燃煤除尘脱硫技术论文（精选9篇）

燃煤除尘脱硫技术论文 第1篇

随着政府和环境主管部门各文件的发布, 燃煤锅炉除尘领域急需发展, 目前现有的除尘技术和设备很难适应当前的环境污染, 特别是对PM2.5的控制, 成为亟待解决的难题。

1 燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术

脱硫除尘技术主要有以下三种:湿法脱硫、干法脱硫以及干湿结合脱硫。

1.1 湿法脱硫除尘

湿法脱硫除尘技术中应用较多的是湿式双旋脱硫除尘。该技术主要是利用除尘液易于与硫化物和粉尘反应, 完成烟气的脱硫除尘处理。通常湿法脱硫除尘技术主要有以下步骤: (1) 加热。烟气脱硫首先需要加热处理, 烟尘加热的工具是引风机。 (2) 引流。加热后的烟气向上运动至除尘器的上部, 通过旋流板使烟尘可以均匀的引流到除尘筒中。 (3) 脱硫除尘。除尘筒中设有喷淋设备, 喷出的液体是除尘液, 进过除尘也与烟尘和硫化物的反应, 可以去除烟气中的污染物质。 (4) 脱水排放。经过以上几个步骤处理的烟气已经能够达到排放的标准, 因此烟气最后经过脱水即可进行排放。

1.2 干法脱硫除尘

干法脱硫与湿法脱硫类似, 是利用物化反应的方式达到脱硫除尘的目的。干法脱硫主要有两部分组成, 一是除尘器, 二是吸附塔。随着科学技术的快速发展, 干法脱硫技术也日趋进步, 研究出在干法脱硫技术中加入高能电子, 使该技术具有更高的脱硫效率且操作简单。但该技术目前的弊端在于, 在使用过程中容易造成工作人员收到过多的电磁辐射, 对人员的职业健康造成一定的影响。

1.3 干湿结合脱硫除尘

干湿结合脱硫除尘的方法是将干法脱硫与湿法脱硫组合在一起, 形成在立式塔中的两套系统, 烟气分别经过两种方式的处理后, 能达到更好的脱硫除尘处理效果。实践证明, 在中小型燃煤锅炉的烟气处理中, 干湿结合处理烟气的方法能有效去除硫化物和烟尘, 适合我国目前小型锅炉烟气处理中应用。但是干湿结合脱硫除尘的方法在投资和运行费用较多, 虽效果较好, 但考虑到经济上的因素, 适合有一定资金实力的企业。

2 燃煤锅炉烟气脱硫除尘中存在的问题

2.1 脱硫效率低, 除尘效果差

以目前我国数量较多的中小燃煤锅炉为例, 大多数的中小燃煤锅炉烟气处理分为三个阶段。一是燃烧前的处理阶段。就是在煤炭进行燃烧前, 先对煤炭进行脱硫处理, 以降低燃烧时排放的硫化物量。但我国目前的燃煤脱硫技术还存在一定的问题, 受到应用条件和其他因素的限制, 高效的脱硫技术不能很好的普及, 造成大多数企业在燃煤事前处理阶段的效果不理想。二是燃烧过程中的处理阶段。煤炭的燃烧过程会产生大量的烟气, 烟气中含有大量的粉尘和硫化物等污染物。因此, 脱出硫化物和烟尘的最佳阶段就是燃烧过程。但是燃烧过程中去除硫和烟尘是十分复杂的, 目前我国中小型燃煤锅炉脱硫率仅在50%左右, 多数不符合国家的标准。三是燃烧后的处理阶段。燃烧完成后通过对烟气的处理来去除烟气中的硫和烟尘, 但受技术、设备和操作等因素的制约, 我国目前的燃煤锅炉的企业在这方面做的并不好。

2.2 缺乏技术创新

随着科学技术的不断进步, 电力能源和其他可再生的资源在人们生产生活中利用的比例越来越高, 在欧美等发达国家, 中小型燃煤锅炉已禁止使用。我国对于大气污染问题上的认识的较晚, 相应的治理技术和设备也与发达国家存在一定的差距。因此, 对于燃煤锅炉脱硫除尘技术的创新和研发, 还需进一步努力。

2.3 缺乏资金投入

燃煤锅炉脱硫除尘技术的应用好坏, 很大程度上依靠设备、场地等方面的支持。对于燃煤锅炉脱硫除尘技术应用时, 应选用符合自身技术需求的相关配套设备, 并且提供合适的厂房。目前我国企业在生产过程中将资金主要投入到生产方面, 而对于烟气处理方面的投入较少, 造成燃煤锅炉烟气脱硫技术不能很好的发挥处理效果。

3 烟气脱硫除尘存在问题的解决对策

3.1 加强技术管理和研发力度

首先, 技术人员应加强管理, 对现有技术应用中存在的问题, 及时发现, 及时改正, 不断的完善与发展相关技术。目前, 我国大多数城市和地区在燃煤锅炉脱硫除尘技术的应用过程中, 都存在不同程度的问题, 难以达到预期的设计目标。因此, 有关人员应加强对烟气脱硫除尘技术的研究, 根据自身的污染特点出发, 研究出更加适合本地区、本企业的燃煤锅炉脱硫除尘技术。

3.2 加大企业的资金投入

燃煤锅炉烟气脱硫除尘技术应用与发展的最关键的问题就是资金投入, 因此在今后的工作中, 企业应加大烟气污染问题的重视, 承担起企业的社会责任, 满足国家的烟气排放标准。积极的加大技术研发和设备改造的资金投入, 建立起完善的配套设施, 满足烟气脱硫除尘的技术需求。

4 结语

燃煤锅炉排放的粉尘严重破坏大气环境并威胁着人类的健康, 我国对于粉尘的治理已经非常重视, 并将节能环保行业列为国家的七大战略新兴产业之首, 在“十二五”期间, 烟气除尘行业将会面临重大发展机遇和严峻的挑战。因此, 在以后的工作中, 当地政府及生产企业应转变思路, 加强环境保护意识, 对燃煤锅炉脱硫除尘技术的发展提供支持, 减少烟尘对大气环境的污染, 造福子孙后代。

摘要：近年来, 我国工业生产企业数量不断增多, 大气污染问题日益严重, 如何有效地治理大气污染问题成为政府和社会关注的主要问题。而对燃煤锅炉的烟气排放进行合理的处理, 对保护我国大气环境有十分重要意义。本文首先介绍了燃煤锅炉烟气脱硫除尘的主要技术, 然后分析目前我国燃煤锅炉烟气脱硫除尘过程中存在的问题, 最后对存在的问题提出合理的解决对策。

关键词：燃煤锅炉,脱硫除尘,技术

参考文献

[1]张秀云, 郑继成.国内外烟气脱硫技术综述[J].电站系统工程, 2010 (04) .

[2]张志刚, 张艳红.燃煤锅炉新型高效烟气脱硫除尘技术[J].油气田地面工程, 2013, 03 (04) .

[3]刘鹤忠, 陶秋根.湿式电除尘器在工程中的应用[J].电力勘测设计, 2012 (03) .

燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价研究 第2篇

燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价研究

摘要：应用模糊数学原理和层次分析法,从经济、技术和环境三方面综合评价烟气脱硫技术,使烟气脱硫技术的.选择更科学.以五种典型烟气脱硫技术为评价对象,应用该综合评价方法得出石灰石-石膏法较优的结论.作 者：李友平   尹华强    LI You-ping    YIN Hua-qiang  作者单位：李友平,LI You-ping(西华师范大学化学化工学院,南充,637009)

尹华强,YIN Hua-qiang(四川大学建筑与环境学院,成都,610065)

期 刊：四川环境  ISTIC  Journal：SICHUAN ENVIRONMENT 年，卷(期)：2008, 27(2) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫    模糊综合评价    燃煤电厂   

自动化燃煤除尘脱硫系统的实现探索 第3篇

1除尘脱硫工艺

随着各项技术的进步,燃煤除尘脱硫技术有了很大进步,其方法也是多种多样的,目前使用最广泛的燃煤除尘脱硫技术有正压湿式镁法脱硫、负压干袋法式除尘,根据国家的相关排放标准,排放于大气中的锅炉烟气中的二氧化硫的排放浓度应该不大于20mg/m3,烟尘的排放浓度应该不大于10mg/m3。

1.1除尘脱硫工艺原理

湿式镁法脱硫的原理是将经过除尘的空气送入到脱硫塔中,旋流烟气会与喷嘴产生的连续液滴产生高效率的气液接触,在此过程中,气液之间会发生湍流、传质、吸收以及一些化学反应,烟气中的二氧化硫会与吸收剂进行有效的结合,被固定于硫酸盐中,将脱硫后的烟气经过脱水装置的脱水,之后便能排入到大气中。

干袋式除尘的主要工作原理是过滤原理,其工作的过程中是通过纤维编织物制作的袋式过滤器件,对锅炉烟气中的固体颗粒物进行捕集,在惯性作用下,锅炉烟气中的尘粒会在与纤维的碰撞过程中遭到拦截,只要纤维中的空隙比锅炉烟气中的尘粒的运动路径小,尘粒就会在与纤维的碰撞接触过程中被有效的分离出来, 采用这种方法进行锅炉烟气的除尘时,能够不受锅炉负荷变化的影响,同时,粉尘粒径的大小也不会对除尘效率造成明显的干扰。

1.2除尘脱硫工艺特点

在除尘脱硫工艺中,系统由多个部分组成,主要有脱硫系统、输排灰系统、卸灰系统、清灰系统等,袋式除尘器是干法袋式除尘中的主要设备,为了对非正常运行状态下的设备进行保护,通常会在袋式除尘器中设置一个短路阀,其工作过程中的气源,主要由其后的处理设备及压缩空气来提供,通过定时吹喷的方法使粉尘进入到灰斗中,其吹喷的频率及强度是可以根据需要进行调节的。

防闭塞装置及卸灰阀是其卸灰系统的主要组成部分,灰斗内积灰的排出,可以采用刮板机来进行。刮板机将积灰送入斗提,通过斗提的运输进入到灰仓,在积灰进入外运的灰车之前还需要经过粉尘加湿机的处理,整个运输过程中,封闭的导料管起到了很好的连接作用,使运输的过程中没有扬尘。通过除尘之后的烟气会被送入到自动循环的脱硫系统中,进行有效的脱硫,处理合格之后,会进入到大气中进行排放。

2除尘脱硫监控系统的实现

自动除尘脱硫系统的主要组成部分, 可以划分为两个部分,即上位机部分与下位机部分,上位机部分的主要工作内容是对系统中的整个工艺的运行情况进行实时的监控、管理,通过上位机的控制,可以实现系统方案的选择及相关参数的修改, 这是整个系统管理过程中的关键部分,上位机部分工作的好坏与整个系统的稳定性及可靠性有非常重要的关系;系统的下位机部分主要是进行系统信息的处理及自动化控制,在信息的采集及系统工艺自动化控制的过程中,可将其划分为三个子系统,即计量系统、脱硫系统、除尘系统, 其结构图如图1所示。

2.1自动化除尘脱硫系统的主要控制内容

首先,系统需要对清灰系统的除尘器烟道的前后压力进行检测,对除尘器的脉冲吹喷进行定阻或定时的自动控制,在清灰系统的正常工作状态下,要对其除尘器的入口温度进行实时的检测,以便于在异常情况下对除尘设备进行自动的保护,脱硫塔的出入口的压力及温度等也是监控系统的重要检测内容。

监控系统需要对卸灰系统及输灰系统进行同时的检测,对灰斗及灰仓的料位进行检测,通过定时或定料的方法来实现卸灰与输灰工作的自动化控制。监控系统在进行脱硫系统的检测时,其主要的控制内容是循环泵出口的PH值以及储备罐的液位,通过脱硫剂的输送及添加的自动化控制、搅拌罐的补水自动化控制来实现整个脱硫系统的自动化控制。

2.2自动化除尘脱硫系统的计量系统的特点

计量系统的性能及各参数配置与整个除尘脱硫系统的工作效果有很大的关系,在计量系统的设计过程中,需要考虑两方面的因素:脱硫剂的用量控制及节能减耗设计。在自动除尘脱硫系统中,存在一些大功率的用电设备,如脱硫循环泵、 空气压缩机等,在计量系统的设计过程中,应该采用合理的参数设置,在系统的除尘脱硫效果不受影响的前提下,尽量降低系统的运行成本。

在自动化除尘脱硫系统中,最终排放出来的烟气能否达到国家的相关排放标准,控制好脱硫剂的添加量是非常关键的因素,在监控系统中,对搅拌罐的储存量及循环泵出口的PH值要进行实时的检测,并要设置精确度高的称重传感器,保证脱硫剂的用量的合适,系统中各个自动采集装置会对系统中的各相关参数进行实时的采集,并将数据传送到计算机监控系统中,通过数据的监控与处理,完成整个系统的自动化控制。

2.3自动化除尘脱硫系统的计算机监控系统的简单介绍

系统采集到的数据会上传到监控系统的上位机中,上位机中具有可视化的人机交互界面,在该界面上能够看到整个除尘脱硫系统的各个设备的运行情况及实时检测数据,用户可以根据系统的运行状态,对系统中的各个参数进行调整,同时可以远程的发出相关的操作指令,实现对自动化燃煤除尘脱硫系统的远程控制,这种实时监控系统,能够保证系统始终处于良好的运行状态下,即使系统出现异常, 也会立即得到处理,对于自动化燃煤除尘脱硫系统的工作效率的提高有积极的作用。

3结束语

燃煤除尘脱硫技术论文 第4篇

1、前言

随着经济的快速发展，我国因燃煤排放的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）急剧增加，二氧化硫、氮氧化物是大气污染的主要物质。据统计我国每年NOx、SO2排放量分别约为770万t和2400万t，然而NOx、SO2是形成“酸雨”和“酸雾”的主要原因之一，氮氧化物与碳氢化合物结合形成光化学烟雾，所以NOx、SO2污染带来的后果严重危及人体健康，对自然环境造成严重损害。

我国每年因NOx、SO2及形成酸雨造成损失达1100亿元，其损失约占国民经济生产总值的7%～8%。

在我国，SO2主要来自燃煤燃烧排放的烟气约占90%，其中火电厂燃煤排放占SO2总量的1/4左右；NOx90%来自燃料燃烧，因此脱硫脱氮及除尘是中国治理燃煤污染改善大气环境的最主要目标。

2、几种典型的脱硫脱氮技术

对于电厂燃煤锅炉排放的SO2和NOx，近年来各国相继开发了许多同时脱硫脱氮的方法，下面就几种方法进行技术、经济比较。

2.1 排烟循环流化床

排烟循环流化床（FGD-CFB）是80年代初由德国Lurgi公司开发的，该公司也是世界上第一台燃烧煤的循环流化床锅炉的开发者，后来又把循环流化床技术引入脱硫领域，取得了良好的效果。该技术在德国有三家公司进行开发研究，丹麦的FLS正在做。该法脱硫脱氮属于燃烧中处理，脱硫采用循环流化床，脱氮采用低氮燃烧。2001年我国在四川白马电厂300MW机组建示范工程。

排烟循环流化床优点：

①投资费用较低。

②脱硫装置不需要太大空间。

③固硫剂产物以固态排放。

排烟循环流化床问题：

①燃烧中采用低氮烧燃，脱氮效果不能保证。

②由于锅炉内喷射CaO吸收剂进行脱硫，产生CaCO3和煤灰一起排出，易造成二次污染。

③控制排烟温度70℃，需要有排烟加热装置〔1〕。

2.2 组合法（FGC）

这种方法是用石灰石石膏法湿式脱SO2：（FGD）和选择性催化还原法（SCR）脱NOx组合的技术〔2〕。据资料介绍，德国、日本、美国等国家多数采用这种方法。该组合技术中湿法脱硫效率高（90%～98%），吸收塔自身紧凑，但该法的问题是耗水量大，而且必须进行排水的深度处理，生成的大量副产品石膏应用也有限，烟气在进入烟囱前需要加热提高温度。该组合技术中氨选择性催化剂还原法的缺点是，脱氮的催化剂寿命维护比较麻烦，工艺中生成的胺化合物有堵塞系统的弊病等〔3〕，因此使该组合法的推广应用受到影响。

2.3 电子束法（EBA）

为了克服以上方法的缺点，国际上开发了许多同时脱硫脱氮的技术，电子束法既是属于同时脱硫脱氮的典型方法之一。电子束法是利用电子加速器产生的高能粒子照射烟气，使其SO2和NOx氧化生成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫酸氨和硝酸氨。该技术首先是日本茬原制作所1970年着手研究，又经过与原子能研究所合作研究，1974年进行了1000/Nm3h-

1、1万/Nm3h-1规模不同的气体试验，从而肯定了这种干法技术。受美国能源部委托，在椹萨斯洲又进行了1.4万/Nm3h-1的改进试验，在西德进行了2.0万//Nm3h-1规模的试验，都取得了很好的结果。其它有些国家也在研究。我国2000年由中国工程物理研究院在四川绵羊投资2000万元建造一套电子束辐射烟气脱硫脱氮工业试验装置，烟气处理量3000～12000//Nm3h-1，脱硫率90%，脱氮率70%电子束法处理烟气的优点：

①用一个过程能同时脱硫脱氮，且去除效率高。

②能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用，没有废弃物。

③是干法过程，没有废水及其处理设施。

④因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题。

⑤设备结构简单，对烟气条件变化适应性强，容易控制〔

4、5〕。

电子束处理法存在问题：

①该法耗电量大，由此占的运行费用很高。

②烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统。

③处理后的烟气仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性〔6〕。

2.4 活性焦吸附法

该法是用活性焦进行烟气的同时脱硫和脱氮。SO2是通过活性焦的微孔催化吸附作用，生成硫酸储存于焦碳微孔内，通过热再生，生成总量虽少，但含SO2浓度很高气体，根据需要再去转换成各种有价值的副产品，如高纯硫磺、液态SO2、浓硫酸、化肥等。NOx是在加氨的条件下，经活性焦的催化作用生成水和氮气再排入大气。该工程的主要设备是脱硫脱氮塔，活性焦在塔内由上往下移动，烟气横向交叉通过活性焦炭层，因此烟气中的尘也被除掉〔7〕。

活性焦和活性炭是不同的两种炭质吸附材料。活性炭的综合强度（耐压、耐磨损、耐冲击）低，而且表面积大，若用移动床，因吸附、再生往返使用损耗大，存在着经济性问题，因此人们研究出比活性炭比表面积小，但强度高的成型活性焦炭，具有更好的脱硫、脱氮性能，用于烟气的同时脱硫脱氮。

活性焦吸附法是西德BF（Bergbau-Forschung）公司在1967年开发的，日本的三井矿山（株）公司根据日本的环境标准对其进行了改进，吸收了西德BF公司的成功经验，于1981年到1983年进行了1000/ Nm3h-1规模的试验，在此基础上又于1984年10月在自家的燃煤电厂建立了处理能力3万/ Nm3h-1的工业试验装置。经过改进和调整，达到长期、稳定、连续地运转，脱硫率几乎100%，脱氮率在80%以上，被日本通商产业省认定为第一号商品化装置。（根据设备运转结果，获得了各种资料，肯定了该技术，并定名为三井BF法。同时建立了3000/ta-1成型活性焦的商品化制造厂。）

在我国1991年，由辽宁省环境保护科学研究所承担“同时脱硫脱氮综合利用一体化”项目，并于2001年通过了辽宁省科技厅技术鉴定。该成果主要在三井BF方法基础上进行改进，利用我国煤炭特点（灰分高＞10%）研制出活性焦，其比表面积低，强度高，脱硫率90%，脱氮率80%，并且初期脱硫率、脱氮率均高于三井BF法，取得满意效果〔8〕。

活性焦吸附法脱硫脱氮的优点：

①具有很高的脱硫率（98%）。

②能除去湿法难以除去的SO3。

③能除去废气中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度处理的技术。

④在低温下（100～200℃）能得到高的脱氮率（80%），因而不需要废气升温装置。

⑤具有除尘功能。

⑥过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染问题。

⑦碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒问题。

⑧建设费用低，使用动力小则运行费用低。

⑨厂地面积小也可以建设。

⑩可以回收副产品，高纯硫磺（99.95%）或浓硫酸（98%）或高纯液态SO2，其中任选一副产品。

活性焦吸附法脱硫脱氮的主要问题：

①固态的热吸收剂循环使用，是机械的方式，操作较复杂。

②吸附剂在运行中有磨损消耗，是成本的主要部分。

③烟气通过吸附床有较大的压力降由于以上特点，因此在美国政府调查报告中认为，该技术是最先进的烟气脱硫脱氮技术〔9〕

3、经济分析

由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱氮，处理方法不同于其他三种方法（燃烧后烟气处理），所以不列入经济比较之内。

根据美国能源部（DOE）报告，一个500MW的火力发电厂，用湿法脱硫（FGD）其设备费用为175/kw，运行费用18mille/kwh，在其后组合进SCR法脱氮，设备费为125/kw，运行费为6.2mille/kwh（催化剂使用寿命按6年计算，若按4年寿命则为7.6mille/kwh）〔10〕，因此合计起来该组合法脱硫脱氮的设备费用为300/kw，运行费为24.2mille/kwh。

活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气同时脱硫脱氮，其设备费用为175～225/kw，运行费用为10.8mille/kwh。

电子束法100MW规模的电厂，烟气同时脱硫脱氮，根据美国能源部报告的数据，设备费用是247/kw，运行费是21.6mille/kwh。根据日本资料报道，电子束法用于500MW规模的电厂，设备费是组合法的70%～80%，运行费是组合法的90%，由此计算，500MW规模的电厂，电子束法的设备费是210～240/kw，运行费是21.7mille/kwh，这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。

通过以上分析这三种方法的经济比较结果见表1。

表1 三种脱硫脱氮方法的经济比较

项目 组合处理法 电子束法 活性焦吸附法

设备占的空间比例 100％ 40％ 较小

设备费$／kw 300 210~240 175~225

(占的比例)100％ 70％~80％ 65%~75％

运行费用mille/kwh 24.2 21.7 10.8(占的比例)100％ 90％ 45％

电厂规模MW 500 500 300

注：活性焦吸附法是按300MW计算的，若按500MW同样规模比较，经济效益会更好。

根据表1经济分析结果表明，活性焦吸附法的设备费用和运行费用都比较低，需要的建设空间也小，尤其是运行费用是电子束法的50%，所以活性焦吸附法在经济上具有竞争力。

4、结语

活性焦吸附法虽然开发历史较短，但是进展速度非常快，日本在1981年开始进行了1000/Nm3h-1烟气脱硫脱氮试验，到1989年即在西德建立了32/万Nm3h-1的电厂燃煤烟气处理装置，处理效果非常好。相比之下，电子束法尽管开发的历史较早（1970年），在技术上也有许多优点，但是由于大容量的电子加速器功率较大，耗电高，价格昂贵，建设燃煤电厂大型的实用规模的处理装置比较困难，因此实际进展速度并不快。

燃煤电厂湿式电除尘技术 第5篇

根据统计, 在中国各行业中, 燃煤电厂排放的工业烟尘所占比例是最高的[1]。国家逐年降低火电厂污染物排放限值, 最新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》中燃煤电厂烟尘排放限值降低至30mg/m3, 而对于重点地区, 其燃煤电厂烟尘排放限值降低至20mg/m3。当燃煤电厂燃煤灰份大、比电阻高或锅炉排烟温度较高时, 干式电除尘器往往达不到新标准的要求。经过对燃煤电厂电除尘器前后细灰组成进行研究, 发现除尘器前粉尘大颗粒占大多数, PM10和PM2.5占总灰百分比为39.35%和2.42%, 而除尘器后高达92.47%和35.56%, 说明普通电除尘器对细灰捕集效率不高, PM2.5除尘效率较低[2]。

近年来针对微细颗粒的排放控制发展了许多新技术, 其对微细粉尘的收集效率如图1所示, 从图中可以看到, 随着颗粒直径由10μm递减至小于1μm, 各种技术相应的粉尘收集效率曲线陡降, 唯一例外的是湿法与静电并用的湿式电除尘技术, 该技术的收尘效率受微细颗粒直径影响较小, 对粒径0.06~10μm范围内的颗粒都具有较高的收集效果。

根据国内外应用情况, 在湿法脱硫装置后安装湿式电除尘器, 不仅能有效控制烟气中的微细颗粒的排放, 而且可以脱除湿法脱硫后烟气中携带的石膏液滴, 以及经过SCR后生成的SO3气溶胶颗粒, 从而消除烟囱“石膏雨”和烟气的“蓝烟”等现象。

1 湿式电除尘技术工作原理及其脱除性能

1.1 工作原理

湿式电除尘脱除粉尘分为荷电、集尘、清灰三个步骤。将水雾喷向放电极和电晕区, 水雾在电极形成的电晕场内荷电后分裂进一步雾化, 电场力、荷电水雾的碰撞拦截、吸附凝并, 共同对粉尘粒子起捕集作用, 最终粉尘粒子在电场力的驱动下到达集尘极而被捕集, 喷雾形成的连续水膜将捕获的粉尘冲刷到灰斗中排出。

1.2湿式电除尘对微细粉尘和SO3雾滴的脱除

湿式电除尘中, 放电极电子较易溢出, 水雾被进一步细化, 使电场中存在大量带电雾滴, 大大增加亚微米粒子碰撞带电的机率, 而带电粒子在电场中运动的速度是布朗运动的数十倍, 这大幅度提高了亚微米粒子向集尘极运行的速度, 可以在较高的烟气流速下, 捕获更多的微粒[4]。烟气中的SO3在205℃以下时, 主要以H2SO4的微液滴形式存在[5], 其平均直径在0.4μm以下, 因此干式静电除尘器和FGD对SO3去除较低。湿式电除尘器对亚微米颗粒的高捕获率, 可对SO3的微液滴起相同作用。湿式电除尘器独特的工作环境决定了它能够高效地脱除亚微米级别的粉尘、雾滴, 除尘效率最高可达到99.9%以上[6]。

2 湿式电除尘器设计

2.1结构设计

湿式电除尘器在结构上主要分为两种基本型式:管式和板式。管式湿式电除尘器的集尘极为多根并列的圆形或多边形金属管, 放电极均布于极板之间, 管状湿式电除尘器只能用于处理垂直流动的烟气。板式湿式电除尘器的集尘极呈平板状, 可获得良好的水膜形成特性, 极板间均布电晕线, 板式湿式电除尘器可用于处理水平或垂直流动的烟气。

这两种湿式电除尘器的不同点主要在于[7]:

(l) 对于给定的除尘效率, 电极长度相同的前提下, 管式湿式电除尘器所允许的烟气流速是板式湿式电除尘器的两倍。

(2) 对于给定的除尘效率, 管式湿式电除尘器的局部干燥区比板式湿式电除尘器要小。

2.2 材料选择

壳体通常采用带有衬层保护的碳钢, 为防止腐蚀, 其内表面需涂有防腐材料。安装时还需严格控制壳体内表面破损, 防止产生腐蚀, 如焊缝、孔隙、构件连接处及盖板等。

为了避免发生点腐蚀和裂隙腐蚀, 内部构件材料必须考虑工艺气体和冲洗液体中氧和氯化物的浓度。对于耐腐蚀性和材料选取的关系, 表1显示了各种材料的选择及其能够正常工作的氯化物浓度范围。

2.3 湿式电除尘布置形式

目前在国外电厂常采用的湿式电除尘器布置形式有以下三种:水平烟气独立布置;垂直烟气独立布置;垂直烟气与WFGD整体式设计。前两种布置方式需要专门的空间, 第三种布置方式是近些年来最常用的, 同时成本和运行费用也是最低的, 占地面积也很小。

3 湿式电除尘在燃煤电厂的应用

湿式电除尘器最早在1907年开始应用于硫酸和冶金工业生产中, 上世纪八十年代后国外大容量燃煤电厂也逐渐采用湿式电除尘器净化脱硫后的烟气, 取得了良好的效果。美国的AES Deepwater电厂于1986年采用湿式电除尘技术, 该电厂以石油焦作为主要燃料, 其湿式电除尘器由3个电场、12套平行向上的烟气流系统模件组成, 经测试对硫酸雾的脱除效率高于90%[9]。2000年和2002年N&B电力公司分别对Dalhousie电厂和Cloeson Cove电厂 (1050MW) 的WFGD进行改造并安装了湿式电除尘器, 采用的都是WFGD与湿式电除尘器整体布置方式。日本中部电力碧南电厂五台机组 (3700MW+21000MW) 使用湿式电除尘器后, 其排放浓度长期稳定在2~5mg/Nm3, 表明湿式电除尘器能高效地除去烟气中的烟尘和石膏微液滴。国内在燃煤电厂领域的应用仍处于起步阶段。

4 结束语

湿式电除尘器作为烟气终端精处理设备能高效收集对人体危害特别大的PM 2.5、PM10等颗粒物。但是, 由于需要选用耐腐蚀性强的高等级不锈钢作为电极材料以及烟气流速较低造成设备体积庞大, 导致现有的湿式电除尘器工程造价偏高, 成为制约该技术推广的重要因素。如果能够在电极材质和烟气流速方面得到改进, 将会大大促进该技术在国内的应用进程。

摘要：颗粒物特别是细颗粒物 (PM2.5) 对环境及人类健康危害巨大, 而燃煤电厂是细颗粒物的主要排放源。湿式电除尘器作为烟气污染物的终端精处理装备, 具有捕集烟气中细颗粒物和雾滴的功能, 在电力行业得到了推广应用。文章总结了湿式电除尘技术原理、设计及性能影响因素和技术研究现状, 以及湿式电除尘器在燃煤电厂的应用情况。

关键词：燃煤电厂,湿式电除尘,PM2.5控制,酸雾控制

参考文献

[1]代旭东, 徐晓亮, 缪明烽.电厂PM2.5排放现状与控制技术[J].能源环境保护, 2011, 25 (6) :1-4.

[2]范海燕, 刘建忠, 周俊虎, 曹欣玉, 岑可法.煤燃烧过程中超细灰粒排放和污染特征[C].中国工程热物理学会会议论文, 2002.

[3]Green DW, Perry R H.Perry's chemical engineer's handbook[M]New York:McGraw-Hill Co.Inc.2008:22-55.

[4]陈招妹, 王剑波, 姚宇平, 尹得仕.湿式电除尘器在燃煤电厂WFGD后的应用分析.第十五届中国科协年会第9分会场:火电厂烟气净化与节能技术研讨会论文集.2013.

[5]薛建明, 纵宁生.湿法电除尘器的特性及其发展方向[J].电力环境保护, 1997, 13 (3) :40-44.

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[7]陈招妹, 赵琴霞, 杨艳霞, 宣伟桥, 周超炯.湿式电除尘技术及其在电厂的应用前景[C].第14届中国电除尘学术会议论文集, 2011.

[8]Ken Parker.WESPs and Fine Particle Collection.8th International Conference on Electrostatic Precipitation.2001

浅析燃煤电厂脱硫技术 第6篇

脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫三类。

1 燃烧前脱硫

燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫成分脱除掉, 燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化等。物理洗选煤法脱硫最经济, 但只能脱无机硫;生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫, 也能脱除有机硫, 但生产成本昂贵, 距工业应用尚有较大距离。燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟, 煤的气化和液化还有待于进一步研究完善。我国当前的煤炭入洗率较低, 大约在20%左右, 而美国为42%, 英国为94.9%, 法国为88.7%, 日本为98.2%。提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤造成的二氧化硫污染。然而, 物理选洗仅能去除煤中无机硫的80%, 占煤中硫总含量的15%~30%, 无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求, 故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。煤燃烧前的脱硫技术虽然还存在着各种各样的问题, 但是其优点是能够同时去除灰分, 减轻运输量, 降低锅炉内部的玷污和磨损, 减少电厂灰渣的处理量, 还可回收部分硫资源。

2 炉内脱硫

在我国采用的燃烧过程中的脱硫技术主要有两种:型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。

2.1 型煤固硫技术:

将不同的原料经筛分后按一定比例配煤, 粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合, 经机械设备挤压成型及干燥, 即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等, 其加入量视含硫量而定。燃用型煤可大大降低烟气中二氧化硫、一氧化碳和烟尘浓度, 节约煤炭, 经济效益和环境效益相当可观, 但工业实际应用中应解决型煤着火滞后、操作不当会造成的断火熄炉等实际问题。

2.2 流化床燃烧脱硫技术:

循环流化床锅炉采用炉内添加石灰石进行脱硫, 把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中, 从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧, 形成了湍流混合条件, 延长了停留时间, 从而提高了燃烧效率。其反应过程是煤中硫燃烧生成二氧化硫, 同时石灰石煅烧分解为多孔状氧化钙, 二氧化硫到达吸附剂表面并反应, 从而达到脱硫效果。流化床燃烧脱硫的主要影响因素有钙硫比, 煅烧温度, 脱硫剂的颗粒尺寸孔隙结构和脱硫剂种类等。在Ca/S摩尔比为2时, 通过对锅炉进行合理运行及控制燃煤、石灰石粒度, 一般脱硫效率可达到90%左右。石灰石加入锅炉后被加热煅烧, 热解为Ca O和CO2, 这一过程可以简单地用以下反应式表示:

3 常规烟气脱硫技术

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。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为:脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

3.1 干式烟气脱硫工艺

该工艺用于电厂烟气脱硫始于20世纪80年代初, 与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点:投资费用较低;脱硫产物呈干态, 并和飞灰相混;无需装设除雾器及再热器;设备不易腐蚀, 不易发生结垢及堵塞。其缺点是:吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺;用于高硫煤时经济性差;飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用;对干燥过程控制要求很高。

3.1.1 喷雾干式烟气脱硫工艺:

喷雾干式烟气脱硫 (简称干法FGD) , 最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺, 20世纪70年代中期得到发展, 并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触, 石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物, 最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验, 取得了一些经验, 为在200~300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。

3.1.2 粉煤灰干式烟气脱硫技术:

日本从1985年起, 研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术, 到1988年底完成工业实用化试验, 1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备, 处理烟气量644 000 Nm3/h。其特点:脱硫率高达60以上, 性能稳定, 达到了一般湿式法脱硫性能水平;脱硫剂成本低;用水量少, 无需排水处理和排烟再加热, 设备总费用比湿式法脱硫低1/4;煤灰脱硫剂可以复用;没有浆料, 维护容易, 设备系统简单可靠。

3.2 湿法FGD工艺

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异, 主要是使用石灰石 (Ca CO3) 、石灰 (Ca O) 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。该法的主要特点:a.系统稳定可靠, 效率高, 一般可达95%以上, 工业化应用广泛;b.烟气处理量大, 煤种适应性强, 对高硫煤大容量机组优势突出;c.吸收剂价廉、易得且利用率高, 钙硫比一般在1.03左右;d.对除尘器没有影响, 对粉煤灰的品质没有影响;e.副产品为二水石膏, 便于利用;f.投资大, 占地面积大, 耗水量相对较大, 有少量污水排放;g.副产品品质要求高, 要求除尘器效率高。世界各国 (如德国、日本等) , 在大型火电厂中, 90%以上采用湿式石灰/石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。

在湿法工艺中, 烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低 (45℃) , 大都在露点以下, 若不经过再加热而直接排入烟囱, 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) 。GGH价格较贵, 占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来, 日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH, 较好地解决了烟气泄漏问题, 但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺, 它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内, 利用电厂循环水余热来加热烟气, 运行情况良好, 是一种十分有前途的方法。

目前火电机组应用最多的是燃烧后脱硫, 其中石灰石-石膏法占目前现有脱硫工艺技术的70%, 其它工艺随技术的进步, 如氨碱法、再生吸收剂、等离子体烟气脱硫技术、炉内喷吸收剂加尾部增湿活化法和煤气化联合循环等脱硫技术也逐渐被较多地应用。

摘要：根据我国能源及火电厂SO2排放现状, 提出火电厂开展脱硫工作和选择脱硫技术的必要性及紧迫性, 并针对燃烧前、燃烧中及燃烧后三个过程中的主要脱硫技术进行详细分析。

关键词：脱硫技术,燃煤电厂,烟气脱硫

参考文献

[1]王志轩.火电厂二氧化硫控制问题及对策[J].纵深, 2006, 9 (10) .

烟气脱硫除尘技术研究 第7篇

1干法

干法烟气脱硫 (DFGD) 是指脱硫吸收和产物处理均在感状态下进行的烟气脱硫技术。干法烟气脱硫技术由于能较好地回避湿法烟气脱硫技术存在的腐蚀和二次污染等问题, 近年来得到了迅速的发展和应用。但存在脱硫效率低, 反应速度较慢、设备庞大等问题[1,2]。分为:

(1) 吸收剂喷射技术 (炉内喷钙、管道喷射、混合喷射等) ;

(2) 电法干式脱硫技术 (高能电子活化氧化法、荷电干粉喷射脱硫、超高压脉冲活化分解法等) ;

(3) 干法催化脱硫技术 (干式催化氧化法、烟气直接催化还原法等) 。

2半干法

半干法 (SDFGD) 是采用雾化的脱硫剂浆液进行脱硫, 但在脱硫过程中雾滴被蒸发干燥, 最后的脱硫产物也呈干态, 因此常称为湿干法或半干法, 包括喷雾干燥烟气脱硫技术、循环流化床烟气脱硫技术等。SO2被雾化的石灰浆液吸收。同时温度较高的烟气干燥了液滴, 形成了干固体废物。干废物可通过除尘器来捕集[3]。

包括喷雾干燥烟气脱硫技术、循环流化床烟气脱硫技术等。喷雾干燥法是目前市场份额仅次于湿法的烟气脱硫技术, 其设备和操作简单。不需要重新加热系统。干的固体废物减少了废物的体积。在系统中, 能耗较低, 是湿法工艺所消耗的1/2~1/3。

3湿法

湿法 (WFGD) 是整个脱硫系统位于烟道的末端, 在除尘系统之后;脱硫过程在溶液中进行, 吸附剂和脱硫生成物均为湿态。脱硫过程的反应温度低于露点, 脱硫后的烟气一般需经再加热才能从烟囱排出。使用最广泛的湿法烟气脱硫技术, 主要是石灰石/石灰洗涤法, 占整个湿法烟气脱硫技术的36.7%。该技术具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点, 但存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。

包括石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术、氨法烟气脱硫技术、双碱法烟气脱硫技术、金属氧化物吸收法、活性炭吸附法等, 对于低浓度SO2吸收效果较好[4]。

4新技术

美国、德国、日本等工业发达国家的燃煤电厂普遍采用了脱硫措施, 并制定了严格的环境保护法律、法规;对燃煤电厂规定了烟气的SO2排放标准, 减轻了对周围环境的污染。世界发达国家烟气脱硫技术成熟, 应用较广[5]。以日本为代表的湿式石灰-石灰石法专利技术, 以日本和意大利为代表的湿式氨法专利技术, 以美国为代表的氧化镁脱硫工艺专利技术, 以英国为代表的碱式硫酸铝法专利技术, 以美国为代表的喷雾干燥法专利技术, 以美国和芬兰为代表的喷钙脱硫专利技术, 以德国为代表的循环流化床脱硫专利技术, 以及以美国为代表的荷电干式吸收剂喷射脱硫技术专利技术等。后四种脱硫技术属于干法脱硫技术。[5]国内外目前普遍采用的脱硫方法分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫 (即烟气脱硫) 三种。对微生物烟气脱硫技术进行了展望, 指出微生物烟气脱硫技术是实用性强、技术新颖的生物工程技术, 具有诱人的应用前景, 并设想将基因工程引入到烟气综合治理工程中去[6]。

结束语

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。可以腾出可观的环保容量, 对电网长远建设具有重要意义。在国家节能减排的关键时刻, 更要结合产业和产品结构的调整, 大力推行清洁生产, 加强技术改造, 促进资源节约和综合利用, 真正降低大中型火电厂烟气中二氧化硫排放水平[7]。

摘要：烟气脱硫是控制大气污染物排放、防止酸雨形成的重要措施, 是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式。简要介绍了脱除烟气中SO2的一些主要技术, 包括干法、半干法、湿法以及它们的优缺点, 其中湿法烟气脱硫应用最为广泛, 还介绍了一些国外的烟气脱硫新技术。

关键词：烟气脱硫,干法,半干法,湿法,新技术

参考文献

[1]蒋文举.烟气脱硫脱硝技术手册[M].北京:化学工业出版社, 2007.

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[6]Kowalska I, Malgorzata KK, Katarzrzyna MN, et al.Separation of anionic surfactants on urtrafiltration membranes[J].Desalination.2004

燃煤锅炉烟气脱硫技术浅析 第8篇

1 湿法脱硫

湿法脱硫法是利用吸收液吸收烟气中二氧化硫。本方法具有投资少, 操作简便, 脱硫效率高的特点。但通过湿法脱硫后的烟气, 其温度和湿度较大, 排放后会徘徊在烟筒周围, 不易扩散。湿法脱硫根据吸收液的成分不同可分为:氨脱硫法、钠脱硫法、钙脱硫法和双碱脱硫法等。

1.1 氨脱硫法

氨脱硫法是利用氨水为吸收剂吸收烟气中的二氧化硫, 其吸收率可以达到80%~90%, 反应的中间产物有硫酸铵和亚硫酸铵, 本方法适合于热点锅炉厂和氨资源丰富的地区。采用不同的方法处理中间产物, 回收硫酸铵、石膏和单体硫等副产物。

1.2 钠脱硫法

钠脱硫法利用的吸收剂是碳酸钠或氢氧化钠来吸收烟气中的二氧化硫。该方法的优点是对二氧化硫有很强的吸收能力, 且管道和设备不容易堵塞, 因此应用较多, 吸收后的吸收剂可通过无害化处理后排放, 也可以经过处理后生成Na2SO4晶体和Ca SO4·2H2O等副产物。

1.3 钙脱硫法

钙脱硫法又叫石灰—石膏法, 使用生石灰或消石灰的溶液作为吸收剂来吸收烟气中的二氧化硫, 经空气氧化后生产的亚硫酸钙转化为石膏。该方式的优点是产物可回收利用, 且吸收剂的价格较低, 也是国内应用较多的方法。

1.4 双碱脱硫法

双碱脱硫法利用氢氧化钠作为脱硫剂在塔内进行脱硫处理, 由于氢氧化钠的碱性极强, 吸收二氧化硫后的产物溶解度较低, 不易形成结晶而使管道堵塞。另外, 脱硫后生成的产物可以被氢氧化钙还原再生后循环使用。因此, 该方法极大的降低了药剂的使用费, 降低了投资和运行成本, 较适合中小型锅炉的脱硫改造。

2 干法脱硫

干法脱硫的吸附剂通常采用颗粒或者固体粉末。干法脱硫处理后, 由于烟道中的温度较高, 因此排放的气体较易扩散, 但由于设备庞大、造成投资高、脱硫效率低和技术复杂等不足。干法脱硫主要包括以下几种方法:活性炭法、催化氧化法以及还原法和活性氧化锰吸收法等。应用最多的是催化氧化法和活性炭法。

2.1 活性炭法

活性炭法主要是利用活性炭具有的强大吸附性和较大的比表面积特点, 来对烟气中SO2进行反应吸附的。根据活性炭在吸附设备中工作的状态不同, 可将其分为固定床活性炭脱硫法、移动床活性炭脱硫法和流动床活性炭脱硫法三种。经活性炭吸附设备处理后的, 活性炭上吸收了大量的硫酸产物, 需用水进行洗脱处理, 其吸收率达95%以上, 经洗脱后回收的产物为浓度在15%~18%的稀硫酸。

2.2 催化氧化法

2.2.1 燃烧后脱硫

催化氧化法是利用氧化铝为载体, 硫酸钾或五氧化二钒等物质为催化剂, 使烟气中的SO2氧化成无水或78%的硫酸。由于该方法需要高温下进行反应, 因此运行费用较高。但该技术处理效果较稳定, 因此对烟气中SO2浓度较高的锅炉通常使用该工艺。

2.2.2 燃烧过程中脱硫

该方法需在煤炭中加入固硫剂, 是煤炭燃烧过程中产生的硫化物与固硫剂反应, 生成硫酸盐, 使有害物质滞留在炉渣中而不进入烟气。本方法具有经济、高效、操作简单的优点, 无需增加脱硫除尘设备即可完成对二氧化硫的去除。

3 锅炉烟气脱硫存在的问题

3.1 烟气脱硫废液处置难

吸收液在烟气中吸收SO2后容易形成烟尘、硫酸废液等污染物, 这些污染物如不能无害化处理, 会造成二次污染。因此对处理后的废液应通过合理的方式进行回收或者无害化处置。目前, 我国的中小型锅炉烟气脱硫的废液处理收到诸多限制而不能很好的资源回用利用, 导致对环境的二次污染严重。

3.2 脱硫设备腐蚀严重

煤炭燃烧过程过程中会产生大量的SO2和SO。由于煤炭燃烧过程中会产生大量的水蒸气, 这些水蒸气与SO接触后容易产生硫酸雾。硫酸雾如遇到温度较低的环境时, 会凝结在脱硫设备的内壁上, 溶解在洗涤液中会使设备严重腐蚀, 造成机械设备的使用寿命缩短。因此, 应重视脱硫设备的防腐工作, 可以通过选择防腐材料来作为吸收塔的材料, 例如:不锈钢和陶瓷等, 或用在机械设备的内壁上涂上防腐的涂料。

3.3 设备结垢严重, 管路堵塞

脱硫设备容易形成结垢, 而导致设备管路的堵塞, 使设备不能正常的工作。设备结垢和堵塞的主要原因是烟气中的氧气将Ca SO氧化成为石膏, 且促使石膏达到饱和状态。这种结垢和堵塞现象在管道和吸收塔中经常发生, 为了避免这种自然氧化现象, 通常需要采用抑制氧化的措施进行控制。

3.4 缺乏技术创新, 依赖进口

对于我国这样一个发展中国家来说, 通常采取的一种方式就是从国外购买先进的设备, 然后逐步的研究, 逐步将国外的先进设备进行国产化。这种方式被认为是我国经济、技术现状所采取的最佳方式, 但是这种方式会导致我国锅炉烟气脱硫技术陷入被动依赖引进的状态, 缺乏自我创新能力, 只能模仿和学习国外的技术。

4 展望

我国虽然引进了一些国外的先进技术和设备, 但由于投资和运行成本较高, 导致先进的处理技术和设备, 不能在我国很好的推广使用。因此, 我国应加大自主的研发能力, 制造出适应我国当前国情和污染特征的锅炉烟气脱硫技术设备, 推动我国的经济又好又快的发展, 保护好我们的生活环境。

参考文献

[1]夏家喜.锅炉烟气脱硫技术发展方向探讨[J].能源与环境, 2011 (01) .

[2]刘畅, 赵桂锋.浅析锅炉烟气脱硫工艺[J].锅炉制造, 2004 (03) .

[3]宋玮, 安敬学.浅议烟气脱硫除尘治理及其产物应用[J].科技与企业, 2013 (01) .

我国燃煤烟气脱硫技术研究进展 第9篇

关键词：燃煤,二氧化硫,烟气脱硫,研究进展

我国是燃煤大国,能源消耗占世界的8～9 %,一次能源组成中燃煤占75 %,而SO2排放量的90 %来自于燃煤。据统计,每年燃煤排放的1314万吨SO2中,燃煤火电厂排放700万吨,占总量的53.3 %,工业锅炉排放510万吨,占38.8 %,工业窑炉排放104万吨,占7.9 %,因此,SO2治理的重点要放在控制火电厂、工业锅炉及窑炉等三大项烟气源的排放上。大气污染严重破坏生态环境、危害人体的呼吸系统、加大了癌症发病率, 甚至影响人类基因造成遗传疾病,1999～2006年SO2排放总量与工业SO2排放量见表1[1]。

目前全国火电厂二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的37 %,预计2010年将达到60 %[2]。煤燃烧过程中产生的SO2、CO2和NOx对环境造成了严重的污染, 其中大气中90 %的SO2、85 %的CO2、70 %的NOx都来自煤的燃烧。为此,国内外许多学者对控制燃煤污染排放进行了大量研究并取得了一定的成效,燃煤作为我国重要的能源,在相当长的时期内,以煤为主要能源的生产和消费结构不会改变,我国作为一个发展中国家,经济还比较落后,在环境与能源取得平衡以及采取可持续的发展路线,开发出高效、低成本的煤炭脱硫技术,将具有深远的经济意义和环保意义。

1 国内燃煤烟气脱硫技术现状

燃煤中硫的脱除可以从燃烧前、燃烧中(炉内脱硫)以及燃烧后三个阶段进行处理[3,4,5]。燃烧前脱硫的方式有化学脱硫法(如碱处理法、氧化法、溶剂萃取法)、微生物脱硫法、微波辐照脱硫法[6]、高梯度强磁分离煤脱硫技术[7]、静电选煤脱硫法[8]、选择性絮凝脱硫法、有机溶剂脱硫[9]以及生物脱硫法[10,11,12,13]等。燃烧中脱硫可以采取在燃煤中掺入固硫剂、炉内喷吸收剂脱硫以及循环流化床脱硫等方法。我国,目前主要集中在燃煤烟气脱硫。我国燃煤烟气脱硫技术起始于70年代初,已取得良好的成效。减少大气中SO2的含量对于缓解大气污染具有很重要的意义,大气污染破坏生态环境、危害人体健康,甚至影响人类基因造成遗传疾病,因此,开展烟气脱硫技术的基础研究与应用研究显得尤为重要。现就目前应用较为广泛的烟气脱硫技术进行介绍。

1.1 石灰石-石膏法

是目前应用最广泛、最多、最成熟的典型的湿法烟气脱硫技术。我国湿法烟气脱硫率可达98 %以上,接近100 %。国内采用此法脱硫的电厂主要有:重庆珞璜电厂一期、重庆珞璜电厂二期、太原第一热电厂、重庆电厂、杭州半山电厂、北京第一热电厂、陕西韩城第二电厂等。该工艺具有操作方便、原理简单、脱硫效率高(部分机组Ca/S接近1,脱硫效率超过90 %)、可应用于大容量机组、高SO2浓度条件、可利用率高(>90 %)、吸收剂来源广泛、价格也低廉、副产品石膏具有综合利用价值、运行和维护成本以及脱硫成本较低,是目前公认应用最广泛、技术最为成熟的脱硫技术[14].

1.2 喷雾干燥脱硫法(SDA法)

SDA 法是美国JOY公司和丹麦NIRO公司联合研制出的脱硫工艺。目前,国内采用此工艺的电厂主要有四川白马电厂和山东黄岛电厂等。此工艺脱硫效果不是太高(一般在70 %左右),适合于中、低硫煤的脱硫。四川白马电厂机组每台容量为200 MW,采用200目的生石灰(CaO纯度在60～70 %)处理含硫量在3.2 %左右的燃煤烟气(8000 m3/h),脱硫效率可达到80 %左右。山东黄岛电厂机组每台为210 MW,采用粒径4 mm纯度为70 %的生石灰处理含硫量为1.86 %的燃煤(烟气为300000 m3/h,炉后抽出部分烟气)脱硫效率为70 %左右。SDA工艺的特点:(1)工艺简单,操作简便安全;(2)维护费用低;(3)腐蚀性小,可采用普通碳钢制造;(4)采用静电除尘器或布袋除尘器;(5)过程无废水产生;(6)压降低,能耗少,符合当前节能减排的要求;(7)可适用于低、中、高硫煤[15]。

1.3 炉内喷钙尾部增湿活化法(L IFAC法与L IMB法)

LIFAC法由芬兰IVO公司和TAMPELLA公司联合开发的基于炉内喷钙技术基础上发展起来的新型烟气脱硫工艺。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20～30% ,而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器,并喷水增湿,促进脱硫反应,脱硫效率可达到70～75 %。LIFAC法比较适合中、低硫煤,其投资及运行费用具有明显优势, 较具竞争力,比较适合中小容量机组和老电厂的改造。LIMB法与LIFAC法实质相同,只是增加了多级燃烧器以控制NOx的排放,分级送风燃烧的采用使得局部温度降低,既可减少NOx的生成, 还可以使钙基脱硫剂避免受炉内高温烟气的影响,减少了脱硫剂表面的“死烧”,增加了反应表面积,提高了脱硫效率,国内主要在辽宁抚顺电厂和南京下关电厂应用,该工艺具有操作简单、占地面积少、脱硫率中等、吸收剂消耗量大,主要应用于低硫煤。辽宁抚顺电厂用此法,用石灰石处理480000 m3/h烟气量(燃煤含硫量为0.54 %),脱硫效率仅为40 %左右。南京下关电厂应用该套装置处理含硫量为0.92 %燃煤,处理烟气量2×544000 m3/h,脱硫效率约75 %[16]。

1.4 海水脱硫法

海水脱硫工艺是利用海水的碱度和水化学特性达到脱除烟气中SO2的方法,可用于燃煤含量硫不高并以海水作为循环冷却水的沿海电厂。海水脱硫的原理是在脱硫吸收塔内用海水作为脱硫剂逆行喷淋洗涤,烟气中的SO2被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放,吸收SO2被海水吸收并在洗涤液中发生水解和氧化作用,洗涤液引入曝气池,通过提升pH抑制SO2的溢出。经曝气处理使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-并使海水的pH值与COD调整达到排放标准后排放大海。此套工艺一般适用于海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂,海水脱硫工艺简单、无结垢、堵塞现象,吸收剂来源充足、可用率高,无脱硫灰渣产生,脱硫效率达90 %以上。高、中、低硫煤均可以采用,但对于内陆电厂,推广使用不太现实,深圳西部电厂采用该套工艺用天然海水处理含硫量在0.75 %的燃煤,脱硫效率在90 %以上[17]。

1.5 荷电干式喷射法

采有该工艺的国内电厂主要有山东德州热电厂、杭州钢铁集团第二热电厂、广州造纸有限公司自备电厂和兰化热电厂等。该套工艺具有占地少、投资成本低、运行费用较低、脱硫率中等等特点,主要适用于中、低硫煤,山东德州热电厂利用该套装置处理含硫1.0%的燃煤脱硫率达到70 %左右。

1.6 电子束照射法(EBA法)

EBA法是一种较新的脱硫工艺,其原理为:在烟气进入反应器之前先加入氨气,然后在反应器中用电子加速器产生的电子束照射烟气,使水蒸气与氧等分子激发产生氧化能力强的自由基,这些自由基使烟气中的SO2和NOx很快氧化,产生硫酸与硝酸,再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵化肥,由于烟气温度高于露点,不需再热[18]。EBA法是一种干法处理过程,无废水废渣产生,脱硫率与脱硝率可分别达到90 %和80 %以上。操作简单、过程易于控制、对不同含硫量的烟气和烟气量的变化有较好的适应性和负荷跟踪性,副产物可以作为化肥,脱硫成本较低。国内成都热电厂采用该套装置处理含硫量2.0 %的燃煤,脱硫率达80 %左右。

1.7 氨水洗涤法脱硫工艺

该脱硫工艺采用氨水作为脱硫吸收剂与进入吸收塔的烟气接触混合,烟气中SO2与氨水反应生成亚硫酸铵,经与鼓入的强制氧化空气进行氧化反应,生成硫酸铵溶液,经结晶、离心机脱水、干燥器干燥后即制得硫酸铵。该法脱硫效率高,能满足任何地方环保的要求,整个系统不产生废水或废渣、能耗低、符合节能目标、运行可靠性高和适用性广。华东理工大学已经完成2.5000 kW机组烟气氨酸法脱硫中试[19]。

1.8 烟气循环流化床脱硫工艺(CFB-FGD)

循环流化床脱硫技术是一种使高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触的技术。其原理是:在循环流化床中加入脱硫剂石灰石以达到脱硫的目的。由于流化床具有传质和传热的特性,所以在有效吸收SO2的同时还能除掉HCl和HF等有害气体.用此法可处理高硫煤,当nCa:nS为1～1.5时,脱硫效率能达到90 %～97 %。CFB-FGD工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂,也可采用其它对SO2有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。目前,科林公司与国际知名公司合作开发的循环流化床烟气脱硫技术已申报国家专利并在赤峰热电厂锅炉130 t/h上应用,处于试运行阶段。

1.9 脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫(PPCP法)

PPCP法是靠脉冲高压电源在普通反应器中形成等离子体产生高能电子(5～20 eV), 由于只提高电子温度,而不是提高离子温度,能量效率比EBA高2倍。此工艺设备简单、操作简便、投资是EBA法的60 % ,因此,成为国际上干法脱硫脱硝的研究前沿,而且该工艺还具有脱硝能力,高能电子可以激活、裂解、电离烟气分子,产生OH、O、HO2等多种活性粒子和自由基。在反应器里烟气中的SO2、NO被活性粒子和自由基氧化为高价氧化物SO3、NO2并与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3,在有NH3或其它中和物存在的情况下生成(NH4)2SO4/HN4NO3的气溶胶,再由收尘器收集,具有有害污染物清除彻底、不产生二次污染等优点。

1.10 其它脱硫方法

近些年,随着人们环保认识的加强,又开发出一些新的脱硫方式,如“筛网式”脱硫装置、“新型筛板塔式除尘脱硫装置”、“旋流板塔”、“水膜除尘简易湿式脱硫装置”、“湿式-曝气除尘”、烟道喷淋除尘脱硫和排气净化串联法、“湿式脱硫除尘器”以及水膜式脱硫除尘设备等。这些设备都具有操作较为简单、占地面积少、脱硫率中等以及集脱硫与除尘于一身的特点,适用于现有的燃煤脱硫处理。

2 烟气脱硫的关键技术

为了使烟气中SO2降到更低标准,以符合国家有关规定,必须加强烟气脱硫关键技术研究。

2.1 因地制宜的选择脱硫工艺及相关设备

尽管目前通过引进消化并自主创新已产生很多新型的烟气脱硫技术,但每一种脱硫工艺并不是万能的,如海水脱硫法在深圳西部电厂脱硫效率很好,如果照搬到内地进行烟气脱硫肯定起不到应有的脱硫效果,因此,我们要因地制宜的进行脱硫工艺的选择。在选择好脱硫工艺后,再根据实际需要对设备做出选型。此外,我们还要根据燃煤中硫的含量选择不同的脱硫工艺。

2.2 烟气连续测量装置(CEM) 问题

没有监督就没有减排的持久效果。为了满足CEM测量的准确性,必须要有足够的直管段使烟气流动在测量区脱离紊流而处于平流状态。如果没有这个条件,测量结果的准确性,特别是不同负荷工况下的稳定性就无法保证。不少电厂,特别是第一时段投产的电厂没有预留脱硫条件。目前,一般把CEM 安装在水平烟道上,但由于水平烟道缺乏足够的直管段,因此,解决不了问题。在国外,不少装在烟囱的80m高的平台上,通过电梯解决平时维护问题,但由于投资较大因此,在国内目前还很难实现,这是需要我们研究的又一重要问题[20]。

2.3 副产物综合利用

在选择石膏湿法以及双碱法脱硫时,会存在脱硫副产物综合利用的问题。如果大规模采用石膏法或双碱法进行脱硫时,副产物的综合利用也是我们需要解决的关键问题之一。

2.4 开展基础与应用研究

目前,大部分的脱硫工艺脱硫率在90 %以下,因此,还有超过10 %左右的SO2会通过烟囱排放到大气中,造成酸雨的形成。我国每年因酸雨造成的直接经济损失就达成百上千亿,除此之外,大量的SO2排放还会导致人体的伤害,如呼吸道疾病、癌症的诱发等。因此,减少工业SO2及其它有毒有害废气的排放也是当前亟待解决的问题。

3 当前烟气脱硫技术中存的问题及解决措施

3.1 烟气脱硫技术和设备国产化问题

我国90年代后建成的烟气脱硫装置和大型工业示范性工程,脱硫技术与设备绝大多数是引进国外的。目前国内正规且有能力的脱硫公司和脱硫服务公司较少,差不多每家公司都依托一家或多家国外脱硫公司作为其技术服务,脱硫关键技术及设备设计一直被国外市场占据。随着我国对烟气脱硫工艺的重视以及国家对环境保护治理的加强,具有自主知识产权的脱硫关键技术及相应设备成为当前烟气脱硫工作的重点,我国现有烟气脱硫设备总体上运转效率差,设备安装后未经使用的约占15 %,设备运行不正常或带病运行的约占40 %,设备效果差或无效果的约占35 %,设备稳定正常运行的仅占10 %左右,为了扭转当前的局面,需从加强脱硫工艺研究以及自主研发设备等方面入手。

3.2 脱硫技术自身存的不足

脱硫效率较低是当前最为明显的不足,干法脱硫效率为40 %～60 %,湿法为60 %～80 %;造成大量二次污染。另外,脱硫产生的废渣和废水处理也是一个很严重的问题,存在许多难于处理的污染物。此外,设备结垢及腐蚀严重,各种碱性脱硫剂对金属烟道、烟囱及锅炉铺机直接造成严重腐蚀导致运行费用较高、设备不稳定。目前,干法脱硫费用为3～5元/t,而湿法则高达5～7元/t.运行利率低、烟气中SO2没有完全回收利用也是当前大多烟气脱硫设备的不足,为了解决这些问题,笔者认为可以通过加强脱硫工艺的研究、脱硫工艺优化以及开发稳定、高效的脱硫装置成为当务之急。

3.3 脱硫成本和产物综合利用问题

目前,脱硫成本一直居高不下,很多企业为了节约生产成本,任凭大量SO2和废气废渣直接排放到环境中,给环境综合治理带来极大的压力。由国外引进的烟气脱硫装置其设备投资和运行费用高,如我国重庆珞璜电厂引进的“石灰石-石膏法”烟气脱硫装置投资约4000万美元,每年还需运行费4000万元人民币,脱硫运行成本为1100元/tSO2,设备建设费用占整个电厂投资总费用高达16 %。另一方面,国内外目前应用的主要烟气脱硫技术,都会存在产物无出路、不得不作为固体废弃物抛弃的问题。如重庆珞璜电厂一期工程每年就有25万t固体物排放.为了从根本上解决这些问题,可以大力开展燃烧前脱硫工艺研究,如采用浸渍法或生物脱硫等高新技术来脱除燃煤中硫,使硫(无机硫与有机硫)的含量降到最低。此外,加强副产物综合利用的研究,为副产物综合利用寻求一些新的途径。

3.4 大力发展无污染替代燃料

燃煤作为一个不可再生资源,过度开采将会导致能源的过早枯竭,为此,开展无污染的新型能源将是我国能源发展的一个重要方向。我国作为一个水能资源极为丰富的国家,大力研究与开发水能以及其它可再生能源如太阳能、生物质能、风能、地热能和海洋能和不可再生的能源如核燃料等都将会大大减轻能源危机,同时也会在很多程度上减少因消耗能源过程中对环境产生的大量污染物排放,对实现能源的可持续发展也将起到举足轻重的作用。

3.5 燃煤转化技术

将低燃煤品质的燃煤转化成燃气、燃油等具有低污染性质的高品质能源也是一个发展方向。我国作为一个富煤、贫油、少气的国家,大力开展煤炭转化工作对改善能源结构具有重要的意义。目前国内的煤炭气化、液化技术已经成熟,可显著降低有害物质排放。煤液化又是利用丰富的煤炭资源缓解石油紧张的一条有效途径。此外,水煤浆新型技术可以将灰分很低而挥发分很高的煤研磨成细微煤粉,按煤水比例,添加分散剂和稳定剂后制成的流体燃料。由于灰分少、硫分少,燃烧效率高,燃烧温度低,可明显降低SO2和氮氧化物排放。

4 前景与展望