我国烟气脱硫技术的进展幻灯片

1、我国烟气脱硫技术的发展,班级：电气信051班姓名：秦平学号：14指导教师：左月明,我国烟气脱硫技术的发展,在我国电厂的能源结构中，燃煤电厂的发电量约占全国总发电量的80%以上，即使到2020年，燃煤电厂的发电量仍将在70%以上，煤燃烧排放的SO2以及粉尘仍是大气主要污染源。努力提高能源利用率，尽可能较少煤炭消耗，减少温室气体和SO2的排放仍是环境保护的重要任务。为此，继续加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2排放的控制力度就显得非常紧迫和必要。本文探讨了烟气脱硫的基本原理及石灰石/石膏法、海水脱硫法等湿法脱硫法技术，以及旋转喷雾干燥法、循环硫化床脱硫技术、电

2、子束照射法、脉冲电晕等离子体法，最后对各种烟气脱硫方法进行了比较。目前烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。,1国外火电厂烟气脱硫状况,随着科技的不断进步，烟气脱硫技术也得到了飞速的发展。世界上许多发达国家的火电厂烟气脱硫技术也在不断提高，均取得了很大的进展。其中，烟气循环硫化床工艺技术在最近几年中已有所发展，不但用户增多，同时单机的烟气处理能力也比过去增大了很多。其工艺已达到工业化应用的水平，主要是由德国Lurgi公司、德国Wulff公司和丹麦F.L.Smith公司开发的。该工艺在德国Solvay公司的自备电厂和Siersdorf电厂使用，运行良好。该工艺的主要特点是系统简单可靠性高、

3、脱硫效率高与湿法相当、占地小，特别适用于电厂的改造。国外较早采用镁法进行烟气脱硫的国家是日本。这项技术于1974年前后由不同公司相继开发并首先在造纸厂和炼油厂应用,之后逐步取代了部分烧碱法和石灰法进行烟气脱硫而德国西部以石灰法、活性炭法及氧化镁法为重点。美国则全面开展以接触氧化法、威尔曼洛特碱液吸收法籍石灰法较为成熟，同时还开展了很多新的技术路线，诸如与H2S接触还原制硫法、熔触碳酸盐法、氧化镁吸收法及甲酸钾吸收法等。日本虽在最近几年才开展此项研究，但进步较快，现已后来居上。,日本碧南电厂脱硫塔,德国黑泵电厂烟塔合一,国产引进300MW机组配套脱硫装置,国内烟气脱硫发展状况,我国电力烟气脱硫的

4、装机容量2000年底时约500万千瓦，2005年底约5000万千瓦，2006年底约16亿千瓦，到2008年上半年达到约2亿千瓦；烟气脱硫机组占煤电机组的比例由2000年底的约2上升为目前的约40，已高于美国30的脱硫比例，创造了装设烟气脱硫装置速度的世界奇迹。自2006年以来，全国新投运煤电机组同步安装并运行脱硫设施（不包括循环流化床锅炉脱硫）的装机容量比例达到80以上，2005年以前的老机组正在按法规和政府要求逐步加装脱硫装置。,3烟气脱硫的基本原理,3.1化学原理:煤燃烧后产生大量的烟气，烟气中含有很多SO2,SO2实质上是酸性的，它可以通过与适当的碱性物质反应从烟气中脱除SO2,在烟道气

5、体脱硫最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰。,3.2脱硫技术的分类,脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫(FGD)3类。燃烧前脱硫燃烧前脱硫就是在煤燃烧之前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术最常用的有物理洗选煤法、化学洗选煤法等。炉内脱硫炉内脱硫是煤在锅炉的燃烧过程中，向炉内加入固硫剂，如CaCO3等，加入固硫剂可以使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。炉内脱硫分为两类：（1）LIMB炉内喷钙技术（2）LIFAC烟气脱硫工艺烟气脱硫燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。,3.3常规烟气脱硫

6、技术,烟气脱硫的种类很多，大致可以分为以下几种：(1)旋转喷雾干燥法(2)循环流化床脱硫技术(3)石灰石灰石石膏法(湿法)(4)干式喷射脱硫法(5)电子束辐照法(6)脉冲电晕法(7)海水脱硫,石灰石灰石石膏法(湿法)世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大体相同，主要是使用石灰石(CaCO3）、石灰（CaO)或碳酸钠(Na2CO3）等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%98%)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投

7、资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(4550），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排乳燕囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。但是,GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。,脱硫过程主要反应方程式1SO2+H2O=H2SO32CaCO3+H2SO3=CaSO3+CO2+H2O3CaSO3+1/2O2=CaSO44CaSO3+1/2H2O=CaSO31/2H2O5CaSO4+2H2O=CaSO42H2O6CaSO3+H2SO3=Ca(HSO3)2,5.1脱

8、硫方案的比较,5最佳脱硫方案的选择5.1脱硫方案的比较,5.2脱硫方案的选择选择原则:(1)脱硫效率满足环保要求；(2)选择技术成熟，运行可靠；(3)脱硫设施运行不影响机组正常运行；(4)工程造价和运行费用低、耗水量低；(5)吸收剂要有稳定来源，并且质优价廉，对周围环境不会污染；(6)脱硫副产品综合利用要有市场；(7)避免对电厂粉煤灰综合利用带来不利影响；(8)废料废水排放不造成二次污染。,6湿法脱硫工艺中是否安装烟气换热器(GGH)6.1安装GGH作用首先,设置GGH可以增强污染物扩散。其次,安装GGH可以降低烟羽可见度。最后,它可以避免烟囱降落液滴及减轻烟囱腐蚀。6.2取消安装GGH首先，

9、如果取消GGH，取消后的排烟的温度仅为50或更低，从而使烟气从烟囱排放时高度降低。同时也使烟气中SO2最大落地浓度加大，影响烟气的扩散能力。其次，系统稳定运行和对下游设备及烟囱腐蚀的问题。最后，可见烟羽问题。,。6.3经济性比较设置GGH，由于增加了烟气系统阻力，使得运行费用提高不少，维护费用也有所增加不设GGH方案中除脱硫工艺耗水量大于设置GGH方案外，其余无论从投资、布置、运行维护费用等各项指标上，不设GGH方案均较设置GGH方案为优。但要考虑对烟囱进行防腐处理。6.4环境保护要求对环境质量有特殊要求的京津地区、城区及近郊、风景名胜区或有特殊景观要求的区域、以及位于城市的现有电厂改造等，在

10、景观要求和环境质量等要求下，火电厂均应采取加装GGH等设备，进一步改善烟气扩散条件。在农村、部分海边等有环境容量的地区建火电厂，在满足达标排放、总量控制和环境功能的条件下，可暂不采取烟气升温措施。对新建、扩建、改造的火电厂，其烟气排放是否需要升温，应通过项目的环境影响评价确定。设置GGH而起到的污染物扩散能力、可见烟羽程度均对脱硫系统的实际运行以及环保要求无实质影响，虽然烟气湿法脱硫后烟气不升温，湿烟气直接排放可能会带来2个潜在的问题：抬升高度降低、可能造成地面污染浓度增高和尾部烟道和烟囱的腐蚀。但脱硫后烟气抬升高度的降低可通过脱硫后烟气中的污染物的减少来补偿，因而不会造成环境污染的加大；而尾

11、部烟道和烟囱都必须采用防腐措施，与是否安装GGH无关。,结论我国火力发电厂的脱硫方式最常用的工艺是石灰石石膏法，此法是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂均采用的烟气脱硫装置的90%采用此工艺。这种工艺虽然有潜在的缺陷，但经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且均有脱硫效率高（90%98%），机组容量大，煤种适应性强，脱硫剂来源丰富且就爱个较低，运行费用较低和副产品易回收等有点。在我国火力发电厂石灰石石膏法脱硫系统采用烟气换热器（GGH）的约占50%，在脱硫的过程中，会产生有腐蚀性的液体或气体。安装GGH的作用是：提高排烟温度和抬升高度；减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟的问题；减轻烟囱腐蚀。但是安装GGH的同时也存在着许多弊端，比如不能够有效地取出SO2和SO