烟气脱硫脱硝PPT讲解课件.ppt

1、电电 厂厂 环环 保保烟气脱硫脱硝烟气脱硫脱硝 第一部分第一部分 烟气脱硫技术烟气脱硫技术提纲一、燃煤产生的污染二、烟气排放标准三、烟气脱硫技术概况n湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）n半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术）旋转喷雾干燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID)n干法烟气脱硫技术（DFGD技术)炉膛干粉喷射 高能电子活化氧化法(EBA)荷电干粉喷射(CDSI)一、燃煤产生的污染n燃煤产生的烟气污染物：燃煤产生的烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等n燃煤烟气中燃煤烟气中SO2的量：以燃烧以燃烧10000吨煤为例计算，产生的吨煤为例计算，产生的SO2：10000吨吨*1%

2、（煤含硫量）（煤含硫量）*2（SO2是是S重量的重量的2倍）倍）*80%（煤中（煤中S转化为转化为SO2的百分率）的百分率）=160吨吨 以上是煤燃烧生成烟气中的以上是煤燃烧生成烟气中的SO2，现在对烟气脱硫，以脱，现在对烟气脱硫，以脱硫硫90%计算，则最后排放计算，则最后排放SO2：160吨吨*10%=16吨吨二、烟气排放标准nGB 13223-2011最新火电厂大气污染物排放标准，见附件一n 史上最严厉的排放标准:2012年1月1日之前的锅炉，在2014年7月1日起n SO2 200mg/m3（2012年1月1日后锅炉：100mg/m3）n NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35m

3、g/m3，甚 至只有欧洲现行标准的一半）n 烟尘 30mg/m3n排放总量控制产生史上最严厉标准中国燃煤中国燃煤SO2污染现状污染现状 SO2控制区控酸雨制区“两控区”两控区之外总计农作物12.27167.70179.9737.70217.67森林0.00775.80775.800.00775.80人体健康65.0256.18121.2050.67171.87合计77.29999.681076.988.371165.3中国中国SO2污染经济损失污染经济损失(2005)（单位：（单位：109元人民币）元人民币）中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质就是SO2污染问题

4、。三、烟气脱硫技术概况三、烟气脱硫技术概况 各国已经研究发展了许多燃煤电站锅炉控制SO2技术，并应用于实际电站锅炉。这些技术可分为三大类：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫。按脱硫的方式和产物的处理形式燃烧后脱硫一般可分为湿法、半干法和干法三大类。（1）湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）（2）半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术）（3）干法烟气脱硫技术（DFGD技术）燃煤机组烟气脱硫以第一种为主。1、湿法烟气脱硫技术 n（1）基本原理n（2）典型工艺流程n（3）常用湿法脱硫技术应用状况 n（4）其它湿法烟气脱硫技术OHHOHSK12)(222aqSOgSOOH3221)(HSOHOHaqSOSK2

5、332SOHHSOSK 2323COCasCaCOCPK323HCOHCO322()HCOHH OCO aq22()()CO aqCOg232412HSOOHSO244HSOHSO1223321()2SPKCaSOCaSOH O s2224422()SPKCaSOCaSOH O s水的离解：SO2的吸收：CaCO3的溶解：在有氧气存在时，HSO3的氧化：CaSO3和CaSO4的结晶：（1）基本原理（2）典型工艺流程）典型工艺流程 石灰石石灰石石膏湿法石膏湿法FGD系统图系统图 典型工艺流程（）常用湿法脱硫技术应用情况常用湿法脱硫技术:1.德国比晓夫公司 2.美国巴威公司 3.美国玛苏莱公司 4

6、.美国杜康公司 5.德国费塞亚巴高克公司 6.奥地利能源及环境集团公司 7.意大利艾德瑞科公司 8.日本石川岛播磨重工业株式会社（IHI）9.日本千代田公司 10.日本三菱公司的液柱塔 11.日立公司的高速水平流FGD技术 12.日本川崎喷雾塔脱硫技术 13.法国阿尔斯通 E1 德国比晓夫公司 鲁奇能捷斯比晓夫公司和鲁奇能源环保公司于2002年12月合并为鲁奇能源环保股份有限公司（LLB）。技术特点：技术特点：（1）几乎是化学理论计算值的吸收剂消耗量；（2）适于200-1000MW机组容量、低中高硫燃料的锅炉机组，处理的SO2浓度最高达25000mg/Nm3；（3）独特的吸收池，水平分为上下两

7、部分，上部氧化区在低PH值下运行，提供了很好的氧化条件，下部有新加入的吸收剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合的问题；（4）LLB公司拥有专利技术的脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔的水平池底时，无论多大尺寸的吸收塔都不会发生阻塞和石膏的沉降，吸收塔不需要搅拌器，长期关机后也可无障碍启动；主要性能：主要性能：n（1）脱硫效率高，95；（2）吸收剂耗量低，钙硫比1.03；（3）石膏品位高，含水率10%。系统流程图 主要设备主要设备 吸收塔 上部浆液PH值低，提高氧化效率；加入氧化空气，增大石灰石溶解度；石膏排出点合理；特殊设计的吸收塔喷嘴，不易堵塞；采用独特的吸收池分隔管件，将氧化区和新鲜浆液区分开

8、，有利于SO2的充分吸收并快速生成石膏，而且生成石膏的晶粒大；采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统；净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶部的烟囱排放。脱硫反应塔 交错布置的喷淋层交错布置的喷淋层 35层喷嘴；设35台循环泵。喷嘴 LLB除雾器除雾器 高效两级人字形除雾器；设计成可更换的组件，便于维护；除雾器布置在塔顶，节约场地。除雾器结构 人字形除雾器 浆液池脉冲悬浮系统浆液池脉冲悬浮系统LLB专利技术；塔浆池采用扰动搅拌；防止塔底浆液沉积；能耗比机械搅拌低；提高可用率和运行安全性；提高石灰石浆液利用率；便于维护。脉冲悬浮系统 石膏脱水系统石膏脱水系统-石膏旋流站石膏旋流站石膏进浆浓度8-15；底

9、流浓度45-60。石膏旋流站 E2.美国巴威公司 美国巴威公司（BW）成立于1867年。巴威公司已有40000MW以上的脱硫业绩，所有项目都达到性能需要，还成功地改造了多座竞争对手的脱硫塔。美国B&W公司的吸收塔模块以逆流设计。从喷淋层的喷嘴喷出的浆液用于洗涤逆流向上的烟气。新鲜吸收剂的补充量通过连续监测的pH值加以调节。主要设备主要设备 喷嘴喷嘴 全部采用碳化硅的空心锥喷嘴，浆均匀，防磨防腐。吸收塔搅拌吸收塔搅拌 吸收塔浆池中的浆液为了保持悬浮状态而加以搅拌，多个侧进式的搅拌器用于保证浆液的均匀混和。除雾器除雾器 烟气向上穿过喷淋塔带走很多的小液滴。有效率的液滴分离是基本要求，以阻止浆液被带

10、走并且在吸收塔的下游烟沉积。在巴威的吸收塔中，在垂直的或者水平的烟气流动方向雾气被两层V形除雾器脱除。吸收塔吸收塔-专利的托盘技术专利的托盘技术 在吸收塔内，喷淋层下方，布置一层多孔合金托盘，使塔风烟气分布均匀，并在托盘上方形成湍液，与液滴充分接触，大大提高传质效果，获得很高的脱硫率。激烈的冲刷使托盘不会结垢，还可作为检修平台。BW吸收塔 碳化硅的空心锥喷嘴 除雾器 多孔合金托盘 技术特点技术特点 n（1）烟气分布均匀烟气分布均匀 托盘使气流分布均匀，吸收塔直径越大，优势越明显。有无托盘时脱硫塔内气体分布模拟 n（2）浆液分布均匀）浆液分布均匀托盘上保持一层浆液，沿小孔均匀流下，使浆液均匀分布

11、。浆液分布图 （）（）低吸收塔低吸收塔 良好的传质效果可减少喷淋层，使吸收塔的高度降低。（）（）节能节能 液气比的降低，吸收塔高度的降低，使得浆液循环泵的功率大大减少，足以抵消因托盘阻力导致的引风机功率的增加，全系统高效节能。巴威公司对某巴威公司对某500MW机组的设计比较（入口机组的设计比较（入口SO2浓度浓度1800ppm，脱硫率，脱硫率95%）项目 采用托盘 不采用托盘Ca/S 1.03 1.03L/G（L/Nm3）液气比 14.5 20烟气压降（Pa）1240 870泵功率(KW)2760 3750风机功率(KW)6860 6580总功率(KW)9620 10330n（）（）检修方便检

12、修方便 托盘可作为喷淋层和除雾器的检修平台，无需排空浆液，无需搭脚手架，就可以直接检修。检修图E3.美国玛苏莱公司 1997年玛苏莱公司收购美国通用电气公司环保部（GEESI）后，即是今天的Marsulex环保集团公司。Marsulex在全球有20个国家拥有 55,974 M（2003年统计数据）脱硫技术应用的经验，在全世界向20家公司转让了技术，部分Marsulex技术受让方都已成为了国际著名的脱硫公司：德国L.C.Steinmueller（BBP）、日本IHI、奥地利AEE、韩国Doosan、荷兰Hoogovens(现在的Corus)。技术特点技术特点 （1）系统有吸收剂利用率高和脱硫效率

13、高的“双高”特点，其中石灰石的可利用率超过98%，脱硫率可达95%以上；（2）整个系统的优化设计，降低了能耗。保证了整个脱硫系统的耗电量小于电厂发电量的1.3%；（3）系统采用高气体流速设计，改善了气液传质，降低了成本；（4）吸收塔尺寸的优化平衡了SO2脱除与压力降，使投资和运行成本最优化；（5）采用高速除雾装置，改善并加强了对高速烟气中雾滴的去除率；（6）采用吸收塔液相再分配装置（简称ALRD），提高效率并降低能量消耗；（7）核心工艺设备如吸收塔及塔内部件采用专利技术的高分子材料，浆液循环泵、浆液搅拌器等设备经过特殊防腐耐磨处理，降低成本的同时，提高了设备的防腐耐磨性能。E4.奥地利能源及环

14、境集团公司 奥地利能源及环境集团公司（以下简称AEE）是奥地利热电厂和环境工程系统供应商。AEE公司在烟气脱硫领域成功运行的装置已有40多套。目前为止，AEE设计和制造的最大FGD系统是在德国NiederauBem Block K单机容量950MW的机组，脱硫率大于95%，该套装置于2002年已投入商业运行。AEE的脱硫塔烟气量最大可达3000000Nm3/h,，SO2入口浓度可达30,000 mg/Nm3，脱硫率可高达99%。空塔喷淋塔技术特点（1）以压力损失低，节省电耗为优先（2）检修维护简单（3）优化喷嘴布置，保证高效脱硫率（4）吸收塔搅拌系统确保在任何时候都不会造成塔内石膏浆液的沉淀、

15、结垢或堵塞。（5）吸收塔浆池氧化空气方式（6）AEE计算机模拟设计，控制脱硫塔烟气均匀流动技术喷嘴布置图E5.意大利艾德瑞科公司 n艾德瑞科公司（Idreco.S.p.A）创立于1976年，是国际上独家同时具备烟气脱硫和烟气脱硝两项技术的知名企业，IDRECO完全拥有一个完整的电厂空气洁净处理线和任一规模的城市废物焚烧炉。n2003年意大利IDRECO公司与浙大网新公司在中国合资成立“浙大网新IDRECO环境工程公司”，其中IDRECO公司为所有与浙大网新在中国境内合作的烟气脱硫项目提供技术和性能担保，承担所有的烟气脱硫项目的基础设计和吸收塔的详细设计以及负责现场安装调试的督导。基本湿法烟气脱

16、硫流程图 E6.日本石川岛播磨重工业株式会社（IHI）n日本石川岛播磨重工业株式会社始建于1853年，发展到现在成为包括环保、船舶、工业机械、成套设备、航空航天等设计、建造的综合性生产厂家，是日本最具影响力的重工业株式会社之一。IHI自1960年开始致力于烟气脱硫技术的研发与引进，目前已拥有5种湿法烟气脱硫技术、两种类型的脱硫塔（喷淋塔和TCA塔）和烟气脱硝技术，共提供脱硫系统100多套，脱硝系统200多套，提出专利申请100多件，拥有专利43项。E7.日本千代田公司 n千代田自行开发的CT-121脱硫工艺，是一种先进的湿式石灰石石膏脱硫工艺。无论是低硫煤、高硫煤还是重油等燃料，都能达到95%

17、以上的稳定脱硫率和10mgNm3以下的除尘性能。技术特点技术特点（1）烟气处理量大，设备大型化无限制(单机单塔最大业绩为1000MW)；（2）对烟气含硫量变化适应范围广；（3）具有稳定的脱硫率和较高的除尘性能(1的煤尘捕集率60%)；（4）气液接触面积大，在0.5秒的瞬间内完成反应，因此无副生物，无结垢；（5）石膏品质高，平均粒径70以上，脱水性能良好；（6）吸收塔高度低，无浆液循环泵，设备布置紧凑，建设、维护成本低；吸收塔的构造截面图 E8.日本川崎喷雾塔脱硫技术 川崎喷雾塔的特点如下：（1）吸收塔的构造为内部设隔板，排烟气顶部反转，出口内包藏型的简洁吸收塔；（2）通过烟气流速的最适中化和布

18、置合理的导向叶片，达到低阻力、节能的效果；（3）吸收塔出口部具有的除水滴作用可省去内藏式除雾器；（4）出口除雾器的布置高度低，便于运行维护、检修、保养；（5）吸收塔内部只布置有喷嘴，构造简单且没有结垢堵塞；（6）通过控制泵运行台数和对喷管的切换，可以针对负荷的变化达到经济运行。川崎喷嘴为陶瓷的螺旋喷嘴，喷雾模式为三重环状液膜，喷嘴的特点是：（1）低压喷嘴需要泵的动力小，为低压节能型；（2）所喷出的三重环状液膜气液接触效率高，能达到高吸收性能、高除尘性能；（3）单个喷嘴的雾量大，需要布置的数量少；（4）耐磨蚀、耐磨损，具有半永久性的使用寿命（30年以上）；技术来源脱硫公司奥地利AEE大唐环境中电

19、投远达清华同方许继联华浙江蓝天求是美国BW凯迪电力浙江天地环保德国FBE浙江菲达鞍山永新国电龙源德国鲁奇山东三融东方锅炉国华荏原福建龙净美国Marsulex四川恒泰武汉天澄山大华特康端健生湖南永清华夏盛唐南方环保广州天赐华电日本川崎江苏苏源北京博奇山东三融意大利Idrecos浙大网新法国Alstom浙大网新康端健生日本千代田北京博奇日本三菱中电投远达华电上海中芬电器日本日立美国DUCON浙江菲达华夏盛唐北京天融其它国电清新南京龙源上海石川岛北京阿兰柯青岛艾博中绿环保北京开元国泰深圳柯雷恩苏源OII 国内脱硫公司技术支持方国内脱硫公司技术支持方不同技术市场份额分析 按装机容量划分，各技术在中国脱

20、硫技术市场所占份额占前五位的国外技术分别是美国BW公司、奥地利AEE公司、德国鲁奇.能捷斯.比晓夫公司、德国Fisia Babcock公司、和美国Marsulex公司，其市场份额分别为17.25、16.50、15.76、10.86和7.53。另外,以清华同方自主研发的液柱塔、江苏苏源环保公司开发的OII技术(即精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）)等技术为代表的其它技术在国内脱硫市场中也占有较大份额，为7.99。国外技术在中国脱硫市场所占份额 注：Japan为技术支持方为日本的技术，包括川崎（4.47），千代田（3.02）

21、，三菱（3.71），日立（0.45）和石川岛IHI（2.08）；Others中包括Ducon技术(0.39%)、韩国Cottell技术(2.64%)和拥有自主知识产权的技术(4.98%)。关键设备 石灰石石膏法FGD系统主要由烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、事故排放系统、废水处理系统、工艺水系统等部分构成。这些系统都有一些关键设备，对于这些关键设备的选型对于整个FGD系统来说是至关重要的。湿法FGD的废水处理系统其他湿法烟气脱硫技术（1）海水法（2）镁法烟气脱硫（3）氨法脱硫技术（4）双碱法烟气脱硫技术（5）磷铵肥法烟气脱硫工艺（6）Wellmanlord工艺（7）有机

22、酸钠石膏工艺（8）石灰镁烟气脱硫工艺（9）碱式硫酸铝工艺（10）氧化锌法（11）氧化锰法（12）柠檬酸钠法（1）海水法（2）镁法烟气脱硫（3）氨法脱硫技术（4）双碱法烟气脱硫技术（5）磷铵肥法烟气脱硫工艺（12）柠檬酸钠法2 半干法烟气脱硫技术2.1 循环流化床烟气脱硫技术循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD）工艺是20世纪80年代德国鲁奇（Lurgi）公司开发的一种新的干法脱硫工艺，该类技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来。1）循环流化床烟气脱硫工艺(CFB)循环流化床烟气脱硫系统工艺流程循环流化床反应器及百叶窗式分离器示意(a)循环流化床反应器；(b)百叶窗式分离器 2）回流式烟气循环流化

23、床脱硫工艺(RCFB)回流循环流化床烟气脱硫RCFB反应塔工作原理 处理后烟气参数保证值实测值SO2质量浓度/mgm3400858688SO3质量浓度/mgm30.1烟尘质量浓度/mgm320737580物料消耗及其保证条款Ca/S（摩尔比）1.411.25脱硫会中活性CaO/%97.398.1RCFB工艺设计保证值和实测值比较表工艺设计保证值和实测值比较表3）气体悬浮吸收烟气脱硫(GSA)工艺基本原理是，在工艺中首先将Ca(OH)2和水混合后，用喷嘴将石灰乳雾化喷入循环吸收室内，石灰乳在反应器内干燥脱硫，并利用循环流化床技术使未完全反应的Ca(OH)2重新回到反应器内充分利用，提高吸收剂的利

24、用率。GSA采用雾化的石灰浆作为吸收剂，并将大量的脱硫灰渣回送到脱硫塔，新鲜的石灰浆通过双流体喷嘴由吸收塔的底部喷入，与循环灰碰撞并吸附在固体物料的外表面上，调节入口烟气流速稳定在适当的值，就可以保证固体颗粒处于悬浮状态。烟气与悬浮在脱硫塔中的表面覆盖有新鲜石灰浆液的颗粒发生吸收反应。另外，循环的干脱硫产物颗粒还能起到冲刷脱硫塔壁面的作用，从而可以防止结垢。净化后的烟气由吸收器的顶部进入旋风分离器和除尘器除掉大部分的固体颗粒，这些颗粒的大部分要送回脱硫塔进行灰循环。洁净的烟气经烟囱排入大气。它与CFB-FGD工艺思路相近，其工艺特点是：1）吸收塔出口装旋风分离器作预除尘，旋风分离器的除尘效率达

25、99%，吸收塔出口固体物浓度为500-2000g/m3，通过预除尘可降到5-20 g/m3。2）用生石灰消化制成石灰浆液喷入吸收塔底部。FLS一GSA工艺流程 一体化除尘器脱硫工艺流程2000年，我国云南小龙潭发电厂在6号炉100MW机组的排烟系统中配置了1套设计处理烟气量为4.87105m3/h（标准状态下）的GSA脱硫装置。小龙潭发电厂GSA脱硫装置运行的主要问题有：1）供浆泵内橡胶管损坏频繁，难以持续喷浆；2）脱硫副产品输送不畅，由于输送设备选型和管道配置不合理，在仓泵出口45200m处出现堵灰；3）脱硫塔出口烟温长时间低于85，除尘器底部灰斗下灰管堵灰；4）脱硫系统压差大于设计值，导致

26、引风机出力不够；5）喷枪、喷嘴易堵塞。GSA脱硫技术工艺流程（小龙潭电厂）机组容量/MW2120燃煤含硫量/%1.4烟气流量(VN)/m3h12518000最高烟气温度/165SO2脱除率/%保证值80%，实测值95%入口SO2质量浓度/mgm315004000吸收剂CaO除尘器入口烟尘质量浓度（包括再循环）/gm322除尘器出口烟尘质量浓度/mgm3保证值50一体化脱硫工艺（一体化脱硫工艺（NID）主要技术参数表）主要技术参数表2.2 影响循环流化床排烟脱硫效率的因素1）运行参数对脱硫效率的影响脱硫效率随Ca/S变化曲线钙利用率随Ca/S变化曲线Ca/S 烟气在塔内停留时间脱硫效率随停留时间

27、变化曲线钙利用率随停留时间变化曲线绝热饱和温距脱硫效率随绝热饱和温距变化曲线钙利用率随绝热饱和温距变化曲线脱硫塔入口烟气温度脱硫效率随入口烟气温度变化曲线钙利用率随入口烟气温度变化曲线入口SO2浓度脱硫效率随入口SO2浓度变化曲线钙利用率随入口SO2浓度变化曲线2）循环对脱硫效率的影响循环倍率变化对脱硫效率和钙利用率的影响循环倍率对脱硫效率的影响循环倍率对钙利用率的影响不同Ca/S比时循环倍率变化对脱硫效率的影响a塔内脱硫效率b系统脱硫效率Ca/S摩尔比不同时不同循环倍率对脱硫效率的影响循环灰含湿量对脱硫效率的影响a塔内脱硫效率b系统脱硫效率不同循环倍率时循环灰总含湿量对脱硫效率影响3 干法脱

28、硫技术 3.1喷雾干燥烟气脱硫技术喷雾干燥法是20世纪70年代开发的一种FGD技术，80年代开始成功地用于燃用低硫煤的锅炉，由于它由美国Joy公司和丹麦Niro Atomizer公司共同开发，国外多称Joy-Niro法。据不完全统计，在欧洲和美国采用喷雾干燥法脱硫的共有50台机组，其装机容量共11930MW。由于这种方法利用喷雾干燥的原理，在湿态的吸收剂喷入吸收塔之后，一方面吸收剂与烟气中的二氧化硫发生化学反应；另一方面烟气又将热量传递给吸收剂使之不断干燥，所以完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。喷雾干燥烟气脱硫工艺系统图a 双流体喷嘴b 喷雾干燥塔黄岛电厂喷雾干燥法烟气脱硫工艺流程图 喷雾干

29、燥烟气脱硫自运行以来，遇到的主要问题有以下几个方面：1）容器和管道的堵塞；2）吸收塔内固体沉积；3）喷雾器磨损和破裂；4）烟道和除尘器的腐蚀。这些问题是由石灰浆液或石灰粉末引起的，也是喷雾干燥吸收塔或处理浆液和粉末工业的常见问题。石灰具有容易吸收水气而变成坚硬固体的特性，石灰浆会造成堵塞和磨损。3.2 干法喷钙类脱硫技术 4.4.2.2.1 LIFAC工艺炉内喷钙尾部增湿作为一种常见的干法脱硫工艺而被广泛地应用。LIFAC脱硫技术是芬兰的Tempella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的。该技术是将石灰石于锅炉的9001150部位喷入，起到部分固硫作用。在尾部烟道的适当部位装设增湿活

30、化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2，进一步吸收二氧化硫，提高脱硫率。LIFAC工艺主要包括两步：1）向高温炉膛喷射石灰石粉；2）炉后活化器中用水增湿活化。第一步，将磨细到325目左右的石灰石粉用气流输送方法喷射到炉膛上部温度为900-1150的区域，CaCO3立即分解并与烟气中SO2和少量SO3反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。炉内喷钙的脱硫率约为25%-35%，投资占整个脱硫系统投资的10%左右。第二步，在安装于锅炉与电除尘器之间的增湿活化器中完成，在活化器内，炉膛中未反应的CaO与喷入的水反应生成Ca(OH)2，SO2与生成的新鲜Ca(OH)2快速反应生成亚硫酸钙，然后又部分

31、地被氧化为硫酸钙。LIFAC工艺流程图 LIFAC工艺流程总图（立面）工艺特点1）适用于含硫量为0.6%2.0%的煤种，在Ca/S=1.52.5时，采用干灰再循环和灰浆再循环系统，脱硫效率可达7075%。2）该法已有了一定的运行经验，按照安装在加拿大Shand电站300MW燃煤锅炉上的LIFAC系统与湿法FGD系统的经济分析比较，LIFAC的设备投资费用仅为湿法FGD系统的32%，运行费用为湿法FGD系统的78%。3）按照LIFAC系统中一台活化反应器能够处理的烟气流量，采用LIFAC脱硫方法的最佳锅炉容量为50300MW。4）LIFAC系统占地面积较小，安装活化反应器时对锅炉运行的影响较少，

32、因此它适于场地有限的老电厂改造。5）由于活化反应器是在高于露点的温度条件下运行，因此其固态反应产物是干粉，没有泥浆或污水排放。反应产物可以用作建筑和筑路材料。6）有如下缺点：钙喷入炉膛一般不会引起结焦，对尾部受热面磨损不大，但易引起积灰。总的热损失约为0.4%，锅炉效率降低约1.0%。由于钙的喷入及再循环，使粉尘量增大，对除尘器的性能要求更高，能耗增加。电厂或锅炉名称烟气量煤中含硫量脱硫率投运日期芬兰IVO公司INKOO电厂4号炉250MW1252Nm3/S1%70%1989年俄罗斯贝加尔纸浆厂锅炉45MW58 Nm3/S0.4%70%1990年10月加拿大POPLARRIVER电厂1号炉30

33、0MW164 Nm3/S0.6%70%1990年9月加拿大SHAND电厂300MW166 Nm3/S（一半烟气活化）0.5%6070%1992年6月美国Richmond电厂2号炉60MW85 Nm3/S2.3%2.9%75%1992年国外国外LIFAC运行情况运行情况国内钱清电厂LIFAC脱硫系统n钱清电厂是由浙江巨能电力有限工程公司总承包的1台125MW供热发电机组（1#机组）的脱硫工程，锅炉为上海锅炉厂生产的SG420/13.7-417A中间再热自然循环汽包炉；汽轮机为上海汽轮机厂生产的N125-13.3/535/535型；发电机为上海电机厂生产的QFS-125-2型。该烟气脱硫装置是从芬

34、兰FORTUM公司引进的LIFAC脱硫工艺，关键设备采用国外设备，设计单位是浙江省电力设计院，该脱硫系统于2000年2月投产使用。炉内喷钙系统 1）石灰石粉输送系统）石灰石粉输送系统石灰石粉仓 仓泵 2）石灰石粉喷射系统）石灰石粉喷射系统 平衡料斗 螺旋给料机 分配器 石灰石粉喷嘴 炉后增湿活化系统 n1）活化器）活化器3）增湿水系统4）烟气加热系统5）脱硫灰再循环系统6）旁路烟道3.2 荷电干式吸收剂喷射烟气脱硫工艺带电吸收剂粒子对小粒径粉尘的吸附作用（1）CDSI系统工作原理（2）CDSI系统各工作单元燃煤锅炉CDSI系统流程示意图国内干法及半干法烟气脱硫工程部分运行业绩建设单位工艺流程规

35、模脱硫效率运行时间技术提供方沈阳黎明公司喷雾干燥法50000m3/h85%1992丹麦NIRO公司山东黄岛电厂简单喷雾干燥法300000m3/h70%1995日本三菱公司成都热电厂电子束法300000m3/h80%1997日本荏原制作所南京下关电厂炉内喷钙增湿活化法795000m3/h75%1997芬兰IVO公司浙江钱清电厂炉内喷钙增湿活化法550000m3/h65%2000芬兰IVO公司浙江衢州化工厂增湿灰循环（NID法）300000m3/h80%2000瑞典ABB公司无锡化工集团股份有限公司热电厂循环流化床烟气脱硫150000m3/h90%2000中绿环保公司云南小龙潭发电厂气体悬浮吸收法

36、（GSA）487000m3/h90%2001丹麦Smith Muller公司广州恒运电厂循环流化床烟气脱硫210MW85%2003德国Wulff公司北京科利源热电有限公司循环悬浮式半干法烟气脱硫技术65037m3/h89%2004浙江大学热能工程研究所珠江啤酒集团公司热电厂循环悬浮式半干法烟气脱硫技术18000085%2004浙江大学热能工程研究所第二部分 烟气脱硝技术n提纲一、环境中NOX 来源二、NOX 形成机理三、NOX 的控制 技术四、NOx脱除技术SCR五.SCR装置的影响六、液氨SCR的优缺点一、环境中NOX 来源各国火电厂氮氧化物排放标准比较 单位：mg/m3国家固体燃料排放限值

37、（mg/m3）中国（2012-01-01以后）全部煤粉锅炉100美国（2005-02-28以后的执行标准）新建机组135改建机组135 改造机组185 欧盟（2002 年11月27日后获得许可证的电厂）*偏远地区除外，其值为300mg/m3 生物燃料热功率50100MW400热功率100300MW300热功率大于300MW200普通燃料热功率50100MW400热功率大于100MW200*日本（1987.4.1至今的执行标准）烟气量（万Nm3/h）7041020-705134718二、NOX 形成机理A.热力型 NOX l主要反应 N2+ONO+N N+O2NO+O N+OHNO+Hl相关因素

38、 高温环境 燃料与空气的充分混合 无烟煤燃烧中，热力型NOx可到一半以上B.燃料型 NOX l 燃料中的有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成的氮氧化物l 相关因素与燃料和空气的混合程度密切相关与燃烧区域的温度关系不大 烟煤燃烧中，约80的NOx为燃料型C.快速型 NOX l 在燃烧的早期生成l 形成过程氮和燃料中的碳氢化合物反应 N2CH化合物HCN化合物HCN化合物氧化生成NO HCN化合物O2NOl对于燃煤锅炉，快速型NOx所占份额一般低于5。三、NOX 的控制 技术n燃烧燃烧过程中过程中控制技术控制技术n 低低NOx燃烧器燃烧器n 空气分级燃烧技术空气分级燃烧技术n 燃料分级燃烧技术燃料分级

39、燃烧技术n燃烧燃烧后后控制技术（烟气脱硝技术）控制技术（烟气脱硝技术）nI.选择性催化还原技术（选择性催化还原技术（SCR）nII.选择性非催化还原技术（选择性非催化还原技术（SNCR）nIII.SNCR/SCR混合技术混合技术四、NOx脱除技术SCR1、选择性催化还原法(SCR)主要反应n4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2 3N2+6H2O 6NO2+8NH3 7N2+12H2Ol反应温度 230450 一般应用温度：320400 l转化效率在7090%之间。vSCR最早由日本于60-70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR的商业运行。原

40、来并非为高原来并非为高脱硝率脱硝率工艺工艺。v一般高尘设置(High Dust Layout)触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间,其作用为使喷入之氨与烟气中之NOx反应实现脱硝。v在此情况时,其有效反应之温度范围较SNCR低的多,约在320oC 400oC之间。v最普遍使用的化学反应剂（还原剂)为氨,但近年来也使用近年来也使用尿素尿素。2 锅炉脱硝系统装置的基本流程锅炉脱硝系统装置的基本流程锅炉锅炉NH3 喷注喷注脱硝反应器脱硝反应器空气预热器空气预热器NH3 混合器混合器 蒸发器蒸发器NH3 液化罐液化罐静电除尘器静电除尘器引风机引风机烟囱烟囱换热器换热器 增压风机增压风机脱硫系统

41、脱硫系统送风机送风机SAH蓄压器蓄压器3.SCR系统无水氨储罐无水氨储罐氨蒸发器氨蒸发器烟气出口烟气出口稀释空气稀释空气氨喷射栅格氨喷射栅格SCRSCR反应器反应器空预器空预器锅炉锅炉烟气烟气省煤器省煤器NONOX X信号信号锅炉负荷信号锅炉负荷信号FICFIC氨的流量分配氨的流量分配4.SCR系统主要设备n反应器/催化剂系统主要设备：反应器 催化剂 吹灰器4.SCR系统主要设备n烟气/氨的混合系统主要设备：稀释风机 静态混合器、氨喷射格栅（AIG）空气/氨混合器5、选择性催化还原（SCR）法工艺系统图 6.催化剂催化剂型式催化剂主要的供应商板式nArgillonnBabcock Hitach

42、i(BHK)n波纹板式nHaldor TopsoenHitachi Zosen(Hitz)蜂窝式nCormetechnArgillonnCeramnCCICn东方凯瑞特板式和蜂窝式催化剂的比较形式优点缺点蜂窝式比表面积大抗热冲积能力强抗灰阻塞能力一般板式抗阻塞性好烟气阻力小结构强度高多层结构，表层活性材料易脱落催化剂选型主要因素n烟气中飞灰的含量n烟气中飞灰颗粒尺寸n反应器布置空间n烟气阻力要求SCR 催化剂设计中要考虑其它因素n催化剂的寿命nSO2 到 SO3 的转化率n使用NH3 的烟气最低温度n高温下催化剂的烧结nAs的毒化n碱土金属（）n碱金属（Na，K）的毒化 n卤素（）的毒化n飞灰

43、磨损五.SCR装置的影响n对空预器的影响n烟气中部分SO2转化成SO3n由于SO3的增加，由此酸腐蚀和酸沉积堵灰程度增加nNH3+SO3+H2ONH4HSO4/(NH4)2SO4nNH4HSO4 沉积温度150200，粘度较大，加剧对空气预热器换热元件的堵塞和腐蚀n空气预热器热端压差增加，空气预热器漏风略有增加采取的措施n采用多介质吹灰器n空气预热器由高中低温段改为高低温两段，取消中温段，避免空预器在NH4HSO4沉积温度区域分段。n换热元件选用合适的板型n在空预器冷段采用镀搪瓷元件n严格控制漏氨率n采用较低的SO2到SO3的转化率三氧化硫酸雾三氧化硫酸雾烟气排放六、液氨六、液氨SCR的优缺点

44、的优缺点优点优点:脱硝率高达脱硝率高达80%缺点缺点:不安全不安全-环保工程成了环保工程成了重大危险源重大危险源建设工程建设工程投资和运行费用较高投资和运行费用较高重大危险源重大危险源A 氨溶液为危险化学品氨溶液为危险化学品n根据中国政府根据中国政府危险货物品名表危险货物品名表（GB12268）、）、n危险化学品名录（危险化学品名录（2002版）版）规定，氨水与无水氨都规定，氨水与无水氨都n属于危险化学品。属于危险化学品。n含氨含氨50%的氨溶液，的氨溶液，危险货物编号为危险货物编号为23003；n35%含氨含氨50%的氨溶液，危险货物编号为的氨溶液，危险货物编号为22025；n10%含氨含氨

45、35%的氨溶液，危险货物编号为的氨溶液，危险货物编号为82503。B.氨溶液氨溶液使用量使用量超过超过40/50吨的为重大危险源吨的为重大危险源 根据根据重大危险源辨识重大危险源辨识（GB18218-2000）的）的规定（表四规定（表四 有毒物质名称及临界量）有毒物质名称及临界量）:氨的使用量若超过氨的使用量若超过40吨吨，则，则为重大危险源为重大危险源。一般情况下，一般情况下，2600MW机组氨法机组氨法SCR的氨储存量可在的氨储存量可在100-200吨的范围。吨的范围。C.中国政府对危险品的有关管理法规中国政府对危险品的有关管理法规主要法规有：主要法规有：安全生产法安全生产法 国务院第国务

46、院第344号号危险化学品安全管理条例危险化学品安全管理条例 国家安全生产监督管理局国家安全生产监督管理局危险化学品建设项目安全许可实施危险化学品建设项目安全许可实施办法办法自自2006年年10月月1日起施行日起施行 重大危险源监督管理规定重大危险源监督管理规定n 国家针对危险化学品将出台一系列的法规国家针对危险化学品将出台一系列的法规用液氨的成本将大幅增加！用液氨的成本将大幅增加！n 关于危险化学品建设项目安全许可和试生产（使用）方案关于危险化学品建设项目安全许可和试生产（使用）方案备案工作的意见备案工作的意见 安监总危化2007121号n危险化学品建设项目安全评价规范危险化学品建设项目安全评

47、价规范n危险化学品建设项目安全设施设计专篇编写导则危险化学品建设项目安全设施设计专篇编写导则安监总危化2007225号n危险化学品生产经营活动安全设施目录危险化学品生产经营活动安全设施目录n重大危险源（储罐区、库区和生产场所）安全监控通用技重大危险源（储罐区、库区和生产场所）安全监控通用技术规范术规范 n重大危险源（罐区）安全监控装备设置规范重大危险源（罐区）安全监控装备设置规范n重大危险源分级标准重大危险源分级标准n“氨气安全规程氨气安全规程”D.有关氨溶液储存、运输注意事项有关氨溶液储存、运输注意事项 根据中华人民共和国国家标准建筑设计防火规范（GBJ16-87），液氨属于乙类液体。储存时

48、储存时:a.防火间距要求：宜布置在地势较低的地带，间距按本表计算：名称乙类液体罐区总储量50 200 吨耐火等级一、二级三级四级防火间距15m20m25mb.乙类液体的地上、半地下储罐或储罐组，应设置非燃烧、耐腐蚀乙类液体的地上、半地下储罐或储罐组，应设置非燃烧、耐腐蚀 的材料防火堤。的材料防火堤。c.乙类液体储罐区，应设消防车道或可供消防车通行的且宽度不小乙类液体储罐区，应设消防车道或可供消防车通行的且宽度不小 于于6m的平坦空地。的平坦空地。SCRSCR可能的问题：可能的问题：1.1.高的高的SCRSCR工程造价；工程造价；2.2.由于由于SCRSCR形成硫酸氢铵使空气预热器性能降低；形成

49、硫酸氢铵使空气预热器性能降低；3.SCR3.SCR催化剂寿命；催化剂寿命；4.SCR4.SCR需要对需要对 NH3 NH3 逃逸进行严厉控制；逃逸进行严厉控制；5.SCR5.SCR要求烟气中要求烟气中 (NH3/NOx)(NH3/NOx)混合和温度均匀混合和温度均匀 ,(,(需要需要AIGAIG和其他混合和其他混合装置和旁路烟道装置和旁路烟道)；6.SCR6.SCR需要对还原剂的储存和处理；需要对还原剂的储存和处理；7.7.无无SCRSCR需要的需要的空间空间；8.SCR8.SCR要求风机要求风机(ID/FD Fan)(ID/FD Fan)更新或加大；更新或加大；9.SCR9.SCR催化剂对中国煤敏感度。催化剂对中国煤敏感度。致致 谢谢Thank You