湿法烟气脱硫脱硝技术

湿法烟气脱硫脱硝技术（共11篇）

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇1

我国的能源构成主要以煤炭为首, 煤炭作为电厂发电中主要燃料之一, 其可释放大量的二氧化硫, 给大气环境带来巨大的破坏。因此控制火电厂释放出的[4]已是保护环境的重中之重。烟气脱硫被认为是控制[4]最行之有效的途径, 湿法脱硫中的石灰石石膏法脱硫也是最成熟的烟气脱硫技术。因此, 进一步研究石灰石/石膏法脱硫, 改进目前国内生产中所存在的一些问题, 如结垢、腐蚀、运行费用高等, 探究工艺技术设备原理, 是本论文研究的主要目的。

1 石灰石石膏法原理

石灰石—石膏法目前为世界上最成熟的脱硫工艺, 其主要原理为, 石灰石吸收烟气中的[4], 并将分离出的抛弃处

理, 也可以将其氧化为1做石膏回收处理。[1]

石灰石为吸收剂, 石灰石粉碎后加水混合后制成吸收剂浆液, 当吸收剂浆液在FGD吸收塔内与烟气混合, 烟气中的[4]与浆液中的Ca CO3发生化学反应被吸收, 最终反应产物为石膏, 脱硫后的烟气需要经过涂雾器再经换热器升温后排入烟囱。吸收塔底部中的脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收利用。

2 主要工艺系统设备

目前石灰石石膏法脱硫工艺系统主要由烟气系统、吸收系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、废除处理系统五大部分组成。[2]

2.1 烟气系统

其主要包括烟道、烟气挡板、密封风机和气-气加热器等相关设备。从锅炉引风机上排出的烟气经除尘后, 通过气-气加热器冷却降温, 接着烟气从吸收塔内进行脱硫洗涤后被传输至吸收塔。

2.2 吸收系统

吸收塔是FGD设备的核心装置系统。按照烟气和循环浆液在吸收塔内的流动方向, 可以将吸收塔分成逆流塔和顺流塔两大类。基于充分利用顺、逆流塔的优点以及减小单个吸收塔的塔径和降低塔高度, 也有采用顺、逆流串联组合双塔的流程布置。吸收塔除了浆液和烟气的相对流动方向不同外, 主要差别是通过何种方式来增大吸收浆液表面积, 来提高二氧化硫从烟气到浆液的传质速率。石灰石湿法工艺中按此分类的塔类型有:喷淋空塔、有多孔塔盘的喷淋塔、喷淋填料塔、双循环湿式洗涤器、喷射鼓泡反应器及双接触液柱塔。

2.3 浆液制备系统

浆液制备系统中的干粉制浆方式, 粉仓下部设有2个下粉口, 并接有落粉管及星型给料机, 浆液箱上部装有搅拌机, 在浆液箱中石灰石粉与溢流液混合生成浓度为30%的石灰石浆液。浆液制备系统的主要是向吸收系统中提供石灰石浆液。

2.4 石膏脱水系统

石膏脱水系统主要包括水力旋流器和真空皮带脱水机。其主要利用离心分离的原理, 分离出颗粒细小的结晶继续与脱硫反应, 颗粒粗大的结晶通过真空皮脱水机去除粗大结晶颗粒之间的游离水。

2.5 废水处理系统

其主要由废水池、水泵、管道、阀门四大部分组成。废除处理主要分为四个步骤, 分别为废水中和、重金属沉淀、絮凝和澄清/浓缩。

3 石灰石石膏法烟气脱硫现今存在的问题及解决办法

现在国内大部分电厂都采用的是石灰石石膏法烟气脱硫技术。但是技术确实参差不齐。主要都存在结垢及堵塞、腐蚀及磨损等棘手的问题。解决此两项问题事关重要。

3.1 结垢和堵塞

火电厂石灰石石膏法烟气脱硫技术中, 经常出现设备堵塞现象。结垢会增到能耗, 情况严重时可造成增压风机出现喘振现象。因此, 设备结垢和堵塞问题成为了设备可否长期运行的关键, 了解造成结垢和堵塞的原因也成了首要关注问题。在工艺流程操作中, 很多方法可以防止结垢和堵塞的发生。除尘方面, 要严格控制吸收系统中所进入的烟尘量, 严把控制液的PH值, 控制吸收液中的水分蒸发量。严格控制大颗粒结晶物质的饱和程度。选择吸收系统设备方面, 需优先考虑用不易出现结垢及耐腐蚀现象的材质作吸收设备。[3]

3.2 腐蚀及磨损

烟气脱硫技术中的腐蚀及磨损是湿法中常见的问题, 腐蚀主要发生在热交换器、烟道和吸收塔等处。选材方面要采用不易腐蚀材质作换热器、烟道及吸收塔。从而降低工艺操作中降低腐蚀率。[4]

4 结语

石灰石石膏湿法喷淋脱硫其脱硫效率较高、运行稳定成熟, 得到国内广泛的认可。我国在烟气脱硫技术基础上, 需进一步对烟气脱硫系统进行优化与开发, 使烟气脱硫技术有着更可观的发展前景, 及更符合中国国情的烟气脱硫技术。

参考文献

[1]李小宇, 朱跃, 石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统工艺设计初探[M], 哈尔滨:锅炉制造, 2007.

[2]湿法讲义[J], 北京烟气脱硫技术专题研修班培训教材, 2005.

[3]王辉, 王少权, 石灰石石膏湿法烟气脱硫的水平衡问题探讨:环境污染与防治, 2008.

[4]田斌, 石灰石-石膏湿法脱硫技术问题及脱硫效率探讨[M].

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇2

烟气同时脱硫脱硝技术进展

化石燃料在燃烧过程中排放大量酸性污染物,如SO2和NOx,对环境产生严重的污染,使之成为世界性的环境污染问题.目前,最有效的`脱硫技术之一是烟气脱硫(FGD).湿法FGD工艺已经被广泛的使用,此工艺费用较低、易于操作,具有较高的SO2去除效率.

作 者：胡筱敏 高宇 作者单位：东北大学资源与土木工程学院刊 名：环境保护与循环经济英文刊名：LIAONING URBAN AND RURAL ENVIRONMENTAL SCIENCE & TECHNOLOGY年，卷(期)：29(3)分类号：关键词：

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇3

【关键词】燃煤烟气；脱硫脱硝；一体化技术；特点

我国能源构成以煤炭为主，是世界上最大的煤炭生产国和消费国，在电力运行中，火力发电占有很大比重，主要以燃煤为主，所排放的烟气中含有大量二氧化硫和氮氧化物，严重污染到大气环境，一方面能源结构在短期内难以得到有效调整，另一方面环境治理的力度又在加强，这已经成为火电厂今后发展必须要解决的矛盾，所提出的课题为：立足于我国基本国情，大力发展脱硫脱硝一体化技术。

一、固相吸附/再生脱硫脱硝技术

（一）技术原理 国内外对脱硫脱硝一体化技术的研发从未停止过，目前已研发的种类近80种，但是真正用于生产实践的并不多，而在已应用于生产实践中的脱硫脱硝技术中，固相吸附/再生脱硫脱工艺较具有代表性，该技术主要采用的是固相吸收剂，通过理化吸附或催化作用来脱除燃煤烟气中的二氧化硫和氮氧化物，所使用到的吸收剂有活性炭、分子筛等，基本上可以循环利用。

（二）特点分析 根据所用吸收剂的不同，固相吸附/再生脱硫脱硝技术的工艺方法可分为活性炭吸附法和CuO/Al2O3吸收法两大类，其中活性炭吸附法脱硫的实现要先对烟气进行除尘、降温和调湿，使再让其进入到装有多孔活性炭的吸收塔，最后被孔结构中的含氧络合物基团催化氧化，生成硫的副产物；脱硝的实现则是要进入到NH3条件下与其发生反应，最终生成硝的副产物。上述工艺方法现已实现了工业化应用，其不足在于耐压、耐磨、耐冲击性能差，在使用过程中易损耗，同时被氧化后会失效。在使用CuO/Al2O3吸收法时，单质铜会被氧化为CuO，其与二氧化硫会进一步发生反应，在脱硫的同时鼓入适量的NH3，可使烟气中的氮氧，化物转化为无害的氮气，然后再排放到大气中，该工艺方法的脱硫脱销率为90%、75%，其优点为无二次污染产生，缺点也比较明显，成本较高，难以广泛推广应用[1]。

二、气/固催化脱硫脱硝技术

（一）技术原理 气/固催化脱硫脱硝技术所用到的催化剂可对二氧化硫和氮氧化物进行直接氧化和还原，整体脱除率较高，主要工艺方法有WSA-SNOx、SNRB及Parsons烟气清洁工艺。

（二）特点分析 WSA-SNOx工艺方法是一种联合脱硫脱销技术。燃煤烟气先后进入到SCR反应器和二氧化硫转化器，进而完成脱硝和对二氧化硫的转化，其应用优势为去除率较高、运行维护要求较低，且不会产生二次污染物，但是所生成的副产品，在储运中面临很大困难。SNRB工艺方法则是将燃煤烟气集中在高温集尘室中，对其进行整体性处理，喷入石灰水等钙基吸收剂来脱除二氧化硫，再利用SCR催化剂促成化学反应，该工艺方法适用范围较广，现正处于推广阶段[2]。再有Parsons烟气清洁工艺方法，其所需要的设备较为复杂，优点在于整体脱除率可达到99%以上，具体脱除过程为甲烷重整气和硫磺装置的尾气混合，为催化氢化反应模块提供给料气体，烟气中成分进入到蜂窝状反应器中被还原，再经过热蒸汽降温器冷却，并对其进行净化，最后转化为单质硫副产品。

三、液相脱硫脱硝技术

（一）技术原理 液相脱硫脱硝技术是在气/液段将一氧化氮氧化为二氧化氮，相关工艺方法有络合吸收法、尿素净化烟气法和氯酸氧化法，其中络合吸收法以钒、铁或镍为催化剂，尿素净化烟气法以尿素为吸收剂，氯酸氧化法则是一种新开发的液相脱硫脱硝一体化技术。

（二）特点分析 络合吸收法可同时脱除二氧化硫和氮氧化物，但是对二者的脱除效果却存在很大差异，前者脱除率可达到90%以上，而后者仅为60%，且该工艺方法的整体利用率较低，脱除反应较慢，并不适于工业化应用。尿素净化烟气法是将烟气引入高效吸收塔中完成接触反应，整个操作过程较为简单，但是吸收效率并不高，目前相关研发仅停留在实验阶段。与前两种工艺方法相比，氯酸氧化法最大的不足在于氯酸具有较强的腐蚀性，对所用到的设备材质要求较高，这也是目前实验研究必须要攻克的一大难题。

四、高能电子活化氧化技术

（一）技术原理 高能电子活化氧化技术是近年来研发的热点，主要是利用高能电子撞击烟气中二氧化硫和氮氧化物的分子，对其进行转化，具体过程为分别将二氧化硫氧化为三氧化硫，一氧化氮氧化为二氧化氮，再各自与水分子发生反应，生成二氧化硫和氮氧化物的副产物。相关工艺方法有EBA和PPCP，目前国内外均将其视为今后脱硫脱硝一体化技术发展的主要趋向。

（二）特点分析 EBA和PPCP的划分是根据高能电子的产生方式，前者是利用电子枪发射的高能电子束照射已降温的烟气，促使烟气分子发生电离，完成二氧化硫和氮氧化物分子的高阶转化，通常设定电子能力为0.8～1MeV，烟气温度约70℃，这种脱硫脱硝工艺方法在德国、日本等国家很早就开始了实验研究，目前正在走向工业化，其优点在于设备简单、容易操作和控制过程，且不会产生废水、废渣，脱硫、脱硝率分别在90%、80%以上，而且生成的副产物可以用作肥料，生产工艺较为环保，缺点在于需要建立放射线防护设施，同时对电子束加速器的维护成本也较高。后一种工艺方法是在电极上放置高压脉冲电源，电晕极对接地极发生脉冲电晕放电，突发强电场产生的能量较大，容器内烟气分子突然获得巨大的能量后，在常温下产生高能电子和非平衡等离子体，通常情况下产生的能量在5eV以上。与EBA相比，PPCP因不需使用电子枪，所有不用单独建设防护设施，相对投资较少，且脱硫脱硝率和除尘效果均能得到预期，因此，应用优势更为明显。

五、小结

综上所述，国外内对脱硫脱硝一体化技术的研发均十分重视，所涉及的工艺方法较多，工业化应用除了要考虑到技术条件外，还要在经济性上具有竞争力，目前活性焦燃煤烟气脱硫脱硝技术在国内应用较具有发展前景，能够带来很好的经济效益和社会效益，应加大这方面的技术改造力度和工艺方法研究，促使相关设备尽早实现工业化。

参考文献

[1]王雪涛，王沛迪，刘予，等.燃煤电厂烟气脱硫脱硝一体化技术发展趋势[J].能源与节能，2014，15（8）：2-3.

烟气湿法氨法脱硫技术 篇4

关键词：脱硫,工艺,设计

双鸭山龙煤天泰煤制芳烃项目3×165t/h循环流化床锅炉烟气进行脱硫处理采用氨法脱硫工艺, 使锅炉烟气排放符合环保要求;同时副产硫酸铵, 按一炉一塔设计, 每台炉设置一套烟气脱硫装置, 三台炉公用一套硫铵生产系统, 脱硫后的烟气汇总后经150m烟囱排放。

1 设计规模

脱硫系统设计处理单台炉烟气270000 Nm3/h, 设计脱硫效率≥91.2%, 锅炉排放烟气中SO2≤90mg/m3, 装置年运行小时8000h, 无污水排放, 主要设备寿命不小于20年。当脱硫系统进口烟气流量+10%、温度+20℃、SO2浓度+10%范围内变化, 仍可达到保证参数。脱硫装置可带基本负荷, 也可以用于变负荷, 负荷变化范围30%~110%基本负荷。

1.1 烟气吸收脱硫原理。氨法脱硫用含氨溶液通过喷淋与烟气接触, 吸收烟气中的二氧化硫, 最终生成亚硫酸铵。

反应过程可基本表述为:烟气中的二氧化硫与烟气接触时首先被水吸收, 生成氢离子、亚硫酸氢根离子与亚硫酸根离子, 然后氢离子与氨水溶于水后生成的氢氧根结合生成水分子。同时体系中的铵离子、亚硫酸氢根离子、亚硫酸根离子不断增多, 然后亚硫酸根离子与亚硫酸氢根离子经氧化生成硫酸根, 最终在浓缩阶段生成硫酸铵并回收。吸收反应式如下:

1.2 亚硫酸铵氧化工艺原理。在烟气吸收过程中形成的HSO3-、SO32-需氧化为SO42-才是期望得到的离子。2SO32-+O2葑2SO42-

1.3 硫酸铵回收工艺原理。

脱硫吸收的生成物分散溶解于溶剂水中, 经氧化后, 基本成为水—铵离子—硫酸根离子体系, 在浓缩阶段溶剂水逐步被蒸发, 当达到硫酸铵饱和度后发生下列反应并析出, 使脱硫反应生成的硫酸铵得以回收:

1.4 脱硫液后续处理副产品回收工艺原理。

经吸收、氧化得到的 (NH4) 2SO4为稀溶液, 需蒸发其水分, 后续处理, 才能得到符合标准要求的副产品。本装置副产品回收原理图如图1。

2 脱硫工艺流程

脱硫装置分A、B、C三套, 公用一套氨水系统和回收系统, 以A套为例介绍。

本装置采用的工艺为湿式氨法脱硫工艺, 采用一定浓度的氨水为脱硫剂来脱除烟气中的二氧化硫, 回收的副产品硫酸铵可作为商品出售。

本装置总流程为:热烟气自引风机引出后, 首先在脱硫塔进风管和浓缩段与喷淋的硫酸铵溶液进行降温浓缩硫酸铵溶液;然后进入脱硫段, 与喷淋的亚硫酸铵液接触进行SO2吸收, 完成脱硫;最后经除雾器除雾后进入烟囱, 排入大气。脱硫后生成的亚硫酸铵液经氧化生成硫酸铵, 再经浓缩、甩干、干燥、包装等, 得到副产品硫酸铵。

本装置分为脱硫系统与产品回收系统, 这两个系统中又各有子系统, 现分项说明如下:

本系统由氨水制备系统、SO2吸收系统 (包含几个子系统) 、亚硫酸铵氧化循环、硫酸铵预浓缩循环、回收系统组成。

2.1 氨水制备系统。本系统分为两个子系统:氨水系统和事故系统。

氨水系统是将厂区供应的氨水打入氨水罐, 氨水罐内的氨水由氨水泵打出并向脱硫系统输送。

事故系统, 来自脱硫系统A/B/C事故液、母液罐事故液、烟囱冷凝液进入地下事故槽, 经事故泵再打回脱硫系统A/B/C。

2.2 SO2吸收系统

①烟风系统。a.热烟气自引风机引出后, 在烟道内首先与喷淋的硫酸铵溶液接触, 然后进入脱硫塔浓缩段, 上升过程中首先与喷淋的硫酸铵浆液接触, 对其进行浓缩, 同时完成进一步降温。b.气流上升穿过浓缩段升气帽后, 开始与脱硫段喷淋的硫酸铵溶液接触, 完成脱硫过程。c.气流继续上升穿过除雾除沫器, 减少烟气中夹带的水分并尽可能多地回收产品。除沫后的湿烟气排出塔外, 经烟囱排入大气。

烟气经上述操作后完成脱硫操作。

②液体物料循环吸收系统。a.工艺水流程。工艺水一路通过清水泵去塔的最上层清洗除雾器 (分为三层) , 为间歇式喷淋, 以冲洗掉除雾器上的结晶。另一路工艺水由工艺水主管引入, 向多功能氧化器补水, 以维持多功能氧化器的液位平衡;b.硫酸铵溶液循环脱硫流程。脱硫循环泵将硫酸铵溶液自多功能氧化器中打出, 打出后在脱硫段分两层进行喷淋。喷淋后的硫酸铵溶液在液滴下落过程中吸收随气流上升的SO2, 吸收SO2后的溶液在升气帽上汇集并溢流入多功能氧化器, 完成脱硫循环, NH4HSO3与 (NH4) 2SO3在多功能氧化器内被氧化为硫酸铵, 再次被脱硫循环泵抽出时补充氨水, 恢复脱硫能力, 周而复始。

2.3 亚硫酸铵氧化循环。

多功能氧化器内的硫酸铵溶液在循环脱硫的工程中会有新的NH4HSO3与 (NH4) 2SO3混入, 因此脱硫后的硫酸铵溶液中含有亚铵成分, 需要经氧化使其转化为硫酸铵。

2.4 硫酸铵溶液浓缩循环。

进入浓缩段的稀硫酸铵在烟道内喷淋后与塔内循环喷淋浆液混合, 进入脱硫塔底部浆液池, 浆液池内浆液硫酸铵总浓度48%~53%, 晶体含量5~10%。

2.5 硫铵回收系统

浆液结晶器系统。由出料泵送来的含晶体物料进入母液罐后, 硫酸铵晶体并在重力作用下晶体以较快速度下沉, 在母液罐锥形底部沉积, 形成晶体相对集中区, 经母液泵打入旋流器, 在旋流器中进行初次分离后上清液回母液罐;经旋流器后的稠料经离心机中分离后, 清液回母液罐。母液罐晶体沉降后的稀浆液在内筒与罐壁的环隙内上浮, 并在结晶罐溢流口处溢流进入母液回流泵进口, 由回液泵打出, 经流量调节阀有控制地进入A、B、C三套脱硫系统。

3 脱硫装置设计技术经济指标

3.1 烟囱出口排放烟气SO2浓度≤90 mg/m3, 排放烟气温度>50℃, 烟气水雾含量<75mg/Nm3, 游离氨逃逸率<10mg/m3。

3.2 脱硫系统总阻力 (引风机出口至烟囱入口包括脱硫部分烟道及GGH) <2350Pa。

3.3 脱硫率≥92%。脱硫效率应不小于95%。

3.4 吸收剂利用率≥95%。

烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究 篇5

烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究

简要介绍了几种烟气同时脱硫、脱硝一体化技术.从反应原理、工艺特点和工业化进展等方面,对几种同时脱硫、脱硝一体化技术研究进展进行综述,并根据目前研究情况对下一阶段的工作提出了建议.

作 者：柏源 李忠华 薛建明 王小明 作者单位：国电环境保护研究院,江苏,南京,210031刊 名：电力科技与环保英文刊名：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：26(3)分类号：X701.7关键词：火电厂 烟气 脱硫脱硝 一体化

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇6

随着电力建设的发展，发电厂装机容量不断增大，湿法脱硫装置配套设备的容量也逐渐增大，其耗电量约占发电量的0.6-0.7%之间左右，射阳港发电有限责任公司5、6号660MW机组的烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。其工艺系统包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、废水处理系统。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统为两台机组公用。选择合理的运行方式，可在满足环保要求的前提下最大限度的降低厂用电率，达到节能环保的双重效果。

1.影响脱硫厂用电率的主要因素

2.优化调整措施

2.1石膏浆液循环泵

脱硫系统中，离心式石膏浆液循环泵电流与进口静压是成正比的。吸收塔液位越高，泵电流就越高，反之就越低。实际运行中，一般在脱硫系统负荷较高时，烟气流量大、烟气SO2含量高、石灰石品质较差时，需要控制较高的液位，使浆液有较大的氧化空间，从而保证脱硫效率。在运行中符合以下条件时应降低吸收塔液位：（1）机组负荷低时，特别是在晚峰后，有较长低负荷时，结合脱硫效率和SO2排放指标；（2）原烟气SO2含量较低且排放允许条件下；（3）石膏浆液中亚硫酸盐合格的条件下。

同样，脱硫系统中，石膏浆液循环泵电流与浆液的密度也是成正比。石膏浆液密度越低，电流就越小，反之就越大。但浆液密度又关系到石膏脱水性能，密度过低，石膏生成量少，脱水效果不佳，经济性较差；密度过高，石膏不能及时脱出，易造成喷淋层喷咀、除雾器结垢，甚至影响脱硫能力。以下几种运方可作为参考：（1）与吸收塔浆液池液位一起调整，如运行中需要低液位向高液位调整时，此时尽量以工艺水向吸收塔内补充，液位升高的同时，密度也相应下降；（2）当真空皮带机滤布上部的石膏饼厚度能够保持设定值时（我厂设定为20mm），尽可能使浆液密度在低水平。（3）在原烟气含硫量较低时，一般指小于脱硫系统原设计值的工况，脱硫能力不受影响的条件下，保持低密度运行，石膏浆液可以达到吸收SO2量与石膏产生能的平衡；（4）运行中维持低PH值运方，石膏浆液对石灰石的需求量减少，也可有效降低石膏浆液密度。

在脫硫系统中，石膏浆液PH值越高，钙硫比越高，脱硫效率就会越高，反之越低。运行同样数量的石膏浆液循环泵运方下，提高石灰石浆液的供给量，提高PH值，在脱硫系统负荷增加的一定范围内，可以满足脱硫效率的要求。但PH值高至5.8以上，石膏浆液中亚硫酸盐的含量易升高，增加了石膏浆液在设备中结垢的可能性，当PH值达到6.0以上，这种现象更加严重。易使吸收塔喷淋层喷咀、除雾器发生结垢堵塞现象。

所以，控制合理PH值，是降低石膏浆液循环泵电耗的有效途径。运行中可采取以下几点：（1）在石膏浆液循环泵运行台数相同的运方下，尽量提高PH值来满足脱硫效率要求，但PH值不应在5.8以上连续运行超过6小时。（2）当PH值在高值运行后，当脱硫系统允许情况下，应立即降低PH值至低限运行，以消耗石膏浆液中过剩的亚硫酸盐。（3）在提升PH值过程中，不应大量供给石灰石，防止石灰石在吸收塔中形成局部大量的富裕，来不及反应。

另外可根据负荷、脱硫进口含硫量合理添加提效剂降低石膏循环浆液泵运行台数也可有效降低脱硫浆液循环泵耗电率。

2.2氧化风机

氧化风机电流与吸收塔液位成正比，吸收塔液位越高，氧化风机电流就越高，反之则越低。但吸收塔液位在低液位运行时，石膏浆液密度就越大导致石膏浆液循环泵电流就越大，因此在正常运行中合理控制吸收塔液位，保证氧化风机和石膏浆液循环泵在经济状况下运行。

氧化风量的大小主要影响吸收塔浆液亚硫酸盐氧化过程，在正常运行中控制吸收塔出口氧含量高于进口氧含量0.3%左右，因此在低负荷或吸收塔进口二氧化硫含量较低的情况下可降低氧化风量达到降低氧化风机耗电量的目的。

2.3湿式球磨机

湿式球磨机耗电量的大小主要与石灰石品质、湿式球磨机钢球量的多少有关。石灰石颗粒太粗造成出口相同颗粒度石灰石浆液所消耗的钢球量和湿式球磨机电量就越多，因此要保证湿式球磨机石灰石颗粒度在合理的范围内。同时湿式球磨机钢球量的多少直接影响其出力，因此在运行中应定期添加钢球，保证湿式球磨机在最大出力下运行，缩短湿式球磨机的运行时间。

2.4石膏脱水系统

石膏脱水系统耗电量最大的为真空泵，真空泵的电流与石膏饼厚度有直接的关系，石膏饼厚度越高，其真空就越低，真空泵电流就越高，因此在保证石膏含水率合格的情况下，降低其石膏饼厚度，降低真空泵电流。石膏脱水应保证在最大出力下运行，从而缩短石膏脱水运行时间降低脱水系统耗电量。

3.结束语

石灰石-湿法烟气脱硫系统在运行中，应根据锅炉燃煤品质，如硫份、灰份、石灰石品质等，运行中进行综合调整，制定完善的运方管理制度，以提高脱硫系统的运行经济性。合理而完善的脱硫系统运方调整，还需要经过长期在实践中进行摸索，以期达到最佳的脱硫系统运行工况。

（作者单位：江苏射阳港发电有限责任公司）

作者简介

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇7

我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一,煤炭在我国能源消耗中的比例达到70%以上。2001~2010年,我国的煤炭消耗从14.2亿t上升至31.8亿t[1],而在很长的一段时间内,我国一次能源仍将以煤为主。燃煤排放的二氧化硫和氮氧化物是重要的大气污染物质。据统计,我国87%的二氧化硫和67%的氮氧化物排放量来自于煤炭的燃烧[2]。早在2005年,我国二氧化硫的排放总量就已经超过2 500万t,已成为世界上SO2排放量最大的国家。近年来,氮氧化物的排放量也与日俱增,卫星观测表明,1996~2004年间中国东部工业区上空下层大气中NOx浓度增加了约50%[3]。2008年全国NOx排放量达到2 000万t,成为世界第一氮氧化物排放国,若无控制,NOx排放量在2020年将达到3 000万t[4]。

二氧化硫和氮氧化物是形成酸雨的主要原因[5],酸雨会导致地表植被破坏、土壤和地下水酸化和金属腐蚀等问题[6],已经成为威胁人类生存的重要环境问题。我国每年因酸雨造成的经济损失达1 100亿元以上。2009年监测报告(中华人民共和国环境保护部,2009)指出,2000年以后我国受酸雨污染的城市占到50%以上,酸雨发生频率在50%以上的城市占到20%以上。而且随着氮氧化物排放量的增加,我国酸雨中硝酸根浓度逐年增加,加速了由硫酸型酸雨向混合型酸雨的转变[7]。

国家对SO2和NOx的污染控制十分重视,颁布了一系列的控制政策和排放标准,控制SO2和NOx的排放。国家制定了“两控区”SO2控制政策,建立了严格的排放标准,并在“十一·五”规划中首次把SO2作为考核各级政府的节能减排指标,确保SO2排放量减少10%。在“十二·五”规划中,国家将增加NOx为节能减排约束性指标,制定严格的SO2、NOx排放标准和措施,以控制我国严重的SO2、NOx和酸性污染。

目前,上海、北京、石家庄和广东等都制定了相关的氮氧化物排放标准,国家也即将将氮氧化物总量控制纳入“十二五”规划。由此表明,未来几年,我国应该进入大规模控制NOx 排放的重要阶段。

2 湿法同步脱硫脱硝技术

由于燃料燃烧是SO2、NOx的主要来源,因此SO2、NOx的治理方法也主要是根据燃烧过程的特点设计的,可以简单地把SO2、NOx的治理分为燃烧的前处理,燃烧方式的改进及燃烧的后处理这三种途径[8]。燃烧的后处理也就是对燃烧后产生的含SO2、NOx的烟气(尾气)进行处理的方法,即烟气脱硫脱硝。烟气脱硫脱硝被认为是减少和控制SO2、NOx排放的最有效方法。

目前广泛采用的湿法脱硫工艺可以获得较高的脱硫效率,但是由于NO难溶于水,很难同时获得较高的脱硝率[9],而干法脱硝过程中,SO2的存在又会引起催化剂的中毒、失效[10]。因此,目前较为成熟的脱硫脱硝的方法为湿法脱硫与干法脱硝相结合的组合工艺,此工艺采用两套独立的系统分步脱硫、脱硝,虽然可以获得满意的脱硫脱硝率,但是存在占地面积大、系统复杂、投资和运行费用高的缺点[11]。开发高效适用、运行可靠的湿法烟气同步脱硫脱硝技术势在必行,而在现有湿法脱硫技术的基础上加以改造,进而实现同步脱硫脱硝,具有广阔的发展空间[12]。

由于烟气中NOx的主要成分为NO(>90%),而NO不溶于水是限制同步脱硫脱硝工艺的主要问题。然而在液相中加入络合剂或者大量具有强氧化性的添加剂,可有效提高脱硝率。根据液相中发生化学反应的不同,这些方法可以分为碱液吸收法、络合吸收法、还原吸收法和氧化吸收法。

2.1 碱液吸收法

碱液吸收法的原理是利用碱性溶液吸收烟气中的SO2和NOx,通过中和SO2和NOx溶解所生成的亚硫酸、硝酸和亚硝酸的方式,使之变为亚硫酸盐、硝酸盐和亚硝酸盐。用于脱硫脱硝的碱液一般情况下是钾、钠、镁等碱金属离子的氢氧化物。

碱液吸收法的优点是工艺流程和设备也比较简单,技术路线成熟,脱硫率高,但其对NO2/NO的比例有一定限制,只有在烟气中NO2/NO的摩尔比大于或等于1的情况下,NO2及NO才可以被有效吸收。而一般情况下,烟气中NO含量在95%以上,直接碱液吸收,脱硝率很低。目前也有大量学者在烟道中注入O3[13]、H2O2[14]等强氧化性物质或者采用等离子氧化技术[15],将烟气中难溶于水的NO氧化为溶解度更高的高价态NO2,进而采用液相吸收的方式实现同步脱硫脱硝,可以获得90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率。

由于脱硫脱硝产物为亚硫酸盐、亚硝酸盐或硝酸盐产品,在净化分离上有一定难度,难以资源化利用。

2.2 络合吸收法

湿法络合吸收的基本原理是NO和过渡金属络合物反应形成金属亚硝酰化合物,其中,过渡金属提供空轨道,配位体提供孤对电子。目前,能形成络合物并应用于湿法络合脱硝的过渡金属中心离子主要有Fe2+和Co2+,配体的选择主要有氨基羧酸类配体(如EDTA)[15]和巯基类配体(如半胱氨酸)[16]。由于络合物可与溶液中吸收SO2而形成的SO2-3/HSO-3发生反应,形成一系列N-S化合物,因而可以实现同步脱硫脱硝。

络合吸收法同步脱硫脱硝具有操作简单、运行成本低的优势,而且可以达到90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率[17]。但是烟气中存在的O2容易使络合剂氧化,失去络合能力,虽然然其中存在的SO2可以使络合剂再生,但是存在还原速率慢的问题。而近年来研究的生物法[18]、还原剂法[19]及电解法[20]等还原技术大都因为还原成本过高而无法应用。同时,液相中生成的N-S溶解度较好,难以从液相中分离回收,脱硫脱硝吸收液目前尚无有效的处理方法,若任意排放势必造成二次污染。

2.3 还原吸收法

还原法主要是利用尿素[21]、氨水[22]等具有还原性物质的溶液作为吸收剂,脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物,还原性物质可以将烟气中的氮氧化物还原为氮气,脱硫产物为硫酸铵。

该方法工艺流程简单, 产物硫酸铵具有一定的经济价值,使其投资和运行费用较低。但是脱硝效率不高,仅为40%~75%, 制约了其在工业上的应用。

2.4 氧化吸收法

氧化吸收法是在体系中加入强氧化剂,通过提高NOx的溶解度或者液相反应速率的方式提高NOx脱除效率方式实现同步脱硫脱硝,根据氧化反应类型,可分为氧化法和催化氧化法。

2.4.1 氧化吸收法

液相氧化吸收法是以KMnO4[23]、H2O2[24]、NaClO2[25]等具有强氧化性的溶液作为吸收剂,将SO2氧化为硫酸盐的同时,将溶解于液相的NO快速氧化为硝酸盐,促进NO的溶解速率,进而提高同步脱硫脱硝率。此法具有反应速度快、脱硫脱硝率高的优点,但是由于SO2的溶解度和化学活性都远远高于NO,湿法同步脱硫脱硝的目的在于提高同步脱硝率,而在液相氧化吸收法中,烟气中的SO2会消耗大量的氧化剂,增加了运行的成本。同时,液相中大量的氧化剂容易引起设备腐蚀,提高了对设备防腐耐磨性能的要求。

2.4.2 催化氧化法

液相催化氧化同步脱硫脱硝技术是在催化氧化脱硫的基础上发展而来的新型技术。其主要原理是在液相中加入催化剂,在O2存在的条件下,将SO2氧化为H2SO4,将NO氧化为NO2,目前研究较多的催化剂为Fe、Mn等过度金属离子[26]和乙二胺合钴[27]。

催化氧化法同步脱硫脱硝利用金属元素作为催化剂、O2作为氧化剂,运行成本较低,而且利用氨作为中和剂,反应的最终产物可以作为肥料资源化利用,具有较好的经济价值。但是该法的脱硝率仅为50%左右,在实际应用中有一定难度,而且关于反应的机理有待进一步的深入研究。

3 烟气同步脱硫脱硝技术的发展趋势

目前广泛研究的同步脱硫脱硝技术,虽然可以克服组合工艺占地面积大,设备流程复杂、基建费用高的问题,但是目前同步脱硫脱硝技术所采用的高锰酸钾、亚氯酸钠等氧化剂成本较高,对于像我国一样的发展中国家来说,在经济上仍是一种负担。而且从本质上看,其主要是将烟气中的二氧化硫、氮氧化物等气态污染物通过液相化学反应转化为液相产物,而脱硫脱硝副产物成分复杂,分离净化回收,而且容易造成废水排放,形成二次污染,因此该方法并未从根本上消除二氧化硫、氮氧化物转化物的污染。综合以上两个方面,可以看出开发符合廉价、高效吸收剂和副产物可以资源化利用的低成本同时脱硫脱硝新技术是目前国内外脱硫脱硝技术的研究趋势。

摘要：燃煤烟气排放的二氧化硫和氮氧化物是重要的大气污染物质,同步脱硫脱硝技术是目前研究的热点。本文主要从吸收剂的成本及脱硫脱硝产物的可资源化利用两个方面对目前广泛研究的湿法同步脱硫脱硝技术进行了综述,并指出资源化同步脱硫脱硝技术是研究的发展趋势。

燃煤烟气脱硫脱硝技术研究 篇8

1 固相吸附完成脱硫脱硝工艺

固相吸附完成脱硫脱硝是利用固相吸附剂, 通过吸附作用来完成脱硫脱硝, 将燃煤烟气转化成硫和氮的副产物。其主要方法有活性炭法和氧化铜、三氧化二铝吸收法。

活性炭法是在进行燃煤烟气处理时, 先进性除尘、降低温度和调节湿度等措施, 然后将燃煤烟气装入活性炭吸收塔, 吸收塔中的活性炭会对SO2进行吸附, 被其中的含氧化合物氧化, 形成SO3, SO3再与水蒸气结合生成H2SO4。脱硝则是在通入吸附塔的时候, NH3与NOX发生氧化还原反应生成N2的过程。活性炭吸附法的不足之处在于活性炭的消耗较大, 产出的硫酸品质较低, 但是活性炭吸附法是能够同时解决多种污染元素的有效方法。

氧化铜和三氧化二铝吸收法, 一般是以三氧化二铝为载体吸附Cu SO4, 然后用H2、CO等气体将Cu SO4还原为单质Cu, 再和SO2反应。在脱硫的同时, 利用氧化铜等生成物催化, 向燃煤烟气中通入NH3, 使之和NOX反应转化成氮气。其主要优点是无二次污染的风险, 并且吸附剂可以循环利用, 但是其存在一定的缺点:成本较高、催化剂容易造成中毒等, 不利于工业生产中脱硫脱硝。

2 气体或者固体催化在燃煤烟气中的脱硫脱硝应用

此方法主要是运用不同种类的催化剂对二氧化硫和NOX进行氧化还原, 其主要方法有SNRB法脱硫脱硝工艺、WSA-SNOX法脱硫脱硝工艺和Parsons烟气清洁脱硫脱硝工艺。

SNRB法脱硫脱硝能够同时去除二氧化硫和烟尘, 其原理是将石灰水等吸收剂喷入高温集尘室, 脱出二氧化硫, 并利用催化剂使NH3与NOX发生氧化还原反应生成N2, 其脱硫脱硝效率很高, 分别达到80%和90%, 其设备工艺简单, 并且能够有效的减少中毒风险, 适用范围广泛。

WSA-SNOX法脱硫脱硝工艺是采用两种催化剂, 首先将燃煤烟气收集进入反应器, 用NH3脱去大部分的NOX, 再投入到二氧化硫转化器, 使大部分的二氧化硫转化成为三氧化硫。最后经过冷却, 此方法去除烟尘的效率很高, 并且无二次污染, 但是副产品浓硫酸的储运困难并且消耗较高是其最大的缺点。

Parsons烟气清洁脱硫脱硝工艺是在单一的还原反应中, 同时将二氧化硫还原成为H2S, 并且同时将NOX还原成为氮气的一种工艺。其主要操作步骤为, 将烟气、水蒸气、和硫磺装置的尾气等混合形成催化气体, 二氧化硫和NOX在反应器中被还原, 将还原后的气体进行冷却, 然后放入吸收住中, 在吸收住中和硫化氢气体混合进行再加热, 最后将硫化氢气体转化成硫的副产品。其设备复杂, 但是脱硫脱硝的效率达到99%以上, 具有极高的研究价值。

3 高能电子活化氧化在燃煤烟气中脱硫脱硝应用

高能电子活化氧化的原理是用高能电子撞击氧气、氮气和水分子, 形成离子、原子、电子等, 将二氧化硫转化为三氧化硫, 然后与水分子反应形成硫酸, 一氧化氮则被氧化成二氧化氮, 再与水分子反应形成硝酸, 硫酸分子和硝酸分子再与NH3反应生成 (NH4) 2SO4, 和NH4NO3, 高能电子活化氧化又可以分为电子束-氨法和脉冲电晕-氨法。

电子束-氨法是利用高能电子束照射70℃的烟气, 使一部分分子电离, 从而产生离子、原子和电子等, 将燃煤烟气中的二氧化硫和NOX氧化成为三氧化硫和二氧化氮, 然后和水分子反应生成 (NH4) 2SO4, 和NH4NO3。电子束-氨法的特点是不产生废水和废渣, 便于操作和操控, 并且能够高效的完成脱硫脱硝, 但是其缺点是造价成本高, 而且需要放射线的防护设施。

脉冲电晕-氨法是将高压脉冲电源连接在电极上, 电晕对接地一级发出脉冲电晕放电, 烟气中的分子获得巨大能量, 产生O和OH等离子。巨大能量可以使二氧化硫和NOX瞬间转化成三氧化硫和二氧化氮, 再与水分子反应生成固态的 (NH4) 2SO4, 和NH4NO3。脉冲电晕-氨法不需要电子枪和防辐射的投资, 除尘效率也很高, 造价低和设备简单等优点使得脉冲电晕-氨法成为研究的主要目标之一, 具有良好的应用性。

4 结语

随着环境质量要求的日益提高, 脱硫脱硝技术必须积极进行研究, 要不断的改进和创新技术, 以至于脱硫脱硝技术能够达到不污染环境, 脱硫脱硝效率高并且成本低的目的, 完善的脱硫脱硝技术是创建美好环境的有力保障。

摘要：燃煤烟气对生态环境具有很大的影响, 其主要成分是氮氧化物和二氧化硫, 燃煤烟气脱硫脱硝技术已经成为控制大气污染的主要手段, 是各国环保部门重要研究的课题。本文主要介绍而了固相吸附完成脱硫脱硝工艺、气体或者固体催化在燃煤烟气中的脱硫脱硝应用和高能电子活化氧化在燃煤烟气中脱硫脱硝应用。希望我国的脱硫脱硝技术能够更加完善。

关键词：燃煤烟气,脱硫脱硝,技术发展

参考文献

[1]江辉, 吴凤玲, 赵修华, 等.SCR脱硝工艺计算实例分析[J].环境与发展, 2014, 05 (22) :65-67.

[2]张宏, 杨金胜, 韩立峰.燃煤电厂SCR脱硝系统的性能验收试验与系统运行监测[J].黑龙江科学, 2014, 11 (12) :238-241.

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇9

1 对两细节的忽视是造成“两高一低”的基本因素

(1) 工业锅炉在全年的工作负荷是大幅度变化的。如新北热电08~09年度供热期内, 某日供热量的最大值几乎是最小值的2.6倍, 其最大日煤耗和最小日煤耗分别是1600t/d、610t/d;众所周知, 热输出与煤炭耗量成正比, 煤炭耗量又与烟气量及其二氧化硫排放量成正比;经计算, 相应的烟气量分别是1 1 2 0万m3/d、4 3 0万m3/d;二氧化硫排放量则分别是2 2.5 t/d、8.5 t/d。

(2) 锅炉所用燃煤的品种也是多变的。比如, 新北热电08~09年度的主力煤种是“霍林河”和“沈阳清水”, 两者的硫分、低位发热量存在许多差异, 具体检验指标对比如表1所示。

在一年、一个供热期乃至一天的运行时间里, 这种由锅炉自然存在的工作负荷不同、所用燃煤最低热值以及硫分的不同, 会导致锅炉尾部烟气体积流量的变化和烟气中二氧化硫浓度的变化, 甚至是大幅度的变化。与之相适应, 烟气净化系统脱硫液的流量、脱硫液的p H值和亚硫酸盐的氧化率等指标都应该随之相应地改变。这样, 才能实现其化学过程“有的放矢”, 以确保净化系统与锅炉本体在运行过程中的匹配性和经济性。然而, 在充斥着商业理念的烟气净化工程中, 这个匹配性和适应关系往往是不被看重的。它们或者脱硫液“扑捉”烟气中二氧化硫的活性远大于实际需求, 或者情况完全相反;或者虽然脱硫液的活性与拟“扑捉”的烟气中二氧化硫的浓度相适应, 而两者在净化空间里的接触时间、接触面积以及接触环境都没有达到应有的条件, 其结果造成了不是系统运行成本偏高, 就是脱硫效率低下。

很明显, 在这里用户欠缺自己在衔接环节上的思考, 缺失承包商对锅炉运行工况经常性变化的应有把握, 进而导致对上述两个细节的忽视, 是造成“两高一低”的基本因素。那么, 解决方案该是怎样的呢?

2 用“系统独立体系”代替“分立配置”

“分立配置”就是常规的烟气净化装置与锅炉本体的一对一配置。

“系统独立体系”则是将分立的烟气净化装置进行结构整合, 形成相对独立体系并与诸锅炉本体并联, 如图1所示。

与分立配置的烟气净化装置比对, 系统独立体系对于净化成套装置而言其直接的收益有三:

(1) 减少设备的占地面积约20%~40%;

(2) 节省成套装置一次费用约1 0%~3 0%;

(3) 节省总运行费用约10%~15%。

在系统独立体系配置上我们建议, 其净化能力与烟气实际流量比应在85%~12 0%之间。

针对一个实际的应用需求, 基于具体湿法烟气脱硫的技术特点, 进行相应的工程细节思考和匹配性关键技术研究, 是我们通过几期实践而总结出来的专有工作流程。用“系统独立体系”代替“分立配置”是其中在系统布局层面内的一个重要环节, 它能给项目带来明显的经济效益。

鉴于系统布局上的如此整合, 那么与之相适应, 在结构细节上我们的做法又该怎样呢?

3 在脱硫液输送系统植入旁路通道

由一对一“分立配置”整合而成的烟气净化“系统独立体系”的烟气额定净化能力与烟气实际流量比, 其推荐值在85%~120%之间。就是说, 如果系统独立体系的烟气额定净化能力用Qe表示;烟气的实际流量用G表示。

其中:G m i n和G m a x是统计值, 分别为烟气实际流量可能会出现的最小值和最大值;这样, Qe=1 2 0%G m i n~8 5%G m a x。

以图1所示的系统配置为例, 在1#、2#炉的烟气净化系统独立体系中, 统计的烟气流量最小值G m i n=9.5万m3/h, 最大值G m a x=2 6.8万m3/h。那么, 相应的烟气净化能力

在3#、4#、5#、6#炉的烟气净化系统独立体系中, 统计的烟气流量最小值G m i n′=3 2.1万m3/h, 最大值G m a x′=7 3.1万m3/h。那么, 相应的烟气净化能力

从式 (1) 和 (2) 可知, 烟气净化系统独立体系的净化能力Qe (Qe′) 的最大值与最小值之比介于1.5~2.0之间。这意味着, 脱硫塔内脱硫液流量有较大幅度变化, 即便最大值与最小值之比在1.5~2.0时, 其雾化喷嘴也应能正常工作。

所谓“正常工作”, 其中在物理层面需要有二个指标加以保证:一是脱硫液的瞬时流量应与此间烟气中二氧化硫的流量相匹配;二是脱硫液的输送压力应基本保持不变 (以确保基于其喷嘴条件下的雾化效果) 。然而, 这里脱硫液的流量 (Qds) 与其输送泵的转速 (n) 的一次方成正比;而脱硫液的输送压力 (hd s) 则与其输送泵的转速 (n) 的二次方成正比;即

从这二个关系式我们不难理解, 无论是用调频调速法还是阀门-截面积法调节脱硫液的流量Qd s和输送压力hd s, 都会出现两者的平方漂移;就是:若流量Qd s减少1/2的话, 那么输送压力hd s将减少1/4;显然, 1/4 hd s的输送压力肯定要远离其喷嘴的雾化工作区域。脱硫液在脱硫塔内雾化效果将得不到保证 (或没有雾化) , 在化学层面自然就要导致脱硫液与二氧化硫中和反应时接触面积的大幅度减少, 进而造成脱硫效果的直线下降。那么, 如何在保持压力基本不变 (处于雾化工作区域内) 的条件下实现对其流量的动态调节呢?在脱硫液输送系统植入旁路通道应该最好的选择, 如图2所示。

功能试验及应用实践表明, 在脱硫液输送系统植入旁路通道是一个很经济且实用的工程解决方案。其特点是:材料费用低;结构简单;工程植入相容性好;调节裕度大;能明显降低运行成本;在设计范围内可显著提高 (或者维持) 系统的脱硫效率。

以上所述, 用“系统独立体系”代替“分立配置”, 在脱硫液输送系统植入旁路通道;都是围绕烟气净化工程进行的细节运作, 其目的是要烟气净化成套装置实现低成本运行条件下的有效脱硫。当然, 为此终极效果还要有以下环节需要特别注意。

4 把握系统的协调性, 确保6项指标的稳定

通常的烟气净化工程在完成选型-安装-运行后, 常常出现与锅炉本体针对性差, 与运行实际匹配性差等问题。其主要原因就是商用双方在其工程细节上的不协调, 欠缺用户自己在衔接环节上的思考, 缺失承包商对锅炉运行工况经常性变化的应有把握, 进而造成了信息不对称, 财政计划与功能要求不对接, 使系统缺少优化运行本应具有的结构和功能。因此, 这类工程性价比的偏低、运行费用的偏高和净化功效的较差就成为很自然的事了。

针对一项具体的烟气净化工程实际, 基于具体的FG D湿法烟气脱硫技术特点, 由全面掌握锅炉习性和运行特点的现场技术人员进行匹配性工程细节思考与研究, 将两个功能成熟而彼此独立的体系以最优化的形式衔接起来;这应该是规避上述“不协调、不对称和不对接”的最有效做法。我们用“系统独立体系”代替“分立配置”和在脱硫液输送系统植入旁路通道就是实现这种衔接的具体手段, 在一期具体的工程实践中, 这两者与成套装置其它功能部件一道所要保证的是系统在运行过程中的如下6项指标 (仅供参考) :

(1) 净化能力与烟气实际流量比在85%~120%的匹配性;

(2) 净化环境温度在5 0℃附近的稳定性;

(3) 烟气在净化空间滞留时间约为4秒的稳定性;

(4) 氧化池亚硫酸盐的氧化率在4 0%附近的稳定性;

(5) 在净化区域内的液气比约为3 L/m3 (双碱法-N a O H) 的稳定性;

(6) 脱硫液p H值约为6.2的稳定性。

5 结论

湿法烟气脱硫脱硝技术 篇10

烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术, 在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。从烟气脱硫技术的种类来看, 除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外, 其他许多脱硫工艺也进行了研究, 并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一, 根据脱硫工艺脱硫率的高低, 可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺;最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类, 可以分为三种:湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。本文主要就紧凑式湿法烟气脱硫进行分析, 望广大同行指正。

一、紧凑式湿法烟气脱硫工艺流程

紧凑式湿法脱硫工艺的流程: (1) 温度为120～130%的待脱硫的烟气进入回转式烟气加热器 (2) , 把热量放给来自脱硫塔 (4) 温度为40～45℃的净化烟气, 净化后的烟气是经过立式风机 (3) 使其压力升高来克服回转式烟气加热器的流动阻力, 净化后的烟气温度升高到80～90%后排人烟囱 (17) , 以达到烟气进入烟囱的温度要求, 放热后的烟气从脱硫塔底部进入脱硫塔向上流动, 在脱硫塔内待脱硫的烟气与来自脱硫塔底部经泵 (6) , 升压后从分布在脱硫塔上部的喷嘴 (5) 喷出的脱硫剂浆液进行混合发生化学反应达到脱硫目的, 化学反应产物从脱硫塔上部流向脱硫塔下部, 与经风机 (8) 送入脱硫塔的空气进一步进行化学反应, 形成脱硫'>烟气脱硫的副产品石膏的浆液, 石膏浆液进入经浆泵 (9) 送入分离器 (10) , 分离出来的浓石膏浆液进入石膏生产系统 (11) , 产生石膏产品, 从石膏生产系统 (11) 分离出来的废液与分离器 (10) 分离出来的废液进入混合器 (12) , 流出混合器 (12) 的浆液分成3部分, 一部分进入脱硫剂制浆系统 (16) , 另一部分进入脱硫塔再循环利用, 还有一部分经浆泵 (13) 升压后送人分离器 (14) , 分离出来的废水送入废水处理系统 (15) 进行净化处理, 浆泵 (7) 将浆液升压后在脱硫塔下部进行搅拌, 防止脱硫塔下部浆液沉淀, 脱硫所需的工艺用水经水泵送入脱硫塔, 随着脱硫剂的不断补充, 就可以使脱硫系统连续运行, 完成对烟气的连续脱硫。

二、紧凑式湿法脱硫烟气脱硫工艺的应用实例

紧凑式湿法脱硫工艺与常见的湿法脱硫工艺相比, 主要差别是脱硫净化后的烟气经立式风机升压后送入回转式烟气加热器升温, 然后再送入烟囱排入大气中。紧凑式湿法脱硫工艺已在德国、荷兰、土耳其、印尼、意大利、西班牙、巴西等十几个国家得到推广和应用, 脱硫剂分别可以采用Ca O、Ca O/Ca CO3、海水, 电厂的燃料可以是烟煤、褐煤、石油焦等, 长期实际运行的脱硫效率从早期的90%达到目前的95%以上, 最高可达98.5%, 列出了紧凑式湿法脱硫工艺的部分实例。

德国对电厂排放要求十分严格, 燃煤火电厂烟气的排放限定值S为400 mg/Nm脱硫效率要大于85%, NO为200mg/Nm, 烟尘50mg/Nm, 这使电力生产中为环保支出的成本十分可观。在德国燃煤火力发电厂电力成本的构成中:燃料成本65%、湿法脱硫及生产石膏15%、脱氮成本9%、除尘成本5%、噪音治理2%、水费3%、厂区生态维护费用1%, 德国燃煤电厂实际的烟气排放值优于排放限定值, 某电厂脱硫'>烟气脱硫的实际运行记录绘出的烟气SO, 出口含量和实际运行的脱硫效率, 脱硫前烟气中的SO浓度约为11, 000 mg/Nm, 脱硫后烟气中的SO浓度约为33mg/Nm, 脱硫效率为99.7%紧凑式湿法脱硫过程产生的石膏产量可由公式计算。

三、对于存在的主要问题进行改进

在紧凑式湿法脱硫工艺的实用过程中, 为了进一步提高该脱硫工艺的安全性、经济性和可靠性, 主要进行了如下几个方面的技术改进:

(一) 提高设备运行的可靠性。

采用耐磨材料和螺旋型大口径喷嘴, 解决了喷嘴的堵塞和磨损问题, 不仅提高了喷嘴的耐磨性能和浆液流场的均匀性, 而且使喷嘴的压差由改进前的0.20 MP下降到0.08 MP, 实现了喷嘴节能超过30%。脱硫塔内部采用橡胶内衬结构, 不仅节省了钢材, 而且提高了脱硫塔的耐腐蚀性能, 从而也提高了脱硫塔的使用寿命和运行可靠性。

(二) 减少脱硫装置的占地面积和初投资。

采用立式风机给进入烟气加热器的净化烟气升压, 节省了紧凑式脱硫装置的安装尺寸, 节约了烟气管道的长度, 不仅可以大幅度降低烟气的流动阻力, 而且节约了该脱硫工艺的占地面积, 降低了该脱硫工艺的初投资, 便于在已运行的燃煤机组上采用此脱硫工艺, 如单机容量400 MW燃煤机组的脱硫塔的直径为12.5m, 回转式烟气加热器的直径为10m。

(三) 优化脱硫工艺的运行方式和参数。

为了改善净化后的烟气中液体颗粒的分离效果, 使气液分离器采用瓦楞板折返结构, 在增加气液分离面积和增加气液分离流程的同时, 降低了分离器的高度, 从而也达到了降低脱硫塔高度的效果。在脱硫塔底部采用浆液循环搅拌措施, 使脱硫塔底部的浆液的浓度变得十分均匀, 提高了脱硫塔底部的容积有效利用率, 从而降低了脱硫塔的高度, 如930MW燃煤机组的锅炉高度为175m, 而紧凑式脱硫塔的高度为48m。将脱硫塔内的喷嘴层设为6层, 每两层喷嘴用一台浆泵供给喷嘴浆液, 使喷嘴的流量可以调节, 从而保证不同烟气SO浓度时均能达到较高的脱硫效率, 以增强该脱硫工艺对燃料的适应性。经过上述改进措施的实施, 使紧凑式湿法脱硫工艺具有改造费用低、节省占地面积、系统的安全性、经济性和可靠性都很高的一种新的湿法脱硫工艺, 得到广泛推广和应用, 成为运行中的大型燃煤电厂脱硫改造的首选新工艺。

四、结语

紧凑式湿法脱硫工艺实际长期运行的脱硫效率现在已经超高95%, 最高已达到98, 5%, 脱硫效率可以满足燃煤电厂脱硫效率的要求;紧凑式湿法脱硫工艺产生的脱硫石膏产品的质量和石膏中微量元素的含量, 完全可以满足市场对石膏产品的质量要求, 实现了脱硫副产品的资源化再利用;经过改进的紧凑式湿法脱硫工艺具有改造费用低、节省占地面积、系统的安全性、经济性和可靠性高等独特优点, 是已运行的大型燃煤电厂脱硫改造的首选新工艺。

参考文献

[1].胡金榜, 王风东等.喷雾干燥法烟气脱硫的实验研究[J].环境科学, 2001

我国烟气脱硫脱硝技术现状与进展 篇11

随着世界工业经济的快速发展, 环境污染已成为世界范围的公害。而我国能源资源的特点是“富煤、贫油、少气”, 这就决定了我国能源结构以煤为主, 低碳能源资源选择有限。随着煤炭资源的开采利用, 二氧化硫、氮氧化物的排放量也越来越大, 由此带来的环境污染, 如酸雨、臭氧层破坏及灾难性气候变化等, 已严重威胁人类的生存。

1 我国废气污染物排放情况

2011 年, 我国二氧化硫和氮氧化物排放总量都已超过2 000 万吨, 而我国的二氧化硫和氮氧化物环境容量却只有1 620 万吨和1 880 万吨, 大气污染物排放中60% 以上的污染物来自煤, 各种污染物造成的损失合计已占国民生产总值的5% 以上, 可见问题相当严重, 环境治理迫在眉睫。

2 脱硫治理技术

烟气脱硫技术分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫三大类。燃烧前脱硫又包括以下几个方面:煤炭洗选 (物理洗煤、化学洗煤、生物洗煤) 、煤炭转化 (煤的气化和液化) 和水煤浆技术;炉内燃烧脱硫包括型煤技术和循环流化床炉内喷钙燃烧;燃烧后脱硫即烟气脱硫, 是应用比较广泛的一种脱硫方式, 如石灰石- 石膏湿法脱硫, 循环硫化床法等。

燃烧后脱硫根据脱硫剂及副产物进出吸收器的形态可分为干法、湿法和半干法三大类。

2.1 湿法脱硫

湿法烟气脱硫技术是一种使用液体吸收剂对烟气进行洗涤的脱硫方法, 它是世界上技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术。目前, 在世界范围内, 按脱硫剂的种类将湿法烟气脱硫技术分为石灰石- 石膏法、双碱法、氨法及海水脱硫、金属氧化物吸收法等。

由于脱硫剂石灰石具有价格低廉、来源丰富、脱硫效率高等特点, 因此, 石灰石- 石膏法烟气脱硫技术已成为当前最主要的湿法脱硫技术。

2.1.1 石灰石- 石膏法烟气脱硫技术

该技术以石灰石或石灰作为脱硫吸收剂, 把石灰石破碎并磨细成粉状与水混合并搅拌成吸收浆液状态, 最后在吸收塔内, 吸收浆液与烟气接触混合, 烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙发生化学反应, 二氧化硫从烟气中去除, 反应产物被鼓入的空气氧化, 最终产物为石膏。脱硫后的清洁烟气通过除雾器除去雾滴经烟囱排放, 脱硫渣石膏可以综合利用。

石灰石- 石膏法适用的煤种较为广泛, 可用于高中低含硫煤种, 脱硫效率高, 可达95% 以上。利用该技术, 能有效提高脱硫剂的利用率, 提升工作可靠性, 还可实现脱硫产物的综合利用。但该技术依然存在投资和运行费用较高, 占地面积大, 易堵塞、腐蚀塔釜管道, 脱硫废水较难处理等问题。目前, 解决设备结构堵塞最有效的办法是在吸收液中加入添加剂, 不仅能抑制结垢和堵塞现象, 而且能提高吸收效率。工业上常用的添加剂有:氯化钙、Mg2+、己二酸、氨等。

2.1.2 氨法烟气脱硫技术

氨法烟气脱硫工艺是以氨基物质 (如氨气) 作为吸收剂, 脱除烟气中的二氧化硫并回收副产物 (硫酸铵) 的湿式烟气脱硫工艺。氨法烟气脱硫适用范围广, 不受燃煤含硫量、锅炉容量的限制, 反应速度快, 脱硫效率高, 可达95% 以上, 吸收剂易采购, 副产品硫酸铵是一种化肥, 价值高, 经济效益好, 且不存在结垢和堵塞现象, 但投入较大。

2.2 干法脱硫

干法烟气脱硫技术是指硫吸收和产物处理均在干燥状态下进行的烟气脱硫技术。这项技术始于20 世纪80 年代, 是指应用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂, 在无液相介入的完全干燥的状态下脱除烟气中的SO2, 并在干燥状态下处理或再生脱硫剂。脱硫产物为干态, 工艺过程相对简单, 投资费用低;烟气在脱硫过程中无明显降湿, 利于排放后扩散, 无废液等二次污染, 净化后的烟气不需要二次加热, 腐蚀性小。其缺点是脱硫反应速度慢, 脱硫效率及脱硫剂利用率低, 飞灰与脱硫剂产物相混可能影响综合利用效率。同时, 对干燥过程控制要求很高。脱硫效率较低, 设备庞大、占地面积大, 在操作技术方面要求高。因此, 本文不主推干法脱硫这项技术。

2.3 半干法脱硫

半干法脱硫利用热烟气使熟石灰吸收烟气中的SO2, 在反应生成CaSO3·0.5H2O的同时进行干燥过程, 使最终产物为干粉状。该工艺通常配合袋式除尘器使用, 能提高10% ~ 15% 的脱硫效率。该工艺融合了湿法、干法脱硫工艺的优点, 具有广阔的应用前景。

常用的半干法脱硫工艺有电子束喷氨法、催化氧化法、吸附再生法等。

3 脱硝治理技术

氮氧化物是在燃烧工艺过程中由于氮的氧化而产生的气体, 如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等, 其中, NO和NO2所占比例最大, 是重要的大气污染物。NO2对人体危害最大, 主要破坏人的呼吸系统, 引起支气管炎和肺气肿。人在100mg/L的大气中停留1 小时, 或在400mg/L的NO2环境停留5 分钟就会死亡。此外, 它也是形成光化学烟雾和酸雨的一个重要原因。国家已将氮氧化物的减排任务纳入“十二五环保规划”中, 氮氧化物也成为继二氧化硫之后的实行总量控制的另一污染物。从NOX的形成特点可以看出, 控制NOX的排放可以从燃烧前、燃烧中和燃烧后处理。燃烧前脱硝主要将燃料转化为低氮燃料, 成本太贵, 应用很少。燃烧中脱硝主要指运用各种降低NOX的燃烧技术, 如采用低氮燃烧器、空气分级燃烧、燃料分级燃烧和烟气再燃等方法实现, 费用较低, 脱硝率不高, 是目前主要的控制方式之一。

为满足当前日益严格的环保标准, 燃烧后脱氮技术, 脱除效率非常高, 效果良好, 会成为以后主要的发展方向。

现对烟气脱硝的三种主要方法进行简要分析。

3.1 选择性催化还原脱硝技术 (SCR)

选择性催化还原技术 (SCR) 指在一定温度和催化剂作用下, 以液氨、氨水或尿素作为还原剂, 有选择性地与烟气中的氮氧化物反应并生成无毒、无污染的氮气和水。SCR是目前最成熟的烟气脱硝技术, 合理的布置及温度范围下, 脱硝效率可达80% ~ 90% 以上。SCR脱硝工艺采用催化剂使氮氧化物发生还原反应, 反应温度较低 (300 ~ 450℃) 。其方法是, 将还原剂喷入装有催化剂的反应器内, 烟气通过催化剂与之产生化学反应进行脱硝。

SCR技术具有脱硝率高、氨逃逸低、二次污染小等显著特点, 但该技术也有明显的缺点, 如投资巨大、运行费用高, 主要表现在催化剂的更换费用高、还原剂 (液氨、氨水、尿素等) 消耗费用高等。此外, 煤中的碱性化合物 (特别是Ca、Na、K的氧化物) , 重金属、砷、硅、硫和磷都会造成SCR催化剂的大面积失活和堵塞;而高灰份、大量、大尺寸的烟尘颗粒也会造成SCR催化剂的堵塞和严重磨损, 堵塞会造成停炉。

3.2 选择性非催化还原脱硝技术 (SNCR)

选择性非催化还原脱硝技术 (SNCR) 是一种不用催化剂的方法, 原理是将含有NHX基的还原剂喷入炉膛温度为850 ~ 1 100℃的区域后, 迅速热分解成NH3和其它副产物, 随后NH3与烟气中的NOX进行SNCR反应而生成N2和H2O。该方法已于1974 在日本成功投入工业应用, 后美国将其推广。

SNCR工艺以炉膛作为反应器, 是目前旧机组脱硝技术改造时主要采用的脱硝技术。一般可获得30% ~ 50% 的NOX脱除率, 所用的还原剂一般为氨、氨水和尿素等。由于尿素比氨具有更好的锅炉内分布性能, 且尿素是一般化学药品, 运输存储简单安全、货源易得, 而氨属于危险化学药品, 因此, SNCR一般采用尿素作为还原剂。

SNCR工艺的优点:以炉膛作为反应器, 不需要催化剂, 投资运行成本较低;脱硝效率中等, 一般为30% ~ 50%, 与低氮燃烧技术组合效果良好, 可达到70%的脱硝率;缺点:烟气中的氨遇到三氧化硫会生成硫酸铵, 易造成空气预热器和静电除尘器的堵塞和腐蚀。

4 结语

目前, 我国中小型燃煤锅炉烟气脱硫大多都采用石灰石- 石膏湿式脱硫技术, 脱硫效率显著提高, 且有效控制二氧化硫的排放, 但还存在部分问题, 严重影响它的总体效率及利用范围, 如设备的结垢和腐蚀, 脱硫废液的处理等。

此外, 虽然烟气脱销技术已相当成熟, 但由于烟气治理成本高, 很多企业依然没有采取有效的脱硫脱硝设施, 而仅采用低氮燃烧技术很难完成氮氧化物排放量的削减任务, 因此, 烟气脱硝工程成为摆在我们面临的艰巨任务。

参考文献

[1]高强.氨法烟气脱硫脱硝的技术特征[J].科技信息, 2009, (11) .

[2]张桂鹏, 唐国瑞, 赵建.烟气脱硫脱硝一体化的研究进展[J].广州化工, 2008, (4) .

[3]胡龙, 沈珊, 王小书, 等.烟气脱硫脱硝的研究进展[J].化学工程师, 2010, (7) .

[4]周芸芸, 钱枫, 付颖.烟气脱硫脱硝技术进展[J].北京工商大学学报:自然科学版, 2006, (3) .