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1、燃煤锅炉烟气脱硫脱硝技术简介电力工程设计院2012.02.10燃煤锅炉烟气脱硫脱硝技术简介在我国的能源结构中，煤炭占主要地位，我国的煤炭蕴藏量大，产量高，储量居世界第三位，产量居世界第一位。在煤炭、石油、水力、核能、风能等能源品种中，煤炭是我国国民经济和人民生活最主要的能量来源。在今后相当长的时期内，中国能源发展的特点，仍以煤炭发电为主。燃煤向大气排放的多种污染物中，酸性气体的排放是现阶段防治的重点。由于燃煤而向大气排放的酸性气体(主要是SOx和NOx)使我国降水pH值小于5. 6的区域迅速扩大，已占国土面积的40%，而且都在我国经济发达地区。据测算，每年因此造成的经济损失非常巨大。 电力工业
2、在煤炭消耗和向大气排放污染物方面都是大户，对于治理环境，减少燃煤电厂的SOx和NOx排放就成了重点控制对象。火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011污染物排放控制要求： 自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。一、 烟气脱硫脱硝原理及系统气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。如果吸收过程不发生显著的化学反应，单纯是被吸收气体溶解于液体的过程，称为物理吸收物理吸收速率较低，在现代烟气中很少单独采用物理吸收法。若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应，则称为化学吸收， 在化学吸收过程中，被吸收气体与液体相组分发生化学
3、反应，有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力，即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气相分压。因此，化学吸收速率比物理吸收速率大得多。因此，烟气脱硫脱硝技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫脱硝，技术上比较成熟，操作经验比较丰富，实用性强，已成为应用最多、最普遍的烟气脱硫脱硝技术。1.1烟气脱硫燃烧后脱硫技术即烟气脱硫技术（ FGD ），按工艺特点可分为湿法、半干法和干法三大类。以湿法烟气脱硫为代表的工艺有：石灰/石灰石一一石膏法、双碱法、氨吸收法、海水法等；其特点是：技术工艺成熟、脱硫效率高(90%以上)，且脱硫副产品大都可回收利用，但其投资和运行费用较高。
4、在我国燃煤火力电厂主要采用传统的石灰/石灰石一一石膏湿法脱硫工艺。原理：系统：烟气途经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH降温后被引入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷淋层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触，可脱除SO2，SO3，每个泵通常与其各自的喷淋层采用单元制连接。与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏( CaSO42H2O)，并消耗吸收剂石灰石。在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器(
5、作为一级脱水设备)、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46 55 ，此时所含水蒸气呈饱和状态。要通过GGH再换热设备将烟气加热到80以上后排放到烟囱，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。1.2烟气脱硝 烟气脱硝常采用选择性催化还原法（SCR）， 此法以NH3，作还原剂，在催化剂的作用下，NH3在较低的温度下有选择的地将废气中的NO2还原成N2，而不同尾气中的O2反应
6、。原理： 催化剂4NO+4NH3+O2 4N2+6H2O 催化剂NO+NO2+2NH3 2N2+3H2O一般通过使用适当的催化剂，上述反应可以在200450的温度范围内有效进行，在NH3/NO=1的情况下，可以达到8090%的脱硝效率。烟气中的NOX浓度通常是低的，但是烟气的体积相对很大，因此用在SCR装置的催化剂一定具有高性能。用在这种条件下的催化剂完全满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。系统：SCR烟气脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术,每台机组装设2台脱硝反应器，布置在省煤器之后、空预器之前的空间内（炉后）。根据脱硝效率的不同要求，脱硝装置按2+1（或1+2）布置，即2层运行1层
7、备用（1层运行2层备用），催化剂采用蜂窝式或板式。脱硝装置入口采用垂直长烟道布置，喷氨栅格布置在入口垂直烟道内。脱硝装置共分为2个区：氨区、反应器区。氨区主要由卸料压缩机、储氨罐、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、氨气稀释槽、废水泵、废水池等组成。此套系统提供氨气供脱硝反应使用。液氨的供应由液氨槽车运送，利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入储氨罐内，利用液氨自身重力和压差将储槽中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制一定的压力及其流量，然后送达反应器区的氨/空气混合器，与稀释风机提供的稀释空气混合均匀，然后通过喷氨栅格喷入反应器。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水
8、池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。反应器区主要包括：脱硝钢结构平台及扶梯、氨/空气混合器、稀释风机、喷氨栅格、SCR反应器、反应器进口烟道、反应器出口烟道等。SCR反应器为2个由钢板围成的壳体。内部布置有导流板、整流栅格、碎灰装置、桁架、催化剂、催化剂支撑梁、加强筋、起吊导轨、吹灰器等装置。液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽，再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进人锅炉区，通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应，SCR反应器设置于空气预热器前，氨气在SCR反应器的上方，通过特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合，混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。二、 烟气脱
9、硫脱硝装置造价2.1烟气脱硫费用近年来我国脱硫设备的单位造价为80-100元/千瓦左右。宏伟热电厂装机容量40万千瓦(锅炉装机折算)计算：100x40x104=4000万元；2.2烟气脱硝费用按照国内烟气脱硝设施单位平均造价约200元/千瓦估算：油田热电厂装机容量60万千瓦计算：200x60x104=12000万元；宏伟热电厂装机容量40万千瓦(锅炉装机折算)计算：200x40x104=8000万元.三、 安装场地空间布置3.1烟气脱硫布置 脱硫装置与主体工程不同步建设需要预留脱硫场地时，且当电厂留有扩建的可能性时，脱硫装置不宜布置在该机组的扩建端。脱硫场地预留在紧邻锅炉引风机后部烟道及烟囱的
10、外侧区域。场地大小根据将来可能采用的脱硫工艺方案确定。在预留场地上不应布置不便拆迁的设施。并且一般2台机组的脱硫装置成对称布置，形成炉后标准长方形布置区域。该区域一般未进行过优化，故占地面积较大。当老厂改造机组需要有脱硫装置时，需要在老厂地形复杂及地区狭窄布置脱硫装置，整个布置尽可能利用老厂的位置布置整套脱硫装置，并满足工艺要求，其布置尺寸成多种几何形状布置，为非标准布置方式，此时更应考虑运行费用低；方便施工，有利维护检修等要求。实例：北京第一热电厂4台410t/h锅炉湿法FGD布置研究 国内已运行的200MW机组等级湿法FGD装置是北京第一热电厂4台410t/h高压锅炉带2套湿法烟气脱硫装置
11、。该厂先上#3, #4炉合用的1套湿法烟气脱硫装置，1998年由当时的斯坦米勒公司设计，2000年投产。随后设计的#1, #2炉合用1套湿法烟气脱硫装置，由国内脱硫公司-龙源公司设计，2003年7月15日投产。由于2台机组合用1套脱硫装置，故总烟气量80万Nm3/h,相当于200MW机组配锅炉烟气量。 由于2套脱硫装置布置基本相同，故仅以 #3，#4炉共用的湿法烟气脱硫布置为例进行研究。 该电厂2套湿法烟气脱硫装置设计采用湿磨制粉系统，带烟气再热器，因此，布置必须考虑厂内制粉车间的布置及烟气再热器的布置。北京第一热电厂3、4号炉湿法烟气脱硫装置占地脱硫方式机组容量（相当于1x200MW）整个脱
12、硫装置占地93x57 =5301 m2脱硫电气控制楼占地1724=408 m2 其中：石灰石制备、石膏脱水和废水处理楼占地（布置在一个楼内）4712=564m2脱硫装置全部设备及建筑物均布置在新建240m烟囱外侧至烟囱以北的主厂房区环形道路之间并集中在#3, #4炉烟道一带的场地上。脱硫场地长93m，宽57m。 脱硫区布置吸收塔（直径11.1 m）、烟气再热器和动叶可调轴流风机做增压风机。 FGD电气控制楼：主体4层，占地408m2 (17m24m)，建筑面积1772 m2。底层为循环泵房、6kV配电装置室、变压器室；2层布置电缆夹层，层高3 m；3层是电子间、0.4kV配电间、蓄电池间、办公
13、室；4层布置控制室、工程师室、空调机房。 FGD工艺楼（石灰石制备、石膏脱水和废水处理楼在一个楼内。占地564m2 (47m12m)，共有建筑面积约2046m2。该石灰石制备共2层（为地下室2层），石膏脱水和废水处理共7层，部分地下室1层，石膏脱水间在废水处理的顶层，直接与石膏储仓相接。为了石膏的综合利用，配置了1套石膏板生产设备，包括石膏炒制车间和石膏制板车间。其中石膏炒制车间布置在脱硫场地上，而制板车间因场地所限而布置在老厂区化学水处理车间以北，石膏制板车间距离脱硫区约400m。 由于整个湿法FGD为2台410t/h锅炉用，并且长度方向基本和2台炉宽度基本相同，宽度方向虽经过压缩,但占地仍
14、然较大,该电厂相当于1台200MW机组或2台100MW机组上脱硫装置, 平均占地为 26.55m2/ MW。3.2烟气脱硝布置脱硝装置采用高尘布置方案，即脱硝装置布置在炉后，串联在锅炉省煤器与空预器之间，主要设备布置需要与锅炉厂结合，解决脱硝方案引起的锅炉钢架的变化对锅炉安全性的影响。同时，对于增加脱硝装置，而对锅炉及空气预热器的影响，也需进行评估并进行必有的改造。四、 烟气脱硫脱硝运行成本4.1烟气脱硫运行成本：包括以下几个部分：石灰石成本；用水量成本；用电成本；人工维护成本；备品备件及材料费用等部分。4.2烟气脱硝运行成本：主要由氨气成本、电耗成本、蒸汽成本、催化剂成本；人工维护成本；备品备件及材料费用；检修维护费用组成。目前国内烟气脱硫脱硝基本运行费用为1:1，按已投入运行电厂单位成本合计为0.03元/千瓦时计算：油田热电厂年发电量按36亿千瓦时(热电折算)：0.03x36x109=10800万元宏伟热电厂年发电量按13亿千瓦时(热电折算)：0.03x13x109=3900万元.3
