烟气脱硫脱硝技术概况讲座PPT.ppt

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1、,烟气脱硫脱硝技术概况,*事业管理部2014年3月,前 言,2,随着我国社会经济的快速发展，环境问题日益突出。硫氧化物、氮氧化物是主要的大气污染物，严重地危害了生态环境和人们的身体健康。2011年12月15日国务院发布的国家环境保护“十二五”规划提出的指标是：到2015年，二氧化硫排放总量由2267.8万吨降为2086.6万吨，下降8%；氮氧化物排放总量由2273.6万吨降为2046.2万吨，下降10%；空气环境质量评价范围由113个重点城市增加到333个全国地级以上城市，按照可吸入颗粒物、二氧化硫、二氧化氮的年均值测算，地级以上城市空气质量达到二级标准以上的比例应由72%上升到80%。这就要

2、求二氧化硫和氮氧化物排放大户火电厂、钢铁行业、水泥厂、燃煤工业锅炉承担起相应的减排责任。,3,提纲,4,废气污染物排放情况,1.1,脱硫治理技术,1.2,脱硝治理技术,1.3,同时脱硫脱硝工艺,1.4,各技术评价,1.5,1.工业废气硫硝污染治理技术,5,1.1废气污染物排放情况,6,1.2脱硫治理技术,燃烧前脱硫：煤炭洗选：物理洗煤、化学洗煤、生物洗煤 煤炭转化：气化、液化 水煤浆技术：普通水煤浆、精细水煤浆炉内燃烧脱硫：型煤技术 循环流化床炉内喷钙燃烧 增压循环流化床发电燃烧后脱硫：即烟气脱硫（如：石灰石石膏湿法、循环硫化床法、海水脱硫等）唯一大规模商业化应用的脱硫方式。,脱硫工艺,7,按

3、应用脱硫剂的形态干法脱硫：采用粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂；湿法脱硫：采用液体吸收剂洗涤烟气，以除去SO2。干法 优点：工艺过程简单，无污水、污酸处理问题，能耗低，特别是净化后烟气温度较高，有利于烟囱排气扩散；缺点：脱硫效率较低，脱硫率在50%-70%。反应温度：湿法 优点：脱硫率高，易操作控制；缺点：存在废水后处理问题，烟气温度为120-185,烟气经洗涤处理后温度为50 左右，排放前要对烟气进行再加热到80-130，否则不利于高烟囱排放扩散稀释，易造成污染。目前实际中广泛使用的是湿法，因为SO2为酸性气体，采用碱液吸收。,烟气脱硫的分类,8,常用的脱硫技术,主要脱硫技术对比,10,石灰

4、石石膏湿法烟气脱硫采用石灰石浆液做为反应剂，与烟气中的SO2发生反应生成亚硫酸钙（CaSO3），亚硫酸钙CaSO3与氧气进一步反应生成硫酸钙（CaSO4）。2CaCO3+2SO2+O2+4H2O2CaSO42H2O+2CO2分为吸收和氧化两个工序。吸收过程：氧化过程：,石灰石石膏脱硫工艺原理,石灰石石膏脱硫工艺流程图,目前解决设备结垢堵塞最有效的办法是在吸收液中加入添加剂，目前工业上采用添加剂有：氯化钙（CaCl2）、Mg2+、已二酸、氨等。加入添加剂后，不仅能抑制结垢和堵塞现象，而且还能提高吸收效率。,利用石灰或石灰石浆液作为洗涤液吸收净化烟道气中的SO2并副产石膏。,12,湿式脱硫装置：吸

5、收塔、GGH烟气加热器、增压风机、烟道等为每台锅炉各自独立设备，其他系统共用。石灰石石膏脱硫主要工艺流程：锅炉排出的烟气经引风机送入混凝土公用烟道，再从砼烟道引出经过升压风机升压、冷却后，进入吸收塔，在吸收塔中与石灰石浆液综合反应吸收，烟气中的二氧化硫与石灰石浆液反应生成石膏，由吸收塔排出经脱水处理后，固体石膏再利用。吸收塔排出的净烟气，经加热后回到混凝土公用烟道，经烟囱排向大气。,石灰石石膏脱硫工艺原理,氮氧化物排放控制技术A、燃烧中脱硝：1、低NOx燃烧器 2、空气分级燃烧 3、燃料分级燃烧、4、烟气再燃等；B、烟气脱硝：1、选择性催化还原（SCR）、2、选择性非催化还原（SNCR）、3、

6、SCR/SNCR联用。,1.3脱硝治理技术,SCR、SNCR以及SCR/SNCR联产的比较,选择性催化还原脱硝工艺（SCR）,SCR脱硝技术是指使用还原剂（NH3等）在合适的温度范围在有氧条件下在催化剂的作用下将NO x选择性的还原为无害的氮气和水；优点：1、最大的脱硝率可以大于80，使得NH3的消耗量最优化，2、其运行温度范围较低在250400；缺点：1、要考虑流场分布、温度分布和氨氮比的分布，对设计要求较高，设计比较复杂，2、需要氨储存系统、吹扫系统、催化剂等，会使得制造和运行成本较高。3、低于250生成的硫酸氢铵会导致催化剂小孔堵塞；温度高于400会发生其他副反应（或者催化剂破坏）导致脱

7、硝率下降。4、催化剂占脱硝系统40%的成本，投资运行费用较高。,NOX,NH3,N2,H2O,SCR系统基本化学反应过程,4 NO+4 NH3+O2,4 N2+6 H2O,7 N2+12 H2O,6 NO2+8 NH3,副作用方程式,SO2+1/2 O2,NH3+SO3+H2O,SO3,NH4 HSO4,基本反应方程式,选择性催化还原脱硝工艺（SCR）,选择性催化还原脱硝工艺（SCR）,选择性催化还原脱硝工艺（SCR）,特点：SO2+O2SO3 转化率小于1；氨消耗量低，脱硝后氨逃逸率低：13ppm，对后续设备影响较小；脱氮效率8090，甚至更高（可达95）温度窗口宽：300420，对主机负荷

8、、煤种变化适应性强。,SCR脱硝技术具有脱硝率高，选择性好，成熟可靠等优点，是国外电站广泛采用的脱硝技术；,选择性非催化还原脱硝工艺（SNCR）,SNCR技术是非触媒的炉內噴射工艺。SNCR是由美国Exxon公司首先开发成功、首先在日本得到商业应用；SNCR无需催化剂，选择的还原剂与SCR相同，也为NH3、氨水或尿素,反应式：4NO+4NH3+O24N2+6H2O副反应：4NH3+5O24NO+6H2O 4NH3+3O22N2+6H2O,选择性非催化还原脱硝工艺SNCR,SNCR的优点：SNCR工艺的反应温度为9001100，温度窗口较窄。SNCR改造投资成本较低，比较适合对现有锅炉的SNCR

9、改造。SNCR的缺点：氨耗量高；混合均匀的难度大，所以其脱硝率较低，只有50%60。SNCR的投资较低，但是其氨逃逸量较大，会进入锅炉中产生不良的影响，因为电厂烟气中含有较多量的SO2，会生成硫酸铵或硫酸氢铵导致腐蚀。SNCR在电厂应用较少，在垃圾焚烧炉或小型炉中有较多的应用。,21,1.4同时脱硫脱硝工艺,目前，各国都在积极开发优于传统组合法的烟气同时脱硫脱氮技术，一般分为干法和湿法两大类。同时脱硫脱硝技术能用一种反应剂在一个过程中将烟气中的二氧化硫、氮氧化物同时脱除，具备设备精简、占地面积小、基建投资少、生产成本低、自动化程度高的特点。,22,烟气同时脱硫脱硝技术,同时脱硫脱硝工艺,23,

10、同时脱硫脱硝工艺,24,干法活性炭/活性焦法,以炭基材料(活性炭、活性焦、活性炭纤维等）为载体的催化剂可以实现硫、硝的同时脱除，活性焦作为较为廉价的炭基材料，已经在国外实现了工业应用。,催化剂,活性炭,25,活性炭法是利用活性炭吸收二氧化硫、氧和水产生硫酸，并加入氨以达到同时脱硫脱硝的目的。活性炭法的工艺主要由吸附、解吸和硫回收三部分组成，最佳脱硫温度为120160，烟气中的S02在吸收塔的第一段被脱除，在第二阶段通过喷入氨除去NOx。活性炭法在吸收塔内的化学反应：在高浓度S02的烟气中，活性炭进行的是S02的脱除反应；在S02浓度较低的烟气中，NOx脱除反应占据主导地位。,干法活性炭/活性焦

11、法工艺原理,26,干法活性炭/活性焦法工艺流程,活性炭在脱除烟气中SOX的同时，还可以利用活性炭的吸附性能脱除NOX、二恶英和Hg等污染物，具有一套装置脱除多种污染物的功能，是一项一体化的先进的烟气净化技术，是未来烟气脱硫脱硝发展的方向。,27,优点：具有很高的脱硫率；能去除湿法难以去除的S03；能去除废气中的HIC、HF、砷、硒、汞；在低温(100200)得到高的脱氮率(80)；具有除尘功能；过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染；碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒的问题；建设费用低、使用动力小、运行费用低；占地面积小；可以回收副产品，高纯硫磺(9995)或浓硫酸(98)或高

12、纯液态二氧化硫；已经得到成功的商业化应用。技术成熟稳定性好。不足：固态的热吸收剂循环使用采用机械的方式，操作较复杂；吸附剂在运行中有磨损消耗；烟气通过吸附床有较大的压力降。活性炭法在国外已经进行了多年的商业应用，积累了大量的实际运行经验。目前活性炭法的初投资约在13001500元千瓦时，单位运行成本400元 tSO2，在太钢烧结实践应用。,干法活性炭/活性焦法,28,电子束法是利用高能电子束辐照烟气，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸铵和硝酸铵的一种烟气脱硫脱硝技术。该法的原理是在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生电子束照射烟气，使水蒸气、氧等分子激发产生高能自由

13、基，这些自由基使烟气中的S02和NO很快氧化，产生硫酸和硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵化肥。主要反应由生成自由基、氧化、酸与氨反应构成。,等离子体活化法工艺原理,29,等离子体活化法工艺原理,该技术装置采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。除尘净化后的烟气通过冷却塔调节烟气的温度和湿度，然后流经反应器，在反应器中，烟气被电子束辐照产生多种活性基团，这些活性基团氧化烟气中的S02和NOx形成相应的酸，它们同在反应器烟气上游喷入的氨反应，生成硫酸氨和硝酸氨微粒，副产物收集装置收集产生的硫酸氨和硝酸氨微粒，可作为农用肥料和工业原料使用。,30,优点：同时脱硫脱氮去除效率高；

14、能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用；没有废弃物，是干法过程，没有废水及其处理设施；因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题；设备结构简单，对烟气条件变化适应性强、容易控制。不足：该法耗电量大，运行费用很高；烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统；处理后的烟气仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性。电子束氨肥法的单位初投资在10201500元千瓦时左右，单位运行成本600800元 tSO2，用水量少，已经得到商业应用。在我国的四川成都热电厂和杭州协联热电厂与日本合作进行工程应用示范。,等离子体活化法(电子束法）,31,烟气脱硫主要方法技术经济比较,烟气脱硫脱硝主要技术评价,3

15、2,主流的SO2脱除工艺湿法石灰石/石膏烟气脱硫(FGD)缺点：耗水量大、石膏难以利用造成二次污染、脱硫后烟气温度低造成排烟困难、难以同时脱除其他污染物。主流的NOx脱除工艺 选择性催化还原法(SCR)缺点：催化剂昂贵且催化活性温度高，需加热烟气，增加运行成本。主流的SO2/Nox联合脱除工艺活性炭/活性焦法缺点：投资、运行费用相对偏高。可通过开发自主知识产权技术、提高国产化率或多台一机(多台烧结机共用一套脱硫装置)等途径，降低投资和运行费用推广应用。,1.5各工艺技术的评价,33,2.烟气脱硫、脱硝行业状况,火电行业脱硫脱硝状况,钢铁行业脱硫脱销状况,2.2,2.3,工业烟气排放状况,2.1

16、,34,2.1工业排放状况,近年来二氧化硫排放量,大气污染源排放，工业源二氧化硫占90%，氮氧化物排放占66%，其中火电和钢铁二氧化硫占50%，氮氧化物排放占46%，是大气污染的主要来源。,35,重污染行业二氧化硫污染贡献率年际变化（单位：%）,近年来电力行业二氧化硫排放强度下降尤为显著。二氧化硫排放绩效值由2006年的5.7克/千瓦时下降到2009年的3克/千瓦时，电力行业几乎全部承担了全国二氧化硫总量减排任务。,重污染行业二氧化硫排放强度变化趋势,2.1工业排放状况,36,火电厂氮氧化物和工业二氧化硫排放比较,2.2火电行业脱硫脱硝状况,根据中电联统计，2011年，全国火电二氧化硫排放91

17、3万t，比2010年下降1.4%；火电二氧化硫排放绩效值每kWh由2005年的6.4g下降到2.3g，好于美国2009年水平（美国2009年为3.4gkwh）,火电行业烟气脱硫状况,37,截至2010年底，全国已投运的烟气脱硫机组超过5.6 亿kw，约占全国燃煤机组容量的86，比美国2009年的数据高36。其中我国五大发电集团公司投运的烟气脱硫机组共计3.4 亿kw，约占全国已投运燃煤脱硫机组容量的60.7%。在全国已投运的烟气脱硫机组中，石灰石一石膏湿法仍是主要采用的脱硫方法，占92；其余脱硫方法中，海水法占3，烟气循环流化床法占2，氨法占2，其他方法占1。截止到20l1年3月底，国内已投运

18、烟气脱硝机组容量为9689万kW，约占煤电机组容量的14；其中，采用SCR法的占93.31；SNCR法的占6.28，SCR+SNCR方法的占0.41。在建、规划(含规划电厂项目)的脱硝工程容量超过1.5亿kW。,38,重点大中型钢铁企业燃料消耗及SO2排放情况,2.3钢铁行业脱硫脱硝状况,“十一五”期间，钢铁等非电行业钢铁烧结烟气二氧化硫减排总量小于75万吨的目标。,39,烧结烟气脱硫方法与应用,大中型烧结机占总面积的2/3，据环保部 2011 年初统计数据，在我国 1200余台烧结机中，除 90m2以下即将淘汰的，约有 530余台计 7.8 万平方米的烧结机需要安装脱硫设施。目前全国最大的烧

19、结机是太钢的660m2烧结机，由中冶长天设计制造。,40,主要脱硫脱硝技术的经济指标,41,3.脱硫脱硝市场分析,脱硫脱硝市场容量,国内主要脱硫脱硝企业,脱硫脱硝企业及市场情况,3.3,3.1,3.2,市场容量,42,“十二五”将力挺环保。“十二五”期间，我国环保投资将达到3.1 万亿元，未来5 年复合增长率为15%-20%，环保产值到2015 年有望达到GDP 的7%-8%，环保行业将进入快速发展期。据业内人士测算，“十二五”时期实施节能减排重点工程需投资约23660亿元，其中重点区域大气污染防治工作投资需求约3500亿元，“十二五”期间脱硝行业将出现爆发式增长，市场总量将超过1500亿元。

20、,3.1脱硫脱硝市场容量,43,“十二五”火电行业脱硫需求依然旺盛。根据电力工业“十二五”规划研究报告，到2015年火电装机容量将达到9.63亿KW，不考虑关停小火电机组，“十二五”将新增火电装机2.63亿KW，按照100元/KW的造价，新增市场需求将达到263亿元；已投运火电脱硫设施在“十二五”期间需要改造的比例为20%，按照75元/KW的造价，未来5年的改造需求将达到399亿元。增长较为确定。钢铁行业烧结烟气脱硫为代表的市场容量将达到130-180亿元，建材、化工、有色、石化等行业脱硫需求达到钢铁行业的2.6倍。,烟气脱硝市场概况,44,中电联预测：全国火电厂改造范围约有90的机组需进行脱

21、硝改造，外加新建机组，全国部分发电企业“十二五”期间将有2.6亿kw新建机组需要加装SCR脱硝装置。仅在2012年，我国就将有7000万8000万kw装机容量建成或开工建设脱硝装置，约有160台锅炉安装脱硝装置，总投资额达100亿元。,烟气脱硝市场概况,45,3.2国内主要脱硫企业,46,3.2国内主要脱硝企业,47,3.2国内主要活性炭/焦企业。,48,我国脱硫脱硝企业数量及收入增长情况,3.3我国脱硫脱硝企业及市场情况,49,参与脱硫市场的主要公司分为以下三类：第一类是电力集团的下属公司，火电企业作为脱硫设备的下游，拥有较广阔的市场；第二类是专业性脱硫设备生产商；第三类是发电设备企业，在生

22、产火电设备的同时也生产相关的脱硫设备。从事脱硝工程的公司大部分从脱硫业务转化过来（如国电龙源、龙净环保、清华同方、大唐环境等），也有一部分锅炉厂（如东方锅炉、哈锅）也从事脱硝业务，还有少数合资企业（北京巴威、上海电气石川岛）。脱硫脱硝行业市场集中度较高。2009年底前，累计合同量排名前20位的脱硫公司脱硫工程合同总容量为5.33亿千瓦，占全国脱硫工程合同总容量的90%；累计投运量排名前20位的脱硫公司投运机组容量为3.94亿千瓦，占全国总投运机组总量的83.3%；2009年当年投运量排名前20位的脱硫公司容量为0.88亿千瓦，占全国投运烟气脱硫机组总量的91%。,3.3我国脱硫脱硝企业及市场情况,4某炭基催化剂项目,项目概况,指标对比,性能对比,成本对比,技术评价,合作构想,4.某炭基催化剂项目,