火电厂及燃煤电厂烟气脱硫脱硝技术.ppt

Click to edit Master title style,Click to edit Master text styles,Second level,Third level,Fourth level,Fifth level,*,*,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,火电厂及燃煤电厂烟气(yn q)脱硫脱硝技术,第一页，共120页。,第一部分(b fen)烟气脱硫技术,一、燃煤产生(chnshng)的污染,二、烟气排放标准,三、烟气脱硫技术概况,湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）,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),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),第二页，共120页。,一、燃煤产生(chnshng)的污染,燃煤产生的烟气(yn q)污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等,燃煤烟气(yn q)中SO2的量：,以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2：,10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍）*80%（煤中S转化为SO2的百分率）=160吨,以上是煤燃烧生成烟气(yn q)中的SO2，现在对烟气(yn q)脱硫，以脱硫90%计算，则最后排放SO2：,160吨*10%=16吨,第三页，共120页。,二、烟气排放(pi fn)标准,GB 13223-2021最新火电厂大气污染物排放标准，见附件一,史上最严厉的排放标准:,2021年1月1日之前(zhqin)的锅炉，在2021年7月1日起,SO2 200mg/m3（2021年1月1日锅炉：100mg/m3）,NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚 至只有欧洲现行标准的一半）,烟尘 30mg/m3,排放总量控制产生史上最严厉标准,第四页，共120页。,中国燃煤SO2污染(wrn)现状,SO,2,控制区,控酸雨制区,“,两控区,”,两控区之外,总计,农作物,12.27,167.70,179.97,37.70,217.67,森林,0.00,775.80,775.80,0.00,775.80,人体健康,65.02,56.18,121.20,50.67,171.87,合计,77.29,999.68,1076.9,88.37,1165.3,中国(zhn u)SO2污染经济损失(2005)（单位：109元人民币）,中国(zhn u)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。,第五页，共120页。,三、烟气脱硫技术(jsh)概况,各国已经研究发展(fzhn)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。,第六页，共120页。,1、湿法烟气(yn q)脱硫技术,（1）基本原理,（2）典型工艺流程(n y li chn),（3）常用湿法脱硫技术应用状况,（4）其它湿法烟气脱硫技术,第七页，共120页。,水的离解(l ji)：,SO2的吸收(xshu)：,CaCO3的溶解(rngji)：,在有氧气存在时，,HSO,3,的氧化：,CaSO,3,和,CaSO,4,的结晶：,（,1,）基本原理,第八页，共120页。,（2）典型工艺流程 石灰石石膏(shgo)湿法FGD系统图,第九页，共120页。,典型(dinxng)工艺流程,第十页，共120页。,（）常用(chn yn)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.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(zh sh hu sh)（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,第十一页，共120页。,E1 德国比晓夫公司(n s),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（LLB）。,技术特点：,（1）几乎是化学(huxu)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；,第十二页，共120页。,主要(zhyo)性能：,（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(xtng)流程图,第十三页，共120页。,主要(zhyo)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(shgo)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，有利于SO2的充分吸收并快速生成石膏(shgo)，而且生成石膏(shgo)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,第十四页，共120页。,交错(jiocu)布置的喷淋层,35层喷嘴；设35台循环泵。,喷嘴,第十五页，共120页。,LLB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(wih)；,除雾器布置在塔顶，节约场地。,除雾器结构,人字形除雾器,第十六页，共120页。,浆液池脉冲悬浮系统,LLB专利技术；塔浆池采用扰动(rodng)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,第十七页，共120页。,石膏(shgo)脱水系统-石膏(shgo)旋流站,石膏(shgo)进浆浓度8-15；,底流浓度45-60。,石膏旋流站,第十八页，共120页。,E2.美国(mi u)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(xingm)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。,第十九页，共120页。,主要(zhyo)设备,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,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-专利的托盘技术(jsh),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。,第二十页，共120页。,B,W,吸收塔,第二十一页，共120页。,碳化硅的空心锥喷嘴,第二十二页，共120页。,除雾器,多孔合金托盘,第二十三页，共120页。,技术(jsh)特点,（1）烟气(yn q)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,第二十四页，共120页。,（2）浆液分布(fnb)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(fnb)。,浆液(jingy)分布图,第二十五页，共120页。,（）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(jingd)。（）节能 液气比的降低(jingd)，吸收塔高度的降低(jingd)，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500MW机组的设计比较（入口(r ku)SO2浓度1800ppm，脱硫率95%）,项目,采用托盘,不采用托盘,Ca/S,1.03,1.03,L/G,（,L/Nm,3,）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),9620,10330,第二十六页，共120页。,（）检修方便 托盘可作为喷淋层和除雾器的检修平台，无需排空(pi kn)浆液，无需搭脚手架，就可以直接检修。,检修(jinxi)图,第二十七页，共120页。,E3.美国(mi u)玛苏莱公司,1997年玛苏莱公司收购(shugu)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)。,第二十八页，共120页。,技术(jsh)特点,（1）系统有吸收剂利用率高和脱硫效率高的“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(li s)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。,第二十九页，共120页。,E4.奥地利能源(nngyun)及环境集团公司,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(shngy)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%。,第三十页，共120页。,空塔喷淋塔,第三十一页，共120页。,技术(jsh)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(xtng)确保在任何时候都不会造成塔内石膏浆液的沉淀、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,第三十二页，共120页。,喷嘴布置图,第三十三页，共120页。,E5.意大利艾德瑞科公司(n s),艾德瑞科公司（）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。,2003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(chngdn)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。,第三十四页，共120页。,基本(jbn)湿法烟气脱硫流程图,第三十五页，共120页。,E6.日本(r bn)石川岛播磨重工业株式会社（IHI）,日本石川岛播磨重工业株式会社始建于1853年，发展(fzhn)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。,第三十六页，共120页。,E7.日本(r bn)千代田公司,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%以上的稳定(wndng)脱硫率和10mgNm3以下的除尘性能。,第三十七页，共120页。,技术(jsh)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(god)低，无浆液循环泵，设备布置紧凑，建设、维护成本低；,第三十八页，共120页。,吸收塔的构造(guzo)截面图,第三十九页，共120页。,E8.日本(r bn)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(fh)的变化达到经济运行。,第四十页，共120页。,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(chchn)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）；,第四十一页，共120页。,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(zhxi)系统都有一些关键设备，对于这些(zhxi)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(xtng),第四十二页，共120页。,温州发电厂三期（浙江(zh jin)天地）北仑电厂（浙江(zh jin)天地）,第四十三页，共120页。,其他(qt)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(gngy),（6）Wellmanlord工艺(gngy),（7）有机酸钠石膏工艺(gngy),（8）石灰镁烟气脱硫工艺(gngy),（9）碱式硫酸铝工艺(gngy),（10）氧化锌法,（11）氧化锰法,（12）柠檬酸钠法,第四十四页，共120页。,（,1,）海水法,第四十五页，共120页。,（2）镁法烟气(yn q)脱硫,第四十六页，共120页。,（3）氨法脱硫技术(jsh),第四十七页，共120页。,（4）双碱法烟气(yn q)脱硫技术,第四十八页，共120页。,（5）磷铵肥法烟气(yn q)脱硫工艺,第四十九页，共120页。,（,12,）柠檬酸钠法,第五十页，共120页。,2 半干法烟气(yn q)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(gngy)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(gngy)，该类技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来。,第五十一页，共120页。,1）循环(xnhun)流化床烟气脱硫工艺(CFB),),循环流化床烟气(yn q)脱硫系统工艺流程,循环(xnhun)流化床反应器及百叶窗式分离器示意,(a)循环(xnhun)流化床反应器；(b)百叶窗式分离器,第五十二页，共120页。,2）回流(hu li)式烟气循环流化床脱硫工艺(RCFB),回流循环(xnhun)流化床烟气脱硫,RCFB反应塔工作(gngzu)原理,第五十三页，共120页。,处理后烟气参数,保证值,实测值,SO,2,质量浓度,/mg,m,3,400,85,86,88,SO,3,质量浓度,/mg,m,3,0.1,烟尘质量浓度,/mg,m,3,20,73,75,80,物料消耗及其保证条款,Ca/S,（摩尔比）,1.41,1.25,脱硫会中活性,CaO/%,97.3,98.1,RCFB工艺设计保证(bozhng)值和实测值比较表,第五十四页，共120页。,3）气体悬浮(xunf)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(dn b)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。,第五十五页，共120页。,它与CFB-FGD工艺(gngy)思路相近，其工艺(gngy)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。,第五十六页，共120页。,FLS一GSA工艺流程(n y li chn),一体化除尘器脱硫工艺流程(n y li chn),第五十七页，共120页。,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(gundo)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，导致引风机出力不够；,5）喷枪、喷嘴易堵塞。,第五十八页，共120页。,GSA脱硫技术(jsh)工艺流程（小龙潭电厂）,第五十九页，共120页。,机组容量,/MW,2120,燃煤含硫量,/%,1.4,烟气流量,(V,N,)/m,3,h,1,2518000,最高烟气温度,/,165,SO,2,脱除率,/%,保证值,80%,，实测值,95%,入口,SO,2,质量浓度,/mg,m,3,1500,4000,吸收剂,CaO,除尘器入口烟尘质量浓度（包括再循环）,/g,m,3,22,除尘器出口烟尘质量浓度,/mg,m,3,保证值,50,一体化脱硫工艺（NID）主要(zhyo)技术参数表,第六十页，共120页。,2.2 影响循环流化床排烟脱硫效率(xio l)的因素,1）运行(ynxng)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,第六十一页，共120页。,烟气(yn q)在塔内停留时间,脱硫效率随停留时间变化曲线,钙利用率随停留时间变化曲线,第六十二页，共120页。,绝热饱和(boh)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,第六十三页，共120页。,脱硫塔入口烟气(yn q)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,第六十四页，共120页。,入口(r ku)SO2浓度,脱硫效率随入口,SO,2,浓度变化曲线,钙利用率随入口,SO,2,浓度变化曲线,第六十五页，共120页。,2）循环对脱硫效率(xio l)的影响,循环倍率(bi l)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,第六十六页，共120页。,不同(b tn)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,第六十七页，共120页。,循环灰含湿量对脱硫效率(xio l)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,第六十八页，共120页。,3 干法(n f)脱硫技术,3.1喷雾干燥烟气脱硫技术,喷雾干燥法是20世纪(shj)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。,第六十九页，共120页。,喷雾干燥烟气脱硫工艺(gngy)系统图,第七十页，共120页。,a,双流体喷嘴,b,喷雾干燥塔,第七十一页，共120页。,黄岛电厂喷雾干燥法烟气(yn q)脱硫工艺流程图,第七十二页，共120页。,喷雾干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(jingy)或石灰粉末引起的，也是喷雾干燥吸收塔或处理浆液(jingy)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。,第七十三页，共120页。,3.2 干法(n f)喷钙类脱硫技术,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(jsh)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(jsh)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。,第七十四页，共120页。,LIFAC工艺(gngy)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，然后又部分地被氧化为硫酸钙。,第七十五页，共120页。,LIFAC工艺流程(n y li chn)图,第七十六页，共120页。,LIFAC工艺流程(n y li chn)总图（立面）,第七十七页，共120页。,工艺(gngy)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(shbi)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，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。,第七十八页，共120页。,炉内喷钙系统(xtng),1）石灰石粉输送(sh sn)系统,石灰石粉仓 仓泵,第七十九页，共120页。,2）石灰石粉喷射(pnsh)系统,平衡(pnghng)料斗,螺旋(luxun)给料机,第八十页，共120页。,分配器,石灰石粉喷嘴(pnzu),第八十一页，共120页。,炉后增湿活化(huhu)系统,1）活化(huhu)器,第八十二页，共120页。,3）增湿水系统,4）烟气加热系统,5）脱硫灰再循环系统(xnhun xtng),6）旁路烟道,第八十三页，共120页。,3.2 荷电干式(n sh)吸收剂喷射烟气脱硫工艺,带电吸收剂粒子(lz)对小粒径粉尘的吸附作用,（1）CDSI系统工作(gngzu)原理,第八十四页，共120页。,（2）CDSI系统各工作(gngzu)单元,燃煤锅炉CDSI系统(xtng)流程示意图,第八十五页，共120页。,第二部分 烟气(yn q)脱硝技术,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(yngxing),六、液氨SCR的优缺点,七、SNCR工艺简介,第八十六页，共120页。,一、环境(hunjng)中NOX 来源,第八十七页，共120页。,各国火电厂氮氧化物排放标准(biozhn)比较 单位：mg/m3,国家,固体燃料,排放限值（,mg/m,3,）,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,50100MW,400,热功率,100300MW,300,热功率大于,300MW,200,普通燃料,热功率,50100MW,400,热功率大于,100MW,200*,日本,（,1987.4.1,至今的执行标准）,烟气量（万,Nm,3,/h,）,70,410,20-70,513,4,718,第八十八页，共120页。,吸收塔-专利的托盘技术(jsh),（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)；,（4）双碱法烟气(yn q)脱硫技术,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办法自2006年10月1日起施行,（4）耐磨蚀、耐磨损，具有半永久性的使用寿命（30年以上）；,第五十七页，共120页。,SCR催化剂对中国煤敏感度。,SCR最早由日本于60-70年代后期完成商业运行，至80年代中期(zhngq)欧洲也成功地实现了SCR的商业运行。,国务院第344号危险化学品安全管理条例,第九十五页，共120页。,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，因此它适于场地有限的老电厂改造。,塔浆池采用扰动(rodng)搅拌；,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。,防火间距要求：宜布置在地势较低的地带，间距按本表计算：,多孔合金托盘,AEE公司在烟气脱硫领域成功运行的装置已有40多套。,二、NOX 形成(xngchng)机理,A.热力型 NOX,主要(zhyo)反应,N2+ONO+N,N+O2NO+O,N+OHNO+H,相关因素,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,第八十九页，共120页。,B.燃料型 NOX,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,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(wnd)关系不大,烟煤燃烧中，约80的NOx为燃料型,第九十页，共120页。,C.快速型 NOX,在燃烧的早期(zoq)生成,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O2NO,对于燃煤锅炉，快速型NOx所占份额一般低于5。,第九十一页，共120页。,三、NOX 的控制(kngzh)技术,燃烧过程中控制技术,低NOx燃烧器,空气分级燃烧技术,燃料分级燃烧技术,燃烧后控制技术（烟气脱硝技术）,I.选择性催化(cu hu)还原技术（SCR）,II.选择性非催化(cu hu)还原技术（SNCR）,III.SNCR/SCR混合技术,第九十二页，共120页。,四、NOx脱除(tu ch)技术SCR,1、选择性催化还原法(SCR)主要反应(fnyng),4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O,2NO2+4NH3+O2 3N2+6H2O,6NO2+8NH3 7N2+12H2O,反应(fnyng)温度,230450,一般应用温度：320400,转化效率在7090%之间。,第九十三页，共120页。,SCR最早由日本于60-70年代后期完成商业运行，至80年代中期(zhngq)欧洲也成功地实现了SCR的商业运行。原来并非为高脱硝率工艺。,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。,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。,最普遍使用的化学反应剂（还原剂)为氨,但近年来也使用尿素。,第九十四页，共120页。,2 锅炉脱硝系统(xtng)装置的基本流程,a)高尘系统(xtng)首选）低尘系统(xtng),第九十五页，共120页。,锅炉(gul),NH,3,喷注,脱硝反应器,空气(kngq)预热器,NH,3,混合器,蒸发器,NH,3,液化(yhu)罐,静电除尘器,引风机,烟囱,换热器,增压风机,脱硫系统,送风机,SAH,蓄压器,第九十六页，共120页。,3.SCR系统(xtng),无水氨储罐,氨蒸发器,烟气出口,稀释空气,氨喷射栅格,SCR,反应器,空预器,锅炉,烟气,省煤器,NO,X,信号,锅炉负荷信号,FIC,氨的流量分配,第九十七页，共120页。,4.SCR系统主要(zhyo)设备,反应器/催化剂系统,主要(zhyo)设备：反应器,催化剂,吹灰器,第九十八页，共120页。,4.SCR系统(xtng)主要设备,烟气/氨的混合系统,主要(zhyo)设备：稀释风机,静态混合器、,氨喷射格栅（AIG）,空气/氨混合器,第九十九页，共120页。,5、选择性催化还原（SCR）法工艺(gngy)系统图,第一百页，共120页。,6.,催化剂,第一百零一页，共120页。,催化剂型式(xn sh),第一百零二页，共120页。,催化剂主要(zhyo)的供应商,板式,Argillon,Babcock Hitachi(BHK),波纹(bwn)板式,Haldor Topsoe,Hitachi Zosen(Hitz),蜂窝式,Cormetech,Argillon,Ceram,CCIC,东方凯瑞特,第一百零三页，共120页。,板式(bnsh)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,第一百零四页，共120页。,催化剂选型主要(zhyo)因素,烟气中飞灰的含量,烟气中飞灰颗粒尺寸,反应器布置(bzh)空间,烟气阻力要求,第一百零五页，共120页。,SCR 催化剂设计中要考虑其它(qt)因素,催化剂的寿命(shumng),SO2 到 SO3 的转化率,使用NH3 的烟气最低温度,高温下催化剂的烧结,As的毒化,碱土金属（）,碱金属（Na，K）的毒化,卤素（）的毒化,飞灰磨损,第一百零六页，共120页。,五.SCR装置(zhungzh)的影响,对空预器的影响,烟气中部分SO2转化成SO3,由于SO3的增加，由此酸腐蚀和酸沉积堵灰程度增加,NH3+SO3+H2ONH4HSO4/(NH4)2SO4,NH4HSO4 沉积温度150200，粘度较大，加剧对空气(kngq)预热器换热元件的堵塞和腐蚀,空气(kngq)预热器热端压差增加，空气(kngq)预热器漏风略有增加,第一百零七页，共120页。,采取(ciq)的措施,采用多介质吹灰器,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(bmin)空预器在NH4HSO4沉积温度区域分段。,换热元件选用合适的板型,在空预器冷段采用镀搪瓷元件,严格控制漏氨率,采用较低的SO2到SO3的转化率三氧化硫酸雾烟气排放,第一百零八页，共120页。,第一百零九页，共120页。,第一百一十页，共120页。,第一百一十一页，共120页。,第一百一十二页，共120页。,六、液氨,SCR,的优缺点,优点:,脱硝率高达80%,缺点:,不安全-环保工程成了重大危险源建设工程,投资和运行(ynxng)费用较高,第一百一十三页，共120页。,重大(zhngd)危险源,A 氨溶液为危险化学品,根据中国政府危险货物品名表（GB12268）、,危险化学品名录（2002版）规定，氨水(n shu)与无水氨都,属于危险化学品。,含氨50%的氨溶液，危险货物编号为23003；,35%含氨50%的氨溶液，危险货物编号为22025；,10%含氨35%的氨溶液，危险货物编号为82503。,第一百一十四页，共120页。,B.氨溶液使用量超过40/50吨的为重大危险源,根据重大危险源辨识(bin sh)（GB18218-2000）的,规定（表四 有毒物质名称及临界量）:,氨的使用量若超过40吨，则为重大危险源。,一般情况下，,2600MW机组氨法SCR的氨储存量可在100-200吨的范围。,第一百一十五页，共120页。,C.中国政府对危险品的有关管理法规,主要(zhyo)法规有：,安全生产法,国务院第344号危险化学品安全管理条例,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办法自2006年10月1日起施行,重大危险源监督管理规定,第一百一十六页，共120页。,国家针对危险(wixin)化学品将出台一系列的法规用液氨的成本将大幅增加！,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 安监总危化2007121号,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设施设计专篇编写导则安监总危化2007225号,危险化学品生产经营活动安全设施目录,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,重大危险源（罐区）安全监控装备(zhungbi)设置规范,重大危险源分级标准,“氨气安全规程”,第一百一十七页，共120页。,D.有关(yugun)氨溶液储存、运输注意事