烟气脱硫

请问那里有烟气脱硫塔的资料？

0　前言
煤炭是我国主要的动力燃料, 也是我国大气、水
质、陆地等环境污染的主要根源之一。燃煤烟气中排
放出大量的粉尘、SO 2 和NO x 等污染物, 给环境生
态带来严重的破坏。据统计, 我国大气污染物排放量
的70% 来自煤炭燃烧, 其中燃煤排放的烟尘量占我
国粉尘排放量的60% , 燃煤排放的SO 2 占我国SO 2
排放总量的87% , 燃煤排放的NO x 占我国NO x 排
放总量的67% , 每年大气污染造成的经济损失达
185 亿元。预计到2000 年, 如不采取烟气净化等环
境保护措施, 届时将向大气排放3700 万吨粉尘,
2300 万吨SO 2, 1300 万吨CO 和1020 万吨NOx。可
见, 有效地控制烟气污染物的排放量, 尤其是燃煤锅
炉的排放量已到了刻不容缓的地步。
本文综述了国内外燃煤锅炉烟气脱硫脱硝的主
要方法, 分析了各种工艺过程的优缺点与影响因素,
供烟气净化系统的选择与工艺设计参考。
1　排烟脱硫技术
煤中通常含有013%～ 2% 的硫, 通过燃烧, 与
氧反应生成硫氧化物等有害物质。从烟气中除去
SO 2 的技术大致可分为干法和湿法两大类。本文仅
就目前应用较多, 或有研究和发展前景的技术方法
作出简介。
211　湿式排烟脱硫
石灰石—石膏法: 该技术是目前最主要的烟气
脱硫方法。其基本过程是: 烟气中的SO 2 在吸收塔内
同含石灰石的料浆进行气液接触, 生成硫酸钙, 再用
空气氧化产出石膏, 石膏脱湿后作为副产品回收利
用, 如图1 所示。
工程应用中常使用所谓的单塔方式: 在单塔里
完成吸收氧化全过程, 设备投资和运行费用可以降
低。图2 是几种典型的单塔方式: (A ) 常用的方式;
(B) 填料方式, 可以延长烟气停留时间以增加吸收、
氧化作用; (C) 鼓泡喷射方式, 需要消耗动力通过多
管将空气鼓入料浆中, 但不必象其它方式把料浆泵
到塔顶, 因而操作方便; (D) 料浆两级吸收方式。
对燃煤电厂湿法脱硫后的干净烟气(50～ 60℃)
再热, 通常是应用回转式气- 气交换器(GGH ) , 大
约有1%～ 3% 的未处理烟气泄漏并与净化过的烟
气相混, 因而发展了无泄漏的管式GGH。用管式
GGH, 干净烟气与未处理的烟气完全隔离, 不会发
生灰尘泄漏, 因而系统设计中可以考虑蒸发部分与
冷凝部分分离设置。
回转式GGH 腐蚀不会给系统带来多大的后
.
图1　石灰石- 石膏法烟气脱硫工艺流程(500MW 燃煤锅炉, SO 2 出口浓度: 1000 ppm)
果, 而管式GGH 的腐蚀会引起气液泄漏。设计中可
以考虑将净化过的烟气温度通过蒸气加热器提高5
～ 10℃后, 再引入GGH。另外, 为避免管式GGH 的
腐蚀和灰尘堵结, 可以联合半湿式静电除尘器除灰,
这种系统的出口烟气灰尘浓度小于10 mgˆNm3, 等
于燃油锅炉的排放标准。
图2　各种单塔式石灰石- 石膏脱硫装置
工艺特点及应用前景: 廉价易得的脱硫剂, 脱硫
效率高达92%～ 96% , 除灰效率70%～ 95% , 系统
运行稳定可靠。不足之处是: 占地面积大, 耗水量多
以及需要有相应的污水处理系统, 因而该工艺设备
投资大, 运行费用高。日本由于天然石膏资源短缺,
目前主要采用湿式石灰石- 石膏法的烟气脱硫方
法; 我国天然石膏资源丰富, 选择石灰石- 石膏法的
关键是要解决副产品石膏的回收利用问题。回收的
方向之一是利用石膏生产硫酸和水泥, 山东鲁北化
工总厂在这方面取得了成功的经验并获得了可观的
经济效益。
212　煤灰干法排烟脱硫技术
煤灰、石灰石或者消石灰以及使用过的脱硫剂
(包括CaSo4) 按一定比例用水混和在挤压机内压成
3～ 10 mm 大小的球丸颗粒, 经蒸汽蒸烘处理后再
干燥, 然后进行排烟脱硫。图3 是该技术处理烟气量
为50 000 Nm3ˆh 的工艺系统示意图, 吸收塔由前置
吸收塔和主吸收塔两部分组成。锅炉排气先经前置
吸收塔再导入主吸收塔, 前置吸收塔主要除去烟气
中的粉尘, SO 2 大部分由主吸收塔吸收, 脱硫剂从主
吸收塔上部加入, 在塔内一面往下移动, 一面吸收
SO 2, 脱硫剂从主吸收塔下部排出转入前置吸收塔
内, 在前置吸收塔中脱硫的移动速度比在主吸收塔
要快, 目的是防止因粉尘堆积造成的通气阻力增大,
采用双塔式吸收对提高脱硫剂的钙利用率很有效。
前置吸收塔中的脱硫剂捕集了粉尘和吸收了SO 2
后, 从该塔的下部排出。一部分脱硫剂原料收回利用
主要的脱硫反应方程如下:
NO + 015O 2→NO 2
SO 2+ NO 2→SO 3
CaO + SO 3→CaSO 4
.
　　表1 给出50 000 Nm3ˆh 烟气脱硫装置有关参
数, 图4 是该装置的测试结果, 可以看出脱硫率随
CaˆS 比值增加而提高, 但钙利用率却会下降, 当钙
硫比为111 时, 脱硫率高达90% 以上, 钙利用率也
在85% 左右。
工艺特征及应用前景: 用水量小, 因而不需安装
复杂的排水处理装置; 脱硫后排气温度没有降低, 不
需要再加热装置; 系统简单可靠, 脱硫率> 90% , 除
尘率高达90%。占地面积小, 设备投资小。日本首创
此项新技术, 北海道电力公司与日立公司合作的配
35 000 kW 燃煤机组的首台大型煤灰干式烟气脱硫
设备(64 4000 Nm 3ˆh) 在1991 年初投入运行。该技
术解决了环境保护和资源利用方面的问题, 我国应
充分借鉴该技术来解决烟气净化装置投资不足的问
题。该技术也适用于中小型锅炉排烟脱硫, 应用前景
广阔。
　　　图3　煤灰干法烟气脱硫设备工艺流程　　　　　　　　　　图4　CaˆS 变化试验结果
213　半干式排烟脱流
该技术方法的工艺流程是: 选用能同SO 2 反应
的吸收剂, 将其在燃煤锅炉的适当部位喷入炉内, 吸
收剂与燃煤过程中产生的SO 2 反应以达到脱硫的效
果。在空预器和除尘器之间设置喷雾冷却塔, 烟气在
其中脱除了大部分SO 2, 并继续在其尾部的集尘器
中进行脱硫, 脱硫效率达到70%～ 80%。设计时要
谨慎考虑以防水份凝结在集尘器中。
表1　50 000 Nm3ˆh 中试脱硫装置有关参数
处理气量50 000 Nm3ˆh
入口SO 2 浓度1573 mgˆNm3 (550ppm)
入口粉尘浓度200 mgˆNm3
排气温度140℃
排气的水分含量9 Vo l%
脱硫率90% 以上
钙利用率80% 以上
锅炉燃料煤
脱硫剂制造能力616tˆd
吸收塔脱硫剂
充填部有效尺寸(m) 510×(014+ 114) ×15
当向炉膛喷射吸收剂脱硫时, 要在炉体壁上开
设喷口, 由于吸收剂的传送和喷射增加了进入炉膛
的空气量, 为避免锅炉燃烧效率的大幅度下降, 吸收
剂传送和喷射用空气量应维持最小, 一般情况下, 传
送或喷射空气的用量保持在燃烧空气用量的5% 以
下。
工艺特点: 系统造价低, 工艺过程简单, 适用于
发展中国家燃煤锅炉排烟脱硫, 但炉内喷钙会带来
副作用, 增加煤灰焦结性及飞灰颗粒硬度, 使后部受
热面及炉体易于磨损和结渣, 这是该工艺设计必须
十分注意的问题。
2　排烟脱硝技术(SCR 法)
对燃煤锅炉, 燃烧产生的烟气中约含有: 10%～
15% 的CO 2, 7%～ 10% 的H2O , 4%～ 6% 的O 2,
70%～ 75% 的N 2,NOx 的生成量与燃烧中的N 含量
有关, 对炉温控制在1500～ 1600℃的燃烧工况, 约
产生300～ 800 ppm 的NO x。燃煤锅炉烟气中的
NO x 主要是NO 和NO 2, 其中NO 约占95%。
SCR 法作为排烟脱硝装置的主流为目前采用
得最多的方法, 尤其是在大型电站锅炉上均用本方
法。其基本特征是: 用氨作还原剂, 氨被喷射到烟气
中, 在通过300～ 400℃的催化剂触煤层时NOx 有选
择地与氨进行反应, 使之还原成N 2 和H2O , 其脱硝
反应方程如下:
4NO + 4NH3+ O 2→4N 2+ 6H2O
图5　一氧化氮转化率和氨消耗率与
NH3
ˆNOx 比率的关系
图6　燃煤锅炉烟气脱硝工艺系统方案
图5 表述了两种不同空速下以NH3
ˆNO x 比率
为自变量的氮氧化物的转化率和氨的流失曲线。可
以看出, 随着NO 3
ˆNOx 比率的增加, 氮氧化物的转
化率也增加, 一般氨的流失不允许大于5 ppm , 否则
烟道气温度降低时, 烟道气中的三氧化硫与未反应
的氨可形成硫酸铵, 从而引起空预器、除尘器后续设
备的严重积垢, 甚至未反应的氨沾染飞灰而限制它
的工业应用。
SCR 法脱硝装置可以直接设置在锅炉烟气出
口(称之为高灰尘法) , 或设置在多级集尘器尾部(称
之为低灰尘法)。图6 为高灰尘法和低灰尘法排烟脱
硝系统工艺方案图。两种方案相比, 选用高灰尘法的
缺点是: (1) 烟气进口表面上的催化剂触煤层会发生
硬化, 当烟速达到5 mˆs 左右时则可以避免其发生。
高灰尘法烟气含尘浓度高, 因而对触煤层磨损大。
(2) 当氨喷射到高灰尘烟气中, 飞灰可能会结团, 当
氨的喷射浓度控制在5 ppm 左右时, 则能够避免。但
高灰尘法由于硫酸氨和许多挥发冷凝物淤结在飞灰
上并带出催化剂触煤层和静电除尘器, 因而不会发
生设备结尘现象。低灰尘法的不足是: 通过高温静电
除尘器的微尘颗粒(50～ 100 kgˆNm 3 ) 进入触煤层
反应器后由于挥发冷凝物淤结在微尘上的量相对
大, 有可能使触煤层反应器堵灰。因而这种微尘必须
用灰尘吹扫器或其它方法清除。另外, 硫酸氨可能淤
结在空预器上, 因而必须控制氨的喷射浓度。当处理
的烟气量大时, 必须选用设备造价和运行费用高的
大型的高温静电除尘器。
SCR 法排烟脱硝装置结构简单, 无副产品, 运
行容易, 可靠性高, 无需排水处理, 烟气中大约80%
的NOx 能够被脱除掉(NH3
ˆNOx 摩尔比为0181～
0182) , 可以用来处理大量烟气等。
SCR 法系统中使用活性催化剂应具有以下特
点: 宽的温度范围, 高的催化活性; 低氨流失量, 对
SO 2 氧化有低的催化活性; 低失活速度; 无烟尘积
累; 机械强度高, 抗磨损性强; 催剂床层压力降小。
当无催化剂时(SNCR 法) , 为获得适宜的化学
反应速度, 反应温度应保持在980℃左右。在稍高于
此温度的情况下, 不可避免地会导致副反应发生, 例
如氨被氧化成氮, 甚至形成氨氧化物, 从而引起自身
消耗。若温度低于900℃, 则还原速度将迅速下降。
因此, 用氨进行NOx 非催化还原, 需严格控制温度。
SNCR 法消耗氨量大, 难以达到高的脱硝率, 通
常NH3
ˆNO x 摩尔比为112～ 115 时, 脱硝率只有
35%～ 45% , 脱硝后烟气中仍有约10～ 15 ppm 的未
反应氨。与SCR 法相比, 设备费用低, 适用于不需要
快速高效脱硝的工业炉和城市垃圾焚烧炉。
3　活性炭同时脱硫脱硝技术
该法是在利用活性炭干法脱硫技术的基础上,
转向利用脱NOx 性能高的活性炭, 达到同时脱硫脱
硝的目的。如图7 所示, 在脱硫塔中SO 2 被烟气中的
游离氧氧化生成SO 3 并溶于水分之中, 产生出稀
H2SO 4, 最后由活性炭将H2SO 4 吸附。解吸塔使用移
动床, 来自脱硫塔中的活性炭被加热到390℃左右,
在惰性气体保护下脱出SO 2。再生后的活性炭经冷
却, 过筛后由输送机送回脱硝塔使用。脱吸出来的
SO 2 在烟气中的浓度约15% 左右, 让其通过一个装
有焦炭的移动床还原器, 在850～ 900℃下被还原为
元素硫或其它硫产品。还原反应为吸热反应, 反应所
需的热量由部分焦炭的燃烧提供。还原后生成的硫
蒸汽由烟气中分离后进入冷凝器冷凝, 其它气态硫
化物经水解后可生成H2S。将还原过程中得到的
H2S 与再生过程中脱吸出的SO 2 一起送到克劳斯硫
回收装置中回收。
图7　活性炭干法脱硫脱硝系统
图8　烟气中SO 2 浓度对NOx 脱除率的影响
脱硝塔中通过加入NH3 进行选择性催化还原
反应进行脱硝, 当烟气中有SO 2 时脱硝率不高, 图8
是烟气中SO 2 浓度对NO x 脱除率的影响, 应用中可
在烟气进入脱硝塔之前喷射NH3 以达到高效脱硝。
脱硝器中使用的活性炭对SO 2 的吸附能力在脱硝中
不会受到多少影响, 可移到脱硫塔中使用。由于该法
能有效地回收烟气中的硫, 避免了硫资源的浪费和
二次污染, 而且同时脱硫脱硝能降低烟气净化费用,
因而可望成为取代传统湿法烟气脱硫的工艺技术。
4　结束语
目前国内的烟气净化技术状况并不理想, 多数
净化设施效率低下, 同时在排除了大气污染之后却
造成了水质陆地排放废物的二次污染。因此, 我们认
为未来我国烟气净化技术的选择应该从经济、技术、
环境等角度综合考虑, 采用(1) 能回收价值高的产
品, 以补偿净化设施全部或大部分费用; (2) 工艺流
程简单、专用设备少, 能同时脱硫脱硝; (3) 脱硫剂价
廉易得; (4) 无二次污染; (5) 运行和维护费用低。本
文介绍的煤灰干法烟气脱硫技术, 半干法脱硫脱硝,
以及活性炭同时脱硫脱硝技术等就是符合上述原则
的最具竞争能力的烟气净化技术, 应该成为我国未
来烟气净化技术的主流。