8-硫氧化物的污染控制

,第八章硫氧化物的污染控制,1,硫循环及硫排放燃烧前燃料脱硫流化床燃烧脱硫高浓度二氧化硫尾气的回收与净化低浓度二氧化硫烟气脱硫我国二氧化硫排放控制策略,本章主要内容,2,受人为活动影响的硫循环全球和我国的硫排放状况二氧化硫排放的环境影响二氧化硫减排措施与途径,一、硫循环及硫排放,3,受人类活动影响的硫循环,一、硫循环及硫排放,4,一、硫循环及硫排放,全球和我国的硫排放状况,硫的人为排放,燃料燃烧时，其中的硫大部分转化为SO2含硫矿石的加工是另一重要人为源，黄铜矿冶炼,5,一、硫循环及硫排放,全球和我国的硫排放状况,全球人为源的硫排放,硫排放控制重点：控制与能源活动有关的排放,6,一、硫循环及硫排放,全球和我国的硫排放状况,全球人为源的硫排放,欧美历史上增长最快的时期,我国历史上增长最快的时期,全球二氧化硫排放量,7,一、硫循环及硫排放,全球和我国的硫排放状况,我国人为源的硫排放,全国煤炭消费总量（亿吨）,全国SO2排放总量（万吨）,增加9亿吨,下降14.3%,8,一、硫循环及硫排放,全球和我国的硫排放状况,我国人为源的硫排放,2011年工业行业二氧化硫排放情况,9,一、硫循环及硫排放,二氧化硫排放的环境影响,早期局地环境中二氧化硫的浓度升高近100年来二氧化硫等酸性气体导致的酸沉降最近形成二次细粒子硫酸盐硫酸盐对人体健康、能见度和全球气候产生影响,10,一、硫循环及硫排放,城市二氧化硫污染,2011年地级及以上城市二氧化硫年均浓度分布,二氧化硫排放的环境影响,11,一、硫循环及硫排放,酸雨,2011年全国降水pH年均值等值线示意图,二氧化硫排放的环境影响,12,一、硫循环及硫排放,酸雨,降水中主要离子当量浓度比例,二氧化硫排放的环境影响,13,一、硫循环及硫排放,细颗粒物中的硫酸盐,二氧化硫排放的环境影响,PM2.5硫酸根年均浓度（g/m3),资料来源：NARSTO,2004;Yaoetal.(2002,Atmos.Envi.);思汇研究所，2004,14,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,日本的二氧化硫排放控制历程,15,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,日本的二氧化硫排放控制历程,16,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,日本的二氧化硫排放控制历程,17,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,日本的二氧化硫排放控制历程,18,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,日本的二氧化硫排放控制历程,19,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,日本的二氧化硫排放控制历程,20,一、硫循环及硫排放,二氧化硫减排措施与途径,欧洲的二氧化硫排放控制历程,Source:IIASAhttp:/gains.iiasa.ac.at,21,硫循环及硫排放燃烧前燃料脱硫流化床燃烧脱硫高浓度二氧化硫尾气的回收与净化低浓度二氧化硫烟气脱硫我国二氧化硫排放控制策略,本章主要内容,22,煤炭的固态加工煤炭的转化重油脱硫,二、燃烧前燃料脱硫,23,国外冶金和动力用煤标准煤炭洗选：通过物理、化学或微生物分选的方法使煤和杂质有效分离，并加工成质量均匀、用途不同的煤炭产品物理洗煤：根据煤炭和杂质物理性质的差异分选。分选后原煤含硫量降低40%-90%。,煤炭的固态加工,煤炭洗选,炼焦煤：S1%，灰分6-8%；动力煤：S:0.5-1%，灰分15-20%,二、燃烧前燃料脱硫,24,国外冶金和动力用煤标准煤炭洗选：通过物理、化学或微生物分选的方法使煤和杂质有效分离，并加工成质量均匀、用途不同的煤炭产品物理洗煤：根据煤炭和杂质物理性质的差异分选。分选后原煤含硫量降低40%-90%。化学洗煤：利用氧化、化学浸出、化学破碎、溶剂精炼等化学方法脱硫微生物洗煤：利用微生物对有机硫和无机硫的氧化、分解作用脱硫,煤炭的固态加工,煤炭洗选,炼焦煤：S1%，灰分6-8%；动力煤：S:0.5-1%，灰分15-20%,二、燃烧前燃料脱硫,25,煤炭的固态加工,型煤固硫,二、燃烧前燃料脱硫,以无机粘结剂或沥青等为粘结剂，添加钙系固硫剂，干馏或压制成型民用蜂窝煤加石灰固硫率可达50%以上，工业锅炉型煤加石灰固硫可达到80%以上型煤燃烧的烟气黑度低于0.5林格曼级，烟尘量减少60以上，SO2排放量和苯并a芘减少50，NOx排放量下降25，节煤率15我国目前工业型煤的生产能力550万吨，多用于中小锅炉上。,26,煤炭的转化,煤炭气化,二、燃烧前燃料脱硫,采用空气、氧气、CO2和水蒸气等作为气化剂，在气化炉内反应生成不同组分不同热值的煤气,27,煤炭的转化,煤炭气化,二、燃烧前燃料脱硫,固定床、流化床、气流床和熔融床四种方法，以固定床气化炉为主煤气脱硫:硫化氢（H2S，0.71%）湿法脱硫：物理吸收法、化学吸收法和氧化法干法脱硫：Fe2O3H2O+3H2SFe2S3H2OFe2S3H2O+3/2O2Fe2O3H2O+3S回收硫的Claus方法：H2S+0.5O2S+H2OH2S+1.5O2SO2+H2O,28,煤炭的转化,煤炭液化,二、燃烧前燃料脱硫,通过化学加工转化为液态烃燃料或化工原料直接液化（煤浆在400、10MPa、铁系或者镍钼钴类催化剂条件下直接加氢裂解）IG法、溶剂精炼煤法、供氢溶剂法（EDS）、氢煤法、两段催化液化法间接液化（以煤气化的合成气为原料，在一定温度和压力下，催化合成液态燃料）弗托合成法、甲醇转化成汽油法,思考题：煤炭气化和液化的优点和缺点？,29,重油脱硫,二、燃烧前燃料脱硫,在钼、钴、镍等金属氧化物催化剂作用下，通过高压加氢反应，切断碳与硫的化学键，以氢置换出碳，同时氢与硫作用形成H2S，从重油中分离出来，用吸收法除去脱硫方法直接脱硫：将重油直接引入装有催化剂的反应塔加氢脱硫间接脱硫：先把重油减压蒸馏，分成馏出油和残油，单独将馏出油进行加压加氢脱硫，然后与残油相结合；或对残油进行处理，分离出沥青后再与馏出油混合进行加氢处理,30,重油脱硫,二、燃烧前燃料脱硫,加氢脱硫,31,硫循环及硫排放燃烧前燃料脱硫流化床燃烧脱硫高浓度二氧化硫尾气的回收与净化低浓度二氧化硫烟气脱硫我国二氧化硫排放控制策略,本章主要内容,32,流化床燃烧技术概述流化床燃烧脱硫的化学过程流化床脱硫的主要影响因素脱硫剂的再生,三、流化床燃烧脱硫,33,气流速度介于临界速度和输送速度之间，煤粒保持流化状态有利于燃料的充分燃烧对煤种的适应性强流化床燃烧器的床层温度一般控制在850-950之间,加强气固传质延长停留时间预热新煤表面更新,三、流化床燃烧脱硫,流化床燃烧技术概述,流化燃烧过程,34,三、流化床燃烧脱硫,流化床燃烧技术概述,流化床燃烧器,鼓泡流化床锅炉流化速度：临界速度的2-4倍循环比：4：1,35,三、流化床燃烧脱硫,流化床燃烧技术概述,流化床燃烧器,循环流化床锅炉,流化速度鼓泡床循环比20：1,36,三、流化床燃烧脱硫,流化床燃烧脱硫的化学过程,脱硫剂：石灰石(CaCO3)、白云石(CaCO3MgCO3)炉内化学反应,由于孔隙堵塞，CaO不可能完全转化为CaSO4,37,流化床燃烧脱硫的影响因素,钙硫比表示脱硫剂用量的指标，是对脱硫影响最大的性能参数Ca/S（R）对脱硫率（）的影响达到90%脱硫效率的钙硫比：常压鼓泡流化床3.0-3.5；常压循环流化床1.8-2.5；增压流化床1.5-2.0,m综合影响参数,是床高、流化速度、脱硫剂颗粒尺寸、脱硫剂种类、床温和运行压力等的函数,三、流化床燃烧脱硫,38,流化床燃烧脱硫的影响因素,钙硫比,三、流化床燃烧脱硫,39,脱硫率/%,流化床燃烧脱硫的影响因素,煅烧温度,三、流化床燃烧脱硫,脱硫效率与床层温度的关系：最佳脱硫效率的温度区间为800850oC温度低时，孔隙量少、孔径小，反应被限制在颗粒外表面温度过高，CaCO3的烧结变得严重,40,流化床燃烧脱硫的影响因素,脱硫剂的颗粒尺寸和孔隙结构,三、流化床燃烧脱硫,颗粒孔隙结构应有适当的孔径大小，既保证一定孔隙容积，又保证孔道不易堵塞,41,流化床燃烧脱硫的影响因素,脱硫剂的种类,三、流化床燃烧脱硫,白云石的孔径分布和低温煅烧性能好，但易发生爆裂扬析，且用量大近两倍常压石灰石增压鼓泡流化床白云石分段流化的增压循环流化床石灰石,42,思考题：如何提高流化床的脱硫效率？,脱硫剂的再生,不同温度下的再生反应一级再生法：1100以上二级再生法870930540700,CaSO4+4H2=CaS+4H2O,CaSO4+4CO=CaS+4CO2,CaS+H2O+CO2=CaCO3+H2S,三、流化床燃烧脱硫,43,硫循环及硫排放燃烧前燃料脱硫流化床燃烧脱硫高浓度二氧化硫尾气的回收与净化低浓度二氧化硫烟气脱硫我国二氧化硫排放控制策略,本章主要内容,44,二氧化硫催化氧化反应机理高浓度二氧化硫尾气制酸工艺,四、高浓度二氧化硫尾气的回收与净化,45,冶炼厂、硫酸厂和造纸厂等工业，SO2浓度通常240化学反应式反应1为放热反应，温度低时转化率高工业上一般采用多层催化床层,四、高浓度二氧化硫尾气的回收与净化,二氧化硫催化氧化反应机理,46,高浓度SO2尾气制酸工艺,采用多段催化床流程，段间冷却，逐步提高SO2的转化率,四、高浓度二氧化硫尾气的回收与净化,47,高浓度SO2尾气制酸工艺,四、高浓度二氧化硫尾气的回收与净化,48,硫循环及硫排放燃烧前燃料脱硫流化床燃烧脱硫高浓度二氧化硫尾气的回收与净化低浓度二氧化硫烟气脱硫我国二氧化硫排放控制策略,本章主要内容,49,烟气脱硫方法概述石灰石/石灰法湿法烟气脱硫技术喷雾干燥法烟气脱硫技术氧化镁湿法烟气脱硫技术海水烟气脱硫技术湿式氨法烟气脱硫技术干法烟气脱硫技术烟气脱硫技术的综合比较,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,50,烟气脱硫方法,分类脱硫剂状态：湿法、半干法和干法脱硫产物处置方式：抛弃法和再生法,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,51,烟气脱硫方法,应用,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,到2010年底，脱硫装机容量占火电装机比例达到80%，其中90%以上为石灰石湿法脱硫,52,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,吸收剂:石灰石/石灰工艺特点:脱硫效率高达95%以上；技术成熟，设备运行可靠性高(系统可用率达98%以上)；单塔处理烟气量大，SO2脱除量大；适用于任何含硫量的煤炭；对锅炉负荷变化的适应性强；吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得；脱硫副产物(石膏)便于综合利用。,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,53,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰湿法脱硫化学原理,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石湿法脱硫SO2的溶解吸收石灰石的解离和中和,慢反应,pH值高时,关键反应,54,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰湿法脱硫化学原理,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石湿法脱硫吸收反应在有氧存在的时候，亚硫酸钙的氧化,55,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰湿法脱硫化学原理,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰湿法脱硫SO2的溶解吸收石灰的解离和中和,56,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,57,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石制备系统：石灰石粉料仓、石灰石磨机及测量站吸收和氧化系统：由洗涤循环系统、除雾器和氧化工序组成的吸收塔烟气系统：脱硫风机、烟气再热系统、烟囱石膏脱水系统：由水力旋流分离器、真空皮带过滤机和石膏储存系统组成废水处理系统自动控制系统,58,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,吸收塔,烟气脱硫的核心装置喷淋塔：多采用逆流方式布置，烟气流速为3m/s左右，液气比825L/m3优点：内部部件少，结垢可能性小，压力损失小,59,除雾器一般设置在吸收塔顶部,通常为二级；设置冲洗水，间歇冲洗除雾器；主要采用折流板除雾器或旋流板除雾器；折流板除雾器中两板之间的距离为20-30mm，对于垂直安置，气体平均流速为2-3m/s；对于水平放置，气体流速一般为6-10m/s；烟气除雾后含雾量低于75mg/m3(标况、干态),五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,60,氧化槽氧化槽的功能是接收和储存石灰石，溶解石灰石，鼓风氧化CaSO3，结晶生成石膏一般将氧化系统组合在塔底的浆池内，利用大容积浆池完成石膏的结晶过程，就地氧化氧化空气采用罗茨鼓风机鼓入，压力为5-86kPa，一般氧化1molSO2需要1molO2循环的石灰石在氧化槽内设计停留时间一般为4-8min，与石灰石的反应性能有关,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,61,雾化喷嘴雾化喷嘴的功能是将石灰石浆液转化为能够提供足够接触面积的雾化小液滴以有效脱除烟气中二氧化硫吸收塔内设36个喷淋层，每个喷琳层装多个雾化喷嘴，交叉布置，覆盖率达200300湿法脱硫采用的喷嘴一般为离心压力雾化喷嘴，喷嘴入口压力在50-200kPa之间喷嘴出口流速约10m/s，雾滴直径约1320-2950m，大水滴在塔内的滞留时间1-10s，小水滴在一定条件下呈悬浮状态喷嘴用碳化硅制造，耐磨性好，使用寿命十年以上,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,62,增压风机四种布置方案,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,63,烟气再热系统蓄热式换热器：利用未脱硫的热烟气加热冷烟气，通称GGH回转式烟气换热器介质循环换热器管式换热器非蓄热式换热器：通过蒸汽、天然气等将冷烟气重新加热直接加热：燃烧加热部分冷烟气，然后冷热烟气混合达到所需温度间接加热：用低压蒸汽通过热交换器加热冷烟气，投资省但能耗大，适用于脱硫装置年利用率小于4000小时的情况,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,工艺流程及设备,64,烟气脱硫方法概述石灰石/石灰法湿法烟气脱硫技术氧化镁湿法烟气脱硫技术海水烟气脱硫技术湿式氨法烟气脱硫技术喷雾干燥法烟气脱硫技术干法烟气脱硫技术烟气脱硫技术的综合比较,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,65,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,66,典型操作条件,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,浆液pH值随着浆液pH值的升高,因为浆液中有较多的CaO或者CaCO3存在，有利于脱硫；对于石灰石法，pH6后脱硫效率不会继续升高，反而降低，原因是随着H+浓度的降低，Ca2+的析出越来越困难；浆液pH值对CaSO3和CaSO4溶解度的影响；浆液pH值对亚硫酸盐存在形态的影响。,石灰石系统的最佳pH值范围在4-6石灰法的最佳pH值范围在8-9,67,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,浆液pH值,68,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,浆液pH值,为碳酸根提供H+，促进水解,浆液pH值对亚硫酸盐存在形态的影响,69,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,石灰石品质：成分、粒径、活性,石灰石成分碳酸钙：石灰石中碳酸钙的重量百分含量应高于85%，含量太低造成吸收剂耗量和运输费用增加杂质的影响：亚硫酸盐、可溶性铝、Cl-等，降低石灰石的反应活性，形成石灰石浆液的盲区石灰石粉的粒径分布筛下质量百分数：90%通过325目筛（44m）反应活性：烟气湿法脱硫石灰石粉反应速率的测定(DT/T943-2005),70,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,烟气流速,烟气流速提高，增强气液传质，提高脱硫效率烟气流速提高，缩短接触时间，吸收不完全，烟气携带液滴增多喷淋塔的空塔设计流速通常在3-5m/s范围内，其上限由除雾器性能决定逆流筛板塔的最佳烟气流速由筛板的水力特性决定：如果烟气流速太低，筛板不能持液；烟气流速太高，产生液泛，并引起压力损失急剧上升顺流填料塔的空塔设计流速为5-7m/s,71,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,液气比（L/G）,L/G增大，SO2吸收面积增大，中和SO2的碱量增多，传质系数增大，效率提高吸收塔氧化槽中SO32-氧化率与浆液对O2的吸收率有关。L增大，O2增加，对防止吸收塔内表面结垢和塔内生成的副产物石膏的物理性质产生影响,72,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,控制水分蒸发速度和蒸发量高液气比(降低过饱和度,冲刷)控制亚硫酸盐的氧化率20%循环池中鼓氧强制氧化,存在的问题问题关键解决方法设备腐蚀酸性环境防腐材料；降低Cl-浓度结垢和堵塞蒸发结垢:蒸发时固体沉积Ca(OH)2或CaCO3沉积或结晶CaSO3或CaSO4结晶析出,73,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,影响因素与存在的问题,存在的问题问题关键解决方法设备腐蚀酸性环境防腐材料；降低Cl-浓度结垢和堵塞除雾器阻塞雾滴被气流裹挟改善结构、冲洗脱硫剂的利用率脱硫剂表面被阻塞脱硫液在循环池中停留510min液固分离半水亚硫酸钙难以分离亚硫酸钙氧化固体废物的处理处置含水率60%脱水、综合利用二次污染汞副产物的合理处置,74,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰法烟气脱硫工艺的改进,75,加入己二酸的石灰石法需解决的问题：石灰石法SO2吸收慢、去除率低添加剂：己二酸，pH值：亚硫酸10mmol/l时，吸收速率不受石灰石溶解速率控制主要作用：抑制气液界面上SO2溶解造成的pH下降，提高脱硫率己二酸钙可溶，减少结垢,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰法烟气脱硫工艺的改进,76,加入己二酸的石灰石法优点：无需修改工艺流程，已二酸可在任意位置加入通常已二酸消耗量小于5kg/t石灰石对于500MW电站的烟气脱硫系统，每天仅消耗已二酸0.6-3.0t已二酸的加入，大大提高了石灰石利用率，从54-70%提高到80%以上,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰法烟气脱硫工艺的改进,77,添加硫酸镁的石灰石法需解决的问题：结垢、SO2吸收慢、去除率低添加剂：硫酸镁化学反应原理：,MgSO4溶解，亚硫酸与镁反应生成MgSO3中性离子对,MgSO3中性离子对与H2SO3反应,在CaCO3存在时,MgSO3得以再生,SO2与水反应形成H2SO3,沉降反应,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰法烟气脱硫工艺的改进,78,双碱法烟气脱硫需解决的问题：结垢、SO2吸收慢、去除率低吸收剂：碱金属盐或碱溶液化学反应原理：碱金属盐或碱溶液吸收SO2，通入石灰石/石灰将硫以硫酸钙或亚硫酸钙的形式沉淀出来，石灰石/石灰起再生剂的作用吸收反应吸收过程中的副反应,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰法烟气脱硫工艺的改进,79,双碱法烟气脱硫熟石灰再生反应石灰石再生,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,石灰石/石灰湿法烟气脱硫技术,石灰石/石灰法烟气脱硫工艺的改进,80,双碱法烟气脱硫优点：对SO2吸收容量大，克服SO2吸收受CaCO3溶解度限制的缺点钠盐溶解度大，没有固体沉积和堵塞吸收液的再生和脱硫渣的沉淀均在吸收塔外进行，减少了塔内结垢吸收效率高缺点：系统复杂，脱硫成本高,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,氧化镁湿法烟气脱硫技术,再生法工艺流程,81,气液比2.7-5.4,固含量10%,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,氧化镁湿法烟气脱硫技术,再生法工艺流程,82,1016%,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,氧化镁湿法烟气脱硫技术,再生法化学反应原理,83,SO2吸收,MgO过量5%,亚硫酸镁氧化：,硫酸镁热分解温度高于亚硫酸镁，需要添加抑制剂抑制亚硫酸镁的氧化,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,氧化镁湿法烟气脱硫技术,再生法化学反应原理,84,固体分离和干燥,MgSO3再生：,煅烧温度一般控制在933-1143K,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,氧化镁湿法烟气脱硫技术,抛弃法(氢氧化镁法)工艺流程,85,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,氧化镁湿法烟气脱硫技术,抛弃法工艺流程,86,将强制氧化后的硫酸镁溶液进行过滤除去不溶杂质，再浓缩后结晶生成,硫酸镁回收系统,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,FlaktHydro工艺,87,烟气系统吸收系统供排海水系统海水恢复系统,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,FlaktHydro工艺化学原理,88,吸收塔中，烟气中SO2与海水接触发生以下反应:SO2+H2OH2SO3H2SO3H+HSO3-HSO3-H+SO32-,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,FlaktHydro工艺化学原理,89,在曝气池中，发生以下反应:SO32-+1/2O2SO42-CO32-+H+HCO3-HCO3-+H+H2CO3CO2+H2O,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,Bethtel工艺,90,利用海水中的镁与石灰浆反应产生Mg(OH)2，再用Mg(OH)2吸收SO2,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,海水烟气脱硫对海洋环境的影响,91,海水脱硫装置进出海水水质比较,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,海水烟气脱硫对海洋环境的影响,92,符合排放标准排海的重金属量,取决于除尘器的除尘效率和燃煤的重金属含量长期影响？,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,海水烟气脱硫技术,海水烟气脱硫工艺特点,93,工艺简单，运行可靠系统无磨损、堵塞和结垢问题脱硫效率可达90以上无废物处置问题，产物可直接排入大海投资运行费用低适用于沿海且燃用低硫煤的电厂应用深圳西部电厂、福建后石电厂、厦门嵩屿电厂、秦皇岛电厂、华电青岛电厂、华能海门电厂,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,湿式氨法烟气脱硫技术,基本化学原理,94,脱硫剂：5%10%氨水；产物：硫酸铵脱硫率：90%99%化学反应原理再生方法：热解、氧化、酸化,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,湿式氨法烟气脱硫技术,新氨法烟气脱硫工艺,95,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,湿式烟气脱硫技术小结,96,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,喷雾干燥法烟气脱硫技术,工艺流程及主要设备,97,纯度80-90%的CaO,120-160,半干法干法)脱硫剂性质来源、利用率(湿法:90%;半干法:50%;干法:半干法干法占地面积回收法湿法抛弃法湿法半干法干法脱硫副产品的处理处置综合利用、堆放、填埋工况适应性良好的负荷跟踪特性单位脱硫成本湿法半干法干法,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,烟气脱硫技术的综合比较,烟气脱硫技术选择原则,111,脱硫后烟气中的SO2可达到脱硫要求，并具有很好的可升级性能技术成熟、运行可靠，最好已经商业化，并有较多的应用业绩脱硫设施投资一般应低于电厂主体工程总投资的15以下，脱硫后发电成本增加不超过3分/度脱硫剂供应有保证、占地面积小、脱硫产物可回收利用或易于处理处置,五、低浓度二氧化硫烟气脱硫,烟气脱硫技术的综合比较,烟气脱硫技术的量化评估,112,建立隶属函数，获得单因素评价矩阵,利用模糊数学原理处理相关指标，结合层次分析技术确定指标权重，实现脱硫技术的定量评估,硫循环及硫排放燃烧前燃料脱硫流化床燃烧脱硫高浓度二氧化硫尾气的回收与净化低浓度二氧化硫烟气脱硫我国二氧化硫排放控制策略,本章主要内容,113,六、我国二氧化硫排放控制策略,重点区域减排,总量减排,单个源局地控制,我国二氧化硫排放控制历程,1992年以来，工业污染物排放标准中逐步制定二氧化硫排放限值,1995年修订的大气污染防治法要求“划定酸雨控制区或者二氧化硫污染控制区”；2002年9月国务院批准两控区酸雨和二氧化硫污染防治十五计划,2006年确定十一五全国二氧化硫排放总量控制目标；2007年实施现有燃煤电厂二氧化硫治理十一五规划,114,六、我国二氧化硫排放控制策略,我国二氧化硫排放标准加严进程,火电厂大气污染物排放标准我国新建、扩建、改建锅炉SO2排放限值,锅炉大气污染物排放标准北京新建、扩建、改建锅炉SO2排放限值,2011全国新建:50/100/200mg/m3现有:50/200/400mg/m3,115,六、我国二氧化硫排放控制策略,硫超临界负荷,降水pH值,SO2浓度,GDP,以硫沉降超临界负荷为基础，综合经济、自然、技术和社会因素，划定酸雨和二氧化硫污染控制的重点区域,国务院批复的两控区划分方案,酸雨控制区和SO2污染控制区划分,116,六、我国二氧化硫排放控制策略,两控区概况：涉及27个省、自治区、直辖市，面积109万平方公里，占国土面积11.4%酸雨控制区80万平方公里，占国土面积8.4%二氧化硫污染控制区为29万平方公里，占国土面积3%两控区污染控制目标：两控区内排放二氧化硫的工业污染源达标排放，二氧化硫排放量控制在1400万吨城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准酸雨污染恶化的趋势得到缓解,酸雨控制区和SO2污染控制区划分,117,六、我国