澳门·新葡萄新京6663烟气脱硫脱硝除尘煤炭洗选： 使用前脱硫。目前仅能除去煤炭中的部分 无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。 循环流化床锅炉(CFBC)-- 洁净煤燃烧技术：燃烧过程 中脱硫。具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石 脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点。 烟气脱硫(FGD) ：燃烧后脱硫。在锅炉尾部电除尘后 至烟囱之间的烟道处加装脱硫设备,目前95％以上的燃煤锅 炉采用此方式实施脱硫,是控制二氧化硫和酸雨污染最有效、 最主要的技术手段。 目前国内外应用最广泛的方法是烟气脱硫！！

　　半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉 状。半方法的操作温度控制在60－80º C。

　　干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。 如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。 干法的操作温度在800－1300º C。

　　此方法受地域条件限制。且有氯化物严重腐蚀设备的问 题。脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统， 才能达到环保要求的排放条件。

　　电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照 烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。

　　• • • • • • • • 催化剂是电厂SCR工艺的核心,它约占其投资的l/3。为了使电站 安全、经济运行,对SCR工 艺使用的催化剂应达到下列要求: ———低温度时在较宽温度范围具有较高的活性 ———高选择性( SO2 向SO3 转换率和其他方面作用低即副反应少) ———对二氧化硫( SO2 ) 、卤族酸(HCl, HF)和碱金属(Na2O、K2O) 和重金属(如As)具有化学 稳定性 ———克服强烈温度波动的稳定性 ———对于烟道压力损失小 ———寿命长、成本低理想的催化剂应具有以下优点: 1. 高活性; 2.抗 中毒能力强; 3. 好的机械强度和耐磨损性; 4. 有合适的工作温度区间。 催化剂量是根据脱硝装置的设计能力和操作要求来决定的,增加催化 剂量可以提高脱硝性能。

　　烟气脱硝，是指把已生成的NOX还原为N2，从而脱除烟气中的NOX，按 治理工艺可分为湿法脱硝和干法脱硝。主要包括：酸吸收法、碱吸收法、选 择性催化还原法、非选择性催化还原法、吸附法、离子体活化法等。国内外 一些科研人员还开发了用微生物来处理NOX废气的方法。 由于从燃烧系统排放的烟气中的NOx，90%以上是NO,而NO难溶于水, 因此对NOx的湿法处理不能用简单的洗涤法。 烟气脱硝的原理是用氧化剂将NO氧化成NO2,生成的NO2再用水或碱性 溶液吸收,从而实现脱硝。O3氧化吸收法用O3将NO氧化成NO2,然后用水吸 收。该法的生成物HNO3液体需经浓缩处理,而且O3需要高电压制取,初投资及 运行费用高。 ClO2氧化还原法ClO2将NO氧化成NO2,然后用Na2SO3水溶液将NO2还 原成N2澳门·新葡萄新京6663。该法可以和采用NaOH作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用,脱硫的 反应产物Na2SO3又可作为NO2的还原剂。ClO2法的脱硝率可达95,且可同时 脱硫,但ClO2和NaOH的价格较高,运行成本增加。

　　SCR(选择性催化还原)脱硝技术是在催化剂的作用下，还原剂(液氨、 氨水或尿素)与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水，从而脱除烟气 中的NOx。

　　• 选择性是指氨有选择地将NOx进行还原的反应。 • 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 是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一 定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。

　　• SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、 氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检 测控制系统等组成。 • 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸 发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区, 通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反 应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器 的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混 合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。 • SCR系统设计技术参数主要有反应器入口NOx 浓度、 反应温度、反应器内空间速度或还原剂的停留时间、NH3 /NOx 摩尔比、NH3 的逃逸量、SCR系统的脱硝效率等。

　　中国的大气污染属典型的煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质 就是SO2污染问题。 中国SO2污染经济损失(2005)

　　SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术是将NH3、尿 素等还原剂喷入锅炉炉内与NOx进行选择性反应，不用催 化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷入炉膛温 度为850～1100℃的区域，迅速热分解成NH3，与烟气中的 NOx反应生成N2和水，该技术以炉膛为反应器。 SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%～80%， 受锅炉结构尺寸影响很大。采用SNCR技术，目前的趋势是 用尿素代替氨作为还原剂。

　　(1)湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰石-石膏法约占36.7%， 湿法脱硫技术约占48.3%； (2)喷雾干燥脱硫技术，约占8.4%； (3)吸收剂再生脱硫法，约占3.4%； (4)炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%； (5)海水脱硫技术； (6)电子束脱硫技术； (7)脉冲等离子体脱硫技术； (8)烟气循环流化床脱硫技术等。

　　目前开发的多种烟气脱硫技术，尽管设备构造和工艺流 程各不相同，但基本原理都是以碱性物质作SO2的吸收剂。 以石灰石、生石灰为基础的钙法 按 脱 硫 剂 分 类 以氧化镁为基础的镁法

　　近年来，世界各发达国家在烟气脱硫(FGD)方面均取得了很大的 进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200－ － 610 MW的FGD处理容量。 目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：

　　在省煤器前和反应器之间设置旁路,称之为省煤器旁路。当锅炉负 荷降低,烟气流量减少,进入反应器的烟气温度低于要求值时,旁路开通, 向反应器导入高温烟气,提高反应器内的温度澳门·新葡萄新京6663。此外,在反应器入口和 出口间装有一个大的旁路,称之为反应器旁路。反应器旁路的作用是: 锅炉负荷降低时使用。例如开机和停机时使用,低负荷时使用和季节性 使用。以防止低温造成催化剂中毒及催化剂污染。所有SCR系统旁路 的插板门均要保证零泄露。

　　• • • • • 提纲 一、燃煤产生的污染及烟气排放标准 二、烟气脱硫技术概况 三、烟气脱硝技术概况 四、除尘器的选择

　　以燃烧10000吨煤为例计算，产生的SO2： 10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量的2倍）*80% （煤中S转化为SO2的百分率）=160吨

　　喷氨系统根据锅炉负荷、反应器入口NOx 浓度、反应器出口NOx 浓度测量的反馈信号,控制 氨的喷入量。

　　• SCR反应器采用固定床形式,催化剂为模块放置。反应器内的催化 剂层数取决于所需的催化剂反应表面积。典型的布置方式是布置二至 三层催化剂层。在最上一层催化剂层的上面,是一层无催化剂的整流层, 其作用是保证烟气进入催化剂层时分布均匀。通常,在第三层催化剂下 面还有一层备用空间,以便在催化剂活性降低时加入第四层催化剂层。 在反应器催化剂层间设置吹灰装置,定时吹灰,吹扫时间30～120分钟, 每周1～2次。如有必要,还应进行反应器内部的定期清理。反应器下 设有灰斗,与电厂排灰系统相连,定时排灰。

　　湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、 固三相中进行脱硫的方法，脱硫产物和残液混合在一起，为 稀糊状的流体。湿法脱硫的操作温度在44－55º C。

　　• 每个SCR反应器的氨储存系统由一个氨储存罐,一个氨气/空气混 合器,两台用于氨稀释的 空气压缩机(一台备用)和阀门,氨蒸发器等组 成。氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨,可充 至85%的储罐体积,装 有液面仪和温度显示仪。液氨汽化采用电加热的方式,同时保证氨气/ 空气混合器内的压力为350 kPa。 NH3 和烟气混合的均匀性和分散性 是维持低NH3 逃逸水平的关键。为了保证烟气和氨气在烟道分散好、 混合均匀,可以通过下面方式保证混合:在反应器前安装静态混合器;增 加NH3 喷入的能量;增加喷点的数量和区域;改进喷射的分散性和方向; 在NH3 喷入后的烟道中设置导流板;同时还应根据冷态流动模型试验 结果和数学流动模型计算结果对喷氨系统的结构进行优化。

　　烟气从烟道引出后经增压风机增压，进入GGH烟气加 热器冷却后进入吸收塔。烟气在吸收塔中与喷淋的石灰石 浆液接触，除掉烟气中的SO2，洁净烟气从吸收塔排出后 经GGH烟气加热器加热后排入烟道。 吸收塔内吸收SO2后生成的亚硫酸钙，经氧化处理生 成硫酸钙，从吸收塔内排出的硫酸钙经旋流分离（浓缩）澳门·新葡萄新京6663、 真空脱水后回收利用。