大气污染控制工程课件08硫氧化物的污染控制.ppt

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1、第8章 硫氧化物的污染控制,教学内容: 1硫循环及硫排放 2燃烧前脱硫 3流化床燃烧脱硫 4高浓度SO2尾气的回收和净化 5低浓度SO2烟气脱硫,第8章 硫氧化物的污染控制,1、教学要求 要求了解硫循环及硫排放、燃烧前燃料脱硫、硫化床燃烧脱硫、当代脱硫方法 理解和掌握高浓度二氧化硫尾气脱硫、低浓度二氧化硫烟气脱硫。 2、教学重点 重点介绍当代脱硫方法 3、教学难点 低浓度二氧化硫烟气脱硫、硫化床燃烧脱硫,中国城市的大气污染的特征,煤烟型大气污染，主要是硫排放，其中90%来自煤炭 煤中硫的存在形式： 无机硫( 黄铁矿和硫酸盐） 有机硫（硫醇和硫醚） 中国的动力煤资源 全硫的加权平均含量为1.15

2、% 含硫量为小于0.5%的超低硫煤 占39.35% 含硫量在0.51.0% 的低硫煤 占16.46% 含硫量在1.01.5%的中低硫煤 占16.68% 含硫量在1.52.0% 的中硫煤 占9.49% 含硫量为2.03.0% 的中高硫煤 占7.85% 含硫量分别为3.05.0% 的高硫煤 和大于5.0%的特高硫煤 占7.05%,我国二氧化硫的排放量以每年（34）%的速度不断增长 有55%的城市二氧化硫超过标准 二氧化硫的排放会导致严重的环境问题： (1) 酸雨会造成森林、水生物生态平衡破坏，土壤酸性贫瘠，腐蚀金属材料，破坏建筑、文物古迹，影响人体健康。我国的酸性降雨为硫酸型的。 (2) 二氧化硫

3、对人体健康有极大的危害。 SO2对人体的呼吸器官有很强的毒害作用，会造成鼻炎、支气管炎、哮喘、肺气肿、肺癌等。 (3) SO2 会给植物带来严重的危害。 (12)10-6容积浓度的SO2 在几个小时内即可引起叶片组织的局部损坏 0.310-6容积浓度以上的浓度能使某些最敏感的植物发生慢性中毒 一些城市燃用1 吨煤所产生的二氧化硫和酸雨造成的经济损失达(5070) 元。据不完全统计，我国在“七五”期间仅两广、四川、贵州四省因酸雨造成的直接和间接经济损失就达每年160亿元。,我国政府制定的政策和法规 1990年12月，国务院环委会决定着手对酸沉降污染控制问题采取控制措施 1991年10月29日国家

4、环保局于发布了燃煤电厂大气污染物排放标准 在19911992年国家环保局组织有关单位进行了工业燃煤二氧化硫收费标准及实施方案的研究，并于1992年2月21日由国务院发出通知，在广东、贵州两省和柳州、南宁、桂林、杭州、青岛、重庆、长沙、宜昌和宜宾等九个城市进行征收工业燃煤二氧化硫排污费和酸雨的综合防治工作。 1995年8月29日经全国人代会批准颁布了中华人民共和国污染防治法修正案，首次对燃煤二氧化硫控制作出了明确的规定 “在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业，属于新建项目不能用低硫煤的，必须建设配套的脱硫、除尘装置或采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措施；属于已建

5、企业不用低硫煤的，应当采取控制二氧化硫排放、除尘的措施；国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。”,火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点 国家经贸委制定（1999） 国产化目标分为四步： 至2001年，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术，启动火电厂脱硫国产化示范工程，湿法烟气脱硫设备国产化率达80%左右。同时，选择若干种其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程，编制国产化实施方案。 至2003末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力，开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺，湿法烟气脱硫设备国产化率达90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程，并具有相应的设计能力。,火电厂烟气脱硫关

6、键技术与设备国产化规划要点 国家经贸委制定（1999） 国产化目标分为四步： 至2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化。 至2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%。掌握其它若干种烟气脱硫工艺的设计，设备国产化率达到95%以上。 火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点 国家经贸委制定（1999） 实施火电厂烟气脱硫国产化的措施是： 加强火电厂烟气脱硫国产化的组织领导； 组织实施烟气脱硫国产化示范工程； 积极扶植脱硫设备的生产和供应；实行招投标制度，加强规范化管理； 培育和扶持有实力的脱硫工程公司； 研究制定促进火电厂 脱硫

7、国产化的配套政策。,炉内脱硫 在燃烧过程中，在炉内加入固硫剂，使煤中硫份转化为硫酸盐，随炉渣排除。 烟气脱硫(FGD)技术： 从生成物的状态划分 干法脱硫 湿法脱硫 从生成物的利用与否划分 抛弃法 回收法 美国环保局和联邦动力委员会通过三年的研究，得出的结论 “FGD是目前世界上最有效的、最可行、最佳SO2 排放控制技术”,硫氧化物的污染关注热点,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 二氧化硫等气态污染物形成的二次微细粒子,1硫循环与硫排放,1硫循环与硫排放,人类使用的化石燃料都含有一定量的硫 燃料燃烧时，其中的硫大部分转化为SO2,1硫循环与

8、硫排放,1硫循环与硫排放,1硫循环与硫排放,我国SO2排放的年际变化,1硫循环与硫排放,我国SO2排放的地区分布,1硫循环与硫排放,我国SO2排放的行业特点,1硫循环与硫排放,我国北方城市SO2污染现状,1硫循环与硫排放,我国南方城市SO2污染现状,80 6080 4060 2040 020,1硫循环与硫排放,1999年全国城市酸雨的频率统计,1999年统计264个城市 降水年均pH范围在4.04 7.24 年均pH低于5.6的城市有98个 占统计城市的37.12%,1硫循环与硫排放,20世纪90年代末我国酸雨区域分布,2燃烧前脱硫,燃烧前脱硫 原煤在投入使用前，用物理、物理化学、化学及微生物

9、等方法，将煤中的硫份脱除掉。 炉前脱硫还能除去灰份，减轻运输量，减轻锅炉的粘污和磨损，减少灰渣处理量，还可回收部分硫资源。 一、煤炭的固态加工 煤炭洗选 物理选煤： 利用黄铁矿硫和煤的密度不同而通过重力分选和水选将黄铁矿硫和部分矿物质除去。这样可使煤的含硫量降低40%，灰份降低70%左右。 化学选煤技术： 加氢脱硫、加氧脱硫、用碱液浸煤后用微波照射等，适合于含硫量很高的洗中煤 微生物方法：细菌脱硫 我国以物理选煤为主。跳汰占59%、重介质选煤占23%、浮选占14% 1995年我国煤炭洗选能力3.8108t，入洗量2.8108t ，入洗率22%。,2燃烧前脱硫,二、煤炭的转化 煤的气化 采用空气

10、、氧气、CO2和水蒸气作为气化剂，在气化炉内反应生成不同组分不同热值的煤气 移动床、流化床和气流床三种方法 煤的液化 通过化学加工转化为液态烃燃料或化工原料等液体产品 直接液化和间接液化,2燃烧前脱硫,三、重油脱硫 在催化剂作用下通过高压加氢反应，切断碳与硫的化学键，使氢与硫作用形成H2S从重油中分离 直接脱硫和间接脱硫,3流化床燃烧脱硫,炉内脱硫 在燃烧过程中，在炉内加入固硫剂，使煤中硫份转化为硫酸盐，随炉渣排除。 一、流化床燃烧技术概述 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 流化床利于燃料的充分燃烧 分类 按流态：鼓泡流化床和循环流化床 按运行压力：常压流化床和增压流化床

11、流化床锅炉过去称沸腾炉，将一定粒度的煤粒（不是煤粉）通过鼓风形成悬浮燃烧，悬浮形态如开锅的米粥，煤粒及灰粒上下翻腾。虽然燃烧充分，省煤，但炉堂温度不易控制（不如粉煤炉），易结焦，对炉堂磨损严重。现在中小吨位工业锅炉仍以往复炉排炉、链条排炉为主，大吨位电站锅炉以粉煤炉为主。,蒸汽锅炉,链条锅炉,电加热蒸汽锅炉,立式燃煤锅炉,WNS系列燃油燃汽锅炉,DZH系列燃型煤锅炉,LSH煤气化环保锅炉,3流化床燃烧脱硫,循环流化床燃烧（CFBC）技术系指小颗粒的煤与空气在炉膛内处于沸腾状态下，即高速气流与所携带的稠密悬浮煤颗粒充分接触燃烧的技术。 循环流化床锅炉脱硫是一种炉内燃烧脱硫工艺，以石灰石为脱硫吸收

12、剂，燃煤和石灰石自锅炉燃烧室下部送入，一次风从布风板下部送入，二次风从燃烧室中部送入。石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳。气流使燃煤、石灰颗粒在燃烧室内强烈扰动形成流化床，燃煤烟气中的SO2与氧化钙接触发生化学反应被脱除。 为了提高吸收剂的利用率，将未反应的氧化钙、脱硫产物及飞灰送回燃烧室参与循环利用。钙硫比达到2-25左右时，脱硫率可达90以上。 流化床燃烧方式的特点是： 1清洁燃烧，脱硫率可达80-95，NOx排放可减少50； 2燃料适应性强，特别适合中、低硫煤； 3.燃烧效率高，可达95-99； 4负荷适应性好。负荷调节范围30-100。,3流化床燃烧脱硫,3流化床燃烧脱硫,二、流化床脱硫

13、的化学过程 脱硫剂：石灰石（CaCO3）、白云石（CaCO3MgCO3） 炉内化学反应 流化床燃烧方式为脱硫提供了理想的环境 CaSO4的摩尔体积大于CaCO3，由于孔隙堵塞，CaO不可能完全转化为CaSO4,3流化床燃烧脱硫,炉内喷钙脱硫,炉内喷钙脱硫： 在煤的燃烧过程中加入钙基固硫剂而达到脱除烟气中二氧化硫的目的 特点： 投资小 工艺简单 易操作 占地省,1.炉内喷钙技术原理 钙基脱硫剂：主要为石灰石(CaCO3)、熟石灰(Ca(OH)2)、白云石(CaCO3- MgCO3) 煅烧反应为： CaCO3CaO+CO2 Ca(OH)2CaO+H2O CaCO3-MgCO3CaO+MgO+2CO

14、2 影响煅烧反应和脱硫率的主要因素-微孔结构 孔性质：比表面积、孔容积、空隙率、孔径分布 比表面积及空隙率：白云石最大，Ca(OH)2次之，CaCO3 为最小。 煅烧产物CaO与SO2 可发生如下的反应： CaO+SO2CaSO3 CaSO3+1/2O2CaSO4,CaO对SO2的吸收包括如下几个过程： （1） SO2 从主气流向颗粒外表面转移的气相传质； （2） SO2在多孔介质内的扩散； （3） SO2在孔壁上的吸附； （4） SO2与CaO的化学反应以及产物层的形成； （5） SO2通过产物层向未反应CaO表面的扩散。 2.炉内喷钙脱硫技术的现状 炉内喷钙脱硫在煤粉炉未广泛应用的原因：

15、炉内温度太高 烟气中含有较多的CO2和H2O 炉内喷入的脱硫剂容易发生烧结 表面积快速减少 反应活性和反应速率降低 当温度超过1300时，所产生的产物CaSO4 会易于分解成CaO和SO2 。 脱硫率较低(1030)%),新的研究进展 提高吸收剂的活性，改善SO2的扩散过程 以有机钙盐代替石灰石 以有机固体废弃物和石灰为燃料制备的有机钙混合物 优点： 方便地用于现有锅炉的脱硫脱硝，使锅炉达到环保要求 有效地回收和利用城市固体废弃物，进一步改善环境 有机钙具有一定的热值，使用后能降低锅炉的煤耗 改变吸收剂的喷入位置，避免吸收剂的烧结失活,LIFAC烟气脱硫工艺 在燃煤锅炉炉内喷钙的基础上再配合在

16、锅炉空气预热器后增加活化反应器进行烟气进一步脱硫 Limestone Injection into the Furnace and Activation Calcium Oxide 1986 年由芬兰的Tampella和IVO 公司开发投入运行,LIFAC 烟气脱硫技术,图 LIFAC工艺的工艺流程,活化器内的脱硫原理： CaO+H2OCa(OH)2 （水合反应） Ca(OH)2+ SO2 CaSO3+H2O CaSO31/2CaSO4 影响活化器内脱硫效率的因素 雾化水量 液滴粒径 水雾分布 出口烟温等 活化器脱硫效率通常在40%60%之间。 整个LIFAC工艺系统的脱硫效率h ： h=h1

17、+(1-h1)h2 通常整个LIFAC 工艺系统的脱硫率为60% 85% 脱硫灰再循环工艺 将从电除尘下来的粉尘返回一部分到活化器中再次利用 原因：活化器的出口烟气中含有一部分可加于利用的钙化物,LIFAC 烟气脱硫技术,烟气再加热 目的：将烟气温度提高到比露点高1015 原因：雾化水的蒸发导致活化水出口烟温的降低 加热工质：蒸气，空气或未经活化器的烟气 特点： 系统简单 投资低 中等脱硫效率 对机组影响不大 运行维护方便 适用于中、小容量机组和老电厂的改造。 LIFAC的应用对锅炉运行的影响： （1）炉膛内在喷射石灰石后不会造成受热面的结焦、腐蚀和严重积灰，对受热面有时会出现轻微的积灰，采用

18、常规吹灰器就可以消除； （2）由于烟气量、烟气温度、粉尘浓度和粉尘特性的改 变，电除尘器的除尘效率将略有下降； （3）增加活化器后烟道阻力将增加； （4）石灰石粉和载气、混合空气吹入炉膛后的化学反应对锅炉效率的影响将随钙硫比和脱硫效率而异，在一般情况下热量损失不超过总燃料量的0.3%； （5）由于增加了脱硫装置会导致厂用电的增加，其增加量约为总发电量的0.50.7%，其中以石灰石粉制备系统耗能最多,LIFAC 烟气脱硫技术,三、流化床燃烧脱硫的影响因素,1.钙硫比 表示脱硫剂用量的指标，影响最大的性能参数 脱硫率（）可以用Ca/S（R）近似表达,2.煅烧温度 存在最佳脱硫温度范围 温度低时，孔

19、隙量少、孔径小，反应被限制在颗粒外表面 温度过高，CaCO3的烧结作用变得严重,三、流化床燃烧脱硫的影响因素,绍科港 岛开斯特 皮包德,三、流化床燃烧脱硫的影响因素,卡莫斯,尼克明,三、流化床燃烧脱硫的影响因素,3.脱硫剂的颗粒尺寸和孔隙结构 颗粒尺寸小于临界尺寸时发生扬析，并非越小越好 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 4.脱硫剂的种类 白云石的孔径分布和低温煅烧性能好，但易发生爆裂扬析，且用量大于石灰石近两倍,三、流化床燃烧脱硫的影响因素,四、脱硫剂的再生,不同温度下的再生反应,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

20、热反应，温度低时转化率高 工业上一般采用多层催化床层,4高浓度SO2尾气的回收和净化,4高浓度SO2尾气的回收和净化,4高浓度SO2尾气的回收和净化,5低浓度SO2烟气脱硫,一、烟气脱硫概述 燃烧设施直接排放的SO2浓度通常为10-410-3数量级 由于SO2浓度低，烟气流量大，烟气脱硫通常比较昂贵 分类 脱硫产物处置方式：抛弃法和再生法 脱硫产物状态：湿法和干法,5低浓度SO2烟气脱硫,烟气脱硫(FGD)技术： 从生成物的状态划分 干法脱硫 湿法脱硫 从生成物的利用与否划分 抛弃法 回收法 美国环保局和联邦动力委员会通过三年的研究，得出的结论 “FGD是目前世界上最有效的、最可行、最佳SO2

21、 排放控制技术”,5低浓度SO2烟气脱硫,5低浓度SO2烟气脱硫,二、主要烟气脱硫工艺,湿法烟气脱硫工艺 使用石灰石、石灰或碳酸钠等浆液作为洗涤剂，在吸收塔内对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2 湿法烟气脱硫的优点为： （1）脱硫效率高，有的装置在Ca/S约等于1 时，脱硫效率大于90%； （2）吸收剂利用率高，可超过90%； （3）煤种适应性强，副产品易于回收； （4）设备运转率高，已达90% 以上 缺点： （1）但是该工艺装置的基建投资大 (约占电厂投资的1118%) （2）运行费用高（约占电厂总运行费用的818%）,二、主要烟气脱硫工艺,二、主要烟气脱硫工艺,（一）石灰石/石灰法洗涤

22、目前应用最广泛的脱硫技术（20世纪30年代有英国皇家化学工业公司提出）,（一）石灰石/石灰法洗涤,原理:烟气用含有亚硫酸钙和硫酸钙的石灰石/石灰浆液洗涤，SO2与浆液中的碱性物质发生化学反应生成亚硫酸盐和硫酸盐，新鲜浆液中石灰石/石灰浆液不断加入脱硫液的循环回路。浆液中的固体（包括燃煤飞灰）连续地从浆液中分离出来并排往沉淀池. 从除尘器出来的烟气在吸收塔内经过洗涤，脱去SO2。 反应机理： 石灰法： SO2+CaO+2H2OCaSO32H2O 石灰石法： SO2+CaCO3+H2OCaSO32H2O+CO2,（一）石灰石/石灰法洗涤（续）,（一）石灰石/石灰法洗涤（续）,表84中分别给出了石灰

23、石/石灰脱硫的反应机理。这两种机理说明了相应系统所必须经历的化学反应过程。 最关键的化学反应是钙离子的形成，因为SO2正是通过这种钙离子与HSO-3化合而得以从溶液中除去。 这一关键步骤也突出了石灰石/石灰系统的一个极为重要的区别： 石灰石系统中，Ca2+的产生仅与H+的浓度和CaCO3的存在有关。 石灰系统中，Ca2+的产生仅与CaO2的存在有关。 因此，石灰石系统在运行时PH较石灰系统的低。,影响因素：pH、液气比、钙硫比、气流速度、浆液的固体含量、SO2浓度、吸收塔结构,表85 石灰石/石灰法烟气脱硫的典型操作条件,石灰 石灰石 烟气中的 SO2体积分数/10-6 4000 4000 浆

24、液中的固体含量/% 1015 1015 浆液PH 7.5 5.6 钙/硫比 1.051.1 1.1 1.3 液/气比 4.7 8.8 气流速度/ms-1 3.0 3.0,图 美国燃烧工程公司湿法石灰/石灰石工艺流程1QA、,美国国家环保局的实验表明： 石灰石系统的 最佳操作 PH为5.86.2 石灰石系统 约为8.,该工艺的特点 工艺简单 经济性较好 运行维护工作量小 可用率在90%以上 废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收 是世界上应用最多的一种烟气脱硫技术。 在美国，采用该工艺的电厂占电厂烟气脱硫装机总容量的80%以上。单机容量在20920MW范围内。对高硫煤，脱硫率可达90%以上，对低硫煤

25、，脱硫率可在95%以上。 传统的石灰/ 石灰石工艺潜在的缺陷 设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损1QA、,工艺改进主要有： 在吸收浆液中加入少量的甲酸等添加剂，以使吸收剂的可溶性增加几个数量级 （1）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，以防止腐蚀。 （2）采用双循环回路吸收系统。它将吸收塔内部分为两个区域，一个为低pH值区，另一个为高pH值区 低pH值(4.55.0)回路主要目的：为了最大限度地利用石灰石，并除去烟气中的氯离子Cl-1， 以减少它对塔身的腐蚀，同时可脱除烟气中3540% 的SO2。 高pH值（6.07.0）的回路的目的：获得较高的SO2 脱除率。

26、 特点： 100% 地利用了吸收剂 避免由于过饱和而产生的结垢和堵塞问题,（一）石灰石/石灰法洗涤（续）,烟气脱硫工艺,（一）石灰石/石灰法洗涤（续）,解决的问题 设备腐蚀 结垢和堵塞 除雾器阻塞 脱硫剂的利用率 液固分离 固体废物的处理处置,（二）改进的石灰石/石灰湿法烟气脱硫,加入己二酸的石灰石法 己二酸抑制气液界面上SO2溶解造成的pH值降低，加速液相传质 己二酸钙的存在增加了液相与SO2的反应能力 降低钙硫比 添加硫酸镁 SO2以可溶性盐的形式吸收，解决结垢问题,（二）改进的石灰石/石灰湿法烟气脱硫,双碱流程 用碱金属或碱类水溶液吸收SO2，后用石灰或石灰石再生 解决结垢问题和提高SO

27、2的利用率,双碱流程,（三）喷雾干燥法烟气脱硫,一种湿干法脱硫工艺，市场份额仅次于湿钙法 脱硫过程 SO2被雾化的Ca(OH)2浆液或Na2CO3溶液吸收 温度较高的的烟气干燥液滴形成干固体废物 干废物由袋式或电除尘器捕集 设备和操作简单，废物量小，能耗低（湿法的1/21/3),（三）喷雾干燥法烟气脱硫,（三）喷雾干燥法烟气脱硫,图 典型的干法脱硫工艺流程,主要系统 （1）石灰浆制备系统 将生石灰制成粒度为50mm 、具有较高活性的石灰乳浆 （2）脱硫系统 石灰乳浆在吸收塔内被雾化成100mm 的雾粒，与烟气接触混合，完成烟气脱硫的化学反应 该工艺化学物理原理为： CaO+H2OCa(OH)2

28、 SO2+H2OH2SO3 Ca(OH)2+H2SO3CaSO3+H2O CaSO3(液)+1/2O2CaSO4(液) CaSO3(液)CaSO3(固) CaSO4(液)CaSO4(固),该工艺的主要优点 投资和占地面积相对较小 无废水排放 技术较为成熟 缺点 对吸收剂的质量要求较高 脱硫副产品大部分是CaSO3, 难于进行综合利用。 吸收塔的温度 要求足够地低，以满足脱硫化学反应的要求； 要求保证高于露点，以防止设备和烟道的腐蚀。 在钙硫比不变的情况下，通过水量的变化来控制吸收塔的出口温度。 影响喷雾干燥干法烟气脱硫效率的主要因素： （1）钙硫比 随着钙硫比的增加，脱硫率也增大，但其增大的幅

29、度由大到小，最后趋于平稳。 （2）吸收塔出口烟温 温度越低，脱硫率越高。 SO2脱除反应的基本条件是吸收剂雾滴必须含有水分。 （3）灰渣再利用 提高钙的利用率，改善传热传质条件，改善吸收塔塔壁结垢的趋势。,（三）喷雾干燥法烟气脱硫,主要过程 吸收剂制备 吸收和干燥 固体捕集 固体废物处置,（四）其他湿法脱硫工艺,1.氧化镁法,（四）其他湿法脱硫工艺,2.海水脱硫法基本原理 自然界海水呈碱性， pH值 8.0-8.3 SO2为海水吸收后，生成可溶性硫酸盐 恢复硫自然循环,图 硫的循环路径,图 F-FGD工艺流程,F-FGD工艺过程的特点, 工艺简单，系统可靠； 脱硫效率及其保证率高，脱硫效率可达

30、90%以上； 不产生任何固态或液态废弃物； 投资省，运行费用低，占电厂总投资的（7-8）%； 直接运行费用表现为系统电耗（占机组发电量的（1-1.5)%,（四）其他湿法脱硫工艺,3. 氨法脱硫就是以氨水作为SO2的吸收剂，所产生的副产品为亚硫酸氨 氨水做吸收剂,图 氨法烟气脱硫工艺流程,氨法烟气脱硫,（1）吸收过程：烟气依次经过三个吸收塔，其中的SO3 被吸收液吸收，并生成亚硫酸氨和硫酸氢氨； （2）中和结晶：由吸收反应产生的高浓度亚硫酸氨与硫酸氢氨吸收液，先经过灰渣过滤器除去烟尘，再在结晶反应器内与氨起中和反应，同时用水间接冷却，使亚硫酸氨结晶析出； （3）结晶分离：由结晶分离器底部出来的含

31、亚硫酸氨结晶悬浮物进入离心机，分离出固体结晶体作为副产品，剩下的滤液再回到吸收塔内重复使用。 该脱硫工艺的优点 脱硫效率可达到99% 可得到副产品作化肥 无废水和废弃物排放,（五）干法脱硫技术,干法烟气脱硫 所得到得脱硫产物是干态形式 特点： 投资较湿法低 无需装设除雾器及烟气再热器 适合于含硫量中等、有高品位石灰石来源的电厂应用,（五）干法脱硫技术,（五）干法脱硫技术,1.干法喷钙脱硫,（五）干法脱硫技术,2.循环流化床烟气脱硫,3.粉煤灰干式烟气脱硫技术,将煤灰、石灰和石膏以一定比例混合，经蒸汽熟化增加活性后干燥成直径约为6mm、长约为310mm 的圆柱形颗粒组成 日本北海道电力公司 19

32、85年开始进行研究 1988年底完成工业实用化研究（处理烟气量为50000Nm3/h） 1991年首台煤灰脱硫装置（1/2 容量，处理烟气量644000Nm3/h）年投入运行,3.粉煤灰干式烟气脱硫技术,该项技术的特点： （1）脱硫率可以达到90% 以上，且性能稳定，达到了一般湿法脱硫的水平； （2）脱硫剂成本低，有益于环境保护； （3）用水量少，无需排水处理和排气再加热，设备总费用比湿法低1/4； （4）煤灰脱硫剂可以重复利用，或可另作它用； （5）没有料浆系统，维护比较容易，设备简单可靠。 粉煤灰烟气脱硫的基本反应式为： 粉煤灰+ 石灰+ 石膏+SO2煤灰+石膏 特殊的效果： （1） 煤灰

33、和石膏能加速脱硫化学反应，使反应完全 （2）脱硫效率超过活性炭，同时还具有脱硝的能力 （3）反应温度低，对脱硫有利，但会使水分的不利影响增大,3.粉煤灰干式烟气脱硫技术,。,图 煤灰干式烟气脱硫基本原理及工艺流程,3.粉煤灰干式烟气脱硫技术,第一台大型实用的设备 地点：日本的占东厚真电厂。 运行参数为： 处理烟气量644000Nm3/h 入口SO2 浓度2288mg/m3 入口烟气含尘浓度200mg/Nm3, 脱硫率大于90%， Ca利用率大于80%， 占地面积为5000m2。,三、同时脱硫脱氮工艺,（一）电子束脱硫技术应用及分析 1 前言 2 电子束脱硫工艺原理 3 电子束脱硫工艺流程 4

34、电子束脱硫工艺特点 5 EBA示范项目技术经济指标 6 运行状况与应用分析,1 前 言,电子束烟气脱硫脱氮技术是一项物理与化学紧密结合的高新技术，国外70年代初期就开始了探索研究。日本荏原制作所在1970年即开始研究电子束法脱除烟气中的SO2与NOx，1973年建成模拟气体和重油燃烧烟气的小试装置；随后研究证明了电子束照射法可同时脱硫和脱氮；经中试研究进一步掌握了实际设备所需的各项定量参数，长期运转中试设备的可靠性，并能适应严格的环保标准规定。对副产品的硫酸铵(含极少量硝酸铵)进行的植物裁培试验表明：脱硫副产品具有与销售氮肥相同的质量，对植物的发育无不良影响。至此，电厂烟气电子束脱硫工业性试验

35、的条件已完全具备。,在我国，该技术作为 “七五”期间国家重点科技攻关项目，以上海原子能研究所为主曾作过小型试验，至今仍有一些院校在不断深入研究。 鉴于合作建设SO2脱除装置在我国很有必要性，同时开发新的脱硫工艺技术又是电力工业发展所必需，在国家计委和原电力工业部的推进和领导下，1995年初决定由四川省电力局与荏原制作所合作建设电子束脱硫示范装置。1998年5月，中日合作成都电厂EBA示范项目通过了验收与技术鉴定。该装置烟气处理量30104 m3/h，为目前世界上建成并投运的最大规模的工业装置。,2 电子束脱硫工艺原理,脱硫、脱硝主要机理： （1）游离基的生成： 燃煤排烟由氮、氧、水蒸汽、CO2

36、等主要成分及SO2、NOx等微量有害成分构成。当电子束照射烟气时，电子束能量大部分被烟气中的氮、氧、水蒸汽所吸收，从而生成富有反应活性的游离基(OH基、O原子、HO2基、N基)： N2、O2、H2OOH、 O 、HO2、N,（2）SO2与NOx的氧化： 烟气中的SO2与NOx ,，与因电子束照射而生成的游离基进行反应，分别氧化成硫酸（H2SO4）与硝酸（HNO3） ：,SO2 HSO3 HSO4 SO2 SO3 HSO4 NO HNO2 HNO3 NO NO2+OH NO NO2 HNO3,（3）硫酸铵与硝酸铵的生成： 已生成的硫酸和硝酸再与电子束照射以前喷入的氨(NH3)进行中和反应，分别生

37、成硫酸铵(NH4)2SO4)和硝酸铵(NH4NO3)的粉状微粒，若有尚未反应的剩余的SO2和NH3时，可分别在上述微粒表面进一步进行热化学反应，从而SO2和NH3的一部分会生成硫酸铵、硝酸铵： H2SO4 + 2NH3 (NH4)2SO4 HNO3 + NH3 NH4NO3 SO2+2NH3+H2O+1/2O2 (NH4)2SO4 从电子束照射到硫酸铵、硝酸铵生成所需的时间极短，仅约1秒。,图1 电子束脱硫工艺流程,3 电子束脱硫工艺流程,该项技术的工艺流程（见图1）由排烟冷却、氨的喷入，电子束照射与副产品收集等工序组成,电子束辐射法,4 电子束脱硫工艺特点,(1)电子束透过力、贯穿力强，经屏

38、蔽后可在反应室内集中供给高能量辐照烟气。反应速度快、时间短； (2)在同一反应室内同时脱硫与脱硝； (3)为干法过程，无废水排放； (4)生成的副产品可作农用氮肥，无固体废弃物； (5)对烟气条件的变化适应性强； (6)实现了自动控制，操作较简便。,5 EBA示范项目技术经济指标,（1）烟气量：30104m3/h，从华能成都电厂200MW机组670th锅炉烟气抽取。 （2）主要技术参数(设计值)： 入口烟气SO2浓度（最大） 5148mg/m3 入口烟气NOx浓度 680mg/m3 入口烟气烟尘浓度 390mg/m3 脱硫效率 80 脱氮效率 10 电耗量 1900kWhh 水耗量 16th

39、蒸汽耗量 2th 出口烟气氨浓度(即反应剩余浓度) 76mgm3,（3）电子束发生装置主要参数： 直流高压电源 800kVl000mA 电子加速器 800kV400mA2 （4）环境监测主要数据： 烟气量 29.6104m3h 入口烟气SO2浓度 3025mg/m3 入口烟气NOx浓度 464mg/m3 出口烟气SO2浓度 360mg/m3 出口烟气NOx浓度 382mg/m3 脱硫率 86.8 脱氮率 17.6 出口烟气氨浓度 7.0mg/m3,（5）消耗量均在设计值以内。 （6）副产品含氮量分析：N含量=19.34。 （7）反应屏蔽室周围X射线强度：电子束发生装置在800kV400mA2额

40、定工况运行时，经由法定检测单位测试为0.1 0.2SV/h ，低于国家标准中允许X线强度不大于0.6SV/h (公众标准)的规定。 （8）建设费用(含脱硫界区范围内原有建筑物拆迁费用)9,430万元，低于国家计委批复的预算控制数10,400万元。按烟气处理量30104m3/h，对应于90MW发电能力，则单位建设投资约1000元kW （9）运行费用经测算约为900万元，扣除副产品销售收入后为630万元。每kwh电的脱硫费用约为0.013元，每吨SO2除去的费用约为1000元。,6 运行状况与应用分析,运行状况： 中日合作成都电厂EBA示范装置投运以来，运行状况达到预期效果。以1998年5月22日

41、5月24日平均值为例，烟气量30.0833104m3/h ，烟气入口SO2浓度4358mg/m3 ，出口526mg/m3 ，脱硫率88。 副产品养分(即含氮量)为1820，经检测副产品重金属含量远低于农用粉煤灰重金属含量国家标准。植物盆裁与农田试验的初步结果表明：该副产品对种子发芽和作物生长均无不良影响，其肥效与等氮量的尿素、硫酸铵相当。因其含有硫素营养，对缺硫土壤和需硫量高的作物更为适宜。副产品作为复合肥生产原料已投放市场，可全部农业应用。,应用分析： (1)建设投资：如在300MW发电机组全规模烟气量进行电子束脱硫脱氮，则单位造价可控制在800元kW以内，投资规模适度。 (2)脱除效率：可

42、按脱硫率9095与脱硝率60设计。 (3)运行成本：成都电厂示范项目在设计烟气SO2浓度下运行，测算的每kwh电的脱硫费用为0.013元，是完全可以承受的。 (4)设备国产化：按成都电厂示范项目设备总费用计算，国产化率为61.4。 (5)副产品：固体副产品可全部提供农业应用。无废水排放。,三、同时脱硫脱氮工艺,（二）湿法同时脱硫脱氮工艺 1.氯酸氧化法 WSASNOX法 湿法FGD添加金属螯合剂,三、同时脱硫脱氮工艺,（三）干法同时脱硫脱氮工艺 NOXSO法 SNRB法 CuO同时脱硫脱氮工艺,四、烟气脱硫工艺的综合比较,主要涉及因素 脱硫效率 钙硫比 脱硫剂利用率 脱硫剂的来源 脱硫副产品的

43、处理处置 对锅炉原有系统的影响 对机组运行方式适应性的影响 占地面积 流程的复杂程度 动力消耗 工艺成熟度,燃煤二氧化硫污染控制技术综合评价,评价指标 1.技术成熟度。依脱硫技术目前所处的开发阶段，分为实验室，中试，示范和商业化四个阶段 2.技术性能。包括脱硫效率，处理能力，技术复杂程度，占地情况，能耗及副产品利用等，反映技术的综合性能 3.环境特性。环境特性根据处理后烟气的SO2排放量与排放标准比较进行评价 4.经济性。选用技术的总投资和SO2单位脱硫成本为综合经济性的评价指标,燃煤二氧化硫污染控制技术综合评价,燃烧前和燃烧中技术,燃煤二氧化硫污染控制技术综合评价,烟气脱硫技术,中国酸雨及二

44、氧化硫污染控制,时 间 政 府 行 动 1990年12月 国务院环委会第19次会议通过关于控制酸雨 发展的意见，提出在酸雨监测、酸雨科研攻关、 二氧化硫控制工程和征收二氧化硫排污费四个方 面开展工作 1991年 国家环保局组织开展征收工业燃煤二氧化硫排 污费研究工作 1992年 国务院批准在贵州、广东两省和柳州、南宁、 桂林、杭州、青岛、重庆、长沙、宜昌和宜宾 等九市开展征收工业燃煤二氧化硫排污费和 酸雨综合防治试点工作,中国酸雨及二氧化硫污染控制,时 间 政 府 行 动 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。 1996年，6个部门二氧化硫排放标准颁布实施 1995年8

45、月 全国人大常委会通过了新修订的大气污染防治法， 专门规定“国务院环境保护主管部门会同国务院有关 部门，根据气象、地形、土壤等自然条件，可以对 已经产生、可能产生酸雨的地区或者其他二氧化硫 污染严重的地区，经国务院批准后，划定为酸雨控 制区或者二氧化硫污染控制区”（两控区） 1995年底 国家环保局组织开展“我国酸雨及二氧化硫控制区 划分”工作,中国酸雨及二氧化硫污染控制,时 间 政 府 行 动 1996年 全国人大批准国民经济和社会发展“九五”计划和 2010年远景目标纲要，国务院批复国务院关于 环境保护若干问题的决定，提出重点治理两控区 污染，要求到2000年所有工业污染源达标 1998年

46、3月 国务院批复了国家环保局上报的“两控区”划分方案 （国函19985号）。两控区划定范围约占国土面 积的11.4%，二氧化硫排放量占全国的近60% 1998年5-6月 国家环保总局布置了制定“酸雨和二氧化硫污染控制 行动方案”的工作计划，要求“两控区”的城市在 1998年年底前完成二氧化硫“双达标”规划,中国酸雨及二氧化硫污染控制,时 间 政 府 行 动 2000年 全国人大通过第3版“ 大气污染防治法” 2000年12月 国务院检查“ 两控区”的城市 二氧化硫 “ 双达标” 2002年1月 国家有关部门发布二氧化硫污染控制技术政策 2002年9月 国务院检查批准“两控区”“十五”计划,中国

47、酸雨及二氧化硫污染控制区划分,技术路线,“两控区”划分范围,1998年1月国务院批复了酸雨控制区和二氧化硫控制区划分方案，“两控区”共涉及27个省、自治区、直辖市的175个地市,pH值小于5.6区域 酸雨控制区 SO2污染控制区,“两控区”的基本情况,社会经济概况,“两控区”的基本情况,酸雨控制区省份SO2排放情况（1995年）,“两控区”的基本情况,二氧化硫区控制省份SO2排放情况（1995年）,中国酸雨及SO2污染控制区损益分析,我国的脱硫技术应用现状 旋转喷雾半干法脱硫中试装置 70000m3/h, 1991年投运，四川白马电厂 湿法烟气脱硫 2360MW， 1992年投运，华能重庆珞璜电厂 2100MW 北京一热， 2200MW 重庆电厂 2125MW 半山电厂 1998年签定合同 炉内喷钙脱硫加尾部增湿活化脱硫 125MW, 1999年投运，江苏下关电厂 海水脱硫技术 300MW， 1998年投运，深圳西部电厂 2600MW，正在施工，福建漳州电厂,技术经济分析,脱硫率与脱硫总投资关系,技术经济分析,脱硫率与脱硫成本分析,技术经济分析,控制SO2排放浓度与脱硫率