火电厂烟气脱硫课件.ppt

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1、按存在状态：有机硫（CxHyS）和无机硫（硫铁矿（FeS2）、硫酸盐（MSO4），单质硫磺）按硫的可燃性：不可燃硫（硫酸盐）和可燃硫（硫铁矿硫、部分有机硫及单质硫）中国煤中硫的含量变化：0.2%8%。分布特点：南方比北方高。东三省煤含硫量最低，我国高硫煤主要集中在四川、贵州、湖北、广西、山东和陕西等省的部分地区。,1.1 煤中硫的存在形式,1.煤的分类褐煤最低品味的煤，形成年代最短，热值较低烟煤形成年代较褐煤长，碳含量75%90。成焦性较强，适宜工业一般应用无烟煤煤化时间最长，含碳量最高（高于93），成焦性差,发热量大,2.煤的成分,碳：可燃元素1 kg纯碳完全燃烧时，放出32860 kJ的热

2、量。当不完全燃烧生成CO时，放出9268kJ的热量。纯碳起燃温度很高，燃烧缓慢，火焰也短。煤中的碳不是单质状态存在，而是与氢、氮、硫等组成有机化合物。煤形成的地质年代越长，其挥发性成分含量越少，而含碳量则相对增加。例如，无烟煤含碳量约90%98%，一般煤的含碳量约50%95%。氢：可燃元素.燃料中发热量最高的元素固体燃料中氢的含量为2%10%，以碳氢化合物的形式存在，1 kg氢完全燃烧时能放出120500 kJ的热量。氧：不可燃元素.降低了燃料的发热量氧在燃料中与碳和氢生成化合物氮：有害元素。基本不可燃。燃燃烧时大部分以N2形式排放，少量生成NOX燃料中含氮量很少，一般为0.5%1.5%,2.

3、煤的成分,硫：可燃元素。有害元素。燃烧时大部分以SO2形式排放以三种形态存在：有机硫、硫化铁硫和硫酸盐硫。前两种能放出热量，称之为挥发硫。硫燃烧生成产物为SO2和SO3，其中SO2占95%以上。水分：不可燃。外部水分、内部水分水分的存在使燃料中可燃成分相对地减少。煤中水分由表面水分（外部水分）和吸附水分（内部水分）组成。外部水分可以靠自然干燥方法除去。内部水分要放在干燥箱中加热到102105C，保持2h后才能除掉。灰分：不可燃。有害成分是燃料中不可燃矿物质，为燃料中有害成分。,3、煤的成分分析,工业分析（proximate analysis）测定煤中水分、挥发分、灰分和固定碳。估测硫含量和热值

4、，是评价工业用煤的主要指标。元素分析（ultimate analysis）用化学分析的方法测定去掉外部水分的煤中主要组分碳、氢、氮、硫和氧的含量。,小资料：分析方法,煤的工业分析水分：一定重量13mm以下粒度的煤样，在干燥箱内318323K温度下干燥8h，取出冷却，称重 外部水分将失去外部水分的煤样保持在375380K下，约2h后，称重 内部水分挥发分：失去水分的试样密封在坩埚内，放在1200K的马弗炉中加热7min，放入干燥箱中冷却至常温再称重,小资料：分析方法,煤的工业分析（续）固定碳：失去水分和挥发分后的剩余部分（焦炭）放在80020C的环境中灼烧到重量不再变化时，取出冷却。焦炭所失去的

5、重量为固定碳灰分：从煤中扣除水分、灰分以及挥发分后剩余的部分为固定碳,小资料：分析方法,煤中灰分的组成：我国煤炭的平均灰分含量为25灰分的存在降低了煤的热值，也增加了烟尘污染和出渣量,小资料：分析方法,煤的元素分析碳和氢：通过燃烧后分析尾气中CO2和H2O的生成量测定氮：在催化剂作用下使煤中的氮转化为氨，碱液吸收，滴定硫：与氧化镁和无水硫酸钠混合物反应，S SO42-，滴定,4.煤中硫的形态,5、煤的成分的表示方法,要确切说明煤的特性，必须同时指明百分比的基准，常用的基准有以下四种：收到基（ar)：锅炉炉前使用的燃料，包括全部灰分和水分 空气干燥基(ad)：以去掉外部水分的燃料作为100%的成

6、分，即在实验室内进行燃料分析时的试样成分干燥基(d)：以去掉全部水分的燃料作为100%的成分，干燥基更能反映出灰分的多少干燥无灰基(daf)：以去掉水分和灰分的燃料作为100%的成分,煤的成分的表示方法及其组成的相互关系,我国部分煤种的分析结果,我国部分煤种的分析结果(续）,6、煤碳分类,（1）煤炭硫分分级序号 级别名称 代号 灰分（Ad）范围，%1 特低硫煤 SLS 0.502 低硫分煤 LS 0.511.003 低中硫煤 LMS 1.011.504 中硫分煤 MS 1.512.005 中高硫煤 MHS 2.013.006 高硫分煤 HS 3.00,6、煤碳分类,（2）煤炭灰分分级序号 级别

7、名称 代号 灰分（Ad）范围，%1 特低灰煤 SLA 5.002 低灰分煤 LA 5.0110.003 低中灰煤 LMA 10.0120.004 中灰分煤 MA 20.0130.005 中高灰煤 MHA 30.0140.006 高灰分煤 HA 40.0150.00,（3）煤的固定碳按下表进行分级序号 级别名称 代号 分级范围(FCd),%试验方法1 特低固定碳煤 SLFC 45.00 GB2122 低固定碳煤 LFC 45.0055.00 3 中等固定碳煤 MFC 55.0065.00 4 中高固定碳煤 MHFC 65.0075.00 5 高固定碳煤 HFC 75.0085.00 6 特高固定

8、碳煤 SHFC 85.00,6、煤碳分类,（4）煤炭发热量分级序号 级别名称 代号 发热量（Qnet,ar）范围，MJ/kg1 低热值煤 LQ 8.5012.502 中低热值煤 MLQ 12.5117.003 中热值煤 MQ 17.0121.004 中高热值煤 MHQ 21.0124.005 高热值煤 HQ 24.0127.006 特高热值煤 SHQ 27.00注：煤田地质勘探系统在按发热量分级时，可采用全水分（Mt）进行计算。,6、煤碳分类,5.发热量（Qnet,ar）等级划分编 号 发热量（Qnet,ar），MJ/kg 编 号 发热量（Qnet,ar），MJ/kg295 29.00 200

9、 19.5120.00290 28.5129.00 195 19.0119.50285 28.0128.50 190 18.5119.00280 27.5128.00 185 18.0118.50275 27.0127.50 180 17.5118.00270 26.5127.00 175 17.0117.50265 26.0126.50 170 16.5117.00260 25.5126.00 165 16.0116.50255 25.0125.50 160 15.5116.00250 24.5125.00 155 15.0115.50245 24.0124.50 150 14.5115.0

10、01)240 23.1524.00 145 14.0114.50235 23.0123.50 140 13.5114.00230 22.5123.00 135 13.0113.50225 22.0122.50 130 12.0113.00220 21.5122.00 125 12.0112.50215 21.0121.50 120 11.5112.00210 20.5121.00 115 11.0111.50205 20.0120.50,6、煤碳分类,1.2 燃烧过程中硫氧化物的形成,1.硫的氧化机理 有机硫的分解温度较低无机硫的分解速度较慢含硫燃料燃烧的特征是火焰呈蓝色，由于反应：在所有的情

11、况下，它都作为一种重要的反应中间体,（1）黄铁矿硫的氧化,氧化性气氛（含有空气或过剩氧的气体(烟气)氛围）4FeS2+11O2=2Fe2O3+8SO2还原性气氛（含有还原性气体(CH4、CO、H2等)而含氧量很低的气体(烟气)氛围）FeS2=FeS+1/2S2(气体）FeS2+H2=FeS+H2SFeS2+CO=FeS+COS FeS的再分解则需要更高的温度：FeS=Fe+1/2S2(气体）FeS+H2=Fe+H2SFeS+CO=Fe+COS,（2）有机硫的氧化,RSH+O2=RS+HO2RS+O2=R+SO2,（3）元素硫的氧化,S8=S7+S S+O2=SO+OS8+O=SO+S+S6,H

12、2S的氧化,CS2和COS的氧化,2.SO2和SO3之间的转化,反应方程式SO2+O+M SO3+M（1）SO3+O SO2+O2（2）SO3+H SO2+OH（3）SO3+M SO2+O+M（4）在炽热反应区，O 浓度很高，反应（1）和（2）起支配作用,2.SO2和SO3之间的转化,SO3生成速率 当dSO3/dt=0 时，SO3浓度达到最大 在富燃料条件下，O浓度低得多，SO3的去除反应主要为反应（3），SO3的最大浓度：,2.SO2和SO3之间的转化,燃烧后烟气中的水蒸气可能与SO3结合生成H2SO4，转化率:转化率与温度密切相关H2SO4浓度越高，酸露点越高烟气露点升高极易引起管道和空

13、气净化设施的腐蚀,3.酸雾和酸尘,空气（干空气+水蒸气）空气的露点：空气与一冷面接触时，如果冷面温度与空气中水蒸气分压相对应的饱和温度相等或更低时，水蒸气就会部分地凝结在冷面上该温度称为该空气的露点。烟气的水蒸气露点：煤燃烧生成的烟气中，由燃料带入和燃烧生成的水分一般比空气中的水蒸气含量高，因此烟气的水蒸气露点比空气高，即烟气中的水蒸气在较高的温度下就开始凝结。,3.酸雾和酸尘,烟气的水蒸气露点,SO3存在对烟气露点的影响,烟气中的SO3和烟气中水蒸气化合生成硫酸蒸气SO2+H2O=H2SO4SO3转化为H2SO4的转化率x=,SO3存在对烟气露点的影响,SO3的转化率/%,不同硫酸蒸气分压下

14、烟气的露点tdp(),估算烟气酸露点经验公式,式中,1.3 二氧化硫的排放浓度与限制标准,1.SO2浓度的计算方法,2、二氧化硫的排放标准（mg/m3）,2、二氧化硫的排放标准（mg/m3）,火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003 火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011 第3时段新建锅炉：烟尘50mg/m330mg/m3 二氧化硫由400mg/m3100mg/m3（现有200）环境空气质量标准GB 30951996 环境空气质量标准GB 30952012,一、二氧化硫减排技术,二氧化硫减排技术:凡可以达到削减SO2排放量的工艺和方法都是减排技术。从生产全过程和燃烧全过程的控

15、制来讲，它可以分为三段：首端控制原燃料洁净加工燃烧前脱硫，包括洗煤、煤气化、液化及利用机械、电磁等物理技术对煤进行脱硫。中端控制节能降耗，清洁生产工艺炉内固硫,包括炉内喷钙、循环流化床锅炉添加石灰石燃烧等。如美国的LIMB工艺，芬兰Tampella公司开发的LIFAC工艺。末端控制烟、尾气净化处理烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，简称FGD）是目前控制燃煤电厂SO2气体排放最有效和应用最广的技术。,第2章 二氧化硫减排技术,一、二氧化硫减排技术,1、首端控制燃烧前脱硫煤的物理脱硫原理：利用煤中的硫约有2/3以硫铁矿（黄铁矿）的形式存在，黄铁矿的密度大于煤，黄铁矿是磁性

16、物质，而煤是反磁性物质，将煤破碎后，用高梯度磁分离法或重力分离法将黄铁矿除去，脱硫率可达60%左右。跳汰选煤：重介质选煤：浮选选煤：高梯度强磁分离煤脱硫：微波辐射法：煤炭化学脱硫技术物理化学脱硫：纯化学脱硫：,一、二氧化硫减排技术,煤炭生物脱硫技术：原理；首先是微生物附着在黄铁矿表面发生氧化溶解作用，生成硫酸和Fe2+，进而Fe2+被氧化为Fe3+，由于Fe3+具有氧化性，又与其它的黄铁矿发生化学氧化作用。自身被还原成Fe2+，同时生成单质硫，单质硫在微生物作用下被氧化成硫酸而除去。煤的转化去硫煤的液化：煤的气化：煤的地下气化工艺：,一、二氧化硫减排技术,2、中端控制清洁燃烧造渣固硫型煤技术水

17、煤浆技术循环流化床燃烧脱硫技术3、末端控制烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）,二、烟气脱硫技术的发展历史及现状,1、烟气脱硫技术的发展历史30年代，英国伦敦市内的Bttersea电厂进行了在炉膛中喷入石灰石粉进行脱硫的实验，后来因为第二次世界大战的爆发，实验未能完成。烟气脱硫技术的真正发展始于1970年前后。首批安装烟气脱硫装置的国家是美国和日本。当时由于开始实施对二氧化硫控制标准，促使烟气脱硫技术的发展出现一个高峰。这时采用的FGD装置主要以湿式洗涤法为主。第一代烟气脱硫技术主要特点是：吸收剂和吸收装置形式种类众多。在吸收塔内通常加入填料以提高传质效果；FG

18、D装置基建投资和运行成本很高；设备可靠性和系统可用率较低，结垢和结构材料的腐蚀是最主要的问题；脱硫效率不高，通常在70%80%；大多数FGD工艺的脱硫副产物均被抛弃，但也有少数FGD工艺，如双碱法和Wellman-Lord工艺的副产品有商业用途，可产生硫酸或硫磺，但为了达到商业用途还必须投入较大的资金。第一代FGD技术的典型工艺有：石灰浆液洗涤、石灰石浆液洗涤、碱液飞灰浆液洗涤、氧化镁浆液洗涤、钠基清夜洗涤、柠檬酸盐清夜洗涤、双碱法、Wellman-Lord工艺。,二、烟气脱硫技术的发展历史及现状,第二代烟气脱硫技术主要特点是：湿式石灰石洗涤法得到了进一步发展，在第一代FGD的基础上，不断积累

19、经验，改善设计和运行。特别在使用空塔，塔型设计和总体布置上有较大进步。脱硫副产品根据国情不同可生产石膏作为商业应用，而美国的FGD副产品大多作堆放处理；在发展湿式石灰石工艺的同时，为了降低投资，减少占地，开发了喷雾干燥法和烟道或炉内喷射法；基本上都采用钙基吸收剂，如石灰石、石灰和消石灰等；湿式石灰石洗涤法脱硫率提高到90%以上；随着的工艺理解的深入，设备可靠性提高，系统可用率达97%；脱硫副产物根据需要可开发利用，而且投入的开发费不高；喷雾干燥法在发展初期，脱硫率约7080%，经过不断完善，到后期通常能达到90%，系统可用率较好，副产物无商业用途；烟道或炉内喷射法的脱硫率只有3050%，系统简

20、单，负荷跟踪能力强，但脱硫吸收剂消耗量较高。,二、烟气脱硫技术的发展历史及现状,第三代烟气脱硫技术主要特点是：具有高的性能价格比，FGD装置的投资和运行费用都有较大幅度的降低；经过两代的发展，湿式工艺更趋完善。大容量机组的大量投运，使湿式工艺经济性更具优势；喷物干燥的需求大幅减少。同时，各种有前途的新工艺不断出现。如1990年前后在烟道/炉内喷射基础上发展起来的炉内喷射/增湿活化（LIFAC）工艺，和烟气循环流化床（CFB）工艺，以及一些结构简化、性能较好的FGD工艺等。这些系统的共同特点是各种性能均比第二代系统有较大的进步。,2、烟气脱硫技术的发展趋势,石灰石-石膏法、喷物干燥法、炉内喷钙加

21、炉后增湿活化工艺（LIFAC）和烟气循环流化床（CFB）得到了发展，逐步趋于成熟，成为了主流工艺。这些工艺具有以下特点：高脱硫率:湿法95%以上，喷雾干燥85%-90%，LIFAC80%，CFB90%-95%的脱硫率。高可利用率:保证与锅炉同步运行 工艺流程简化:从原来的三个塔体减少到单塔，取消了备用塔 系统电耗降低:70-80年代，湿法电耗3%-4%。目前大约在1.5%，降低投资和运行费用:90年代初湿法脱硫投资约占电厂总投资的15%以上，目前10%左右。各种SO2/NOX复合工艺的出现和使用:,三、烟气脱硫工艺的主要技术指标,1、脱硫率脱硫率=在进行脱硫工艺选择时应对脱硫率作以下考虑：该脱

22、硫工艺在锅炉正常运行（包括各种负荷条件下）所能保证的最低脱硫效率。在选择脱硫工艺，以及在此后工程的合同中均应保证：在锅炉的最差工况下，脱硫系统保证的最低脱硫率仍能满足排放标准的要求。系统脱硫率的确定应在各种工况下均能满足当前国家和地方所规定的允许排放浓度和排放量；并优先考虑选用那些有可能通过简单改造来进一步提高脱硫率的工艺，以满足未来可能的更严格的排放标准的要求。实际上，在考虑如何满足未来排放标准的要求时，可以有做法：在设计脱硫系统时留有充分的脱硫能力的裕量；（如湿法脱硫设计时塔高按四层设计，喷淋层安装三层，留出一层，几年以后需要在加一层）选择那些经过简单的改造即可提高系统脱硫率的工艺。优先选

23、用脱硫效率可“升级”的工艺。,符合第三种方法要求的工艺是存在的。如炉内喷钙加炉后增湿活化工艺可分三部实施：1）如果只用炉内喷钙可以满足排放标准，可以先只安装炉内喷钙部分，这时的脱硫率约为30%，这部分的投资仅占完整系统投资的20%左右；2）排放标准趋严后可增加一个炉后烟气活化塔，将脱硫效率提高到75%。这部分的仅占完整系统投资的60%左右；3）如需要进一步提高脱硫效率可增加一套再循环灰的湿化处理系统，将脱硫效率提高到85%。这部分的仅占完整系统投资的20%左右。考察一种脱硫工艺的脱硫率时，必须了解此脱硫率是在什么条件下，例如在多少钙硫比（或钙的过剩率）的条件下达到的,2、钙硫比,Ca/S=有些

24、国外供应商对钙硫比的定义为参加脱硫反应的钙吸收剂的摩尔数与已脱除的烟气中SO2摩尔数之比。分析：钙基吸收剂的烟气脱硫工艺干法 CaO+SO2+1/2O2 CaSO4半干法 Ca（OH）2+SO2 CaSO31/2 H2 O+1/2 H2 O湿法 CaCO3+SO2+1/2O2 CaSO31/2 H2 O+CO2从上式可以看出：无论是干法、半干法还是湿法工艺只要有一个钙基吸收剂分子理论上就可以吸收一个SO2分子，但实际上由于反应时的传热传质的条件并不是处于理想状态，因此往往需要增加吸收剂的量来保证吸收过程的顺利进行，即在实际的吸收过程中，钙基吸收剂的分子数要大于SO2分子数。钙硫比就是用来表示在

25、达到一定脱硫率时所需要的钙基吸收剂的过量程度。湿法工艺的反应是在气相、液相和固相之间进行的，反应条件十分理想，因此湿法工艺的钙硫比非常接近于1，一般为1.05左右，对于半干法、干法的钙硫比要高得多。,钙硫比与脱硫率关系：适当提高钙硫比可以一定程度地增加脱硫率。例如炉内喷钙工艺在钙硫比为3.0时可以达到30%的脱硫率，如果提高钙硫比到5.0，则脱硫效率可以达到40%50%。同样，对于半干法和其它一些工艺都有相同的结果。因此在考察一个脱硫工艺，或是进行不同脱硫工艺的脱硫性能比较时，必须注意达到该脱硫率所需的钙硫比的数值。在相同的脱硫率下，钙硫比高的脱硫工艺的运行费用高，因为需要消耗更多的吸收剂，和

26、处理更多量的脱硫副产物。,3、吸收剂的利用率,吸收剂的利用率是用来表示在脱硫系统中被用来脱除SO2的吸收剂重量占加入脱硫系统的吸收剂的总量的百分比。吸收剂的利用率（%）=例如，对于某应用钙基吸收剂的脱硫装置其脱硫率为80%，相应的钙硫比为2.0，在这种工况下，钙的利用率为：钙利用率（%）=80%/2=40%吸收剂的利用率与钙硫比的关系：达到一定的脱硫率时所需要的钙硫比越低，钙的利用率越高。也就是说，所需要的吸收剂的数量以及所产生的脱硫产物也越少。这样可以大大降低脱硫系统的运行费用。湿法的吸收剂利用率可达到90%以上，半干法在60%左右，而干法中的炉内喷钙工艺最低，约在30%以下。,4、吸收剂的

27、可获得性和易处理性,选择吸收剂的基本原则：储量丰富（要比用量多一倍）、价格低廉、易于运输（浆液不易运输，粉体要用密封槽车，最好是块）、运输距离近（不能从外地运来，最好火车运输，船最好，汽车不合适，不要来回倒运输工具）、无毒、不会对环境造成污染、形成的脱硫产物应是稳定的，不会对环境造成新的危害。常用吸收剂的种类：钙基吸收剂（石灰石，石灰，消石灰）钠基吸收剂（碳酸氢钠，废碱液）氨基吸收剂（氨水，液氨）（氨罐易爆炸，液氨价格贵，用贵的吸收剂生成便宜的肥料，其产物中N含量不到70%，只能作为复合肥，其中粉煤灰重金属等去不掉，土壤会板结，国家没有将脱硫氨肥明确可用于农业）海水（浅水湾要慎重）,1）钙基吸

28、收剂石灰石，主要化学成分CaCO3；石灰，主要化学成分CaO；消石灰，主要化学成分Ca（OH）2石灰石（CaCO3）选择石灰石作吸收剂时必须考虑以下两点：石灰石的纯度，即CaCO3的含量；（MgO含量4%的石灰石不能用）石灰石的活性 石灰石中CaCO3的含量越高，就表明石灰石的有效成分越高 石灰石的活性是指石灰石吸收剂在与SO2发生反应时的速度。主要取决于石灰石粉的颗粒度和石灰石粉颗粒的比表面积。石灰石粉颗粒的比表面积主要取决于石灰石的生成年代与晶体化程度。生成年代越近、晶体化程度越低的石灰石制成粉后的活性越高。石灰石粉制备：湿法石灰石粉的细度为250目，干法细度为325目。在湿法工艺中，如果

29、磨粉厂在电厂内或离电厂距离在2Km之内，可以考虑采用湿磨，然后制成浆液用泵送到FGD装置。由于湿式磨机的效率较高，加上采用管道输送可以降低吸收剂的成本。干法炉内喷钙（包括LIFAC工艺）需要很细的石灰石干粉（325目）作为吸收剂，因此只能采用干式磨机，电耗很高，生产1吨321目的石灰石粉约耗电35-50KWh。,石灰（CaO）特性：石灰有很强的吸湿性，遇水后会发生剧烈的水合反应（消化反应），生成Ca（OH）2，同时放出大量的热量。石灰对人体的皮肤、眼睛和黏膜有强烈的烧灼和刺激作用，在处置时必须做好各种劳动保护工作，防止发生人身伤害事故。特点：石灰作为吸收剂要比石灰石有更高的活性，而且由于其分子

30、量比石灰石几乎小一半，因此单位重量的脱硫效果比石灰石高几乎一倍，是一种高效的脱硫剂。对于相同量是机组，在同样脱硫水平的条件下石灰的用量要比石灰石作吸收剂时少一半左右，这是石灰作为吸收剂的优点。石灰制备：石灰是石灰石经煅烧而成的产品（每生产一吨石灰大约需要200公斤左右的煤，同时也产生了约4公斤（煤中含硫量为1%时）的SO2气体）,消石灰（Ca（OH）2）消石灰是石灰加水经过消化反应后的生成物，主要化学成分为Ca（OH）2。成品消石灰一般为粉末状，由于在消化过程中石灰会粉化。因此消石灰粉的颗粒一般非常细（10左右），在作为吸收剂使用时无需经过磨粉工艺。特性：消石灰粉无毒无害，容易吸湿，而且与空气

31、中的CO2反映还原成活性低的CaCO3 消石灰制备：用消石灰成品粉作吸收剂时只需储存和输送设备，简单方便且无毒无害。但是在输送和储存过程中应尽量避免长时间的存放。消石灰制备的另一种方法是将石灰在现场进行干消化后制成新鲜的消石灰粉。这种方法的优点是制得的消石灰粉的活性很高，并且可以减少吸收剂的运输量。,2）钠基吸收剂湿法洗涤工艺（NaCO3）和炉内喷射及管道喷射（NaHCO3）工艺采用NaCO3作为吸收剂的湿法洗涤工艺主要是在美国使用 采用NaHCO3作为吸收剂的干法喷射工艺也仅限于在美国使用。钠基喷射吸收工艺的脱硫效果很好，在Ca/S比=1.42.2时，脱硫率可达到70%，并且有1020%的脱

32、氮率。使用钠基吸收剂的问题在于：吸收剂来源困难，只能在来源供应充足的地区使用；脱硫产物的钠盐容易溶解于水，造成灰厂水体的污染；在干法喷射工艺中，由于钠基吸收剂使NO转换成NO2，使排烟的颜色变黄，影响电厂的形象。,3）氨基吸收剂氨一般以氨水或液氨的形式作为吸收剂被用在电子束辐照工艺和氨洗涤工艺中。氨基吸收剂的活性很好，因此用量相对其它吸收剂要少。用氨基吸收剂的脱硫工艺的副产品是硫酸氨，可作为农用肥料使用。氨作为吸收剂有以下几点需要注意：氨的价格较高，目前液氨的价格约1800元/吨，有的地区还要贵一些。用贵的吸收剂生成便宜的肥料，其产物中N含量不到70%，只能作为复合肥，其中粉煤灰重金属等去不掉

33、，土壤会板结，国家没有将脱硫氨肥明确可用于农业；氨罐易爆炸，需要专用的运输、储存、计量和输送设备；氨气的泄露会造成恶臭、中毒等环境问题；过量的氨喷入量有可能造成白色排烟问题，对于电厂周围环境不允许有大量白烟时（如机场），可能会产生问题。,小结：作为主流的烟气脱硫工艺，目前主要以钙基化合物作为吸收剂；石灰石是较适合电厂的脱硫剂，应优先考虑使用，因为它有很好的可获得性和易处理性；在有可靠的高质量的石灰供应地区，石灰也是可选的吸收剂。但是要注意在设计中应充分考虑运输、储存和输送的安全性；在消石灰作为吸收剂时，推荐利用石灰在现场进行消化，这样可以减少运输费用，增加吸收剂的活性；其它非主流吸收剂，如钠基

34、吸收剂、氨水等只有在特殊场合、选用特殊工艺中使用。,5、脱硫副产品的可利用性和处置,1）综合利用人们所开发工艺的脱硫产物有以下性质：副产品可以得到综合利用，可作为其它制造工业的原料，或者可用在农业上。最理想的是希望能生成单质硫或硫酸 如果不能综合利用，那么只能考虑堆放 脱硫工艺所产生的副产品应便于运输。因此，最好是干态的。实践证明：真正作到脱硫副产品的综合利用绝非易事，由于以下原因，使得从原理上可以得到综合利用的脱硫副产品的实际应用变得非常困难。首先，电厂以发电为主，一切其它辅助设备包括烟气脱硫在内都以机组的经济安全运行为前提。由于烟气脱硫系统脱硫产物的质量与机组其它设备的运行状况密切相关，因

35、此这些设备运行状况的变化将影响脱硫副产品质量的稳定性。第二，使用副产品的用户不但需要一笔投资来调整其原先的工艺，而且要有一个熟悉、适应的过程。第三，脱硫副产品的综合利用的市场受到资源状况和政策法规的限制,小结1.尽管有些烟气脱硫工艺的副产品是可利用的，但是在某一工程中是否最终能够得到真正的利用，要取决于工程当地的资源条件、市场需求以及二次开发的投资条件；2.积极开发脱硫副产品的综合利用途径。因为从资源角度来看，不管产生可综合利用的副产品的脱硫工艺还是抛弃法脱硫工艺，它们所产生的脱硫渣都是资源，只要技术成熟，市场成熟，即使目前认为很难利用的那些脱硫灰渣也有可能得到大规模的应用。,2）堆放处置,形

36、态:抛弃方式的湿法系统的脱硫灰渣是含水量为3040%的厚浆液状态，因此可以采用浆液泵和管道进行输送 干法和半干法工艺所产生的脱硫副产品呈干粉状，因此可以方便的采用气力输送或罐车输送到灰场 数量在石灰石石膏法中最后生成的石膏的数量约为加入的石灰石的量的1.5倍 对于炉内喷钙(包括LIFAC工艺)干法,在同样条件下所生成的脱硫灰的数量大约是湿法的2.5-3.5倍 喷雾干燥半干法和CFB烟气循环流化床脱硫工艺产生的脱硫灰的灰渣量要比干法的少，大约与湿法产生的脱硫灰量相等或更少,由于采用了石灰或消石灰作为吸收剂时可以减少吸收剂的用量 稳定性由于主流脱硫工艺的吸收剂大都为钙基化合物最终会生成十分稳定的C

37、aSO4。,6.脱硫系统对发电机组的影响1、湿法脱硫工艺对锅炉除尘器等影响最小。但是湿法工艺要求对出口烟道和烟囱进行防腐处理。2、半干法工艺和常规CFB烟气循环流化床脱硫工艺影响较小。3、炉内喷钙和LIFAC工艺对锅炉的运行会造成影响。,7、对机组运行方式的适应性1、湿法系统较适合于大容量机组的带基本负荷的方式运行。2、喷雾干燥脱硫系统的负荷跟踪特性完全适用于作为调峰机组的FGD系统，但是其吸收剂和输送系统在停机后要保持运行，以防吸收剂沉积和结快。3、干法脱硫工艺和常规CFB工艺的负荷跟踪特性很好，停机后的处理工作量最小，因此非常适合作为调峰机组的烟气脱硫系统。,8、对周围环境的影响,1）湿法

38、烟气脱硫工艺吸收剂制备过程中发生的噪声、粉尘、石灰石浆液槽冲洗废水。吸收塔和石膏制备系统的废水 脱硫副产品的堆放2）喷雾干燥半干法及常规CFB烟气脱硫工艺对人体的健康、人身安全和环境的影响对环境和周围水体的污染3）炉内喷钙、LIFAC工艺以及炉内喷钙CFB工艺,9、占地面积,1）湿法烟气脱硫工艺以一个300MW机组的典型湿法FGD系统为例，各个主要部分及其占地面积的大致值如下：石灰石制备系统 2030m2=600m2吸收塔 1310m2=130m2氧化空气鼓风机 18 10m2=180m2紧急排放槽 1510m2=100m2现场石灰石浆槽 101m2=225m2烟气烟气再热器+脱硫风机 181

39、5m2=270m2脱硫控制/电气室 1818m2=324m2石膏脱水及紧急堆场 7012m2=840m2合计：2671 m2,9、占地面积,2）喷雾干燥半干法烟气脱硫工艺对300MW机组FGD系统的占地估算如下：石灰吸收剂浆液制备系统 2030m2=600m2吸收塔 1220m2=240m2现场石灰浆槽 88m2=64m2脱硫控制/电气室 1818m2=324m2新增除尘器 2020m2=400m2脱硫灰库 1220m2=240m2 合计：1727 m2,3）LIFAC工艺和CFB烟气流化床脱硫工艺,炉内喷钙加炉后增湿活化（LIFAC）和炉内喷钙CFB工艺：石灰石粉储仓 107.8m2=78m

40、2空压机房 830m2=240m2活化塔 1220m2=240m2脱硫控制/电气室 1818m2=324m2炉前喷射部分 66m2=36m2 合计：918 m2常规CFB烟气循环流化床脱硫工艺：石灰储仓 64m2=24m2干消化室 810m2=80m2流化塔 1220m2=240m2新增除尘室 2020m2=400m2脱硫灰库 1210m2=120m2脱硫控制/电气室 1818m2=324m2 合计：1188 m2小结：在各种烟气脱硫工艺中湿法洗涤，副产品回收工艺的占地最大，半干法次之，干法工艺最小。,10、流程的复杂程度,小结：1、湿法烟气脱硫工艺的流程复杂，设备众多2、半干法工艺用浆液作吸

41、收剂增加了流程的复杂性。3、干法工艺流程简单，设备少因此容易操作，维护费用相对也就较低。,11、动力消耗,对300MW机组配套的FGD的各种工艺的动力消耗见表,蒸汽参数为15Kg/Cm2G，用于烟气烟气再热器吹灰 不包括新增加的静电除尘器的电耗,12、工艺的成熟程度1、从主流咽气脱硫工艺来看，湿法洗涤工艺中的大部分，如石灰石石膏法，镁加强石灰工艺都是成熟的工艺，湿法工艺的可用率均大于98%。2、喷雾干燥工艺也是成熟的工艺，最大的单塔容量为200MWe,目前运行中的最大机组为300 MWe，保证的利用率为95%。3、LIFAC干法工艺的最大单塔容量为150 MWe，目前运行中的最大机组为300

42、MWe，保证的利用率为95%以上。4、CFB干法工艺的最大容量为700000Nm3/h。已有多台大容量锅炉安装了CFB脱硫装置，而且数量还在增多。,13、总投资与运行费用,1）基建投资基建投资费用包括：设备费、土建费、安装费及其他费用等。其中设备费主要有：烟气处置设备：烟道，挡扳门等；吸收剂储存设备；吸收剂制备设备；SO2脱除设备；脱硫副产品处置设备；辅助设备；锅炉改造；增加除尘设备和/或原有引风机改造；增加脱硫风机和/或原有引风机改造；地下设施改造；增设供电系统设备和/或原有供电系统的改造。,13、总投资与运行费用,2）运行费用运行费用包括：折旧或还贷；吸收剂；化学添加剂（如使用的话）；电耗

43、；蒸汽消耗；补给水；运行人工费；维修部件及人工费；脱硫副产品处置费；副产品销售返还；飞灰处置费用的增加部分；水处理费用。对不同烟气脱硫工艺的经济性的比较应以各种工艺的总的年平均费用为基础；总的年平均费用应包括年运行费用和与初投资有关的年固定支出。,目前国际脱硫市场上的湿法FGD系统交钥匙工程价在$80/KW左右；国内湿法FGD系统交钥匙工程价在500元/KW左右。喷雾干燥，两种CFB和LIFAC工艺的投资费用一般均比湿法工艺要低。在90年代初喷雾干燥约为$150/KW，LIFAC工艺约为$100/KW，而CFB的投资费用约为$70/KW。,五、脱硫工艺的选择,1、脱硫工艺选择的影响因素（1）设备投资（2）环保要求（3）系统所占场地面积（4）吸收剂来源（5）水源问题（6）脱硫系统的电耗（7）燃煤含硫量（8）脱硫渣的处理与利用2、脱硫工艺选择的原则（1）国家现有排放标准和长远要求（2）脱硫设备能稳定运行（3）脱硫设施的经济性好（4）具体问题具体分析,