毕业论文-减排污染物技术分析

1、目录TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc264911670 1.绪论 PAGEREF _Toc264911670 h 1 HYPERLINK l _Toc264911671 2.发电企业污染物排放 PAGEREF _Toc264911671 h 2 HYPERLINK l _Toc264911672 2.1 我国发电行业发展概况 PAGEREF _Toc264911672 h 2 HYPERLINK l _Toc264911673 2.1.1 我国发电行业发展现状 PAGEREF _Toc264911673 h 2 HYPERLINK l _Toc264911674

2、 2.1.2 燃煤发电是发电行业的主导 PAGEREF _Toc264911674 h 2 HYPERLINK l _Toc264911675 2.2 燃煤锅炉污染物排放现状 PAGEREF _Toc264911675 h 2 HYPERLINK l _Toc264911676 2.3 燃煤发电对环境的危害 PAGEREF _Toc264911676 h 3 HYPERLINK l _Toc264911677 2.3.1 燃烧产生的硫氧化物的危害 PAGEREF _Toc264911677 h 3 HYPERLINK l _Toc264911678 2.3.2 燃烧产生的氮氧化物的危害 PAG

3、EREF _Toc264911678 h 4 HYPERLINK l _Toc264911679 2.3.3 温室气体的危害 PAGEREF _Toc264911679 h 4 HYPERLINK l _Toc264911680 2.3.4 粉尘的危害 PAGEREF _Toc264911680 h 5 HYPERLINK l _Toc264911681 2.4 污染物排放控制要求 PAGEREF _Toc264911681 h 5 HYPERLINK l _Toc264911682 2.4.1 时段的划分 PAGEREF _Toc264911682 h 5 HYPERLINK l _Toc2

4、64911683 2.4.2 污染物排放限值 PAGEREF _Toc264911683 h 6 HYPERLINK l _Toc264911684 2.5 减少污染物排放的意义 PAGEREF _Toc264911684 h 8 HYPERLINK l _Toc264911685 3.国内外污染物减排技术概述 PAGEREF _Toc264911685 h 9 HYPERLINK l _Toc264911686 3.1 NOx的减排技术 PAGEREF _Toc264911686 h 9 HYPERLINK l _Toc264911687 3.2 SOx 减排技术 PAGEREF _Toc2

5、64911687 h 10 HYPERLINK l _Toc264911688 3.3 CO2减排技术 PAGEREF _Toc264911688 h 11 HYPERLINK l _Toc264911689 3.3.1 理论依据 PAGEREF _Toc264911689 h 11 HYPERLINK l _Toc264911690 3.3.2 技术方案 PAGEREF _Toc264911690 h 11 HYPERLINK l _Toc264911691 3.4粉尘处理技术 PAGEREF _Toc264911691 h 12 HYPERLINK l _Toc264911692 3.4.

6、1 国内外应用概况 PAGEREF _Toc264911692 h 13 HYPERLINK l _Toc264911693 3.4.2 工作原理 PAGEREF _Toc264911693 h 13 HYPERLINK l _Toc264911694 3.4.3 发展趋势 PAGEREF _Toc264911694 h 14 HYPERLINK l _Toc264911695 4.SO2减排技术 PAGEREF _Toc264911695 h 16 HYPERLINK l _Toc264911696 4.1 国内外烟气脱硫现状 PAGEREF _Toc264911696 h 16 HYPER

7、LINK l _Toc264911697 4.2 石灰石-石膏湿法脱硫技术 PAGEREF _Toc264911697 h 17 HYPERLINK l _Toc264911698 4.2.1 概述 PAGEREF _Toc264911698 h 17 HYPERLINK l _Toc264911699 4.2.2 石灰石石膏湿法脱硫基本原理 PAGEREF _Toc264911699 h 17 HYPERLINK l _Toc264911700 4.2.3 主要工艺系统设备及功能 PAGEREF _Toc264911700 h 18 HYPERLINK l _Toc264911701 4.2

8、.4工艺流程 PAGEREF _Toc264911701 h 20 HYPERLINK l _Toc264911702 4.2.5 技术特点 PAGEREF _Toc264911702 h 21 HYPERLINK l _Toc264911703 4.3 烟气脱硫技术的选择与发展趋势 PAGEREF _Toc264911703 h 21 HYPERLINK l _Toc264911704 5.结束语 PAGEREF _Toc264911704 h 231.绪论目前已被公认的全球性四大公害（大气污染、酸雨、温室效应、臭氧层破坏）中，煤炭的燃烧产物构成其中的主要部分。燃煤电厂排放的、对人类生存环境

9、构成直接危害的污染物有粉尘、硫氧化物（SO2、SO3）、氮氧化物（NOx ）及温室气体二氧化碳（CO2）。近年来，我国国民经济增长迅速，对电力的需求增长更快，作为主要电源的燃煤发电厂逐年增加。我国电力工业煤炭的消耗量已经接近全国原煤产量的40%。我国火电厂动力用煤的特点是：高灰分、高硫分煤的比例较大，而且几乎不经过任何洗选等预处理过程，同时，火电厂污染物排放的总量大而集中。因此，许多与燃煤有关的区域性和全球性的环境问题越来越突出,火电厂的污染物排放控制工作备受重视。特别是随着当今人们环保意识的增强，“低碳”环保的深入人心，与燃煤有关的环境污染问题已成为制约我国电力工业发展的一个主要因素。进一步

10、加强节能减排工作，也是应对全球气候变化的迫切需要，是我们应该承担的责任。发展并应用各种减排污染物的技术，是电力工业针对环境问题的有效措施。节能减排意义深远，我们现代人想到了自己的子孙后代的发展目前，国内外的减排污染物的技术措施很多，本次设计主要就是从洁净煤发电技术的理论入手，针对各种具体的减排污染物技术进行分析研究，弄清它们的原理及在燃煤锅炉上的应用。2.发电企业污染物排放电力技术的发明、电力工业的建立至今已有100 余年的历史。今天，电与人们的生产、生活、科学技术研究和精神文明建设息息相关，对现代社会的各个方面已产生直接的或间接的巨大作用和影响，已成为现代文明社会的重要物质基础。2.1 我国

11、发电行业发展概况中国电力工业从1882 年上海创建第一个12kW 发电厂至今，已有110余年历史。1949 年，全国发电装机容量185 万kW，年发电量43 亿kWh，分别名列世界第25 位和21 位。中华人民共和国成立后，用了30 年时间，使全国发电装机容量达到5712 万kW，年发电量达2566 亿kWh。自1978年改革开放以来，只用了10 年时间，发电装机容量和年发电量就翻了一番。1990 年，全国发电装机容量达13789 万kW，年发电量达6213 亿kWh，均名列世界第4 位。1994 年，全国发电装机容量为19990 万kW，其中火电占74，水电占248，核电占12，年发电量为9

12、279 亿kWh。2.1.1 我国发电行业发展现状中国电力企业联合会1月6日公布的全年电力工业统计快报显示，我国电力装机容量快速增长，截至2009年底，全国电力装机总容量累计达8.74亿千瓦，同比增长10.23%。统计显示，电源结构正在逐步趋向合理。火电装机累计达6.52亿千瓦，占装机总容量的74.60%，同比下降1.45个百分点；水电装机达1.97亿千瓦，占总容量的22.51%，同比上升0.74个百分点；风电并网总容量1613万千瓦，仅2009年就新增897万千瓦，同比增长92.26%；核电建设步伐进一步加快，到2009年年底在建施工规模达2305万千瓦。2.1.2 燃煤发电是发电行业的主导

13、中国是世界上主要的煤炭生产和消费国之一，目前，全国约75%的工业燃料，76%的发电用能源，以及75%80%的民有商品能源都是依靠煤炭的。特别是发电行业，2005年全国发电用煤11.1亿t ，用于发电的煤炭约占煤炭总产量的50%，我国发电装机容量中火电装机容量占74%以上，火电机组又以燃煤机组为主，电力行业是燃煤大户。在“十一五”乃至更长的一个时期内，电源结构方面将继续维持燃煤机组为主的基本格局，火电耗煤占煤炭消耗量比例也将逐步增长。2.2 燃煤锅炉污染物排放现状全国发电行业保持了持续、快速发展的势头，火电建设继续向着大容量、高参数、节水环保型方向发展，大型水电机组集中投产，核电建设速度明显加快

14、，风力发电翻倍增长，小火电关停取得新进展，电源电网建设协调不够的问题逐步改善。通过调整电源结构、采取节能减排技术、加强电力监管等措施，实现了节能、减排和环保指标的显著提高。2008年，全国6000千瓦及以上火电机组平均供电标准煤耗为345克千瓦时，同比下降11克千瓦时；燃煤电厂烟尘控制水平进一步提高，全国火电厂烟尘平均排放绩效值达到1.2克千瓦时，同比下降了0.1克千瓦时；全国脱硫机组容量达到3.63亿千瓦，占全部火电机组的60，SO2排放绩效值达到3.8克千瓦时，同比减少0.6克千瓦时；全国已投运的烟气脱硝机组约1957万千瓦，规划及在建的烟气脱硝机组约1亿千瓦。2008年出台了一系列电力行

15、业节能减排法律、法规、标准及规范，突现出我国在节能减排及环境保护方面的决心。2.3 燃煤发电对环境的危害目前已被公认的全球性四大公害（大气污染、酸雨、温室效应、臭氧层破坏）中，煤炭的燃烧产物构成其中的主要部分。燃煤电厂排放的、对人类生存环境构成直接危害的污染物有粉尘、硫氧化物（SO2、SO3）、氮氧化物（NOx ）及温室气体二氧化碳（CO2）。我国火电厂动力用煤的特点是：高灰分、高硫分煤的比例较大，而且几乎不经过任何洗选等预处理过程，同时，火电厂污染物排放的总量大而集中。因此，火电厂的污染物排放控制工作备受重视。2.3.1 燃烧产生的硫氧化物的危害燃烧排烟产物中的硫氧化物主要是SO2和极少量的

16、SO3，在大气环境中，SO2可以进一步转化为SO3并形成硫酸雾。排入大气环境中的SO2严重恶化了人类赖以生存的空间和环境。SO2对人体的健康有明显的危害，SO2对人体健康的影响是在呼吸道黏膜上形成亚硫酸和硫酸，刺激人体组织，引发分泌物增加和发生炎症。SO2对植物的危害表现在破坏叶皮上的毛细孔，SO2进入叶片并溶解于水，沾结在细胞壁的表面，使植物受害，叶片发黄，严重时大量叶片枯萎，导致植物死亡。SO2及其在大气环境中转化为硫酸雾可被吸附在材料的表面，具有很强的腐蚀作用，会使金属设备、建筑物等遭受腐蚀，大大降低其使用寿命。控制电站锅炉SO2的排放可采用多种方式，主要包括：在燃烧前进行洗选煤加工，多

17、除部分硫分；在煤的转化过程中脱硫；在煤的燃烧过程中添加脱硫剂，吸收SO2；采取烟气脱硫净化等技术。2.3.2 燃烧产生的氮氧化物的危害燃烧设备排放的氮氧化物主要是指NO和少量的NO2，还包括N2O和N2O3等，统称为NOx 。NOx 对人类自身及生存环境的直接和间接危害已远超过其他污染物。排入大气的NO会被迅速氧化成为NO2，经紫外线照射并与排烟中的气态碳氢化合物接触，即可生成一种浅蓝色的有毒烟雾，成为光化学烟雾。光化学烟雾对人的眼、耳、鼻、心、肺及造血组织等均有强烈的刺激和损害作用，氮氧化物在大气中的浓度大于0.05mg/L（0.05ppm）时，则会对人体产生危害作用。NOx 会在地球表面的

18、大气层中形成臭氧，臭氧进入植物叶片并溶于水，沾结在细胞壁的表面，对植物造成严重的伤害。臭氧对人体也十分有害。氧化二氮（N2O）虽然不是燃烧过程中的主要产物，但它是形成温室效应的气体，并且会破坏大气臭氧层，对人体造成危害。在大气中，NOx 会形成HNO3，即硝酸雾，也是形成酸雨的一个重要原因。硫氧化物和氮氧化物所造成的酸雨是世界公认的重大环境问题之一，酸雨会破坏森林植被，造成土壤酸化、贫瘠、物种退化，农业减产，还会造成水体污染，鱼类死亡。近年来，酸雨在我国呈急剧蔓延之势，我国每年因酸雨造成的直接经济损失超过200亿元。酸雨所形成的污染已经不再是局部地区的问题，而是一个全球性的问题。研究和实践都表

19、面，氮氧化物的排放量与燃烧过程的组织方式有密切的关系，因此，氮氧化物是最有希望通过燃烧技术措施的改进而得到控制的污染物。但是，降低NOx 排放的原则又多与强化燃烧的传统原则相矛盾，是传统的燃烧方式又面临新的挑战。2.3.3 温室气体的危害温室气体主要是指二氧化碳（CO2），其他还有甲烷（CO2）、氮氧化物（NOx ）等气体，CO2和NOx 主要产生于矿物燃料的燃烧过程，而这些矿物燃料构成了全球能量需求的90%以上，其中煤和油都是含碳量很高的燃料，其燃烧产物主要是CO2。今年开始倡导的“低碳”就是个很好的证明，人类已经认识到了：在从矿物燃料中获取能量的同时，所排放的大量温室气体已构成是全球大气气

20、候变暖的最主要因素，其对人类生存环境的影响已远远超过其他限于局部地区的大气环境的污染的影响。具有惰性气体性质的CO2等温室气体一经形成，其被森林、土壤或海洋自然吸收的速率极其缓慢。取决于不同的条件和环境，CO2等温室气体的寿命期可长达50 200年，而大自然的吸附能力终归有限，同时，排放不断增加，因此任其排放而不加控制，温室气体在大气中的浓度将持续增加。CO2等温室气体所产生的温室效应已经众所周知。通过各种可行的技术措施（比如，提高能量的转换效率，采用先进的燃烧技术，采用有效的节能技术措施，大量、长期存储或利用CO2等），减缓以至最终控制能源与电力生产中的CO2对大气的排放，保护人类赖以生存的

21、地球环境，是全球能源与电力生产面临的一个前所未有的挑战。2.3.4 粉尘的危害火电厂生产性粉尘对职工的危害粉尘的分散度越高，即粉尘粒径越小，其在空气中的稳定性越高，在空气中悬浮越持久，工人吸入的机会越多，对人体危害越大。呼吸性粉尘可沉淀在呼吸性的支气管壁和肺泡壁上。长期吸入生产性粉尘易引起以肺组织纤维化为主的全身性疾病，即尘肺病，属国家法定职业病。其中硅肺、煤尘肺、电焊工尘肺、石棉肺和水泥尘肺等均属于以胶原纤维增生为主的尘肺。职工长期高浓度吸入含量大于10% 的游离SiO2粉尘（即硅尘），会引起硅肺病。肺组织胶原纤维性变是一种不可逆转的破坏性病理组织学改变。目前尚无使其消除的办法。对于这一种尘

22、肺，尤其是硅肺的治理，主要是对症治疗和积极防治并发病，以减轻患者痛苦，延缓病情发展，努力延长其寿命。 火电厂生产性粉尘73% 以上是粒径小于5 m 的呼吸性粉尘。因此一定要重视粉尘危害后果的严重性，做好粉尘防治工作，防止尘肺病的发生，保护职工健康。不过，长期以来，大部分燃煤电厂锅炉的粉尘排放控制已得到足够的重视，特别是大型火力发电厂的静电除尘装备比较完善，大部分电厂的除尘效率已高达98% 99%，在控制粉尘排放方面取得了较好的成效，我国火电厂的烟气粉尘排放浓度一般均能够满足当前的国家排放标准。但是，现在广泛装备的静电除尘设备均难以出去燃煤排烟中超细、超轻并易分散的粉尘（5m以下）。这种粉尘随风

23、飘荡，可以长期滞留在大气中，对人身体存在的潜在危害极大。近年来，还发现烟气中的痕量有害化合物，比如，汞、砷、氟等，对环境的影响也很大。2.4 污染物排放控制要求国家环保总局和国家质量监督检验检疫总局日前联合发布了新修订的国家污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准(GB132232003 )。新标准兼顾电力发展和环境保护目标，分三个时段规定了火电厂大气污染物排放限值，提出了到2005年和2010年火电厂应执行的二氧化硫和烟尘排放限值，有利于火电厂根据自身的情况采取相应的控制措施。2.4.1时段的划分本标准分三个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求：2003 年12 月31 日前

24、建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1 时段排放控制要求。2004 年1 月1 日起至2009 年12 月31 日前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2 时段排放控制要求。自2010 年1 月1 日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2 时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5 年，在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目），执行第3 时段排放控制要求。2.4.2污染物排放限值中华人民共和国国家标准-锅炉大气污染物排放标准分年限规定了锅炉

25、烟气中烟尘、二氧化硫和氮氧化物的最高允许排放浓度和烟气黑度的排放限值。 烟尘排放浓度和烟气黑度限值各时段火力发电锅炉及燃气轮机组烟尘排放浓度和烟气黑度执行表2-1规定的限值。表2-1火力发电锅炉烟尘排放浓度和烟气黑度限值 单位：mg/m3注： (1 县级及县级以上城市建成区及规划区内的火力发电锅炉执行该限值。(2 县级及县级以上城市建成区及规划区以外的火力发电锅炉执行该限值。(3 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。(4 以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ

26、/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行该限值。 二氧化硫排放浓度限值各时段火力发电锅炉及燃气轮机组二氧化硫排放浓度执行表2-2 规定的限值。表2-2 火力发电锅炉二氧化硫排放浓度单位：mg/m3注：(1 该限值为全厂第1 时段火力发电锅炉平均值。(2 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。(3 以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行该限值。(4 位于西部非两控区内的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉

27、执行该限值。在本标准实施前，环境影响报告书已批复的第2时段脱硫机组，自2015年1月1日起，执行400mg/m3的限值，其中以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行800mg/m3的限值。 氮氧化物排放浓度限值各时段火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物排放浓度执行表1-3 规定的限值。表2-3 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度单位：mg/m3第3 时段位于除重点地区外的其他地区的火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。 烟尘排放浓度限值随着社会经济的飞速发展和人民生活水平的不断提高，环境污染问题也越来越受到社会各

28、界的关注，国家对火力发电厂烟尘排放的标准不断提高，新建火电厂允许的烟尘排放浓度从国家污染物排放标准火电厂大气污染物排放标准（GB13223-1996）中要求的200mg/Nm3提高到2003版标准的50mg/Nm3，北京及沿海经济发达地区要求更加严格，如北京地方标准锅炉大气污染物排放标准（DB11/139-2007）对新建燃煤电厂锅炉要求的烟尘排放浓度仅为10mg/Nm3，在用锅炉也不能超过20mg/Nm3。2.5 减少污染物排放的意义我国经济快速增长，各项建设取得巨大成就，但也付出了巨大的资源和环境代价，经济发展与资源环境的矛盾日趋尖锐，群众对环境污染问题反应强烈。这种状况与经济结构不合理、

29、增长方式粗放直接相关。不加快调整经济结构、转变增长方式，资源支撑不住，环境容纳不下，社会承受不起，经济发展难以为继。只有坚持节约发展、清洁发展、安全发展，才能实现经济又好又快发展。同时，温室气体排放引起全球气候变暖，备受国际社会广泛关注。进一步加强节能减排工作，也是应对全球气候变化的迫切需要，是我们应该承担的责任。因此，与燃煤有关的环境污染问题已成为制约我国电力工业发展的一个主要因素。发展并应用各种减排污染物的技术，是电力工业针对环境问题的有效措施。节能减排意义深远，我们现代人想到了自己的子孙后代的发展3.国内外污染物减排技术概述发展并应用各种减排污染物的技术，是电力工业针对环境问题的有效措施

30、。目前，我国除尘、脱硫等技术已经很成熟，除尘技术已经很普及，脱硫技术正在强制要求下普及各个发电企业。但脱硝技术目前还在起步阶段，除了个别1000MW及以上机组装设了国外进口的脱硝设备外，我国大多数机组还没有装设。3.1 NOx的减排技术在燃煤电厂排放的大气污染物中，氮氧化物NOx因其对生态环境的污染危害极大，所以是重点控制排放的污染物之一。包括我国在内的许多国家均相继立法，对燃煤电站锅炉的NOx排放浓度加以限制。当前控制常规燃煤电站锅炉排放的技术措施大致可分为两类，即低NOx煤粉燃烧技术和脱除NOx的烟气净化技术。后者价格昂贵，本节将主要介绍低NOx排放燃烧技术。降低NOx燃烧技术主要有以下几

31、种燃烧方式：(1)低过量空气燃烧。煤的燃烧过程中,随着烟气中过量空气的减少,可以抑制NO的生成。但过低过量空气系数造成CO浓度急剧增加,从而大大增加化学、机械不完全燃烧热损失.燃烧效率会降低；同时低氧量会造成炉膛局部产生还原性气氛,降低灰熔融性温度引起炉壁结渣和腐蚀。因此在运行过程中，后石电厂将炉膛出口过量空气系数控制在 1.15（氧量控制在3.5%）的合理值。(2)空气分级燃烧。空气分级燃烧方法是目前普遍使用的低NOx燃烧技术之一,炉内空气分级燃烧的实现形式主要有两种,即轴向空气分级燃烧和径向空气分级燃烧.炉内空气分级燃烧约能降低降低NOx排放25%30%。(3)轴向空气分级燃烧(SOFA方

32、式)。轴向空气分级燃烧是将燃料所需要的风分两部分进入炉膛:一部分为主二次风,约占总二次风量70%；另一部分为燃尽风, 约占总二次风量的30%（上部燃尽风占20%，下部燃尽风占10%）。因此,炉内的燃烧分成四个区域,即热解区、贫氧区、过度区和富氧区。上部燃尽风送入炉膛时,已经避开了高温火焰区,对未燃尽产物起完全燃烧的作用。(4)径向空气分级燃烧。该燃烧方式是与烟气垂直的炉膛断面上组织分级燃烧,它是通过将二次风射流部分偏向炉墙来实现的. 径向空气分级燃烧不仅可以使主燃烧区处于还原性气氛从而降低NOx排放量,还可以使炉墙附近处于氧化性气氛,从而可以避免水冷壁的高温腐蚀以及还原性气氛使灰熔融性温度下降

33、而导致的燃烧器附近结渣。(5)燃料分级燃烧。这是利用NOx还原反应原理发展的一项低NOx技术,以每台磨煤机为一个燃烧单元层（每个燃烧器分为淡项和浓项），它将炉膛分为四个燃烧区:将60%65%的燃料做为一次燃烧供入第一级燃烧区（浓项）,在过量空气系数大于1的条件下燃烧（在托燃风的作用下）.显然这时将生成大量的NOx,然后将剩余的燃料(二次燃料)在主燃烧器上部（淡项）送入二级燃烧区,即再燃区, 在小于1的条件下形成很强的还原性气氛,使已经生成的NOx被还原成氮分子(N2),同时抑制了新的NOx生成.在燃尽区（SOFA）下层供入燃尽风（小于1）,再次燃烧还原，最后燃尽区（SOFA）上层供入燃尽风（大

34、于1）,使燃料完全燃烧,这种方法可以使NOx减少50%以上。 3.2 SOx 减排技术据述我国将在未来4年中投资44亿美金，用于221个火电厂的脱硫装置建设，已达成在2010年前减少10%的二氧化硫排放的目标。国家发改委直接制定中国的脱硫减排计划，要求新建和扩建火电项目必须安装污染控制装置，同时，制定政策鼓励那些已经安装排污装置的企业，例如，这些电厂的电能可以优先并入本地电网，或者给予更长的发电运行时间。这221个电厂合计发电容量1370亿兆瓦，占中国总发电量的27。发改委的电厂脱硫计划正在执行之中。2006年已经有576亿兆瓦的电厂安装了脱硫装置，2007年将完成245亿兆瓦，2008年和2

35、009年分别完成288亿和138亿兆瓦电厂的安装。国家环境保护总局已经分别与各省和央企电厂签订减排协议，协议涉及的排放量占全国三分之二的二氧化硫排放量。目前我国大型火电机组中，其烟气脱硫设备几乎全部采用石灰石石膏法脱硫工艺，产生的石膏综合利用压力不断增大，脱硫废水难以有效处理。近期化工行业推出一种烟气脱硫新技术氨法脱硫。该技术以其脱硫效率高、无二次污染、可资源化等独特优势备受关注。氨法脱硫以氨水为脱硫剂，锅炉烟气进入脱硫塔经氨水循环吸收生成亚硫酸铵，脱硫后的烟气经除雾净化进入换热器换热后进入烟囱排放。吸收剂氨水与吸收液混合进入吸收塔，吸收形成的亚硫酸铵在吸收塔底部氧化成硫铵溶液，经蒸发结晶、固

36、液分离、干燥、包装后得成品硫铵。氨法脱硫原料来自化工企业，主要副产品也是氮肥。氨的载体可以是液氨、氨水、碳铵等。氨法脱硫可将二氧化硫、氨回收为硫酸铵、磷铵、硝铵等化肥或硫酸、液态二氧化硫等产品。一般副产硫酸铵，也可根据电厂周边条件副产其它产品。装置不产生二次污染。系统阻力较常规脱硫技术节电50以上，可以利用原锅炉引风机的潜力，大多无需新配增压风机。另外，液气比小，循环泵的功耗降低近70。实践证明，该技术的二氧化硫去除效率在95%以上，同时可使氮氧化物同步去除率达到20%40%。脱硫副产物的生产过程也较简单，与常规脱硫技术比较，占地节省50以上。化工企业特别是氮肥厂采用氨回收法技术进行锅炉烟气脱

37、硫，可直接将废氨水生成硫酸铵作为肥料出售或作为复合肥的原料，在厂内即可实现废物的综合利用，以废治废、变废为宝。3.3 CO2减排技术CO2 是最主要的温室气体，它主要产生于矿物燃料的燃烧过程。目前采用的技术包括采用更高参数的发电机组，采用联合循环发电装置、燃料电池等先进的发电技术，既可以降低发电成本，同时也减少了CO2的排放。通常，电站效率提高1%，CO2的排放将减少2%。3.3.1 理论依据根据燃用化石燃料的不同，产生的烟气中CO2的浓度也不同。其中，一般的燃煤锅炉排放烟气中含CO2约15%（体积）。由燃用化石燃料提供电能，整个转换过程效率越高，则生产单位电能相应排放的CO2越少。由于煤中的

38、可燃元素主要是碳，因此，燃烧产物中的CO2是不可避免的。而且CO2具有十分稳定的化学性质，所以，从燃烧产物中将CO2分离出来，不向大气排放，是目前正在探讨的减排CO2的主要技术方案之一。这些技术方案包括对燃烧产物中的CO2气体进行捕集、储存及利用的先进技术。3.3.2 技术方案捕集、进而储存或利用CO2的方法被公认是近期内减缓CO2排放较为可行的方案与技术，一方面，它适合于当今的技术发展水平；另一方面，可以使我们继续利用现代能源工业已健全的电力生产的基本格局。目前，从常规火电厂捕集CO2的潜在技术方案有以下几种：（1）燃料燃烧前分离并捕集CO2。该方法适合于将煤气化后进行燃烧的电力生产过程，比

39、如整体煤气化联合循环（IGCC） 。采用氧气或空气作为介质的煤气化的产物主要是CO和H2O，是高碳量的燃料，燃烧产物主要是CO2。但是，该煤气产物经过进一步的水煤气化反应后，可容易的转化CO2和H2，燃料气中的CO2浓度将提高到35%45%，可在燃烧前从燃气中分离和除去CO2，从而转化成不含碳的气体燃料，而燃烧产物中将不存在CO2。这种方法的优越性在于，需要处理的气体量较小，同时CO2 的浓度较高，而且，在增压气化工艺的条件下，课直接采用物理的方法分离CO2，成本比化学方法要低的多。这一技术与具有较高循环效率的整体煤气化联合循环发电装置（IGCC）相结合，在经济上的优越性较为突出。（2）从常规

40、燃烧烟气中分离和捕集CO2.。常规燃烧产物中的CO2含量较低，比如，燃煤电站锅炉排烟中CO2浓度一般为14%16%，因此回收CO2的第一步必须要采用有效地方法将CO2分离出来，然后才能考虑回收。分离和捕集CO2所需费用使发电成本增加的幅度与采用的发电方式和燃用的燃料有关的，一般来讲，从锅炉的排烟中分离CO2，将使电站效率降低7%29%，发电成本增加1.21.5倍，其主要原因是在较低的压力下，从以氮气为主要成分的混合气体中分离较低浓度的CO2气体的难度很大，工艺复杂，分离成本较高。（3）采用O2/ CO2燃烧方式直接从烟气中捕集CO2。从常规燃烧方式的烟气中捕集CO2的主要问题，是由于烟气中的C

41、O2浓度较低，分离设备复杂，成本高，因此，如果能在燃烧的过程中大幅度提高燃烧产物中CO2的浓度，将会使回收成本降低。组织燃料在氧气和二氧化碳混合气体中燃烧的所谓O2/ CO2燃烧方式，就是在这一背景下提出的一项解决CO2排放的新技术。由于在制氧的过程中绝大部分氮气已被分离掉，所以，其燃烧产物中的CO2的含量将达到95%左右，可不必进行分离，而将大部分的烟气直接采取液化的方法进行回收出理。 3.4粉尘处理技术锅炉排放烟尘的控制技术已基本完善，只要选用合适的除尘器，就能使烟尘排放符合环境标准要求。锅炉除尘采用四种除尘器：机械式除尘器；袋式除尘器；电除尘器；湿式除尘器。在设计制造、运行正常的情况下，

42、徐风除尘器除尘效率近90%，袋式除尘器和电除尘器均可大于99.8%，湿式除尘器为95%99%。如图3-1是马头电厂6#炉1 x 200 MW机组电除尘器图。图3-1马头电厂6#炉1 x 200 MW机组电除尘器图3.4.1 国内外应用概况我国电站锅炉大多数使用电除尘器和袋式除尘器，少数使用湿式除尘器；工业锅炉大部分使用各种机械式除尘器，如改进型的旋风除尘器、多管旋风除尘器等，少部分使用湿式除尘器，如旋风水膜除尘器。随着环境对烟尘排放浓度的限制越来越严格，除尘器的采用也趋于向高效率除尘器变化。许多发达国家，电除尘器、袋式除尘器的比例很大，旋风除尘器比例很小。3.4.2 工作原理除尘器的工作原理都

43、是以作用力为理论基础。根据力的性质不同，设计出不同的除尘器。除尘工程中常用的除尘器分为四大类，这些除尘器都是依靠各种力从气体中分离和过滤粉尘粒子的。机械除尘器工作机理机械除尘器有沉降室，惯性除尘器和旋风除尘器三个类别。沉降室工作利用的是重力，所谓重力就是地球对物体的吸引力。在重力作用下含尘气体中的粉尘在沉降室被分离出来。惯性除尘器分离粉尘利用的是惯性力。惯性力是反映物质自身运动状态的力，受到外力时物质改变运动状态。在相同的作用力下惯性小的物体比惯性大的物体容易改变运动状态，即得到的加速度比较大，这对惯性小的粉尘分离是有利的。旋风除尘器利用的是离心力。所谓离心力是指做圆周运动的物体对施于它的向心

44、分离力。它是依据在旋转体的反作用力，利用离心力分离非均相系统的分离过程通称离心分离。它是依据在旋转过程中质量大的、旋转速度快的物质获得的离心力也大的原理进行工作的。袋式除尘器过滤机理袋式除尘器的过滤机理是一个综合效应的结果。粉尘一般由超细微粒到粗粒的各粒径按一定分散度曲线分布的。虽然滤布纤维问的孔隙也许大于100mm以上，但织物过滤却能捕集微米粒子，过滤机理各种效应是重力、筛滤、惯性碰撞、钩附效应和扩散与静电吸引。当含尘气流流经滤布时，比滤布空隙大的微粒，由于重力作用沉降了或因惯性作用被纤维挡住了，比滤布空隙小的微粒和滤布的纤维发生碰撞后或经过时被纤维钩附在滤袋表面(即钩附效应)较小的粒子因分

45、子间的布朗运动留在滤布的表面和空隙中，最微小的粒子则可能随气流一起流经滤布跑掉了。电除尘器工作机理电除尘器分离粉尘靠的是静电力即库仑力。除尘过程分为四个阶段。（1）气体电离在电晕极与集尘集之间施加直流高电压(4070kv)使放电极发生电晕放电，气体电离，生成大量的自由电子和正离子。（2）粉尘荷电气流通过电场空问时，自由电子、负离子与粉尘碰撞并附着其上，便实现了粉尘的荷电。（3）粉尘沉降荷电持尘在电场中受静电力的作用被驱往集尘极，经过一定时间后达到集尘极表面，放出所带电荷而沉集其上。（4）清灰集尘极表面上的粉尘沉集到一定厚度后，用权械振扣等方法将其清除掉，使之落入下部灰斗中。放电极也会附着少量粉

46、尘，也需进行定时清灰。为保证静电除尘器在高效率下运行，必须使上述四个过程进行得十分有效。 湿式除尘器的工作原理湿式除尘器的除尘原理属于短程机制，主要是在除尘器内含尘气体与水接触有如下过程：温暖粒与预先分散的水膜或雾状液相接触；含尘气体冲击水层产生鼓泡形成细小水滴或水膜；较大的粒子(如大于lmm)在与水滴碰撞时被捕集，捕集效率取决于粒子的惯性及扩散程度。因为水滴与气流间有相对运动，并由于水滴周围有环境气膜作用，所以气体与水滴接近时，气体改变流向绕过水滴而尘粒受惯性力和扩散的作用，保持原轨迹运动与水滴相撞。这样，在范围内尘粒都有可能与水滴相撞，然后由于水的作用凝聚成大颗粒，被水流带起。这说明，水滴

47、小且多，比表面积加大。接触尘粒机会就多，产生碰撞、扩散、凝聚效率也高。尘粒的容重、粒径与水滴的相对速度愈大，碰撞凝聚效率就愈高；而液体的黏度、表面张力愈大，水滴直径大。分散得不均匀，碰撞凝聚愈低。实验与生产经验表明，亲水性粒子比疏水性粒子容易捕集，这是因为亲水性粒子很容易通过水膜的缘故。此外，当尘粒直径和密度小，除尘效率明显降低。为了解决疏水性粉尘和细微粒子效率低的问题，可以往水中加入某些约剂来提高除尘效率。3.4.3 发展趋势在这种严格的环保标准要求下，通常的四电场或五电场静电除尘器已经无法满足排放达标的要求，因此近年来袋式除尘器得到了应用和推广。在国外，袋式除尘器作为一种过滤式除尘设备应用

48、于燃煤电厂锅炉已经有二、三十年的历史，并取得了良好的效果。在我国，随着滤布材料制造技术的发展，滤布在强度、耐高温、耐腐、耐磨等方面都有很大的提高，袋式除尘器在燃煤电厂的烟气治理中也逐渐得到应用并收到了良好效果，除尘器出口烟尘浓度基本上能达到10mg/Nm3以下。袋式除尘器的除尘效率不受粉尘的比电阻、浓度、粒度等性质的影响，锅炉负荷的变化、烟气量的波动对袋式除尘器出口排放浓度的影响也不大。然而袋式除尘器并没有在发电厂得到大面积推广，原因在于从业人员对静电除尘器运行操作及使用情况非常熟悉，但对袋式除尘器的使用还相对陌生，并且对袋式除尘器的运行阻力和滤袋的使用寿命等存在疑虑，二十世纪八、九十年代电厂

49、应用袋式除尘器失败的惨痛教训也给从业人员造成了很深的影响。但为了满足当前的环保排放要求，特别是电除尘器的改造项目，迫切需要一种改造量少、运行阻力低的除尘器设备，因此电除尘器与袋除尘器相结合的电袋复合除尘器应运而生，不少除尘设备生产厂家近两年也掀起了对这种设备的研究推广大潮。可以说，电袋复合除尘器就是在这种特定背景下的阶段性产物。4.SO2减排技术根据控制SO2排放的工艺在煤炭燃烧过程中的位置，可将脱硫技术分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三种。燃烧前脱硫主要是选煤、煤气化、液化和水煤浆技术；燃烧中脱硫指的是低污染燃烧、型煤和流化床燃烧技术；燃烧后脱硫也即所谓的烟气脱硫技术。烟气脱硫技术是目前在世界上唯

50、一大规模商业化应用的脱硫方式，其它方法还不能在经济、技术上与之竞争。如图4-1所示为 HYPERLINK /news/2008-07/1892.htm 华电贵港电厂脱硫系统一角。图4-1 所示为 HYPERLINK /news/2008-07/1892.htm 华电贵港电厂脱硫系统一角4.1 国内外烟气脱硫现状我国目前的经济条件和技术条件还不允许象发达国家那样投入大量的人力和财力，并且在对二氧化硫的治理方面起步很晚，至今还处于摸索阶段，国内一些电厂的烟气脱硫装置大部分欧洲、美国、日本引进的技术，或者是试验性的，且设备处理的烟气量很小，还不成熟。不过由于近几年国家环保要求的严格，脱硫工程是所有新

51、建电厂必须的建设的。因此我国开始逐步以国外的技术为基础研制适合自己国家的脱硫技术。 目前，烟气脱硫的技术主要有 石灰石-石膏法烟气脱硫工艺、喷雾干燥法脱硫工艺、磷铵肥法烟气脱硫工艺（或氨-硫酸氨法脱硫工艺）、烟气循环流化床脱硫工艺、海水脱硫工艺、活性焦煤气脱硫工艺等。烟气脱硫技术按照脱硫剂和脱硫产物的状态可以分为干法、半干法和湿法三类.干法烟气脱硫。湿法烟气脱硫工艺绝大多数采用碱性浆液或溶液作吸收剂，湿法脱硫技术包括海水脱硫法、石灰石石膏湿法和氨液脱硫法，但由于西北地区地处内陆条件不满足，而氨液脱硫受硫酸氨产物是否得到利用约束，否则成本太高，所以海水脱硫和氨液脱硫法局限性很大，应用比不广泛。因

52、此石灰石或石灰为吸收剂的强制氧化湿式脱硫方式是目前使用最广泛的脱硫技术，下文将详细介绍石灰石-石膏湿法脱硫技术。4.2 石灰石-石膏湿法脱硫技术4.2.1 概述图4-2 石灰石-石膏湿法脱硫工艺设备流程图石灰石-石膏湿法脱硫工艺是目前世界上最成熟的工艺，也是应用最多的工艺，已有运行三十多年的业绩，占脱硫装机容量的85%以上。脱硫效率总的水平在90%以上，脱硫塔内分三个功能区：吸收反应区（生成亚硫酸钙）、脱硫产物氧化及石膏结晶区（生成硫酸钙）和除雾区（将烟气中洗涤液滴及尘粒分离）。由于石灰石价廉易得，脱硫成本较低，脱硫效率可达95% 98%，因此近年来在我国大、中型火电机组上广泛采用。4.2.2

53、 石灰石石膏湿法脱硫基本原理 以石灰石粉溶于水中呈悬浮液为基础，利用了SO2在水中有良好的溶解性和可以引起连锁化学反应这一特点，当烟气进入吸收塔后，在上升过程中，与喷淋下降的石灰石浆液雾滴相碰撞，SO2便溶于浆液水滴中，随之落入吸收塔浆池中，此时浆池上部多为亚硫酸（H2SO3），呈酸性（pH值较低）。随着浆液不断循环与补入的石灰石浆液生成亚硫酸钙（CaSO3），同时与浆池中鼓入的空气中的氧进行化学反应，生成二水硫酸钙（CaSO42H2O），即脱硫石膏。用化学分子式表示为SO2 + H2O H2SO3H2SO3 H+ + HSO3石灰石溶解反应为CaCO3 + H+ + HSO3 Ca2+ +

54、SO32 + H2O + CO2 氧化反应为SO32 + O2 SO42HSO3 + O2 SO42 + H+中和沉淀反应Ca2+ + SO32 + H2O CaSO3 H2OCa2+ + SO42+ 2 H2O CaSO42H2O除了二氧化硫之外，吸收塔也从烟气中脱除氯化氢和氟化氢。碳酸钙与这些物质发生反应生成溶解盐HCl + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO22HF+ CaCO3 CaF2 + H2O + CO24.2.3主要工艺系统设备及功能 烟气系统烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气气加热器（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿

55、量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。 烟气挡板是 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。 经湿法 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱

56、硫后的烟气从吸收塔出来一般在4655左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、Hcl、HF、NOx，其携带的SO42-、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气气换热器（GGH）烟气再热装置。气气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫的热烟气（一般130150）去加热已 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫的烟气，一般加热到80左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高

57、度。烟气再热器是湿法 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。 另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130150，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。 吸收系统 吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。湿法 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫吸收塔有许多种结

58、构，如填料塔、湍球塔、喷射鼓泡塔、喷淋塔等等，其中喷淋塔因为具有 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫效率高、阻力小、适应性、可用率高等优点而得到较广泛的应用，因而目前喷淋塔是 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=石灰石 石灰石石膏湿法烟气 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫工艺中的主导塔型。 喷淋层设在吸收塔的中上部，吸收塔浆液循环泵对应各自的喷淋层。每个喷淋层都是由一系列喷嘴组成，其作用是将循环浆液进行细化喷雾。一个喷淋层包括母管和支管，母管的侧向支管成对排列，喷嘴就布置在其中。喷嘴的这种布

59、置安排可使吸收塔断面上实现均匀的喷淋效果。 吸收塔循环泵将塔内的浆液循环打入喷淋层，为防止塔内沉淀物吸入泵体造成泵的堵塞或损坏及喷嘴的堵塞，循环泵前都装有网格状不锈钢滤网（塔内）。单台循环泵故障时，FGD系统可正常进行，若全部循环泵均停运，FGD系统将保护停运，烟气走旁路。 氧化空气系统是吸收系统内的一个重要部分，氧化空气的功能是保证吸收塔反应池内生成石膏。氧化空气注入不充分将会引起石膏结晶的不完善，还可能导致吸收塔内壁的结垢，因此，对该部分的优化设置对提高系统的 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=脱硫 脱硫效率和石膏的品质显得尤为重要。 吸收系统还包括除雾器及其冲

60、洗设备，吸收塔内最上面的喷淋层上部设有二级除雾器，它主要用于分离由烟气携带的液滴，采用阻燃聚丙烯材料制成。 浆液制备系统 浆液制备通常分湿磨制浆与干粉制浆两种方式。 不同的制浆方式所对应的设备也各不相同。至少包括以下主要设备：磨机（湿磨时用）、粉仓（干粉制浆时用）、浆液箱、搅拌器、浆液输送泵。 浆液制备系统的任务是向吸收系统提供合格的 HYPERLINK /keyword.asp?keyword=石灰石 石灰石浆液。通常要求粒度为90%小于325。 石膏脱水系统 石膏脱水系统包括水力旋流器和真空皮带脱水机等关键设备。 水力旋流器作为石膏浆液的一级脱水设备，其利用了离心力加速沉淀分离的原理，浆液