其余是CaCO4和CaSO4、CaSO3，可以生成一定强度的水化硅酸钙和水化铝酸钙等水化反应产物，这都是水泥主要成分，形成的硬垢很难清理。
解决方法：
1、降低脱硫塔入口粉尘浓度低于50mg/m3。
2、燃煤选用较低的含硫量，停用上层的喷淋层。
3、降低脱硫塔入口烟气温度，烟气量相对较低降低烟速。
4、合理的冲洗。
（五）、GGH堵塞原因分析和预防措施、处理办法
GGH在脱硫系统中是故障率最高的设备，主要故障有结垢、堵塞、腐蚀、卡涩。其结垢、堵塞物质的成分50%是粉煤灰中的SiO2、AI2O3、Fe2O3；35%是CaSO3·1/2H2O；10%是CaCO3。从以上数字可看出，粉煤灰占一半以上。腐蚀是由于SO3只能除去20%~30%，且脱硫后烟气低于酸露点温度所致。目前，除城市附近和特殊地区及600MW 及以上机组外，征得当地环保部门同意可不设置GGH，虽然这会影
响烟气的抬升高度和扩散，特别是近地点NOx的落地浓度会有所增加，但一般情况下不致于使城市大气环境空气质量超过二级的标准。
不设置GGH后，烟气抬升高度明显降低，有人认为可通过调整增压风机压头得到补充，这是误解。因为，烟气抬升高度取决于热力抬升和动力抬升，但主要是热力抬升。当锅炉负荷、燃料不变时，烟气量不变，系统阻力不变，所以风机压头也不可能有太大的变化。要改变风机压头，在阻力不变时只有改变烟气量。而改变烟气量过大，可能会将锅炉抽灭，所以在烟囱出口动力抬升是非常有限，主要还是依靠热力抬升。设计时增压风机或引风机压头选取主要考虑克服系统阻力并加20%余量，风量和脱硫塔风量取值一致，考虑加10%的余量和温度加10℃时的烟气量来取值。不设置GGH烟气抬升高度受到的影响是不能用增加风机作用来替代的。
用高压水冲洗，不单将防腐层冲掉，还会到将铁片冲毛，结垢后更难清除并易腐蚀。
处理方法和上一条相同，条件充许可申请取消GGH。
（六）、吸收塔溢流和冒泡原因分析和预防措施
吸收塔浆液因为起泡而导致溢流，是由于液位多采用装在塔底部的压差式液位计测量，显示的液位是根据差压变送器的差压与吸收塔内浆液密度计算得來的数值，而真实液位是由气泡沫造成的“虚
假液位”远高于显示值，加上浆液泵、搅拌器、氧化空气的鼓入等扰动导致溢流。有时是频繁冲洗除雾器控制不当，都会造成溢流。
吸收塔浆液溢流与产生泡沫有重要关系，泡沫是由不容性气体分散在液体中所形成的分散体系，由极薄的液膜所隔开的许多气泡组成，气态是分散相，浆液是分散介质。浆液起泡必须具备以下三个条件：液体的表面张力较低、有气体与液体连续和充分接触、产生的泡沫能在液体中稳定存在并不断累积。在石灰石－石膏湿法脱硫工艺中，吸收塔浆液起泡是一个普遍存在的问题。引起浆液起泡的主要原因是工艺水中含有的表面活性剂、浆液中有锅炉投油燃烧时未完全燃烧的油、进入吸收塔的烟尘浓度较高等原因所造成。
(1)一旦浆液起泡较为严重，可以通过往吸收塔浆液中添加少
量消泡剂来解决。
(2)暂时仃用1台浆液泵，因循环量大时，浆液起泡性强。
(3)在保证氧化效果前提下，可降低液位运行。
(4)加大石膏排出量不断补入新浆液，降低浆液密度。
(5)严格控制工艺水质和坚持脱硫废水的排放，降低浆液重金
属、Cl-、有机物、悬浮物等各种杂质。
(6)投油燃烧或除尘器故障退出时，可暂时开旁路运行，减少
未燃尽成分和粉尘进入脱硫塔。
（七）燃烧器层锅炉水冷壁管，尤其是两侧墙及后墙水冷壁管腐蚀减薄情况较严重问题分析，如何有效防止锅炉高温腐蚀
在受热面的灰的附着物在炉内水冷壁、过热器等高温部位叫结渣，结渣的情况可用结渣指数R S來判断。
Rs= ×S t.d
灰中碱性氧化物为Fe2O3＋CaO＋MgO＋N2O＋K2O；灰中酸性氧化物为Al2O3＋SiO2＋TiO2，％；S t.d为煤中干基全硫含量，％。
为避免严重结渣宜选用碱性氧化物相对含量较少的低硫煤。只有当煤中碱性氧化物与酸性氧化物比值相近，结渣指数的大小，才取决于煤中含硫量的高低。
高温烟灰腐蚀大多出现在过热器和再热器，碱性氧化物和酸性氧化物渗透飞灰层而达管子的表面，经化学反应形成复合碱性硫酸盐，灰沉积物中S03的浓度与烟气中SO3的浓度水平相比是非常高的，达到1000～1500PPm，而烟气中则为10～25ppm。大量的SO3來自外层沉积物SO2的结晶氧化物，由于SO3形成取决于温度，随着温度培加而增加（管子表面温度676℃～732℃之间最高）使水冷管表面造成腐蚀。低于或高于上述温度腐蚀速度会逐步下降。
建议：因不知道煤质及锅炉运行参数，只能建议烧低灰分低硫煤，最好做冷、热态空气动力场试验，调整燃烧中心和一、二风配比，降低炉膛温度、加贴壁风等措施，目的是减少结渣，这是防止垢下腐蚀重要措施。是否要改造燃烧器或对锅炉改造，请些专家到现场诊断。
(八)马钢热电135MW机组480t锅炉脱硫系统选择
1、由于含硫量低, 使用简单可靠的脱硫系统为好。假如是循环化床锅炉，使用本身的脱硫特性，但加入的石灰粉要使用320目的细粉或氧化钙、采用烘干磨细的电石渣，脱硫率可达92%以上。
2、湿法石灰石－石膏法技术成熟，应用较多，但系统复杂价格较高，不宜采用。
3、双碱法目前许多小机组在使用，有改进已较完善，但自动化水平仍较低，特别是连续多个的澄清池要足够大，因此占地面积大，目前许多工程都做不到，没有得到澄清还原的带有石灰混浊的浆液又循环回到脱硫塔内，仍然存在结垢现象。使用此工艺最好不用旋流板塔，因易磨损和结垢，最好用喷淋空塔。
4、推荐应用烟气循环流化床半干法的CFB或NID较好，系统简单、投资较低，操作得当时，运行稳定，Ca/S=1.3左右，脱硫率可达92%~94%以上。因高浓度粉尘在循环，配合用袋式除尘器实现除尘脱硫一体化最为合适。
4.2废气处理工艺选择 综上比较可知，几种主要的湿法除硫的比较可知：双碱法不仅脱硫效率高（>95%），吸收剂利用率高（>90%）、能适应高浓度SO2烟气条件、钙硫比低（一般<1.05）、采用的吸收剂价廉易得、管理方便、能耗低、运行成本低，不产生二次污染，所以本次设计采用双碱法进行脱硫。 4.2.2 工艺说明 脱硫工艺原理： 干燥塔废气经洗涤塔进行降温后，进入旋风除尘器除尘，然后进入双碱法脱硫除尘系统，双碱法脱硫除尘系统采用NaOH作为脱硫吸收剂，将脱硫剂经泵打入脱硫塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与脱硫剂中的NaOH进行反应生成Na2SO3，从脱硫塔排出的脱硫废水主要成分是Na2SO3溶液，Na2SO3溶液与石灰反应，生成CaSO3和NaOH，CaSO3经过氧化，生成CaSO4沉渣，经过沉淀池沉淀，沉淀池内清液送入上清池，沉渣经板框压滤机进一步浓缩、脱水后制成泥饼送至煤灰场，滤液回收至上清池，返回到脱硫塔/收集池重新利用，脱硫效率可达95%以上。 工艺过程分为三个部分： 1石灰熟化工艺： 生石灰干粉由罐车直接运送到厂内，送入粉仓。在粉仓下部经给料机直接供熟化池。为便于粉仓内的生石灰粉给料通畅，在粉仓底部设有气化风装置和螺旋输送机，均匀地将生石灰送入熟化池内，同时按一定比例加水并搅拌配制成一定浓度的Ca(OH)2浆液，送入置换池。 配制浆液和溶液量通过浓度计检测。 2吸收、再生工艺： 脱硫塔内循环池中的NaOH溶液经过循环泵，从脱硫塔的上部喷下，以雾状液滴与烟气中的SO2充分反应，生成Na2SO3溶液，在塔内循环，当PH值降低到一定程度时，将循环液打入收集池，在置换池内与Ca(OH)2反应，生成CaSO3浆液。将浆液送入氧化池氧化，生成CaSO4沉渣，送入沉淀池。向置换池中加Ca(OH)2和NaOH都是通过PH 计测定PH值后加入碱液，脱硫工艺要求的PH值为9~11。 3废液处理系统：
脱硫废水处理工艺设计初步构思 1脱硫废水的主要来源 煤粉在锅炉燃烧后会产生烟气,烟气经电除尘器设备除尘后进入引风机再引出到脱硫系统,经增压风机、吸收塔、除雾器后,洁净的烟气通过烟囱排入大气。 在吸收塔中,随着吸收剂吸收二氧化硫过程的不断进行,吸收剂有效成分不断被消耗从而生成的亚硫酸钙经强制氧化生成石膏,在吸收剂洗涤烟气时,烟气中的氯化物也会逐渐溶解到吸收液中从而产生氯离子的富集。氯离子浓度的增高会带来两个不利的影响:一是降低了吸收液的pH值,以致引起脱硫率的下降和CaSO4结垢倾向的增大;此外,氯离子浓度过高会降低副产品(石膏)的品质,从而降低产出石膏的价值。当吸收塔浆液质量浓度达到700g/L,吸收剂基本完全反应,脱硫能力相当弱,吸收塔浆液中氯离子的质量浓度达到最大允许质量浓度(20mg/L)左右,这就要将吸收塔浆液抽出送至石膏脱水车间使用真空皮带脱水机脱水。脱硫系统排放的废水,处理的清洗系统排出的废水、水力旋流器的溢流水和皮带过滤机的滤液都是废水产生的来源。 2 脱硫废水水质的基本特点 脱硫废水的成分及浓度对处理系统的运行管理有很大影响，是影响处理设备的选择、腐蚀等的关键性因素。脱硫废水一般具有以下几个特点。 （1）水质呈弱酸性：国外 pH 值变化围为 5.0～6.5，国一般为 4.0～6.0。酸性的脱硫废水对系统管道、构筑物及相关动力设备有很强的腐蚀性。 （2）悬浮物含量高，其质量浓度可达数万mg/L，而且大部分的颗粒物黏性低。（3）COD、氟化物、重金属超标，其中包括第 1 类污染物，如 As、 Hg、Pb 等。（4）脱硫废水的一般温度在45度左右。 （5）脱硫废水生化需氧量(BOD5)低。
双碱法和氧化镁法优缺点对比1.1双碱法脱硫工艺化学反应原理：基本化学原理可分为脱硫过程和再生过程两部分。钠-钙双碱法[Na/Ca]采用纯碱启动，钠碱吸收SO2、石灰再生的方法。其基本化学原理可分脱硫过程和再生过程。脱硫过程：Na2CO3+SO2→Na2SO3+CO2(1)2NaOH+SO2→Na2SO3+H2O(2)Na2CO3+SO2 +H2O→NaHSO3(3)（1）式为吸收启动反应式；（2）式为主要反应式，pH＞9（碱性较高时）（3）式为当碱性降低到中性甚至酸性时（5＜pH ＜9）再生过程：2NaHSO3+Ca(OH)2→Na2SO3++CaSO3↓+2H2O(5)Na2SO3+Ca(OH)2→2Na OH+CaSO3↓(6)在石灰浆液（石灰达到达饱和状况）中，NaHSO3很快与Ca(OH)2反应从而释放出［Na］，［SO3］与［Ca］反应，反应生成的CaSO3以半水化合物形式沉淀下来从而使［Na］离子得到再生。Na2CO3只是一种启动碱，起动后实际上消耗的是石灰，理论上不消耗纯碱（只是清渣时会带走一些，因而有少量损耗）。再生的NaOH和Na2SO3等脱硫剂循环使用。技术特点钠-钙双碱法【Na2SO3-Ca(OH)2】采用钠碱启动、钠碱吸收SO2、钙碱再生的方法。该工艺具有以下优点：1投资省、脱硫效率高。与传统的双碱法脱硫相比较，钠碱吸收剂较钙碱的反应活性高、吸收速度快，可大大降低脱硫吸收的液气比，从而降低吸收液循环泵的功率和投资，而脱硫效率达80%以上，除尘脱硫后的烟气确保完全满足环保排放要求；2该工艺在多个燃煤锅炉的除尘脱硫项目中运行效果良好，技术成熟，运行可靠性高，烟气除尘脱硫装置投入率为95%以上，系统主要设备很少发生故障，因此不
目录 1.设计任务书 (2) 1.1 设计题目 (2) 1.2 设计内容 (2) 1.3 主要设计参数 (3) 2.脱硫工艺的选择与工艺流程简介 (3) 2.1 脱硫工艺的选择 (3) 2.2 工艺流程简介 (4) 3. 工艺流程中主要发生的化学反应 (5) 4. 脱硫塔设计 (6) 4.1 物料衡算 (6) 4.1.1 入塔的煤气质量 (6) 4.1.2 出塔煤气的变化量 (8) 4.1.3 m3的计算 (12) 4.1.4 m4的计算 (12) 4.1.5 脱硫塔的液气比 (12) 4.2 热量衡算 (12) 4.2.1 入塔脱硫煤气带入的热量 (12) 4.2.2 出脱硫塔的煤气带走的热量 (13) 4.2.3 脱硫过程中发生的熔解热和反应热 (14) 4.2.4 总的热量衡算 (15) 4.3 设备计算 (15) 4.3.1 选择填料 (15) 4.3.2 塔径的计算 (16) 4.3.3 传质面积和填料高度 (17) 5.脱硫塔工艺设计结果表 (18) 5.1 总表 (18) 5.2 煤气入塔物质汇总表 (19) 5.3 出塔物质汇总表 (20) 5.4 其他数据 (20) 6.设计小结 (20) 7.参考文献 (23)
1. 设计任务书 1.1 设计题目 干煤气量为 40000Nm 3/h 的炼焦煤气的脱硫的工艺计算。 入口煤气 出口煤气 温度/℃ 34 36 压力（表压）/Pa 17000 15000 煤气中S H 2含量/g/Nm 3 99.5 1.0 入口煤气中杂质的含量： 组分 焦油 苯 S H 2 HCN 3NH 萘 水汽 含量/g/Nm 3 微量 28.45 5.99 1.57 8.37 0.4 23.97 剩余氨水：12470Kg/h ，t=75℃，P=0.45MPa ，氨的质量分数10%。 1.2 设计内容 （1）脱硫工艺的选择与工艺流程介绍； （2）脱硫塔的物料衡算； （3）脱硫塔的工艺尺寸计算； 3NH S H 2 2CO HCN 挥发氨 24Kg/h 97%3NH 0.18g/L 1.3g/L 0.04g/L 固定氨 18Kg/h 90%3NH
脱硫废水处理 设 计 方 案 责任公司 2010年12月
目录前言2 1 总论3 2 工程设计依据、原则和范围3 2.1 设计依据3 2.2 设计原则3 2.3 设计范围4 3 工程设计参数4 3.1 设计处理规模4 3.2 进水水质4 3.3 出水水质4 4 工艺流程选择与确定5 4.1工艺分析与确定5 4.2工艺特点5 4.3工艺流程5 4.4工艺流程说明6 4.5沿程水质变化分析表7 5 各处理工艺设计及计算8 5.1各处理单元参数选择及设计计算8 5.2各单元构/建筑物/设备配置15 6 工程投资估算16 6.1工程投资估算16 6.2土建部分投资估算18 6.3设备投资估算20 7运行费用分析21 7.1主要用电设备21 7.2 运行费用分析21 8 人员培训及售后服务20 8.1人员培训20 8.2售后服务21
前言 。 在污水处理站的建设中，我公司愿意真诚参与，贡献我们的技术和力量。
1 总论 脱硫废水的水质特点如下：a脱硫废水呈弱酸性，pH值一般为4~7。b悬浮物含量高，实验证明脱硫废水中的悬浮物主要是石膏颗粒、二氧化硅、以及铁、铝的氢氧化物。c 脱硫废水中的阳离子为钙、镁、铁、铝、重金属离子。d脱硫废水中的阴离子主要有C1-、SO42-、SO32-、等。e化学耗氧量与通常的废水不同。 2 工程设计依据、原则和范围 2.1 设计依据 《室外排水设计规范》GBJ50014-2006 ； 《建筑给水排水设计规范》GBJ50015-2003； 《国家污水综合排放标准》GB8978-1996； 《辽宁省污水综合排放标准》DB21/1627-2008 《地表水环境质量标准》GB3838-2002； 《废水出水水质的监测与控制符合火力发电厂废水治理设计技术规程》 DL/T5046-2006 《钢制平台扶梯设计规范》DLGJ158-2001 《钢制压力容器》GB150-1998 国内外关于此类废水处理技术资料； 污水处理有关设计和验收规范规程； 国家相关环保政策法规 2.2 设计原则 （1）严格遵守国家有关环保法律法规和技术政策，确保各项出水指标均达到排放水质要求； （2）水处理设备力求简便高效、操作管理方便、占地面积小、造价低廉、运行安全及避免对周围的环境造成污染；
氧化镁法烟气脱硫工艺介绍 1. 前言 我国是世界上SO2排放量最大的国家之一，年排放量接近2000万吨。其主要原因是煤炭在能源消费结构中所占比例太大。烟气脱硫(FGD)是目前控制SO2污染的重要手段。 湿法脱硫是应用最广的烟气脱硫技术。其优点是设备简单，气液接触良好，脱硫效率高，吸收剂利用率高，处理能力大。根据吸收剂不同，湿法脱硫技术有石灰（石）—石膏法、氧化镁法、钠法、双碱法、氨法、海水法等。 氧化镁湿法烟气脱硫技术，以美国化学基础公司（Chemico-Basic）开发的氧化镁浆洗—再生法发展较快，在日本、台湾、东南亚得到了广泛应用。近年，随着烟气脱硫事业的发展，氧化镁湿法脱硫在我国的研究与应用发展很快。 2. 基本原理 氧化镁烟气脱硫的基本原理是用MgO的浆液吸收烟气中的SO2，生成含水亚硫酸镁和硫酸镁。化学原理表述如下： 2.1氧化镁浆液的制备 MgO（固）+H2O=Mg(HO)2（固） Mg(HO)2（固）+H2O=Mg(HO)2（浆液）＋H2O Mg(HO)2（浆液）＝Mg2+＋2HO－ 2.2 SO2的吸收 SO2（气）+H2O=H2SO3 H2SO3→H++HSO3- HSO3-→H++SO32- Mg2++SO32-+3H2O→MgSO3?3H2O Mg2++SO32-+6H2O→MgSO3?6H2O Mg2++SO32-+7H2O→MgSO3?7H2O SO2+MgSO3?6H2O→Mg(HSO3)2+5H2O Mg(OH)2+SO2→MgSO3+H2O MgSO3+H2O+SO2→Mg(HSO3)2 Mg(HSO3)2+Mg(OH)2+10H2O→2MgSO3?6H2O 2.3 脱硫产物氧化 MgSO3+1/2O2+7H2O→MgSO4?7H2O MgSO3+1/2O2→MgSO4 3. 工艺流程 整个脱硫工艺系统主要可分为三大部分：脱硫剂制备系统、脱硫吸收系统、脱硫副产物处理系统。图1为氧化镁湿法脱硫的工艺流程图。
火力发电厂脱硫废水“零排放”处理技术 随着中国水环保政策趋于严控，火力发电厂脱硫废水“零排放”理念不断升温。脱硫废水是火电厂最难处理的末端废水，单一技术路线的废水处理方案往往难以兼顾目标与成本。本文分析了各种深度处理方法以及具体的应用环境，提出针对不同成分的废水需要有不同的应对处理措施，对于推动脱硫废水处理工作，实现脱硫废水零排放具有重要意义。 一、脱硫废水来源采用湿法脱硫工艺的燃煤电厂在运行中，需要维持脱硫装置（FGD）当中浆液循环系统的平衡度，避免离子等可能对脱硫系统和设备带来的不利影响，同时排放系统中的废水，保持脱硫系统水平衡。从来源上看，脱硫废水主要从石膏旋流器或废水旋流器的溢流处产生。经研究发现，在脱硫废水中，有相当比例的重金属以及各种无机盐等，如果这些含有高浓度盐分的废水不经过有效处理就直接排放到大自然环境中，会严重影响生态健康，也不利于地下水资源的保护。二、脱硫废水进行零排放处理的必要性目前，燃煤电厂烟气脱硫装置应用最广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺。为保证脱硫系统的安全运行和保证石膏品质而排放的脱硫废水，其中含有大量的杂质，如悬浮物、无机盐离子、重金属离子等，很多物质为国家环保标准中要求严格控制的第一类污染物，需要进行净化处理才能排放水体。国内多数燃煤电厂净化脱硫废水采用的常规处理工艺即“三联箱”技术，采用物理化学方法，通过中和、沉降、絮凝和澄清等过程对脱硫废水进行处理，通常使用的药剂包括氢氧化钙/氢氧化钠、有机硫、铁盐、助凝剂、盐酸等。该工艺能够去除脱硫废水中对环境危害较大的重金属等有害物质和悬浮物，但不能去除氯离子，处理出水为高含盐废水，具有强腐蚀性，无法回收利用。排入自然水系后还会影响环境，潜在环境风险高。随着国家对环境污染的治理日益提速，对废水的排放要求也越来越严格。燃煤电厂在资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，脱硫废水排放已经是燃煤电厂面临的严重的环保问题。传统的脱硫废水处理工艺达到的水质排放标准越来越不符合当下国家越来越严格的环保发展形势，电力企业实现脱硫废水零排放的需求越来越迫切，减排和近零排放成为必然趋势。三、脱硫废水的产生及其水质特点脱硫废水主要来自石膏旋流器或废水旋流器的溢流，是维持脱硫装置浆液循环系统物质平衡，控制石灰石浆液中可溶部分（即Cl-）含量、保证石膏质量的必要工艺环节。废水中所含物质繁杂，大体分为氯化物、氟化物、亚硫酸盐、硫酸盐、硫化物、悬浮物以及重金属离子（如Hg2+，Pb2+、Cr2+等）、氨氮等。脱硫废水具有污染物成份复杂、波动范围大等特点。pH值较低，呈酸性，水中悬浮物含量高、盐含量高、存在重金属超标的可能，氯根含量很高，腐蚀性很强，是电厂中最难处置的废水。四、脱硫废水深度处理方法1.废水浓缩处理技术目前，国内的脱硫废水浓缩处理主要采用膜浓缩、热法浓缩和烟气浓缩技术路线。（1）膜浓缩技术目前，膜浓缩技术广泛应用于脱硫废水的深度处理和浓缩研究，以减少废水处理系统中蒸发结晶的污水处理量，使得电厂零排放技术更经济可行。（1.1）反渗透（RO）技术。在外界高压力作用下，利用反渗透膜的选择透过性，水溶液中水由高浓度一侧向低浓度一侧移动，使得溶液中的溶质与水得到分离。（1.2）电渗析技术。利用离子交换膜的选择透过性，溶液中的带电阴、阳离子在直流电场作用下定向迁移，实现对废水的浓缩和分离。Cui等利用电渗析法去除脱硫废水中的氯离子，结果表明，在最佳条件下，当氯离子质量浓度为19.2g/Ｌ时，氯离子的去除率为83.3％，得到副产品Cl2、H2和Ca(OH)2，处理成本0.15$/kg。（2）热法浓缩技术热法浓缩技术包括多效蒸发（MED）和机械蒸汽再压缩（MVR）等。（2.1）多效蒸发（MED）技术。将蒸汽的热能进行循环并多次重复利用，以减少热能消耗，降低成本。加热后的盐水在多个串联的蒸发器中蒸发，利用前效蒸发产生的二次蒸汽，作为后效蒸发器的热源，后效中水的沸点温度和压力比前效低，效与效之间的热能再生利用可以重复多次。（2.2）机械蒸汽再压缩（MVR）技术。将蒸发器蒸发产生的原本需要冷却水冷凝的二次蒸汽，经压缩机压缩后，提高压力和饱和温度，增加热焓，再送入蒸发器作为热源，替代新鲜蒸汽循环利用，二次蒸汽的潜热得以充分利用，同时还省去了二次蒸汽冷却水
脱硫废水处理方法 湿式烟气脱硫装置可净化含有众多杂质的烟气，各种金属及非金属污染物在脱硫吸收塔 中发生反应被去除，生成可溶性物质和固体物质，而未充分处理的烟气脱硫废水直接排放会 对环境造成极大威胁。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺主要处理热力发电厂化石燃料燃烧产生 的S02,山于湿法烟气脱硫工艺优越的性能，其在烟气处理领域得到广泛应用，成为当今世 界燃煤发电厂烟气脱硫的主导工艺。据美国环境署报道，美国已有108座燃煤电厂安装了湿 式烟气脱硫装置，预测到2025年安装湿式烟气脱硫装置的燃煤电厂将占燃煤电厂总数的69%。 石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水成分极其复杂，主要为重金属、酸根离子、悬浮物等。口前， 各燃煤电厂的脱硫废水成分存在差异，出现这一现象主要是煤源、烟气脱硫吸收塔塔形、锅 炉补给水水质、添加剂类型、操作条件不同导致的。传统的脱硫废水处理工艺采用中和、反 应、絮凝及沉淀的处理方式，但对脱硫废水中高浓度的硫酸根及氯离子等未达到良好的去除 效果。 近年来脱硫废水排放问题受到全世界的广泛关注，我国2006年颁布的《火电厂石灰石- 石膏湿法脱硫废水水质控制指标》(DL/T 997-2006)中虽未对硫酸根和氯离子等排放标准做 岀要求，但采用传统丄艺处理的脱硫废水已不允许直接排放，所以亟待研究烟气脱硫废水的 处理新工艺。U 前我国脱硫废水的处理工艺主要有常规物理化学沉淀法、化学沉淀-微滤膜法、 多级过滤+反渗透法。山于脱硫废水水质较差，反渗透及预处理工艺费用高，尚未得到推广。 杨培秀等采用零溢流水湿排渣系统处理脱硫废水，但是受到排渣方式的限制。此外，脱硫废 水的各种零排放技术作为有潜力的解决方案被提岀，但鉴于零排放技术的高能源消耗强度和 许多尚未解决的技术问题，不能保证其成功地长期使用。对于其他技术如离子交换和人工湿 地也进行了大量探讨，但成功的前景似乎不大。综上所述，该行业仍然在寻找一个可靠的、 低成本和高性能的烟气脱硫废水处理技术。 2脱硫废水的危害 脱硫废水成分复杂，对设备管道和水体结构都有一定的影响，其危害主要体现在以下方 面： (1) 脱硫废水中的高浓度悬浮物严重影响水的浊度，并且在设备及管道中易产生结垢现象, 影响脱硫装置的运行。 (2) 脱硫废水呈弱酸性，重金属污染物在其中都有较好的溶解性，虽然它们的含量较少， 但直接排放对水生生物具有一定毒害作用，并通过食物链传递到较高营养阶层的生物。 (3) 脱硫废水中氯离子浓度很高，会引起设备及管道的孔腐蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀，当 浓度达到一定程度后会严重影响吸收塔的运行和使用寿命，还会抑制吸收塔内物理和化学反 应过程，影响S02吸收，降低脱硫效率；山于氯离子的存在会抑制吸收剂的溶解，所以脱硫吸 收剂的消耗量随氯化物浓度的增大而增大，同时石膏浆液中剩余的吸收剂增大，使吸收剂的 脱硫效率降低，还会造成后续石膏脱水困难，导致成品石膏中含水量增大，影响石膏品质。 ? ―?沉浸？n *污泥外运
氧化镁湿法烟气脱硫废水处理技术探讨 1镁法脱硫技术的发展 氧化镁法在湿法烟气脱硫技术中是仅次于钙法的又一主要脱硫技术。据介绍，氧化镁再生法的脱硫工艺最早由美国开米科公司(Chemico—Basic)在20世纪60年代开发成功，70年代后费城电力公司(PECO)与United&Constructor合作研究氧化镁再生法脱硫工艺，经过几千小时的试运行之后，在三台机组(其中两台分别为150MW和320MW)进行了全规模的FGD系统和两个氧化镁再生系统建设，上述系统于1982年建成并投入运行，1992年以后停运硫酸制造厂，直接将反应产物硫酸镁销售。1980年美国DUCON公司在PHILADELPHAELECTRICEDDYSTONESTATION成功建成实施氧化镁湿法脱硫系统，运行至今，效果良好。随后韩国和台湾地区也发展了自己的湿式镁法脱硫技术，目前在台湾95%的电站采用氧化镁法脱硫。 近几年国内的氧化镁湿法脱硫发展较快，2001年，清华大学环境系承担了国家“863”计划中《大中型锅炉镁法脱硫工艺工业化》的课题，对镁法脱硫的工艺参数、吸收塔优化设计和副产品回收利用等进行了深入的研究，并在4t/h、12t/h锅炉上进行了中试，在35t/h锅炉上进行了工程应用。 湿式镁法脱硫工艺又可分为氧化镁/亚硫酸镁法、氧化镁/硫酸镁抛弃法、氧化镁/硫酸镁回收法等。本文主要介绍应用规模较大、前景广阔的氧化镁/亚硫酸镁工艺中的废水处理工艺。 2脱硫废水处理技术概况 湿法烟气脱硫工艺中存在废水处理问题，虽然有很多电厂的脱硫系统
都配有废水处理系统，但国内目前对脱硫废水的处理工艺研究较少，其中关注最多的是石灰石/石膏法产生的脱硫废水，对于镁法脱硫产生的废水的研究就更少了。镁法脱硫废水处理现在多是引用和借鉴石灰石/石膏法脱硫废水处理经验。为了维持脱硫装置浆液循环系统物质的平衡，防止烟气中可溶物质超过规定值和保证副产物品质，必须从循环系统中排放一定量的废水。因此，没有预处理塔的镁法脱硫和石灰石/石膏法脱硫过程产生的废水均来源于吸收塔的排放水。 3镁法脱硫废水水量和水质 3.1脱硫废水水量 脱硫废水的水量与烟气中的HCl和HF、吸收塔内浆液中的Cl-和SO42-浓度、脱硫用水的水质等有关。当进入吸收塔内的烟气量一定时，废水排放量由以下条件确定: (1)脱硫废水的水量取决于烟气中的HCl(HF)浓度，而烟气中的HCl(HF)主要来自于机组燃烧的煤。煤中Cl(F)的含量越高，烟气中的HCl(HF)浓度就越高，废水排放量也就越大。 (2)脱硫废水的水量关键取决于吸收塔内Cl-的控制浓度。浆液中的Cl-浓度太高，亚硫酸镁品质下降且脱硫效率降低，对设备的抗腐蚀要求提高;对浆液中的Cl-浓度要求过低，脱硫废水的水量增大，废水处理的成本提高。根据经验，脱硫废水中的Cl-浓度控制在10～20g/L为宜。 (3)脱硫废水的水量还取决于吸收塔内SO42-的控制浓度。浆液中SO42-浓度太高，会造成浆液粘性增加，影响亚硫酸镁的结晶，脱硫效率降低;浆液中SO42-的控制浓度过低，SO32-氧化成SO42-的正反应加速，
氧化镁湿法脱硫工艺 【信息时间：2010-10-22 阅读次数：261 】【我要打印】【关闭】 一、工作原理 氧化镁湿法脱硫工艺（简称：镁法脱硫）与石灰-石膏法脱硫工艺类似，它是以氧化镁（MgO）为原料，经熟化生成氢氧化镁（Mg(OH) 2 ）作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫系统。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的氢氧化镁进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为亚硫酸镁和硫酸镁混合物。如采用强制氧化工艺，最终反应产物为硫酸镁溶液，经脱水干燥后形成硫酸镁晶体。 二、反应过程 1、熟化 MgO+H 2O —>Mg(OH) 2 2、吸收 SO 2 + H 2 O—> H 2 SO 3 SO 3 + H 2 O—> H 2 SO 4 3、中和 Mg(OH) 2+ H 2 SO 3 —> Mg SO 3 +2H 2 O Mg(OH) 2+ H 2 SO 4 —>Mg SO 4 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HCl—>Mg Cl 2 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HF —>MgF 2 +2H 2 O 4、氧化 2 Mg SO 3+O 2 —>2Mg SO 4 5、结晶 Mg SO 3+ 3H 2 O—> Mg SO 3 〃3H 2 O
Mg SO 4+ 7H 2 O —>Mg SO 4 〃7H 2 O 三、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氢氧化镁浆液制备系统、浓缩塔系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。 四、工艺流程 锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>浓缩塔—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入浓缩塔、吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-4 台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO 2 后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸镁被鼓入的空气氧化成硫酸镁晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的氢氧化镁浆液，用于补充被消耗掉的氢氧化镁，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时先排至吸收塔前的浓缩塔，经浓缩后进入脱硫副产品系统，经过脱水形成硫酸镁晶体。 五、工艺特点 1、反应性好，脱硫效率高 湿法脱硫的反应强度取决于脱硫剂碱金属离子的溶解碱性。由于镁离子的溶解碱性比钙离子高数百倍，因而镁基脱硫剂具有比钙基脱硫剂高数十倍的脱硫反应能力。工业实践证明，镁基脱硫剂能比钙基脱硫剂更高的脱硫效率，可达99%以上，同时采用镁基脱硫所要求的喷淋水量仅相当于达到同样脱硫效率的钙基脱硫的1/3，耗电量也大为降低。 2、运行可靠性高 由于镁基脱硫生成物的溶解度较高，其固体悬浮物为松散的结晶体，不易沉积，因此没有钙基湿法脱硫系统中存在的结垢、结块、堵塞等现象，运行可靠，维护更容易。
1.1.1技术总原则 投标方根据招标文件技术规范的要求，提供烟气脱硫装置工艺系统的初步设计，按规定范围供货和提供服务，并保证脱硫装置的性能。 1.1.2F GD工艺系统设计原则 FGD工艺系统主要由脱硫剂氢氧化镁浆液制备系统、烟气系统、烟气预处理系统、SQ吸收系统、吸收塔排空系统、脱硫副产物浆液输送和脱水系统、工艺水系统等组成。工艺系统图参见投标文件附图。 工艺系统设计原则包括： （1）脱硫工艺采用湿式氧化镁法。 （2 ）脱硫装置采用二炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为两台锅炉110%BMC工况时的烟气量，脱硫剂氢氧化镁浆液制备和脱硫副产物处理装置为脱硫系统公用。脱硫效率按不小于98.75%设计。 （3）脱硫剂制浆方式采用厂外购买成品250目，含量为90%勺氧化镁粉， 通过输送系统送至脱硫剂制浆系统。 （4）控制脱硫副产物脱水后含水量，为综合利用提供条件。 1.1.3FGD装置主要布置原则 1.1.3.1总平面布置 根据电厂预留场地总平面布置的规划，脱硫塔装置布置在原水平烟道南侧。脱硫岛整体布局紧凑、合理，系统顺畅，节省占地，节省投资。 烟气自除尘器接出后从插板门引出后汇入总烟道，脱硫系统不设烟气换热器（GG）吸收塔布置在引风机后，烟气以饱和湿态形式排放。浆液循环泵、脱硫浆液排出泵紧凑布置在吸收塔周围。 投标方根据业主提供的原始数据和场地条件对脱硫区域内建（构）筑物及设备进行布置，对FGD装置进行优化设计、合理选型和布置，本投标文件附系统和布置图，经业主确认后采用。 1.1.3.2管线布置 投标方设计范围内的各种管线和沟道，包括架空管线，直埋管线、与岛外沟道相接时，在设计分界线处标明位置、标高、管径或沟道断面尺寸、坡度、坡向管沟名称，引向何处等等。有汽车通过的架空管道净空高度为 5.5米。管线及管沟引出位置和标高须经业主认可。
目录 1 处理烟气量计算 (3) 2 烟气道设计 (3) 3吸收塔塔径设计 (3) 4 吸收塔塔高设计 (3) 5 浆液浓度的确定 (5) 6 喷淋区的设计 (5) 7 除雾器的设计 (7) 8 氧化风机与氧化空气喷管 (9) 9 塔内浆液搅拌设备 (9) 10 排污口及防溢流管 (9) 11 附属物设计 (10) 12 防腐 (10)
脱硫塔的结构设计，包括储浆段、烟气入口、喷淋层、烟气出口、喷淋层间距、喷淋层与除雾器和脱硫塔入口的距离、喷喷嘴特性（角度、流量、粒径分布等）、喷嘴数量和喷嘴方位的设计 烟道设计 塔体设计： 脱硫塔上主要的人孔、安装孔管道孔：除雾器安装孔，每级至少一个；喷淋浆液管道安装孔，至少一个；脱硫塔底部清渣孔，至少一个；烟气入口烟道设置一人孔，以便大修时清理烟道可能的积垢。 脱硫塔上主要的管孔：循环泵浆液管道入口，一般为3个；液位计接口，一般为2～3个，石膏浆液排出口1～2个；排污口1个；溢流口1个；滤液返回口1个；事故罐浆液返回口1个；地坑浆液返回1个；搅拌机接口2～6个；差压计接口2～4个。 储液区：一般塔底液面高度h1=6m～15m； 喷淋区：最低喷淋层距入口顶端高度h2＝1.2～4m；最高喷淋层距入口顶端高度h3≥vt，v为空塔速度，m/s，t为时间，s，一般取t≥1.0s；喷淋层之间的间距h4≥1.5～2.5m； 除雾区：除雾器离最近（最高层）喷淋层距离应≥1.2m，当最高层喷淋层采用双向喷嘴时，该距离应≥3m；除雾器离塔出口烟道下沿距离应≥1m； 喷淋泵 喷淋头 曝气泵
1 处理烟气量计算 得到锅炉烟气量，根据实际的气体温度转化成当时的处理烟气量。根据燃料的属性计算出烟气中SO2的含量，并根据国家相关环保标准以及甲方的要求确定烟气排放SO2的含量，并计算脱硫效率 2 烟气道设计 进气烟道中的气速一般为13m/s，排气烟道中的气速一般为11m/s，由此算出截面积，烟道截面一般为矩形，自行选取长宽。 3吸收塔塔径设计 直径由工艺处理烟气量及其流速而定。根据国内外多年的运行经验，石灰法烟气脱硫的典型操作条件下，吸收塔内烟气的流速应控制在u＜4.0m/s为宜。(一般配30万kW机组直径为Φ13m～Φ14m，5万kW机组直径约为Φ6m～Φ7m)。 喷淋塔塔径D： 则喷淋塔截面面积 将D代入反算出实际气流速度u`： 4 吸收塔塔高设计 4.1 浆液高(h1) 由工艺专业根据液气比需要的浆液循环量及吸收SO2后的浆液在池内逐步氧化反应成石膏浆液所需停留时间而定，一个是停留时间大于4.5min 4.2 烟气进口底部至浆液面距离(c) 一般定为800mm～1200mm范围为宜。考虑浆液鼓入氧化空气和搅拌时液位有所波动；入口烟气温度较高、浆液温度较低可对进口管底部有些降温影响；加之该区间需接进料接管， 4.3 烟气进出口高度
脱硫废水处理系统设计分析 脱硫废水具有高悬浮物含量、高盐含量、强腐蚀性的特点，含有的杂 质主要有过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属，其中很多是GB8978 －1996中要求控制的一类污染物。作为电厂的一种处理难度大的废水，脱硫废水处理系统在运行过程中容易出现多种问题，导致目前国内很 多电厂的脱硫废水设备处于停运状态或出水不能达到GB8978－1996排 放标准。本文对脱硫废水处理系统设计缺陷和运行问题进行分析，提 出了相对应的改进和应对措施，使电厂脱硫废水处理系统出水能够满 足达标或回用要求。 1常见脱硫废水处理工艺 常见FGD脱硫废水处理系统为“三联箱处理+澄清”工艺，三联箱包 括中和箱、反应箱和絮凝箱，具体工艺流程如图1所示。FGD旋流站来脱硫废水在废水缓冲池内进行曝气混合均匀，然后通过废水泵送至三 联箱。在三联箱的中和箱中投加石灰乳或氢氧化钠，快速搅拌使原来 酸性的废水呈碱性（pH控制在9.0～9.5），此过程中大多数重金属形 成微溶的氢氧化物从废水中沉淀出来。中和箱内出水自流至反应箱， 在反应箱投加有机硫和凝聚剂，将不能以氢氧化物形式沉淀的残余重 金属以硫化物沉淀的形式去除。反应箱出水进入絮凝箱，在絮凝箱内 投加助凝剂，在低转速搅拌下进行絮凝反应，促进絮体进一步长大。 絮凝箱出水自流进入澄清器。废水絮体在澄清器内进一步长大，并通 过上部斜板进行沉淀分离，上部清水经加酸调节pH至6～9后自流进 入清水池。澄清器污泥送至压滤机进行压滤。 2存有问题分析 2.1设计方面1）废水旋流器问题。脱硫系统废水旋流器设计容量和 旋流子喷嘴尺寸选型不当，废水旋流效果差，脱硫废水来水含固量较高，造成系统设备之间连接管道沉积堵塞的问题，如中和箱、沉降箱、絮凝箱之间的连接管道经常因为悬浮物沉积而造成管道堵塞，且清理 困难。2）脱硫废水处理系统未设计废水缓冲池。有些脱硫废水处理系
氧化镁脱硫工艺 一、工作原理 氧化镁湿法脱硫工艺（简称：镁法脱硫）与石灰-石膏法脱硫工艺类似，它是以氧化镁（MgO）为原料，经熟化生成氢氧化镁（Mg(OH) 2 ）作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫系统。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的氢氧化镁进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为亚硫酸镁和硫酸镁混合物。如采用强制氧化工艺，最终反应产物为硫酸镁溶液，经脱水干燥后形成硫酸镁晶体。 二、反应过程 1、熟化 MgO+H 2O —>Mg(OH) 2 2、吸收 SO 2 + H 2 O—> H 2 SO 3 SO 3 + H 2 O—> H 2 SO 4 3、中和 Mg(OH) 2+ H 2 SO 3 —> MgSO 3 +2H 2 O Mg(OH) 2+ H 2 SO 4 —> MgSO 4 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HCl—> MgCl 2 +2H 2 O Mg(OH) 2+2HF —>MgF 2 +2H 2 O 4、氧化 2 MgSO 3+O 2 —>2MgSO 4 5、结晶 MgSO 3+ 3H 2 O—> MgSO 3 ·3H 2 O MgSO 4+ 7H 2 O —>MgSO 4 ·7H 2 O 三、系统组成 脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、氢氧化镁浆液制备系统、浓缩塔系统、副产品处理系统、废水处理系统、公用系统（工艺水、压缩空气、事故浆液罐系统等）、电气控制系统等几部分组成。 四、工艺流程
锅炉/窑炉—>除尘器—>引风机—>浓缩塔—>吸收塔—>烟囱 来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入浓缩塔、吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-4 台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收SO 后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸镁被鼓 2 入的空气氧化成硫酸镁晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的氢氧化镁浆液，用于补充被消耗掉的氢氧化镁，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时先排至吸收塔前的浓缩塔，经浓缩后进入脱硫副产品系统，经过脱水形成硫酸镁晶体。 五、工艺特点 1、反应性好，脱硫效率高 湿法脱硫的反应强度取决于脱硫剂碱金属离子的溶解碱性。由于镁离子的溶解碱性比钙离子高数百倍，因而镁基脱硫剂具有比钙基脱硫剂高数十倍的脱硫反应能力。工业实践证明，镁基脱硫剂能比钙基脱硫剂更高的脱硫效率，可达99%以上，同时采用镁基脱硫所要求的喷淋水量仅相当于达到同样脱硫效率的钙基脱硫的1/3，耗电量也大为降低。 2、运行可靠性高 由于镁基脱硫生成物的溶解度较高，其固体悬浮物为松散的结晶体，不易沉积，因此没有钙基湿法脱硫系统中存在的结垢、结块、堵塞等现象，运行可靠，维护更容易。 3、造价低 由于反应强度高，镁基喷淋反应吸收塔的高度只有钙基脱硫的2/3左右，因此，镁基脱硫的主体设备的造价要明显低于钙基吸收塔。 同时，由于氧化镁的分子量（40）是氧化钙（56）的73%，是碳酸钙（石灰石，分子量为100）的40%，因此，去除等量的二氧化硫所需的氧化镁要比钙基
供热有限公司40t/h锅炉 脱硫工程项目 技术文件 （MgO） 有限公司 2016年4月12日 目录一、企业简介2
1.1公司介绍2 1.2 项目概况3 1.3 设计原则3 1.4 设计指标3 1.5 设计依据4 二、现有脱硫系统的工艺流程4 2.1 氧化镁法工艺原理4 2.2镁法脱硫的工艺特点5 2.3系统工艺流程8 三、现有锅炉系统分析9 四、脱硫系统改造方案总体设计9 4.1系统总体技术要求9 4.2 烟气系统10 4.3 吸收系统10 4.4 脱硫液循环系统11 4.5 脱硫剂制备系统11 4.6 脱硫渣处理系统11 五、脱硫系统主要技术指标11 六、脱硫系统具体改造方案12 6.1系统概述12 6.2烟气系统改造12 6.3吸收循环系统改造13 6.4脱硫剂储存、制备、输送系统17 6.5脱硫渣氧化、处理系统17 6.6工艺水系统17 6.7电器控制系统18 七、运行成本分析20
7.1 原料成本20 7.2人工费20 7.3 水耗20 7.4电耗20 7.5脱硫系统运行成本20 八、工程量清单21 8.1 主要工艺设备一览表21 8.2 主要构（建）造物一览表22 九、主要工艺设备制造、安装技术要求及相关说明22 十、运输保证措施23 10.1随箱资料的主要内容23 10.2包装24 十一、技术服务与联络24 一、企业简介 1.1公司介绍 在公司日益发展的今天，我们在烟尘、废气、废水治理领域已有很大成绩，已经成为了大庆油田、东北特变电、长春客车、山东万达集团、沈飞集团、金杯汽车等知名企业的环保设备及工程供应商。 公司正在不断探索，我们将不断提升自身业务素质、提供创新能力、壮大技术团队，进行更加系统化、标准化、规范化得管理，志愿成为世界级大气治理专家，努力为建设“美丽中国”而努力贡
烟气脱硫设计计算 1130t/h 循环流化床锅炉烟气脱硫方案 主要参数：燃煤含 S 量1.5% 工况满负荷烟气量285000m3/h 引风机量 1台，压力满足 FGD 系统需求 要求：采用氧化镁湿法脱硫工艺（在方案中列出计算过程） 出口 SO2含量200mg/Nm 3 第一章方案选择 1、氧化镁法脱硫法的原理 锅炉烟气由引风机送入吸收塔预冷段，冷却至适合的温度后进入吸收塔，往上与逆向流下的吸收浆液反应， 氧化镁法脱硫法 脱去烟气中的硫份。吸收塔顶部安装有除雾器，用以除去净烟气中携带的细小雾滴。净烟气 经过除雾器降低烟气中的水分后排入烟囱。粉尘与脏东西附着在除雾器上，会导致除雾器堵塞、系统压损增大，需由除雾器冲洗水泵提供工业水对除雾器进行喷雾清洗。 吸收过程 吸收过程发生的主要反应如下： Mg(OH)2 + SO2→ MgSO3 + H2O MgSO3 + SO2 + H2O→ Mg(HSO3)2 Mg(HSO3)2 + Mg(OH)2→ 2MgSO3 + 2H2O 吸收了硫分的吸收液落入吸收塔底，吸收塔底部主要为氧化、循环过程。
氧化过程 由曝气鼓风机向塔底浆液内强制提供大量压缩空气，使得造成化学需氧量的MgSO3 氧化成 MgSO4 。这个阶段化学反应如下： MgSO3 + 1/2O2→ MgSO4 Mg(HSO3)2 + 1/2O2→ MgSO4 + H2SO3 H2SO3 + Mg(OH)2→ MgSO3 + 2H2O MgSO3 + 1/2O2 → MgSO4 循环过程 是将落入塔底的吸收液经浆液循环泵重新输送至吸收塔上部吸收区。塔底吸收液pH 由自动喷注的20 %氢氧化镁浆液调整，而且与酸碱计连锁控制。当塔底浆液pH 低于设定值时，氢氧化镁浆液通过输送泵自动补充到吸收塔底，在塔底搅拌器的作用下使浆液混合均匀， 至 pH 达到设定值时停止补充氢氧化镁浆液。20 %氢氧化镁溶液由氧化镁粉加热水熟化产 生，或直接使用氢氧化镁，因为氧化镁粉不纯，而且氢氧化镁溶解度很低，就使得熟化后的浆液非常易于沉积，因此搅拌机与氢氧化镁溶液输送泵必须连续运转，避免管线与吸收塔底 部产生沉淀。 镁法脱硫优点 技术成熟 氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺，氧化镁脱硫工艺在世界各地都有 非常多的应用业绩，其中在日本已经应用了100 多个项目，台湾的电站95%是用氧化镁法，另外在美国、德国等地都已经应用，并且目前在我国部分地区已经有了应用的业绩。 原料来源充足 在我国氧化镁的储量十分可观，目前已探明的氧化镁储藏量约为160 亿吨 ,占全世界的80%左右。其资源主要分布在辽宁、山东、四川、河北等省，其中辽宁占总量的84.7%，其次是山东莱州，占总量的10%，其它主要是在河北邢台大河，四川干洛岩岱、汉源，甘肃 肃北、别盖等地。因此氧化镁完全能够作为脱硫剂应用于电厂的脱硫系统中去。 脱硫效率高
烟气脱硫过程中产生的废水含有重金属，含盐量较高，这类水盐分较高。厂区其他系统无法接纳，排放后对周边环境产生不利影响。根据常规2×350MW超临界燃煤供热发电机组估算，2台机脱硫废水的量约在10t/h左右，但是本工程打算采用循环水排污水作为锅炉补给水系统的补水，来水含盐量进一步浓缩，采用反渗透浓水作为脱硫用水后，脱硫废水排量将会进一步增加（需要脱硫厂家根据煤质、来水水质进行计算），可能会在20t/h~30t/h。 采用预处理软化+纳滤分盐+膜浓缩+蒸发结晶的处理方式处理脱硫废水，达到脱硫废水零排放。其基本方案如下： 一、预处理软化单元 根据石灰石-石膏湿法脱硫工艺产生的脱硫废水具有高悬浮物、高含盐、易结垢等水质特性，拟采用“两级混凝沉淀”工艺，去除脱硫废水中的悬浮物、重金属、硬度等杂质离子，确保后续膜浓缩单元的连续、稳定运行。
工艺说明： （1）通过两级混凝沉淀，通过投加絮凝剂、有机硫、熟石灰等药剂，去除废水中的悬浮物、重金属、结垢因子等杂质离子，确保进入后续膜浓缩单元水质； （2）两级混凝沉淀产生的无机污泥经离心脱水脱水后，含水率约为80%的污泥外运处置。 二、纳滤分盐 本工程脱硫废水处理系统中硫酸根可通过形成硫酸钙（石膏）回收去除，不需要得到硫酸钠的结晶盐，因此建议采用纳滤法进行分盐。 通过纳滤膜的截留作用，水中的钙镁离子、有机物等基本得到去除，一方面彻底解决了后续RO膜、蒸发器等的污堵，另一方面也大大提高了结晶盐的品质。 纳滤装置进水依次经过纳滤保安过滤器、纳滤高压泵及纳滤装置，并在纳滤进水管分别投加还原剂、碱、阻垢剂等，防止纳
滤膜的结垢和污堵。为提高纳滤膜的回收率，纳滤装置设计为一级三段，每段均设有段间加压泵。纳滤产水进入纳滤水箱，纳滤浓水则回流至调节池再次进行处理。 三、膜浓缩单元 1. 膜浓缩技术选择 为了减少脱硫废水进蒸发结晶单元的水量，节省整套废水处理系统运行成本，可先对脱硫废水进行膜浓缩，浓缩液再进入蒸发结晶单元资源化处理；目前，根据煤化工废水处理行业经验，针对脱硫废水膜浓缩拟采用卷式反渗透（RO）。 2.膜浓缩（RO）单元介绍 膜浓缩单元流程简图如下： 工艺描述： （1）脱硫废水经两级混凝沉淀预处理后，由废水收集调节池均质后，通过水泵提升，进入超滤膜组，去除废水中细小SS 及胶体，使反渗透膜浓缩单元长期、稳定运行，超滤产水进入超滤产水箱，超滤系统利用超滤产水反洗，反洗水回至调节至去除SS后循环处理； （2）超滤产水箱废水通过水泵提升至离子交换树脂单元，通过离子交换树脂单元进一步降低废水中钙、镁离子后，再进入
目录 氨法脱硫废水处理工艺流程 (2) 1、废水处理系统 (2) 1.1脱硫废水处理过程 (2) 1.2脱硫废水处理步骤 (2) 2、化学加药及压滤系统 (4) 2.1助凝剂加药系统 (4) 2.2污泥压缩系统 (7) 3、脱硫废水处理系统概述 (8) 3.1脱硫废水处理工艺 (8) 3.2化学加药系统工艺 (11) 4、污泥流程 (14) 5、运行操作及监控 (14) 5.1.1供料准备 (14) 5.1.2仪表及控制器件准备 (15) 5.1.3污泥料位测量 (15) 5.1.4浊度测量 (16) 5.2.运行及监控 (16) 6、维护及保养 (17) 6.1.运行故障及排除 (17) 6.2.机械故障处理 (17)
6.3.设备维护 (20) 6.4.设备停用 (21) 氨法脱硫废水处理工艺流程 脱硫废水处理包括以下三个分系统：废水处理系统，化学加药系统，污泥处理系统及排污系统。 1、废水处理系统 1.1脱硫废水处理过程 脱硫装置产生的废水经由废水输送泵送至废水处理系统，采用化学加药和接触泥浆连续处理废水，沉淀出来的固形物在澄清浓缩器中分离浓缩，清水排入厂区指定排放点，经澄清/浓缩器浓缩排出的泥浆送至板框压滤机脱水后外运。 1.2脱硫废水处理步骤 1）用氢氧化钙/石灰浆［Ca(OH)2］进行碱化处理，通过设定最优的PH值范围，部分重金属以氢氧化物的形式沉淀出来，并中和废水中的酸性物质。
2)通过加入有机硫，使某些重金属，如镉和汞沉淀出来。 3)通过添加絮凝剂及助凝剂，使固体沉淀物以更易沉降的大粒子絮凝物形式絮凝出来。4)在澄清浓缩器中将固形物从废水中分离。 5)将氢氧化物泥浆输送至压滤机进行脱水。 在沉淀系统中，加入絮凝剂以便使沉淀颗粒长大更易沉降，悬浮物从澄清浓缩器中分离出来后，一部分泥浆通过污泥循环泵返回到中和箱，以利于更好地沉降，另一部分则通过污泥输送泵输送至压滤机进行脱水。处理后的清水送至厂区指定的排放点。 1.3脱硫废水处理流程 处理不合格水质回流至中和箱