脱硫和脱销工艺介绍PPT课件.ppt

脱硫和脱销工艺介绍通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。1.脱硫工艺的分类 世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法脱硫工艺 湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下进行脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。目前应用最多的湿法工艺主要有石灰石石膏法、石灰石膏法、氧化镁法、双碱法等。2.世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%98)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6，石灰石法占47.4，两法共占87%；双碱法占4.1，碳酸钠法占3.1。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。3.半干法脱硫工艺 半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。目前应用最广泛的是旋转喷雾工艺、GSCA工艺、NID工艺等。4.干法脱硫 工艺 干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，主要是在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石或消石灰粉该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。5.（1）石灰石石膏法烟气脱硫工艺石灰石石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。它的工作原理是：将石灰石粉加水制成浆液作为吸收剂泵入吸收塔与烟气充分接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及从塔下部鼓入的空气进行氧化反应生成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。经吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10%，然后用输送机送至石膏贮仓堆放，脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴，再经过换热器（GGH)加热升温后，由烟囱排入大气。由于吸收塔内吸收剂浆液通过循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，钙硫比较低，脱硫效率可大于95%。6.主要反应方程（1）SO2H2OH2SO3（2）CaCO32H2SO3Ca（HSO3）2CO2H2O（3）Ca（HSO3）2O22H2OCaSO42H2OH2SO4（4）CaCO3H2SO4H2OCaSO42H2OCO2 主要优点为:a.脱硫效率高(脱硫效率大于90%);b.吸收剂利用率高，可大于90%;c.设备运转率高(可达90%以上)。主要缺点是：投资大、设备占地面积大、运行费用高。7.8.（2）氧化镁法烟气脱硫工艺 氧化镁(mgO)湿法脱硫工艺是一种性能先进，成熟可靠，经济性好的脱硫技术。由于镁基脱硫剂的溶解性比钙基脱硫剂高数百倍，具有比钙基脱硫剂高数十倍的脱硫反应能力，不仅大大提高了脱硫效率，并且避免了在脱硫系统中发生结垢问题。其副产品可以再生，实现循环经济。氧化镁脱硫技术具有比传统的石灰石湿法脱硫造价低省电性能好，副产品可利用，实现循环经济等明显优点。9.基本原理氧化镁脱硫工艺是以氧化镁(MgO)为原料，经熟化生成氢氧化镁(Mg(0H)2)作为脱硫剂，其主要的化学反应有：熟化制浆：MgO+H20 Mg(OH)2脱硫吸收：Mg(OH)2+S02 MgS03+H20氧 化：MgS03+1202 MgS04最后形成的副产物中含有MgS033H20、MgS036H20、MgS047 H20、Mg(HS03)2等多种成分，经脱水后得到以MgS03为主要成份的副产品，含水量1 O。副产品可以作为肥料综合利用或经过再生生成MgO循环使用，同时将分解出的S02制硫酸。10.11.（3）双碱法烟气脱硫工艺 钠钙双碱法，一般是用NaOH来脱硫，用CaO来固硫，其工艺主要分为二个阶段，即SO2吸收阶段和固硫阶段。双碱法最大的优点在于在脱硫系统内以NaOH溶液为主，吸收快，效率高，避免了一般钙法容易在脱硫塔和管道内沉积，导致设备堵塞而失效的缺陷；又可以通过加入石灰将NaOH置换出来，从而大大降低了钠吸收剂的使用量。在整个脱硫工艺中主要消耗的是价格低廉的石灰。双碱法兼有钙法和钠法的优点，在中、小型脱硫系统中应用较多。主要缺点是再生池和澄清池占地面积较大。12.双碱法的主要反应方程吸收反应：SO2+2NaOH=Na2SO3+H2O Na2SO3+SO2+H2O=2NaHSO3 副反应如下：Na2SO3+1/2 O2=Na2SO4由于硫酸钠是很难再生还原的，一旦生成就需要补充NaOH。再生反应：2NaHSO3+Ca(OH)2=Na2SO3+CaSO31/2 H2O+3/2 H2ONa2SO3+Ca(OH)2+1/2 H2O=2NaOH+CaSO31/2 H2O氧化反应:CaSO31/2 H2O+1/2 O2=CaSO41/2 H2O 13.14.半干法脱硫工艺介绍一、GSA工艺气固循环吸收半干法脱硫工艺(简称：GSA)是以石灰(CaO)为原料，经熟化生成氢氧化钙(Ca(0H)2)作为脱硫剂的一种先进、高效、经济的脱硫技术。GSA的脱硫原理如下：熟化：CaO+H2O Ca(OH)2 吸收：Ca(OH)2+S02 CaSO3+H20 Ca(OH)2+2HCL CaCL2+2H2O 氧化：CaSO3+1202 CaS04 15.GSA法烟气净化系统原理图16.GSA脱硫工艺具有很多优点，如：脱硫除尘效率高，吸收剂利用率高，耗水量小，耗电少，副产品干态易于处理，占地小，造价低，运行操作简单，对烟气负荷变化的适应性好，系统运行可靠，无结垢堵塞等。与其它类似的流化床反应塔相比，本工艺从脱硫除尘性能要求看，不需预除尘，脱硫过程不仅不影响除尘，由于反应塔的旋风分离器会分离一部分飞灰，使进入除尘器的粉尘总量降低，因而提高除尘效率17.二、NID工艺 NID工艺以CaO作脱硫剂，要求平均粒径不大1mm，石灰在一个专利设计的消化器中加水消化成Ca(OH)2，然后与从除尘器及机械除尘器除下的大量的循环灰相混合进入增湿器。在增湿器中加水增湿使混合灰的水分含量从2%增湿到5%左右，然后以流化风为动力借助烟道负压的引力导向进入直烟道反应器。由于有极大的蒸发表面，水分蒸发很快，在极短的时间内使烟气温度从137冷却到70左右，烟气相对湿度则很快增加到4050%。这是较好的脱硫工况，一方面有利于SO2分子溶解并离子化，另一方面使脱硫剂表面的液膜迅速变薄，利于SO2的传质扩散，同时由于存在大量的循环灰，未反应的Ca(OH)2进一步参与循环脱硫，所以反应器中Ca(OH)2的浓度很高，反应器中有效Ca/S比很大，且加水消化制得的新鲜Ca(OH)2具有很高的活性，能确保脱硫效率大于90%。18.NID典型工艺流程图19.NID技术的优点：1、NID工艺无制浆系统，不向反应器内喷浆、喷水，这避免了其它半干法脱硫工艺因向反应塔内湿浆喷水而产生的在反应器内粘结、堵塞以及崩塌等严重问题。同时NID实行CaO的消化及灰循环增湿的一体化设计，能保证新鲜消化的高质量的Ca(OH)2马上参与循环脱硫，对提高脱硫效率十分有利。2、此工艺实行脱硫灰多次循环使用，循环倍数达到50-200，使脱硫剂的利用率非常高。解决了其它干法工艺脱硫剂利用率不高的问题。3、整个装置结构紧凑、占用空间小（总装置占地比其它工艺省30%以上），装置运行可靠。4、一次性投资少。20.脱硝工艺的分类 我国对烟气脱硫相对比较重视，而烟气脱硝则起步更晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术,目前主要应用的脱销工艺分为两大部分即选择性催化还原法（SCR法)和选择性非催化还原法（SNCR法）。21.SCR脱销工艺 选择性催化还原（Selective catalytic reduction 简称SCR）烟气脱销技术，是目前工业上实际应用最广的干法脱硝技术。其应用领域从国外到国内，从燃煤电厂已扩大到普通锅炉、工业窑炉的烟气脱硝。它是一种在一定的温度条件下（国内通常采用高温催化剂，温度为280420），通过金属催化剂的作用，用氨气作为还原剂，有选择性的把烟气中的有害的NOx还原成无害的N2和H2O的烟气治理工艺。22.23.SCR工艺采用金属催化剂，最佳使用温度为300-400，以NH3作为还原剂，利用氨的选择性优先与NOx反应，将它还原成无害的氮气（N2）和水蒸气（H2O）。在烟气进入到SCR反应器之前，应保证烟气温度达到催化剂的起燃温度，否则应将烟气加热到催化剂的起燃温度。烟气经整流器进入NH3喷射烟道。液氨经由计量泵从储罐内抽出，经蒸发器加热气化，再与压缩空气混合成一定比例浓度的氨气，喷入NH3喷射烟道。烟气中的NOx与NH3相遇混合，并通过静态混合器得到完全混合，在SCR反应器内进行催化还原反应，有选择性的将NOx还原成N2排放。脱除的烟气经引风机引出，通过烟囱排往大气。24.主要反应方程如下：催化剂4NH3+4NO+O2 4N2+6H2O 催化剂8NH3+6NO2 7N2+12H2O 催化剂2NH3+NO2+NO 2N2+3H2O 由于烟气中95%的Nox主要是以NO的形式存在，在没有催化剂的情况下，上述化学反应只能在很窄的温度范围内进行，我们把催化剂在反应中所起的作用称之为催化作用，催化剂可以加速反应进程，并使反应具有特殊的选择性，因此本反应速度的快慢以及反应效率的高低，取决于催化剂的活性和反应温度。25.26.SNCR 脱硝工艺 SNCR 是在没有催化剂作用下，向9001100 炉膛中喷入还原剂，还原剂迅速热解成NH3 与烟气中NOx 反应生成N2。炉膛中会有一定量氧气存在，喷入的还原剂选择性的与NOx 反应，基本不与氧气反应。SNCR 的还原剂一般为氨、氨水或尿素等。氨作为还原剂的SNCR 称为De NOx 法，尿素为还原剂的称为NOx OUT 法。根据还原剂和SNCR 工艺运行条件不同，SNCR 的有效温度窗常发生在9001100。在适宜温度区，可以获得良好的反应效果。但一旦偏离该温度区，则效果变差，甚至起反效果。27.SNCR脱销工艺 SNCR 工艺就是把含有氨基的还原剂喷入到锅炉炉膛中9001100的区域内,该还原剂快速热解成NH3 并和烟气中的NOx 进行还原反应,把NOx还原成N2 和H2O。该方法以锅炉炉膛为反应器,可通过对锅炉的改造实现。在炉膛内不同的高度上布置还原剂喷射口,是为了满足在不同的锅炉负载下把还原剂喷射到具有合适温度窗口的炉膛区域内。实验表明,当温度超过1100 时,NH3 会被氧化成NO,反而造成NOx 排放浓度增大。而温度低于900时,反应不完全,氨逃逸率高,造成新的污染。可见温度过高或过低都不利于对污染物排放的控制。适宜的温度区间被称作温度窗口,所以,在SNCR 法的应用中温度窗口的选择是至关重要的。28.SNCR 工艺原理示意图29.一个典型的SNCR 系统是由还原药剂的储藏、输送和喷射装置组成,主要包括还原药剂储藏罐、泵、管道、喷射器和与之相关的控制系统以及NOx在线监测系统。还原剂的喷入系统必须将还原剂喷到锅炉内最有效的部位炉膛上部温度适宜还原反应的区域,并保证与烟气充分混合。为了得到适当的NOx 排放控制,设计中可以利用计算流体力学和计算燃烧学对炉膛内流动和燃烧过程进行模拟来确定还原剂的喷入点。30.低NOx 燃烧器（LNB)与SCR或SNCR 的联合应用 SCR或 SNCR 烟气脱硝技术和低NOx 燃烧器联合应用，降低NOx 排放量可以达到更高的标准。SNCR 烟气脱硝技术和低NOx 燃烧器联合应用，可达到SCR 的脱硝效率，而其建设和运行成本约为SCR 的一半。此技术具有明显的经济性、高效性特点。SCR 烟气脱硝技术和低NOx 燃烧器联合应用，可以进一步提高脱硝效率。可根据不同要求进行组合。31.SNCR/SCR 的联合应用 SNCR/SCR 联合烟气脱硝技术是把SNCR 工艺的低费用特点同SCR 工艺的高效脱硝率以及低的氨逸出率有效结合。此联用技术一般选用尿素或NH3作为还原剂，SNCR在烟道前段反应，温度区在8001100；SCR反应在烟道后段发生，并加装少量的TiO2、V2O5、WO3 作为催化剂，温度在320400 之间。SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的SCR 催化法脱除更多的NOx提供所需的氨。联合脱硝的效率与单独运用SNCR 或SCR 相比有显著提高，同时减少SCR 催化剂用量，减少氨的逸出率。32.