火電廠及燃煤電廠煙氣脫硫脫硝技術(shù)PPT課件

.,1,電廠煙氣脫硫脫硝工藝簡介,.,2,第一部分煙氣脫硫技術(shù),一、燃煤產(chǎn)生的污染二、煙氣排放標(biāo)準(zhǔn)三、煙氣脫硫技術(shù)概況濕法煙氣脫硫技術(shù)（WFGD技術(shù)）半干法煙氣脫硫技術(shù)（SDFGD技術(shù)）旋轉(zhuǎn)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(shù)（DFGD技術(shù))爐膛干粉噴射高能電子活化氧化法(EBA)荷電干粉噴射(CDSI),.,3,一、燃煤產(chǎn)生的污染,燃煤產(chǎn)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(chǎn)生的SO2：10000噸*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍）*80%（煤中S轉(zhuǎn)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,.,4,二、煙氣排放標(biāo)準(zhǔn),GB13223-2011最新火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)，見附件一史上最嚴(yán)厲的排放標(biāo)準(zhǔn):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日鍋爐：100mg/m3）NO2100mg/m3（比美國現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)低35mg/m3，甚至只有歐洲現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)的一半）煙塵30mg/m3排放總量控制產(chǎn)生史上最嚴(yán)厲標(biāo)準(zhǔn),.,5,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(zhì)就是SO2污染問題。,.,6,三、煙氣脫硫技術(shù)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(shù)，并應(yīng)用于實際電站鍋爐。這些技術(shù)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(chǎn)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(shù)（WFGD技術(shù)）（2）半干法煙氣脫硫技術(shù)（SDFGD技術(shù)）（3）干法煙氣脫硫技術(shù)（DFGD技術(shù)）燃煤機組煙氣脫硫以第一種為主。,.,7,1、濕法煙氣脫硫技術(shù),（1）基本原理（2）典型工藝流程（3）常用濕法脫硫技術(shù)應(yīng)用狀況（4）其它濕法煙氣脫硫技術(shù),.,8,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(jié)晶：,（1）基本原理,.,9,（2）典型工藝流程石灰石石膏濕法FGD系統(tǒng)圖,.,10,典型工藝流程,.,11,（）常用濕法脫硫技術(shù)應(yīng)用情況,常用濕法脫硫技術(shù):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(shù)12.日本川崎噴霧塔脫硫技術(shù)13.法國阿爾斯通,.,12,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(shù)特點：（1）幾乎是化學(xué)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(dá)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(chǎn)生上下兩層混合的問題；（4）LLB公司擁有專利技術(shù)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(guān)機后也可無障礙啟動；,.,13,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,.,14,主要設(shè)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(shè)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(shù)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(yīng)塔,.,15,交錯布置的噴淋層35層噴嘴；設(shè)35臺循環(huán)泵。,噴嘴,.,16,LLB除霧器高效兩級人字形除霧器；設(shè)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。,.,17,漿液池脈沖懸浮系統(tǒng)LLB專利技術(shù)；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),.,18,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,.,19,E2.美國巴威公司,美國巴威公司（BW）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(dá)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(shè)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(diào)節(jié)。,.,20,主要設(shè)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(cè)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(shù)在吸收塔內(nèi)，噴淋層下方，布置一層多孔合金托盤，使塔風(fēng)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(zhì)效果，獲得很高的脫硫率。激烈的沖刷使托盤不會結(jié)垢，還可作為檢修平臺。,.,21,BW吸收塔,.,22,碳化硅的空心錐噴嘴,.,23,.,24,技術(shù)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(nèi)氣體分布模擬,.,25,（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,.,26,（）低吸收塔良好的傳質(zhì)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(dǎo)致的引風(fēng)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(shè)計比較（入口SO2濃度1800ppm，脫硫率95%）,.,27,（）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,.,28,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(shù)應(yīng)用的經(jīng)驗，在全世界向20家公司轉(zhuǎn)讓了技術(shù)，部分Marsulex技術(shù)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)。,.,29,技術(shù)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(dá)95%以上；（2）整個系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)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(shè)計，改善了氣液傳質(zhì)，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(shè)備如吸收塔及塔內(nèi)部件采用專利技術(shù)的高分子材料，漿液循環(huán)泵、漿液攪拌器等設(shè)備經(jīng)過特殊防腐耐磨處理，降低成本的同時，提高了設(shè)備的防腐耐磨性能。,.,30,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(yīng)商。AEE公司在煙氣脫硫領(lǐng)域成功運行的裝置已有40多套。目前為止，AEE設(shè)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(dá)3000000Nm3/h,，SO2入口濃度可達(dá)30,000mg/Nm3，脫硫率可高達(dá)99%。,.,31,空塔噴淋塔,.,32,技術(shù)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(nèi)石膏漿液的沉淀、結(jié)垢或堵塞。（5）吸收塔漿池氧化空氣方式（6）AEE計算機模擬設(shè)計，控制脫硫塔煙氣均勻流動技術(shù),.,33,噴嘴布置圖,.,34,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(shù)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(nèi)合作的煙氣脫硫項目提供技術(shù)和性能擔(dān)保，承擔(dān)所有的煙氣脫硫項目的基礎(chǔ)設(shè)計和吸收塔的詳細(xì)設(shè)計以及負(fù)責(zé)現(xiàn)場安裝調(diào)試的督導(dǎo)。,.,35,基本濕法煙氣脫硫流程圖,.,36,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(shè)備、航空航天等設(shè)計、建造的綜合性生產(chǎn)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(shù)的研發(fā)與引進，目前已擁有5種濕法煙氣脫硫技術(shù)、兩種類型的脫硫塔（噴淋塔和TCA塔）和煙氣脫硝技術(shù)，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。,.,37,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(dá)到95%以上的穩(wěn)定脫硫率和10mgNm3以下的除塵性能。,.,38,技術(shù)特點,（1）煙氣處理量大，設(shè)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(yīng)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(nèi)完成反應(yīng)，因此無副生物，無結(jié)垢；（5）石膏品質(zhì)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(shè)備布置緊湊，建設(shè)、維護成本低；,.,39,吸收塔的構(gòu)造截面圖,.,40,E8.日本川崎噴霧塔脫硫技術(shù),川崎噴霧塔的特點如下：（1）吸收塔的構(gòu)造為內(nèi)部設(shè)隔板，排煙氣頂部反轉(zhuǎn)，出口內(nèi)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(dǎo)向葉片，達(dá)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(nèi)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(nèi)部只布置有噴嘴，構(gòu)造簡單且沒有結(jié)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(fù)荷的變化達(dá)到經(jīng)濟運行。,.,41,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(dá)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）；,.,42,關(guān)鍵設(shè)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(gòu)成。這些系統(tǒng)都有一些關(guān)鍵設(shè)備，對于這些關(guān)鍵設(shè)備的選型對于整個FGD系統(tǒng)來說是至關(guān)重要的。,濕法FGD的廢水處理系統(tǒng),.,43,溫州發(fā)電廠三期（浙江天地）北侖電廠（浙江天地）,.,44,其他濕法煙氣脫硫技術(shù),（1）海水法（2）鎂法煙氣脫硫（3）氨法脫硫技術(shù)（4）雙堿法煙氣脫硫技術(shù)（5）磷銨肥法煙氣脫硫工藝（6）Wellmanlord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,.,45,（1）海水法,.,46,（2）鎂法煙氣脫硫,.,47,（3）氨法脫硫技術(shù),.,48,（4）雙堿法煙氣脫硫技術(shù),.,49,（5）磷銨肥法煙氣脫硫工藝,.,50,（12）檸檬酸鈉法,.,51,2半干法煙氣脫硫技術(shù),2.1循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)循環(huán)流化床煙氣脫硫（CFB-FGD）工藝是20世紀(jì)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(shù)將循環(huán)流化床技術(shù)引入到煙氣脫硫中來。,.,52,1）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(yīng)器及百葉窗式分離器示意(a)循環(huán)流化床反應(yīng)器；(b)百葉窗式分離器,.,53,2）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(yīng)塔工作原理,.,54,RCFB工藝設(shè)計保證值和實測值比較表,.,55,3）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(nèi)，石灰乳在反應(yīng)器內(nèi)干燥脫硫，并利用循環(huán)流化床技術(shù)使未完全反應(yīng)的Ca(OH)2重新回到反應(yīng)器內(nèi)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(diào)節(jié)入口煙氣流速穩(wěn)定在適當(dāng)?shù)闹担涂梢员ＷC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(yīng)。另外，循環(huán)的干脫硫產(chǎn)物顆粒還能起到?jīng)_刷脫硫塔壁面的作用，從而可以防止結(jié)垢。凈化后的煙氣由吸收器的頂部進入旋風(fēng)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。,.,56,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(fēng)分離器作預(yù)除塵，旋風(fēng)分離器的除塵效率達(dá)99%，吸收塔出口固體物濃度為500-2000g/m3，通過預(yù)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。,.,57,FLS一GSA工藝流程,一體化除塵器脫硫工藝流程,.,58,2000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(shè)計處理煙氣量為4.87105m3/h（標(biāo)準(zhǔn)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(nèi)橡膠管損壞頻繁，難以持續(xù)噴漿；2）脫硫副產(chǎn)品輸送不暢，由于輸送設(shè)備選型和管道配置不合理，在倉泵出口45200m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(shè)計值，導(dǎo)致引風(fēng)機出力不夠；5）噴槍、噴嘴易堵塞。,.,59,GSA脫硫技術(shù)工藝流程（小龍?zhí)峨姀S）,.,60,一體化脫硫工藝（NID）主要技術(shù)參數(shù)表,.,61,2.2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,.,62,煙氣在塔內(nèi)停留時間,.,63,絕熱飽和溫距,.,64,脫硫塔入口煙氣溫度,.,65,入口SO2濃度,.,66,2）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,.,67,不同Ca/S比時循環(huán)倍率變化對脫硫效率的影響,.,68,循環(huán)灰含濕量對脫硫效率的影響,.,69,3干法脫硫技術(shù),3.1噴霧干燥煙氣脫硫技術(shù)噴霧干燥法是20世紀(jì)70年代開發(fā)的一種FGD技術(shù)，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(xué)反應(yīng)；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(yīng)后的廢渣以干態(tài)形式排出。,.,70,噴霧干燥煙氣脫硫工藝系統(tǒng)圖,.,71,.,72,黃島電廠噴霧干燥法煙氣脫硫工藝流程圖,.,73,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(nèi)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。,.,74,3.2干法噴鈣類脫硫技術(shù),4.4.2.2.1LIFAC工藝爐內(nèi)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(yīng)用。LIFAC脫硫技術(shù)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(yīng)用的。該技術(shù)是將石灰石于鍋爐的9001150部位噴入，起到部分固硫作用。在尾部煙道的適當(dāng)部位裝設(shè)增濕活化反應(yīng)器，使?fàn)t內(nèi)未反應(yīng)的CaO和水反應(yīng)生成Ca(OH)2，進一步吸收二氧化硫，提高脫硫率。,.,75,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(xì)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(yīng)生成亞硫酸鈣和硫酸鈣。爐內(nèi)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(nèi)，爐膛中未反應(yīng)的CaO與噴入的水反應(yīng)生成Ca(OH)2，SO2與生成的新鮮Ca(OH)2快速反應(yīng)生成亞硫酸鈣，然后又部分地被氧化為硫酸鈣。,.,76,LIFAC工藝流程圖,.,77,LIFAC工藝流程總圖（立面）,.,78,工藝特點,1）適用于含硫量為0.6%2.0%的煤種，在Ca/S=1.52.5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(dá)7075%。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(shè)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(yīng)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50300MW。4）LIFAC系統(tǒng)占地面積較小，安裝活化反應(yīng)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(yīng)器是在高于露點的溫度條件下運行，因此其固態(tài)反應(yīng)產(chǎn)物是干粉，沒有泥漿或污水排放。反應(yīng)產(chǎn)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(jié)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。,.,79,爐內(nèi)噴鈣系統(tǒng),1）石灰石粉輸送系統(tǒng),石灰石粉倉倉泵,.,80,2）石灰石粉噴射系統(tǒng),平衡料斗,螺旋給料機,.,81,分配器,石灰石粉噴嘴,.,82,爐后增濕活化系統(tǒng),1）活化器,.,83,3）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,.,84,3.2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,.,85,（2）CDSI系統(tǒng)各工作單元,燃煤鍋爐CDSI系統(tǒng)流程示意圖,.,86,第二部分煙氣脫硝技術(shù),提綱一、環(huán)境中NOX來源二、NOX形成機理三、NOX的控制技術(shù)四、NOx脫除技術(shù)SCR五.SCR裝置的影響六、液氨SCR的優(yōu)缺點七、SNCR工藝簡介,.,87,一、環(huán)境中NOX來源,.,88,各國火電廠氮氧化物排放標(biāo)準(zhǔn)比較單位：mg/m3,.,89,二、NOX形成機理,A.熱力型NOX主要反應(yīng)N2+ONO+NN+O2NO+ON+OHNO+H相關(guān)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,.,90,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(guān)因素與燃料和空氣的混合程度密切相關(guān)與燃燒區(qū)域的溫度關(guān)系不大煙煤燃燒中，約80的NOx為燃料型,.,91,C.快速型NOX在燃燒的早期生成形成過程氮和燃料中的碳?xì)浠衔锓磻?yīng)N2CH化合物HCN化合物HCN化合物氧化生成NOHCN化合物O2NO對于燃煤鍋爐，快速型NOx所占份額一般低于5。,.,92,三、NOX的控制技術(shù),燃燒過程中控制技術(shù)低NOx燃燒器空氣分級燃燒技術(shù)燃料分級燃燒技術(shù)燃燒后控制技術(shù)（煙氣脫硝技術(shù)）I.選擇性催化還原技術(shù)（SCR）II.選擇性非催化還原技術(shù)（SNCR）III.SNCR/SCR混合技術(shù),.,93,四、NOx脫除技術(shù)SCR,1、選擇性催化還原法(SCR)主要反應(yīng)4NO+4NH3+O24N2+6H2O2NO2+4NH3+O23N2+6H2O6NO2+8NH37N2+12H2O反應(yīng)溫度230450一般應(yīng)用溫度：320400轉(zhuǎn)化效率在7090%之間。,.,94,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(shè)置(HighDustLayout)觸媒裝置于鍋爐省煤器出口與空氣預(yù)熱器入口之間,其作用為使噴入之氨與煙氣中之NOx反應(yīng)實現(xiàn)脫硝。在此情況時,其有效反應(yīng)之溫度范圍較SNCR低的多,約在320oC400oC之間。最普遍使用的化學(xué)反應(yīng)劑（還原劑)為氨,但近年來也使用尿素。,.,95,2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),.,96,鍋爐,NH3噴注,脫硝反應(yīng)器,空氣預(yù)熱器,NH3混合器,蒸發(fā)器,NH3,液化罐,靜電除塵器,引風(fēng)機,煙囪,換熱器,增壓風(fēng)機,脫硫系統(tǒng),送風(fēng)機,SAH,蓄壓器,.,97,3.SCR系統(tǒng),.,98,4.SCR系統(tǒng)主要設(shè)備,反應(yīng)器/催化劑系統(tǒng)主要設(shè)備：反應(yīng)器催化劑吹灰器,.,99,4.SCR系統(tǒng)主要設(shè)備,煙氣/氨的混合系統(tǒng)主要設(shè)備：稀釋風(fēng)機靜態(tài)混合器、氨噴射格柵（AIG）空氣/氨混合器,.,100,5、選擇性催化還原（SCR）法工藝系統(tǒng)圖,.,101,6.催化劑,.,102,催化劑型式,.,103,催化劑主要的供應(yīng)商,板式ArgillonBabcockHitachi(BHK)波紋板式HaldorTopsoeHitachiZosen(Hitz)蜂窩式CormetechArgillonCeramCCIC東方凱瑞特,.,104,板式和蜂窩式催化劑的比較,.,105,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(yīng)器布置空間煙氣阻力要求,.,106,SCR催化劑設(shè)計中要考慮其它因素,催化劑的壽命SO2到SO3的轉(zhuǎn)化率使用NH3的煙氣最低溫度高溫下催化劑的燒結(jié)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,.,107,五.SCR裝置的影響,對空預(yù)器的影響煙氣中部分SO2轉(zhuǎn)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+H2ONH4HSO4/(NH4)2SO4NH4HSO4沉積溫度150200，粘度較大，加劇對空氣預(yù)熱器換熱元件的堵塞和腐蝕空氣預(yù)熱器熱端壓差增加，空氣預(yù)熱器漏風(fēng)略有增加,.,108,采取的措施,采用多介質(zhì)吹灰器空氣預(yù)熱器由高中低溫段改為高低溫兩段，取消中溫段，避免空預(yù)器在NH4HSO4沉積溫度區(qū)域分段。換熱元件選用合適的板型在空預(yù)器冷段采用鍍搪瓷元件嚴(yán)格控制漏氨率采用較低的SO2到SO3的轉(zhuǎn)化率三氧化硫酸霧煙氣排放,.,109,.,110,.,111,.,112,.,113,六、液氨SCR的優(yōu)缺點,優(yōu)點:脫硝率高達(dá)80%缺點:不安全-環(huán)保工程成了重大危險源建設(shè)工程投資和運行費用較高,.,114,重大危險源,A氨溶液為危險化學(xué)品根據(jù)中國政府危險貨物品名表（GB