潔凈煤技術(shù)第07章煙氣凈化

1、第七章 煙氣凈化煤燃燒(氧化)過程中的一些不可燃或未燃盡的物質(zhì)，包括固體物質(zhì)細(xì)顆粒的煙塵；氣體的氧化硫，氧化氮及其它。這些有害煙 氣排入大氣，對(duì)工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及人類生存都帶來很大危害。在我國消費(fèi)的煤炭總量中，用于發(fā)電的占1/3，由于一方面電站容量越來越大，燃煤量大，向大氣排放的污染物集中，另一方面也較易于采取集中治理措施，所以本章著重對(duì)大型燃煤電廠排放的煙塵，二氧化硫，氧化氮的潔凈技術(shù)作詳細(xì)介紹。第一節(jié) 燃煤電廠鍋爐煙塵的凈化煙氣中的粉塵量主要取決于燃燒方式和煤質(zhì)情況。煤中的灰分及未燃盡炭變成飛灰的份額。固態(tài)排渣煤粉爐為0.850.90；液態(tài)排渣煤粉爐為0.60左右；旋風(fēng)爐為0.200.40；鏈條

2、爐為0.20左右；拋煤機(jī)爐為0.30左右；沸騰爐為0.400.60。同樣的爐型，燃用的煤質(zhì)不同，鍋爐排煙中含塵濃度的差別也很大。據(jù)測試數(shù)據(jù)，固態(tài)排渣煤粉爐燃用發(fā)熱量為28000kJ/kg、灰分為10%的優(yōu)質(zhì)煤時(shí)，排煙中的含塵濃度不足10g/m3(標(biāo))，而當(dāng)燃用發(fā)熱量為1447kJ/kg、灰分為47%的劣質(zhì)煤時(shí)，含塵濃度可達(dá)70g/m3(標(biāo))左右。對(duì)飛灰粒度影響最大的因素是磨煤機(jī)的型式。燃煤電廠的磨煤機(jī)按轉(zhuǎn)速可分為三類：低速磨煤機(jī)(1525r/min)，如筒式鋼球磨煤機(jī)；中速磨煤機(jī)(50300r/min)，如平盤磨，碗式磨和E型磨等；高速磨煤機(jī)(5001500r/min)，如風(fēng)扇磨，豎井磨等。磨

3、煤機(jī)型式的選擇視煤的可磨性及煤質(zhì)情況等而異。所磨制的煤粉，球磨機(jī)較細(xì)，中速磨次之，風(fēng)扇磨較粗。鏈條爐，拋煤機(jī)爐的飛灰粒度大多在10-20m之間。一般煤粉爐的飛灰粒度大多在3100m之間，粒度小于10m的約占20%40%，小于44m的約占60%80%。一、煙氣凈化技術(shù)的國內(nèi)外狀況工業(yè)發(fā)達(dá)國家早期由于電廠單機(jī)容量小，也曾用過機(jī)械除塵等技術(shù)較落后的除塵設(shè)備，但隨著大容量電站鍋爐的采用，技術(shù)落后、除塵效率低的除塵器已不能滿足高效收塵的要求，另外，像日本的火力發(fā)電設(shè)備曾大部分燃油，但70年代石油危機(jī)以來，電廠朝著燃煤的方向發(fā)展，建設(shè)了一批燃煤電廠，其所產(chǎn)生的煙塵量比燃油電廠增加100倍之多。因此，開發(fā)生

4、產(chǎn)高效除塵器已成當(dāng)務(wù)之急。70年代后高效除塵裝置大量被采用，歐洲，美國、日本電站鍋爐基本全部采用靜電除塵器及布袋除塵器。我國使用電除塵器始于40年代，1949年以前僅有水泥，有色金屬及制酸工業(yè)用的幾臺(tái)電除塵器，70年代初，鋼鐵工業(yè)和造紙工業(yè)開始用電除塵器。我國電站鍋爐基本上是50年代由前蘇聯(lián)援建，大部分是50MW以下小機(jī)組，設(shè)計(jì)技術(shù)也是按當(dāng)時(shí)蘇聯(lián)標(biāo)準(zhǔn)，大都采用離心式旋風(fēng)除塵及水膜除塵器，僅有兩個(gè)電廠裝有蘇聯(lián)及原東德的電除塵器。80年代隨著300MW及以上大機(jī)組的采用，低效的除塵器不僅不能滿足環(huán)境要求，而且造成對(duì)大型風(fēng)機(jī)磨損振動(dòng)，直接影響大機(jī)組的安全生產(chǎn)，因此，國內(nèi)各制造廠紛紛引進(jìn)國外技術(shù)并開發(fā)

5、了各種型式的電除塵器，對(duì)于5m以上的微粒，仍可有99%的收塵效率(見表7-1)。表7-1 各種除塵設(shè)備對(duì)不同粒度微塵的平均收塵效率除塵器粒 度 范 圍（m）總收塵效率（%）055101020204444隔板塵降室長錐形旋分器洗滌塔靜電除塵器布袋除塵器2540909799.52279989910043929899.51008095100100100909710010010058.584.294.499.099.7電除塵器的供電電源，幾十年來也有了迅速發(fā)展，由50年代的機(jī)械整流，發(fā)展到硅整流，控制系統(tǒng)也由80年代的可控硅到計(jì)算機(jī)控制。在中、小型機(jī)組上目前還有不少仍然采用濕式文丘里(斜棒柵)水膜除塵

6、器及旋風(fēng)除塵器。二、各種除塵器的原理及特點(diǎn)(一)電除塵器1.特點(diǎn)電除塵器是利用強(qiáng)電場電暈放電使氣體電離，粉塵荷電，并在電場力作用下，使粉塵從氣體中分離出來的除塵裝置。其特點(diǎn)是：(1)除塵效率高，可達(dá)99%以上；(2)本體壓力損失小，壓力損失一般為160300Pa；(3)能耗低，處理1000m3煙氣約需0.20.6kW；(4)處理煙氣量大，可達(dá)106m3/h以上；(5)耐高溫，普通鋼材可在350以下運(yùn)行。缺點(diǎn)是：(1)耗鋼量大；(2)占地面積大；(3)對(duì)制造、安裝、運(yùn)行要求嚴(yán)格；(4)對(duì)粉塵的特性較敏感，最適宜的粉塵比電阻范圍為10451010cm，若在此范圍之外，應(yīng)采取一定的措施，才能取得必要

7、的除塵效率。2.電除塵器的基本工作原理是：在兩種曲率半徑相差很大的金屬集塵極和放電極上，通以高壓直流電，維持一個(gè)足以使電極之間氣體產(chǎn)生電暈放電的不均勻電場，氣體電離所生成的電子、陰離子和陽離子，吸附在通過電場的粉塵上而使粉塵荷電。荷電粉塵在電場庫侖力作用下，向電極性相反的電極運(yùn)動(dòng)而沉積在電極上，以達(dá)到粉塵和氣體分離的目的。當(dāng)沉積在電極上的粉塵達(dá)到一定厚度時(shí)，借助振打機(jī)構(gòu)使粉塵脫離電極落入灰斗，并由卸灰器輸送出除塵器，凈化后的氣體由排氣口引出(見圖7-1)。圖7-1 電除塵原理電除塵器按氣流流動(dòng)方向分為立式與臥式；按集塵極形式分為管式與板式；按放電極性分為負(fù)電暈與正電暈；按粉塵的荷電與分離區(qū)的空

8、間分為單區(qū)與雙區(qū)；按清灰方式分為干式與濕式。燃煤電廠一般采用臥式、負(fù)電暈、板形集塵極、干式清灰、單區(qū)除塵器。(二)袋式除塵器l.特點(diǎn)袋式除塵器是利用織物制作的袋狀過濾元件來捕集含塵氣體中固體顆粒物的除塵裝置。其特點(diǎn)是：(1)除塵效率高，一般在99%以上，除塵器出口氣體含塵濃度在數(shù)十毫克每標(biāo)準(zhǔn)立方米之內(nèi)，對(duì)亞微米粒徑的細(xì)塵有較高的分級(jí)除塵效率；(2)處理風(fēng)量的范圍廣，小的僅每分鐘數(shù)立方米，大的可達(dá)每分鐘數(shù)萬立方米，既可用于塵源的通風(fēng)除塵，改善作業(yè)場所的空氣質(zhì)量，也可用于電站鍋爐及工業(yè)爐窯的煙氣除塵，減少大氣污染物的排放；(3)結(jié)構(gòu)比較簡單，維護(hù)操作方便；(4)在保證同樣高的除塵效率前提下，造價(jià)低

9、于電除塵器；(5)采用玻璃纖維、Nomex等耐高溫濾料時(shí)，可在200以下的高溫下運(yùn)行；(6)對(duì)粉塵的特性不敏感，不受粉塵比電阻的影響；(7)用于干法脫硫系統(tǒng)，可適當(dāng)提高脫硫效率。缺點(diǎn)是：(1)體積與占地面積較大；(2)本體壓力損失較大，一般為10002000Pa；(3)對(duì)濾袋質(zhì)量有嚴(yán)格的要求，若濾袋破損率高，使用壽命短，則運(yùn)行費(fèi)用將大大增加。2.袋式除塵器的基本工作原理是：含塵氣體進(jìn)入掛有一定數(shù)量的濾袋的袋室后，首先被干凈的濾袋纖維過濾。隨著阻留的粉塵不斷增加，一部分粉塵嵌入濾料內(nèi)部；一部分覆蓋濾袋表面形成一層粉塵層。此時(shí)，含塵氣體的過濾主要依靠粉塵層進(jìn)行，其除塵機(jī)理為含塵氣體通過粉塵層與濾料

10、時(shí)產(chǎn)生的篩分、慣性、粘附、擴(kuò)散與靜電等作用。當(dāng)粉塵層加厚，壓力損失達(dá)到一定程度時(shí)，需要進(jìn)行清灰。清灰后壓力降低，但仍有一部分粉塵殘留在濾袋上，在下一個(gè)過濾周期開始時(shí)，起良好的捕塵作用。(三)濕式除塵器1.濕式除塵器的特點(diǎn)。藉水或其它液體形成的液網(wǎng)、液膜或液滴與含塵氣體接觸，借助于慣性碰撞、擴(kuò)散、攔截、沉降等作用面捕集塵粒，使氣體得到凈化的各類除塵裝置，統(tǒng)稱濕式除塵器。其特點(diǎn)是：結(jié)構(gòu)簡單，無轉(zhuǎn)動(dòng)部件，造價(jià)較低，安裝、維護(hù)、管理均較方便，除塵效率一般可達(dá)90%95%，能適應(yīng)高溫、高濕氣體以及粘性大的粉塵，并能凈化部分有害氣體。缺點(diǎn)是；需消耗一定的水量，有處理灰水的麻煩，排煙溫度低，不利于擴(kuò)散，濕灰

11、利用也比較困難，對(duì)憎水性或水硬性的粉塵不宜采用，對(duì)腐蝕性較大的氣體則需有防腐措施。2.濕式除塵器種類及工作原理。濕式除塵器的種類很多，目前燃煤電廠常用的有：水膜除塵器，斜棒柵除塵器和文丘里管除塵器。各自的基本工作原理如下：（1）水膜除塵器水膜除塵器俗稱捕滴器，是一種切向直通濕式旋風(fēng)除塵器。其入口在旋風(fēng)筒的下方，含塵氣體切向(或蝸殼)進(jìn)入除塵器后，旋轉(zhuǎn)上升。旋轉(zhuǎn)氣流所產(chǎn)生的離心力將塵粒甩向筒壁。粉塵一旦達(dá)到筒壁，即被由除塵器上部供水裝置形成的自上而下流動(dòng)的均勻水膜所捕集，并排出筒體。(2)斜棒柵除塵器斜棒柵除塵器由進(jìn)口煙道處的斜棒柵與捕滴器組成。斜棒柵前裝有霧化噴嘴，運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生大量細(xì)小的水滴。含

12、塵煙氣通過霧化水滴流向斜棒柵，而錯(cuò)列布置的斜棒四周形成比較完整的自上而下的流動(dòng)水膜，煙氣流經(jīng)時(shí)，多次改變運(yùn)動(dòng)方向，一部分粒徑較大的濕灰粒因受慣性力的作用被斜棒表面水膜捕集帶走；另一部分粒徑較小的塵粒在棒柵處，與細(xì)小水滴再次發(fā)生碰撞、粘附、凝聚，形成較大的灰水滴，隨煙氣進(jìn)入捕滴器，依靠離心力和重力作用而被分離。過去，曾在垂直于進(jìn)口煙道的平面上布置臥式洗滌柵，運(yùn)行結(jié)果大多洗滌柵堵灰，被迫拆除。而斜棒柵除塵器卻能高效穩(wěn)定運(yùn)行，其原因主要是：柵棒斜置，且主要由頂部穩(wěn)壓水箱供水，可以形成比較完整的水膜；斜棒柵的表面積與形狀系數(shù)大于臥式洗滌柵；煙氣與水滴通過斜棒柵的時(shí)間比臥式洗滌柵長，加之，斜棒柵除塵器為

13、防堵灰事故，在煙道底部與斜棒柵前加設(shè)了噴管，因此其運(yùn)行可靠性有很大的提高(圖7-2斜棒柵結(jié)構(gòu)示意圖)。文丘里管除塵器由文丘里管與捕滴器組成。含塵氣體進(jìn)入文丘里管，在收縮段加速，至喉口處流速達(dá)5570m/s。在接近喉口處噴入水，在水滴被高速氣流迅速破碎的過程中，塵粒與細(xì)水滴開始有效地碰撞，凝聚。進(jìn)入擴(kuò)散段后，由于流通斷面逐漸擴(kuò)大，氣流減速，塵粒與水滴再碰撞，凝聚而形成灰水滴，然后到捕滴器內(nèi)分離捕集(見表7-2)。圖7-2 斜棒柵除塵器結(jié)構(gòu)示意圖l-斜棒；2-霧化噴嘴；3-導(dǎo)灰板；4-沖灰水管；5-窺視孔；6-噴管；7-套管；8-礬士水泥砂漿；9-穩(wěn)壓水箱；10-支撐板表72 文丘里管除塵器基本設(shè)

14、計(jì)參數(shù)項(xiàng)目單位設(shè)計(jì)參數(shù)收縮段收縮角度2330最大45擴(kuò)散段擴(kuò)散角度68最大10喉部長度200350喉口煙氣流速m/s5575文丘里管干態(tài)阻力系數(shù)圓形0.150.18矩形（高度比1.02.0）0.25園矩結(jié)合（高度比1.5）0.200.22文丘里管濕態(tài)阻力系數(shù)圓形內(nèi)噴（濺椎）0810.87外噴（濺板）0.300.46文丘里管水耗內(nèi)噴/m3(標(biāo))0.130.18外噴/m3(標(biāo))0.180.21(四)旋風(fēng)除塵器1.旋風(fēng)除塵器的特點(diǎn)旋風(fēng)除塵器是利用旋轉(zhuǎn)的含塵氣流所產(chǎn)生的離心力，將粉塵從氣流中分離出來的除塵裝置。其特點(diǎn)是：(1)除塵器本身沒有運(yùn)動(dòng)部件，結(jié)構(gòu)簡單，制造安裝費(fèi)用較少；(2)維護(hù)管理方便；(3

15、)耐高溫，可采用各種不同的材料制作，以適應(yīng)粉塵物理性能的特殊要求。缺點(diǎn)是：(1)處理風(fēng)量較大時(shí)，需采用多個(gè)旋風(fēng)子組合，風(fēng)量分配不易均勻，(2)某些部位易磨損；(3)排灰口易堵塞；(4)在電廠允許的壓力損失及一般的飛灰粒徑條件下，除塵效率難滿足環(huán)保的要求，尤其是捕集細(xì)塵的能力較差。旋風(fēng)除塵器由進(jìn)氣口，簡體、錐體、排氣管、集灰斗等部分組成，如圖7-3所示。圖7-3 旋風(fēng)除塵器示意圖2.旋風(fēng)除塵器的工作原理 其基本工作原理是：含塵氣流從進(jìn)氣口切向進(jìn)入除塵器后，沿壁面自上而下作旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)。氣流被迫一邊旋轉(zhuǎn)一邊向下由筒體到達(dá)錐體。下旋氣流到達(dá)錐體端部后就折轉(zhuǎn)方向，旋轉(zhuǎn)上升，通過排氣管離開除塵器。含塵氣流作

16、旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)時(shí)，其中塵粒在離心力的作用下，向壁面移動(dòng)，到達(dá)壁面的塵粒，在氣流和重力的作用下，沿壁面流入灰斗。3，旋風(fēng)除塵器的種類很多，但是在燃煤電廠鍋爐上采用的旋風(fēng)除塵器主要有兩種，一種是大直徑旋風(fēng)除塵器；另一種是多管除塵器。多管除塵器在小型電站鍋爐上使用較多，目前已逐步被淘汰。大直徑旋風(fēng)除塵器中應(yīng)用較多的是簡體內(nèi)徑為900mm的C 型除塵器，粉塵在旋風(fēng)除塵器中所受到的離心力除與粉塵的粒徑、密度及氣流速度有關(guān)外，也與旋風(fēng)筒的直徑有關(guān)。大直徑旋風(fēng)除塵器，由于直徑較大，產(chǎn)生的離心力較小，同時(shí)由錐頂折返向上流動(dòng)的氣流往往把一些已經(jīng)分離出來的粉塵再重新帶回去，所以除塵效率不高。C型旋風(fēng)除塵器與一般旋風(fēng)除塵

17、器的區(qū)別；一是氣流入口位置略低；二是筒壁內(nèi)加螺旋形的導(dǎo)灰槽。含塵煙氣從入口處切向進(jìn)入，在獲得旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)的同時(shí)，分為上、下兩個(gè)旋渦。較粗的塵粒隨下旋渦氣流分離主筒壁，一部分塵粒進(jìn)入導(dǎo)灰槽內(nèi)，余下的塵粒由向下旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)的氣流直接帶入灰斗。上旋渦氣流對(duì)細(xì)塵有聚集作用，在頂蓋下形成強(qiáng)烈旋轉(zhuǎn)的上灰環(huán)，由導(dǎo)灰槽引至直徑較小的錐體部分加強(qiáng)旋轉(zhuǎn)予以分離，這樣使原來在大直徑旋風(fēng)筒內(nèi)不易被分離的細(xì)塵，減少了被上升氣流帶走的機(jī)會(huì)，因而除塵效率高于一般的旋風(fēng)除塵器，可達(dá)85%90%，壓力損失一般為7001000Pa。由于燃煤電廠鍋爐煙氣量大，為避免因旋風(fēng)子數(shù)量多造成風(fēng)量分配不均勻，也有的電廠采用了直徑更大的旋風(fēng)除塵器。(

18、1410mm)，這種旋風(fēng)除塵器旋風(fēng)筒近似于圓柱體，在旋風(fēng)筒底部裝有反射屏，使已被分離的粉塵沿旋風(fēng)除塵器筒壁與反射屏的環(huán)縫落入灰斗，而從灰斗折返上升的氣流則通過反射屏中心的小孔上升從排氣管排出，有效地防止上升氣流重新把粉塵卷起來帶走，故也可以提高除塵效率。三、寓效除塵囂的采用所帶來的環(huán)境效應(yīng)由于各種新技術(shù)在煙塵凈化上的采用，特別是電除塵器比例的增加，大大降低了燃煤電廠煙塵的排放量，用1995年與1980年相比，用煤量增加兩倍多，煙塵排放基本持平，每千瓦的排放量由131.9公斤降到34.0公斤。第二節(jié) 燃煤電廠硫氧化物的凈化一、燃煤電廠煙氣中硫氧化物的來源及生成量(一) 煙氣中硫氧化物的來源煤中的

19、硫以無機(jī)硫(黃鐵礦和硫酸鹽)和有機(jī)硫(硫醇和硫醚)形式存在，燃燒時(shí)大部分與氧化合生成S02隨煙氣排出。在高溫條件下，當(dāng)有氧存在時(shí)，其中一部分S02轉(zhuǎn)化為S03，S03占SOX的比例通常只有0.5%5%(見圖74)。圖74 鍋爐中SO2的轉(zhuǎn)變率排入大氣的SO2氣體，也會(huì)被氧化生成SO3，遇水形成硫酸霧，再與粉塵結(jié)合而形成酸性粉塵，或者進(jìn)入大氣的水滴中，然后氧化成硫酸；大氣中的硫酸霧、酸性顆粒物和酸性云水都是形成酸性降水的因素。(二)煙氣中硫氧化物的生成量煤的含硫量是影響SO2生成量最主要的因素，如圖7-5所示，兩者大體成正比關(guān)系。圖7-5 煤的含硫量和SO2生成量的關(guān)系影響SO2生成量的主要因素

20、是：燃料中的含硫量越多，SO2的生成量越多；過?？諝庀禂?shù)越大，SO2的生成量越多；火焰中心溫度越高，生成的SO2也越多。二、煙氣脫硫技術(shù)的國外情況為解決氧化硫?qū)Υ髿獾奈廴荆?860年以來，在水中或漿液中除去S02的試驗(yàn)在世界上就已得到進(jìn)行，1930年，世界上最早的商業(yè)化煙氣脫硫(FGD)系統(tǒng)在英國的巴德魯期斯萬斯電廠，然后在沸魯巴母發(fā)電廠開始了運(yùn)行。在巴德魯期發(fā)電廠使用堿性的太晤士河河水作為吸收劑，而斯萬斯、沸魯巴母發(fā)電廠則使用漿液滯留槽(反應(yīng)槽)的石灰漿液作為吸收劑。這些初期的設(shè)備，沒有解決由于機(jī)器內(nèi)部結(jié)垢附著的問題以及非常重要的化學(xué)工藝問題，這些設(shè)備由于在第二次世界大戰(zhàn)時(shí)，因蒸汽的白煙成了

21、炸彈攻擊的目標(biāo)而被迫停止運(yùn)行。接下來是70年代初期，美國和日本開始了脫硫設(shè)備的建設(shè)高峰。1972年在WillConty安裝，在堪薩斯電力公司開始了營業(yè)運(yùn)行。在日本，產(chǎn)業(yè)用數(shù)座脫硫設(shè)備幾乎在同期投入運(yùn)行。這樣，在整個(gè)70年代，在美國和日本都在進(jìn)行脫硫裝置的建設(shè)，美國多數(shù)采用泥漿二代磷酸鉀物質(zhì)或石灰、飛灰處理裝置，而日本則多采用石灰石一石膏法。在美國，脫硫后的副產(chǎn)物大多數(shù)都廢棄掉，這是由于美國國土寬廣，堆放廢棄物的場地多經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)相對(duì)較輕的原因。而在日本，由于幾乎不存在堆放廢棄物的場地，即使找到適合堆放的地方成本也很高，加上日本對(duì)廢棄物堆放場地的環(huán)境要求非常嚴(yán)格。所以日本多數(shù)脫硫裝置都采用回收石膏的

22、濕式法，只有初期建成的設(shè)備(三井鋁的大牟田發(fā)電廠)產(chǎn)生了泥漿(硫酸鈣和亞硫酸鹽的混合物，有時(shí)也包含有飛灰)。最近，在歐洲，特別是德國，1985年在原來最大容量的鍋爐上安裝了FGD之后，歐洲就成了脫硫裝置的最大市場。這種FGD設(shè)置臺(tái)數(shù)呈急劇增加傾向，到1990年，世界上運(yùn)行中的FGD，以容量計(jì)，一半以上在美國(72000MW以上)，其次，具有大容量設(shè)備的國家是德國，第三位是日本。其它如：澳大利亞、荷蘭、丹麥、英國、意大利及亞洲的泰國、印度、韓國 等國也相繼建設(shè)了脫硫裝置。在世界各國現(xiàn)有的煙氣脫硫技術(shù)中，濕法脫硫技術(shù)占85%左右，其中，石灰石一石膏法為36.7%，其它濕法占48.3%；噴霧干燥脫硫

23、約占8.4%；吸收劑再生脫硫約占3.4%；爐內(nèi)噴射吸收劑脫硫約占1.9%。吸收劑再生脫硫主要有氧化鎂法、雙堿法、Wellmen Lord法。以濕法脫硫?yàn)橹鞯膰矣腥毡?98%)、美國(92%)和德國(90%)等。(一)美國電站FGD美國自50年代開始研究電站FGD。70年代初濕式石灰/石灰石洗滌工藝實(shí)現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用。噴霧干燥脫硫工藝的研究起步于70年代初。80年代初，在燃燒低硫煤的電站鍋爐上得到工業(yè)應(yīng)用。80年代，針對(duì)老電廠脫硫改造問題，對(duì)吸收劑噴射技術(shù)(包括LIMB、ADVACAT、E-SOx、在爐內(nèi)或煙道噴射鈣基吸收劑等)進(jìn)行廣泛的開發(fā)研究，但至今尚未實(shí)現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用。到1988年美國電站已運(yùn)行的

24、煙氣脫硫(FGD)控制容量為66000MW，占燃煤電站總?cè)萘康?0%以上。1990年底FGD控制容量已達(dá)71782MW。其工藝分類如下：運(yùn)行系統(tǒng)數(shù)量(套) 159控制容量(MW) 71782燃煤平均含硫量(%) 1.87平均脫硫率(%) 82.4工藝分類(占FGD控制容量的比例%)濕法(拋棄法)石灰 27石灰石 50雙堿 4碳酸鈉 5濕法(回收法) 5干法(拋棄法) 9由上所述，可知：1.優(yōu)先采用脫硫率高，技術(shù)成熟的濕式石灰/石灰石法，其中資源豐富易得，價(jià)格便宜的石灰石法約占FGD控制總量的50%。2.拋棄法比重大，這與美國地理?xiàng)l件，經(jīng)濟(jì)、環(huán)境都有密切關(guān)系。美國土地遼闊，石膏資源豐富，故較少采

25、用回收法，拋棄法的廢渣多用于礦井回填、深埋等。3.開發(fā)了多種多樣的脫硫工藝。據(jù)美國電力研究所(EPRl)統(tǒng)計(jì)有近200種，但真正實(shí)現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用的僅10多種。各種工藝有不同的適用范圍，有的適用于新建電廠，有的適用于老電廠改造。這也從另一個(gè)側(cè)面反映美國投于脫硫科研的費(fèi)用相當(dāng)可觀，脫硫技術(shù)全面、研究深入，具有很大的潛力。(二)德國電站FGD德國電站FGD技術(shù)起步晚于美國、日本，但在德國政府嚴(yán)格 的環(huán)保法規(guī)的促使下，F(xiàn)GD得到迅速開發(fā)與應(yīng)用。1983年頒布大型燃燒裝置環(huán)保法規(guī)時(shí)，德國西部僅15%發(fā)電裝機(jī)容量裝有FGD，而到1988年已有95%裝機(jī)容量裝有FGD。如此高速度推廣FGD，耗用了巨額資金。據(jù)德

26、國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì)1989年統(tǒng)計(jì)資料介紹，德國西部火電廠FGD總投資約為143億馬克，年運(yùn)行費(fèi)用增加35億馬克，發(fā)電成本增加0.02馬克/kWh。1984年德國西部火電廠FGD分類如下：運(yùn)行系統(tǒng)數(shù)量(套) 123控制容量(MW) 34298.5工藝分類(占FGD控制容量的比例%)濕式石灰/石灰石一石膏(回收法) 65.1濕式石灰/石灰石一石膏(拋棄法) 26，7濕式氨吸收法 2.5濕式副產(chǎn)硫法 1.9濕式副產(chǎn)液態(tài)SO。法 2.0濕式副產(chǎn)硫酸法 ， 0.7石灰洗滌加管道噴射法 0.5噴霧干燥法(半干法) 0.6由上所述，可知：1.德國電站FGD中，濕法工藝占FGD控制總?cè)萘康?9.4%，半干法只占

27、0.6%，德國電廠為了達(dá)到國家限定的排放標(biāo)準(zhǔn)，主要采用脫硫率高的濕法脫硫工藝。2.在濕法FGD中，石灰/石灰石洗滌工藝所占的比例為91.1%，顯然，資源豐富易得且價(jià)格便宜的石灰石，石灰作吸收劑的工藝占主導(dǎo)地位。采用其它原料作吸收劑的工藝比例很小，如氨洗滌法，盡管可獲得有經(jīng)濟(jì)效益的銨肥，但因運(yùn)行中需大量的氨水，來源受到限制，而未能廣泛推廣使用。3.濕式石灰/石灰石洗滌工藝中，副產(chǎn)品石膏大多被利用。估計(jì)1995年德國西部約有75%工業(yè)用石膏由電站FGD提供。當(dāng)然，選擇回收法還是拋棄法，主要由市場需求來決定。4.現(xiàn)有4臺(tái)共216MW機(jī)組安裝噴霧干燥法脫硫裝置，此法投資低，無廢水排放，干灰渣易處理，尤

28、其適用于老電廠脫硫改造，但因德國環(huán)保法規(guī)嚴(yán)格，此技術(shù)雖成熟，且有工業(yè)裝置運(yùn)行，仍未能更多地推廣。(三)日本電站FGD日本是應(yīng)用FGD最早的國家，從1962年就開始研究，開發(fā)FGD工藝及設(shè)備，70年代起大規(guī)模實(shí)施應(yīng)用。目前日本火電廠FGD工藝主要是石灰/石灰石一石膏法，F(xiàn)GD控制容量為39000MW。除10多臺(tái)燃用低硫煤(0.2%0.3%)的機(jī)組外，其余燃煤發(fā)電機(jī)組都采用了煙氣脫硫，脫硫率達(dá)90%98%。日本濕式石灰石一石膏法大多回收脫硫石膏，以彌補(bǔ)國內(nèi)石膏資料的不足，年利用脫硫250萬噸以上。三、國內(nèi)火電廠脫硫試驗(yàn)研究和應(yīng)用概況我國火電廠FGD技術(shù)起步可以追溯到1961年，當(dāng)時(shí)僅僅是為了防止鍋

29、爐尾部受熱面的低溫腐蝕，采用在過熱器前噴入的白云石粉的措施，以減少煙氣中SO2的濃度，降低煙氣酸露點(diǎn)，保護(hù)低溫段空氣預(yù)熱器在正常工作溫度下不受或減輕腐蝕。進(jìn)入70年代后，火電廠FGD工作受到有關(guān)部門的重視，先后開展了以下試驗(yàn)研究：(一)19741976年，上海閘北電廠濕式石灰石一石膏法2500Nm3/h中間試驗(yàn)。此工藝吸收劑價(jià)廉易得，脫硫率高，適應(yīng)性廣，可回收優(yōu)質(zhì)脫硫石膏。但當(dāng)初運(yùn)行試驗(yàn)時(shí)，因結(jié)垢，堵塞、腐蝕、磨損等問題得不到妥善解決而停運(yùn)。(二)19741976年，上海南市電廠鐵離子液相催化脫硫回收石膏法2500Nm3/h中間試驗(yàn)。此工藝無結(jié)垢堵塞現(xiàn)象，流程簡單，回收石膏，催化劑可循環(huán)使用，

30、但動(dòng)力消耗大，設(shè)備體積大，腐蝕嚴(yán)重，難以正常運(yùn)行。(三)19721980年，湖南三OO電廠亞鈉循環(huán)法10000Nm3/h50000Nm3/h中間試驗(yàn)。此工藝脫硫率高，可回收液態(tài)S02，硫酸或硫磺，對(duì)塔型選擇適應(yīng)性大，但單位投資高，堿耗與電耗大，有腐蝕問題，大型化有困難，SO2濃度低時(shí)運(yùn)行不經(jīng)濟(jì)，加之研究人員變動(dòng)等原因，研究工作未能繼續(xù)下去。(四)19761981年，湖北松木坪電廠水洗再生活性炭脫硫5000Nm3/h中間試驗(yàn)。此工藝?yán)没钚蕴繉?duì)煙氣中的S02吸附作用，在有氧與水共存及炭的催化作用下，使S02變成不易揮發(fā)的硫酸留在炭孔隙中。當(dāng)炭中的硫酸達(dá)到一定負(fù)載時(shí)，用稀硫酸及水分級(jí)洗滌，獲得千定

31、濃度的(約20%)硫酸副產(chǎn)物。洗滌后的活性炭，恢復(fù)脫硫能力，可重復(fù)使用。20%濃度的硫酸可用浸沒燃燒的方式濃縮成70%濃度的硫酸。此工藝存在的主要問題是:碘的流失和含碘活性炭的再生，稀硫酸濃縮等，同時(shí)因設(shè)備龐大，操作復(fù)雜，電耗大，腐蝕嚴(yán)重，未能推廣應(yīng)用。(五)19841990年，四川白馬電廠5000Nm3/h70000Nm3/h的旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫中間試驗(yàn)。此工藝流程為：制備好的25%30%濃度的石灰漿液送到高位料箱，流入離心噴霧機(jī)。石灰漿液被約10000轉(zhuǎn)/分的高速旋轉(zhuǎn)霧化機(jī)噴成傘狀霧滴。約160的煙氣沿霧化機(jī)四周進(jìn)入反應(yīng)塔，形成渦旋氣流，與霧滴發(fā)生良好的接觸混合，增強(qiáng)了脫硫過程的傳質(zhì)與

32、傳熱。脫硫后的煙氣攜帶干燥產(chǎn)物經(jīng)除塵器凈化排放。中間試驗(yàn)時(shí)S02入口濃度為25003000ppm，鈣硫比為1.41.7，脫硫率80%，達(dá)到了預(yù)期的目標(biāo)。(六)80年代末，四川豆坎電廠5000Nm3/h磷銨肥法煙氣脫硫中間試驗(yàn)，此工藝流程為：高效除塵后的煙氣經(jīng)噴水降溫后，進(jìn)入四塔并列的新型活性炭脫硫塔組，三塔運(yùn)行，一塔再生。采用稀硫酸及水三級(jí)洗滌再生，獲得濃度為30%左右的硫酸?；钚蕴棵摿蚝蟮臒煔膺M(jìn)入第二級(jí)脫硫塔，用磷銨溶液洗滌，凈化后的煙氣排入煙囪。在常規(guī)單槽多漿萃取槽中用脫硫制得的硫酸分解磷礦粉，萃取獲得的稀磷酸加氨中和得到磷銨，作為二級(jí)脫硫的洗滌液。二級(jí)脫硫后的肥料漿經(jīng)氧化、濃縮、干燥獲得

33、固體氮磷復(fù)合肥料。中間試驗(yàn)時(shí)，S02入口濃度為16002700ppm，系統(tǒng)脫硫率大于95%?，F(xiàn)擬將試驗(yàn)規(guī)模擴(kuò)大至70000Nm3/h。90年代以來，我國火電廠FGD應(yīng)用有了新的進(jìn)展，先后投運(yùn)或在建的火電廠脫硫工程主要有：1.19911992年，華能珞璜電廠一期工程2臺(tái)36萬千瓦發(fā)電機(jī)組配套引進(jìn)的日本三菱公司石灰石一石膏濕法脫硫裝置先后投運(yùn)。每套脫硫裝置處理煙氣量為1087000Nm3/h，燃煤含硫量為4.02%，入口煙氣S02濃度為3500ppm，脫硫率大于95%。該廠二期工程2臺(tái)36萬千瓦發(fā)電機(jī)組仍將采用石灰石一石膏濕法脫硫裝置。2.1993年起，中日合作在山東黃島電廠實(shí)施高硫煤煙氣脫硫?qū)嵶C

34、試驗(yàn)的第一方式一旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫。試驗(yàn)裝置處理煙氣量為300000Nm3/h，入口煙氣SO。濃度約2000ppm，設(shè)計(jì)鈣硫比1.4，脫硫率大于70%。1994年工程竣工兩年多來，對(duì)脫硫設(shè)備及系統(tǒng)設(shè)計(jì)上存在的一系列問題不斷改進(jìn)，取得一定的成效。目前，實(shí)證試驗(yàn)仍在進(jìn)行中。3.1994年起，中日合作在山西太原第一熱電廠實(shí)施高硫煤煙氣脫硫?qū)嵶C實(shí)驗(yàn)的第二方式一簡易濕法脫硫。試驗(yàn)裝置處理煙氣量為600000Nm3/h，入口煙氣SO2濃度約2000ppm，設(shè)計(jì)脫硫率大于80%。1996年4月工程竣工，初步試驗(yàn)表明，設(shè)計(jì)指標(biāo)基本能達(dá)到，其性能還有待于長期運(yùn)行的考驗(yàn)。4.1995年起，中日合作在四川成都熱

35、電廠進(jìn)行電子束脫硫脫硝試驗(yàn)。試驗(yàn)裝置處理煙量為300000Nm3/h，入口煙氣SO2濃度約2000ppm，設(shè)計(jì)脫硫率90%，脫硝率50%。目前該工程正在試驗(yàn)階段。此外，從芬蘭引進(jìn)的四川內(nèi)江電廠100MW機(jī)組410t/h循環(huán)流化床鍋爐已于1996年6月投入試運(yùn)行；南京下關(guān)電廠125MW發(fā)電機(jī)組從芬蘭引進(jìn)的爐內(nèi)噴鈣加尾部煙道增濕活化脫硫裝置將與主體工程一起施工安裝；深圳西部電力公司300MW發(fā)電機(jī)組將從國外引進(jìn)海水脫硫裝置；德國政府優(yōu)惠貸款的重慶、半山、北京一熱三個(gè)脫硫項(xiàng)目，已完成各階段可研報(bào)告的評(píng)審，現(xiàn)已進(jìn)入編制技術(shù)規(guī)范書并將對(duì)外招標(biāo)階段。第三節(jié) 各種煙氣脫硫的工藝路線工業(yè)發(fā)達(dá)國家在煙氣脫硫上走

36、過了幾十年的道路，開發(fā)了一百多種流程，但真正走向商業(yè)化的，僅十幾種，按工藝流程分一般可分為干法(包括半干法)和濕法兩種。前者如噴霧干燥法、煙道噴入吸收劑、ADVACATE脫硫工藝、E-SOx脫硫工藝等。目前使用最廣的是濕法脫硫，所用的吸收劑主要是石灰石、蘇打、氫氧化鈣等。此法又可分為拋棄法和回收法兩類。前者是將含脫硫產(chǎn)物作為固體廢物而拋棄；后者是將含硫產(chǎn)物作為產(chǎn)品而回收。一、煙氣脫疏工藝的茁礎(chǔ)原理煙氣脫硫主要是利用SO2的以下特性：(一)酸性。SO2屬于中等強(qiáng)度的酸性氧化物，可用堿性物質(zhì)吸收，生成穩(wěn)定的鹽。(二)與鈣等堿土族元素生成難溶物質(zhì)。如用鈣基化合物吸收，生成溶解度很低的CaSO31/2

37、H2O和CaSO42H20。(三)SO2在水中有中等的溶解度。溶于水后生成H2S03，然后可與其它陽離子反應(yīng)生成穩(wěn)定的鹽，或氧化成不易揮發(fā)的H2SO4。(四)還原性。在與強(qiáng)氧化劑接觸或有催化劑及氧存在時(shí)，S02表明為還原性，使自身被氧化成SO3。SO3是更強(qiáng)的酸性氧化物，易用吸收劑吸收。(五)氧化性。SO2除具還原性外，還具有氧化性，當(dāng)其與強(qiáng)還原劑(如H2S、CH4、CO等)接觸時(shí)，SO2可被還原成元素硫。二、國外已實(shí)現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用的脫硫工藝燃煤電廠應(yīng)用脫硫工藝主要有：(一)濕式石灰石(石灰)/石膏法脫硫工藝1.該脫硫工藝的優(yōu)點(diǎn)這種工藝在70年代因投資大、運(yùn)行費(fèi)用高和存在腐蝕、結(jié)垢、堵塞等問題而影

38、響其在火電廠中的應(yīng)用。經(jīng)過10余年的實(shí)踐和改進(jìn)，工作性能與可靠性大有提高，投資與運(yùn)行費(fèi)用顯著減少，突出的優(yōu)點(diǎn)是：(1)脫硫效率高(有的裝置Ca/S怨1時(shí)，脫硫效率大于90%)；(2)吸收劑利用率高，可超過90%；(3)設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)率高(最近安裝的濕法脫硫設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)率已達(dá)90%以上)。2.該脫硫工藝的改進(jìn)目前，此工藝所作的設(shè)計(jì)改進(jìn)，主要有：(1)加強(qiáng)反應(yīng)控制。注意石灰石分解的化學(xué)原理，采取向循環(huán)槽中通空氣強(qiáng)制氧化和加入添加劑等措施，以避免結(jié)垢，提高運(yùn)行可靠性。由于添加劑可降低漿液與煙氣的比值，吸收塔及其附屬設(shè)備的尺寸可縮小，電耗可減少，從而降低了基建投資和運(yùn)行費(fèi)用。(2)在吸收塔的氣液界面、出口煙道、

39、閘板門、擋板及消霧裝置等處，選用適當(dāng)?shù)牟牧?如合金鋼、陶瓷、非金屬材料襯里等)，防止腐蝕。(3)提高氣液傳質(zhì)效率，建造大尺寸的吸收塔。由于液氣的降低和氣液接觸的改善，等效吸收塔尺寸縮小，因此可選用較大尺寸的吸收塔，有的已做到一爐一塔或二爐一塔。據(jù)美國電力研究所分析，一臺(tái)300MW機(jī)組采用一爐一塔，可降低基建投資12%29%和運(yùn)行費(fèi)10%23%。70年代末為防結(jié)垢，大多采用空塔，結(jié)垢問題解決后，為提高氣液傳質(zhì)效率，又開始設(shè)內(nèi)部裝置，如順流格柵填料，雙流盤式，浸在漿液中的煙氣噴管等(見圖7-6，7-7，7-8)。圖7-6 濕法流程之一圖7-7 濕法流程之二圖7-8 濕法流程之三1-鍋爐；2-靜電除

40、塵器；3-未脫硫煙氣；4-脫硫后煙氣；5-再生式換熱器；6-吸收塔(洗滌塔)；7-吸收塔底槽；8-液滴分離器；9-氧化用空氣；10-過程用水；1l-石灰石粉；12-過程用水儲(chǔ)存罐；13-石灰石粉儲(chǔ)存?zhèn)}；14-石灰石粉懸浮液罐；15-水力旋流器；16-帶式過濾機(jī)；17-循環(huán)水罐；18-廢水罐；19-排料倉；20-石膏筒倉；21-廢水；22-石膏為降低投資，以及滿足中等脫硫的要求，有的公司開發(fā)了簡易濕法脫硫工藝(見圖7-9)。該簡易濕法煙氣脫硫工藝與傳統(tǒng)濕法相比系統(tǒng)簡化，主要有以下特點(diǎn)：a降低對(duì)石灰石粉粒徑的要求；b適當(dāng)提高吸收塔煙氣流速；c煙氣水平流過吸收塔；圖7-9 簡易濕法流程d吸收塔漿罐容

41、積小等；e脫硫煙氣與未脫硫煙氣摻混，不設(shè)煙氣再熱系統(tǒng)。該脫硫系統(tǒng)要求石灰石粉的細(xì)度為100目(95%通過)。因此，在石灰石粉磨制設(shè)備性能的選擇上可以降低要求。這就意味著石灰石粉磨制設(shè)備容易選擇，便于國內(nèi)配套供應(yīng)，可以降低吸收劑成本。吸收塔采用高煙氣流速，這與世界上對(duì)濕法脫硫采用高煙氣流速的發(fā)展趨勢相一致，使得吸收塔直徑較之傳統(tǒng)濕法吸收塔為小。加之吸收塔煙氣為水平流過方式，使吸收塔和煙道在布置上得以簡化并可減少煙氣流通壓力損失。因此，吸收塔本身的造價(jià)可以降低，吸收塔占地面積和占用空間位置小，特別適用于老廠改造。從總體上看，該簡易濕法可以使脫硫系統(tǒng)的總造價(jià)有所降低。同樣是石灰石/石膏法，但在副產(chǎn)品

42、處理上，各國有自己不同的工藝，日本、德國一般都采用塔內(nèi)，氧化副產(chǎn)品石膏90%以上都予以利用做建筑材料，而美國則大多數(shù)采用固化處理后拋棄法。噴嘴的布置也各有不同，如有順流噴嘴、逆流噴嘴或順逆流都有的組合噴嘴。從噴嘴形式各家都有自己的特點(diǎn)或?qū)＠鐗毫娮臁⒇i尾巴噴嘴、液柱噴嘴等。除霧器的布置也因塔型各異而有所不同，有在塔的上段，也有把第二級(jí)除霧器布置在塔出口的水平段上。清潔煙氣的處理有的排入電廠的煙囪，有的排入電廠的冷卻塔，有的在塔頂部設(shè)置單獨(dú)的煙囪(一般為較小規(guī)模脫硫塔)等不同方式。(二)噴霧干燥脫硫工藝這種工藝屬于半干法脫硫，多數(shù)采用旋轉(zhuǎn)噴霧器，也有采用各種噴嘴噴霧，技術(shù)成熟，投資低于濕法。

43、在歐洲的德國、奧地利、意大利、丹麥、瑞典、芬蘭等國家應(yīng)用比較多，美國亦有15套裝置(總?cè)萘?000MW)正在運(yùn)行。燃煤含硫量一般不超過1.5%，脫硫效率可達(dá)80%以上。歐洲國家已開始成功地用在中、高硫燃煤鍋爐，但一般認(rèn)為，當(dāng)煤的含硫量超過3%，且飛灰堿度不大時(shí)，會(huì)因吸收劑耗量大，所用石灰又較貴而影響運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。奧地利以新鮮的電石渣代替50%的石灰作吸收劑，已應(yīng)用于工業(yè)脫硫裝置。此外，采用飛灰再循環(huán)、加入添加劑以及與袋式除塵器配合，均可提高脫硫效率和石灰利用率。該工藝要用高純度石灰做為吸收劑。其工藝流程為：生石灰加水消化并除去雜質(zhì)后加水制成石灰乳漿液置于給料箱中，由泵及霧化裝置以細(xì)霧狀噴入吸收

44、塔內(nèi)。鍋爐燃煤煙氣經(jīng)預(yù)除塵器凈化后送入吸收塔，在吸收塔內(nèi)，煙氣與吸收劑漿液混合接觸，煙氣中的SO：迅速被漿液霧滴吸收并與漿液中的Ca(OH)2作用SO。被除去，由于被煙氣溫度加熱，液滴中的水分迅速被蒸發(fā)干燥。排出吸收塔的煙氣攜帶大量的反應(yīng)產(chǎn)物、未被利用的吸收劑等顆粒物進(jìn)入除塵裝置，經(jīng)除塵后的凈化煙氣經(jīng)加熱升溫后(或不加熱)排放。吸收塔底部灰斗和除塵裝置下部灰斗中的脫硫灰經(jīng)除灰系統(tǒng)排出，為提高吸收劑的利用率，系統(tǒng)一般設(shè)有脫硫灰部分再循環(huán)裝置(見圖7-10)。圖7-10 噴霧干燥法脫硫工藝流程圖噴霧干燥法脫硫工藝的主要優(yōu)點(diǎn)是：投資和占地面積相對(duì)較小，無廢水排放、技術(shù)較為成熟，其缺點(diǎn)主要是對(duì)吸收劑熟

45、石灰的質(zhì)量要求較高，脫硫附產(chǎn)品大部分是CaSO4難以進(jìn)行綜合利用。噴霧干燥法脫硫工藝的化學(xué)反應(yīng)原理為：S02+H2O一H2SO4Ca(OH)2+H2SO3一CaSO3+H2OCaSO4（液) 一CaSO4(固)CaSO4(液)+1/2O2一CaSO4(液)CaSO4(液)一CaSO4(固)(三)氨法煙氣脫硫工藝氨法脫硫工藝是以氨水為吸收劑，副產(chǎn)化肥硫酸銨的一種濕式脫硫工藝。1.鍋爐燃煤煙氣經(jīng)除塵器凈化后進(jìn)入氣一氣換熱器，溫度降低后的煙氣進(jìn)入預(yù)洗滌塔。在預(yù)洗滌塔內(nèi)，煙氣中的部分煙塵顆粒，氟化氫等被水洗滌去除。經(jīng)預(yù)洗滌后的煙氣進(jìn)入第一級(jí)洗滌塔，在塔內(nèi)自上而下噴淋的氫氧化氨溶液與煙氣充分接觸，煙氣中

46、的SO2迅速被吸收而除去。被洗滌液吸收的S02與NH40H反應(yīng)生成NH4HSO3，洗滌液進(jìn)入設(shè)于洗滌塔底部的貯液槽內(nèi)，在貯液槽內(nèi)設(shè)有鼓風(fēng)裝置，將NH4HSO3強(qiáng)制氧化成為硫酸銨溶液(NH4)2SO4硫酸銨溶液自塔底貯液槽排出，被送入后部的干燥、造粒車間，最終制成粒狀副產(chǎn)品硫酸銨。2.洗滌后的煙氣中攜帶有一定量的NH3，為盡可能減少NH3的排放量，煙氣在第二次洗滌塔中進(jìn)一步被氨水洗滌，并經(jīng)除霧器除去霧滴。凈化后的煙氣經(jīng)氣一氣換熱器，被未經(jīng)脫硫處理的熱煙氣加熱升溫后，經(jīng)煙囪排放(見圖7-11和圖7-12)。3.該脫硫工藝優(yōu)點(diǎn)是：可得到副產(chǎn)品化肥硫酸銨；無廢水及廢棄物排放；可以達(dá)到較高的脫硫效率。缺

47、點(diǎn)是：需要化工原料氨水作為吸收劑，因此，吸收劑來源受到限制。圖7-11 化學(xué)反應(yīng)式圖7-12 工藝流程(四)爐內(nèi)噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝1.芬蘭的LIFAC技術(shù)LIFAC煙氣脫硫工藝即鍋爐爐膛內(nèi)噴射石灰石粉并配合采用爐后煙道增設(shè)活化反應(yīng)器進(jìn)行煙氣脫硫的工藝。LIFAC為英文全稱：Limestone Injection into the Furnace and Calcium Oxide Activation的縮寫。在目前世界許多廠商研究開發(fā)的以石灰石噴射為基礎(chǔ)的干法脫硫工藝中，芬蘭Tampella和IVO公司開發(fā)的這種脫硫工藝于1986年首先投入商業(yè)性運(yùn)行。LIFAC工藝是一種改進(jìn)的石灰

48、石噴射工藝，除了保留通常的爐內(nèi)噴射石灰石粉脫硫外，還在爐后煙道上增設(shè)了一個(gè)獨(dú)立的活化反應(yīng)器將爐內(nèi)未反應(yīng)完的CaO通過霧化水進(jìn)行活化后再次脫除煙氣中的S02。LIFAC工藝流程示意圖(見圖713)。圖7-13 LIFAC工藝流程2.爐膛內(nèi)脫硫的基本原理：石灰石粉借助氣力送入爐膛內(nèi)8501150煙溫區(qū)，石灰石分解成CaO和C02，部分CaO與煙氣中的SO2反應(yīng)并生成CaSO4，過程反應(yīng)式為：CaCO3 CaO+CO2CaO+SO2+1/2O2 CaSO4爐膛內(nèi)噴入石灰石后的SO2脫除率隨煤種，石灰石粉特性，爐型及空氣動(dòng)力場和溫度場特性等因素改變，一般在20%50%?；罨鲀?nèi)脫硫的基本原理是：煙氣中

49、大部分未及在爐膛內(nèi)參與反應(yīng)的CaO被霧化水增濕進(jìn)行水合反應(yīng)生成Ca(OH)2，Ca(OH)2再與煙氣中的SO2反應(yīng)生成CaSO3，部分CaSO3被氧化成CaSO4。過程反應(yīng)式為：CaO+H2O Ca(OH)2Ca(OH)2+SO2 CaSO3+H2OCaSO3+1/2O2 CaSO4活化器內(nèi)的脫硫效率高低取決于霧化水量，液滴粒徑、水霧分布和煙氣流速，出口煙溫等，通常在40%60%范圍內(nèi)。整個(gè)LIFAC工藝系統(tǒng)的脫硫效率為爐膛脫硫率l和活化器脫硫率2之和，即：=1+(1-1) 2 一般為60%85%由于活化器出口煙氣中還含有一部分可利用的鈣化物，為提高鈣的利用率，可以將電除塵器收集下來的粉塵返回

50、一部分到活化器中再利用，即脫硫灰再循環(huán)。活化器出口煙溫因霧化水的蒸發(fā)而降低，為避免出現(xiàn)煙溫低于露點(diǎn)溫度的情況發(fā)生，可采用煙氣再加熱的方法將煙氣溫度提高到露點(diǎn)以上1015，加熱工質(zhì)可用蒸汽或熱空氣，也可用未經(jīng)活化器的煙氣。3.LIFAC工藝的應(yīng)用情況自芬蘭首臺(tái)火電機(jī)組采用LIFAC技術(shù)以來，目前已有六臺(tái)裝置投入了運(yùn)行，其對(duì)應(yīng)發(fā)電機(jī)組總?cè)萘繛?78MW，其中最大單機(jī)容量為250MW。尚有一臺(tái)為300MW機(jī)組配套的LIFAC系統(tǒng)也將于不久投入運(yùn)行。芬蘭Inkoo電站安裝的LIFAC裝置已累計(jì)運(yùn)行5000小時(shí)以上，其中連續(xù)運(yùn)行小時(shí)數(shù)已超過3000小時(shí)。第四節(jié) 燃煤電廠氮氧化物(NOx)的凈化氧化氮(包

51、括一氧化氮NO及二氧化氮NO2，統(tǒng)稱NOx)主要發(fā)生于鍋爐燃燒，汽車排放等。氧化氮已是大氣主要污染源之一。一、國內(nèi)外煙氣脫NOx技術(shù)(一)由于化石燃料燃燒產(chǎn)生的NOx，是酸雨的成因之一。在紫外線照射下，可產(chǎn)生光霧化學(xué)的有害氣體，日本四日市產(chǎn)生過光霧化學(xué)事件，更引起人們對(duì)NOx危害的認(rèn)識(shí)，并開發(fā)了各種減少NOx生成及控制排放的技術(shù)。在工業(yè)發(fā)達(dá)國家，歐美、日本，開發(fā)的技術(shù)有兩方面，一是改善燃燒，減少NOx的生存，二是采用排煙脫硝的方法，減少NOx的排放。本文著重介紹國外煙氣脫硝的技術(shù)。由于脫硝費(fèi)用昂貴、國外仍著重在改進(jìn)燃燒方面，排煙脫硝技術(shù)到1970年才得以開展，但用者甚少。(二)我國由于過去對(duì)燃

52、煤電廠的NOx排放沒有限制，因此，脫硝并未提到議事日程上來，但由于國際上對(duì)控制NOx的呼聲不斷提高，我國在采購國外大型鍋爐時(shí)也帶進(jìn)多級(jí)燃燒及低氮燃燒器，國內(nèi)部分鍋爐制造廠也引進(jìn)了低氮燃燒技術(shù)，但煙氣脫硝技術(shù)及設(shè)備目前尚未引進(jìn)。1996年3月國家環(huán)保局頒布并于1997年1月1日?qǐng)?zhí)行新的火電廠大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)(GBl322396)中對(duì)容量在1000t/h及以上的鍋爐，排放NOx也規(guī)定了限制值，它將促進(jìn)我國對(duì)NOx排放的控制。二、大氣中NOx的形成及控制技術(shù)從污染角度考慮的最主要的氮氧化物是一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)，統(tǒng)稱為NOX。在絕大多數(shù)燃燒方式中，主要成份是NO，約占NOx總量的90

53、%以上。在大氣中NO會(huì)迅速地被氧化為NO2，氧化亞氮(N2O)不是燃燒過程中的主要產(chǎn)物。但是由于N2O是形成溫室效應(yīng)的氣體并且會(huì)破壞臭氧層，因而在近年來成為人們嚴(yán)重關(guān)注的一個(gè)問題，當(dāng)無法通過燃燒控制滿足NOx排放要求時(shí)，則必須采取煙氣凈化技術(shù)。目前大多采用的是選擇催化還原法(SCR)，另外還采用有SNCR工藝和活性炭及DESONOx這樣的聯(lián)合工藝，這些工藝現(xiàn)已得到了進(jìn)一步發(fā)展并用于工業(yè)生產(chǎn)。關(guān)于不同煙氣脫硝工藝特性參數(shù)(見表7-3)。表7-3 煙氣脫NO2工藝特性參數(shù)藥劑NOX降低（%）溫度范圍（）NH3逃逸（ppm）N2O的生成（ppm）在改造機(jī)組上的應(yīng)用備注選擇催化還原高粉塵側(cè)尾部煙氣側(cè)N

54、H380350420300350催化劑按5設(shè)計(jì)無測量數(shù)據(jù)受空間限制，否則容易*在燃煤機(jī)組上增加經(jīng)驗(yàn)*較高的投資和空間要求*使用過的催化劑問題*在尾氣后布置中的煙氣再熱選擇非催化還原NH3、NH4OH尿素及其他藥品高達(dá)608501100（5001200）5018在已有鍋爐上的可應(yīng)用性有限*投資適當(dāng)*通過添加藥品，可將溫度窗口放大*效率取決于溫度分布和鍋爐構(gòu)造*使用尿素時(shí)，N2O生成較高（85vpm）活性炭工藝NH3高達(dá)9090150無測量數(shù)據(jù)受限于較高的空間要求，否則容易*炭用于吸附及SO2的還原劑*投資相對(duì)較高*活性炭的過熱DESONOX/SNOXNH390380460氨逸逃在SO2轉(zhuǎn)化器中被

55、氧化無測量數(shù)據(jù)容易*NOX脫除率必須保持在90%95%一部分NOX在SO2轉(zhuǎn)化器中被氧化成NO2，濃度較高時(shí)，呈褐色*在DESONOX工藝中可另外脫除HCl和HF，而在SNOX工藝中不能（一）選擇催化還原法（SCR）選擇催化還原，即使用氨(NHD作為催化還原劑把NOx轉(zhuǎn)換為N2分子和H2O分子，把NH3注入工作溫度達(dá)600700F的催化劑床煙氣上流。選擇催化還原最重要的是能夠解決未反應(yīng)的NHs及副產(chǎn)物SO3對(duì)電廠的影響。SCR工藝的化學(xué)反應(yīng)式：催化劑4NH3+6NO 5N2+6H2O催化劑催化劑4NH3+4NO+02 4N2+6H2O催化劑8NH3+6N02 7N2+12H2O4NH3+2N02+Ox 3N2+6H2O關(guān)于催化還原最通用的兩種配置，即高粉塵及低粉塵運(yùn)行方式(見圖7-14)。第三種為冷端設(shè)計(jì)，把催化還原裝置放在煙氣脫硫之后，以避免剩余NH3影響飛灰處理及綜合利用、避免和脫SO2流程相互作用(見圖7-15)。圖7-14 SCR的兩種配置方式圖7-15 SCR裝置煙氣脫硫后的冷端歐洲和日本公用事業(yè)公司根據(jù)嚴(yán)格控制NOx規(guī)程已經(jīng)采用選擇催化還原法對(duì)鍋爐尾部煙氣進(jìn)行燃燒后處理。1981年，電力研究院進(jìn)行了小規(guī)模的試驗(yàn)驗(yàn)證并評(píng)估了把選擇催化還原運(yùn)用于美國低硫煤(CS-4386)的潛力。對(duì)國產(chǎn)高硫煤的試驗(yàn)正在進(jìn)行規(guī)劃，與此同時(shí)，電力研究院已開始了以下兩項(xiàng)研究：一項(xiàng)是在1981年