乙二醇的用途

用途：

1，主要用于制聚酯涤纶，聚酯树脂、吸湿剂，增塑剂，表面活性剂,合成纤维、化妆品和炸药，并用作染料、油墨等的溶剂、配制发动机的抗冻剂，气体脱水剂，制造树脂、也可用于玻璃纸、纤维、皮革、粘合剂的湿润剂。

2，可生产合成树脂PET，纤维级PET即涤纶纤维，瓶片级PET用于制作矿泉水瓶等。还可生产醇酸树脂、乙二醛等，也用作防冻剂。

3，除用作汽车用防冻剂外，还用于工业冷量的输送，一般称呼为载冷剂，同时，也可以与水一样用作冷凝剂。

扩展资料：

乙二醇制法：

1. 氯乙醇法

以氯乙醇为原料在碱性介质中水解而得,该反应在100℃下进行。

2. 环氧乙烷水合法

环氧乙烷水合法有直接水合法和催化水合法,水合过程在常压下进行也可在加压下进行。常压水合法一般采用少量无机酸为催化剂,在50～70℃进行反应。

环氧乙烷直接水合法，为目前工业规模生产乙二醇较成熟的生产方法。环氧乙烷和水在加压（2.23MPa）和190~200 ℃条件下，在管式反应器中直接液相水合制的乙二醇，同时副产品一缩二乙二醇、二缩三乙二醇和多缩聚乙二醇。

3.目前有气相催化水合法 以氧化银为催化剂，氧化铝为载体，在150～240℃反应，生成乙二醇。

4.乙烯直接水合法 乙烯在催化剂(如氧化锑TeO2，钯催化剂)存在下在乙酸溶液中氧化生成单乙酸酯或二乙酸酯,进一步水解均得乙二醇。

5.环氧乙烷与水在硫酸催化剂作用下进行水合反应，反应液经碱中和、蒸发、精馏即得成品。或者环氧乙烷和水在一定温度和压力下制得乙二醇,同时副产二乙二醇、三乙二醇和多乙二醇。反应液经蒸发浓缩、脱水、精制得合格产品和副产品。

参考资料：

火电中脱硫是指什么？谢谢了，大神帮忙啊

烟气脱硫 指从烟道气或其他工业废气中除去硫氧化物(SO2和SO3)。

目录

1工艺简介

2基本原理

3工艺方法

4工艺历史

5脱硫的防腐保护

1工艺简介编辑

烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,[1]在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。[1]

2基本原理编辑

化学原理：烟气中的SO2 实质上是酸性的，[2]可以通过与适当的碱性物质反应从烟气中脱除SO2。烟道气脱最常用的碱性物质是石灰石(碳酸钙)、生石灰(氧化钙，Cao)和熟石灰(氢氧化钙)。石灰石产量丰富，因而相对便宜，生石灰和熟石灰都是由石灰石通过加热来制取。有时也用碳酸纳(纯碱)、碳酸镁和氨等其它碱性物质。所用的碱性物质与烟道气中的SO2发生反应，产生了一种亚硫酸盐和硫酸盐的混合物(根据所用的碱性物质不同，这些盐可能是钙盐、钠盐、镁盐或铵盐)。亚硫酸盐和硫酸盐间的比率取决于工艺条件，在某些工艺中，所有亚硫酸盐都转化成了硫酸盐。SO2与碱性物质间的反应或在碱溶液中发生(湿法烟道气脱硫技术)，或在固体碱性物质的湿润表面发生(干法或半干法烟道气脱硫技术)。

在湿法烟气脱硫系统中，碱性物质(通常是碱溶液，更多情况是碱的浆液)与烟道气在喷雾塔中相遇。烟道气中SO2溶解在水中，形成一种稀酸溶液，然后与溶解在水中的碱性物质发生中和反应。反应生成的亚硫酸盐和硫酸盐从水溶液中析出，析出情况取决于溶液中存在的不同盐的相对溶解性。例如，硫酸钙的溶解性相对较差，因而易于析出。硫酸纳和硫酸铵的溶解性则好得多。SO2在干法和半干法烟道气脱硫系统中，固体碱性吸收剂或使烟气穿过碱性吸收剂床喷入烟道气流中，使其与烟道气相接触。无论哪种情况，SO2都是与固体碱性物质直接反应，生成相应的亚硫酸盐和硫酸盐。为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO2溶入液膜，加速了与固体碱性物质的反应。

3工艺方法编辑

方法简介

世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

目前，国内外常用的烟气脱硫方法按其工艺大致可分为三类：湿式抛弃工艺、湿式回收工艺和干法工艺。其中变频器在设备中的应用为节约能源做出了巨大贡献。[3]

干式脱硫

干式烟气脱硫工艺

该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。

喷雾脱硫

喷雾干式烟气脱硫工艺

喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。

煤灰脱硫

粉煤灰干式烟气脱硫技术

日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3/h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1/4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。

湿法脱硫

FGD工艺

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98%)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6%，石灰石法占47.4%，两法共占87%；双碱法占4.1%，碳酸钠法占3.1%。在中国的火电厂钢厂，90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。但是在中国台湾，日本等脱硫处理较早的国家和地区基本采用镁法脱硫，占到95%以上。

湿式镁法主要的化学反应机理为：

其主要优点是脱硫效率高，同步运行率高，且其吸收剂的资源丰富，副产品可吸收，商业价值高。目前，镁法脱硫在日本等烟气控制严格的地区引用较多，尤其最早进行脱硫开发的日本地区有100多例应用，台湾电站有95%以上是用的镁法。对硫煤要求不高，适应性好。无论是高硫煤还是低硫煤都有很好的脱出率，可达到98%以上。

镁法脱硫主要的问题是吸收剂单价较高，副产品设备复杂。但是优点是高脱除率，高运行率，副产品经济效益好等。

湿法FGD工艺较为成熟的还有：海水法；氢氧化钠法；美国DavyMckee公司Wellman-LordFGD工艺；氨法等。

在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。

4工艺历史编辑

1927年英国为了保护伦敦高层建筑的需要，在泰吾士河岸的巴特富安和班支赛德两电厂（共120MW），首先采用石灰石脱硫工艺。

据统计，1984年有SO2控制工艺189种，目前已超过200种。主要可分为四类：（1）燃烧前控制-原煤净化（2）燃烧中控制-硫化床燃烧（CFB）和炉内喷吸收剂（3）燃烧后控制-烟气脱硫（4）新工艺（如煤气化/联合循环系统、液态排渣燃烧器）其中大多数国家采用燃烧后烟气脱硫工艺。烟气脱硫则以湿式石灰石/石膏法脱硫工艺作为主流。

自本世纪30年代起已经进行过大量的湿式石灰石/石膏法研究开发，60年代末已有装置投入商业运行。ABB公司的第一套实用规模的湿法烟气脱硫系统于1968年在美国投入使用。1977年比晓夫公司制造了欧洲第一台石灰/石灰石石膏法示范装置。IHI（石川岛播磨）的首台大型脱硫装置1976年在矶子火电厂1、2号机组应用，采用文丘里管2塔的石灰石石膏法混合脱硫法。三菱重工于1964年完成第一套设备，根据其运转实绩，进行烟气脱硫装置的开发。

第一代FGD系统：在美国和日本从70年代开始安装。早期的FGD系统包括以下一些流程：石灰基流质；钠基溶液；石灰石基流质；碱性飞灰基流质；双碱（石灰和钠）；镁基流质；Wellman-Lord流程。采用了广泛的吸收类型，包括通风型、垂直逆流喷射塔、水平喷射塔，并采用了一些内部结构如托盘、填料、玻璃球等来增进反应。

第一代FGD的效率一般为70%~85%

除少数外，副产品无任何商用价值只能作为废料排放，只有镁基法和Wellman-Lord法产出有商用价值的硫和硫酸。特征是初投资不高，但运行维护费高而系统可靠性低。结垢和材料失效是最大的问题。随着经验的增长，对流程做了改进，降低了运行维护费提高可靠性。

第二代FGD系统

在80年代早期开始安装。为了克服第一代系统中的结垢和材料问题，出现了干喷射吸收器，炉膛和烟道喷射石灰和石灰石也接近了商业运行。然而占主流的FGD技术还是石灰基、石灰石基的湿清洗法，利用填料和玻璃球等的通风清洗法消失了。改进的喷射塔和淋盘塔是最常见的。流程不同其效率也不同。最初的干喷射FGD可达到70%~80%，在某些改进情形下可达到90%，炉膛和烟道喷射法可达到30%~50%，但反应剂消耗量大。随着对流程的改进和运行经验的提高，可达到90%的效率。美国所有第二代FGD系统的副产物都作为废物排走了。然而在日本和德国，在石灰石基湿清洗法中把固态副产品强制氧化，得到在某些工农业领域中有商业价值的石膏。第二代FGD系统在运行维护费用和系统可靠性方面都有所进步。

第三代FGD系统

炉膛和烟道喷射流程得到了改进，而LIFAC和流化床技术也发展起来了。通过广泛采用强制氧化和钝化技术，影响石灰、石灰石基系统可靠性的结垢问题基本解决了。随着对化学过程的进一步了解和使用二基酸（DBA）这样的添加剂，这些系统的可靠性可以达到95%以上。钝化技术和DBA都应用于第二代FGD系统以解决存在的问题。许多这些系统的脱硫效率达到了95%或更高。有些系统的固态副产品可以应用于农业和工业。在德国和日本，生产石膏已是电厂的一个常规项目。随着设备可靠性的提高，设置冗余设备的必要性减小了，单台反应器的烟气处理量越来越大。在70年代因投资大、运行费用高和存在腐蚀、结垢、堵塞等问题，在火电厂中声誉不佳。经过15年实践和改进，工作性能与可靠性有很大提高，投资和运行费用大幅度降低，使它的下列优点较为突出：（1）有在火电厂长期应用的经验；（2）脱硫效率和吸收利用率高（有的机组在Ca/S接近于1时，脱硫率超过90%）；（3）可用性好（最近安装的机组，可用性已超过90%）。人们对湿法的观念，从而发生转变。

5脱硫的防腐保护编辑

脱硫系统中常见的主要设备为吸收塔、烟道、烟囱、脱硫泵、增压风机等主要设备，湿法脱硫等工艺具有介质腐蚀性强、处理烟气温度高、SO2吸收液固体含量大、磨损性强、设备防腐蚀区域大、施工技术质量要求高、防腐蚀失效维修难等特点。因此，该装置的腐蚀控制一直是影响装置长周期安全运行的重点问题之一。脱硫的防腐主要有以下几个方面：

1、吸收塔、烟囱中的应用

2、双流式塔盘防腐保护

某电厂在2010年对洗涤器升级时安装了新型双流式塔盘。在2011年的检验中表明，在塔盘较低表面上形成的沉积物区域下面，基底金属产生了较深的点蚀。用高压水将沉积物清洗干净，改变流量喷嘴试着控制结垢。被腐蚀的区域现在需要进行涂层保护，以防止进一步的破坏。采用阿克-20防腐涂层为塔盘替换下来的陈旧的“碗状物”进行涂层，效果非常好。

3、烟道脱硫防腐保护

研发新阴极防腐系统，可用于燃烧系统的废气处理或者空气污染控制设施的保护–有效控制(电流控制)高温/极酸腐蚀环境(150?C,pH-2)薄涂层解决方案。[4]

脱硫：将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2；脱硫系统属于火电厂的辅助控制设备。 通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。 脱硫工艺包括：石灰石/石膏法烟气脱硫工艺；旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺；旋转喷雾干燥烟气脱硫工艺；炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺；烟气循环流化床脱硫工艺；海水脱硫工艺；电子束法脱硫工艺；氨水洗涤法脱硫工艺 脱硫法的方程式： (1) SO2被液滴吸收； SO2(气)+H2O→H2SO3(液) (2) 吸收的SO2同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙； Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O Ca(OH)2 (固) +H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O (3) 液滴中CaSO3达到饱和后，即开始结晶析出； CaSO3(液)→CaSO3(固) (4) 部分溶液中的CaSO3与溶于液滴中的氧反应， 氧化成硫酸钙； CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液) (5) CaSO4(液)溶解度低，从而结晶析出 CaSO4(液)→CaSO4(固) SO2与剩余的Ca(OH)2 及循环灰的反应 Ca(OH)2 (固) →Ca(OH)2 (液) SO2(气)+H2O→H2SO3(液) Ca(OH)2 (液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O CaSO3(液)→CaSO3(固) CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液) CaSO4(液)→CaSO4(固) 双碱法 2NAOH+SO2=NA2SO3+H2O NA2SO3+SO2+H2O=2NAHSO3 2NA2SO3+O2=2NA2SO4 2NAHSO3+CA(OH)2=NA2SO3+CASO4·1/2H2O+3/2H2O NA2SO3+CA(OH)2+H2O+NAOH+CASO4·H2O 2007年，国家发改委颁布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，规定现有燃煤机组应按照国家发展改革委、国家环保总局印发的《现有燃煤电厂二氧化硫治理"十一五"规划》要求完成脱硫改造。燃煤机组安装脱硫设施后，其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策（电厂使用的煤炭平均含硫量大于2％或者低于0.5%的省、自治区、市，脱硫加价标准可由省级价格主管部门单独制定，并报国家发展改革委审批）。安装脱硫设施的燃煤发电企业，持国家或省级环保部门出具的脱硫设施验收合格文件，报省级价格主管部门审核后，自验收合格之日起执行燃煤机组脱硫标杆上网电价或脱硫加价。电网企业因此增加的购电成本，通过调整终端用户销售电价解决。 脱硫电价政策的实施，有效地调动了发电企业安装脱硫设施的积极性，减少了电力行业二氧化硫的排放。截至2008年底，国家电网公司经营区域内脱硫发电机组装机容量已达2.79亿千瓦，是2004年底的10.33倍，预计到2010年将达到4.41亿千瓦。2008年全国二氧化硫排放量2321.2万吨，比上年下降5.95%，其中：电力企业二氧化硫排放量1049万吨，比上年减少178万吨左右，同比下降14.5%；五大电力集团二氧化硫排放量563.2万吨，比上年减少17.81%。 电网企业积极履行社会责任，坚决执行节能减排电价政策，对符合条件的燃煤发电机组均执行了脱硫加价政策。但由于销售电价调整，与脱硫设施投运执行脱硫加价政策时间上不同步，在销售电价未相应调整到位的情况下，电网企业按规定垫付了大量脱硫加价补贴资金。近几年，由于脱硫新机集中投产和老机组加快脱硫改造，导致垫付脱硫加价补贴资金压力急剧加大。2009年1-8月份，仅国家电网公司向发电公司支付脱硫加价补贴就增加购电费149.8亿元，扣除已在销售电价疏导部分，已垫付额度达81.5亿元；预计全年将达到224.96亿元，预计垫付额度达到122.22亿元。 电网企业本身不排放二氧化硫，只是脱硫电价政策执行中的资金运转平台，在亏损的情况下，电网企业垫支脱硫费用的意愿也在下降。如果不及时解决这一问题，导致脱硫电价政策不能执行到位，进而影响到"十一五"二氧化硫减排战略的实施，因此脱硫补贴资金问题亟需通过电价调整予以解决。