电厂脱硫脱硝工艺介绍

1、电厂脱硫脱硝工艺介绍电厂脱硫脱硝工艺介绍第1页第一个别 烟气脱硫技术一、燃煤产生污染二、烟气排放标准三、烟气脱硫技术概况湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术） 旋转喷雾干燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID)干法烟气脱硫技术（DFGD技术) 炉膛干粉喷射 高能电子活化氧化法(EBA) 荷电干粉喷射(CDSI)电厂脱硫脱硝工艺介绍第2页一、燃煤产生污染燃煤产生烟气污染物：SO2、NOx、CO2、Hg等燃煤烟气中SO2量： 以燃烧10000吨煤为例计算，产生SO2： 10000吨*1%（煤含硫量）*2（SO2是S重量2倍）*80%（煤中S转化为SO2百分

2、率）=160吨 以上是煤燃烧生成烟气中SO2，现在对烟气脱硫，以脱硫90%计算，则最终排放SO2： 160吨*10%=16吨电厂脱硫脱硝工艺介绍第3页二、烟气排放标准GB 13223-最新火电厂大气污染物排放标准，见附件一 史上最严厉排放标准: 年1月1日之前锅炉，在年7月1日起 SO2 200mg/m3（年1月1日锅炉：100mg/m3） NO2 100mg/m3（比美国现行标准低35mg/m3，甚 至只有欧洲现行标准二分之一 ） 烟尘 30mg/m3排放总量控制产生史上最严厉标准电厂脱硫脱硝工艺介绍第4页中国燃煤SO2污染现实状况 SO2控制区控酸雨制区“两控区”两控区之外总计农作物12.

3、27167.70179.9737.70217.67森林0.00775.80775.800.00775.80人体健康65.0256.18121.2050.67171.87累计77.29999.681076.988.371165.3中国SO2污染经济损失() （单位：109元人民币） 中国大气污染属经典煤烟型污染，以粉尘和酸雨危害最大，酸雨问题实质就是SO2污染问题。电厂脱硫脱硝工艺介绍第5页三、烟气脱硫技术概况 各国已经研究发展了许多燃煤电站锅炉控制SO2技术，并应用于实际电站锅炉。这些技术可分为三大类：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫。 按脱硫方式和产物处理形式燃烧后脱硫普通可分为湿法、半干

4、法和干法三大类。 （1）湿法烟气脱硫技术（WFGD技术）（2） 半干法烟气脱硫技术（SDFGD技术）（3）干法烟气脱硫技术（DFGD技术） 燃煤机组烟气脱硫以第一个为主。电厂脱硫脱硝工艺介绍第6页1 、湿法烟气脱硫技术 （1）基础原理（2）经典工艺流程（3）常见湿法脱硫技术应用情况 （4）其它湿法烟气脱硫技术电厂脱硫脱硝工艺介绍第7页水离解：SO2吸收： CaCO3溶解： 在有氧气存在时，HSO3氧化： CaSO3和CaSO4结晶：（1）基础原理电厂脱硫脱硝工艺介绍第8页（2）经典工艺流程 石灰石石膏湿法FGD系统图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第9页经典工艺流程 电厂脱硫脱硝工艺介绍第10页（）常见

5、湿法脱硫技术应用情况常见湿法脱硫技术:1.德国比晓夫企业 2.美国巴威企业 3.美国玛苏莱企业 4.美国杜康企业 5.德国费塞亚巴高克企业 6.奥地利能源及环境集团企业 7.意大利艾德瑞科企业 8.日本石川岛播磨重工业株式会社（IHI） 9.日本千代田企业 10.日本三菱企业液柱塔 11.日立企业高速水平流FGD技术 12.日本川崎喷雾塔脱硫技术 13.法国阿尔斯通 电厂脱硫脱硝工艺介绍第11页E1 德国比晓夫企业 鲁奇能捷斯比晓夫企业和鲁奇能源环境保护企业于年12月合并为鲁奇能源环境保护股份有限企业（LLB）。 技术特点：（1）几乎是化学理论计算值吸收剂消耗量；（2）适于200-1000MW

6、机组容量、低中高硫燃料锅炉机组，处理SO2浓度最高达25000mg/Nm3；（3）独特吸收池，水平分为上下两个别，上部氧化区在低PH值下运行，提供了很好氧化条件，下部有新加入吸收剂，再由泵运到喷淋层，不会产生上下两层混合问题；（4）LLB企业拥有专利技术脉冲悬浮系统，冲洗吸收塔水平池底时，不论多大尺寸吸收塔都不会发生阻塞和石膏沉降，吸收塔不需要搅拌器，长久关机后也可无障碍开启；电厂脱硫脱硝工艺介绍第12页主要性能： （1）脱硫效率高，95；（2）吸收剂耗量低，钙硫比1.03；（3）石膏品位高，含水率10%。系统流程图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第13页主要设备 吸收塔 上部浆液PH值低，提升氧化效率

7、；加入氧化空气，增大石灰石溶解度；石膏排出点合理；特殊设计吸收塔喷嘴，不易堵塞；采取独特吸收池分隔管件，将氧化区和新鲜浆液区分开，有利于SO2充分吸收并快速生成石膏，而且生成石膏晶粒大； 采取专利技术脉冲悬浮搅拌系统；净化烟气可经过冷却塔或安装在吸收塔顶部烟囱排放。 脱硫反应塔电厂脱硫脱硝工艺介绍第14页 交织布置喷淋层 35层喷嘴；设35台循环泵。 喷嘴 电厂脱硫脱硝工艺介绍第15页 LLB除雾器 高效两级人字形除雾器； 设计成可更换组件，便于维护； 除雾器布置在塔顶，节约场地。除雾器结构 人字形除雾器 电厂脱硫脱硝工艺介绍第16页 浆液池脉冲悬浮系统LLB专利技术；塔浆池采取扰动搅拌； 预

8、防塔底浆液沉积；能耗比机械搅拌低；提升可用率和运行安全性；提升石灰石浆液利用率；便于维护。 脉冲悬浮系统 电厂脱硫脱硝工艺介绍第17页 石膏脱水系统-石膏旋流站石膏进浆浓度8-15； 底流浓度45-60。 石膏旋流站 电厂脱硫脱硝工艺介绍第18页E2.美国巴威企业 美国巴威企业（BW）成立于1867年。巴威企业已经有40000MW以上脱硫业绩，全部项目都到达性能需要，还成功地改造了多座竞争对手脱硫塔。 美国B&W企业吸收塔模块以逆流设计。从喷淋层喷嘴喷出浆液用于洗涤逆流向上烟气。新鲜吸收剂补充量经过连续监测pH值加以调整。电厂脱硫脱硝工艺介绍第19页主要设备 喷嘴 全部采取碳化硅空心锥喷嘴，浆

9、均匀，防磨防腐。 吸收塔搅拌 吸收塔浆池中浆液为了保持悬浮状态而加以搅拌，多个侧进式搅拌器用于确保浆液均匀混和。 除雾器 烟气向上穿过喷淋塔带走很多小液滴。有效率液滴分离是基础要求，以阻止浆液被带走而且在吸收塔下游烟沉积。在巴威吸收塔中，在垂直或者水平烟气流动方向雾气被两层V形除雾器脱除。吸收塔-专利托盘技术 在吸收塔内，喷淋层下方，布置一层多孔合金托盘，使塔风烟气分布均匀，并在托盘上方形成湍液，与液滴充分接触，大大提升传质效果，取得很高脱硫率。激烈冲刷使托盘不会结垢，还可作为检修平台。电厂脱硫脱硝工艺介绍第20页 BW吸收塔 电厂脱硫脱硝工艺介绍第21页 碳化硅空心锥喷嘴 电厂脱硫脱硝工艺介

10、绍第22页除雾器 多孔合金托盘 电厂脱硫脱硝工艺介绍第23页技术特点 （1）烟气分布均匀托盘使气流分布均匀，吸收塔直径越大，优势越显著。 有没有托盘时脱硫塔内气体分布模拟 电厂脱硫脱硝工艺介绍第24页（2）浆液分布均匀托盘上保持一层浆液，沿小孔均匀流下，使浆液均匀分布。浆液分布图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第25页 （）低吸收塔 良好传质效果可降低喷淋层，使吸收塔高度降低。 （）节能 液气比降低，吸收塔高度降低，使得浆液循环泵功率大大降低，足以抵消因托盘阻力造成引风机功率增加，全系统高效节能。巴威企业对某500MW机组设计比较（入口SO2浓度1800ppm，脱硫率95%）项目采取托盘不采取托盘Ca/

11、S1.031.03L/G（L/Nm3）液气比14.520烟气压降（Pa）1240870泵功率(KW)27603750风机功率(KW)68606580总功率(KW)962010330电厂脱硫脱硝工艺介绍第26页（）检修方便 托盘可作为喷淋层和除雾器检修平台，无需排空浆液，无需搭脚手架，就能够直接检修。检修图电厂脱硫脱硝工艺介绍第27页E3.美国玛苏莱企业 1997年玛苏莱企业收购美国通用电气企业环境保护部（GEESI）后，即是今天Marsulex环境保护集团企业。Marsulex在全球有20个国家拥有 55,974 M（年统计数据）脱硫技术应用经验，在全世界向20家企业转让了技术，个别Marsu

12、lex技术受让方都已成为了国际著名脱硫企业：德国L.C. Steinmueller （BBP ）、日本IHI 、奥地利AEE 、韩国Doosan、荷兰Hoogovens (现在Corus)。电厂脱硫脱硝工艺介绍第28页技术特点 （1）系统有吸收剂利用率高和脱硫效率高“双高”特点，其中石灰石可利用率超出98%，脱硫率可达95%以上；（2）整个系统优化设计，降低了能耗。确保了整个脱硫系统耗电量小于电厂发电量1.3%；（3）系统采取高气体流速设计，改进了气液传质，降低了成本；（4）吸收塔尺寸优化平衡了SO2脱除与压力降，使投资和运行成本最优化；（5）采取高速除雾装置，改进并加强了对高速烟气中雾滴去除

13、率；（6）采取吸收塔液相再分配装置（简称ALRD），提升效率并降低能量消耗；（7）关键工艺设备如吸收塔及塔内部件采取专利技术高分子材料，浆液循环泵、浆液搅拌器等设备经过特殊防腐耐磨处理，降低成本同时，提升了设备防腐耐磨性能。 电厂脱硫脱硝工艺介绍第29页E4.奥地利能源及环境集团企业 奥地利能源及环境集团企业（以下简称AEE）是奥地利热电厂和环境工程系统供给商。AEE企业在烟气脱硫领域成功运行装置已经有40多套。当前为止，AEE设计和制造最大FGD系统是在德国NiederauBem Block K单机容量950MW机组，脱硫率大于95%，该套装置于年已投入商业运行。AEE脱硫塔烟气量最大可达3

14、000000Nm3/h,，SO2入口浓度可达30,000 mg/ Nm3，脱硫率可高达99%。电厂脱硫脱硝工艺介绍第30页 空塔喷淋塔电厂脱硫脱硝工艺介绍第31页技术特点（1）以压力损失低，节约电耗为优先（2）检修维护简单（3）优化喷嘴布置，确保高效脱硫率（4）吸收塔搅拌系统确保在任何时候都不会造成塔内石膏浆液沉淀、结垢或堵塞。（5）吸收塔浆池氧化空气方式（6）AEE计算机模拟设计，控制脱硫塔烟气均匀流动技术电厂脱硫脱硝工艺介绍第32页喷嘴布置图电厂脱硫脱硝工艺介绍第33页E5.意大利艾德瑞科企业 艾德瑞科企业（Idreco.S.p.A）创建于1976年，是国际上独家同时具备烟气脱硫和烟气脱硝

15、两项技术著名企业，IDRECO完全拥有一个完整电厂空气洁净处理线和任一规模城市废物焚烧炉。年意大利IDRECO企业与浙大网新企业在中国合资成立“浙大网新IDRECO环境工程企业”，其中IDRECO企业为全部与浙大网新在中国境内合作烟气脱硫项目提供技术和性能担保，负担全部烟气脱硫项目标基础设计和吸收塔详细设计以及负责现场安装调试督导。电厂脱硫脱硝工艺介绍第34页基础湿法烟气脱硫流程图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第35页E6.日本石川岛播磨重工业株式会社（IHI） 日本石川岛播磨重工业株式会社始建于1853年，发展到现在成为包含环境保护、船舶、工业机械、成套设备、航空航天等设计、建造综合性生产厂家，是日

16、本最具影响力重工业株式会社之一。IHI自1960年开始致力于烟气脱硫技术研发与引进，当前已拥有5种湿法烟气脱硫技术、两种类型脱硫塔（喷淋塔和TCA塔）和烟气脱硝技术，共提供脱硫系统100多套，脱硝系统200多套，提出专利申请100多件，拥有专利43项。电厂脱硫脱硝工艺介绍第36页E7.日本千代田企业 千代田自行开发CT-121脱硫工艺，是一个先进湿式石灰石石膏脱硫工艺。不论是低硫煤、高硫煤还是重油等燃料，都能到达95%以上稳定脱硫率和10mgNm3以下除尘性能。电厂脱硫脱硝工艺介绍第37页技术特点（1）烟气处理量大，设备大型化无限制(单机单塔最大业绩为1000MW) ；（2）对烟气含硫量改变适

17、应范围广；（3）含有稳定脱硫率和较高除尘性能 (1煤尘捕集率60%) ；（4）气液接触面积大，在0.5秒瞬间内完成反应，所以无副生物，无结垢； （5）石膏品质高，平均粒径70以上，脱水性能良好； （6）吸收塔高度低，无浆液循环泵，设备布置紧凑，建设、维护成本低； 电厂脱硫脱硝工艺介绍第38页吸收塔结构截面图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第39页E8.日本川崎喷雾塔脱硫技术 川崎喷雾塔特点以下：（1）吸收塔结构为内部设隔板，排烟气顶部反转，出口内包藏型简练吸收塔；（2）经过烟气流速最适中化和布置合理导向叶片，到达低阻力、节能效果；（3）吸收塔出口部含有除水滴作用可省去内藏式除雾器；（4）出口除雾器布置高

18、度低，便于运行维护、检修、保养；（5）吸收塔内部只布置有喷嘴，结构简单且没有结垢堵塞；（6）经过控制泵运行台数和对喷管切换，能够针对负荷改变到达经济运行。电厂脱硫脱硝工艺介绍第40页川崎喷嘴为陶瓷螺旋喷嘴，喷雾模式为三重环状液膜，喷嘴特点是：（1）低压喷嘴需要泵动力小，为低压节能型；（2）所喷出三重环状液膜气液接触效率高，能到达高吸收性能、高除尘性能；（3）单个喷嘴雾量大，需要布置数量少；（4）耐磨蚀、耐磨损，含有半永久性使用寿命（30年以上）；电厂脱硫脱硝工艺介绍第41页关键设备 石灰石石膏法FGD系统主要由烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、事故排放系统、废水处理系统、

19、工艺水系统等个别组成。这些系统都有一些关键设备，对于这些关键设备选型对于整个FGD系统来说是至关主要。湿法FGD废水处理系统电厂脱硫脱硝工艺介绍第42页温州发电厂三期（浙江天地） 北仑电厂（浙江天地）电厂脱硫脱硝工艺介绍第43页其它湿法烟气脱硫技术（1）海水法（2）镁法烟气脱硫（3） 氨法脱硫技术（4）双碱法烟气脱硫技术（5）磷铵肥法烟气脱硫工艺（6）Wellmanlord工艺（7）有机酸钠石膏工艺（8）石灰镁烟气脱硫工艺（9）碱式硫酸铝工艺（10）氧化锌法（11）氧化锰法（12）柠檬酸钠法 电厂脱硫脱硝工艺介绍第44页（1）海水法电厂脱硫脱硝工艺介绍第45页（2）镁法烟气脱硫 电厂脱硫脱硝工

20、艺介绍第46页（3） 氨法脱硫技术电厂脱硫脱硝工艺介绍第47页（4）双碱法烟气脱硫技术电厂脱硫脱硝工艺介绍第48页（5）磷铵肥法烟气脱硫工艺 电厂脱硫脱硝工艺介绍第49页（12）柠檬酸钠法电厂脱硫脱硝工艺介绍第50页2 半干法烟气脱硫技术2.1 循环流化床烟气脱硫技术循环流化床烟气脱硫（CFB-FGD）工艺是20世纪80年代德国鲁奇（Lurgi）企业开发一个新干法脱硫工艺，该类技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来。电厂脱硫脱硝工艺介绍第51页1 ）循环流化床烟气脱硫工艺(CFB)循环流化床烟气脱硫系统工艺流程循环流化床反应器及百叶窗式分离器示意(a)循环流化床反应器；(b)百叶窗式分离器 电

21、厂脱硫脱硝工艺介绍第52页2） 回流式烟气循环流化床脱硫工艺(RCFB)回流循环流化床烟气脱硫RCFB反应塔工作原理 电厂脱硫脱硝工艺介绍第53页处理后烟气参数确保值实测值SO2质量浓度/mgm3400858688SO3质量浓度/mgm30.1烟尘质量浓度/mgm320737580物料消耗及其确保条款Ca/S（摩尔比）1.411.25脱硫会中活性CaO/%97.398.1RCFB工艺设计确保值和实测值比较表电厂脱硫脱硝工艺介绍第54页3 ）气体悬浮吸收烟气脱硫(GSA)工艺基础原理是，在工艺中首先将Ca(OH)2和水混合后，用喷嘴将石灰乳雾化喷入循环吸收室内，石灰乳在反应器内干燥脱硫，并利用循

22、环流化床技术使未完全反应Ca(OH)2重新回到反应器内充分利用，提升吸收剂利用率。GSA采取雾化石灰浆作为吸收剂，并将大量脱硫灰渣回送到脱硫塔，新鲜石灰浆经过双流体喷嘴由吸收塔底部喷入，与循环灰碰撞并吸附在固体物料外表面上，调整入口烟气流速稳定在适当值，就能够确保固体颗粒处于悬浮状态。烟气与悬浮在脱硫塔中表面覆盖有新鲜石灰浆液颗粒发生吸收反应。另外，循环干脱硫产物颗粒还能起到冲刷脱硫塔壁面作用，从而能够预防结垢。净化后烟气由吸收器顶部进入旋风分离器和除尘器除掉大个别固体颗粒，这些颗粒大个别要送回脱硫塔进行灰循环。洁净烟气经烟囱排入大气。 电厂脱硫脱硝工艺介绍第55页它与CFB-FGD工艺思绪相

23、近，其工艺特点是：1）吸收塔出口装旋风分离器作预除尘，旋风分离器除尘效率达99%，吸收塔出口固体物浓度为500-g/m3，经过预除尘可降到5-20 g/m3。2）用生石灰消化制成石灰浆液喷入吸收塔底部。电厂脱硫脱硝工艺介绍第56页FLS一GSA工艺流程 一体化除尘器脱硫工艺流程电厂脱硫脱硝工艺介绍第57页年，我国云南小龙潭发电厂在6号炉100MW机组排烟系统中配置了1套设计处理烟气量为4.87105m3/h（标准状态下）GSA脱硫装置。 小龙潭发电厂GSA脱硫装置运行主要问题有：1）供浆泵内橡胶管损坏频繁，难以连续喷浆；2）脱硫副产品输送不畅，因为输送设备选型和管道配置不合理，在仓泵出口452

24、00m处出现堵灰；3）脱硫塔出口烟温长时间低于85，除尘器底部灰斗下灰管堵灰；4）脱硫系统压差大于设计值，造成引风机出力不够；5）喷枪、喷嘴易堵塞。电厂脱硫脱硝工艺介绍第58页GSA脱硫技术工艺流程（小龙潭电厂） 电厂脱硫脱硝工艺介绍第59页机组容量/MW2120燃煤含硫量/%1.4烟气流量(VN)/m3h12518000最高烟气温度/165SO2脱除率/%确保值80%，实测值95%入口SO2质量浓度/mgm315004000吸收剂CaO除尘器入口烟尘质量浓度（包含再循环）/gm322除尘器出口烟尘质量浓度/mgm3确保值50一体化脱硫工艺（NID）主要技术参数表电厂脱硫脱硝工艺介绍第60页2

25、.2 影响循环流化床排烟脱硫效率原因1）运行参数对脱硫效率影响脱硫效率随Ca/S改变曲线钙利用率随Ca/S改变曲线Ca/S 电厂脱硫脱硝工艺介绍第61页烟气在塔内停留时间脱硫效率随停留时间改变曲线钙利用率随停留时间改变曲线电厂脱硫脱硝工艺介绍第62页绝热饱和温距脱硫效率随绝热饱和温距改变曲线钙利用率随绝热饱和温距改变曲线电厂脱硫脱硝工艺介绍第63页脱硫塔入口烟气温度脱硫效率随入口烟气温度改变曲线钙利用率随入口烟气温度改变曲线电厂脱硫脱硝工艺介绍第64页入口SO2浓度脱硫效率随入口SO2浓度改变曲线钙利用率随入口SO2浓度改变曲线电厂脱硫脱硝工艺介绍第65页2）循环对脱硫效率影响循环倍率改变对脱

26、硫效率和钙利用率影响循环倍率对脱硫效率影响循环倍率对钙利用率影响电厂脱硫脱硝工艺介绍第66页不一样Ca/S比时循环倍率改变对脱硫效率影响a塔内脱硫效率b系统脱硫效率Ca/S摩尔比不一样时不一样循环倍率对脱硫效率影响电厂脱硫脱硝工艺介绍第67页循环灰含湿量对脱硫效率影响a塔内脱硫效率b系统脱硫效率不一样循环倍率时循环灰总含湿量对脱硫效率影响电厂脱硫脱硝工艺介绍第68页3 干法脱硫技术 3.1喷雾干燥烟气脱硫技术喷雾干燥法是20世纪70年代开发一个FGD技术，80年代开始成功地用于燃用低硫煤锅炉，因为它由美国Joy企业和丹麦Niro Atomizer企业共同开发，国外多称Joy-Niro法。据不完

27、全统计，在欧洲和美国采取喷雾干燥法脱硫共有50台机组，其装机容量共11930MW。因为这种方法利用喷雾干燥原理，在湿态吸收剂喷入吸收塔之后，首先吸收剂与烟气中二氧化硫发生化学反应；另首先烟气又将热量传递给吸收剂使之不停干燥，所以完成脱硫反应后废渣以干态形式排出。电厂脱硫脱硝工艺介绍第69页喷雾干燥烟气脱硫工艺系统图电厂脱硫脱硝工艺介绍第70页a 双流体喷嘴b 喷雾干燥塔电厂脱硫脱硝工艺介绍第71页黄岛电厂喷雾干燥法烟气脱硫工艺流程图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第72页喷雾干燥烟气脱硫自运行以来，碰到主要问题有以下几个方面：1）容器和管道堵塞；2）吸收塔内固体沉积；3）喷雾器磨损和破裂；4）烟道和除尘

28、器腐蚀。这些问题是由石灰浆液或石灰粉末引发，也是喷雾干燥吸收塔或处理浆液和粉末工业常见问题。石灰含有轻易吸收水气而变成坚硬固体特征，石灰浆会造成堵塞和磨损。电厂脱硫脱硝工艺介绍第73页3.2 干法喷钙类脱硫技术 4.4.2.2.1 LIFAC工艺炉内喷钙尾部增湿作为一个常见干法脱硫工艺而被广泛地应用。LIFAC脱硫技术是芬兰Tempella企业和IVO企业首先开发成功并投入商业应用。该技术是将石灰石于锅炉9001150部位喷入，起到个别固硫作用。在尾部烟道适当部位装设增湿活化反应器，使炉内未反应CaO和水反应生成Ca(OH)2，深入吸收二氧化硫，提升脱硫率。电厂脱硫脱硝工艺介绍第74页LIFA

29、C工艺主要包含两步：1）向高温炉膛喷射石灰石粉；2）炉后活化器中用水增湿活化。第一步，将磨细到325目左右石灰石粉用气流输送方法喷射到炉膛上部温度为900-1150区域，CaCO3马上分解并与烟气中SO2和少许SO3反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。炉内喷钙脱硫率约为25%-35%，投资占整个脱硫系统投资10%左右。第二步，在安装于锅炉与电除尘器之间增湿活化器中完成，在活化器内，炉膛中未反应CaO与喷入水反应生成Ca(OH)2，SO2与生成新鲜Ca(OH)2快速反应生成亚硫酸钙，然后又个别地被氧化为硫酸钙。电厂脱硫脱硝工艺介绍第75页LIFAC工艺流程图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第76页LIFAC工艺流程

30、总图（立面） 电厂脱硫脱硝工艺介绍第77页工艺特点1）适合用于含硫量为0.6%2.0%煤种，在Ca/S=1.52.5时，采取干灰再循环和灰浆再循环系统，脱硫效率可达7075%。2）该法已经有了一定运行经验，按照安装在加拿大Shand电站300MW燃煤锅炉上LIFAC系统与湿法FGD系统经济分析比较，LIFAC设备投资费用仅为湿法FGD系统32%，运行费用为湿法FGD系统78%。3）按照LIFAC系统中一台活化反应器能够处理烟气流量，采取LIFAC脱硫方法最正确锅炉容量为50300MW。4）LIFAC系统占地面积较小，安装活化反应器时对锅炉运行影响较少，所以它适于场地有限老电厂改造。5）因为活化

31、反应器是在高于露点温度条件下运行，所以其固态反应产物是干粉，没有泥浆或污水排放。反应产物能够用作建筑和筑路材料。6）有以下缺点：钙喷入炉膛普通不会引发结焦，对尾部受热面磨损不大，但易引发积灰。总热损失约为0.4%，锅炉效率降低约1.0%。因为钙喷入及再循环，使粉尘量增大，对除尘器性能要求更高，能耗增加。电厂脱硫脱硝工艺介绍第78页 炉内喷钙系统 1）石灰石粉输送系统石灰石粉仓 仓泵 电厂脱硫脱硝工艺介绍第79页2）石灰石粉喷射系统 平衡料斗 螺旋给料机 电厂脱硫脱硝工艺介绍第80页分配器 石灰石粉喷嘴 电厂脱硫脱硝工艺介绍第81页 炉后增湿活化系统 1）活化器电厂脱硫脱硝工艺介绍第82页3）增

32、湿水系统4）烟气加热系统5）脱硫灰再循环系统6）旁路烟道电厂脱硫脱硝工艺介绍第83页3.2 荷电干式吸收剂喷射烟气脱硫工艺带电吸收剂粒子对小粒径粉尘吸附作用（1）CDSI系统工作原理电厂脱硫脱硝工艺介绍第84页（2）CDSI系统各工作单元燃煤锅炉CDSI系统流程示意图电厂脱硫脱硝工艺介绍第85页第二个别 烟气脱硝技术提要一、环境中NOX 起源二、NOX 形成机理三、NOX 控制 技术四、NOx脱除技术SCR五. SCR装置影响六、液氨SCR优缺点七、SNCR工艺介绍电厂脱硫脱硝工艺介绍第86页一、环境中NOX 起源电厂脱硫脱硝工艺介绍第87页各国火电厂氮氧化物排放标准比较 单位：mg/m3国家

33、固体燃料排放限值（mg/m3）中国（-01-01以后）全部煤粉锅炉100美国（-02-28以后执行标准）新建机组135改建机组135 改造机组185 欧盟（ 年11月27日后取得许可证电厂）*偏远地域除外，其值为300mg/m3 生物燃料热功率50100MW400热功率100300MW300热功率大于300MW200普通燃料热功率50100MW400热功率大于100MW200*日本（1987.4.1至今执行标准）烟气量（万Nm3/h）7041020-705134718电厂脱硫脱硝工艺介绍第88页二、NOX 形成机理A. 热力型 NOX 主要反应 N2+ONO+N N+O2NO+O N+OHNO

34、+H相关原因 高温环境 燃料与空气充分混合 无烟煤燃烧中，热力型NOx可到二分之一以上电厂脱硫脱硝工艺介绍第89页B. 燃料型 NOX 燃料中有机氮化合物在燃烧过程中氧化生成氮氧化物相关原因与燃料和空气混合程度亲密相关与燃烧区域温度关系不大 烟煤燃烧中，约80NOx为燃料型电厂脱硫脱硝工艺介绍第90页C. 快速型 NOX 在燃烧早期生成形成过程氮和燃料中碳氢化合物反应 N2CH化合物HCN化合物HCN化合物氧化生成NO HCN化合物O2NO对于燃煤锅炉，快速型NOx所占份额普通低于5。电厂脱硫脱硝工艺介绍第91页三、NOX 控制 技术燃烧过程中控制技术 低NOx燃烧器 空气分级燃烧技术 燃料分

35、级燃烧技术燃烧后控制技术（烟气脱硝技术）I. 选择性催化还原技术（SCR）II. 选择性非催化还原技术（SNCR）III. SNCR/SCR混合技术电厂脱硫脱硝工艺介绍第92页四、NOx脱除技术SCR1、选择性催化还原法 (SCR)主要反应4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 + O2 3N2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O反应温度 230450 普通应用温度：320400 转化效率在7090%之间。电厂脱硫脱硝工艺介绍第93页SCR最早由日本于60-70年代后期完成商业运行，至80年代中期欧洲也成功地实现了SCR商业运行。原

36、来并非为高脱硝率工艺。普通高尘设置(High Dust Layout)触媒装置于锅炉省煤器出口与空气预热器入口之间,其作用为使喷入之氨与烟气中之NOx反应实现脱硝。在此情况时,其有效反应之温度范围较SNCR低多,约在320oC 400oC之间。最普遍使用化学反应剂（还原剂)为氨,但多年来也使用尿素。 电厂脱硫脱硝工艺介绍第94页2 锅炉脱硝系统装置基础流程a) 高尘系统首选）低尘系统电厂脱硫脱硝工艺介绍第95页锅炉NH3 喷注脱硝反应器空气预热器NH3 混合器 蒸发器NH3 液化罐静电除尘器引风机烟囱换热器增压风机脱硫系统送风机SAH蓄压器电厂脱硫脱硝工艺介绍第96页3.SCR系统无水氨储罐氨

37、蒸发器烟气出口稀释空气氨喷射栅格SCR反应器空预器锅炉烟气省煤器NOX信号锅炉负荷信号FIC氨流量分配电厂脱硫脱硝工艺介绍第97页4.SCR系统主要设备反应器/催化剂系统主要设备：反应器 催化剂 吹灰器电厂脱硫脱硝工艺介绍第98页4.SCR系统主要设备烟气/氨混合系统主要设备：稀释风机 静态混合器、 氨喷射格栅（AIG） 空气/氨混合器电厂脱硫脱硝工艺介绍第99页5、选择性催化还原（SCR）法工艺系统图 电厂脱硫脱硝工艺介绍第100页6 .催化剂电厂脱硫脱硝工艺介绍第101页催化剂型式电厂脱硫脱硝工艺介绍第102页催化剂主要供给商板式ArgillonBabcock Hitachi (BHK)波

38、纹板式Haldor TopsoeHitachi Zosen (Hitz)蜂窝式CormetechArgillonCeramCCIC东方凯瑞特电厂脱硫脱硝工艺介绍第103页板式和蜂窝式催化剂比较形式优点缺点蜂窝式比表面积大抗热冲积能力强抗灰阻塞能力普通板式抗阻塞性好烟气阻力小结构强度高多层结构，表层活性材料易脱落电厂脱硫脱硝工艺介绍第104页催化剂选型主要原因烟气中飞灰含量烟气中飞灰颗粒尺寸反应器布置空间烟气阻力要求电厂脱硫脱硝工艺介绍第105页SCR 催化剂设计中要考虑其它原因催化剂寿命SO2 到 SO3 转化率使用NH3 烟气最低温度高温下催化剂烧结As毒化碱土金属（）碱金属（Na，K）毒化

39、 卤素（）毒化飞灰磨损电厂脱硫脱硝工艺介绍第106页五. SCR装置影响对空预器影响烟气中个别SO2转化成SO3因为SO3增加，由此酸腐蚀和酸沉积堵灰程度增加NH3+SO3+H2ONH4HSO4/(NH4)2SO4NH4HSO4 沉积温度150200，粘度较大，加剧对空气预热器换热元件堵塞和腐蚀空气预热器热端压差增加，空气预热器漏风略有增加电厂脱硫脱硝工艺介绍第107页采取办法采取多介质吹灰器空气预热器由高中低温段改为高低温两段，取消中温段，防止空预器在NH4HSO4沉积温度区域分段。换热元件选取适当板型在空预器冷段采取镀搪瓷元件严格控制漏氨率采取较低SO2到SO3转化率三氧化硫酸雾烟气排放电厂脱硫脱硝工艺介绍第108页电厂脱硫脱硝工艺介绍第109页电厂脱硫脱硝工艺介绍第110页电厂脱硫脱硝工艺介绍第111页电厂脱硫脱硝工艺介绍第112页六、液氨SCR优缺点优点:脱硝率高达80%缺点:不安全-环境保护工程成了重大危险源建设工程投资和运行费用较高电厂脱硫脱硝工艺介绍第113页重大危险源A 氨溶液为危险化学品依据中国政府危险货物品名表（GB12268）、危险化学品名目（版）要求，氨水与无水氨都属于危险化学品。含氨50%氨溶液， 危险货物编号为23003；35%