洁净煤技术第07章烟气净化

1、第七章 烟气净化煤燃烧(氧化)过程中的一些不可燃或未燃尽的物质，包括固体物质细颗粒的烟尘；气体的氧化硫，氧化氮及其它。这些有害烟 气排入大气，对工农业生产及人类生存都带来很大危害。在我国消费的煤炭总量中，用于发电的占1/3，由于一方面电站容量越来越大，燃煤量大，向大气排放的污染物集中，另一方面也较易于采取集中治理措施，所以本章着重对大型燃煤电厂排放的烟尘，二氧化硫，氧化氮的洁净技术作详细介绍。第一节 燃煤电厂锅炉烟尘的净化烟气中的粉尘量主要取决于燃烧方式和煤质情况。煤中的灰分及未燃尽炭变成飞灰的份额。固态排渣煤粉炉为0.850.90；液态排渣煤粉炉为0.60左右；旋风炉为0.200.40；链条

2、炉为0.20左右；抛煤机炉为0.30左右；沸腾炉为0.400.60。同样的炉型，燃用的煤质不同，锅炉排烟中含尘浓度的差别也很大。据测试数据，固态排渣煤粉炉燃用发热量为28000kJ/kg、灰分为10%的优质煤时，排烟中的含尘浓度不足10g/m3(标)，而当燃用发热量为1447kJ/kg、灰分为47%的劣质煤时，含尘浓度可达70g/m3(标)左右。对飞灰粒度影响最大的因素是磨煤机的型式。燃煤电厂的磨煤机按转速可分为三类：低速磨煤机(1525r/min)，如筒式钢球磨煤机；中速磨煤机(50300r/min)，如平盘磨，碗式磨和E型磨等；高速磨煤机(5001500r/min)，如风扇磨，竖井磨等。磨

3、煤机型式的选择视煤的可磨性及煤质情况等而异。所磨制的煤粉，球磨机较细，中速磨次之，风扇磨较粗。链条炉，抛煤机炉的飞灰粒度大多在10-20µm之间。一般煤粉炉的飞灰粒度大多在3100m之间，粒度小于10µm的约占20%40%，小于44µm的约占60%80%。一、烟气净化技术的国内外状况工业发达国家早期由于电厂单机容量小，也曾用过机械除尘等技术较落后的除尘设备，但随着大容量电站锅炉的采用，技术落后、除尘效率低的除尘器已不能满足高效收尘的要求，另外，像日本的火力发电设备曾大部分燃油，但70年代石油危机以来，电厂朝着燃煤的方向发展，建设了一批燃煤电厂，其所产生的烟尘量比燃

4、油电厂增加100倍之多。因此，开发生产高效除尘器已成当务之急。70年代后高效除尘装置大量被采用，欧洲，美国、日本电站锅炉基本全部采用静电除尘器及布袋除尘器。我国使用电除尘器始于40年代，1949年以前仅有水泥，有色金属及制酸工业用的几台电除尘器，70年代初，钢铁工业和造纸工业开始用电除尘器。我国电站锅炉基本上是50年代由前苏联援建，大部分是50MW以下小机组，设计技术也是按当时苏联标准，大都采用离心式旋风除尘及水膜除尘器，仅有两个电厂装有苏联及原东德的电除尘器。80年代随着300MW及以上大机组的采用，低效的除尘器不仅不能满足环境要求，而且造成对大型风机磨损振动，直接影响大机组的安全生产，因此

5、，国内各制造厂纷纷引进国外技术并开发了各种型式的电除尘器，对于5m以上的微粒，仍可有99%的收尘效率(见表7-1)。表7-1 各种除尘设备对不同粒度微尘的平均收尘效率除尘器粒 度 范 围（m）总收尘效率（%）055101020204444隔板尘降室长锥形旋分器洗涤塔静电除尘器布袋除尘器2540909799.52279989910043929899.51008095100100100909710010010058.584.294.499.099.7电除尘器的供电电源，几十年来也有了迅速发展，由50年代的机械整流，发展到硅整流，控制系统也由80年代的可控硅到计算机控制。在中、小型机组上目前还有不少

6、仍然采用湿式文丘里(斜棒栅)水膜除尘器及旋风除尘器。二、各种除尘器的原理及特点(一)电除尘器1.特点电除尘器是利用强电场电晕放电使气体电离，粉尘荷电，并在电场力作用下，使粉尘从气体中分离出来的除尘装置。其特点是：(1)除尘效率高，可达99%以上；(2)本体压力损失小，压力损失一般为160300Pa；(3)能耗低，处理1000m3烟气约需0.20.6kW；(4)处理烟气量大，可达106m3/h以上；(5)耐高温，普通钢材可在350以下运行。缺点是：(1)耗钢量大；(2)占地面积大；(3)对制造、安装、运行要求严格；(4)对粉尘的特性较敏感，最适宜的粉尘比电阻范围为1045×1010cm

7、，若在此范围之外，应采取一定的措施，才能取得必要的除尘效率。2.电除尘器的基本工作原理是：在两种曲率半径相差很大的金属集尘极和放电极上，通以高压直流电，维持一个足以使电极之间气体产生电晕放电的不均匀电场，气体电离所生成的电子、阴离子和阳离子，吸附在通过电场的粉尘上而使粉尘荷电。荷电粉尘在电场库仑力作用下，向电极性相反的电极运动而沉积在电极上，以达到粉尘和气体分离的目的。当沉积在电极上的粉尘达到一定厚度时，借助振打机构使粉尘脱离电极落入灰斗，并由卸灰器输送出除尘器，净化后的气体由排气口引出(见图7-1)。图7-1 电除尘原理电除尘器按气流流动方向分为立式与卧式；按集尘极形式分为管式与板式；按放电

8、极性分为负电晕与正电晕；按粉尘的荷电与分离区的空间分为单区与双区；按清灰方式分为干式与湿式。燃煤电厂一般采用卧式、负电晕、板形集尘极、干式清灰、单区除尘器。(二)袋式除尘器l.特点袋式除尘器是利用织物制作的袋状过滤元件来捕集含尘气体中固体颗粒物的除尘装置。其特点是：(1)除尘效率高，一般在99%以上，除尘器出口气体含尘浓度在数十毫克每标准立方米之内，对亚微米粒径的细尘有较高的分级除尘效率；(2)处理风量的范围广，小的仅每分钟数立方米，大的可达每分钟数万立方米，既可用于尘源的通风除尘，改善作业场所的空气质量，也可用于电站锅炉及工业炉窑的烟气除尘，减少大气污染物的排放；(3)结构比较简单，维护操作

9、方便；(4)在保证同样高的除尘效率前提下，造价低于电除尘器；(5)采用玻璃纤维、Nomex等耐高温滤料时，可在200以下的高温下运行；(6)对粉尘的特性不敏感，不受粉尘比电阻的影响；(7)用于干法脱硫系统，可适当提高脱硫效率。缺点是：(1)体积与占地面积较大；(2)本体压力损失较大，一般为10002000Pa；(3)对滤袋质量有严格的要求，若滤袋破损率高，使用寿命短，则运行费用将大大增加。2.袋式除尘器的基本工作原理是：含尘气体进入挂有一定数量的滤袋的袋室后，首先被干净的滤袋纤维过滤。随着阻留的粉尘不断增加，一部分粉尘嵌入滤料内部；一部分覆盖滤袋表面形成一层粉尘层。此时，含尘气体的过滤主要依靠

10、粉尘层进行，其除尘机理为含尘气体通过粉尘层与滤料时产生的筛分、惯性、粘附、扩散与静电等作用。当粉尘层加厚，压力损失达到一定程度时，需要进行清灰。清灰后压力降低，但仍有一部分粉尘残留在滤袋上，在下一个过滤周期开始时，起良好的捕尘作用。(三)湿式除尘器1.湿式除尘器的特点。藉水或其它液体形成的液网、液膜或液滴与含尘气体接触，借助于惯性碰撞、扩散、拦截、沉降等作用面捕集尘粒，使气体得到净化的各类除尘装置，统称湿式除尘器。其特点是：结构简单，无转动部件，造价较低，安装、维护、管理均较方便，除尘效率一般可达90%95%，能适应高温、高湿气体以及粘性大的粉尘，并能净化部分有害气体。缺点是；需消耗一定的水量

11、，有处理灰水的麻烦，排烟温度低，不利于扩散，湿灰利用也比较困难，对憎水性或水硬性的粉尘不宜采用，对腐蚀性较大的气体则需有防腐措施。2.湿式除尘器种类及工作原理。湿式除尘器的种类很多，目前燃煤电厂常用的有：水膜除尘器，斜棒栅除尘器和文丘里管除尘器。各自的基本工作原理如下：（1）水膜除尘器水膜除尘器俗称捕滴器，是一种切向直通湿式旋风除尘器。其入口在旋风筒的下方，含尘气体切向(或蜗壳)进入除尘器后，旋转上升。旋转气流所产生的离心力将尘粒甩向筒壁。粉尘一旦达到筒壁，即被由除尘器上部供水装置形成的自上而下流动的均匀水膜所捕集，并排出筒体。(2)斜棒栅除尘器斜棒栅除尘器由进口烟道处的斜棒栅与捕滴器组成。斜

12、棒栅前装有雾化喷嘴，运行时产生大量细小的水滴。含尘烟气通过雾化水滴流向斜棒栅，而错列布置的斜棒四周形成比较完整的自上而下的流动水膜，烟气流经时，多次改变运动方向，一部分粒径较大的湿灰粒因受惯性力的作用被斜棒表面水膜捕集带走；另一部分粒径较小的尘粒在棒栅处，与细小水滴再次发生碰撞、粘附、凝聚，形成较大的灰水滴，随烟气进入捕滴器，依靠离心力和重力作用而被分离。过去，曾在垂直于进口烟道的平面上布置卧式洗涤栅，运行结果大多洗涤栅堵灰，被迫拆除。而斜棒栅除尘器却能高效稳定运行，其原因主要是：栅棒斜置，且主要由顶部稳压水箱供水，可以形成比较完整的水膜；斜棒栅的表面积与形状系数大于卧式洗涤栅；烟气与水滴通过

13、斜棒栅的时间比卧式洗涤栅长，加之，斜棒栅除尘器为防堵灰事故，在烟道底部与斜棒栅前加设了喷管，因此其运行可靠性有很大的提高(图7-2斜棒栅结构示意图)。文丘里管除尘器由文丘里管与捕滴器组成。含尘气体进入文丘里管，在收缩段加速，至喉口处流速达5570m/s。在接近喉口处喷入水，在水滴被高速气流迅速破碎的过程中，尘粒与细水滴开始有效地碰撞，凝聚。进入扩散段后，由于流通断面逐渐扩大，气流减速，尘粒与水滴再碰撞，凝聚而形成灰水滴，然后到捕滴器内分离捕集(见表7-2)。图7-2 斜棒栅除尘器结构示意图l-斜棒；2-雾化喷嘴；3-导灰板；4-冲灰水管；5-窥视孔；6-喷管；7-套管；8-矾士水泥砂浆；9-稳

14、压水箱；10-支撑板表72 文丘里管除尘器基本设计参数项目单位设计参数收缩段收缩角度2330最大45扩散段扩散角度68最大10喉部长度200350喉口烟气流速m/s5575文丘里管干态阻力系数圆形0.150.18矩形（高度比1.02.0）0.25园矩结合（高度比1.5）0.200.22文丘里管湿态阻力系数圆形内喷（溅椎）0810.87外喷（溅板）0.300.46文丘里管水耗内喷/m3(标)0.130.18外喷/m3(标)0.180.21(四)旋风除尘器1.旋风除尘器的特点旋风除尘器是利用旋转的含尘气流所产生的离心力，将粉尘从气流中分离出来的除尘装置。其特点是：(1)除尘器本身没有运动部件，结构

15、简单，制造安装费用较少；(2)维护管理方便；(3)耐高温，可采用各种不同的材料制作，以适应粉尘物理性能的特殊要求。缺点是：(1)处理风量较大时，需采用多个旋风子组合，风量分配不易均匀，(2)某些部位易磨损；(3)排灰口易堵塞；(4)在电厂允许的压力损失及一般的飞灰粒径条件下，除尘效率难满足环保的要求，尤其是捕集细尘的能力较差。旋风除尘器由进气口，简体、锥体、排气管、集灰斗等部分组成，如图7-3所示。图7-3 旋风除尘器示意图2.旋风除尘器的工作原理 其基本工作原理是：含尘气流从进气口切向进入除尘器后，沿壁面自上而下作旋转运动。气流被迫一边旋转一边向下由筒体到达锥体。下旋气流到达锥体端部后就折转

16、方向，旋转上升，通过排气管离开除尘器。含尘气流作旋转运动时，其中尘粒在离心力的作用下，向壁面移动，到达壁面的尘粒，在气流和重力的作用下，沿壁面流入灰斗。3，旋风除尘器的种类很多，但是在燃煤电厂锅炉上采用的旋风除尘器主要有两种，一种是大直径旋风除尘器；另一种是多管除尘器。多管除尘器在小型电站锅炉上使用较多，目前已逐步被淘汰。大直径旋风除尘器中应用较多的是简体内径为900mm的C 型除尘器，粉尘在旋风除尘器中所受到的离心力除与粉尘的粒径、密度及气流速度有关外，也与旋风筒的直径有关。大直径旋风除尘器，由于直径较大，产生的离心力较小，同时由锥顶折返向上流动的气流往往把一些已经分离出来的粉尘再重新带回去

17、，所以除尘效率不高。C型旋风除尘器与一般旋风除尘器的区别；一是气流入口位置略低；二是筒壁内加螺旋形的导灰槽。含尘烟气从入口处切向进入，在获得旋转运动的同时，分为上、下两个旋涡。较粗的尘粒随下旋涡气流分离主筒壁，一部分尘粒进入导灰槽内，余下的尘粒由向下旋转运动的气流直接带入灰斗。上旋涡气流对细尘有聚集作用，在顶盖下形成强烈旋转的上灰环，由导灰槽引至直径较小的锥体部分加强旋转予以分离，这样使原来在大直径旋风筒内不易被分离的细尘，减少了被上升气流带走的机会，因而除尘效率高于一般的旋风除尘器，可达85%90%，压力损失一般为7001000Pa。由于燃煤电厂锅炉烟气量大，为避免因旋风子数量多造成风量分配

18、不均匀，也有的电厂采用了直径更大的旋风除尘器。(1410mm)，这种旋风除尘器旋风筒近似于圆柱体，在旋风筒底部装有反射屏，使已被分离的粉尘沿旋风除尘器筒壁与反射屏的环缝落入灰斗，而从灰斗折返上升的气流则通过反射屏中心的小孔上升从排气管排出，有效地防止上升气流重新把粉尘卷起来带走，故也可以提高除尘效率。三、寓效除尘嚣的采用所带来的环境效应由于各种新技术在烟尘净化上的采用，特别是电除尘器比例的增加，大大降低了燃煤电厂烟尘的排放量，用1995年与1980年相比，用煤量增加两倍多，烟尘排放基本持平，每千瓦的排放量由131.9公斤降到34.0公斤。第二节 燃煤电厂硫氧化物的净化一、燃煤电厂烟气中硫氧化物

19、的来源及生成量(一) 烟气中硫氧化物的来源煤中的硫以无机硫(黄铁矿和硫酸盐)和有机硫(硫醇和硫醚)形式存在，燃烧时大部分与氧化合生成S02随烟气排出。在高温条件下，当有氧存在时，其中一部分S02转化为S03，S03占SOX的比例通常只有0.5%5%(见图74)。图74 锅炉中SO2的转变率排入大气的SO2气体，也会被氧化生成SO3，遇水形成硫酸雾，再与粉尘结合而形成酸性粉尘，或者进入大气的水滴中，然后氧化成硫酸；大气中的硫酸雾、酸性颗粒物和酸性云水都是形成酸性降水的因素。(二)烟气中硫氧化物的生成量煤的含硫量是影响SO2生成量最主要的因素，如图7-5所示，两者大体成正比关系。图7-5 煤的含硫

20、量和SO2生成量的关系影响SO2生成量的主要因素是：燃料中的含硫量越多，SO2的生成量越多；过剩空气系数越大，SO2的生成量越多；火焰中心温度越高，生成的SO2也越多。二、烟气脱硫技术的国外情况为解决氧化硫对大气的污染，1860年以来，在水中或浆液中除去S02的试验在世界上就已得到进行，1930年，世界上最早的商业化烟气脱硫(FGD)系统在英国的巴德鲁期·斯万斯电厂，然后在沸鲁巴母发电厂开始了运行。在巴德鲁期发电厂使用碱性的太晤士河河水作为吸收剂，而斯万斯、沸鲁巴母发电厂则使用浆液滞留槽(反应槽)的石灰浆液作为吸收剂。这些初期的设备，没有解决由于机器内部结垢附着的问题以及非常重要的化

21、学工艺问题，这些设备由于在第二次世界大战时，因蒸汽的白烟成了炸弹攻击的目标而被迫停止运行。接下来是70年代初期，美国和日本开始了脱硫设备的建设高峰。1972年在WillConty安装，在堪萨斯电力公司开始了营业运行。在日本，产业用数座脱硫设备几乎在同期投入运行。这样，在整个70年代，在美国和日本都在进行脱硫装置的建设，美国多数采用泥浆二代磷酸钾物质或石灰、飞灰处理装置，而日本则多采用石灰石一石膏法。在美国，脱硫后的副产物大多数都废弃掉，这是由于美国国土宽广，堆放废弃物的场地多经济负担相对较轻的原因。而在日本，由于几乎不存在堆放废弃物的场地，即使找到适合堆放的地方成本也很高，加上日本对废弃物堆放

22、场地的环境要求非常严格。所以日本多数脱硫装置都采用回收石膏的湿式法，只有初期建成的设备(三井铝的大牟田发电厂)产生了泥浆(硫酸钙和亚硫酸盐的混合物，有时也包含有飞灰)。最近，在欧洲，特别是德国，1985年在原来最大容量的锅炉上安装了FGD之后，欧洲就成了脱硫装置的最大市场。这种FGD设置台数呈急剧增加倾向，到1990年，世界上运行中的FGD，以容量计，一半以上在美国(72000MW以上)，其次，具有大容量设备的国家是德国，第三位是日本。其它如：澳大利亚、荷兰、丹麦、英国、意大利及亚洲的泰国、印度、韩国 等国也相继建设了脱硫装置。在世界各国现有的烟气脱硫技术中，湿法脱硫技术占85%左右，其中，石

23、灰石一石膏法为36.7%，其它湿法占48.3%；喷雾干燥脱硫约占8.4%；吸收剂再生脱硫约占3.4%；炉内喷射吸收剂脱硫约占1.9%。吸收剂再生脱硫主要有氧化镁法、双碱法、Wellmen Lord法。以湿法脱硫为主的国家有日本(98%)、美国(92%)和德国(90%)等。(一)美国电站FGD美国自50年代开始研究电站FGD。70年代初湿式石灰/石灰石洗涤工艺实现工业应用。喷雾干燥脱硫工艺的研究起步于70年代初。80年代初，在燃烧低硫煤的电站锅炉上得到工业应用。80年代，针对老电厂脱硫改造问题，对吸收剂喷射技术(包括LIMB、ADVACAT、E-SOx、在炉内或烟道喷射钙基吸收剂等)进行广泛的开

24、发研究，但至今尚未实现工业应用。到1988年美国电站已运行的烟气脱硫(FGD)控制容量为66000MW，占燃煤电站总容量的20%以上。1990年底FGD控制容量已达71782MW。其工艺分类如下：运行系统数量(套) 159控制容量(MW) 71782燃煤平均含硫量(%) 1.87平均脱硫率(%) 82.4工艺分类(占FGD控制容量的比例%)湿法(抛弃法)石灰 27石灰石 50双碱 4碳酸钠 5湿法(回收法) 5干法(抛弃法) 9由上所述，可知：1.优先采用脱硫率高，技术成熟的湿式石灰/石灰石法，其中资源丰富易得，价格便宜的石灰石法约占FGD控制总量的50%。2.抛弃法比重大，这与美国地理条件，

25、经济、环境都有密切关系。美国土地辽阔，石膏资源丰富，故较少采用回收法，抛弃法的废渣多用于矿井回填、深埋等。3.开发了多种多样的脱硫工艺。据美国电力研究所(EPRl)统计有近200种，但真正实现工业应用的仅10多种。各种工艺有不同的适用范围，有的适用于新建电厂，有的适用于老电厂改造。这也从另一个侧面反映美国投于脱硫科研的费用相当可观，脱硫技术全面、研究深入，具有很大的潜力。(二)德国电站FGD德国电站FGD技术起步晚于美国、日本，但在德国政府严格 的环保法规的促使下，FGD得到迅速开发与应用。1983年颁布大型燃烧装置环保法规时，德国西部仅15%发电装机容量装有FGD，而到1988年已有95%装

26、机容量装有FGD。如此高速度推广FGD，耗用了巨额资金。据德国电力企业联合会1989年统计资料介绍，德国西部火电厂FGD总投资约为143亿马克，年运行费用增加35亿马克，发电成本增加0.02马克/kWh。1984年德国西部火电厂FGD分类如下：运行系统数量(套) 123控制容量(MW) 34298.5工艺分类(占FGD控制容量的比例%)湿式石灰/石灰石一石膏(回收法) 65.1湿式石灰/石灰石一石膏(抛弃法) 26，7湿式氨吸收法 2.5湿式副产硫法 1.9湿式副产液态SO。法 2.0湿式副产硫酸法 ， 0.7石灰洗涤加管道喷射法 0.5喷雾干燥法(半干法) 0.6由上所述，可知：1.德国电站

27、FGD中，湿法工艺占FGD控制总容量的99.4%，半干法只占0.6%，德国电厂为了达到国家限定的排放标准，主要采用脱硫率高的湿法脱硫工艺。2.在湿法FGD中，石灰/石灰石洗涤工艺所占的比例为91.1%，显然，资源丰富易得且价格便宜的石灰石，石灰作吸收剂的工艺占主导地位。采用其它原料作吸收剂的工艺比例很小，如氨洗涤法，尽管可获得有经济效益的铵肥，但因运行中需大量的氨水，来源受到限制，而未能广泛推广使用。3.湿式石灰/石灰石洗涤工艺中，副产品石膏大多被利用。估计1995年德国西部约有75%工业用石膏由电站FGD提供。当然，选择回收法还是抛弃法，主要由市场需求来决定。4.现有4台共216MW机组安装

28、喷雾干燥法脱硫装置，此法投资低，无废水排放，干灰渣易处理，尤其适用于老电厂脱硫改造，但因德国环保法规严格，此技术虽成熟，且有工业装置运行，仍未能更多地推广。(三)日本电站FGD日本是应用FGD最早的国家，从1962年就开始研究，开发FGD工艺及设备，70年代起大规模实施应用。目前日本火电厂FGD工艺主要是石灰/石灰石一石膏法，FGD控制容量为39000MW。除10多台燃用低硫煤(0.2%0.3%)的机组外，其余燃煤发电机组都采用了烟气脱硫，脱硫率达90%98%。日本湿式石灰石一石膏法大多回收脱硫石膏，以弥补国内石膏资料的不足，年利用脱硫250万吨以上。三、国内火电厂脱硫试验研究和应用概况我国火

29、电厂FGD技术起步可以追溯到1961年，当时仅仅是为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀，采用在过热器前喷入的白云石粉的措施，以减少烟气中SO2的浓度，降低烟气酸露点，保护低温段空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。进入70年代后，火电厂FGD工作受到有关部门的重视，先后开展了以下试验研究：(一)19741976年，上海闸北电厂湿式石灰石一石膏法2500Nm3/h中间试验。此工艺吸收剂价廉易得，脱硫率高，适应性广，可回收优质脱硫石膏。但当初运行试验时，因结垢，堵塞、腐蚀、磨损等问题得不到妥善解决而停运。(二)19741976年，上海南市电厂铁离子液相催化脱硫回收石膏法2500Nm3/h中间试验。

30、此工艺无结垢堵塞现象，流程简单，回收石膏，催化剂可循环使用，但动力消耗大，设备体积大，腐蚀严重，难以正常运行。(三)19721980年，湖南三OO电厂亚钠循环法10000Nm3/h50000Nm3/h中间试验。此工艺脱硫率高，可回收液态S02，硫酸或硫磺，对塔型选择适应性大，但单位投资高，碱耗与电耗大，有腐蚀问题，大型化有困难，SO2浓度低时运行不经济，加之研究人员变动等原因，研究工作未能继续下去。(四)19761981年，湖北松木坪电厂水洗再生活性炭脱硫5000Nm3/h中间试验。此工艺利用活性炭对烟气中的S02吸附作用，在有氧与水共存及炭的催化作用下，使S02变成不易挥发的硫酸留在炭孔隙中

31、。当炭中的硫酸达到一定负载时，用稀硫酸及水分级洗涤，获得千定浓度的(约20%)硫酸副产物。洗涤后的活性炭，恢复脱硫能力，可重复使用。20%浓度的硫酸可用浸没燃烧的方式浓缩成70%浓度的硫酸。此工艺存在的主要问题是:碘的流失和含碘活性炭的再生，稀硫酸浓缩等，同时因设备庞大，操作复杂，电耗大，腐蚀严重，未能推广应用。(五)19841990年，四川白马电厂5000Nm3/h70000Nm3/h的旋转喷雾干燥法烟气脱硫中间试验。此工艺流程为：制备好的25%30%浓度的石灰浆液送到高位料箱，流入离心喷雾机。石灰浆液被约10000转/分的高速旋转雾化机喷成伞状雾滴。约160的烟气沿雾化机四周进入反应塔，形

32、成涡旋气流，与雾滴发生良好的接触混合，增强了脱硫过程的传质与传热。脱硫后的烟气携带干燥产物经除尘器净化排放。中间试验时S02入口浓度为25003000ppm，钙硫比为1.41.7，脱硫率>80%，达到了预期的目标。(六)80年代末，四川豆坎电厂5000Nm3/h磷铵肥法烟气脱硫中间试验，此工艺流程为：高效除尘后的烟气经喷水降温后，进入四塔并列的新型活性炭脱硫塔组，三塔运行，一塔再生。采用稀硫酸及水三级洗涤再生，获得浓度为30%左右的硫酸。活性炭脱硫后的烟气进入第二级脱硫塔，用磷铵溶液洗涤，净化后的烟气排入烟囱。在常规单槽多浆萃取槽中用脱硫制得的硫酸分解磷矿粉，萃取获得的稀磷酸加氨中和得到

33、磷铵，作为二级脱硫的洗涤液。二级脱硫后的肥料浆经氧化、浓缩、干燥获得固体氮磷复合肥料。中间试验时，S02入口浓度为16002700ppm，系统脱硫率大于95%。现拟将试验规模扩大至70000Nm3/h。90年代以来，我国火电厂FGD应用有了新的进展，先后投运或在建的火电厂脱硫工程主要有：1.19911992年，华能珞璜电厂一期工程2台36万千瓦发电机组配套引进的日本三菱公司石灰石一石膏湿法脱硫装置先后投运。每套脱硫装置处理烟气量为1087000Nm3/h，燃煤含硫量为4.02%，入口烟气S02浓度为3500ppm，脱硫率大于95%。该厂二期工程2台36万千瓦发电机组仍将采用石灰石一石膏湿法脱硫

34、装置。2.1993年起，中日合作在山东黄岛电厂实施高硫煤烟气脱硫实证试验的第一方式一旋转喷雾干燥法烟气脱硫。试验装置处理烟气量为300000Nm3/h，入口烟气SO。浓度约2000ppm，设计钙硫比1.4，脱硫率大于70%。1994年工程竣工两年多来，对脱硫设备及系统设计上存在的一系列问题不断改进，取得一定的成效。目前，实证试验仍在进行中。3.1994年起，中日合作在山西太原第一热电厂实施高硫煤烟气脱硫实证实验的第二方式一简易湿法脱硫。试验装置处理烟气量为600000Nm3/h，入口烟气SO2浓度约2000ppm，设计脱硫率大于80%。1996年4月工程竣工，初步试验表明，设计指标基本能达到，

35、其性能还有待于长期运行的考验。4.1995年起，中日合作在四川成都热电厂进行电子束脱硫脱硝试验。试验装置处理烟量为300000Nm3/h，入口烟气SO2浓度约2000ppm，设计脱硫率90%，脱硝率50%。目前该工程正在试验阶段。此外，从芬兰引进的四川内江电厂100MW机组410t/h循环流化床锅炉已于1996年6月投入试运行；南京下关电厂125MW发电机组从芬兰引进的炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫装置将与主体工程一起施工安装；深圳西部电力公司300MW发电机组将从国外引进海水脱硫装置；德国政府优惠贷款的重庆、半山、北京一热三个脱硫项目，已完成各阶段可研报告的评审，现已进入编制技术规范书并将对

36、外招标阶段。第三节 各种烟气脱硫的工艺路线工业发达国家在烟气脱硫上走过了几十年的道路，开发了一百多种流程，但真正走向商业化的，仅十几种，按工艺流程分一般可分为干法(包括半干法)和湿法两种。前者如喷雾干燥法、烟道喷入吸收剂、ADVACATE脱硫工艺、E-SOx脱硫工艺等。目前使用最广的是湿法脱硫，所用的吸收剂主要是石灰石、苏打、氢氧化钙等。此法又可分为抛弃法和回收法两类。前者是将含脱硫产物作为固体废物而抛弃；后者是将含硫产物作为产品而回收。一、烟气脱疏工艺的茁础原理烟气脱硫主要是利用SO2的以下特性：(一)酸性。SO2属于中等强度的酸性氧化物，可用碱性物质吸收，生成稳定的盐。(二)与钙等碱土族元

37、素生成难溶物质。如用钙基化合物吸收，生成溶解度很低的CaSO3·1/2H2O和CaSO4·2H20。(三)SO2在水中有中等的溶解度。溶于水后生成H2S03，然后可与其它阳离子反应生成稳定的盐，或氧化成不易挥发的H2SO4。(四)还原性。在与强氧化剂接触或有催化剂及氧存在时，S02表明为还原性，使自身被氧化成SO3。SO3是更强的酸性氧化物，易用吸收剂吸收。(五)氧化性。SO2除具还原性外，还具有氧化性，当其与强还原剂(如H2S、CH4、CO等)接触时，SO2可被还原成元素硫。二、国外已实现工业应用的脱硫工艺燃煤电厂应用脱硫工艺主要有：(一)湿式石灰石(石灰)/石膏法脱硫工

38、艺1.该脱硫工艺的优点这种工艺在70年代因投资大、运行费用高和存在腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响其在火电厂中的应用。经过10余年的实践和改进，工作性能与可靠性大有提高，投资与运行费用显著减少，突出的优点是：(1)脱硫效率高(有的装置Ca/S怨1时，脱硫效率大于90%)；(2)吸收剂利用率高，可超过90%；(3)设备运转率高(最近安装的湿法脱硫设备运转率已达90%以上)。2.该脱硫工艺的改进目前，此工艺所作的设计改进，主要有：(1)加强反应控制。注意石灰石分解的化学原理，采取向循环槽中通空气强制氧化和加入添加剂等措施，以避免结垢，提高运行可靠性。由于添加剂可降低浆液与烟气的比值，吸收塔及其附属设备

39、的尺寸可缩小，电耗可减少，从而降低了基建投资和运行费用。(2)在吸收塔的气液界面、出口烟道、闸板门、挡板及消雾装置等处，选用适当的材料(如合金钢、陶瓷、非金属材料衬里等)，防止腐蚀。(3)提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔。由于液气的降低和气液接触的改善，等效吸收塔尺寸缩小，因此可选用较大尺寸的吸收塔，有的已做到一炉一塔或二炉一塔。据美国电力研究所分析，一台300MW机组采用一炉一塔，可降低基建投资12%29%和运行费10%23%。70年代末为防结垢，大多采用空塔，结垢问题解决后，为提高气液传质效率，又开始设内部装置，如顺流格栅填料，双流盘式，浸在浆液中的烟气喷管等(见图7-6，7-7，7-

40、8)。图7-6 湿法流程之一图7-7 湿法流程之二图7-8 湿法流程之三1-锅炉；2-静电除尘器；3-未脱硫烟气；4-脱硫后烟气；5-再生式换热器；6-吸收塔(洗涤塔)；7-吸收塔底槽；8-液滴分离器；9-氧化用空气；10-过程用水；1l-石灰石粉；12-过程用水储存罐；13-石灰石粉储存仓；14-石灰石粉悬浮液罐；15-水力旋流器；16-带式过滤机；17-循环水罐；18-废水罐；19-排料仓；20-石膏筒仓；21-废水；22-石膏为降低投资，以及满足中等脱硫的要求，有的公司开发了简易湿法脱硫工艺(见图7-9)。该简易湿法烟气脱硫工艺与传统湿法相比系统简化，主要有以下特点：a降低对石灰石粉粒径

41、的要求；b适当提高吸收塔烟气流速；c烟气水平流过吸收塔；图7-9 简易湿法流程d吸收塔浆罐容积小等；e脱硫烟气与未脱硫烟气掺混，不设烟气再热系统。该脱硫系统要求石灰石粉的细度为100目(95%通过)。因此，在石灰石粉磨制设备性能的选择上可以降低要求。这就意味着石灰石粉磨制设备容易选择，便于国内配套供应，可以降低吸收剂成本。吸收塔采用高烟气流速，这与世界上对湿法脱硫采用高烟气流速的发展趋势相一致，使得吸收塔直径较之传统湿法吸收塔为小。加之吸收塔烟气为水平流过方式，使吸收塔和烟道在布置上得以简化并可减少烟气流通压力损失。因此，吸收塔本身的造价可以降低，吸收塔占地面积和占用空间位置小，特别适用于老厂

42、改造。从总体上看，该简易湿法可以使脱硫系统的总造价有所降低。同样是石灰石/石膏法，但在副产品处理上，各国有自己不同的工艺，日本、德国一般都采用塔内，氧化副产品石膏90%以上都予以利用做建筑材料，而美国则大多数采用固化处理后抛弃法。喷嘴的布置也各有不同，如有顺流喷嘴、逆流喷嘴或顺逆流都有的组合喷嘴。从喷嘴形式各家都有自己的特点或专利，如压力喷嘴、猪尾巴喷嘴、液柱喷嘴等。除雾器的布置也因塔型各异而有所不同，有在塔的上段，也有把第二级除雾器布置在塔出口的水平段上。清洁烟气的处理有的排入电厂的烟囱，有的排入电厂的冷却塔，有的在塔顶部设置单独的烟囱(一般为较小规模脱硫塔)等不同方式。(二)喷雾干燥脱硫工

43、艺这种工艺属于半干法脱硫，多数采用旋转喷雾器，也有采用各种喷嘴喷雾，技术成熟，投资低于湿法。在欧洲的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多，美国亦有15套装置(总容量5000MW)正在运行。燃煤含硫量一般不超过1.5%，脱硫效率可达80%以上。欧洲国家已开始成功地用在中、高硫燃煤锅炉，但一般认为，当煤的含硫量超过3%，且飞灰碱度不大时，会因吸收剂耗量大，所用石灰又较贵而影响运行的经济性。奥地利以新鲜的电石渣代替50%的石灰作吸收剂，已应用于工业脱硫装置。此外，采用飞灰再循环、加入添加剂以及与袋式除尘器配合，均可提高脱硫效率和石灰利用率。该工艺要用高纯度石灰做为吸收剂。其工艺流程

44、为：生石灰加水消化并除去杂质后加水制成石灰乳浆液置于给料箱中，由泵及雾化装置以细雾状喷入吸收塔内。锅炉燃煤烟气经预除尘器净化后送入吸收塔，在吸收塔内，烟气与吸收剂浆液混合接触，烟气中的SO：迅速被浆液雾滴吸收并与浆液中的Ca(OH)2作用SO。被除去，由于被烟气温度加热，液滴中的水分迅速被蒸发干燥。排出吸收塔的烟气携带大量的反应产物、未被利用的吸收剂等颗粒物进入除尘装置，经除尘后的净化烟气经加热升温后(或不加热)排放。吸收塔底部灰斗和除尘装置下部灰斗中的脱硫灰经除灰系统排出，为提高吸收剂的利用率，系统一般设有脱硫灰部分再循环装置(见图7-10)。图7-10 喷雾干燥法脱硫工艺流程图喷雾干燥法脱

45、硫工艺的主要优点是：投资和占地面积相对较小，无废水排放、技术较为成熟，其缺点主要是对吸收剂熟石灰的质量要求较高，脱硫附产品大部分是CaSO4难以进行综合利用。喷雾干燥法脱硫工艺的化学反应原理为：S02+H2O一>H2SO4Ca(OH)2+H2SO3一>CaSO3+H2OCaSO4（液) 一>CaSO4(固)CaSO4(液)+1/2O2一>CaSO4(液)CaSO4(液)一>CaSO4(固)(三)氨法烟气脱硫工艺氨法脱硫工艺是以氨水为吸收剂，副产化肥硫酸铵的一种湿式脱硫工艺。1.锅炉燃煤烟气经除尘器净化后进入气一气换热器，温度降低后的烟气进入预洗涤塔。在预洗涤塔内，

46、烟气中的部分烟尘颗粒，氟化氢等被水洗涤去除。经预洗涤后的烟气进入第一级洗涤塔，在塔内自上而下喷淋的氢氧化氨溶液与烟气充分接触，烟气中的SO2迅速被吸收而除去。被洗涤液吸收的S02与NH40H反应生成NH4HSO3，洗涤液进入设于洗涤塔底部的贮液槽内，在贮液槽内设有鼓风装置，将NH4HSO3强制氧化成为硫酸铵溶液(NH4)2SO4硫酸铵溶液自塔底贮液槽排出，被送入后部的干燥、造粒车间，最终制成粒状副产品硫酸铵。2.洗涤后的烟气中携带有一定量的NH3，为尽可能减少NH3的排放量，烟气在第二次洗涤塔中进一步被氨水洗涤，并经除雾器除去雾滴。净化后的烟气经气一气换热器，被未经脱硫处理的热烟气加热升温后，

47、经烟囱排放(见图7-11和图7-12)。3.该脱硫工艺优点是：可得到副产品化肥硫酸铵；无废水及废弃物排放；可以达到较高的脱硫效率。缺点是：需要化工原料氨水作为吸收剂，因此，吸收剂来源受到限制。图7-11 化学反应式图7-12 工艺流程(四)炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺1.芬兰的LIFAC技术LIFAC烟气脱硫工艺即锅炉炉膛内喷射石灰石粉并配合采用炉后烟道增设活化反应器进行烟气脱硫的工艺。LIFAC为英文全称：Limestone Injection into the Furnace and Calcium Oxide Activation的缩写。在目前世界许多厂商研究开发的以石灰石喷射为基

48、础的干法脱硫工艺中，芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺于1986年首先投入商业性运行。LIFAC工艺是一种改进的石灰石喷射工艺，除了保留通常的炉内喷射石灰石粉脱硫外，还在炉后烟道上增设了一个独立的活化反应器将炉内未反应完的CaO通过雾化水进行活化后再次脱除烟气中的S02。LIFAC工艺流程示意图(见图713)。图7-13 LIFAC工艺流程2.炉膛内脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力送入炉膛内8501150烟温区，石灰石分解成CaO和C02，部分CaO与烟气中的SO2反应并生成CaSO4，过程反应式为：CaCO3 CaO+CO2CaO+SO2+1/2O2 CaSO4炉膛内喷入石灰

49、石后的SO2脱除率随煤种，石灰石粉特性，炉型及空气动力场和温度场特性等因素改变，一般在20%50%。活化器内脱硫的基本原理是：烟气中大部分未及在炉膛内参与反应的CaO被雾化水增湿进行水合反应生成Ca(OH)2，Ca(OH)2再与烟气中的SO2反应生成CaSO3，部分CaSO3被氧化成CaSO4。过程反应式为：CaO+H2O Ca(OH)2Ca(OH)2+SO2 CaSO3+H2OCaSO3+1/2O2 CaSO4活化器内的脱硫效率高低取决于雾化水量，液滴粒径、水雾分布和烟气流速，出口烟温等，通常在40%60%范围内。整个LIFAC工艺系统的脱硫效率为炉膛脱硫率l和活化器脱硫率2之和，即：=1+

50、(1-1) 2 一般为60%85%由于活化器出口烟气中还含有一部分可利用的钙化物，为提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法将烟气温度提高到露点以上1015，加热工质可用蒸汽或热空气，也可用未经活化器的烟气。3.LIFAC工艺的应用情况自芬兰首台火电机组采用LIFAC技术以来，目前已有六台装置投入了运行，其对应发电机组总容量为578MW，其中最大单机容量为250MW。尚有一台为300MW机组配套的LIFAC系统也将于不久投入运行。芬兰Inkoo电站安装

51、的LIFAC装置已累计运行5000小时以上，其中连续运行小时数已超过3000小时。第四节 燃煤电厂氮氧化物(NOx)的净化氧化氮(包括一氧化氮NO及二氧化氮NO2，统称NOx)主要发生于锅炉燃烧，汽车排放等。氧化氮已是大气主要污染源之一。一、国内外烟气脱NOx技术(一)由于化石燃料燃烧产生的NOx，是酸雨的成因之一。在紫外线照射下，可产生光雾化学的有害气体，日本四日市产生过光雾化学事件，更引起人们对NOx危害的认识，并开发了各种减少NOx生成及控制排放的技术。在工业发达国家，欧美、日本，开发的技术有两方面，一是改善燃烧，减少NOx的生存，二是采用排烟脱硝的方法，减少NOx的排放。本文着重介绍国

52、外烟气脱硝的技术。由于脱硝费用昂贵、国外仍着重在改进燃烧方面，排烟脱硝技术到1970年才得以开展，但用者甚少。(二)我国由于过去对燃煤电厂的NOx排放没有限制，因此，脱硝并未提到议事日程上来，但由于国际上对控制NOx的呼声不断提高，我国在采购国外大型锅炉时也带进多级燃烧及低氮燃烧器，国内部分锅炉制造厂也引进了低氮燃烧技术，但烟气脱硝技术及设备目前尚未引进。1996年3月国家环保局颁布并于1997年1月1日执行新的火电厂大气污染排放标准(GBl322396)中对容量在1000t/h及以上的锅炉，排放NOx也规定了限制值，它将促进我国对NOx排放的控制。二、大气中NOx的形成及控制技术从污染角度考

53、虑的最主要的氮氧化物是一氧化氮(NO)和二氧化氮(NO2)，统称为NOX。在绝大多数燃烧方式中，主要成份是NO，约占NOx总量的90%以上。在大气中NO会迅速地被氧化为NO2，氧化亚氮(N2O)不是燃烧过程中的主要产物。但是由于N2O是形成温室效应的气体并且会破坏臭氧层，因而在近年来成为人们严重关注的一个问题，当无法通过燃烧控制满足NOx排放要求时，则必须采取烟气净化技术。目前大多采用的是选择催化还原法(SCR)，另外还采用有SNCR工艺和活性炭及DESONOx这样的联合工艺，这些工艺现已得到了进一步发展并用于工业生产。关于不同烟气脱硝工艺特性参数(见表7-3)。表7-3 烟气脱NO2工艺特性

54、参数药剂NOX降低（%）温度范围（）NH3逃逸（ppm）N2O的生成（ppm）在改造机组上的应用备注选择催化还原高粉尘侧尾部烟气侧NH380350420300350催化剂按5设计无测量数据受空间限制，否则容易*在燃煤机组上增加经验*较高的投资和空间要求*使用过的催化剂问题*在尾气后布置中的烟气再热选择非催化还原NH3、NH4OH尿素及其他药品高达608501100（5001200）5018在已有锅炉上的可应用性有限*投资适当*通过添加药品，可将温度窗口放大*效率取决于温度分布和锅炉构造*使用尿素时，N2O生成较高（85vpm）活性炭工艺NH3高达9090150无测量数据受限于较高的空间要求，否

55、则容易*炭用于吸附及SO2的还原剂*投资相对较高*活性炭的过热DESONOX/SNOXNH390380460氨逸逃在SO2转化器中被氧化无测量数据容易*NOX脱除率必须保持在90%95%一部分NOX在SO2转化器中被氧化成NO2，浓度较高时，呈褐色*在DESONOX工艺中可另外脱除HCl和HF，而在SNOX工艺中不能（一）选择催化还原法（SCR）选择催化还原，即使用氨(NHD作为催化还原剂把NOx转换为N2分子和H2O分子，把NH3注入工作温度达600700F的催化剂床烟气上流。选择催化还原最重要的是能够解决未反应的NHs及副产物SO3对电厂的影响。SCR工艺的化学反应式：催化剂4NH3+6N

56、O 5N2+6H2O催化剂催化剂4NH3+4NO+02 4N2+6H2O催化剂8NH3+6N02 7N2+12H2O4NH3+2N02+Ox 3N2+6H2O关于催化还原最通用的两种配置，即高粉尘及低粉尘运行方式(见图7-14)。第三种为冷端设计，把催化还原装置放在烟气脱硫之后，以避免剩余NH3影响飞灰处理及综合利用、避免和脱SO2流程相互作用(见图7-15)。图7-14 SCR的两种配置方式图7-15 SCR装置烟气脱硫后的冷端欧洲和日本公用事业公司根据严格控制NOx规程已经采用选择催化还原法对锅炉尾部烟气进行燃烧后处理。1981年，电力研究院进行了小规模的试验验证并评估了把选择催化还原运用于美国低硫煤(CS-4386)的潜力。对国产高硫煤的试验正在进行规划，与此同时，电力研究院已开始了以下两项研究：一项