電廠煙氣處理（課堂PPT）

1、1電廠煙氣處理2二、電廠尾氣中氮氧化物的處理氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是重要的大氣污染物。燃煤電站氮氧化物（NOx）指NO和NO2 ；NO在大氣中可以氧化生成NO2；NOx還參與光化學煙霧和酸雨的形成，光化學煙霧會使大氣能見度降低，對眼睛、喉嚨有強烈的刺激作用，并會產生頭痛、呼吸道疾病惡化，嚴重的會造成死亡；空氣中允許的最高濃度5mg/m3(以NO2計)；研究表明，HNO3對酸雨的貢獻呈增長之勢，降水中NO3/SO42比值在全國范圍內逐漸增加。 3燃煤電廠氮氧化物排放現(xiàn)狀NOx生成途徑主要有三種：“熱力型”NOx（Therm

2、al NOx），為燃燒用空氣中的N2在高溫下氧化而產生的氮氧化物；低于1350幾乎不生成，1500 少量生成，超過1500 大量生成?！翱焖傩汀盢Ox（Prompt NOx），為碳化氫燃料過濃時燃燒產生的氮氧化物；鍋爐燃燒生成量微不足道，受壓力影響較大?！叭剂闲汀盢Ox（Fuel NOx），為燃料中含有的氮的化合物（如雜環(huán)氮化物）在燃燒過程中氧化而生成的氮氧化物。一般，當燃料中氮的含量超過0.1%時，所生成的NO在煙氣中的濃度將會超過260mg/Nm3，90%的NOx是“燃料型”NOx，“燃料型”NOx是煤燃燒時產生NOx的主要來源。 4煤燃燒過程中影響NOx生成的主要因素有：（1）燃料、煤種

3、特性燃料、煤種特性，如煤的含氮量、揮發(fā)分含量、燃料中固定碳/揮發(fā)分之比以及揮發(fā)分中含氫量與含氮量之比；（2）鍋爐燃燒溫度鍋爐燃燒溫度、燃燒區(qū)域的溫度峰值；（3）鍋爐過量空氣系數鍋爐過量空氣系數，影響反應區(qū)中氧、氮、一氧化氮和烴根等的含量；可燃物在反應區(qū)中的停留時間。（4）鍋爐負荷，鍋爐負荷，負荷增大，燃料量增大，燃燒溫度增大，NOx生成量增加。 56低NOx燃燒技術針對NOx形成機理和影響因素，與之對應的低NOx燃燒技術原理為：1減少燃料周圍的氧濃度。包括：降低爐內過?？諝庀禂担詼p少爐內空氣總量；減少一次風量和減少揮發(fā)分燃盡前燃料與二次風的摻混，以減少著火區(qū)氧濃度，如空氣分級，低NOx燃燒器

4、。2在氧濃度較少的條件下，維持足夠的停留時間，使燃料中的氮不易生成NOx，而且使生成的NOx經過均相或多相反應而被還原分解，如燃料分級（再燃），低NOx燃燒器。3在過?？諝獾臈l件下，降低溫度峰值，以減少熱力型NOx的生成，如采用降低熱風溫度和煙氣再循環(huán)等。 7低氧燃燒通過燃燒調整，減少氧氣濃度，使燃燒過程在盡可能接近理論空氣量的條件下進行，一般可降低15%20%的NOx排放。四角燃燒及墻式燃燒煙煤鍋爐采用低氧燃燒技術，滿負荷時省煤器出口氧量由4%降為3%，NOx下降20%。但是煙氣中CO濃度和飛灰可燃物含量可能上升，燃燒經濟性下降。此外，低氧濃度會使爐膛內的某些區(qū)域成為還原性氣氛，從而降低灰熔

5、點引起爐壁結渣和腐蝕。采用低氧燃燒技術需要運行經驗，兼顧燃燒效率和NOx排放兩個因素，需綜合考慮確定最佳氧量。 8空氣分級燃燒通過送風方式的控制，降低燃燒中心的氧氣濃度，抑制主燃燒區(qū)NOx的形成，燃料完全燃燒所需要的其余空氣由燃燒中心區(qū)域之外的其它部位引入，使燃料燃盡。 在主燃燒區(qū)，由于風量減少，形成了相對低溫，貧氧而富燃料的區(qū)域，燃燒速度低，且燃料中的氮大部分分解為HCN、HN、CN、CH等，使NOx分解，抑制NOx生成。 910燃料分級再燃 我國在元寶山發(fā)電廠600MW機組上完成直吹式制粉系統(tǒng)的超細化煤粉再燃技術示范工程，脫硝效率達到50%。 在寶鋼發(fā)電廠350MW機組上完成氣體燃料作為再

6、燃燃料的再燃技術示范工程。1112二、尾氣中硫的處理電廠煙氣處理脫硫是火力發(fā)電廠的工程中的一個工程程序，指的是處理含硫化合物的一個工程，基本上以處理二氧化硫為主。二氧化硫的治理可分為燃燒前、燃燒中和燃燒后進行三大類。13燃料進行處理，如洗煤、氣化、液化等洗煤：要經過篩分、破碎、選煤、儲存幾道工序1415爐內脫硫通過計量裝置、連續(xù)輸送泵、由動力風源、管道、分配器等完成計量、輸送、送粉量調節(jié)、爐內噴射、從而使石灰粉在爐內鍛燒分解、利用生成的CaO與爐內煙氣的SO2進行反應。161718燃燒后脫硫即指煙氣脫硫，目前國內外采用的脫硫技術中，主要采用的方法仍然是煙氣脫硫19燃燒后脫硫工藝干式煙氣脫硫藝該

7、工藝用于電廠煙氣脫硫始于80年代初，與常規(guī)的濕式洗滌工藝相比有以下優(yōu)點：投資費用較低；脫硫產物呈干態(tài)，并和飛灰相混；無需裝設除霧器及再熱器；設備不易腐蝕，不易發(fā)生結垢及堵塞。其缺點是：吸收劑的利用率低于濕式煙氣脫硫工藝；用于高硫煤時經濟性差；飛灰與脫硫產物相混可能影響綜合利用；對干燥過程控制要求很高。20（1）燃燒后脫硫工藝噴霧干式煙氣脫硫工藝：噴霧干式煙氣脫硫(簡稱干法FGD)，該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧干燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應后生成一種干燥的固體反應物，最后連同飛灰一起被除塵器收集。我國曾在四川省白馬電廠進行了旋轉噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗，取得了一些經驗，為在20030

8、0MW機組上采用旋轉噴霧干法煙氣脫硫優(yōu)化參數的設計提供了依據。21（2）燃燒后脫硫工藝粉煤灰干式煙氣脫硫技術：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的干式煙氣脫硫技術，到1988年底完成工業(yè)實用化試驗，1991年初投運了首臺粉煤灰干式脫硫設備，處理煙氣量644000Nm3h。其特點：脫硫率高達60%以上，性能穩(wěn)定，達到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設備總費用比濕式法脫硫低14；煤灰脫硫劑可以復用；沒有漿料，維護容易，設備系統(tǒng)簡單可靠。222燃燒后脫硫工藝濕法FGD工藝世界各國的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸鈉(Na2CO3)等漿液作洗滌劑，在反應塔中對煙氣進行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經過不斷地改進和完善后，技術比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%98)，機組容量大，煤種適應性強，運行費用較低和副產品易回收等優(yōu)點。據美國環(huán)保局(EPA)的統(tǒng)計資料，全美火電廠采用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法占39.6，石灰石法占47.4，兩法共占87%；雙堿法占4.1，碳酸鈉法占3.1。世界各國(如德國、日本等)，在大型火電廠中，90%以上采