燃煤锅炉脱硫脱硝技术研究1.docVIP

燃煤锅炉烟气脱硫脱硝技术简介 电力工程设计院 2012.02.10 燃煤锅炉烟气脱硫脱硝技术简介 在我国的能源结构中，煤炭占主要地位，我国的煤炭蕴藏量大，产量高，储量居世界第三位，产量居世界第一位。在煤炭、石油、水力、核能、风能等能源品种中，煤炭是我国国民经济和人民生活最主要的能量来源。在今后相当长的时期内，中国能源发展的特点，仍以煤炭发电为主。燃煤向大气排放的多种污染物中，酸性气体的排放是现阶段防治的重点。由于燃煤而向大气排放的酸性气体(主要是SOx和NOx)使我国降水pH值小于5. 6的区域迅速扩大，已占国土面积的40%，而且都在我国经济发达地区。据测算，每年因此造成的经济损失非常巨大。 电力工业在煤炭消耗和向大气排放污染物方面都是大户，对于治理环境，减少燃煤电厂的SOx和NOx排放就成了重点控制对象。 《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011污染物排放控制要求： 自 2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。 烟气脱硫脱硝原理及系统 气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。 如果吸收过程不发生显著的化学反应，单纯是被吸收气体溶解于液体的过程，称为物理吸收物理吸收速率较低，在现代烟气中很少单独采用物理吸收法。 若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应，则称为化学吸收， 在化学吸收过程中，被吸收气体与液体相组分发生化学反应，有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力，即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气相分压。因此，化学吸收速率比物理吸收速率大得多。 因此，烟气脱硫脱硝技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫脱硝，技术上比较成熟，操作经验比较丰富，实用性强，已成为应用最多、最普遍的烟气脱硫脱硝技术。 1.1烟气脱硫 燃烧后脱硫技术即烟气脱硫技术（ FGD ），按工艺特点可分为湿法、半干法和干法三大类。以湿法烟气脱硫为代表的工艺有：石灰/石灰石一一石膏法、双碱法、氨吸收法、海水法等；其特点是：技术工艺成熟、脱硫效率高(90%以上)，且脱硫副产品大都可回收利用，但其投资和运行费用较高。在我国燃煤火力电厂主要采用传统的石灰/石灰石一一石膏湿法脱硫工艺。 原理： 系统： 烟气途经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH降温后被引入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷淋层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触，可脱除SO2，SO3，每个泵通常与其各自的喷淋层采用单元制连接。与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏( CaSO4·2H2O)，并消耗吸收剂石灰石。在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器(作为一级脱水设备)、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46 ℃ ~55 ℃，此时所含水蒸气呈饱和状态。要通过GGH再换热设备将烟气加热到80℃以上后排放到烟囱，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。 1.2烟气脱硝 烟气脱硝常采用选择性催化还原法（SCR）， 此法以NH3，作还原剂，在催化剂的作用下，NH3在较低的温度下有选择的地将废气中的NO2还原成N2，而不同尾气中的O2反应。 原理： 催化剂 4NO+4NH3+O2 → 4N2+6H2O 催化剂 NO+NO2+2NH3 → 2N2+3H2O 一般通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200℃～450℃的温度范围内有效进行，在NH3/NO=1的情况下，可以达到80～90%的脱硝效率。烟气中的NOX浓度通常是低的，但是烟气的体积相对很大，因此用在SCR装置的催化剂一定具有高性能。用在这种条件下的催化剂完全满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。 系统： SCR烟气脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术,每台机组装设2台脱硝反应器，布置在省煤器之后、空预器之前的空间内（炉后）。根据脱硝效率的不同要求，脱硝装置按2+1（或1+2）布置，即2层运行1层备用（1层运行2层备用），催化剂采用蜂窝式或板式。脱硝装置入口采用垂直长烟道布置，喷氨栅格布置在入口垂直烟道内。 脱硝装置共分为2个区：氨区、反应器区。 氨区主要由卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、氨气稀释槽、废水泵、废水池等组成