煙氣脫硫脫硝PPT講解

電廠環(huán)保 煙氣脫硫脫硝 第一部分煙氣脫硫技術 提綱 一 燃煤產生的污染二 煙氣排放標準三 煙氣脫硫技術概況濕法煙氣脫硫技術 WFGD技術 半干法煙氣脫硫技術 SDFGD技術 旋轉噴霧干燥法煙氣循環(huán)流化床法脫硫增濕灰循環(huán)脫硫 NID 干法煙氣脫硫技術 DFGD技術 爐膛干粉噴射高能電子活化氧化法 EBA 荷電干粉噴射 CDSI 一 燃煤產生的污染 燃煤產生的煙氣污染物 SO2 NOx CO2 Hg等燃煤煙氣中SO2的量 以燃燒10000噸煤為例計算 產生的SO2 10000噸 1 煤含硫量 2 SO2是S重量的2倍 80 煤中S轉化為SO2的百分率 160噸以上是煤燃燒生成煙氣中的SO2 現(xiàn)在對煙氣脫硫 以脫硫90 計算 則最后排放SO2 160噸 10 16噸 二 煙氣排放標準 GB13223 2011最新 火電廠大氣污染物排放標準 見附件一史上最嚴厲的排放標準 2012年1月1日之前的鍋爐 在2014年7月1日起SO2200mg m3 2012年1月1日后鍋爐 100mg m3 NO2100mg m3 比美國現(xiàn)行標準低35mg m3 甚至只有歐洲現(xiàn)行標準的一半 煙塵30mg m3排放總量控制 產生史上最嚴厲標準 中國燃煤SO2污染現(xiàn)狀 中國SO2污染經(jīng)濟損失 2005 單位 109元人民幣 中國的大氣污染屬典型的煤煙型污染 以粉塵和酸雨危害最大 酸雨問題實質就是SO2污染問題 三 煙氣脫硫技術概況 各國已經(jīng)研究發(fā)展了許多燃煤電站鍋爐控制SO2技術 并應用于實際電站鍋爐 這些技術可分為三大類 燃燒前脫硫 燃燒中脫硫及燃燒后脫硫 按脫硫的方式和產物的處理形式燃燒后脫硫一般可分為濕法 半干法和干法三大類 1 濕法煙氣脫硫技術 WFGD技術 2 半干法煙氣脫硫技術 SDFGD技術 3 干法煙氣脫硫技術 DFGD技術 燃煤機組煙氣脫硫以第一種為主 1 濕法煙氣脫硫技術 1 基本原理 2 典型工藝流程 3 常用濕法脫硫技術應用狀況 4 其它濕法煙氣脫硫技術 水的離解 SO2的吸收 CaCO3的溶解 在有氧氣存在時 HSO3 的氧化 CaSO3和CaSO4的結晶 1 基本原理 2 典型工藝流程石灰石 石膏濕法FGD系統(tǒng)圖 典型工藝流程 常用濕法脫硫技術應用情況 常用濕法脫硫技術 1 德國比曉夫公司2 美國巴威公司3 美國瑪蘇萊公司4 美國杜康公司5 德國費塞亞巴高克公司6 奧地利能源及環(huán)境集團公司7 意大利艾德瑞科公司8 日本石川島播磨重工業(yè)株式會社 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技術12 日本川崎噴霧塔脫硫技術13 法國阿爾斯通 E1德國比曉夫公司 魯奇 能捷斯 比曉夫公司和魯奇能源環(huán)保公司于2002年12月合并為魯奇能源環(huán)保股份有限公司 LLB 技術特點 1 幾乎是化學理論計算值的吸收劑消耗量 2 適于200 1000MW機組容量 低中高硫燃料的鍋爐機組 處理的SO2濃度最高達25000mg Nm3 3 獨特的吸收池 水平分為上下兩部分 上部氧化區(qū)在低PH值下運行 提供了很好的氧化條件 下部有新加入的吸收劑 再由泵運到噴淋層 不會產生上下兩層混合的問題 4 LLB公司擁有專利技術的脈沖懸浮系統(tǒng) 沖洗吸收塔的水平池底時 無論多大尺寸的吸收塔都不會發(fā)生阻塞和石膏的沉降 吸收塔不需要攪拌器 長期關機后也可無障礙啟動 主要性能 1 脫硫效率高 95 2 吸收劑耗量低 鈣硫比 1 03 3 石膏品位高 含水率 10 系統(tǒng)流程圖 主要設備 吸收塔上部漿液PH值低 提高氧化效率 加入氧化空氣 增大石灰石溶解度 石膏排出點合理 特殊設計的吸收塔噴嘴 不易堵塞 采用獨特的吸收池分隔管件 將氧化區(qū)和新鮮漿液區(qū)分開 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 采用專利技術的脈沖懸浮攪拌系統(tǒng) 凈化的煙氣可通過冷卻塔或安裝在吸收塔頂部的煙囪排放 脫硫反應塔 交錯布置的噴淋層3 5層噴嘴 設3 5臺循環(huán)泵 噴嘴 LLB除霧器高效兩級人字形除霧器 設計成可更換的組件 便于維護 除霧器布置在塔頂 節(jié)約場地 漿液池脈沖懸浮系統(tǒng)LLB專利技術 塔漿池采用擾動攪拌 防止塔底漿液沉積 能耗比機械攪拌低 提高可用率和運行安全性 提高石灰石漿液利用率 便于維護 脈沖懸浮系統(tǒng) 石膏脫水系統(tǒng) 石膏旋流站 石膏進漿濃度8 15 底流濃度45 60 石膏旋流站 E2 美國巴威公司 美國巴威公司 B W 成立于1867年 巴威公司已有40000MW以上的脫硫業(yè)績 所有項目都達到性能需要 還成功地改造了多座競爭對手的脫硫塔 美國B W公司的吸收塔模塊以逆流設計 從噴淋層的噴嘴噴出的漿液用于洗滌逆流向上的煙氣 新鮮吸收劑的補充量通過連續(xù)監(jiān)測的pH值加以調節(jié) 主要設備 噴嘴全部采用碳化硅的空心錐噴嘴 漿均勻 防磨防腐 吸收塔攪拌吸收塔漿池中的漿液為了保持懸浮狀態(tài)而加以攪拌 多個側進式的攪拌器用于保證漿液的均勻混和 除霧器煙氣向上穿過噴淋塔帶走很多的小液滴 有效率的液滴分離是基本要求 以阻止?jié){液被帶走并且在吸收塔的下游煙沉積 在巴威的吸收塔中 在垂直的或者水平的煙氣流動方向霧氣被兩層V形除霧器脫除 吸收塔 專利的托盤技術在吸收塔內 噴淋層下方 布置一層多孔合金托盤 使塔風煙氣分布均勻 并在托盤上方形成湍液 與液滴充分接觸 大大提高傳質效果 獲得很高的脫硫率 激烈的沖刷使托盤不會結垢 還可作為檢修平臺 B W吸收塔 碳化硅的空心錐噴嘴 技術特點 1 煙氣分布均勻托盤使氣流分布均勻 吸收塔直徑越大 優(yōu)勢越明顯 有無托盤時脫硫塔內氣體分布模擬 2 漿液分布均勻托盤上保持一層漿液 沿小孔均勻流下 使?jié){液均勻分布 漿液分布圖 低吸收塔良好的傳質效果可減少噴淋層 使吸收塔的高度降低 節(jié)能液氣比的降低 吸收塔高度的降低 使得漿液循環(huán)泵的功率大大減少 足以抵消因托盤阻力導致的引風機功率的增加 全系統(tǒng)高效節(jié)能 巴威公司對某500MW機組的設計比較 入口SO2濃度1800ppm 脫硫率95 檢修方便托盤可作為噴淋層和除霧器的檢修平臺 無需排空漿液 無需搭腳手架 就可以直接檢修 檢修圖 E3 美國瑪蘇萊公司 1997年瑪蘇萊公司收購美國通用電氣公司環(huán)保部 GEESI 后 即是今天的Marsulex環(huán)保集團公司 Marsulex在全球有20個國家擁有55 974M 2003年統(tǒng)計數(shù)據(jù) 脫硫技術應用的經(jīng)驗 在全世界向20家公司轉讓了技術 部分Marsulex技術受讓方都已成為了國際著名的脫硫公司 德國L C Steinmueller BBP 日本IHI 奧地利AEE 韓國Doosan 荷蘭Hoogovens 現(xiàn)在的Corus 技術特點 1 系統(tǒng)有吸收劑利用率高和脫硫效率高的 雙高 特點 其中石灰石的可利用率超過98 脫硫率可達95 以上 2 整個系統(tǒng)的優(yōu)化設計 降低了能耗 保證了整個脫硫系統(tǒng)的耗電量小于電廠發(fā)電量的1 3 3 系統(tǒng)采用高氣體流速設計 改善了氣液傳質 降低了成本 4 吸收塔尺寸的優(yōu)化平衡了SO2脫除與壓力降 使投資和運行成本最優(yōu)化 5 采用高速除霧裝置 改善并加強了對高速煙氣中霧滴的去除率 6 采用吸收塔液相再分配裝置 簡稱ALRD 提高效率并降低能量消耗 7 核心工藝設備如吸收塔及塔內部件采用專利技術的高分子材料 漿液循環(huán)泵 漿液攪拌器等設備經(jīng)過特殊防腐耐磨處理 降低成本的同時 提高了設備的防腐耐磨性能 E4 奧地利能源及環(huán)境集團公司 奧地利能源及環(huán)境集團公司 以下簡稱AEE 是奧地利熱電廠和環(huán)境工程系統(tǒng)供應商 AEE公司在煙氣脫硫領域成功運行的裝置已有40多套 目前為止 AEE設計和制造的最大FGD系統(tǒng)是在德國NiederauBemBlockK單機容量950MW的機組 脫硫率大于95 該套裝置于2002年已投入商業(yè)運行 AEE的脫硫塔煙氣量最大可達3000000Nm3 h SO2入口濃度可達30 000mg Nm3 脫硫率可高達99 空塔噴淋塔 技術特點 1 以壓力損失低 節(jié)省電耗為優(yōu)先 2 檢修維護簡單 3 優(yōu)化噴嘴布置 保證高效脫硫率 4 吸收塔攪拌系統(tǒng)確保在任何時候都不會造成塔內石膏漿液的沉淀 結垢或堵塞 5 吸收塔漿池氧化空氣方式 6 AEE計算機模擬設計 控制脫硫塔煙氣均勻流動技術 噴嘴布置圖 E5 意大利艾德瑞科公司 艾德瑞科公司 Idreco S p A 創(chuàng)立于1976年 是國際上獨家同時具備煙氣脫硫和煙氣脫硝兩項技術的知名企業(yè) IDRECO完全擁有一個完整的電廠空氣潔凈處理線和任一規(guī)模的城市廢物焚燒爐 2003年意大利IDRECO公司與浙大網(wǎng)新公司在中國合資成立 浙大網(wǎng)新IDRECO環(huán)境工程公司 其中IDRECO公司為所有與浙大網(wǎng)新在中國境內合作的煙氣脫硫項目提供技術和性能擔保 承擔所有的煙氣脫硫項目的基礎設計和吸收塔的詳細設計以及負責現(xiàn)場安裝調試的督導 基本濕法煙氣脫硫流程圖 E6 日本石川島播磨重工業(yè)株式會社 IHI 日本石川島播磨重工業(yè)株式會社始建于1853年 發(fā)展到現(xiàn)在成為包括環(huán)保 船舶 工業(yè)機械 成套設備 航空航天等設計 建造的綜合性生產廠家 是日本最具影響力的重工業(yè)株式會社之一 IHI自1960年開始致力于煙氣脫硫技術的研發(fā)與引進 目前已擁有5種濕法煙氣脫硫技術 兩種類型的脫硫塔 噴淋塔和TCA塔 和煙氣脫硝技術 共提供脫硫系統(tǒng)100多套 脫硝系統(tǒng)200多套 提出專利申請100多件 擁有專利43項 E7 日本千代田公司 千代田自行開發(fā)的CT 121脫硫工藝 是一種先進的濕式石灰石 石膏脫硫工藝 無論是低硫煤 高硫煤還是重油等燃料 都能達到95 以上的穩(wěn)定脫硫率和10mg Nm3以下的除塵性能 技術特點 1 煙氣處理量大 設備大型化無限制 單機單塔最大業(yè)績?yōu)?000MW 2 對煙氣含硫量變化適應范圍廣 3 具有穩(wěn)定的脫硫率和較高的除塵性能 1 的煤塵捕集率 60 4 氣液接觸面積大 在0 5秒的瞬間內完成反應 因此無副生物 無結垢 5 石膏品質高 平均粒徑70 以上 脫水性能良好 6 吸收塔高度低 無漿液循環(huán)泵 設備布置緊湊 建設 維護成本低 吸收塔的構造截面圖 E8 日本川崎噴霧塔脫硫技術 川崎噴霧塔的特點如下 1 吸收塔的構造為內部設隔板 排煙氣頂部反轉 出口內包藏型的簡潔吸收塔 2 通過煙氣流速的最適中化和布置合理的導向葉片 達到低阻力 節(jié)能的效果 3 吸收塔出口部具有的除水滴作用可省去內藏式除霧器 4 出口除霧器的布置高度低 便于運行維護 檢修 保養(yǎng) 5 吸收塔內部只布置有噴嘴 構造簡單且沒有結垢堵塞 6 通過控制泵運行臺數(shù)和對噴管的切換 可以針對負荷的變化達到經(jīng)濟運行 川崎噴嘴為陶瓷的螺旋噴嘴 噴霧模式為三重環(huán)狀液膜 噴嘴的特點是 1 低壓噴嘴需要泵的動力小 為低壓節(jié)能型 2 所噴出的三重環(huán)狀液膜氣液接觸效率高 能達到高吸收性能 高除塵性能 3 單個噴嘴的霧量大 需要布置的數(shù)量少 4 耐磨蝕 耐磨損 具有半永久性的使用壽命 30年以上 國內脫硫公司技術支持方 不同技術市場份額分析 按裝機容量劃分 各技術在中國脫硫技術市場所占份額占前五位的國外技術分別是美國B W公司 奧地利AEE公司 德國魯奇 能捷斯 比曉夫公司 德國FisiaBabcock公司 和美國Marsulex公司 其市場份額分別為17 25 16 50 15 76 10 86 和7 53 另外 以清華同方自主研發(fā)的液柱塔 江蘇蘇源環(huán)保公司開發(fā)的OII技術 即精準優(yōu)化 Optimization 個性化 Individuation 集成化 Integration 等技術為代表的其它技術在國內脫硫市場中也占有較大份額 為7 99 國外技術在中國脫硫市場所占份額 注 Japan為技術支持方為日本的技術 包括川崎 4 47 千代田 3 02 三菱 3 71 日立 0 45 和石川島IHI 2 08 Others中包括Ducon技術 0 39 韓國Cottell技術 2 64 和擁有自主知識產權的技術 4 98 關鍵設備 石灰石 石膏法FGD系統(tǒng)主要由煙氣系統(tǒng) 吸收塔系統(tǒng) 石灰石漿液制備系統(tǒng) 石膏脫水系統(tǒng) 事故排放系統(tǒng) 廢水處理系統(tǒng) 工藝水系統(tǒng)等部分構成 這些系統(tǒng)都有一些關鍵設備 對于這些關鍵設備的選型對于整個FGD系統(tǒng)來說是至關重要的 濕法FGD的廢水處理系統(tǒng) 其他濕法煙氣脫硫技術 1 海水法 2 鎂法煙氣脫硫 3 氨法脫硫技術 4 雙堿法煙氣脫硫技術 5 磷銨肥法煙氣脫硫工藝 6 Wellman lord工藝 7 有機酸鈉 石膏工藝 8 石灰 鎂煙氣脫硫工藝 9 堿式硫酸鋁工藝 10 氧化鋅法 11 氧化錳法 12 檸檬酸鈉法 1 海水法 2 鎂法煙氣脫硫 3 氨法脫硫技術 4 雙堿法煙氣脫硫技術 5 磷銨肥法煙氣脫硫工藝 12 檸檬酸鈉法 2半干法煙氣脫硫技術 2 1循環(huán)流化床煙氣脫硫技術循環(huán)流化床煙氣脫硫 CFB FGD 工藝是20世紀80年代德國魯奇 Lurgi 公司開發(fā)的一種新的干法脫硫工藝 該類技術將循環(huán)流化床技術引入到煙氣脫硫中來 1 循環(huán)流化床煙氣脫硫工藝 CFB 循環(huán)流化床煙氣脫硫系統(tǒng)工藝流程 循環(huán)流化床反應器及百葉窗式分離器示意 a 循環(huán)流化床反應器 b 百葉窗式分離器 2 回流式煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝 RCFB 回流循環(huán)流化床煙氣脫硫 RCFB反應塔工作原理 RCFB工藝設計保證值和實測值比較表 3 氣體懸浮吸收煙氣脫硫 GSA 工藝基本原理是 在工藝中首先將Ca OH 2和水混合后 用噴嘴將石灰乳霧化噴入循環(huán)吸收室內 石灰乳在反應器內干燥脫硫 并利用循環(huán)流化床技術使未完全反應的Ca OH 2重新回到反應器內充分利用 提高吸收劑的利用率 GSA采用霧化的石灰漿作為吸收劑 并將大量的脫硫灰渣回送到脫硫塔 新鮮的石灰漿通過雙流體噴嘴由吸收塔的底部噴入 與循環(huán)灰碰撞并吸附在固體物料的外表面上 調節(jié)入口煙氣流速穩(wěn)定在適當?shù)闹?就可以保證固體顆粒處于懸浮狀態(tài) 煙氣與懸浮在脫硫塔中的表面覆蓋有新鮮石灰漿液的顆粒發(fā)生吸收反應 另外 循環(huán)的干脫硫產物顆粒還能起到?jīng)_刷脫硫塔壁面的作用 從而可以防止結垢 凈化后的煙氣由吸收器的頂部進入旋風分離器和除塵器除掉大部分的固體顆粒 這些顆粒的大部分要送回脫硫塔進行灰循環(huán) 潔凈的煙氣經(jīng)煙囪排入大氣 它與CFB FGD工藝思路相近 其工藝特點是 1 吸收塔出口裝旋風分離器作預除塵 旋風分離器的除塵效率達99 吸收塔出口固體物濃度為500 2000g m3 通過預除塵可降到5 20g m3 2 用生石灰消化制成石灰漿液噴入吸收塔底部 FLS一GSA工藝流程 一體化除塵器脫硫工藝流程 2000年 我國云南小龍?zhí)栋l(fā)電廠在6號爐100MW機組的排煙系統(tǒng)中配置了1套設計處理煙氣量為4 87 105m3 h 標準狀態(tài)下 的GSA脫硫裝置 小龍?zhí)栋l(fā)電廠GSA脫硫裝置運行的主要問題有 1 供漿泵內橡膠管損壞頻繁 難以持續(xù)噴漿 2 脫硫副產品輸送不暢 由于輸送設備選型和管道配置不合理 在倉泵出口45 200m處出現(xiàn)堵灰 3 脫硫塔出口煙溫長時間低于85 除塵器底部灰斗下灰管堵灰 4 脫硫系統(tǒng)壓差大于設計值 導致引風機出力不夠 5 噴槍 噴嘴易堵塞 GSA脫硫技術工藝流程 小龍?zhí)峨姀S 一體化脫硫工藝 NID 主要技術參數(shù)表 2 2影響循環(huán)流化床排煙脫硫效率的因素 1 運行參數(shù)對脫硫效率的影響 Ca S 煙氣在塔內停留時間 絕熱飽和溫距 脫硫塔入口煙氣溫度 入口SO2濃度 2 循環(huán)對脫硫效率的影響 循環(huán)倍率變化對脫硫效率和鈣利用率的影響 不同Ca S比時循環(huán)倍率變化對脫硫效率的影響 循環(huán)灰含濕量對脫硫效率的影響 3干法脫硫技術 3 1噴霧干燥煙氣脫硫技術噴霧干燥法是20世紀70年代開發(fā)的一種FGD技術 80年代開始成功地用于燃用低硫煤的鍋爐 由于它由美國Joy公司和丹麥NiroAtomizer公司共同開發(fā) 國外多稱Joy Niro法 據(jù)不完全統(tǒng)計 在歐洲和美國采用噴霧干燥法脫硫的共有50臺機組 其裝機容量共11930MW 由于這種方法利用噴霧干燥的原理 在濕態(tài)的吸收劑噴入吸收塔之后 一方面吸收劑與煙氣中的二氧化硫發(fā)生化學反應 另一方面煙氣又將熱量傳遞給吸收劑使之不斷干燥 所以完成脫硫反應后的廢渣以干態(tài)形式排出 噴霧干燥煙氣脫硫工藝系統(tǒng)圖 黃島電廠噴霧干燥法煙氣脫硫工藝流程圖 噴霧干燥煙氣脫硫自運行以來 遇到的主要問題有以下幾個方面 1 容器和管道的堵塞 2 吸收塔內固體沉積 3 噴霧器磨損和破裂 4 煙道和除塵器的腐蝕 這些問題是由石灰漿液或石灰粉末引起的 也是噴霧干燥吸收塔或處理漿液和粉末工業(yè)的常見問題 石灰具有容易吸收水氣而變成堅硬固體的特性 石灰漿會造成堵塞和磨損 3 2干法噴鈣類脫硫技術 4 4 2 2 1LIFAC工藝爐內噴鈣尾部增濕作為一種常見的干法脫硫工藝而被廣泛地應用 LIFAC脫硫技術是芬蘭的Tempella公司和IVO公司首先開發(fā)成功并投入商業(yè)應用的 該技術是將石灰石于鍋爐的900 1150 部位噴入 起到部分固硫作用 在尾部煙道的適當部位裝設增濕活化反應器 使爐內未反應的CaO和水反應生成Ca OH 2 進一步吸收二氧化硫 提高脫硫率 LIFAC工藝主要包括兩步 1 向高溫爐膛噴射石灰石粉 2 爐后活化器中用水增濕活化 第一步 將磨細到325目左右的石灰石粉用氣流輸送方法噴射到爐膛上部溫度為900 1150 的區(qū)域 CaCO3立即分解并與煙氣中SO2和少量SO3反應生成亞硫酸鈣和硫酸鈣 爐內噴鈣的脫硫率約為25 35 投資占整個脫硫系統(tǒng)投資的10 左右 第二步 在安裝于鍋爐與電除塵器之間的增濕活化器中完成 在活化器內 爐膛中未反應的CaO與噴入的水反應生成Ca OH 2 SO2與生成的新鮮Ca OH 2快速反應生成亞硫酸鈣 然后又部分地被氧化為硫酸鈣 LIFAC工藝流程圖 LIFAC工藝流程總圖 立面 工藝特點 1 適用于含硫量為0 6 2 0 的煤種 在Ca S 1 5 2 5時 采用干灰再循環(huán)和灰漿再循環(huán)系統(tǒng) 脫硫效率可達70 75 2 該法已有了一定的運行經(jīng)驗 按照安裝在加拿大Shand電站300MW燃煤鍋爐上的LIFAC系統(tǒng)與濕法FGD系統(tǒng)的經(jīng)濟分析比較 LIFAC的設備投資費用僅為濕法FGD系統(tǒng)的32 運行費用為濕法FGD系統(tǒng)的78 3 按照LIFAC系統(tǒng)中一臺活化反應器能夠處理的煙氣流量 采用LIFAC脫硫方法的最佳鍋爐容量為50 300MW 4 LIFAC系統(tǒng)占地面積較小 安裝活化反應器時對鍋爐運行的影響較少 因此它適于場地有限的老電廠改造 5 由于活化反應器是在高于露點的溫度條件下運行 因此其固態(tài)反應產物是干粉 沒有泥漿或污水排放 反應產物可以用作建筑和筑路材料 6 有如下缺點 鈣噴入爐膛一般不會引起結焦 對尾部受熱面磨損不大 但易引起積灰 總的熱損失約為0 4 鍋爐效率降低約1 0 由于鈣的噴入及再循環(huán) 使粉塵量增大 對除塵器的性能要求更高 能耗增加 國外LIFAC運行情況 國內錢清電廠LIFAC脫硫系統(tǒng) 錢清電廠是由浙江巨能電力有限工程公司總承包的1臺125MW供熱發(fā)電機組 1 機組 的脫硫工程 鍋爐為上海鍋爐廠生產的SG420 13 7 417A中間再熱自然循環(huán)汽包爐 汽輪機為上海汽輪機廠生產的N125 13 3 535 535型 發(fā)電機為上海電機廠生產的QFS 125 2型 該煙氣脫硫裝置是從芬蘭FORTUM公司引進的LIFAC脫硫工藝 關鍵設備采用國外設備 設計單位是浙江省電力設計院 該脫硫系統(tǒng)于2000年2月投產使用 爐內噴鈣系統(tǒng) 1 石灰石粉輸送系統(tǒng) 石灰石粉倉倉泵 2 石灰石粉噴射系統(tǒng) 平衡料斗 螺旋給料機 分配器 石灰石粉噴嘴 爐后增濕活化系統(tǒng) 1 活化器 3 增濕水系統(tǒng)4 煙氣加熱系統(tǒng)5 脫硫灰再循環(huán)系統(tǒng)6 旁路煙道 3 2荷電干式吸收劑噴射煙氣脫硫工藝 帶電吸收劑粒子對小粒徑粉塵的吸附作用 1 CDSI系統(tǒng)工作原理 2 CDSI系統(tǒng)各工作單元 燃煤鍋爐CDSI系統(tǒng)流程示意圖 國內干法及半干法煙氣脫硫工程部分運行業(yè)績 第二部分煙氣脫硝技術 提綱一 環(huán)境中NOX來源二 NOX形成機理三 NOX的控制技術四 NOx脫除技術 SCR五 SCR裝置的影響六 液氨SCR的優(yōu)缺點 一 環(huán)境中NOX來源 各國火電廠氮氧化物排放標準比較單位 mg m3 二 NOX形成機理 A 熱力型NOX主要反應N2 O NO NN O2 NO ON OH NO H相關因素高溫環(huán)境燃料與空氣的充分混合無煙煤燃燒中 熱力型NOx可到一半以上 B 燃料型NOX燃料中的有機氮化合物在燃燒過程中氧化生成的氮氧化物相關因素與燃料和空氣的混合程度密切相關與燃燒區(qū)域的溫度關系不大煙煤燃燒中 約80 的NOx為燃料型 C 快速型NOX在燃燒的早期生成形成過程氮和燃料中的碳氫化合物反應N2 CH化合物 HCN化合物HCN化合物氧化生成NOHCN化合物 O2 NO對于燃煤鍋爐 快速型NOx所占份額一般低于5 三 NOX的控制技術 燃燒過程中控制技術低NOx燃燒器空氣分級燃燒技術燃料分級燃燒技術燃燒后控制技術 煙氣脫硝技術 I 選擇性催化還原技術 SCR II 選擇性非催化還原技術 SNCR III SNCR SCR混合技術 四 NOx脫除技術 SCR 1 選擇性催化還原法 SCR 主要反應4NO 4NH3 O2 4N2 6H2O2NO2 4NH3 O2 3N2 6H2O6NO2 8NH3 7N2 12H2O反應溫度230 450 一般應用溫度 320 400 轉化效率在70 90 之間 SCR最早由日本于60 70年代后期完成商業(yè)運行 至80年代中期歐洲也成功地實現(xiàn)了SCR的商業(yè)運行 原來并非為高脫硝率工藝 一般高塵設置 HighDustLayout 觸媒裝置于鍋爐省煤器出口與空氣預熱器入口之間 其作用為使噴入之氨與煙氣中之NOx反應實現(xiàn)脫硝 在此情況時 其有效反應之溫度范圍較SNCR低的多 約在320oC 400oC之間 最普遍使用的化學反應劑 還原劑 為氨 但近年來也使用尿素 2鍋爐脫硝系統(tǒng)裝置的基本流程 a 高塵 系統(tǒng) 首選 低塵 系統(tǒng) 鍋爐 NH3噴注 脫硝反應器 空氣預熱器 NH3混合器 蒸發(fā)器 NH3 液化罐 靜電除塵器 引風機 煙囪 換熱器 增壓風機 脫硫系統(tǒng) 送風機 SAH 蓄壓器 3 SCR系統(tǒng) 4 SCR系統(tǒng)主要設備 反應器 催化劑系統(tǒng)主要設備 反應器催化劑吹灰器 4 SCR系統(tǒng)主要設備 煙氣 氨的混合系統(tǒng)主要設備 稀釋風機靜態(tài)混合器 氨噴射格柵 AIG 空氣 氨混合器 5 選擇性催化還原 SCR 法工藝系統(tǒng)圖 6 催化劑 催化劑型式 催化劑主要的供應商 板式ArgillonBabcockHitachi BHK 波紋板式HaldorTopsoeHitachiZosen Hitz 蜂窩式CormetechArgillonCeramCCIC東方凱瑞特 板式和蜂窩式催化劑的比較 催化劑選型主要因素 煙氣中飛灰的含量煙氣中飛灰顆粒尺寸反應器布置空間 煙氣阻力要求 SCR催化劑設計中要考慮其它因素 催化劑的壽命SO2到SO3的轉化率使用NH3的煙氣最低溫度高溫下催化劑的燒結As的毒化堿土金屬 堿金屬 Na K 的毒化鹵素 的毒化飛灰磨損 五 SCR裝置的影響 對空預器的影響煙氣中部分SO2轉化成SO3由于SO3的增加 由此酸腐蝕和酸沉積堵灰程度增加NH3 SO3 H2O NH4HSO4 NH4 2SO4NH4HSO4沉積溫度150 200 粘度較大 加劇對空氣預熱器換熱元件的堵塞和腐蝕空氣預熱器熱端壓差增加 空氣預熱器漏風略有增加 采取的措施 采用多介質吹灰器空氣預熱器由高中低溫段改為高低溫兩段 取消中溫段 避免空預器在NH4HSO4沉積