链条炉尾部烟气脱硫脱硝脱除PM2.5(尘)一体化技术建议书.doc

链条炉尾部烟气脱硫脱硝脱除PM2.5 尘 一体化技术 1. 燃煤烟气污染治理的课题背景 湿法脱硫已经成熟应用，无论是石灰法、双碱法或是镁法，因属于溶液中的离子反应而效率高，溶液浓度与烟气中含硫量匹配操作且接触均匀的条件下，容易满足国家关于燃煤锅炉烟气排放的含硫量指标，即使新标准200mg/m3，达标基本没有问题。这与炉型（煤粉炉、流化床和层燃炉）无关，只与燃煤中的含硫量有关。 而燃煤烟气脱硝技术，因为燃煤烟气中的氮氧化物主要以NO存在，因此，直接利用碱液吸收的反应效率极低（5%左右）,须对NO进行氧化或者还原进行脱除。脱NO技术有先氧化NO为NO2的方法，例如臭氧法、电子束法，之后再用碱液吸收；而最常用的也最成熟的面向电厂锅炉的是催化还原法，将NO还原为N2后直接排入大气，例如非选择性的催化还原法 SNCR 和选择性的催化还原法（SCR）。为确保排放达标，催化还原法需结合上燃烧过程的低NOx燃烧技术（例如，烟气再循环法、燃烧器浓淡分离法等）。当然其他的干法脱硝（活性炭法）和微生物法已经稍有应用。 综合比较，SNCR法投资较少，以20t/h的链条锅炉脱硝为例，投资约150万元，但最佳反应温度需在900℃以上，用于供热的链条炉膛中达到900℃以上的时间不多，因此反应效率降低，投入的氨过剩较多，随尾气进入尾部受热面产生腐蚀；SCR可以在低温下高效反应，但投资太大，20t/h的链条锅炉脱硝的花费就达600多万。可见，两种催化还原法完全适用于电厂锅炉。链条锅炉炉膛温度一般在600~900℃，采用烟气再循环和SNCR结合的方法也难以保证达到新标准的排放要求，而采用SCR，投资大，占地面积较大，成为制约链条锅炉应用此脱硝技术的重要因素。本文推荐氧化法，例如臭氧法，氧化后烟气进入脱硫塔，烟气中的NO2/SO2/SO3同时被碱液吸收。而臭氧法的投资与SNCR相近。 2. 适用于链条炉尾部烟气综合治理的技术推荐 如图1所示，湿法脱硫系统的基础上，进行进塔前烟气的NO氧化为NO2，烟气上行，乳化液喷淋向下，进行传热传质，溶液吸收了SO2和NO2,但生成物微细颗粒物随气体上行；进除雾器前喷淋泡沫团聚剂，团聚后的液滴负载着微细颗粒物，经过除雾器时被分离脱除下来，则洁净的烟气进入引风机而排入大气。 图1 链条炉尾部烟气综合治理的技术路线 2.1 臭氧氧化NO为NO2工作原理：臭氧对NO的氧化，适合温度在100~260℃，一般的空气预热器后，烟气温度在这个范围内。因此氧化效率高，生成的NO2为酸性气体，较SO2易于被碱液吸收。而过剩的臭氧进入喷淋塔后，溶于水后自解。这个过程，烟气中的SO2也部分被氧化成SO3，利于提高吸收效率成为稀酸和石膏和硝酸钙/镁。 2.2 乳化液层脱硫脱硝工作原理：烟气进入喷淋塔后，通过均气室后，其中的酸性气体 NO2/SO2 被石灰乳碱液吸收。过滤元件是一组导流筒，促进烟气与乳液的二次充分接触和吸收反应，因此，脱硫脱硝效率高达95%以上。详细资料请见附件。此技术和工程已经在全国几十台锅炉上应用。 2.3 泡沫团聚PM2.5工作原理：喷入位置位于气液分离器之下，脱硫剂喷淋之上。烟气经过半干法或者水膜湿法脱硫剂后，进行了脱除二氧化硫和大颗粒灰尘；但是PM8，PM2.5以及脱硫产物中的细微颗粒（亚硫酸钙、硫酸钙）都随湿烟气上行。则喷入泡沫团聚剂，形成的泡沫捕捉了微细颗粒后聚集在气液分离器，被导出的泡沫将微细颗粒排出。 2.4 气液分离的除雾器工作原理：经过数值模拟和仿真，对于常规的两层折流板分离器结构进行了优化，孔板和折流板组合形式，使得除雾效率提高到59%以上。因此，对于去湿和泡沫团聚脱除PM2.5,可以取得令人满意的结果。 而此系统的运行费用包括溶液泵的电耗、发泡剂溶液，费用约几百元/天。 4. 以29MW的燃煤链条锅炉为例，进行运行成本的估算 锅炉负荷设为85%，即按照实际蒸汽产率35t/h的运行进行估算。则烟气生成量为43350m3/h；耗煤5.8t/h. 煤中含硫量和含氮量均按0.6%计算。则烟气中的二氧化硫和NOx约1285mg/m3. 这是理论计算，实际上由于不完全燃烧和飞灰、水蒸气中有一定附着等原因，而飞灰经过系列尾部受热面时均有沉积，所以烟气从空预器出来即将进入臭氧器时，NO至多在1000mg/m3. 臭氧法脱硝费用：按照NO浓度1000mg/m3 计算，需要的臭氧量为5.33kg/tcoal；则需要配置的臭氧器的出力（空气源的臭氧发生器）为30kg/h，选用30kg/h的臭氧发生器，则臭氧发生器系统的功耗为15kWh/kgO3, 按每度电0.7元，则脱硝的运行电费用为5.33*15*0.7 55.9元/tcoal. NO2与SO2进入脱硫塔，也增加了碱液消耗，碱液消耗的费用并入脱硫费用。如果烟气含NO800 mg/