潔凈煤技術(shù)第07章煙氣凈化

第章

煙凈煤燃燒氧)過程中的一些不可或未燃盡的物質(zhì)，包括固體物質(zhì)細(xì)顆粒的煙塵；氣體的氧化硫，氧化氮及其它。這些有害煙氣排入大氣，對工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及人類生存都帶來很大危害。在我國消費的煤炭總量中，用于發(fā)電的占1/3由于一方面電站容量越來越大，燃煤量大，向大氣排放的污染物集中，另一方面也較易于采取集中治理措施，所以本章著重對大型燃煤電廠放的煙塵，二氧化硫，氧化氮的潔凈技術(shù)作詳細(xì)介紹。第一節(jié)

燃煤電鍋爐煙塵的化煙氣中的粉塵量主要取決于燃燒方式和煤質(zhì)情況。煤中的灰分及未燃盡炭變成飛灰的份額。固態(tài)排渣煤粉爐為0.85～0.90；態(tài)排渣煤粉爐為0.60右；旋風(fēng)爐為0.20～；條爐為0.20左右；拋煤機爐為0.30左右沸騰爐為0.400.60同樣的爐型，燃用的煤質(zhì)不同，鍋爐排煙中含塵濃度的差別也很大。據(jù)測試數(shù)據(jù)，固態(tài)排渣煤粉爐燃用發(fā)熱量為28000kJ/kg、分為10%的優(yōu)質(zhì)煤時煙的含塵濃度不足(標(biāo))當(dāng)燃用發(fā)熱量為1447kJ/kg分47%的劣質(zhì)煤，含塵濃度可達70g/m(標(biāo)左右。對飛灰粒度影響最大的因素是磨煤機的型式。燃煤電廠的磨煤機按轉(zhuǎn)速可分為三類：低速磨煤機15～25r/min)如筒式鋼球煤機速磨煤機(50～300r/min)如平盤磨式磨和E型等；高速磨煤機500～1500r/min)，風(fēng)扇磨，豎井磨等。磨煤機型式的選擇視煤的可磨性及煤質(zhì)情況等而異。所磨制的煤粉，球磨機較細(xì)，中速磨次之，風(fēng)扇磨較粗。鏈條爐，拋煤機爐的飛灰粒大多在10-20μ之間煤爐飛灰粒度大多在3～～m之間小10μm的占20%～40%小于44μm的占60%～80%。一、煙氣凈化技術(shù)的國內(nèi)外狀況工業(yè)發(fā)達國家早期由于電廠單機容量小，也曾用過機械除塵等技術(shù)較落后的除塵設(shè)備，但隨著大容量電站鍋爐的采用，技術(shù)落后、除塵效率低的除塵器已不能滿足高效收塵的要求，另外，日本的火力發(fā)電設(shè)備曾大部分燃油，但0年代石油危機以來，電廠朝著燃煤的方向發(fā)展，建設(shè)了一燃煤電廠，其所產(chǎn)生的煙塵量比燃油電廠增加100倍多。因此，開發(fā)生產(chǎn)高效除塵器已成當(dāng)務(wù)之急70年后高效除塵裝置大量采用，歐洲，美國、日本電站鍋爐基本全部采用靜電除塵器及布袋除塵器。

我國使用電除塵器始于40年1949年前僅有水泥，有色金屬及制酸工業(yè)用的幾臺電除塵器，70年代初，鋼鐵工業(yè)和造工業(yè)開始用電除塵器。我國電站鍋爐基本上是50年由前蘇聯(lián)援建，大部分是50MW以小機組設(shè)計技術(shù)也是按當(dāng)時蘇聯(lián)標(biāo)準(zhǔn)，大都采用離心式旋風(fēng)除塵及水膜塵器，僅有兩個電廠裝有蘇聯(lián)及原東德的電除塵器80年代隨著300MW及上大機組的采用，低的除塵器不僅不能滿足環(huán)境要求，而且造成對大型風(fēng)機磨損振動，直接影響大機組的安全生產(chǎn)因此，國內(nèi)各制造廠紛紛引進國外技術(shù)并開發(fā)了各種型式的電除塵器，對5m以上的微粒，仍可有99%的收塵效率見表7-1)。表7-1

各除設(shè)對同度塵平收效粒度范圍（μm

總收塵效率除塵器隔板塵降室長錐形旋分器洗滌塔靜電除塵器布袋除塵器

0～525409097

5～1022799899100

10～20439298100

20448095100100100

＞449097100100100

（%）電除塵器的供電電源，幾十年來也有了迅速發(fā)展，50年代機械整流，發(fā)展到硅整流，控制系統(tǒng)也由80年代的可控硅到計機控制。在中、小型機組上目前還有不少仍然采用濕式文丘斜棒柵)水膜除塵器及旋風(fēng)除塵器。二、各種除塵器的原理及特點(一電除塵器1.特電除塵器是利用強電場電暈放電使氣體電離，粉塵荷電，并在電場力作用下，使粉塵從氣體中分離出來的除塵裝置。其特點是：(1)除塵效率高，可達99%以；(2)本體壓力損失小，壓力損失一般為160300Pa；(3)能耗低，處理1000m煙約需0.2～0.6kW；(4)處理煙氣量大，可達10m/h以上(5)耐高溫，普通鋼材可在350以下運行。

缺點是：(1)耗鋼量大；(2)占地面積大；(3)對制造、安裝、運行要求嚴(yán)格；(4)對粉塵的特性較敏感，最適宜的粉塵比電阻范圍為10～×10?，在此范圍之外，應(yīng)采取一定的措施，才能取得必要的除塵效率。2.電塵器的基本工作原理是：兩種曲率半徑相差很大的金屬集塵極和放電極上，通以高壓直流電，維持一個足以使電極之間氣體產(chǎn)生電暈放電的不均勻電場，氣體電離所生成的電子、離子和陽離子，吸附在通過電場的粉塵上而使粉塵荷電。荷電粉塵在電場庫侖力作用下，向電極相反的電極運動而沉積在電極上，以達到粉塵和氣體分離的目的。當(dāng)沉積在電極上的粉塵達到一厚度時，借助振打機構(gòu)使粉塵脫離電極落入灰斗，并由卸灰器輸送出除塵器，凈化后的氣體由排口引出(見圖7-1)。圖7-1電塵原理電除塵器按氣流流動方向分為立式與臥式；按集塵極形式分為管式與板式；按放電極性分為負(fù)電暈與正電暈；按粉塵的荷電與分離區(qū)的空間分為單區(qū)與雙區(qū)；按清灰方式分為干式與濕式。煤電廠一般采用臥式、負(fù)電暈、板形集塵極、干式清灰、單區(qū)除塵器。(二袋式除塵器l.特袋式除塵器是利用織物制作的袋狀過濾元件來捕集含塵氣體中固體顆粒物的除塵裝置。其特點是：

(1)除塵效率高，一般在99%以，除塵器出口氣體含塵濃度在數(shù)十毫克每標(biāo)準(zhǔn)立方米之內(nèi)，對亞微米粒徑的細(xì)塵有較高的分級除塵效率；(2)處理風(fēng)量的范圍廣小僅分鐘數(shù)立方米大的可達每分鐘數(shù)萬立方米既用于塵源的通風(fēng)除塵，改善作業(yè)場所的空氣質(zhì)量，也可用于電站鍋爐及工業(yè)爐窯的煙氣除塵，減少大氣污物的排放；(3)結(jié)構(gòu)比較簡單，維護操作方便；(4)在保證同樣高的除塵效率前提下，造價低于電除塵器；(5)采用玻璃纖維、Nomex等高溫濾料時，可在200℃下的高溫下運行；(6)對粉塵的特性不敏感，不受粉塵比電阻的影響；(7)用于干法脫硫系統(tǒng)，可適當(dāng)提高脫硫效率。缺點是：(1)體積與占地面積較大；(2)本體壓力損失較大，一般為10002000Pa(3)對濾袋質(zhì)量有嚴(yán)格的要求，若濾袋破損率高，使用壽命短，則運行費用將大大增加。2.袋除塵器的基本工作原理是含塵氣體進入掛有一定數(shù)量的濾袋的袋室后，首先被干凈的濾袋纖維過濾。隨著阻留的粉塵不斷增加，一部分粉塵嵌入濾料內(nèi)部；一部分覆蓋濾袋表面形一層粉塵層。此時，含塵氣體的過濾主要依靠粉塵層進行，其除塵機理為含塵氣體通過粉塵層與料時產(chǎn)生的篩分、慣性、粘附、擴散與靜電等作用。當(dāng)粉塵層加厚，壓力損失達到一定程度時，要進行清灰。清灰后壓力降低，但仍有一部分粉塵殘留在濾袋上，在下一個過濾周期開始時，起好的捕塵作用。(三濕式除塵器1.濕除塵器的特點。藉水或其它液體形成的液網(wǎng)、液膜或液滴與含塵氣體接觸，借助于慣性碰撞、擴散、攔截、沉降等作用面捕集塵粒，使氣體得到凈化的各類除塵裝置，統(tǒng)稱濕式除塵器。其特點是：結(jié)構(gòu)簡，無轉(zhuǎn)動部件，造價較低，安裝、維護、管理均較方便，除塵效率一般可達0%～，能適應(yīng)高溫、高濕氣體以及粘性大的粉塵，并能凈化部分有害氣體。缺點是；需消耗一定的水量，有處理灰的麻煩，排煙溫度低，不利于擴散，濕灰利用也比較困難，對憎水性或水硬性的粉塵不宜采用，腐蝕性較大的氣體則需有防腐措施。2.濕除塵器種類及工作原理。濕式除塵器的種類很多，目前燃煤電廠常用的有：水膜除塵器，斜棒柵除塵器和文丘里管除塵

器。各自的基本工作原理如下：（）膜除塵器水膜除塵器俗稱捕滴器，是一種切向直通濕式旋風(fēng)除塵器。其入口在旋風(fēng)筒的下方，含塵氣體切向(或蝸殼進入除塵器后，旋轉(zhuǎn)上升。旋轉(zhuǎn)氣流所產(chǎn)生的離心力將塵粒甩向筒壁。粉塵一旦達筒壁，即被由除塵器上部供水裝置形成的自上而下流動的均勻水膜所捕集，并排出筒體。(2)斜棒柵除塵器斜棒柵除塵器由進口煙道處的斜棒柵與捕滴器組成。斜棒柵前裝有霧化噴嘴，運行時產(chǎn)生大量細(xì)小的水滴。含塵煙氣通過霧化水滴流向斜棒柵，而錯列布置的斜棒四周形成比較完整的自上下的流動水膜，煙氣流經(jīng)時，多次改變運動方向，一部分粒徑較大的濕灰粒因受慣性力的作用被棒表面水膜捕集帶走；另一部分粒徑較小的塵粒在棒柵處，與細(xì)小水滴再次發(fā)生碰撞、粘附、凝，形成較大的灰水滴，隨煙氣進入捕滴器，依靠離心力和重力作用而被分離。過去，曾在垂直于進口煙道的平面上布置臥式洗滌柵，運行結(jié)果大多洗滌柵堵灰，被迫拆除。而斜棒柵除塵器卻能高效穩(wěn)定運行，其原因主要是：柵棒斜置，且主要由頂部穩(wěn)壓水箱供水，可以形成比較完整的水膜；②斜棒柵的表面積與形狀系數(shù)大于臥式洗滌柵；③煙氣與水滴通過斜棒柵的時間比臥式洗滌柵長，加之，斜棒柵除塵器為防堵灰事故，在煙道底部與斜棒柵前加設(shè)了噴管，因此其運行可靠性有很大的提(圖7-2斜棒柵結(jié)構(gòu)示意)。文丘里管除塵器由文丘里管與捕滴器組成。含塵氣體進入文丘里管，在收縮段加速，至喉口處流速達55～70m/s。接近喉口處噴入水，在水滴被高速氣流迅速破碎的過程中，塵粒與細(xì)水滴始有效地碰撞，凝聚。進入擴散段后，由于流通斷面逐漸擴大，氣流減速，塵粒與水滴再碰撞凝聚而形成灰水滴，然后到捕滴器內(nèi)分離捕(表7-2)圖7-2斜棒柵除塵器結(jié)構(gòu)示意圖

表—

l-斜棒；霧化噴嘴；3-導(dǎo)灰板；4-沖灰水管；5-窺視孔6-噴管；套管；8-礬士水泥砂漿；9-壓水箱；10-撐板文里除器本計數(shù)項目收縮段收縮角擴散段擴散角喉部長度喉口煙氣流速文丘里管干態(tài)阻力系數(shù)圓形矩形（高度比1.0～2.0）園矩結(jié)合（高度比）文丘里管濕態(tài)阻力系數(shù)圓形內(nèi)噴（濺椎）外噴（濺板）文丘里管水耗內(nèi)噴外噴

單位度度㎜m/s㎏/(標(biāo))㎏/(標(biāo))

設(shè)計參數(shù)2330最大456最大200～35055～75～～0．81～～～～(四)旋風(fēng)除塵器1.旋除塵器的特點旋風(fēng)除塵器是利用旋轉(zhuǎn)的含塵氣流所產(chǎn)生的離心力粉塵從氣流中分離出來的除塵裝置特點是：(1)除塵器本身沒有運動部件，結(jié)構(gòu)簡單，制造安裝費用較少；(2)維護管理方便；(3)耐高溫，可采用各種不同的材料制作，以適應(yīng)粉塵物理性能的特殊要求。缺點是：(1)處理風(fēng)量較大時，需采用多個旋風(fēng)子組合，風(fēng)量分配不易均勻，(2)某些部位易磨損；(3)排灰口易堵塞；

(4)在電廠允許的壓力損失及一般的飛灰粒徑條件下，除塵效率難滿足環(huán)保的要求，尤其是捕集細(xì)塵的能力較差。旋風(fēng)除塵器由進氣口，簡體、錐體、排氣管、集灰斗等部分組成，如圖7-3所。圖7-3旋除塵器示意圖2.旋除塵器的工作原理其本工作原理是：含塵氣流從進氣口切向進入除塵器后，沿壁面自上而下作旋轉(zhuǎn)運動。氣流被迫一邊旋轉(zhuǎn)一邊向下由筒體到達錐體。下旋氣流到達錐體端部后折轉(zhuǎn)方向，旋轉(zhuǎn)上升，通過排氣管離開除塵器。含塵氣流作旋轉(zhuǎn)運動時，其中塵粒在離心力的作下，向壁面移動，到達壁面的塵粒，在氣流和重力的作用下，沿壁面流入灰斗。3，旋風(fēng)除塵器的種類很多，但在燃煤電廠鍋爐上采用的旋風(fēng)除塵器主要有兩種，一種是大直徑旋風(fēng)除塵器；另一種是多管除塵器。多管除塵器在小型電站鍋爐上使用較多，目前已逐步被汰。大直徑旋風(fēng)除塵器中應(yīng)用較多的是簡體內(nèi)徑為900mmC型塵器，粉塵在旋風(fēng)除塵器中所受到的離心力除與粉塵的粒徑、密度及氣流速度有關(guān)外，也與旋風(fēng)筒的直徑有關(guān)。大直徑旋風(fēng)除器，由于直徑較大，產(chǎn)生的離心力較小，同時由錐頂折返向上流動的氣流往往把一些已經(jīng)分離出來粉塵再重新帶回去，所以除塵效率不高C型旋風(fēng)除塵器與一般旋風(fēng)除塵器的區(qū)別；一是氣流入口置略低；二是筒壁內(nèi)加螺旋形的導(dǎo)灰槽。含塵煙氣從入口處切向進入，在獲得旋轉(zhuǎn)運動的同時分為上、下兩個旋渦。較粗的塵粒隨下旋渦氣流分離主筒壁，一部分塵粒進入導(dǎo)灰槽內(nèi)，余下的粒由向下旋轉(zhuǎn)運動的氣流直接帶入灰斗。上旋渦氣流對細(xì)塵有聚集作用，在頂蓋下形成強烈旋轉(zhuǎn)上灰環(huán)，由導(dǎo)灰槽引至直徑較小的錐體部分加強旋轉(zhuǎn)予以分離，這樣使原來在大直徑旋風(fēng)筒內(nèi)不被分離的細(xì)塵少了被上升氣流走的機會而除塵效率高于一般的旋風(fēng)除塵器達85%～90%壓力損失一般為～1000Pa。由于燃煤電廠鍋爐煙氣量大，為避免因旋風(fēng)子數(shù)量多造成風(fēng)量分配不均勻，也有的電廠采用了直徑更大的旋風(fēng)除塵器。Φ1410mm)，這種旋風(fēng)除塵器旋風(fēng)筒近似于圓柱體，在旋風(fēng)筒底部裝有射屏，使已被分離的粉塵沿旋風(fēng)除塵器筒壁與反射屏的環(huán)縫落入灰斗，而從灰斗折返上升的氣則

OO通過反射屏中心的小孔上升從排氣管排出，有效地防止上升氣流重新把粉塵卷起來帶走，故也以提高除塵效率。三、寓效除塵囂的采用所帶來的環(huán)境效應(yīng)由于各種新技術(shù)在煙塵凈化上的采用，特別是電除塵器比例的增加，大大降低了燃煤電廠煙塵的排放量，用年年相，用煤量增加兩倍多，煙塵排放基本持平，每千瓦的排放量由131.9公斤到34.0公。第二節(jié)

燃煤電硫氧化物的化一、燃煤電廠煙氣中硫氧化物的來源及生成量(一煙氣中硫氧化物的來源煤中的硫以無機硫(黃鐵礦和硫鹽和有機硫硫醇和硫醚形存在，燃燒時大部分與氧化合生成S0隨煙排出。在高溫條下，當(dāng)有氧存在時，其中一部分轉(zhuǎn)化S0，占SO的例通常只有0.5%～5%(見7—。001×率變轉(zhuǎn)的3S向燃料含硫量×100圖7—

鍋爐中SO的變率排入大氣的SO氣，也會被氧生成SO遇水形成硫酸霧，再與粉塵結(jié)合而形成酸性粉塵，或者進入大氣的水滴中，然后氧化成硫酸；大氣中的硫酸霧、酸性顆粒物和酸性云水都是形成性降水的因素。(二煙氣中硫氧化物的生成量煤的含硫量是影響SO生量最主要的因素，如圖7-5所示，兩者大體成正比關(guān)系。

圖7-5煤含硫量和生量的關(guān)系影響SO生成量的主要因素是：燃料中的含硫量越多SO的生成量越多；過剩空氣系數(shù)越大，SO的生量越多；火焰中心溫越高，生成的SO也越多。二、煙氣脫硫技術(shù)的國外情況為解決氧化硫?qū)Υ髿獾奈廴?，年以來，在水中或漿液中除去S0的試在世界上就已得到進行，1930年世界上最早的商業(yè)化煙氣脫(FGD)統(tǒng)在英國的巴德魯期·斯萬斯電廠，然后在沸魯巴母發(fā)電廠開始了運行。在巴德魯期發(fā)電廠使用堿性的太晤士河河水作為吸收劑，而斯萬、沸魯巴母發(fā)電廠則使用漿液滯留(應(yīng)槽的石灰漿液作為吸收劑。這些初期的設(shè)備，沒有解決由于機器內(nèi)部結(jié)垢附著的問題以及非常重要的化學(xué)工藝問題，這些設(shè)備由于在第二次世界大戰(zhàn)時，因蒸汽的白煙成了炸彈攻擊的目標(biāo)而被迫停止運行。接下來是70年初期，美國和日本開始了脫硫設(shè)備的建設(shè)高峰1972年WillConty安裝在堪薩斯電力公司開始了營業(yè)運行。在日本，產(chǎn)業(yè)用數(shù)座脫硫設(shè)備幾乎在同期投入運行。這樣，在整個70年，在美國和日本都在進行脫硫裝置的建設(shè)，美國多數(shù)采用泥漿二代磷酸鉀物質(zhì)或石灰、飛灰處理裝置，而日本則多采用石灰石一石膏法。在美國，脫硫后的副產(chǎn)物大多都廢棄掉，這是由于美國國土寬廣，堆放廢棄物的場地多經(jīng)濟負(fù)擔(dān)相對較輕的原因。而在日本，于幾乎不存在堆放廢棄物的場地，即使找到適合堆放的地方成本也很高，加上日本對廢棄物堆放地的環(huán)境要求非常嚴(yán)格所以日本多數(shù)脫硫裝置都采用回收石膏的濕式法有期建成的設(shè)(三井鋁的大牟田發(fā)電)產(chǎn)生了泥漿硫酸鈣和亞硫酸鹽的混合物，有時也包含有飛)。最近，在歐洲，特別是德國1985在原來最大容量的鍋爐上安裝了FGD之后，歐洲就成了脫硫裝置的最大市場。這種FGD設(shè)置臺數(shù)呈急劇增加傾，到1990年世界上運行中的FGD，以容量計，一半以上在美國(72000MW以)，其次，具大容量設(shè)備的國家是德國，第三位是日本。其它如：澳大利亞、

xx荷蘭、丹麥、英國、意大利及亞洲的泰國、印度、韓國等國也相繼建設(shè)了脫硫裝置。在世界各國現(xiàn)有的煙氣脫硫技術(shù)中法硫技術(shù)占85%右中灰一石膏法為36.7%，其它濕法占48.3%；霧干燥脫硫約占8.4%吸收劑再生脫硫約占3.4%；內(nèi)噴射吸收劑脫硫約1.9%。吸收劑再生脫硫主要有氧鎂法、雙堿法WellmenLord法以濕法脫硫為主的國家有日本(98%)、美國92%)和德國(等。(一美國電站FGD美國自50年開始研究電站FGD70年初濕式石/石灰石洗滌工藝實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用。噴霧干燥脫硫工藝的研究起步于70年代80年初，在燃燒低硫煤的電站鍋爐上得到工業(yè)應(yīng)用80代，針對老電廠脫硫改造問題，對吸收劑噴射技包LIMBADVACAT、爐內(nèi)或煙道噴射鈣基吸收劑)進行廣泛的開發(fā)研究，但至今尚未實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用。到1988年國電站已運行的煙氣脫(FGD)控制容量為煤站總?cè)萘康?0%以上。年FGD控制量已達。其工藝分類如下：運行系統(tǒng)數(shù)(套159控制容量MW)71782燃煤平均含硫量(1.87平均脫硫率%)82.4工藝分類占FGD控容量的比%)濕法(拋棄法石灰27石灰石50雙堿4碳酸鈉5濕法(回收法5干法(拋棄法9由上所述，可知：1.優(yōu)采用脫硫率高，技術(shù)成熟濕式石石灰石法，其中資源豐富易得，價格便宜的石灰石法約占FGD控制總量的。2.拋法比重大，這與美國地理件，經(jīng)濟、環(huán)境都有密切關(guān)系。美國土地遼闊，石膏資源豐富，故較少采用回收法，拋棄法的廢渣多用于礦井回填、深埋等。3.開了多種多樣的脫硫工藝。美國電力研究(EPRl)統(tǒng)計有近200種，但真正實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)

用的僅10多種各種工藝有不同的適用范圍，有的適用于新建電廠，有的適用于老電廠改造。也從另一個側(cè)面反映美國投于脫硫科研的費用相當(dāng)可觀，脫硫技術(shù)全面、研究深入，具有很大的力。(二德國電站FGD德國電站FGD技術(shù)起步晚于美國日本，但在德國政府嚴(yán)格

的環(huán)保法規(guī)的促使下FGD得到迅速開發(fā)與應(yīng)用1983年布型燃燒裝置環(huán)保法規(guī)時，德國西部僅15%發(fā)裝機容量裝有，而到1988年已95%裝機容量有。如此高速度推廣FGD耗用了巨額資金。據(jù)德國電力企業(yè)聯(lián)合會1989年統(tǒng)計資料介紹，國西部火電廠FGD總資約為143億馬，年運行費用增加35馬克，發(fā)電成本增加0.02馬/kWh1984年國西部火電廠FGD分如下：運行系統(tǒng)數(shù)(套123控制容量MW)34298.5工藝分類占FGD控容量的比%)濕式石灰石灰石一石膏(回收法65.1濕式石灰石灰石一石膏(拋棄法267濕式氨吸收法2.5濕式副產(chǎn)硫法1.9濕式副產(chǎn)液態(tài)SO。法2.0濕式副產(chǎn)硫酸法，0.7石灰洗滌加管道噴射法0.5噴霧干燥法半法0.6由上所述，可知：1.德電站FGD中濕法工藝占FGD控制總?cè)萘康?9.4%半干法只占，國電廠為了達到國家限定的排放標(biāo)準(zhǔn)，主要采用脫硫率高的濕法脫硫工藝。2.在法FGD中，石/石灰石滌工藝所占的比例為91.1%顯然，資源豐富易得且價格便宜的石灰石，石灰作吸收劑的工藝占主導(dǎo)地位。采用其它原料作吸收劑的工藝比例很小，如氨洗法，盡管可獲得有經(jīng)濟效益的銨肥，但因運行中需大量的氨水，來源受到限制，而未能廣泛推廣使。3.濕石/石灰石洗滌工藝中副產(chǎn)品石膏大多被利用。估計1995年德國西部約有75%工用石膏由電站FGD提。當(dāng)然，選擇回收法還是拋棄法，主要由市場需求來決定。4.現(xiàn)4臺216MW機組裝噴霧干燥法脫硫裝置，此法投資低，無廢水排放，干灰渣易處理，尤其適用于老電廠脫硫改造，但因德國環(huán)保法規(guī)嚴(yán)格，此技術(shù)雖成熟，且有工業(yè)裝置運行，仍能

更多地推廣。(三日本電站FGD日本是應(yīng)用FGD最的國家，從1962年就開始研究，開發(fā)FGD工藝及設(shè)備，年起大規(guī)模實施應(yīng)用。目前日本火電廠工主要是石石灰石一石膏法FGD控容量為39000MW。10多臺燃用低硫煤(0.2%～的組外余煤發(fā)電機組都采用了煙氣脫硫硫達90%～。日本濕式石灰石一石膏法大多回收脫硫石膏，以彌補國內(nèi)石膏資料的不足，年利用脫硫250萬噸上。三、國內(nèi)火電廠脫硫試驗研究和應(yīng)用概況我國火電廠技起步可以追到1961僅僅是為了防止鍋爐尾部受熱面的低溫腐蝕，采用在過熱器前噴入的白云石粉的措施減少煙氣中SO的濃度降低煙氣酸露點保護低溫段空氣預(yù)熱器在正常工作溫度下不受或減輕腐蝕。進入年代，火電廠FGD工作到有關(guān)部門的重視，先后開展了以下試驗研究：(一1974～1976年上海閘北電廠濕式石灰石一石膏法2500Nm/h中間試驗。此工藝吸收劑價廉易得，脫硫率高，適應(yīng)性廣，可回收優(yōu)質(zhì)脫硫石膏。但當(dāng)初運行試驗時，因結(jié)垢，堵塞、腐、磨損等問題得不到妥善解決而停運。(二1974～1976年上海南市電廠鐵離子液相催化脫硫回收石膏法2500Nm/h中試驗。此工藝無結(jié)垢堵塞現(xiàn)象，流程簡單，回收石膏，催化劑可循環(huán)使用，但動力消耗大，設(shè)備體積大，蝕嚴(yán)重，難以正常運行。(三1972～1980年湖南三OO電亞鈉循環(huán)法10000Nm/h～50000Nm/h中試驗。此工藝脫硫率高，可回收液態(tài)S0，酸硫磺，對塔型選擇適應(yīng)性大，但單位投資高，堿耗與電耗大，有蝕問題，大型化有困難SO濃度時運行不經(jīng)濟，加之研究人員變動等原因，研究工作未能繼續(xù)下去。(四1976～1981年湖北松木坪電廠水洗再生活性炭脫硫5000Nm/h中試驗。此工藝?yán)没钚蕴繉煔庵械腟0吸作用，有氧與水共存及炭的催化作用下，使S0變不易揮發(fā)的硫酸留在炭孔隙中。當(dāng)炭中的硫酸達到一定負(fù)載時，用稀硫酸及水分級洗滌，獲得千定濃度的約20%)硫副產(chǎn)物。洗滌后的活性炭，恢復(fù)脫硫能力，可重復(fù)使用濃的硫酸可用浸沒燃燒的方式濃縮成70%濃度的硫酸。此工藝存在的要問題是碘的流失和含碘活性炭的再生，稀硫酸濃縮等，同時設(shè)備龐大，操作復(fù)雜，電耗大，腐蝕嚴(yán)重，未能推廣應(yīng)用。(五1984～1990年四川白馬電廠5000Nm/h～70000Nm/h的旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫中間試驗。此工藝流程為：制備好的25%30%度的石灰漿液送到高位料箱，流入離心噴霧機。石灰漿

被約10000轉(zhuǎn)分高速旋轉(zhuǎn)霧機噴成傘狀霧滴。約160的煙氣沿霧化機四周進入反應(yīng)塔，形成渦旋氣流，與霧滴發(fā)生良好的接觸混合，增強了脫硫過程的傳質(zhì)與傳熱。脫硫后的煙氣攜帶干產(chǎn)物經(jīng)除塵器凈化排放間試驗時S0入口濃度為2500～3000ppm硫為1.4～1.7硫率>80%，達到了預(yù)期的目標(biāo)。(六80年末，四川豆坎電廠5000Nm/h磷肥法煙氣脫硫中間試驗，此工藝流程為：高效除塵后的煙氣經(jīng)噴水降溫后，進入四塔并列的新型活性炭脫硫塔組，三塔運行，一塔再生。采用硫酸及水三級洗滌再生，獲得濃度為30%右的硫酸。活性炭脫硫后的煙氣進入第二級脫硫塔，用磷銨溶液洗滌，凈化后的煙氣排入煙囪。在常規(guī)單槽多漿萃取槽中用脫硫制得的硫酸分解磷礦粉萃取獲得的稀磷酸加氨中和得到磷銨，作為二級脫硫的洗滌液。二級脫硫后的肥料漿經(jīng)氧化、濃、干燥獲得固體氮磷復(fù)合肥料。中間試驗時S0入口濃度為1600～2700ppm，系統(tǒng)脫硫率大于95%現(xiàn)擬將試驗規(guī)模擴大至70000Nm/h90年代以來，我國火電廠FGD應(yīng)用有了新的進展，先后投運或在建的火電廠脫硫工程主要有：1.1991～年華能珞璜電一期工程臺36千瓦發(fā)電機組配套引進的日本三菱公司石灰石一石膏濕法脫硫裝置先后投運硫裝置處理煙氣量為1087000Nm/h含量為4.02%入口煙氣S02濃度為3500ppm，硫率大于95%。該廠二期工程2臺36萬瓦發(fā)電機組仍將采用灰石一石膏濕法脫硫裝置。2.1993年，中日合作在山東黃電廠實施高硫煤煙氣脫硫?qū)嵶C試驗的第一方式一旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫。試驗裝置處理煙氣量為300000Nm/h，入口煙氣SO。濃度約2000ppm，計鈣硫1.4，脫硫率大于70%1994年程竣工兩年多來，對脫硫設(shè)備及系統(tǒng)設(shè)計上存在的一系列問題不斷改進，取得一定的成效。目前，實證試驗仍在進行中。3.1994年，中日合作在山西太第一熱電廠實施高硫煤煙氣脫硫?qū)嵶C實驗的第二方式一簡易濕法脫硫驗置處理煙氣量為600000Nm/h口煙氣SO濃約2000ppm計硫率大于80%年4月工竣工，初步試驗表明，設(shè)計指標(biāo)基本能達到，其性能還有待于長期運行的考驗4.1995年起，中日合作在四川成都熱電廠進行電子束脫硫脫硝試驗。試驗裝置處理煙量為/h，口煙氣SO濃約2000ppm，計脫硫率90%脫硝率。前該工程正在試驗階段。此外，從芬蘭引進的四川內(nèi)江電廠100MW機組循環(huán)流化床鍋爐已于1996年6月投試運行；南京下關(guān)電廠125MW發(fā)機組從芬蘭引進的爐內(nèi)噴鈣加尾部煙道增濕活化脫硫裝置將與主工程一起施工安裝；深圳西部電力公司300MW發(fā)電機組將從國外引進海水脫硫裝置；德國政府優(yōu)貸款的重慶、半山、北京一熱三個脫硫項目，已完成各階段可研報告的評審，現(xiàn)已進入編制技規(guī)

范書并將對外招標(biāo)階段。第三節(jié)

各種煙脫硫的工藝線工業(yè)發(fā)達國家在煙氣脫硫上走過了幾十年的道路發(fā)一百多種流程但真正走向商業(yè)化的，僅十幾種，按工藝流程分一般可分為干(包括半干法和濕法兩種。前者如噴霧干燥法、煙道噴吸收劑ADVACATE脫工藝E-SO脫硫工藝等目使用最廣的是濕法脫硫，所用的吸收劑主要是石灰石、蘇打、氫氧化鈣等。此法又可分為拋棄法和回收法兩類。前者是將含脫硫產(chǎn)物作為固廢物而拋棄；后者是將含硫產(chǎn)物作為產(chǎn)品而回收。一、煙氣脫疏工藝的茁礎(chǔ)原理煙氣脫硫主要是利用SO的下性：(一酸性。SO屬中等強度的性氧化物，可用堿性物質(zhì)吸收，生成穩(wěn)定的鹽。(二與鈣等堿土族元素生成難溶物質(zhì)。如用鈣基化合物吸收，生成溶解度很低的CaSO·1/2H和·0。(三SO在中有中等的溶解度。溶于水后生成HS0，后可與其它陽離子反應(yīng)生成穩(wěn)定的鹽，或氧化成不易揮發(fā)的HSO。(四還原性強化劑接觸或有催化劑及氧存在時表明還原性身氧化成。SO是更的酸性氧化物，易用收劑吸收。(五氧化性SO除還原性外，還具有氧化性，當(dāng)其與強還原(如HS、、CO等接時，SO可被原成元素硫。二、國外已實現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用的脫硫工藝燃煤電廠應(yīng)用脫硫工藝主要有：(一濕式石灰石石)石法硫工藝1.該脫硫工藝的優(yōu)點這種工藝在70年代投資大、運行費用高和存在腐蝕、結(jié)垢、堵塞等問題而影響其在火電廠中的應(yīng)用。經(jīng)過10余年實踐和進，工作性能與可靠性大有提高，投資與運行費用顯著減少，突出的優(yōu)點是：(1)脫效率高有裝置Ca/S怨1，脫硫效率大于90%)；吸劑利用率高，可過；(3)設(shè)運轉(zhuǎn)率(最近裝的濕法脫硫設(shè)備運轉(zhuǎn)率已達90%以上。2.該脫硫工藝的改進目前，此工藝所作的設(shè)計改進，主要有：

(1)加強反應(yīng)控制。注意石灰石分解的化學(xué)原理，采取向循環(huán)槽中通空氣強制氧化和加入添加劑等措施，以避免結(jié)垢，提高運行可靠性。由于添加劑可降低漿液與煙氣的比值，吸收塔及其附設(shè)備的尺寸可縮小，電耗可減少，從而降低了基建投資和運行費用。(2)在吸收塔的氣液界面口道板門板及消霧裝置等處用當(dāng)?shù)牟?如合金鋼、陶瓷、非金屬材料襯里等)，防腐蝕。(3)提高氣液傳質(zhì)效率，建造大尺寸的吸收塔。由于液氣的降低和氣液接觸的改善，等效吸收塔尺寸縮小，因此可選用較大尺寸的吸收塔，有的已做到一爐一塔或二爐一塔。據(jù)美國電力研究分析，一臺300MW機組用一爐一塔，可降低基建投資～29%和運行費10%～。年末為防結(jié)垢，大多采用空塔，結(jié)垢問題解決后，為提高氣液傳質(zhì)效率，又開始設(shè)內(nèi)部裝置，如順流格填料，雙流盤式，浸在漿液中的煙氣噴管見圖7-6，7-7，7-8)。圖7-6濕法流程之一圖7-7濕法流程之二

圖7-8濕法流程之三1-鍋爐；靜除塵器；3-未脫煙氣4-硫后煙氣5-生式換熱器；6-吸收塔洗塔；7-吸收塔底槽8-液滴分離器9-氧化用空氣；過程用水1l-石灰石粉；12-過用水儲存罐；13-石灰石粉儲存?zhèn)}14-石石粉懸浮液罐；15-力旋流器16-帶式過濾機17-循環(huán)水；18-廢水罐；19-排倉20-石筒倉21-廢水22-膏為降低投資，以及滿足中等脫硫的要求，有的公司開發(fā)了簡易濕法脫硫工見圖7-9)。該簡易濕法煙氣脫硫工藝與傳統(tǒng)濕法相比系統(tǒng)簡化，主要有以下特點：a降對石灰石粉粒徑的要求；b適提高吸收塔煙氣流速；c煙水平流過吸收塔；圖7-9簡易濕法流程d吸塔漿罐容積小等；e脫煙氣與未脫硫煙氣摻混，設(shè)煙氣再熱系統(tǒng)。該脫硫系統(tǒng)要求石灰石粉的細(xì)度為100(95%過因此在石灰石粉磨制設(shè)備性能的選擇上可以降低要求。這就意味著石灰石粉磨制設(shè)備容易選擇，便于國內(nèi)配套供應(yīng)，可以降低吸收劑本。吸收塔采用高煙氣流速，這與世界上對濕法脫硫采用高煙氣流速的發(fā)展趨勢相一致，使得吸收直徑較之傳統(tǒng)濕法吸收塔為小。加之吸收塔煙氣為水平流過方式，使吸收塔和煙道在布置上得以化并可減少煙氣流通壓力損失。因此，吸收塔本身的造價可以降低，吸收塔占地面積和占用空間置小，特別適用于老廠改造。從總體上看，該簡易濕法可以使脫硫系統(tǒng)的總造價有所降低。同樣是石灰/石膏法，但在副產(chǎn)品處理上，各國有自己不同的工藝，日本、德國一般都采用塔內(nèi)，氧化副產(chǎn)品石膏90%以上都予以利用做建筑材料，而美國則大多數(shù)采用固化處理后拋棄法。嘴的布置也各有不同，如有順流噴嘴、逆流噴嘴或順逆流都有的組合噴嘴。從噴嘴形式各家都自己的特點或?qū)＠?，如壓力噴嘴、豬尾巴噴嘴、液柱噴嘴等。除霧器的布置也因塔型各異而有所不同，有在塔的上段，也有把第二級除霧器布置在塔出口的

44水平段上。清潔煙氣的處理有的排入電廠的煙囪，有的排入電廠的冷卻塔，有的在塔頂部設(shè)置單獨的煙囪(一般為較小規(guī)模脫硫塔)等不同式。(二噴霧干燥脫硫工藝這種工藝屬于半干法脫硫，多數(shù)采用旋轉(zhuǎn)噴霧器，也有采用各種噴嘴噴霧，技術(shù)成熟，投資低于濕法。在歐洲的德國、奧地利、意大利、丹麥、瑞典、芬蘭等國家應(yīng)用比較多，美國亦套置總量5000MW)正在運行。煤含硫量一般不超過1.5%脫硫效率可達80%以。歐洲國家已開始成功地用在中、高硫燃煤鍋爐，但一般認(rèn)為，當(dāng)煤的含硫量超過3%，且飛灰堿度不大時，會因收劑耗量大，所用石灰又較貴而影響運行的經(jīng)濟性。奧地利以新鮮的電石渣代替50%的石灰作吸劑，已應(yīng)用于工業(yè)脫硫裝置。此外，采用飛灰再循環(huán)、加入添加劑以及與袋式除塵器配合，均提高脫硫效率和石灰利用率。該工藝要用高純度石灰做為吸收劑。其工藝流程為：生石灰加水消化并除去雜質(zhì)后加水制成石灰乳漿液置于給料箱中，由泵及霧化裝置以細(xì)霧狀噴入吸收塔內(nèi)。鍋爐燃煤煙氣經(jīng)預(yù)除塵器凈化后送入吸收塔，在吸收塔內(nèi)，煙氣與吸收劑漿液混合接觸，煙氣中的SO：迅速被漿液霧滴吸收并與漿液中的作用。被除去，由于被煙氣溫度加熱，液中的水分迅速被蒸發(fā)干燥。排出吸收塔的煙氣攜帶大量的反應(yīng)產(chǎn)物、未被利用的吸收劑等顆粒進入除塵裝置，經(jīng)除塵后的凈化煙氣經(jīng)加熱升溫(或不加)排放。吸收塔底部灰斗和除塵裝置下灰斗中的脫硫灰經(jīng)除灰系統(tǒng)排出提高吸收劑的利用率統(tǒng)一般設(shè)有脫硫灰部分再循環(huán)裝(圖7-10)。圖7-10噴干燥法脫硫工藝程圖噴霧干燥法脫硫工藝的主要優(yōu)點是：投資和占地面積相對較小，無廢水排放、技術(shù)較為成熟，其缺點主要是對吸收劑熟石灰的質(zhì)量要求較高，脫硫附產(chǎn)品大部分是CaSO難進行綜合利用。噴霧干燥法脫硫工藝的化學(xué)反應(yīng)原理為：

S0+HO一HCa(OH)+HSO一CaSO+HOCaSO（液)一CaSO(固)CaSO(液)+1/2O一CaSO(液CaSO(液)一CaSO(固(三氨法煙氣脫硫工藝氨法脫硫工藝是以氨水為吸收劑，副產(chǎn)化肥硫酸銨的一種濕式脫硫工藝。1.鍋燃煤煙氣經(jīng)除塵器凈化后入氣一氣換熱器，溫度降低后的煙氣進入預(yù)洗滌塔。在預(yù)洗滌塔內(nèi)，煙氣中的部分煙塵顆粒，氟化氫等被水洗滌去除。經(jīng)預(yù)洗滌后的煙氣進入第一級洗滌，在塔內(nèi)自上而下噴淋的氫氧化氨溶液與煙氣充分接觸氣中的迅速被吸收而除去洗液收的S0與NH0H反應(yīng)成NHHSO滌液進入設(shè)于洗滌塔底部的貯液槽內(nèi)貯液槽內(nèi)設(shè)有鼓風(fēng)裝置，將NHHSO強氧化成為硫銨溶[(NHSO硫酸銨溶液自塔底貯液槽排出，被送入后部的干燥、造粒車間，最終制成粒狀副產(chǎn)品硫酸銨。2.洗后的煙氣中攜帶有一定量NH為盡可能減少NH的排放量，煙氣在第二次洗滌塔中進一步被氨水洗滌，并經(jīng)除霧器除去霧滴。凈化后的煙氣經(jīng)氣一氣換熱器，被未經(jīng)脫硫處理的熱氣加熱升溫后，經(jīng)煙囪排放(見圖7-11和圖7-12)3.該硫工藝優(yōu)點是：可得到副品化肥硫酸銨；無廢水及廢棄物排放；可以達到較高的脫硫效率。缺點是：需要化工原料氨水作為吸收劑，因此，吸收劑來源受到限制。圖7-11化反應(yīng)式圖7-12工流程(四爐內(nèi)噴鈣加尾部煙氣增濕活化脫硫工藝1.芬的LIFAC技術(shù)

LIFAC煙脫硫工藝即鍋爐爐膛噴射石灰石粉并配合采用爐后煙道增設(shè)活化反應(yīng)器進行煙氣脫硫的工藝。LIFAC為英文全稱：LimestoneInjectionintotheandCalciumOxideActivation的縮。在目前世界許多廠商研究開發(fā)的以石灰石噴射為基礎(chǔ)的干法脫硫工藝中，芬和IVO公開發(fā)的這種硫工藝于年首先投入商業(yè)性運行LIFAC工是一種改進石灰石噴射工藝，除了保留通常的爐內(nèi)噴射石灰石粉脫硫外，還在爐后煙道上增設(shè)了一個獨立活化反應(yīng)器將爐內(nèi)未反應(yīng)完的CaO通霧化水進行活化后再次脫除煙氣中的S0。LIFAC工藝流程示圖見7—13)。圖7-13LIFAC工流程2.爐內(nèi)脫硫的基本原理：石灰粉借助氣力送入爐膛內(nèi)8501150℃煙溫區(qū)，石灰石分解成CaO和C0，分CaO與煙氣中的SO反應(yīng)生成，過程反應(yīng)式為：CaCOCaO+SO+1/2O

CaO+COCaSO爐膛內(nèi)噴入石灰石后的SO脫率隨煤種，石灰石粉特性，爐型及空氣動力場和溫度場特性等因素改變，一般在20%～50%。化器內(nèi)脫硫的基本原理是：煙氣中大部分未及在爐膛內(nèi)參與反應(yīng)的被霧化水增濕進行水合反生成Ca(OH)與煙氣中的SO反應(yīng)生成CaSOCaSO被氧化成CaSO。過程反應(yīng)式為CaO+HOCa(OH)Ca(OH)CaSO+1/2O

CaSO+HCaSO活化器內(nèi)的脫硫效率高低取決于霧化水量，液滴粒徑、水霧分布和煙氣流速，出口煙溫等，通常在40%～60%范內(nèi)。整個LIFAC工藝系統(tǒng)的脫硫效率η為爐膛脫硫η和化器脫硫η之，即：ηη+(1-η)η

一般為60%～由于活化器出口煙氣中還含有一部分可利用的鈣化物，為提高鈣的利用率，可以將電除塵器收

xx集下來的粉塵返回一部分到活化器中再利用，即脫硫灰再循環(huán)?；罨鞒隹跓煖匾蜢F化水的蒸發(fā)而降低，為避免出現(xiàn)煙溫低于露點溫度的情況發(fā)生，可采用煙氣再加熱的方法將煙氣溫度提高到露點以上1015，加熱工質(zhì)可用蒸汽或熱空氣，也可用未經(jīng)活化器的煙氣。3.LIFAC工的應(yīng)用情況自芬蘭首臺火電機組采用LIFAC技以來，目前已有六臺裝置投入了運行，其對應(yīng)發(fā)電機組總?cè)萘繛?78MW其最大單機容為250MW尚有一臺為300MW機組套的LIFAC系也將于不久入運行。芬蘭Inkoo電安裝的LIFAC裝已累計運行5000時以上連續(xù)運行小時數(shù)已超過3000小時。第四節(jié)

燃煤電氮氧化物(NO)的化氧化氮包一氧化氮NO及氧氮NO統(tǒng)稱NO主要發(fā)生于鍋爐燃燒，汽車排放等化氮已是大氣主要污染源之一。一、國內(nèi)外煙氣脫NO技(一由于化石燃料燃燒產(chǎn)生的NO，是酸雨的成因之一。在紫外線照射下，可產(chǎn)生光霧化學(xué)的有害氣體，日本四日市產(chǎn)生過光霧化學(xué)事件，更引起人們對NO害的認(rèn)識，并開發(fā)了各種減少NO生成及控制排放的技術(shù)。在工業(yè)發(fā)達國家，歐美、日本，開發(fā)的技術(shù)有兩方面，一是改善燃燒，少NO的生存，二是采用排煙脫硝方法，減少NO的放。本文著重介紹國外煙氣脫硝的技術(shù)。由于脫硝費用昂貴、國外仍著重在改進燃燒方面，排煙脫硝技術(shù)到年得以開展，但用者甚少。(二我國由于過去對燃煤電廠的NO排沒有限制因此脫并未提到議事日程上來但由于國際上對控制NOx的聲不斷提高，我國在采購國外大型鍋爐時也帶進多級燃燒及低氮燃燒器，內(nèi)部分鍋爐制造廠也引進了低氮燃燒技術(shù)，但煙氣脫硝技術(shù)及設(shè)備目前尚未引進。1996年3月國家環(huán)保局頒布并于19971月日行新電廠大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)—96)中容量在1000t/h及上的鍋爐，排放NO也規(guī)了限制值，它將促進我國對NO排的制。二、大氣中NO的形成及控制技從污染角度考慮的最主要的氮氧化物是一氧化(NO)二氧化氮(NO)，統(tǒng)稱為NO。絕大多數(shù)燃燒方式中，主要成份是N，占NO總的90%上。在大氣中NO會速地被氧化為NO，氧

亞氮(NO)不是燃燒過程中的主要產(chǎn)物。但是由于NO是成溫室效應(yīng)的氣體并且會破壞臭氧層，而在近年來成為人們嚴(yán)重關(guān)注的一個問題無法通過燃燒控制滿足NO排要求時必采取煙氣凈化技術(shù)前多采用的是擇催化還原(SCR)外采用有SNCR工藝和活性炭及DESONOx這樣的聯(lián)合工藝，這些工藝現(xiàn)已得到了進一步發(fā)展并用于工業(yè)生產(chǎn)。關(guān)于不同煙氣脫硝工藝特性參(見表7-3)表7-3

煙脫NO工藝特參2選催化還高粉塵尾部煙氣側(cè)

藥劑NH

NOX降低（%﹥80

溫度范圍（℃）350～420300～350

NH逃逸（）催化劑按﹤5計

NO生成（）測數(shù)據(jù)

在改造機組上的應(yīng)用受空間限制，否則容易

備注*燃煤機組上增加經(jīng)驗*高的投資和空間要求*用過的催化劑問題*尾氣后布置中的煙氣再熱*資適當(dāng)選非催化還原

NH、NHOH尿素及其他藥品

高達60

850～1100（500～1200）

﹤50

﹤18

在已有鍋爐上的可應(yīng)用性有限

*過添加藥品，可將溫度窗口放大*率取決于溫度分布和鍋爐構(gòu)造*用尿素時，N生成受限于較高

較高（）*用于吸附及SO的還活炭工藝

NH

高達90～

測數(shù)據(jù)

的空間要求，否則容

原劑*資相對較高易

*性炭的過熱*NO脫除率必須保持在X90%95%一部分NOX氨逸逃在

在轉(zhuǎn)化器中被氧化DESONOX/SNOX

NH

﹥90380～

轉(zhuǎn)化器中被氧

測數(shù)據(jù)

容易

成濃度較高時呈褐色化

*DESONOX工藝中可另外脫除HF而在SNOX工藝中不能（一）選擇催化還原法（SCR）選擇催化還原即用氨(NHD作催化還原劑把NO轉(zhuǎn)換分子O分子把NH注工作溫度達600～F的催化劑床煙上流。選擇催化還原最重要的是能夠解決未反應(yīng)的NHs及副產(chǎn)物SO對電的影響。

SCR工藝的化學(xué)反應(yīng)式：催化劑4NH+6NO5NO4NH8NH+6N04NH+2N0+O

催化劑催化劑催化劑

4N7N+12HO3N關(guān)于催化還原最通用的兩種配置高粉塵及低粉塵運行方(見圖7-14)三為冷端設(shè)計，把催化還原裝置放在煙氣脫硫之后，以避免剩余NH影飛灰處理及綜合利用、避免和脫SO流程互作用見7-15)。圖7-14SCR的種配置方式圖7-15裝煙氣脫硫后的冷端歐洲和日本公用事業(yè)公司根據(jù)嚴(yán)格控制NO規(guī)程已經(jīng)采用選擇催化還原法對鍋爐尾部煙氣進行燃燒后處理1981年，電力研院進行了小規(guī)模的試驗驗證并評估了把選擇催化還原運用于美國低硫煤(CS-4386)的力。對國產(chǎn)硫煤的試驗正在進行規(guī)劃，與此同時，電力研究院已開始了以下兩項研究項在1981年驗的基礎(chǔ)上對年準(zhǔn)備的(CS-3603)選擇催化還原經(jīng)濟工程更新進評價；另一項是對NO/S0同時制裝置的狀況、性能特點，成本進行評估以便對煙氣脫硫和選擇催化還原兩者進行選擇。雖然選擇催化還原對電廠運行的效應(yīng)并不明顯其處理過程已顯示出除去NO的力使率達到90%要NO排量達到很低值還有待于更進一步的研究1987年3月德國和澳大利亞安

裝的8臺擇催化還原裝置總量為2200MW)行，到1992年個德國安裝的選擇催化還原裝可達到26000MW。本在大約8000MW量的燃煤電廠28000MW容的燃油電廠鍋爐上均裝有選擇催化還原裝置。通常的化學(xué)反應(yīng)(見表7-4)。表7-4主反應(yīng)4NO+4NH+O

氨氧物選還過中生化反→4N+6H

6NO+4NH

→5N+6H

6NO+8NH2NO+4NH4NO+4NH+3O12NO+16NH

→7N+12HO→3N+6H→2N+6H→4NO+6HO→4NOO→NO+3HO→5NO+3H→4NO+6H→14NO+24H

2SO

→2SO

NH+SO+HO+HOHSONH+NHNH+HCl

→NH→(NH)HSO→(NH)+H→(NH)HSO→NHCl

由于煙氣中氮的氧化物主要成份是一氧化(NO)反式(1)無疑是發(fā)生的主要化學(xué)反應(yīng)所需要的氨氮化物比NH)接近化學(xué)計量關(guān)系。在不添加催化劑的情況下理的上述還原溫度為—900℃是一度窗很狹窄度在～℃會氧化成見應(yīng)(6)(的還速度很快地降下，當(dāng)溫度低于800℃時，反應(yīng)速度很慢，此時需添加催化劑。根據(jù)所用催化劑的種類，反應(yīng)溫度可

以選擇在250～420℃間，甚可以低到～150。選擇非催化還原工藝(SNCR)和選擇催化還原工藝有不同的還原速(見圖7-16)圖7-16SNCR和SCR方法的比較反應(yīng)過程是可選擇的，這意味著不應(yīng)發(fā)生氨和二氧化硫的氧化過程。然而，氧對選擇性工藝是必不可少的，而且在氧化過程中不排除發(fā)生副反應(yīng)和產(chǎn)物。在所有可能發(fā)生的副反應(yīng)中反應(yīng)(7)和不希望有的NO反應(yīng)式～(11)的生成量不會很大。根據(jù)化學(xué)反應(yīng)反應(yīng)(12)～(16)，酸銨[(NH)S0，NH]的生成能會成為一個問題。燃料中含有硫分，在燃料的燃燒過程中，可發(fā)現(xiàn)SO的生量有限在加催化劑后反應(yīng)(12)可看到生成量有額外增加SO與過量的產(chǎn)生反應(yīng)生成NHHSONHNSO在～240℃溫度之間呈液體，當(dāng)溫度低于1℃呈固體。硫酸銨具有腐蝕性和粘性導(dǎo)尾部煙道設(shè)備損壞然SO的生量有限其產(chǎn)生的影響不可低估，在德國，隨同煙氣逃逸反應(yīng)器的未參與反應(yīng)的NH因被限制在0.38mg/Nm。對含硫煙氣凈化，催化劑的溫度必須選在上限范圍，即320～420℃(二據(jù)德國和澳大利亞安裝的8臺擇催化還原裝置運行的數(shù)據(jù)報道年電力研究院和美國環(huán)境保護機構(gòu)聯(lián)合主辦的固定燃燒控制論文集，美國公用事業(yè)公司對歐洲裝設(shè)的選擇催還原裝置特別感興趣，因為它們與日本的不同，而更適應(yīng)美國的環(huán)境條件爐渣(液態(tài)排渣和固排渣)其生的各種煙氣及飛灰特性可能影響催化劑帶成分的高硫煤可能過早地浸蝕和降低催化劑的活性3.循環(huán)運行(美，歐洲，日本燃煤鍋爐基本負(fù)荷對及過程控制中提出的問，以及在鍋爐經(jīng)受頻繁的溫度偏差影響時催化劑的持久性。歐洲的8臺選擇催化還原裝置均高位設(shè)計。選擇催化還原反應(yīng)器裝在省煤器和空氣預(yù)熱器之間，與濕式脫硫或噴霧干燥脫硫一起使用，并采用板式和蜂窩狀式催化劑，其中6臺裝在固態(tài)排鍋爐上，第7和8臺在液態(tài)渣鍋爐上，每臺處理的煙氣量為總煙氣的2，除了一臺鍋爐，其余的均燒硬質(zhì)煤，其含硫量低于1.3%有時使用的煤含硫量為1.8%，中一臺選擇催化還原裝置脫除NO要求達到，余的脫除NO計為65%～80%。設(shè)計去率時，可保證催化劑壽命為12000～16000小時2～年，剩<5ppm此法尚須在運行中驗證。到1987年2月每臺裝置的記錄為2000和6000小，數(shù)NO脫率設(shè)計為80%NH，低率為。(三初次運行及應(yīng)用中存在的問題：1.NH。入模式與選擇催化還原反應(yīng)器前導(dǎo)管中不均勻流

動的NOx匹配困難2.不能根據(jù)低NH3饋來控制優(yōu)選NH，注入(不能利用可靠的NH監(jiān)器。3.燒高灰份煤鍋爐改型裝置的腐及堵塞。4.再環(huán)飛灰液態(tài)排渣鍋爐砷中毒引起的催化劑活性低。5.負(fù)荷波動時的過程控制6.過的催化劑處理。用于這些裝置的投資費為65～125美元kW(1987年月貨匯價，投資費的大小取決于是新安裝或由于受嚴(yán)格的占地限制所作的改型。運行費用的變化為每kW5～美分，并保用2～年德國的民用電價大約為10芬兒Wh選擇催化還原使電價增加大約10%。據(jù)報道，為了競爭，德國劃增加20000MW改選擇催化還裝置，從而使催化劑成本顯著降低。原安裝成本與Stearns—Roger美國所用的成本預(yù)測相比假定催化劑壽命相)去1噸NOx，相應(yīng)削減成本1350～美元，即比使用低NO燃燒器削減成本高一個數(shù)量級。(四選擇非催化還原(SNCR)SNCR法一種不使用催化劑，850℃到1100溫度范圍內(nèi)還原NO的法。脫硝反應(yīng)的溫度范圍稱為溫度窗口。它與所使用的藥品種類有關(guān)，最常用的藥品為氨和尿素CCO(NH)。噴藥點必須位于燃燒室和省煤器間的過熱器區(qū)域。當(dāng)溫度高于溫度窗口時，氮被氧化，生成更多的氧化；當(dāng)溫度低于溫度窗口時，轉(zhuǎn)化率變低，可形成氨。煙氣中NO和藥品在最佳反應(yīng)溫下的良好混合對于提高NO還原率及降低NH，逸是十分重要的煙粘度高投點選用當(dāng)會影響與品的混合由于負(fù)荷變化所引起的溫度波動有必要在不同的高度上選擇噴藥點，以調(diào)整至恰當(dāng)?shù)臏囟却翱凇３诉€原劑在煙氣中的分布和混之外，其微滴的大小也是相當(dāng)重要的。過小的微滴會蒸發(fā)過快，并在過高溫度下反應(yīng)；較大微滴發(fā)過慢，并在較低溫度范圍內(nèi)在爐膛頂部反應(yīng)。在第一種情況下，還原率較低。甚至可能形NO；后一種情況下NH的逃增加。藥品的載體可為壓縮空氣、蒸汽或水，在采用低氮燃燒措施的鍋上，可以用上部燃燼風(fēng)和再循環(huán)煙氣作載體，從切向或橫向噴入。在奧地利、丹麥、德國，荷蘭和瑞典的燃煤機組上進行了數(shù)次全尺S試。在德國，多數(shù)電廠運行人員愿意選擇SCR法。為，在對適用的低NO技術(shù)須作出決定時，對于SNCR法還法提供令人滿意的結(jié)果。目前，正在各種小型燃燒設(shè)熱率50MW)、業(yè)爐(玻璃熔爐、水泥窯，以及垃圾焚燒爐上對SNCR法行試驗在瑞典正在紙漿及造紙工業(yè)的一臺黑色溶液回收爐上進行第一批試驗。有些運行人員報告SNCR的NO還水平超過80%普遍認(rèn)為，在一般情況下，考慮到各種運行工況和有氨逃逸SNCR法平還原能力為30%60%如圖7-17（垃圾焚燒爐）所示。當(dāng)凈煙側(cè)NO值時，氨的逃逸率超比增加；當(dāng)NO值80mg/m時，NH的逸量約為15g/m。

//）mgm（量逸逃HN

NO含量3400mg/m3(mg/m干態(tài)，容積)NOX含量（圖7—17NH3逃量與凈煙氣含量的關(guān)系SNCR法較適用于原煙氣NO含量還原率較低的機組。其維修、磨損件及電能的耗用都較低，主要受還原劑成本（所要求的凈煙氣NO濃和還原率存量和控制技術(shù)的影響。對于一臺垃圾焚燒爐來說，要求凈煙氣NO濃小于10，還原大于75%時SNCR的投資僅為相應(yīng)SCR裝置的20%～。SNCR法能對于褐煤鍋爐比較適。從示范裝置和全尺寸工業(yè)設(shè)備上得到典型運行數(shù)據(jù)（燃燒、燃油及燃?xì)獗?-5

煙氣流量NH/NOX

從范置安尺工設(shè)上出典SNCR行據(jù)/h3.500～1.5×101.5～

NH逃逸量NO還原率XNO入口濃度X噴藥層數(shù)溫度范圍

℃

﹤153060(85)300～14001～49001100SNCR法業(yè)機組現(xiàn)已在奧地利德國投入運行（見表7-6組功率>表7-6SNCR商業(yè)組電廠和電力公司

電功率

燃料

添加劑

NO還原X

N/R

起動年

備注（MW）

率（%

份奧地利St.Andrǎ,ODKZeltweg,ODKRiederbach,ODK

110137160

褐煤硬煤褐煤

氨水氨水尿素

40～6040～6070

198919891987

DBB切圓燃燒

Mitte,

112

褐煤

尿素

SalzburgerStadtwerke聯(lián)邦德國HemeⅣMainzlⅡC,BKB

50010075327

硬煤硬煤硬煤褐煤

氨氨氨氨水

﹥50﹥8530

N

1989198919861988

DBB對沖燃燒WBBWBB灰再循環(huán)瑞典HallstahammarLinkoping

2222888860

泥煤，木頭煤，木頭木頭，泥煤煤木頭，泥煤

NH尿素NH尿素NH

5050505050

NN

19911991199219921991

PF鏈條爐Stockholm

煤

NH

1991

380

泥煤

尿素

60