关于烟气脱硫的调研报告

摘要

随着环境的日益变化，形成酸雨范围的逐渐扩大，人们对环保的意识越来越强，对烟气脱硫的要求也越来越强。本调研报告对电厂的烟气脱硫设备进行调查研究，为电厂脱硫设备的节能提供参考。

关键词：电厂；脱硫；环保；节能

目录

一、   项目背景

二、   项目简介

三、   调研概况（时间地点调查方式等）

四、   调查综述

    1、调查结果与分析

    2、几种主要的燃煤电厂燃料燃烧后烟气脱硫技术

    3、工艺流程——石灰石—石膏湿法

    4、脱硫系统的主要设备及技术性能参数

    5、工艺过程优劣分析

6、湿法烟气脱硫技术的应用

五、问题讨论与解决方法

    1、湿法烟气脱硫存在的问题及解决

    2、运行中的节能与防腐

    3、脱硫装置腐蚀环境分析

六、前景展望

七、结束语

一、  项目背景

      随着硫化物的排放，环境污染问题日益加深。而电厂二氧化硫排放量占总排放量的三分之二，因此我国主要控制重点是燃煤电厂的硫排放。

   控制燃煤电厂污染大气途经有三种，即燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制。 近年来，国内外燃煤电厂脱硫技术取得较大发展。截止20##年底，我国已投产烟气脱硫机组3．97亿千瓦，

    大量实践证明，烟气脱硫在机理上、技术上是成熟的，全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66％，其中90％以上采用石灰石／石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。而主要风险在设备的制造、使用上。

    在脱硫设备的巨大的商机面前，一些企业为获取项目，不顾质量，恶意降价的后果是设计、生产、安装的脱硫装置稳定性、可操作性低，故障率高，不仅使电厂被迫大幅提高运行成本，而且降低了脱硫效果，使企业不能完成节能减排任务，更好地履行社会责任。而且导致市场混乱，形成好品质的产品没市场，劣质产品异常火爆的混乱局面；这种局面除了对生产脱硫设备的正规厂商带来不小的冲击，而且在一定程度上阻滞了国内脱硫设备生产企业的自主研发和升级换代。 

      为贯彻落实《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》，推进环保产业健康发展，制订和完善有关政策、技术规范，提高烟气脱硫装置运行的可靠性、经济性，确保实现二氧化硫减排目标，根据《国家发展改革委关于印发加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》(发改环资[2005]757号)，国家发改委委托中国电力企业联合会在开展火电厂烟气脱硫产业化发展情况登记调查的基础上，增加主要设备运行使用情况登记调查，以便进一步摸清有关情况，有针对性地研究解决问题。本次调查的重点是石灰石，石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺的设备。为此，全国电力行业脱硫脱硝技术协作网配合中电联，围绕政府工作要点，针对当前脱硫设备市场的混乱局面，开展了脱硫设备运行使用现状的调查。

    调查显示，从目前已投运脱硫装置的运行情况来看，大多数电厂的脱硫设施情况较好，但部分电厂由于系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等多方面因素，致使脱硫系统不能正常运行，环保作用得不到充分发挥。

    而且，目前无论从设备本身，还是从应用上说，现有烟气脱硫设备脱硫水平与国家规定的环保要求仍有差距，腐蚀、结垢、堵塞、烟气带水等问题还没有得到很好的解决，在实际运行时的脱硫效率达不到设计要求，不能很好地满足国家提出的污染物浓度和总量控制目标的要求，烟气脱硫技术及设备还需在实践中不断改进、完善和提高。

    通过调查还发现，目前国内脱硫设备业正处于市场整合阶段，市场竞争和科技竞争的结果，将改变目前的产业格局，改变产业发展基础相对薄弱，产品和技术与国际先进水平存在较大的差距，企业规模小、生产力过于分散的不利发展的局面，并增强这一领域的科技创新能力，提升整体技术水平。众多小企业被迫纷纷退市，拥有较强的经济实力和投资能力，拥有较强的研发能力和引进消化吸收能力及产业化能力的企业逐步赢得市场，获得快速发展就是证明。

二、项目简介

1.  研究目的

   本次调查研究的主要目的是通过调查，从所得数据中找出目前火电厂的烟气脱硫设备的主要限制因素，如：系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等方面所表现出的具体问题，并提出针对性的解决方案，以达到节能环保的根本目的。

2.  研究开发内容：

          鉴于石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺是当前世界上较为成熟

    的脱硫主要工艺之一，且目前国内投运的烟气脱硫装置绝大多

    数采用石灰石一石膏湿法，因此对当前运行的火电厂石灰石一

    石膏湿法烟气脱硫装置和主要设备情况进行了第一阶段的调

    查分析工作，

       其调查范围主要有：

(1) 对电力集团公司、火电发电企业，开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备调查；

(2) 对主要脱硫设备制造厂家开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备情况调查；

(3) 对拥有较多烟气脱硫工程业绩的脱硫公司开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备调查。

3.  技术关键：

(1) 调查范围较广，工作量较大，持续时间较长

(2) 后续数据处理及分析所涵盖信息多，需要查阅之前调查所得数据进行对比，使数据更有针对性的反应目前烟气脱硫所存在的缺陷和不足。

(3) 本次调查最主要的任务是针对调查显示的缺陷找出解决方案及建议，此工作需掌握充分全面的相关专业知识。

三、调研概况

1.调查时间

  20##年12月至20##年3月

2.调查地点

  广东省云浮市粤泷发电有限责任公司

3.调查方式

  实地走访调研与调查问卷相结合的方式

4.调查范围

对电力集团公司、火电发电企业，开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备调查

四、调查综述

1、调查结果与分析

    调查显示，从目前已投运脱硫装置的运行情况来看，大多数电厂的脱硫设施情况较好，但部分电厂由于系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等多方面因素，致使脱硫系统不能正常运行，环保作用得不到充分发挥。

   而且，目前无论从设备本身，还是从应用上说，现有烟气脱硫设备脱硫水平与国家规定的环保要求仍有差距，腐蚀、结垢、堵塞、烟气带水等问题还没有得到很好的解决，在实际运行时的脱硫效率达不到设计要求，不能很好地满足国家提出的污染物浓度和总量控制目标的要求，烟气脱硫技术及设备还需在实践中不断改进、完善和提高。

  通过调查还发现，目前国内脱硫设备业正处于市场整合阶段，市场竞争和科技竞争的结果，将改变目前的产业格局，改变产业发展基础相对薄弱，产品和技术与国际先进水平存在较大的差距，企业规模小、生产力过于分散的不利发展的局面，并增强这一领域的科技创新能力，提升整体技术水平。众多小企业被迫纷纷退市，拥有较强的经济实力和投资能力，拥有较强的研发能力和引进消化吸收能力及产业化能力的企业逐步赢得市场，获得快速发展就是证明。

2、几种主要的燃煤电厂燃料燃烧后烟气脱硫技术

    控制燃煤电厂污染大气途经有三种，即燃烧前控制、燃烧中控制和燃烧后控制。 近年来，国内外燃煤电厂脱硫技术取得较大发展，下面我们针对燃烧后的烟气脱硫控制技术进行讨论。

    燃烧后脱硫技术是指对燃烧装置排出的烟气脱去二氧化硫的技术。这类方法很多，国际上一些发达国家积极开展烟气脱硫新技术，该技术脱硫率高，运行可靠，便于工业化。随着技术发展，脱硫装置的费用不断降低，工艺日益完善，占地减少，成为先进、高效、低价的脱硫技术，故烟气脱硫技术被广泛应用。

2.1石灰石-石膏法

  该技术成熟，脱硫效率高，在发电领域得到广泛应用。其脱硫剂为石灰石浆液，反应器为吸收塔，脱硫效率一般在95%以上，副产物为CaSO3（强制氧化后可生成石膏）。该法原料价格便宜，系统运行稳定，装备容易制造，脱硫效率高。

其缺点如下：二次污染较为严重，会产生“烟囱雨”现象；运行费用较高；一次性投资大，须增设水处理设施，系统庞大复杂，占地面积大，不太适合预留场地不足的钢铁企业；工艺扩展性有限，对烧结工况的适应性相对较差，无法有效脱除SO2以外的有毒有害物质；日常检修维护量大，设备易结垢、磨损、腐蚀，且副产物综合利用价值有限；且对环境有影响，不易在人口稠密地区建设。

2.2气喷旋冲石灰石-石膏法

   该方法是一种改良型石灰石-石膏法脱硫效率达95%以上。但传统石灰石-石膏脱硫的弊端仍未得到全面根除。

2.3氨-硫铵法

   氨法脱硫技术成熟，脱硫效率达90%以上；脱硫剂为5%氨水，反应器为喷淋塔，副产物为硫酸铵。其缺点为：投资高；运行成本较高；副产物品质有待进一步提高；工艺扩展性相对有限；消耗大量NH3，逃逸严重，外排烟囱冒酸雨，造成环境污染；耗新水多，设备腐蚀严重。 且形成大面积污染源，导致江河湖海水体的营养富化，促进了蓝藻的形成；氮肥在土壤中也会变成氧化亚氮，破坏大气层臭氧层。

2.4MgO法

   该方法脱硫效率高，不结垢，脱硫剂为MgO水化制成的Mg(OH)2浆液，脱硫副产物为MgSO3和少量MgSO4，综合利用率低，如进行回收，则投资大；废水难以处理；设备腐蚀严重，但腐蚀情况好于石膏法；会产生烟囱雨。

2.5离子液循环法

   该方法是攀钢首家进行工业化应用的烧结烟气脱硫技术。其脱硫剂为离子液，反应器为脱硫塔，脱硫效率可达60%以上。但设备腐蚀和运行其缺点为：费用高；占地面积较大，投资高；运营成本较高；且系统要求烟气含尘量低于50mg/m3，须先进行精除尘。

2.6有机胺法

   该法由烟气系统、冷却与洗涤系统、SO2吸收与解吸系统、制酸系统及循环水系统等组成，脱硫剂为有机胺，反应器为洗涤吸收塔，副产物为98%的浓硫酸，脱硫效率可达95%以上。

其缺点为：系统复杂、庞大，一次性投资相对较高，运营成本较高；能耗高，设备腐蚀严重。且该方法对脱硫前烟气含尘量要求高，脱硫剂价格昂贵。目前的实际脱硫效率低于60%。

2.7双碱法之浓碱法

2.8海水脱硫法

 3、工艺流程——石灰石—石膏湿法

烟气脱硫技术还有喷雾干燥烟气脱硫技术，国外已有很多应用实例。在众多的FGD工艺中，石灰石石膏湿法脱硫工艺成为烟气脱硫技术的主流，具有发展历史长、技术成熟、运行经验丰富、石灰石来源丰富、石膏可综合利用商业化程度高、脱硫效率高、单塔处理烟气量大等优点。到目前为止，我国已经投运和在建的火电厂烟气脱硫装置，尤其是300MW上的火电机组配套安装的脱硫装置大多采用石灰石湿法烟气脱硫。

    石灰石——石膏湿法烟气脱硫技术是已经开发和推广的烟气脱硫技术中的主流技术，占国内外安装烟气脱硫装置总容量的85%以上。特点是商业应用时间长，工艺技术成熟，配套设备完善，工作稳定，操作简单，脱硫效率可达到95%以上，可靠性高达95%以上。吸收剂为石灰石粉，资源丰富，价格低廉，使用安全；副产品为脱硫石膏，可用作水泥添加剂、农业土壤调节剂，或进一步清洗、均化、除杂后，生产建筑用石膏板等。

2.1工艺流程

石灰石——石膏湿法烟气脱硫装置主要由烟气系统、石灰石浆液制备系统、烟气吸收及氧化系统、石膏脱水系统、烟气排放连续监测系统（CEMS）以及自动控制系统和公用工程系统等组成。

    石灰(石灰石)-石膏法湿式脱硫除尘工艺见工艺流程图。从锅炉排出的含尘烟气经烟道进入烟气换热器，与从吸收塔排出的低温烟气换热降温后进入吸收塔，经过均流孔板上行，与多层雾化喷淋下来的洗涤液进行充分混合，传质换热，烟气降温的同时，二氧化硫被吸收液洗涤吸收。含有细液滴水气的烟气经过水幕式喷淋洗涤液时，烟气中的细小液滴被较大液滴吸收分离，再经过上部多层脱水除雾装置进一步除雾后经管道排出吸收塔外，进入烟气换热器，与进口高温烟气换热升温后经引风机进入烟囱高空排放。洗涤液吸收烟气中的二氧化硫后落入吸收塔下部的氧化池，二氧化硫与石灰反应生成亚硫酸钙，被均布在池底的氧化装置送入的空气进一步氧化成稳定的硫酸钙。氧化池中部分混合溶液被抽吸送入一级水力旋流器，经旋流浓缩后送入真空带式压滤机，进一步滤出水分，制成工业石膏（CaSO4·2H2O）。氧化池中低PH值的混合液部分被送入洗涤吸收塔底池，与新投入的脱硫液充分混合，经水泵输送到喷淋层，吸收烟气中的二氧化硫，进行下一个循环。一级水力旋流器的上清液和真空带式压滤机的下清液均进入循环池，部分被送入二级水力旋流器，部分被送入脱硫液制备搅拌罐。二级水力旋流器少部分上清液外排。
　　脱硫剂（石灰或石灰石粉剂）由汽车送入脱硫剂贮仓中，使用时由计量装置通过螺旋混料机送入脱硫剂熟化装置中，按比例制成一定浓度的石灰乳液，自流进入脱硫剂贮液箱中。

其工艺原理为：

  石灰石——石膏湿法烟气脱硫系统中主要的化学反应包括：

    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

　　6） CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH 控制

　总的反应方程式为：

SO₂(g)+ CaCO₃（s）+2H₂O(l)+1/2O₂（g）→CaSO₄·2H₂O(s)+CO₂(g)

  同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。

  吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH

  值在5.5—6.2之间。

烟气中硫化物的吸收包括物理吸收和化学吸收。物理吸收指吸收

  过程不发生显著的化学反应，单纯是被吸收气体溶解于液体的过

  程，如用水吸收SO2。物理吸收的特点是，随着温度的升高，被吸

  气体的吸收量减少。 因而在工程设计上要求被净化气体的气相分

  压大于气液平衡时该气体的分压。物理吸收速率较低，在现代烟气

  中很少单独采用物理吸收法。化学吸收法指被吸收的气体组分与吸

  收液的组分发生化学反应，例如应用碱液吸收SO2。应用固体吸收

  剂与被吸收组分发生化学反应，而将其从烟气中分离出来的过程，

  也属于化学吸收，例如炉内喷钙（CaO）烟气脱硫也是化学吸收。

  显然，化学吸收速率比物理吸收速率大得多。若单独应用物理吸收，

  因其净化效率很低，难以达到SO2的排放标准。因此，烟气脱硫技

  术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫，技术上比

  较成熟，操作经验比较丰富，实用性强，已成为应用最多、最普遍

  的烟气脱硫技术。  　　

4、脱硫系统的主要设备及技术性能参数

4.1.烟气系统

烟气系统由进口烟气挡板门、旁路烟气挡板门、钢制烟道、脱硫增压风机等组成。原烟气经烟道、烟气进口挡板门进入增压风机，经增压风机升压后进入吸收塔。增压风机为烟气提供压头，使烟气能克服吸收塔入口至吸收塔出口之间的阻力。通过切换旁路烟气挡板和进口烟气挡板的开关，实现脱硫装置运行和脱硫装置旁路运行，保证在任何工况条件下均不影响燃烧设备的安全运行。

4.2.石灰石浆液制备系统

石灰石浆液制备系统主要由石灰石粉仓、振动料斗、石灰石粉称重设备、螺旋给料机、浆液制备机、浆液输出泵组成。

石灰石粉由振动料斗从贮仓中排入称重斗计量后，由螺旋给料机输送给浆液制备机，按比例加水搅拌均匀后，用浆液泵输送到中储池。石灰石浆液制备系统间歇运行，根据中储池液位高度确定制备系统的投入。

4.3.烟气吸收及氧化系统

烟气吸收及氧化系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、浆液循环泵、氧化风机和除雾器等设备。吸收塔为逆流喷淋式，塔体为钢结构圆柱体，内衬不锈钢薄板。按功能划分，自下而上依次为底部循环池、喷淋洗涤区、除雾区。在底部循环池中布置有氧化空气分布系统，氧化空气由塔外的罗茨风机提供，其主要作用是将池中的亚硫酸钙就地氧化成石膏。底部循环池外安装离心浆液循环泵，向喷淋区的喷嘴连续输送浆液。喷淋区设置三层喷嘴，每台泵对应一层喷嘴。除雾区布置两级除雾器，可以分离烟气中绝大多数浆液雾滴。每级除雾器都安装了喷淋水管，通过控制程序进行脉冲冲洗，用以去除除雾器表面上的结垢和补充因烟气饱和而带走的水分，以维持吸收塔内要求的液位。

4.4．石膏脱水系统

石膏脱水系统主要包括石膏排出泵、石膏旋流器、真空皮带脱水机、废水旋流器、石膏旋流器溢流池、废水旋流器底流池、废水沉淀池等。

循环池底部的浆液通过石膏排出泵送至石膏旋流器进行脱水，使石膏旋流器底流石膏固体含量达到50%左右，底流直接送真空皮带脱水机进一步脱水至含水率达10%左右后，落入石膏贮存间。石膏旋流器溢流进入石膏旋流器溢流池，由离心泵送至废水旋流器再脱水，废水旋流器底流进入废水旋流器底流池，由泵送回吸收塔。废水旋流器溢流流入废水沉淀池，沉淀后排入废水管网。

4.5. 公用工程系统

公用工程系统包括工艺水系统、低压配电系统及压缩空气系统。

工艺水系统设有工艺水箱，配2台工艺水泵，主要用于制浆加水，同时也用作清洗除雾器、输送管道的冲洗水。

低压配电系统向脱硫系统提供380/220V动力和照明合一的中性点直接接地电源。

压缩空气系统设置仪用空气储气罐，仪表气送到脱硫装置内的各个气动阀，并用作烟气测量装置和分析装置的冲洗气。

4.6.烟气排放连续监测系统（CEMS）

烟气排放连续监测系统用于实时测量脱硫装置烟气参数，为调整脱硫装置运行参数提供数据，确保脱硫装置正常运行，并为脱硫装置性能考核提供数据，其检测点分别设在烟气脱硫装置进口和出口，其中进口检测项目至少包括烟尘、SO₂、O₂、流量、温度、压力，出口检测项目为SO₂、O₂，并与烟气脱硫装置的控制系统连网。

烟气连续排放监测系统包括烟尘监测子系统；SO₂、O₂监测子系统；烟气排放参数（压力、流量、温度）监测子系统；系统控制和数据采集处理子系统及远程监测子系统。其中SO₂、O₂监测子系统包括取样、过滤、压力调节、温度调节、流量调节、有害或干扰成分处理等主体部分以及旁路系统、多点转换、管线吹扫、气体混合，化学反应或转化、管线伴热、排气、排液等辅助部分。

4.7.自动控制系统

烟气脱硫装置采用分散控制系统。在装置正常运行工况下，对脱硫装置的运行参数和设备的运行状态进行实时监控，并能自动维持SO₂等污染物的排放浓度在正常范围内，以达到设计的脱硫效率等主要技术指标；能完成整套系统的启动和停止控制；在出现事故的情况下，能自动进行系统的联锁保护，停止相应的设备甚至整套脱硫装置的运行。

 主要技术性能参数有:

5.工艺过程优劣分析       

石灰石石膏湿法脱硫工艺作为目前国内比较成熟的技术，具有以下优点：

 1）技术成熟、可靠，国外应用广泛，国内也有运行经验。

2）脱硫效率高>=95%，有利于地区和电厂实行总量控制。

3）适用于大容量机组。

4）吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得。

 5）系统运行稳定、煤种和机组负荷变化适应性广。

 6）脱硫副产品石膏可以综合利用，经济效益显著。

 7）高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准   计烟气流速达到4.0 m/s

8）最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了SO2去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。

 9）吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。

 10）单塔处理烟气量大，SO2脱除量大。

 11）设备布置紧凑减少了场地需求。

   石灰石石膏湿法脱硫工艺优点明显，但同样也缺点突出：

 1）系统复杂、运行维护工作量大。

 2）水消耗较大，存在废水处理问题。

 3）系统投资较大、运行维护费用高、装置占地面积也相对较大。

6、湿法烟气脱硫技术的应用

　　（1）湿法烟气脱硫在燃煤发电厂及中小型燃煤锅炉上获得广泛的应用，成为当今世界上燃煤发电厂采用的脱硫主导工艺技术。这是由于湿法烟气脱硫效率高、设备小、易控制、占地面积小以及适用于高中低硫煤等。

　　目前，在国内外燃煤发电厂中，湿法烟气硫占总烟气脱硫的85%左右，并有逐年增加的趋势。在我国中小型燃煤锅炉中，湿法烟气脱硫占98%以上，接近100%。

　　（2）在国内外燃煤发电厂中，湿法烟气脱硫中，石灰石/石灰——石膏法、石灰石/石灰抛弃法烟气脱硫，占烟气脱硫总量的83%左右，其中石灰石/石灰——石膏法占45%以上，并有逐年增加的趋势，而石灰石/石灰-石膏抛弃法呈逐年下降的趋势。

　　这是由于石灰石/石灰——石膏法副产建筑材料石膏，对环境不造成二次污染所致。在我国中小型燃煤锅炉上，石灰抛弃法烟气脱硫占主导地位，SO2一般不回收，多以硫酸盐或亚硫酸盐抛弃。

　　（3）湿法石灰石/石灰——石膏烟气脱硫中，由于石灰石来源丰富，价格比石灰低得多，多年来形成了湿法石灰石——石膏烟气脱硫技术，并在国内外燃煤发电厂中获得广泛的应用，其应用量有逐年增加的趋势。

　　（4）湿法石灰石/石灰工艺可适用于高中低硫煤种。

　　（5）湿法烟气脱硫技术，尤其是石灰石/石灰烟气脱硫技术，除在燃煤发电厂获得广泛应用外，在硫酸工业、钢铁工业、有色冶金工业、石油化工以及燃煤工业窑炉等烟气脱硫中也获得广泛的应用。

　　（6）美国烟气脱硫工程的基本建设投资费用，占电厂总投资的10~20%。我国珞璜电厂已运行的2台36万KW机组，湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫总投资为2.26亿元，占电厂同期总投资的11.15%，年运行费用为8319万元，脱除每吨SO2的费用为945元。

　　可见，削减SO2的排放量，防治大气SO2污染，需要投入大量的资金和人力。因此，实施严格的排放标准，必须以高额的环保投资为代价。

五、问题讨论与解决方法

　1、湿法烟气脱硫存在的问题及解决

　湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀、结垢及堵塞、腐蚀及磨损等等棘手的问题。这些问题如解决的不好，便会造成二次污染、运转效率低下或不能运行等。

  1.1、富液的处理

　　用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及地区环境法规的要求，还必须对洗后 SO2的富液（含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液）进行合理的处理，既要不浪费资源，又要不造成二次污染。 

　　对于湿法烟气脱硫技术，一般应控制氯离子含量小于2000mg/L。脱硫废液呈酸性（PH4~6）,悬浮物质量分数为9000~12700mg/L，一般含汞、铅、镍、锌等重金属以及砷 、氟等非金属污染物。

　　典型废水处理方法为：先在废水中加入石灰乳，将PH值调至6~7，去除氟化物（产品CaF2沉淀）和部分重金属；然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂，将PH升至8~9，使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。 　

   1.2、烟气的预处理

　　含有SO2的烟气，一般都含有一定量的烟尘。在吸收SO2之前，若能专门设置高效除尘器，如电除尘器和湿法除尘器等，除去烟尘。然而，这样可能造成工艺过程复杂，设备投资和运行费用过高，在经济上是不太经济的。若能在SO2吸收时，考虑在净化SO2的过程中同时除去烟尘，那是比较经济的，是较为理想的，即除尘脱硫一机多用或除尘脱硫一体化。 

　　近年来，我国研究及开发的燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫技术，多为脱硫除尘一体化，有的在脱硫塔下端增设旋风除尘器，有的在同一设备中既除尘又脱硫。

　　

   1.3、烟气的预冷却

　　大多数含硫烟气的温度为120~185℃或更高，而吸收操作则要求在较低的温度下（60℃左右）进行。低温有利于吸收，高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。

　　通常，将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有：应用热交换器间接冷却；应用直接增湿（直接喷淋水）冷却；用预洗涤塔除尘增湿降温，这些都是较好的方法，也是目前使用较广泛的方法。

　　通常，国外湿法烟气脱硫的效率较高，其原因之一就是对高温烟气进行增湿降温。

   1.4、结垢和堵塞

　　在湿法烟气脱硫中，设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞，已成为一些吸收设备能否正常长期运行的关键问题。

　　为此，首先要弄清楚结构的机理，影响结构和造成堵塞的因素，然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。

　　一些常见的防止结垢和堵塞的方法有：在工艺操作上，控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量；控制溶液的PH值；控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和；保持溶液有一定的晶种；严格除尘，控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量，设备结构要作特殊设计，或选用不易结垢和堵塞的吸收设备，例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞；选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备。

　　脱硫系统的结构和堵塞，可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4（石膏），并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中，控制措施为强制氧化和抑制氧化。

　　强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气，几乎将全部CaSO3氧化成CaSO4，并保持足够的浆液含固量（大于12%），以提高石膏结晶所需要的晶种。此时，石膏晶体的生长占优势，可有效控制结垢。

　　抑制氧化系统采用氧化抑制剂，如单质硫，乙二胺四乙酸（EDTA）及其混合物。添加单质硫可产生硫代硫酸根离子，与亚硫酸根自由基反应，从而干扰氧化反应。EDTA则通过与过渡金属生成螯合物和亚硫酸根反应而抑制氧化反应。

　　

1.5、腐蚀及磨损

腐蚀：

煤炭燃烧时除生成SO2以外，还生成少量的SO3，烟气中SO3的浓度为10~40ppm。由于烟气中含有水（4%~12%），生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时，硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上，或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。解决方法主要有：采用耐腐蚀材料制作吸收塔，如采用不锈钢、环氧玻璃钢、硬聚氯乙烯、陶瓷等制作吸收塔及有关设备；设备内壁涂敷防腐材料，如涂敷水玻璃等；设备内衬橡胶等。

磨损：

含有烟尘的烟气高速穿过设备及管道，在吸收塔内同吸收液湍流搅动接触，设备磨损相当严重。解决的主要方法有：采用合理的工艺过程设计，如烟气进入吸收塔前要进行高效除尘，以减少高速流动烟尘对设备的磨损；采用耐磨材料制作吸收塔及其有关设备，以及设备内 壁内衬或涂敷耐磨损材料。　　

1.6、除雾

　　湿法吸收塔在运行过程中，易产生粒径为10~60m的“雾”。“雾”不仅含有水分，它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等，如不妥善解决，任何进入烟囱的“雾”，实际就是把SO2排放到大气中，同时也造成引风机的严重腐蚀。

　　因此，工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。

　　目前，我国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器，这不仅造成SO2的二次污染，对引风机的腐蚀也相当严重。

　　脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部（垂直布置）或塔出口的弯道后的平直烟道上（述评布置）。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则含沾污和腐蚀热交换器、烟道和风机。

　1.7、　净化后气体再加热

　　在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中，烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温，烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后，在一定的气象条件下将会产生“白烟”。

　　由于烟气温度低，使烟气的抬升作用降低。特别是在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下，“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污染源周边的地面，容易出现高浓度的SO2污染。

　　为此，需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热，提高净化气体的温度。被净化的气体，通常被加热到105~130℃。为此，要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气或轻柴油，产生1000~1100℃的高温燃烧气体，再与净化后的气体混对。

　　这里应当指出，不管采用何种方法对净化气体进行二次加热，在将净化气体的温度加热到105~130℃的同时，都不能降低烟气的净化效率，其中包括除尘效率和脱硫效率。

　　为此，对净化气体二次加热的方法，应权衡得失后进行选择。

　　

 2、运行中的节能与防腐

2.1、运行中的节能

   2.1.1优化运行方式

     (1)吸收塔浆液循环泵是脱硫系统耗电功率巨大的6kV设备之一，可以通过尽量减少浆液循环泵的投运时间和投运台数来实现节约厂用电。在满负荷的状态下才全部投运3台浆液循环泵。在正常运行过程中，也可以视系统负荷的实际情况，相应减少浆液循环泵的投运台数。通过加强脱硫运行管理.在确保脱硫设施投运率不低于95%,综合投运率不低于90%、脱硫效率不低于95%, SO2排址不超过200mg/m，的前提下，使脱硫系统在最佳经济工况下稳定运行。

     (2)由于净 烟气的复杂性，GGH经常出现堵灰或较为严重的结垢现象。结垢会引起能耗增加，如果结垢严重可能造成增压风机喘振。GGH结垢后、烟气通流面积减小，阻力增大。换热面结垢后表面粗糙度增大，也使阻力增大。因此在FGD系统加装GGH装置，GG H的设计本身应布丑有合理的冲洗装置，从而解决大部分的堵灰、结垢问题。在一般情况下，采用过热蒸汽吹扫或压缩空气进行吹扫，能消除一般情况下所形成的GGH堵灰。GGH还要设计在异常情况下形成严重堵灰时的清理方式— 高压水冲洗装置或乙炔弱爆炸吹扫。通过严格控制GGH的差压来达到节能效益。

     (3)控制好石灰石的品质。石灰石进料品质差会造成石膏含水超标。浆液中存在很多不溶的杂质，必然使石音纯度降低，正常杂质应控制在5%以下。同时在发现球磨机电流有下降趋势时及时检查或加装钢球，利于节能。在制备石灰石浆液时.如果投运1台湿磨机系统即可满足供浆要求，就要避免2台湿磨机同时运行;而且在制浆过程中，湿磨机应该尽可能地带满负荷运行，保证最高制浆效率，等到石灰石浆液箱达到最高液位时，就把湿磨机停下来备用。

     (4)物料平衡控制应恰到好处。在保证脱硫率的前提下，严格控制吸收塔液位和石膏浆液的pH值，优化脱硫运行方式，减少石灰石耗量，降低运行成本;维持合理的石灰石浆液密度。减少供浆管道系统的磨损，从而降低维护费用。

     调整吸收塔pH值在5.0-5.5之间，pH值过高时，部分CaCQ 未经反应直接排到石膏浆液中，造成石灰石浪费。控制石膏排放浓度在1110^-1080kg/m3之间，如果浓度过低容易把石灰石排到石膏中;浓度过高将增大浆液循环泵和扰动泵等设备的负荷。因而通过保证石灰石的充分反应和吸收塔循环泵的稳定运行来降低石灰石的消耗量及吸收塔循环泵的耗电量。

      5)在正常运行过程中尽址保持事故浆液箱的液位在零位，从而减少事故浆液扰动泵的运行时间，降低厂用电。其次是在系统停运之前，各个箱、罐、排水坑里的滤液水全部打到吸收塔充分利用，在停运后再由吸收塔排到事故浆液箱储存备用，然后把吸收塔和各箱、罐冲洗干净。剩余的石灰石浆液和滤液水得到充分利用，避免浪费;吸收塔和各箱、罐冲洗干净得到了保养;避免了吸收塔和各箱、罐、排水坑因储存有浆液或滤液水，使氧化风机和扰动泵长期运行，浪费厂用电。

2.1.2消除设备缺陷.降低设备运行损耗

      (1)事故浆液箱在脱硫系统中期停运和大修长期停运过程中起到储存检修吸收塔和地坑浆液的作用。如果事故浆液箱或事故浆液扰动泵不能正常使用，将造成吸收塔和各个箱、罐内的石灰石浆液及滤液水不能顺利排放、储存，使吸收塔和各箱、罐内的液位不能降低致使氧化风机和扰动泵长期运行以及石灰石浆液、滤液水被氧化不能充分回收再利用，既增加了石灰石的消耗，又造成厂用电的浪费

      (2)湿磨机浆液循环箱再循环泵出力不足及相关管道和旋流站存在堵塞问题.降低了湿磨机的出力。此时，可以通过加强对浆液循环箱再循环泵的检修力度，提高泵的出力并及时清除管道和旋流站的堵塞，满足2个石灰石浆液旋流子正常运行的需要，来提高湿磨机的制浆效率。各排水坑泵由于设计以及输送介质浓度大等原因.经常使叶轮卡死或者人口管道堵塞.致使各排水坑中的浆液得不到正常排放，排水坑经常因为液位超高而溢流.既浪费浆液又影响了环境。

     (3)烟气流量，原烟气和净烟气CO2浓度 ，石膏浆液浓度、pH值以及各台浆液泵的出口压力等参数经常发生故障.防碍运行人员正常运行操作，从而影响脱硫系统的高效、经济运行。

2.2、设备防腐

2.2.1金属材料腐蚀机理

    1 一般腐蚀

    一般腐蚀是金属表面的均匀腐蚀，其腐蚀速度一般以mm/a来表示，它是危害性最小的一种腐蚀类型。一般腐蚀反应可分为阳极反应和阴极反应，它们同时不连续发生在金属表面上。

    22 点蚀

    发生点蚀时，腐蚀局限于有限的面积之内，其被腐蚀面积与总表面积相比较小，金属表面出现深浅不一、大小不一的蚀坑。金属表面的不均匀处、氧化保护膜的断裂处容易出现点蚀。此外，金属表面局部卤化物浓度过高也是造成点蚀的主要原因之一。

   3缝隙腐蚀

    缝隙腐蚀主要发生在沉积物下面、螺栓、垫片和内部金属构件的金属接触点的不流动区。产生缝隙腐蚀有以下几个阶段：氧气贫化，产生带正电的金属离子；带负电的卤化物阴极进入缝隙与带正电的金属离子化合；水解后使局部呈强酸性。法兰接合处的毛细作用或渗漏是产生缝隙腐蚀的常见途径之一。

   4其他

  另外，晶间腐蚀，电化腐蚀，物理机械腐蚀也占了金属腐蚀的一部分。

    2.2.2 非金属材料的腐蚀机理

    非金属材料腐蚀的腐蚀分为化学腐蚀和物理腐蚀。

   1 化学腐蚀

    化学腐蚀是一种由局部原电池生成的电化学反应过程，非金属材料就是利用非金属的绝缘性达到增加电池内阻的目的。材料对离子或电解质的渗透阻力越大，其电阻就越大，其耐蚀性能也就越好。在正确的腐蚀选材、设计的前提下，非金属材料的化学腐蚀是一个较缓慢的过程。

   2 物理腐蚀

    物理腐蚀的破坏是较迅速的过程，是造成非金属材料失效的主要原因。物理腐蚀破坏主要表现为溶胀、鼓泡、分层、剥离、脱粘、龟裂、开裂等。腐蚀环境对材料施加的各种破坏力、材料的内聚强度、材料的基体界面的粘接强度，防腐施工时的工艺及环境影响等这些因素的共同作用是导致物理腐蚀破坏的主要因素。

    残余应力、热应力、交变应力加速了非金属材料的腐蚀进程；由于GGH（蓄热式换热器）故障或循环液系统故障，导致塔内烟温升高，其防腐材料的许用应力随温度升高而急剧降低。

3．脱硫装置腐蚀环境分析　　

    3.1二氧化硫的作用

    在脱硫过程中烟气中的二氧化硫首先被吸收并生成亚硫酸或硫酸，最终生成亚硫酸盐或硫酸盐。亚硫酸根及硫酸根离子具有很强的化学活性，对钢制设备具有很强的腐蚀能力，对防腐衬里亦具有很强的扩散渗透破坏能力。在无GGH的脱硫净烟道中，烟道冷凝酸液的PH可达到2左右。

    3.2 吸收液的PH值的作用

    从二氧化硫的吸收来讲，高的pH值有利于二氧化硫的吸收，pH值＝6时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时，亚硫酸钙的氧化和石灰石的溶解受到严重抑制，产品中出现大量难以脱水的亚硫酸钙，石灰石颗粒，石灰石的利用率下降，运行成本提高，石膏综合利用难以实现，并且易发生结垢，堵塞现象。而低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，按一定比例鼓入空气，亚硫酸钙几乎可以全部得到就地氧化，石灰石的利用率也有提高，原料成本降低，石膏的品质得到保证。但低的pH值使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH＝4时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。运行中一般控制在pH＝4.5—5.8之间，具体详细范围可根据实际情况在调试优化后得出。

    3.3 Cl-的作用

    湿法脱硫系统中，SO2、H2SO4、H2SO3、HCl很快反应，最终生成CaCl2、CaSO4。CaSO4溶解度非常小，废液中的SO42-浓度不大于1000mg/L，但CaCl2溶解度非常大，所以浆液和废水中的Cl－浓度可以很高。而湿法脱硫系统为闭路循环系统，具有Cl－富集现象。

    Cl－在脱硫系统中是引起金属腐蚀的重要原因，当Cl－含量超过20000ppm时，不锈钢已不能正常使用，需要用丁基橡胶，玻璃鳞片做内衬。当Cl－浓度超过60000 ppm时，则需更换昂贵的防腐材料（C276,C22合金等）。Cl－的腐蚀作用机理目前还有争议。一部分研究人员认为是金属卤化物的腐蚀产物分解为不可溶的氢氧化物和游离酸，可以使蚀坑内的pH＝1造成的；另有一部分研究人员则认为，卤化物造成点蚀的原因可能是由于Cl－具有易极化的性质所致，卤化物阴离子容易在氧化膜表面吸附，形成表面化合物，由于这种化合物的晶格缺陷较多，具有较大的溶解度，容易导致氧化膜破裂。此外，吸附于电极表面的阴离子具有排斥电子的能力，也促进金属的离子化进程。

    另外，氯离子还能抑制吸收塔内的化学反应，改变pH值，降低SO42－去除率，增加石灰石等吸收剂的消耗；氯化物又抑制吸收剂的溶解，由于抑制了石灰石的溶解，使石膏中的石灰石含量增加，可能使副产品石膏中石灰石含量超过商业应用的要求。Cl-－含量过高还会增加石膏脱水的难度，使其含水量大于10％。Cl-－含量还会直接增加石膏中Cl-－的含量超标使石膏板不能成型或无法作为水泥缓凝剂，综合利用困难。

    3.4固体物料作用

    在湿法烟气脱硫中，除原烟气中含有少量的尘粒外（一般＜200mg/Nm3＝，在脱硫剂石灰石或石灰石浆液中也含有固体颗粒，当氧化池内的浆液由循环泵从喷淋层雾化喷出时，会冲刷喷淋层附近的衬里表面，有时也会导致衬里磨蚀（与喷淋层喷嘴的设计选型、喷嘴压力、喷嘴角度及喷淋层附近所采用的防腐材料有关）。

  4．防腐蚀对策

    4.1设计时选择合理的防腐材料：

    选择合理的FGD(脱硫设备)烟气入口温度，并选择与之相配套的防腐内衬，选择与入口烟温，塔内设计温度不相匹配的内衬材料是致命的错误。一般设计FGD能承受原烟气长期160℃短时20min180℃左右的高温烟气工况；吸收塔防腐材料国内目前一般多选择内衬玻璃鳞片2-4mm或内衬丁基橡胶4-8mm，吸收塔入口烟道可选择内衬2mm厚的镍基合金C276材料至少5米区域；塔内螺栓等采用合金1.4529或相当材料；搅拌叶片材质一般可选双相不锈钢（SA2507或相当材料）或合金1.4529，搅拌器轴材质可选为合金1.4529；脱硫区箱体搅拌器采用顶进式搅拌器，材质选碳钢衬胶；低温烟道或接触低温烟气的设备一般多做内衬玻璃鳞片或内衬丁基橡胶防腐及采用FRP，对于GGH低温区可选用搪瓷或玻璃鳞片、内衬合适的合金等，对于高温区的防腐可采用高温玻璃鳞片或内衬合适的合金等防腐材料，所有接触腐蚀液的管道多采用内衬橡胶或用FRP管道等。脱硫系统cl-防腐设计按40000pp考虑。

    4.2严把防腐内衬的施工质量：

    4.2.1原材料进场验收。原材料的品种、质量和有效使用期是进场验收的重点。胶板验收项目包括品种、厚度、硬度、电火花(检查孔洞)检测和外观。玻璃鳞片及胶板原材料储存温度要求在10-20℃，相对湿度控制在75％以下。

    4.2.2预处理工序质量控制。防腐施工中的预处理主要是基体补焊打磨、喷砂和衬胶施工中的胶板打磨。衬胶和玻璃鳞片施工要求喷砂后的基体表面洁净度要达到SA2.5级，粗糙度Ra≥75um。喷砂质量以喷砂质量标准样板为依据，对各部位的喷砂表面进行检验。同时严格监控喷砂压缩空气质量和砂的质量，严禁压缩空气存在油污和水汽。喷吹介质可采用铁矿砂或铜矿砂，不得采用河沙作为喷砂砂料。压缩空气为0.6---0.8MP为宜，要注意早上10点以前气温上升过程中铁板的温度比气温低；黄昏时气温的急剧下降，打光合格的金属面必须当天马上涂上底涂防锈；吸收塔打磨处理后的焊缝采用着色检查，其他如烟道采用渗油试验。发现缺陷（气孔及深度在0.5mm以上的咬边、凹坑等，）应及时补焊并打磨合格后方可进行喷砂施工。要提前留好有关的采样孔及压力等测孔并提前焊好发兰。

4.2.3施工环境条件控制：衬胶及玻璃鳞片施工现场要求温度最佳控制范围为l5～30℃，相对湿度控制在75％以下。低于作业环境空气露点及在雨天或过高的相对湿度下施工，胶板及玻璃鳞片在短期内极易脱落。

    4.2.4施工过程控制要点:

    a）配料。包括：衬胶底涂、粘接剂、玻璃鳞片底涂、玻璃鳞片树脂、玻璃钢环氧树脂、环氧漆、耐酸胶泥和衬砖胶泥等防腐材料，在施工过程中要现场配制。配料过程主要监检配比准确性和活化期。

    b）工序衔接。防腐施工要在喷砂后24h内刷第一遍与第二遍底涂，底涂与第一遍粘接剂，两遍粘接剂之间，第二遍粘接剂与贴胶板，每道玻璃鳞片涂层之间都有最短和最长的间隔时间要求。施工时要根据工艺文件对该工序的时间间隔严格地监督检查，确保工序衔接符合工艺要求。

    c）衬胶搭接。基本原则搭接方向要与介质流动方向保持一致，防止介质冲刷胶板搭接缝。施工人员须根据设备内各部位介质流向，确定胶板搭接形式。施工中应对胶板搭接部位进行严格检查，保证正确的接缝方向。

    d）衬胶。吸收塔和各种箱罐衬胶质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度、硬度、电火花(100％检测3kV/mm下不漏电；最高电压不超过15kV)、外观验收检查在制品上进行，剥离强度(规定值≥6N/mm)检测在产品试板上进行。拉伸强度≥6Mpa。外观检查要求：搭接缝方向正确，无十字接缝，各部位所衬胶板品种符合规定，未见气泡、鼓包、大的裂缝等严重缺陷。

    e）玻璃鳞片树脂衬里涂层。质量验收项目包括：厚度、硬度、电火花、外观和粘接强度。其中厚度要求：检查前根据测厚仪标准板校验测厚仪，测定鳞片衬里厚度，使用测厚仪每4m2检测2~3处。外观要求：鳞片衬里面100％电火花检测(4kV/mm电压下不漏电, 最高电压不超过15kV)在制品上进行，检测时避免电压过高或在一处停滞时间过长，电压必须稳定，使用检测仪扫描所有衬里面(扫描速度为300~500 mm/s)。确认有无缺陷。在产品试板上检验硬度(巴氏硬度，规定值为40)和粘接强度≥6Mpa。

    4.2.5吸收塔现场制作过程中保证焊口满焊，焊缝光滑平整无缺陷，内支撑件及框架不能用角钢、槽钢、工字钢，应用圆钢、方钢为主，外接管不能用焊接，要用法兰连接。严禁在已衬胶或已涂玻璃鳞片的设备上进行任何焊接工作。

4.3脱硫系统运行中合理控制浆液的pH值。控制pH=4-6之间；加强对浆液的定期取样分析检测，重点是Cl－的检测，尤其在pH值降低之后，监控Cl－的浓度不要超过设计范围；加强脱硫废水排放，尽量将酸不溶物通过废水处理系统排放出脱硫系统，防止系统中CL-的富集，一般将CL-控制在15000PPM以内（防腐设计按CL-最大为40000PPM）。

  六、前景展望

   近年来国内湿法脱硫工艺的发展趋势如下：

    (1)取消GGH的湿法脱硫工艺：典型工艺脱硫后烟气经GGH升温后，烟气温度一般也在85℃左右，由于湿法脱硫不能有效去除SO3，烟气中含有少量SO3就使烟气酸露点大为提高（一般为130℃左右），故采用GGH后虽排烟温度有所提高，烟气抬升高度有所升高，但温度仍在酸露点以下，净烟道及烟囱腐蚀依然存在，未达到采用GGH的根本目的，此外采用GGH后，在运行中常出现GGH压差高、堵塞的情况，使FGD被迫退出运行，影响FGD正常的投用率。目前大多新建大型火电机组的FGD系统多结合周边环境污染本底值及厂址具体位置，并经环评批复许可后采用取消GGH的湿法脱硫工艺。取消GGH后，烟囱出口温度只有50℃左右，一般烟囱高度要在200米以上，以利于抬升烟气排放高度，此外从除雾器出口到烟囱出口都要加强防腐，一般除雾器出口到FGD出口挡板多用玻璃鳞片防腐，旁路烟道多采用耐180℃的高温玻璃鳞片防腐，烟囱采用钢内筒内衬汰钢板防腐混凝土外筒的结构形式，多套脱硫可采用多钢内筒防腐保温混凝土外筒的多管合一烟囱。

    (2)取消湿法脱硫旁路烟道在国内趋于应用: 取消旁路烟道后，脱硫系统的安全直接影响主机安全，脱硫系统及电除尘系统要随主机同步启动。这样脱硫系统在设计时，就必须采取了一系列措施以提高系统可靠性，如：浆液循环泵采用进口设备，事故喷淋水设计为多路水源和多道喷水设备，主要设备电源设计为两路或引入保安电源等。无旁路烟道的湿法脱硫工艺目前已在国内开始应用于实践。

    (3)湿法脱硫“烟塔合一”技术在国内趋于应用：“烟塔合一”技术是利用汽机冷却塔实现循环水废热和锅炉脱硫后净烟气的混合排放，由于水塔水蒸气巨大热量的抬升作用促使烟气更好的扩散和排放。该技术目前已在我国在建大型电厂中开始采用，据国外多年的实践证明“烟塔合一”烟气混合后的抬升高度和扩散距离高于典型的烟囱排放，具有很好的环保和经济效益，是我国新建大型火电机组湿法脱硫的发展趋势。当前国外“烟塔合一”技术又有新的发展，有趋势增加烟冷塔的高度，减小出口直径，建成具有烟囱高度，冷却塔型线的“冷烟塔”，实现烟气更好排放，以适应将来更高的环保要求。

  

 结束语

     湿法烟气脱硫作为一种较成熟的脱硫工艺，已广泛应用。但是目前存在的装置材料腐蚀磨损等问题，需要从设计、试验、制造、安装、调试、运行和维护等多个环节去研究和解决，本文主要介绍了湿法脱硫装置的腐蚀机理和实际运行中的腐蚀环节，并从设计、施工、运行提出一定的防腐蚀对策，以供脱硫公司和火电厂参考。但脱硫系统要完全做到高效、稳定、经济、可靠地运行，还有许多方面值得脱硫公司、电厂研究和改进。

参考文献：

【1】《湿法烟气脱硫装置腐蚀与防腐探讨》

【2】《石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统运行中节能问题》

【3】《烧结全脱硫——湿法烧结烟气脱硫技术分析》

【4】《石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术 》

【5】《石灰石石膏法烟气脱硫湿法系统》

【6】《石灰石-石膏法湿法烟气脱硫工艺》

【7】《石灰石——石膏湿法烟气脱硫技术》

附录：关于火电厂的调查问卷