燃煤電廠石灰石石膏濕法煙氣脫硫技術培訓教材

1、134/140燃煤電廠石灰石/石膏濕法煙氣脫硫技術培訓教材中電投遠達環(huán)保工程有限公司二一一年七月前 言近幾年，我國煙氣脫硫產業(yè)得到了較快進展，建設了相當數量的煙氣脫硫設施。隨著大量石灰石/石膏濕法煙氣脫硫裝置投入運行，脫硫裝置差不多成為除鍋爐、汽輪機和發(fā)電機外燃煤電站運行人員操作與治理的要緊裝置，其運行與治理的水平直接阻礙到電站的經濟性與安全性。為滿足脫硫運行/維護崗位人員培訓的需求，中電投遠達環(huán)保工程有限公司組織技術人員，在全面總結已投產的57個工程項目117套環(huán)保裝置的建設、運行經驗基礎上,編寫了這本燃煤電廠石灰石/石膏濕法煙氣脫硫技術，作為公司內部培訓及用戶培訓的教材。本書要緊包括法規(guī)政

2、策、煙氣脫硫理論知識、設備運行與維護等內容。本書首先介紹了脫硫裝置運行和維護的必備知識，以及崗位技能所具備的專業(yè)知識。其次，結合仿真上機操作的輔助教學手段，對石灰石/石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的運行與維護進行了重點講解。在編寫過程中，得到了中國電力投資集團公司各級領導、寬敞同仁的大力支持，在此表示感謝！由于水平有限，加之時刻緊迫，錯誤在所難免，希各位同行批判斧正。編者：2011年07月目 錄 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc235875590 第一部分 緒論 PAGEREF _Toc235875590 h 3 HYPERLINK l _Toc235875591 第一節(jié)

3、 我國二氧化硫的排放現狀 PAGEREF _Toc235875591 h 3 HYPERLINK l _Toc235875592 一、二氧化硫的來源 PAGEREF _Toc235875592 h 3 HYPERLINK l _Toc235875593 二、我國二氧化硫的排放現狀 PAGEREF _Toc235875593 h 3 HYPERLINK l _Toc235875594 第二節(jié) 我國二氧化硫的污染狀況 PAGEREF _Toc235875594 h 4 HYPERLINK l _Toc235875595 一、酸雨污染不斷加重 PAGEREF _Toc235875595 h 4 HY

4、PERLINK l _Toc235875599 二、硫沉降量持續(xù)增加 PAGEREF _Toc235875599 h 6 HYPERLINK l _Toc235875600 三、以細顆粒物為主的其他污染問題日益突出 PAGEREF _Toc235875600 h 6 HYPERLINK l _Toc235875601 四、都市二氧化硫和氮氧化物污染形勢嚴峻 PAGEREF _Toc235875601 h 7 HYPERLINK l _Toc235875602 第三節(jié) 二氧化硫操縱的政策法規(guī) PAGEREF _Toc235875602 h 7 HYPERLINK l _Toc235875603

5、第二部分 石灰石/石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)與要緊設備 PAGEREF _Toc235875603 h 9 HYPERLINK l _Toc235875605 第一節(jié) 常見的幾種煙氣脫硫技術 PAGEREF _Toc235875605 h 9 HYPERLINK l _Toc235875606 一、濕法煙氣脫硫技術 PAGEREF _Toc235875606 h 9 HYPERLINK l _Toc235875617 二、半干法/干法煙氣脫硫技術 PAGEREF _Toc235875617 h 15 HYPERLINK l _Toc235875622 第二節(jié) 石灰石-石膏濕法脫硫技術的要緊化學反應

6、PAGEREF _Toc235875622 h 19 HYPERLINK l _Toc235875623 一、脫硫反應機理 PAGEREF _Toc235875623 h 19 HYPERLINK l _Toc235875626 二、汲取塔中不同區(qū)域的要緊化學反應 PAGEREF _Toc235875626 h 21 HYPERLINK l _Toc235875629 第三節(jié) 石灰石/石膏濕法煙氣脫硫工藝流程 HYPERLINK l _Toc235875630 及要緊設備 PAGEREF _Toc235875630 h 23 HYPERLINK l _Toc235875631 一、石灰石漿液制

7、備系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875631 h 24 HYPERLINK l _Toc235875634 二、煙氣系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875634 h 30 HYPERLINK l _Toc235875636 三、SO2汲取系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875636 h 38 HYPERLINK l _Toc235875637 四、石膏脫水系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875637 h 47 HYPERLINK l _Toc235875638 五、工藝水、工業(yè)水系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875638 h 50 HYPERLINK l _Toc235

8、875639 六、漿液排放與回收系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875639 h 50 HYPERLINK l _Toc235875640 七、壓縮空氣系統(tǒng) PAGEREF _Toc235875640 h 51 HYPERLINK l _Toc235875641 第三部分 脫硫裝置的運行 PAGEREF _Toc235875641 h 51 HYPERLINK l _Toc235875643 第一節(jié) 脫硫裝置的啟動與停運 PAGEREF _Toc235875643 h 51 HYPERLINK l _Toc235875644 一、脫硫裝置的停運 PAGEREF _Toc235875644

9、h 51 HYPERLINK l _Toc235875645 二、脫硫裝置的啟動 PAGEREF _Toc235875645 h 52 HYPERLINK l _Toc235875647 第二節(jié) 脫硫裝置的運行維護 PAGEREF _Toc235875647 h 53 HYPERLINK l _Toc235875648 一、脫硫裝置的運行調節(jié) PAGEREF _Toc235875648 h 53 HYPERLINK l _Toc235875649 二、脫硫裝置的運行維護 PAGEREF _Toc235875649 h 54 HYPERLINK l _Toc235875650 三、脫硫裝置運行安

10、全性 PAGEREF _Toc235875650 h 56 HYPERLINK l _Toc235875652 第三節(jié) 脫硫裝置常見故障 PAGEREF _Toc235875652 h 57 HYPERLINK l _Toc235875653 一、6kV電源中斷 PAGEREF _Toc235875653 h 57 HYPERLINK l _Toc235875654 二、380V電源中斷 PAGEREF _Toc235875654 h 58 HYPERLINK l _Toc235875655 三、工藝水中斷 PAGEREF _Toc235875655 h 58 HYPERLINK l _Toc

11、235875656 四、增壓風機跳閘 PAGEREF _Toc235875656 h 58 HYPERLINK l _Toc235875657 五、汲取塔循環(huán)泵全停 PAGEREF _Toc235875657 h 58 HYPERLINK l _Toc235875658 六、工業(yè)水中斷 PAGEREF _Toc235875658 h 59 HYPERLINK l _Toc235875659 七、鍋爐排煙SO2濃度超過脫硫系統(tǒng)設計同意值 PAGEREF _Toc235875659 h 59 HYPERLINK l _Toc235875660 八、泵運行中出現無流量現象 PAGEREF _Toc2

12、35875660 h 59 HYPERLINK l _Toc235875661 九、脫水機異常和故障處理 PAGEREF _Toc235875661 h 59 HYPERLINK l _Toc235875662 十、汲取塔漿液pH異常 PAGEREF _Toc235875662 h 59 HYPERLINK l _Toc235875663 十一、火災 PAGEREF _Toc235875663 h 60 第一部分 緒論第一節(jié) 我國二氧化硫的排放現狀一、二氧化硫的來源二氧化硫要緊來源于含硫化石燃料如煤和重油的燃燒，其中煤約占全世界與能源有關的二氧化硫排放總量的80%，剩余的20%來自石油，它們所

13、占的比例因各國能源結構而異。都市環(huán)境空氣中的二氧化硫要緊來自火力發(fā)電廠、工業(yè)鍋爐、金屬冶煉廠、造紙廠、生活取暖、炊事、垃圾焚燒及柴油機動車的排放等。我國是一個以煤炭為要緊能源的國家，煤炭一直占我國能源的生產和消耗的70%以上，而且在已探明的一次能源儲備中，煤炭仍是要緊能源。2002年，在我國的一次能源生產和消費中，煤炭分不占總量的70.7%、66.1%，石油分不占總量的17.2%、23.4%，天然氣分不占3.2%、2.7%，水電和核電分不占8.9%、7.8%。2004年6月30日，我國能源中長期進展規(guī)劃綱要（20042020年）（草案）提出了“以煤炭為主體，電力為中心，油氣和新能源全面進展”的

14、戰(zhàn)略，據此預測，到2050年，煤在一次能源中所占比例仍在50%以上。因此，我國能源結構的特點決定了二氧化硫要緊來自于燃煤排放。二、我國二氧化硫的排放現狀最近十多年來，我國二氧化硫排放總體呈逐步增長態(tài)勢。1995年，我國二氧化硫排放量達到2370萬t，首次超過歐洲和美國，成為世界二氧化硫排放第一大國。其后，得益于一系列操縱減排措施，二氧化硫排放量曾一度得到操縱。但隨著近年來電力的高速進展，二氧化硫排放量又開始上升，同時自2005年起，我國連續(xù)多年二氧化硫的排放總量位于世界第一，且于2006年達到了創(chuàng)紀錄的2588.8萬t，2007年二氧化硫排放量同比有所減少，但仍處高位。圖1-1示出了近十幾年我

15、國二氧化硫排放量的情況。圖1-1 近些年我國SO2排放量的情況第二節(jié) 我國二氧化硫的污染狀況大量的環(huán)境監(jiān)測資料表明，由于大氣層中的酸性物質增加，地球大部分地區(qū)上空的云水正在變酸，如不加操縱，酸雨區(qū)的面積將接著擴大，給人類帶來的危害也將與日俱增?，F已確認，大氣中的二氧化硫和二氧化氮是形成酸雨的要緊物質。大氣中的二氧化硫和二氧化氮要緊來源于煤和石油的燃燒。據統(tǒng)計，全球每年排放進大氣的二氧化硫約1億t，二氧化氮約5000萬t，因此，酸雨要緊是人類生產活動和生活造成的。美國測定的酸雨成分中，硫酸占60%，硝酸占32%，鹽酸占6%，其余是碳酸和少量有機酸。而如前所述，中國的酸雨要緊是硫酸型，大差不多上由

16、于排放二氧化硫造成的。 目前，全球已形成三大酸雨區(qū)。我國覆蓋四川、貴州、廣東、廣西、湖南、湖北、江西、浙江、江蘇和青島等省市部分地區(qū)，面積達200多萬平方公里的酸雨區(qū)是世界三大酸雨區(qū)之一。世界上另兩個酸雨區(qū)是以德、法、英等國為中心，波及大半個歐洲的北歐酸雨區(qū)和包括美國和加拿大在內的北美酸雨區(qū)。我國酸雨區(qū)面積擴大之快、降水酸化率之高，在世界上是罕見的?！鞍宋濉逼陂g，酸雨污染區(qū)己由西南等少數地區(qū)擴展到長江以南、青藏高原以東的大部分地區(qū)及四川盆地，1995年，年均降水pH值小于5.6的區(qū)域已占到國土面積的40%左右，硫沉降量超臨界負荷的面積為210萬km2，占國土面積的21.9%。1998年我國酸雨

17、區(qū)由南向北迅速擴大，已超過國土面積的40%。當前我國酸雨和二氧化硫的污染狀況要緊有以下特點：一、酸雨污染不斷加重酸雨監(jiān)測結果表明，二十世紀九十年代全國降水酸度總體上保持穩(wěn)定狀態(tài)，2000年以后降水酸度呈現出總體升高的趨勢，到2005年，降水中的硫酸根和硝酸根的平均濃度分不升高12%和40%。我國酸雨區(qū)要緊分布在長江以南，青藏高原以東，包括浙江、江西、福建、湖南、貴州、重慶等省市的大部分地區(qū)，以及廣東、廣西、四川、湖北、安徽、江蘇和上海等省市的部分地區(qū)，北方部分地區(qū)也開始出現酸性降水。重酸雨區(qū)的面積由2002年占國土面積的4.9%增加到2005年的6.1%。圖1-2 2006年全國酸雨發(fā)生頻率區(qū)

18、域分布圖1.酸雨阻礙的都市比例在2006年524個參加監(jiān)測統(tǒng)計的都市（縣）中，283個都市（縣）出現至少1次以上的酸雨，占54.0%。6個市（縣）（浙江建德市、象山縣、湖州市、安吉縣、嵊泗縣、重慶江津市）酸雨頻率為100%。2006年全國酸雨發(fā)生頻率區(qū)域分布圖如圖1-5所示。2.全國酸雨發(fā)生頻率分布2006年，全國酸雨發(fā)生率在5%以上區(qū)域占國土面積的32.6%，酸雨發(fā)生率在25%以上區(qū)域占國土面積的15.4%（見圖1-2）。3.全國酸雨區(qū)域分布2006年，全國酸雨分布區(qū)域要緊集中在長江以南，四川、云南以東的區(qū)域。要緊包括浙江、江西、湖南、福建、貴州、重慶的大部分地區(qū)，以及長江、珠江三角洲地區(qū)（

19、見圖1-3）。圖1-3 全國酸雨區(qū)域分布圖4.各地區(qū)酸雨強度比較（1）降水pH值2006年，全國22個省份受到酸雨阻礙，其中浙江、湖南、江西、重慶、四川五省市70%以上的都市受到酸雨阻礙（見圖1-4）。圖1-4 各地區(qū)降水pH平均值25%的都市比例二、硫沉降量持續(xù)增加監(jiān)測和研究結果表明，我國存在五個硫沉降強度高值區(qū)：以貴州為中心的西南區(qū)、以長三角為中心的華東區(qū)、以珠三角為中心的華南區(qū)、冀魯豫地區(qū)和京津冀地區(qū)。硫沉降強度超過臨界負荷的區(qū)域占全國陸地面積的20%以上，其中重慶貴州一帶、長三角和珠三角地區(qū)的硫沉降強度嚴峻超臨界負荷。三、以細顆粒物為主的其他污染問題日益突出二氧化硫和氮氧化物不僅造成酸

20、雨污染，而且在長距離輸送過程中經化學轉化形成硫酸鹽和硝酸鹽粒子，從而引起區(qū)域范圍的細顆粒物污染。研究表明，目前我國部分地區(qū)可吸入顆粒物中硫酸根和硝酸根離子的貢獻達到15g/m3。細顆粒物不僅對人體健康造成危害，也導致了大氣能見度降低。在一些大中型都市，大氣中的氮氧化物污染還引起了臭氧濃度升高，產生光化學煙霧污染，北京、廣州、深圳等都市的大氣臭氧濃度時有超標。四、都市二氧化硫和氮氧化物污染形勢嚴峻2005年，341個都市空氣質量監(jiān)測結果表明，22.6%的都市空氣中二氧化硫年均濃度超過國家二級標準，6.5%的都市超過國家三級標準，約1/3的都市人口生活在空氣二氧化硫濃度超標的環(huán)境中?！笆濉币詠?，

21、113個大氣污染防治重點都市空氣中的二氧化氮年均濃度呈現總體升高趨勢。北京、廣州、上海、杭州、寧波、南京、成都、武漢等大都市空氣中二氧化氮濃度相對較高。第三節(jié) 二氧化硫操縱的政策法規(guī)我國政府十分重視二氧化硫排放的治理，相繼出臺了多項法規(guī)、政策和措施，并制定了一系列的治理打算。（1）1987年全國六屆全國人民代表大會常務委員會頒布了大氣污染防治法。1995年，全國人大第一次修訂了大氣污染防治法，并首次提出了劃定酸雨操縱區(qū)和二氧化硫污染操縱區(qū)（即兩控區(qū)）的要求。（2）1996年國家環(huán)?？偩中抻喠嘶痣姀S大氣污染物排放標準，在大氣污染防治法的基礎上進一步規(guī)定了燃煤電廠二氧化硫排放濃度限值。2003年1

22、2月，國家環(huán)保總局對該標準又做了進一步修訂，規(guī)定燃煤電廠的二氧化硫排放要求更高，其中新建機組的二氧化硫排放濃度必需小于400mg/m3。（3）1998年1月，面對我國二氧化硫排放的嚴峻形勢，公布的國務院關于酸雨操縱區(qū)和二氧化硫污染操縱區(qū)有關問題的批復，又進一步要求：除以熱定電的熱電廠外，禁止在大中都市城區(qū)及近郊區(qū)新建燃煤火電廠；新建、改造燃煤含硫量大于1%的電廠，必須建設脫硫設施；現有燃煤含硫量大于1%的電廠，要在2000年前采取減排二氧化硫的措施，在2010年前分期分批建成脫硫設施或采取其他具有相應效果的減排二氧化硫的措施；化工、冶金、建材、有色等污染嚴峻的企業(yè)，必須建設工藝廢氣處理設施或采

23、取其他減排措施。（4）2000年全國人大依照我國二氧化硫治理形勢，再次修訂了大氣污染防治法，并明確了排污收費、超標違法的原則。（5）2002年，國家環(huán)境愛護總局、國家經貿委、科技部依照新修訂的大氣污染防治法，聯合公布了燃煤二氧化硫排放污染防治技術政策。政策中規(guī)定：電廠鍋爐、大型工業(yè)鍋爐和窯爐使用中、高硫份燃煤的，應安裝煙氣脫硫設施；中小型工業(yè)鍋爐和爐窯，應優(yōu)先使用優(yōu)質低硫煤、洗選煤等低污染燃料或其他清潔能源；都市民用爐灶鼓舞使用電、燃氣等清潔能源或固硫型煤替代原煤散燒。同年9月19日，國務院批準國家環(huán)?？偩痔岢龅膬煽貐^(qū)酸雨和二氧化硫污染防治“十五”打算。打算中要求，接著加大兩控區(qū)二氧化硫污染防

24、治力度，操縱火電廠二氧化硫排放，加快建設一批火電廠脫硫設施，新建、擴建和改建火電機組必須同步安裝脫硫裝置或采取其它脫硫措施。（6）2003年1月2日，國務院為了落實新修訂的大氣污染防治法中提出的排污收費的制度，公布排污費征收使用治理條例，自2003年7月1日起實施。二氧化硫排污費標準2003年7月、2004年7月和2005年7月開始分不為0.21元/kg、0.42元/kg和0.63元/kg。（7）2006年，國家環(huán)?？偩钟峙c各省政府、六大電力集團簽定污染物削減目標責任書，規(guī)定了各省和六大電力公司“十一五”二氧化硫總量目標、操縱措施和重點治理項目；還規(guī)定國家環(huán)?？偩置磕陮?zhí)行情況進行考核，將考核

25、結果上報國務院并向社會公布。目前，國家正在探究一些包括經濟上扶持在內的手段，鼓舞和支持企業(yè)操縱二氧化硫排放。如利用國債和環(huán)保補助資金支持一批重點火電脫硫項目建設、給予脫硫的老機組增加上網電價、電廠剩余總量操縱指標能夠進行交易、開展BOT方式建設脫硫設施試點，以及進展回收資源的脫硫技術，并給脫硫副產物綜合利用減免稅政策等。各地點部門也加大了對火電企業(yè)的污染操縱力度。（1）嚴格執(zhí)行新的火電廠污染物排放標準。（2）因地制宜制訂措施削減二氧化硫排放量。山東、湖南、湖北、吉林等省2003年底前差不多關停了轄區(qū)內5萬kW以下燃煤凝氣式小機組。福建、上海、天津、吉林、廣東、云南等地正著手把二氧化硫排污費列入

26、專項資金，支持重點火電廠脫硫項目的建設。上海、天津、福建等地正在研究制定發(fā)電環(huán)保折價優(yōu)惠政策和環(huán)保優(yōu)先的發(fā)電調度治理方法。（3）堅決落實國務院批復的“兩控區(qū)”污染防治打算。對重點項目中的火電廠脫硫項目建立督辦制度，要求定期上報項目進展情況，并將在要緊媒體上進行公示。（4）積極爭取國家資金支持。2008年國家發(fā)改委差不多投入5個億的國債資金用于脫硫，同時國家環(huán)?？偩忠矊⒃?008年及以后的排污費中拿出相應的比例用于支持火電廠脫硫以及相應的在線監(jiān)測裝置的建設。（5）編制國家酸雨操縱“十一五”打算和2020年遠景規(guī)劃。其目的確實是要在確保操縱二氧化硫和酸雨污染的前提下，給電廠一定的提早量，使得企業(yè)能

27、夠了解國家的污染操縱政策走向，做好本企業(yè)的污染防治工作。國家依據各地的自然條件、經濟條件和環(huán)境容量，以確?？茖W性、穩(wěn)定性和長期性的原則，制訂了火電廠二氧化硫配額分配方法和原則。第二部分 石灰石/石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)與要緊設備第一節(jié) 常見的幾種煙氣脫硫技術一、濕法煙氣脫硫技術石灰石石膏濕法脫硫技術石灰石-石膏濕法進展歷史較長，是目前世界上脫硫技術最成熟，使用業(yè)績最多，運行狀況較為穩(wěn)定的脫硫工藝。石灰石/石灰-石膏濕法煙氣脫硫工藝采納石灰石或石灰作為脫硫汲取劑，石灰石經破裂磨細成粉狀與水混合攪拌制成汲取漿液。以石灰石為汲取劑的要緊脫硫反應為：SO2+H2OH2SO3CaCO3+H2SO3CaSO3

28、+CO2+H2OCaSO3+O2CaSO4CaSO4+H2OCaSO42H2O圖2-1 典型石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝流程圖典型的石灰石石膏濕法煙氣脫硫工藝如圖2-1所示。在石灰石漿液制備部分，石灰石通過磨制后與水混合得到固體質量分數在20%-30%左右的漿液。來自鍋爐的煙氣一般通過除塵設備、煙氣換熱器后，進入汲取塔洗滌，凈化后的煙氣再通過換熱器升溫后，通過煙囪排入大氣。該法優(yōu)點是適用煤種含硫量范圍廣，脫硫效率高（大于95%），汲取劑利用率高（大于90%），設備運轉率高，技術成熟，石灰石來源豐富且廉價、石灰石汲取劑無加工污染，還適用于大機組和多煤種，脫硫產物石膏能夠經處理后綜合利用。但實踐中也

29、存在著一些問題：1）生成的脫硫渣是二水石膏，假如不能綜合利用，需要堆在灰場；2）產生大量廢水需要再處理；3）存在積垢、堵塞、腐蝕、磨損等問題；4）工藝復雜，工程投資大，運行費用高。日本、德國、美國的火力發(fā)電廠采納的煙氣脫硫裝置約90%采納此工藝。 我國絕大多數火電廠煙氣脫硫裝置也采納此工藝。同時，我國也已形成了部分具有自主知識產權的濕法脫硫工藝，如遠達環(huán)保的YD-BSP煙氣脫硫工藝，國電龍源環(huán)保的龍源濕法煙氣脫硫技術，蘇源環(huán)保的OI2WFGD脫硫技術等，這些技術的應用均取得了良好的效果。氨法脫硫技術（1）氨硫銨法脫硫技術采納氨水作為脫硫汲取劑，與進入反應塔的煙氣接觸混合，煙氣中SO2與氨水反應

30、，生成亞硫酸銨，與空氣進行氧化反應，生成硫酸銨溶液，要緊反應為：SO2H2O2NH3 (NH4)2SO3(NH4)2SO3+SO2H2O2NH4HSO3在汲取塔底槽，亞硫酸銨被吹入的空氣氧化生成硫酸銨：(NH4)2SO3+1/2O2H2O(NH4)2SO4其工藝流程如圖2-2所示。鍋爐引風機（或脫硫增壓風機）出來的煙氣，經換熱降溫至100左右進入脫硫塔用氨溶液循環(huán)汲取生產亞硫酸銨；脫硫后的圖2-2氨硫氨法脫硫工藝流程圖煙氣經除霧器進入再熱器加熱至70左右后進入煙囪排放。氨水汲取SO2后，形成的亞硫酸銨在汲取塔底部氧化成硫酸銨溶液，再將硫酸銨溶液泵打入過濾器，除去溶液中的煙塵送入蒸發(fā)結晶器。硫酸

31、銨溶液在蒸發(fā)結晶器中蒸發(fā)結晶，生成的結晶漿液流入過濾離心機分離得到固體硫酸銨（含水量23%），再進入干燥器，干燥后的成品入料倉進行包裝，即可得到商品硫酸銨化肥， 該技術具有以下特點：脫硫效率高，能滿足任何當地的環(huán)保要求；對煙氣條件變化適應性強；副產物為0.20.6mm的硫酸銨晶體，在某些地區(qū)可作肥料；整個系統(tǒng)不產生廢水和廢渣；能耗低；可靠性和有用性高。（2）新氨法（NADS）煙氣脫硫技術與現有的氨法相比，新氨法在工藝上更為靈活，其原理如下： SO2H2OxNH3(NH4)rH2rSO3(NH4)rH2rSO3x/2 H2SO4x(NH4)2SO4SO2H2O或 (NH4)rH2rSO3x H3

32、PO4x(NH4)H2PO4SO2H2O(NH4)rH2rSO3xH2NO4xNH4NO4SO2H2O能夠依照不同的情況，生產硫酸銨、磷酸一銨或硝酸銨化肥，并聯產高純度的SO2氣體。濃縮后的SO2氣體用于生產高質量的工業(yè)硫酸：SO2H2O1/2O2H2SO4該工藝由華東理工大學與四川內江發(fā)電廠合作開發(fā)完成，并在該廠25MW機組上進行了工業(yè)實驗。遠達公司與華東理工大學通過共同承擔國家“九五”重點科技攻關項目二氧化硫廢氣回收凈化新技術的工程化，實現了該技術的推廣應用。NADS的工藝流程如圖2-3所示，由電除塵器來的高溫煙氣（140-160）通過再熱器回收熱量后，溫度降為100左右，再經水噴淋冷卻8

33、0以下，進入SO2汲取塔。汲取塔的汲取溫度50左右，SO2汲取率大于95%，煙氣出口NH3濃度小于20ppm。汲取后的煙氣進入再熱器，升溫到70以上，通過煙囪排入大氣。汲取塔為多級循環(huán)汲取，一般級數為3-5級。圖2-3 新氨法脫硫工藝流程圖1引風機；2再熱冷卻塔；3汲取塔；4中和釜；5硫銨分離；6冷凝器；7干燥塔；8SO2轉化器；9汲取塔；10硫銨干燥器NADS工藝中的氨和水是分不進入汲取塔，要緊具有以下優(yōu)點：（1）出口煙氣的NH3含量低，氨損耗??；（2）汲取液的循環(huán)量小，氣液比大，是國外技術的30-60倍，能耗低，解決了大型循環(huán)泵的技術難題；（3）得到的汲取產品亞硫酸氨濃度較高，為后續(xù)化肥生

34、產裝置節(jié)約蒸汽，可確?；厥?t二氧化硫的蒸汽消耗1L。我國一些較大的化工廠采納該法處理硫酸尾氣中的二氧化硫，浦東煤氣廠工業(yè)鍋爐煙氣脫硫、山東民生煤化有限公司熱動廠采納了該工藝。3. 雙堿法脫硫技術雙堿法煙氣脫硫工藝是為了克服石灰石-石灰法容易結垢的缺點而進展起來的。它先用堿金屬鹽類的水溶液汲取SO2，然后在另一石灰反應器中用石灰或石灰石將汲取SO2后的溶液再生，再生后的汲取液再循環(huán)利用，最終產物以亞硫酸鈣和石膏形式析出。此類技術中應用較多的是鈉堿雙堿法。即采納Na2CO3或NaOH溶液為第一汲取液，再用石灰石或石灰溶液為第二堿液使之再生。由于其產物的生產過程在汲取塔外，因此幸免了塔內結垢和堵塞

35、。圖2-4 雙堿法流程圖鈉鈣雙堿法煙氣脫硫 HYPERLINK /newtech/ t _blank 技術的工藝流程如圖2-4所示，該工藝要緊包括汲取劑制備和補充系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)、SO2汲取系統(tǒng)和脫硫石膏脫水處理系統(tǒng)等組成。該法的缺點是Na2SO3的副產物Na2SO4較難再生，需不斷向系統(tǒng)補充Na2CO3或NaOH而增加堿消耗量；另外，Na2SO4的存在也會降低石膏的質量。我國一些中小型化工廠和冶煉廠常用該法處理硫酸尾氣中的SO2，也應用于玻璃窯爐煙氣治理。4. 海水脫硫技術海水煙氣脫硫工藝是利用海水的堿度與煙氣中的酸性氣體中和達到脫除煙氣中的二氧化硫的方法。該技術不產生任何廢棄物，具有技術成熟

36、、工藝簡單、系統(tǒng)運行可靠、脫硫效率高和投資運行費用低等特點，在一些沿海國家和地區(qū)得到日益廣泛的應用。煙氣經除塵器后，由增壓風機送入氣-氣換熱器降溫，然后進入汲取塔。在脫硫汲取塔內，與來自循環(huán)冷卻水的大量海水接觸，煙氣中的二氧化硫被汲取反應脫出，脫硫后的海水經氧化后排放。其工藝流程如圖2-5(a)所示。圖2-5(a) 海水脫硫工藝流程圖海水脫硫原理：由于天然海水中含有大量可溶性鹽，要緊是氯化鈉和硫酸鹽，且海水通常呈堿性，自然堿度約為 1.22.5mol/L，這使得海水具有天然的汲取SO2的能力。海水脫硫的化學原理如圖25(b)所示。圖25(b) 海水脫硫化學原理示意圖要緊化學反應如下：SO2(氣

37、)SO2(液) SO2(液)H2OSO322H CO32HHCO3 HCO3HCO2+ H2O SO321/2O2SO42 1) 供排海水系統(tǒng)關于沿海電廠而言，脫硫所用海水能夠取自凝汽器出口的虹吸井，在虹吸井附近增設海水升壓泵，海水通過緊貼虹吸井的吸水池經海水升壓泵送人汲取塔頂部。 2) 煙氣系統(tǒng)進入脫硫系統(tǒng)的煙氣通過增壓風機升壓后，經氣一氣換熱器(GGH)降溫，從塔底部向上流經汲取塔，汲取塔出口的清潔煙氣進入GGH升溫后由煙囪排入大氣。另外在煙氣引入脫硫系統(tǒng)前設置擋板，在擋板門前設旁路，以使脫硫系統(tǒng)停運和檢修時不阻礙機組正常運行。 3) 二氧化硫汲取系統(tǒng)汲取塔是SO2汲取系統(tǒng)的要緊設備。塔內

38、裝有填料，海水自塔上部噴入，通過格柵填料床與塔底自下而上的煙氣進行充分接觸，獲得較高的SO2脫除率。洗滌后的煙氣通過設在汲取塔出口處的除霧器除去煙氣中的水滴，經GGH加熱后排入大氣。 4) 海水恢復系統(tǒng)海水恢復系統(tǒng)的主體結構是曝氣池。來自汲取塔的酸性海水與凝汽器排出的堿性海水在曝氣池中充分混合，同時通過曝氣系統(tǒng)向池中鼓入適量的壓縮空氣，使海水中的亞硫酸鹽強制氧化成穩(wěn)定無害的硫酸鹽，使海水的PH值升到6.5以上，達到排放標準后，排入大海。海水脫硫工藝受到地域的限制，僅適用于海邊的電廠，而且海水脫硫還會對近海產生污染。1998年往常該工藝多應用于煉鋁廠及煉油廠等，近年來在火電廠的應用進展較快。目前

39、應用最多的是挪威ALSTOM海水脫硫技術，其它技術還有德國比曉夫和日本富士化水。我國海水脫硫項目于1999年3月深圳媽灣發(fā)電總廠#4機投產，采納的是挪威ABB（即現在的挪威ALSTOM）技術。目前，國內已有5個電廠共計17套海水脫硫裝置建成并投產，差不多審批和在建的項目有8個電廠共計23套，其中單臺機組達到百萬的有華能海門電廠（41036MW）和浙江六橫電廠（21000MW）。5. 鎂法脫硫技術鎂法脫硫技術可分為氧化鎂法和氫氧化鎂法，其二者的區(qū)不要緊在于脫硫劑的不同。前者是用MgO的漿液汲取煙氣中的SO2，生成含水亞硫酸鎂和少量硫酸鎂，然后將其脫水、干燥后加熱，使其分解，得到MgO及SO2，再

40、生的氧化鎂可重新循環(huán)用于脫硫；后者則是使用Mg(OH)2作脫硫劑汲取SO2，生成亞硫酸鎂，并將其氧化為硫酸鎂而達到脫硫的目的。鎂法脫硫技術的工藝特點為：（1）脫硫率高，汲取劑利用率高，機組適應性強。在鎂硫比為1.03時，鎂法的脫硫率最高可達99%；（2）液氣比小，汲取塔高度低；（3）汲取劑制備系統(tǒng)簡單，體積??；（4）系統(tǒng)不易結垢，不堵塞，運行可靠性高；（5）脫硫副產物亞硫酸鎂、硫酸鎂容易綜合利用，具有較高商業(yè)價值；（6）對煤種變化的適應性強。但鎂法脫硫的副產品處理系統(tǒng)比較復雜。圖2-6 氫氧化鎂法脫硫工藝流程圖1-預洗滌器；2-汲取塔；3-貯倉； 4-熟化池；5-漿液池典型的氫氧化鎂法的工藝流

41、程如圖2-6所示。該裝置由預除塵、SO2汲取、氧化、過濾等系統(tǒng)組成。氧化鎂脫硫技術是一種成熟度僅次于鈣法的脫硫工藝，氧化鎂脫硫工藝在世界各地都有特不多的應用業(yè)績，其中在日本差不多應用了100多個項目，臺灣的電站95%是用氧化鎂法，另外在美國、德國等地都差不多應用，同時目前在我國部分地區(qū)差不多有了應用的業(yè)績，如我國的華能辛店電廠，儀征化纖某部等即采納了鎂法脫硫技術。二、半干法/干法煙氣脫硫技術噴霧干燥脫硫技術噴霧干燥脫硫是20世紀70年代中期在美國和歐洲進展起來的，屬半干法煙氣脫硫技術，該技術在美國的燃煤電站得到商業(yè)應用始于1980年，現在在FGD市場中列第二位。通常適用于燃用低硫煤的中小機組（

42、小于200MW）電站鍋爐及化工、冶金等工業(yè)鍋爐的煙氣脫硫。與傳統(tǒng)的濕法脫硫相比, 具有系統(tǒng)簡單、運行維護方便、投資少、運行費用低、干燥后的廢渣易于處理等優(yōu)點。典型的噴霧干燥法脫硫工藝流程如圖2-7所示，其工藝流程為：配制成一定濃度的石灰漿汲取劑，經霧化后在汲取塔與來自鍋爐的含二氧化硫的煙氣接觸混合，石灰漿霧滴中的水分被煙氣的顯熱蒸發(fā)，而二氧化硫同時被石灰漿滴汲取。生成的干灰渣，一部分在汲取塔底部排出，另外的一部分隨煙氣進入電除塵或布袋除塵系統(tǒng)，凈化后的煙氣從煙囪排出。西南電力設計院早在80年代就完成了旋轉噴霧干燥法煙氣脫硫技術的研究，并在四川白馬電廠建立了處理煙氣量為70000Nm3/h的旋轉

43、噴霧干燥法脫硫工業(yè)試驗裝置，1991年正式移交生產運行。另外，我國山東黃島電廠引入了旋轉噴霧脫硫工藝。圖2-7 噴霧干燥法脫硫工藝流程圖2. 脫硫技術（LIFAC）爐內噴鈣也是比較常見的一種脫硫技術，它屬于爐內脫硫，是指直接將鈣基脫硫劑噴入爐膛中，經煅燒后與煙氣中的SO2發(fā)生反應進行脫硫的技術，其工藝簡單。然而由于反應較難充分進行，大量未反應的脫硫劑都隨煙氣離開了爐膛，因此其脫硫率和脫硫劑的利用率都專門低，在Ca/S為2的時候，以石灰石或消石灰為脫硫劑，脫硫效率才分不達到40%和60%，不能滿足日益嚴格的環(huán)保要求。為此開發(fā)了多種新型的爐內噴鈣類脫硫技術，如爐內噴鈣尾部增濕脫硫技術LIFAC、爐

44、內噴射多級燃燒器技術LIMB等。LIFAC爐內噴鈣尾部增濕法的工藝流程如圖2-8所示。通過操縱活化器中噴水量，水滴的大小以及反應時刻，使反應完全且反應產物呈干態(tài)。一部分產物顆粒從活化塔的底部被分離出來，其余進入其后的電除塵器，為提高汲取劑的利用率，電除塵器捕集的一部分灰和活化塔除下的全部顆粒物重新回到活化塔中進行干灰再循環(huán)。圖2-8 LIFAC工藝流程圖目前，國內撫順電廠引進了爐內噴鈣技術，南京下關電廠2125MW機組則采納了爐內噴鈣尾部增濕活化脫硫工藝。3. 循環(huán)流化床脫硫技術該工藝依照循環(huán)流化床的原理，通過物料在反應塔內的內循環(huán)和高倍率的外循環(huán)，形成含固量專門高的煙氣流化床，從而強化了脫硫

45、汲取劑顆粒之間、煙氣SO2、SO3、HCl、HF等氣體與脫硫汲取劑的接觸時刻和傳熱傳質性能，并延長了固體物料在反應塔內的停留時刻，提高了SO2的脫除效率與脫硫劑的利用率。循環(huán)流化床脫硫技術的要緊化學反應如下：Ca(OH)2+ SO2CaSO3 1/2H2O+1/2H2OCa(OH)2+ SO3CaSO41/2H2O+1/2H2OCaSO3 1/2H2O + 1/2O2CaSO41/2H2OCa(OH)2+ CO2CaCO3+ H2OCa(OH)2+2HClCaC122H2OCa(OH)2+2HFCaF2+ 2H2O比較典型的煙氣循環(huán)流化床工藝有：魯奇型煙氣循環(huán)流化床工藝（CFB）、回流式煙氣循

46、環(huán)流化床脫硫工藝（RCFB）、氣體懸浮汲取煙氣脫硫工藝（GSA）。圖2-9為魯奇型煙氣循環(huán)流化床工藝（CFB）流程簡圖。該工藝具有投資相對較低，脫硫率高，運行可靠，操作維護方便的優(yōu)點。但該技術目前的研究距工業(yè)實施還有一定的差距，尚有許多問題沒有解決。圖2-9 煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝流程從空氣預熱器出來的含塵、SO2煙氣由脫硫塔底部的彎頭、文丘里管進人脫硫反應器。生石灰經消化器內加水消化后儲存在消石灰倉內。將一定量的消石灰和水在文丘里喉管上端加入，在脫硫塔內與高溫煙氣混合向上流淌，在煙氣冷卻到稍高于露點以上的溫度過程中脫硫劑與煙氣中的SO2反應，生成硫酸鈣和亞硫酸鈣，SO2得以脫除。煙氣攜脫硫反

47、應副產物、沒參與反應的脫硫劑和粉煤灰進人反應器后部的電除塵器或布袋除塵器，經除塵器除塵后由煙囪排出。反應副產物、沒參與脫硫反應的脫硫劑和粉煤灰被除塵器收集下來以后，大部分通過空氣斜槽返回脫硫塔內，再次進行脫硫反應。循環(huán)流化床煙氣脫硫工藝（CFB - FGD）最早是由德國魯奇（Lurgi） 公司在19 世紀80年代開發(fā)出來并應用于動力工程行業(yè)。到2000年，有20多套CFB - FGD 裝置用于供熱站。在不同的運行條件下,CFB- FGD 脫除SO2的效率一般在60 %95 %之間，而SO3的去除率則為90 %99 %。在魯奇技術的基礎上，德國Wulff 公司開發(fā)出回流式循環(huán)流化床煙氣脫硫（RC

48、FB - FGD）技術。到1999年，RCFB - FGD技術已有14家商業(yè)用戶，最大容量的裝置用于奧地利的1臺300MW發(fā)電機組的鍋爐煙氣脫硫。RCFB- FGD 技術的脫硫效率在50%95%范圍內。除了Lurgi和Wulff公司外，丹麥的FLS Miljo公司也開發(fā)出了氣體懸浮汲?。℅SA）煙氣脫硫技術。到1997年，在歐洲和美國有18個用戶使用GSA技術進行鍋爐煙氣脫硫，最大處理煙氣量為359000m3/h（135MW機組） 。此外，美國、日本的有關機構都對CFB- FGD技術進行過研究。我國清華大學煤的清潔燃燒國家重點實驗室、煤清潔燃燒技術國家工程研究中心也分不提出了自己的CFB -F

49、GD技術專利,并獨立開展了中試或工業(yè)性工程示范。由福建龍凈環(huán)保股份有限公司承建的山西華能榆社電廠二期2300MW機組采納循環(huán)流化床煙氣脫硫工藝，是國內該工藝最早應用于300MW的機組。4. 活性炭法脫硫技術活性炭法煙氣脫硫技術是利用活性炭的吸附性能或催化氧化性能脫除煙氣中二氧化硫。按其再生方式來分，活性炭法煙氣脫硫可分為水洗再生、還原再生和加熱再生工藝。洗滌再生是用水或稀硫酸洗出活性炭微孔中的H2SO4，得到的稀硫酸能夠廣泛應用于化工、煉鋼、化肥等行業(yè)。其要緊問題是腐蝕嚴峻，稀酸濃縮困難，經濟附加值不高。洗滌再生工藝要緊有：德國魯奇法、日本日立東電法、日本化研法、湖北松木坪電廠活性炭脫硫制酸法

50、和四川豆壩電廠磷銨肥法。還原再生是把酸還原為H2S或元素硫，能夠不經任何稀釋即從活性炭材料中揮發(fā)出來，幸免熱再生消耗脫硫劑和洗滌再生難以變?yōu)橛杏卯a品的稀酸。這方面的研究工作美國進行得較早，稱為韋斯特瓦科碳吸附法。圖2-10 加熱再生炭法煙氣脫硫工藝流程圖加熱再生是活性炭法煙氣脫硫技術最早采納的方式，工藝流程如圖2-10所示，具體是：將吸附有SO2氣體的炭送入再生裝置，在加熱作用下，將SO2解吸出來，再生過的碳返回吸附裝置，反復使用。回收的二氧化硫可用于液體SO2、硫酸生產或還原成單質硫。要緊代表技術有Reinluft法、住友法、BF法和日立造船法。與其它煙氣脫硫工藝相比，活性炭法煙氣脫硫技術具

51、有以下特點：（1）工藝流程短，設備少；（2）由于工藝簡單，脫硫劑耗量少，脫硫投資和運行費用較低；（3）水消耗量小，適用于水資源缺乏地區(qū)；（4）脫硫產物為工業(yè)上廣泛應用的硫酸，可實現資源化利用。炭法脫硫技術差不多有近五十年研究應用歷史，早期的技術研究及應用要緊集中在德國、日本、美國等國。德國的BF公司于1957年（現在的DMT公司）就開始研制了Reinluft法脫硫技術，日本則在60年代中期開始研究活性炭脫硫，到70年代已分不有處理量為42104m3/h和17.5104m3/h的工業(yè)裝置開始運行。各國之間還不斷進行炭法脫硫技術的轉讓及合作，又形成了新的炭法煙氣脫硫技術、同時脫硫脫硝及去除重金屬污

52、染物技術。比如，德國BF公司開發(fā)的活性焦吸附法，將其技術專利轉讓給日本三井礦山公司（MMC），MMC對BF法進行改進，使其能夠同時脫硫脫硝，形成了Mitsui-BF法；1985年，三井礦山公司與德國BF公司簽訂了新專利轉讓合同，將技術重返BF公司，該技術成功的應用在德國的阿茨博格電廠；1992年，美國的MET公司與MMC簽訂協(xié)議，獲得了Mitsui-BF技術在北美市場的設計、安裝等許可，并對其進行設計，形成了MET-Mitsui-BF活性焦技術，該技術要緊應用于對煙氣中SO2、NOx和有毒物質的去除。目前，國外已有規(guī)模為120104m3/h的炭法脫硫裝置及裝機容量為130MW的同時脫硫脫硝裝置

53、。第二節(jié) 石灰石-石膏濕法脫硫技術的要緊化學反應一、脫硫反應機理用石灰石漿液汲取SO2的反應要緊發(fā)生在汲取塔內，由于進行的化學反應眾多且特不復雜，至今仍不完全清晰全部反應的細節(jié)。一般認為該反應過程由SO2的汲取、石灰石的溶解、亞硫酸鹽的氧化和石膏結晶等一系列物理化學過程組成。（一）SO2的汲取氣相（g）SO2進入液相（aq），首先發(fā)生如下一系列反應：（二）石灰石的溶解和中和反應研究表明，在脫硫過程中，石灰石須先溶于水后才能與SO2反應，而不能以固態(tài)的形式與SO2反應。石灰石在常溫常壓下屬于極難溶物質，在酸性條件下石灰石的溶解過程如下。低pH值有利于CaCO3的溶解，當pH值在4.06.0之間時

54、，石灰石的溶解速率按近似線性的規(guī)律加快，直至pH=6.0為止。為提高SO2的汲取量，需要盡可能保持較高的pH值，這只能提高石灰石漿液的濃度，但懸浮液中CaCO3含量過高，在最終產物和廢水中的CaCO3含量也都會增高，一方面增加了汲取劑的消耗，另一方面降低了石膏的質量。因此，在實際工程應用中，應尋求兩者的平衡點，即選用既有利于石灰石的溶解又有利于SO2高效脫除的pH值范圍。為了盡可能提高漿液的化學反應活性，增大石灰石顆粒的比表面積是必要的，因此，在脫硫系統(tǒng)中使用的石灰石粉，其顆粒度大都在4060m之間，個不還有20m的報道，目前典型的要求是90%的石灰石粉通過325目（44m）。（三）亞硫酸鹽的

55、氧化對SO2在水溶液中氧化動力學的研究表明，HSO3-在pH值為4.5時氧化速率最大（如圖2-11所示）。但實際運行中，漿液的pH值在5.06.0之間，在此條件下，HSO3-專門不容易被氧化，為此，工藝上采取用氧化風機向汲取塔循環(huán)漿液槽中鼓入空氣的方法，使HSO3-強制氧化成SO42-，以保證下列反應的進行：氧化反應使大量HSO3-轉化成SO42-，加之生成的SO42-會與Ca2+發(fā)生反應，生成溶解度相對較小的CaSO4，更加大了SO2溶解的推動力，從而使SO2不斷地由氣相轉移到液相，最后生成有用的石膏。同時SO32-也發(fā)生氧化反應生成SO42-：圖圖2-11 pH值對HSO3-氧化速率的阻礙

56、（四）石膏的結晶和析出形成硫酸鹽之后，汲取SO2的反應進入最后時期，即生成固態(tài)鹽類結晶，并從溶液中析出。石灰石-石膏濕法脫硫工藝生成的是硫酸鈣，從溶液中析出的是石膏CaSO42H2O。在實際工程應用中，由于氧化程度的不同，還會生成部分半水亞硫酸鈣等沉淀物，這是造成設備結垢的緣故之一。反應式如下：在汲取塔中汲取SO2生成石膏的總反應式可寫成：另外還存在其他各種副反應，例如：煙氣中的HCl將優(yōu)先與石灰石中酸可溶性MgCO3反應生成MgCl2，假如有剩余的HCl，再與CaCO3反應生成溶于水的CaCl2，若不排放，Cl-的濃度會越來越高，這會對設備造成腐蝕，只有通過廢水排放除去；而F-則以溶解度專門

57、小的CaF2存在，可不能富集。二、汲取塔中不同區(qū)域的要緊化學反應前一部分描述了SO2脫除過程發(fā)生的要緊化學反應，為了加強對脫硫系統(tǒng)化學原理的理解和了解汲取塔模塊各區(qū)域的作用，下面針對應用最廣泛的濕法石灰石強制氧化脫硫系統(tǒng)工藝，以圖2-12所示的逆流噴淋塔為例，按照汲取塔模塊不同區(qū)域來介紹發(fā)生的要緊化學反應。（一）汲取區(qū)要緊發(fā)生的反應為：部分發(fā)生的反應為：煙氣中的SO2溶入汲取液的過程幾乎全部發(fā)生在汲取區(qū)內，在該區(qū)內僅有部分HSO3-被煙氣中的O2氧化成H2SO4，由于漿液和煙氣在汲取區(qū)的接觸時刻僅數秒鐘，漿液中的CaCO3僅能中和部分已氧化的H2SO4和H2SO3。也確實是講，汲取區(qū)漿液的Ca

58、CO3只有專門少部分參與了化學反應，因此液滴的pH值隨著液滴的下落急劇下降，液滴的汲取能力也隨之減弱。由于汲取區(qū)上部漿液的pH值較高，漿液中HSO3-濃度專門低，其接觸的煙氣SO2濃度已大為減少，因此容易生產CaSO31/2H2O，尤其在漿液pH值過高的情況下。汲取漿液在下落過程中，接觸的SO2濃度越來越高，不斷汲取煙氣中的SO2使汲取區(qū)下部的漿液pH值較低，在汲取區(qū)上部形成的CaSO31/2H2O可能轉化成Ca(HSO3)2，因此，下落到汲取區(qū)下部的漿液中含有大量的Ca(HSO3)2。（二）氧化區(qū)如圖1-5所示，氧化區(qū)的范圍大致從漿液池液面至固定管網氧化裝置噴嘴下方約300mm處。氧化區(qū)發(fā)生

59、的要緊反應是：過量氧化空氣均勻地噴入氧化區(qū)下部，將在汲取區(qū)形成的未被氧化的HSO3-幾乎全部氧化成H+和SO42-，此反應的最佳pH值為44.5，氧化反應產生的H2SO4是強酸，能迅速中和洗滌漿液中剩余的CaCO3，生成溶解狀態(tài)的CaSO4，當Ca2+和SO42-濃度達到一定的過飽和度時，結晶析出二水硫酸鈣即石膏固體副產物。汲取漿液落入漿液池后緩慢通過氧化區(qū)，漿液中過剩的CaCO3含量也逐漸減少，當漿液到達氧化區(qū)底部時，漿液中剩余的CaCO3濃度降至最低值，從此處抽取漿液送去脫水系統(tǒng)，可獲得高品位的石膏副產物。關于有石膏純度保證值要求的工藝來講，氧化區(qū)底部漿液中剩余的CaCO3最高含量是一個重

60、要的設計參數，也是FGD系統(tǒng)正常運行時需監(jiān)視的重要工藝變量之一。（三）中和區(qū)整個漿液池都可被視為中和區(qū)，尤其是氧化區(qū)的下面。進入中和區(qū)的漿液中有未中和完的H+，向中和區(qū)加入新奇的石灰石汲取漿液，中和剩余的H+，提升漿液pH值，活化漿液，使之能在下一個循環(huán)中重新汲取SO2。該區(qū)發(fā)生的要緊化學反應是：在有些脫硫系統(tǒng)設計中，將氧化空氣噴入漿液池的底部。在這種情況下，往往在汲取塔循環(huán)泵的入口加入新奇石灰石漿液?，F在將循環(huán)泵入口到噴嘴之間的管道、泵體空間視為中和區(qū)。幸免將新奇石灰石加入氧化區(qū)不僅可防止過多的CaCO3進入脫水系統(tǒng)從而帶入石膏副產品中，阻礙石膏純度和石灰石的利用率，而且有利于HSO3-氧化