火电厂脱硫系统及脱硝技术介绍.ppt

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1、脱硫的必要性,我国目前的能源主要是煤炭，每年排入大气的二氧化硫高达三千万吨，大气中的二氧化硫和氮氧化物与降水溶合成酸雨，全国酸雨面积已占国土资源的30%，每年因酸雨和二氧化硫污染造成的损失高达1000多亿元，现在中国是仅次于欧洲和北美的第三大酸雨区。,大气污染严重破坏生态环境和严重危害人体呼吸系统，危害心血管健康，加大癌症发病率，甚至影响人类基因造成遗传疾病。,1998年1月，国务院正式批准酸雨控制区和二氧化硫控制区划分方案，具体规定：新建燃煤电厂，必须同步建设脱硫设施。,脱硫的基本方法与种类,采用洗煤等技术对煤进行洗选，将煤中大部分的可燃无机硫洗去，降低燃煤的含硫量，从而达到减少污染的目的。

2、,燃烧前脱硫,燃烧中脱硫,燃烧后脱硫,在煤粉燃烧的过程中同时投入一定量的脱硫剂，在燃烧时脱硫剂将二氧化硫脱除。典型的技术是循环流化床技术。,在烟道处加装脱硫设备，对烟气进行脱硫的方法。典型的技术有石灰石-石膏法，喷雾干燥法，电子束法，氨法等。,石灰石石膏湿法烟气脱硫的优点,脱硫效率高，一般可达95以上，钙的利用率高可达90%以上；单机烟气处理量大，可与大型锅炉单元匹配；对煤种的适应性好，烟气脱硫的过程在锅炉尾部烟道以后，是独立的岛不会干扰锅炉的燃烧，不会对锅炉机组的热效率、利用率产生任何影响；石灰石作为脱硫吸收剂其来源广泛且价格低廉，便于就地取材；副产品石膏经脱水后即可回收，具有较高的综合利用

3、价值。,目前常见的湿法烟气脱硫有：石灰石/石灰石膏法、钠洗法、及氧化镁法等。,湿式脱硫系统简介,从锅炉出来的原烟气流经烟气换热器(降温)，进入FGD(即Flue Gas Desulfuration烟气脱硫装置）吸收塔，在吸收塔里面与磨细的石灰石常溶液接触进行复杂的物理化学过程将SO2的脱除，生成以石膏为主的产物，净化的烟气再经烟气换热器(升温)后排大气。石灰石浆液持续送入吸收塔，经反应后的浆液达到一定的密度后经脱水系统持续排出石膏晶体。脱水处理后的低浓度浆液进行回收利用。,脱硫工艺流程图,烟气系统,吸收系统,石灰石浆液制备系统,电气与监测控制系统,事故浆液及排放系统,废水处理系统,石膏脱水及储

4、存系统,公用系统,脱硫系统构成,石灰石浆液制备系统,制备并为吸收塔提供满足要求的石灰石浆液。石灰石浆液制备系统的主要设备包括石灰石储仓、球磨机、石灰石浆液罐、浆液泵等。,返回,烟气系统,为脱硫运行提供烟气通道，进行烟气脱硫装置的投入和切除，降低吸收塔人口的烟温和提升净化烟气的排烟温度。烟气系统的主要设备包括烟道挡板、烟气换热器、脱硫(增压)风机等。,返回,SO2吸收系统,通过石灰石浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸产物，氧化空气将其氧化，并以石膏的形式结晶析出。同时，由除雾器将烟气中的液滴除去。SO2吸收系统的主要设备包括吸收塔、石灰石浆液循环泵、氧化风机、除雾器等。反应总方程式：CaCO3+

5、SO2+1/2O2+2H2O CaSO42H2O+CO2,返回,吸收塔结构图,石膏脱水及储存系统,将来自吸收塔的石膏浆液浓缩、脱水，生产副产品石膏，储存和外运。石膏脱水及储存系统的主要设备包括石膏浆液排出泵、石膏浆液箱、石膏浆液泵、水力旋流器、真空皮带脱水机、石膏储仓等。,返回,废水处理系统,处理脱硫系统产生的废水(正常情况下主要是石膏脱水系统产生的废水)，以满足排放要求。系统的主要设备包括氢氧化钙制备和加药设备、澄清池、絮凝剂加药设备、过滤水箱、废水中和箱、絮凝箱、沉降箱、澄清器等。,返回,公用系统,为脱硫系统提供各类用水和控制用气。公用系统的主要设备包括工艺水箱、工艺水泵、压缩空气系统等。

6、,返回,事故浆液排放系统,包括事故储罐系统和地坑系统，用于储存FGD装置大修或发生故障时由FGD装置排出的浆液。事故浆液排放系统主要设备包括事故浆液储罐、地坑、搅拌器和浆液泵。,返回,电气与监测控制系统,主要由电气系统、监控与调节系统和联锁环节等构成，其主要功能是为系统提供动力和控制用电；通过DCS系统控制全系统的启停、运行工况调整、联锁保护、异常情况报警和紧急事故处理；通过在线仪表监测和采集各项运行数据，还可以完成经济分析和生产报表。电气与监测系统的主要设备包括和各类电气设备、控制设备及在线仪表等。,返回,脱硫区域的设备布置,设计原则说明,FGD工艺系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、S

7、O2吸收系统、排空及浆液抛弃系统、石膏脱水系统、石膏储存系统、工艺水系统、杂用压缩空气系统等组成。工艺系统设计原则包括:（1）脱硫工艺采用湿式石灰石石膏湿法。（2）脱硫装置采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，石灰石浆液制备和石膏脱水为两套脱硫装置公用。脱硫效率按不小于96%设计。（3）吸收剂制浆方式采用厂外来石灰石块，在电厂脱硫岛内吸收剂制备车间采用湿式磨机制成浆液。,（4）脱硫副产品石膏脱水后含湿量10%，为综合利用提供条件。当真空皮带脱水机故障或脱硫石膏综合利用有困难时，石膏浆液可部分或全部抛弃至灰场。（5）脱硫系统排放的烟气不会对烟囱造成腐蚀

8、、积水等不利影响。（6）脱硫设备年利用小时按5500小时考虑。（7）FGD装置可用率不小于95%。（8）FGD装置服务寿命为30年。,吸收塔结构图,返回,思考题目,1.说出脱硫系统的构成。2.写出石灰石及石膏的分子式。3.说出石灰石浆液制备系统的作用。,烟气脱硝（氮）技术,烟气脱硝（氮）技术,1、干法烟气脱氮技术（1）选择性催化还原法(SCR法)（2）非选择性催化还原法(NSCR法)（3）选择性非催化还原法(SNCR法)2、湿法烟气脱氮技术,烟气脱氮是用反应吸收剂与烟气接触，以除去或减少烟气中的NOx的工艺过程，亦称为烟气脱硝。无论从技术的难度、系统的复杂程度，还是投资和运行维护费用等方面，烟

9、气脱氮均远远高于烟气脱硫，使烟气脱氮技术在燃煤电站锅护烟气净化上的应用和推广受到很大的影响和限制，加之世界各国对NOx的排放限制尚不如对SO2的排放限制得那么严格，因此，目前烟气脱氮装置在火电厂的应用也少得多，技术和装置也欠成熟，设备投资和运行费用居高不下。目前，已经研制和开发的烟气脱氮工艺有50余种，大致可归纳为干法烟气脱氮和湿法烟气脱氮两大类,烟气脱硝（氮）技术,特征：用气态反应剂使烟气中的NOx还原为N2和H2O。主要有选择性催化还原法、非选择性催化还原法和选择性无催化还原法，其中选择性催化还原法被采用的较多。其他干法脱氮技术还有氧化铜法、活性炭法等。特点：反应物质是干态，多数工艺需要采

10、用催化剂，并要求在较高温度下进行。该类烟气处理工艺不会引起烟气温度的显著下降，无须烟气再加热系统。,干法烟气脱氮技术,（1）选择性催化还原法(SCR法),用氨(NH3)作为还原剂，在催化剂的存在下将烟气中的NOx还原成N2，脱氮率可达90以上根据所采用的催化剂的不同，其适宜的反应温度范围也不同，一般为300340。由于所采用的还原剂NH3只与烟气中的NOx发生反应，而一般不与烟气中的氧发生反应，所以，将这类有选择性的化学反应称为选择性催化还原法。,基本原理又称喷氨法，向炉膛喷氨基还原剂（氨或尿素等），在一定条件下将NOx转化为N2和H2O，降低NOx的排放。,氨法,尿素法,用甲烷CH4、CO或

11、H2等作为还原剂，在烟温550800范围内及催化剂的作用下，将NOx还原成N2。但是这类还原剂除了与烟气中的NOx反应以外，还与烟气中的残余氧反应，生成水或二氧化碳，因此，还原剂的消耗量比选样性催化还原法高出45倍。另外，该反应要放出热量使烟气温度上升。这两种还原NOx的方法均以催化反应为主要特征，因此，都需要在烟道的合适位置设置催化反应器，系统比较复杂。,（2）非选择性催化还原法(NSCR法),在不采用催化剂的条件下，将氨作为还原剂还原NOx的反应只能在9501100这一温度范围内进行，因此，需将氨气喷射注入炉膛出口区域相应温度范围内的烟气中，将NOx还原为N2利H2O。也称为高温非催化还原

12、法或炉膛喷氨脱氮法。如果加入添加剂(比如氢)，可以扩大其反应温度的范围。当以尿素(H4N2CO)为还原剂时，脱氮效果与氨相当，但其运输和使用比NH3安全方便。但是采用尿素作还原剂时，可能会有N2O生成。,（3）选择性非催化还原法(SNCR法),这类脱氮方法的脱氮效率为4060，而且对反应所处的温度范围很敏感，高于1100时，NH3会与O2反应生成NO，反而造成NOx的排放量增加；低于700，则反应速率下降，会造成未反应的氨气随烟气进入下游烟道，这部分氨气会与烟气中的SO2发生反应生成硫酸铵。在较高温度下，硫酸铵呈酸性，很容易造成空气预热器的堵塞并存在腐蚀现象，另外，也使排入大气中的氨量显著增加

13、，造成环境污染。为了适应电站锅炉的负荷变化而造成炉膛内烟气温度的变化，需要在炉膛上部沿高度开设多层氨气喷射口，以使氨气在不同的负荷工况下均能喷入所要求的温度范围的烟气中。该法的主要特点是无需采用催化反应器，系统简单。,催化剂一般使用TiO2为载体的V2O5/WO3及MoO3等金属氧化物。载体：TiO2、活性炭或沸石等多孔介质。布置位置：除尘器前、除尘器后发展方向改善反应器的反应条件：控制NH3浓度与泄漏完善催化剂性能寻找中低温工况下具有高活性的催化剂,选择性催化还原NOx工艺,目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是前述的三种干法脱氮技术，其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法。该法脱

14、氮效率高，无需排水处理，无副产品，但脱氮装置的运行成本很高，系统复杂，烟气侧的阻力会增加。,化学反应原理,以上各个反应均需在催化条件下才能达到所要求的反应速度,（2）选择性催化还原法的系统组成和布置,主要由催化反应器、催化组件和氨储存及喷射系统组成。当采用不同的催化剂来催化NH3和NOx的还原反应时，其适应的反应温度范围也不同。在应用于电站锅炉时，为了适应化学反应的最佳烟温范围，催化反应器需布置在锅炉尾部的不同位置。,NOx选择性催化还原反应器,A、350的温度区间（省煤器出口和空气预热器进口之间),这一布置方案的温度范围适合于多数催化剂的反应温度，因此，被采用得较为广泛。主要问题：存在烟气中

15、的飞灰对催比剂的污染、腐蚀、磨损和堵塞，需要选择高活性的催化剂，合理布置催化元件，减轻腐蚀和磨损。另一个问题是烟气中SO2的存在对脱氮设备的运行所产生的不利影响。省煤器出口烟气中的SO2的浓度，对选择性催化还原工艺的运行存在一个温度下限，在这一温度以下，氨与烟气中的SO2将形成酸性硫酸铵、这一反应产物会对催化剂造成堵塞，使其失效。这一温度下限随采用的催化剂的不同而不同，采用铂作为催化剂时，温度下限为225250，采用铜、铬等催化剂时为350以下。,在这种布置方式下，脱氮装置的催化剂基本是在无尘、无SO2的干净烟气条件下工作，可以防止催化剂的中毒和避免催化反应器的堵塞、腐蚀，基本不存在催化剂的污

16、染和失效，催化剂的工作寿命可以大大增加。但是，由于脱硫后的烟气温度仅为50左右，因此，在烟气进入脱氮催化反应器之的必须采取利用外来热源加热烟气的方法，将烟温提升到所需的反应温度。显然，这将使系统更加复杂，并影响系统的综合效率。,B、布置在烟气脱硫装置后,(3)催化剂和催化反应器的形式,选择性催化还原法使用的催化剂是用Al2O3，或钛作为载体，通常制成板状、蜂窝状的催化元件，在其表面上沉积铂、钯、铑等贵重金属(约占催化元件总质量的0.5)，再将催化元件制成催化剂组件，组件排列在催化反应器的框架内，构成催化剂层。铜、钒、铬、锰、锌、铁、铈等金属氧化物也可作为催化剂，这类催化剂的反应温度为30040

17、0，但活性比铂、钯、铑等贵重金属低。催化剂还可以制成颗粒状等，以颗粒固定床形式充填在催化反应容器中使用。活性炭也可作为催化剂，其所需的反应温度为100150。采用活性炭时，需预失对烟气进行严格的除尘和脱硫。如上所述，当烟气中存在飞灰、二氧化硫等物质时，会使催化剂受到污染而失效，导致脱氮效率下降。在干净烟气的条件下，催化剂的工作寿命可达35年。,由于锅炉排烟中的NOx主要是NO，而NO极难溶干水，所以，采用湿法脱除烟气中的NOx时，不能像脱除SO2那样采用简单的直接洗涤方法进行吸收，必须先将NO氧化为NO2，然后再用水或其他吸收剂进行吸收脱除，因此，湿法脱氮的工艺过程要比湿法脱硫复杂得多。湿法脱

18、氮的工艺过程包括氧化和吸收，并反应生成可以利用或无害的物质，因此，必须设置烟气氧化、洗涤和吸收装置，工艺系统比较复杂。湿法脱氮大多具有同时脱硫的效果。湿法的主要特点是，脱氮反应的局部或全部过程在湿态下进行，需使烟气增湿、降温，因此，一般需将脱氮后的烟气除湿和再加热后经烟囱排放至大气。主要有气相氧化液相吸收法、液相氧化吸收法等。,湿法烟气脱氮技术,1、气相氧化液相吸收法,向烟气中加入强氧化剂(ClO2、O2等)，将NO氧化成容易被吸收的NO2和N2O5等，然后用吸收剂(碱、水或酸等液态吸收剂)吸收，脱氮效率可达90以上。,2、液相氧化吸收法,用KMnO4-KOH溶液洗涤烟气。KMnO4将NO氧化

19、成易被KOH吸收的组分，生成KNO3和MnO2沉淀，MnO2沉淀经再生处理，生成KMnO4重复使用。湿法脱氮的效率虽然很高但系统复杂，氧化和吸收剂费用较高，而且用水量大，并会产生水的污染问题，因此，在燃煤锅炉上很少采用。,烟气同时脱硫脱硝技术,烟气同时脱硫脱硝技术,烟气联合脱硫、脱氮是近年来国内外竞相研制和开发的新型烟气净化工艺，它的技术和经济性明显优于单独脱硫和单独脱氮技术，因此，是一种更有发展前途和推广价值的新一代烟气净化技术。联合脱硫、脱氮技术仍处于试验研究或工业装置示范阶段，世界上只有很少的联合脱硫、脱氮装置投入商业化运行，工艺系统复杂和运行费用昂贵。在环保标准仅要求烟气脱硫的状况下，通常这种联合脱除工艺与常规单一脱除工艺相比没有竞争力，但是，当火电厂烟气SO2NOx排放立法均要求更严格时，联合脱硫、脱氮工艺的技术和经济优势将相当显著。目前，大部分联合脱疏、脱氮技术是在工艺流程上将脱硫和脱氮这两种工艺串联起来，是在不同的反应器中分别实现脱硫和脱氮过程，所以，并非本质上的联合脱硫、脱氮工艺。,