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锅炉脱硫塔除尘器

2017/08/09

锅炉脱硫塔除尘器
一、低NOx燃烧技术(LNB )

通过特殊设计的燃烧器结构(LNB)及改变通过燃烧器的风煤比例,以达到在燃烧器着火区空气分级、燃烧分级或烟气再循环法的效果。在保证煤粉着火燃烧的同时,有效地抑制NOx的生成。
    · 可调浓淡分离挡块实现浓淡低NOx稳定燃烧;
   · 浓形钝体强化着火,降低NOx排放的同时提高燃烧效率;
   · 特有调节风技术保证煤种适应性;
   · 偏置周界风设计做到控制NOx和防结焦兼顾。
   二次风大小切圆燃烧技术

   · 一次风小切圆或反切布置;
   · 二次风大切圆布置;
   · SOFA上下左右均可摆调节。
   空气分级燃烧技术、燃料再燃技术 将燃烧区域分为两个燃烧区域:
   · 一次燃烧区域:燃烧处在欠氧调节下,燃料NOx的生成得到充分抑制;
   · 二次燃烧区域:逐级补足燃烧所需空气,保证煤粉燃尽。
二、选择性催化还原法SCR
选择性催化还原法(SelectiveCatalyticReduction,SCR)是指在催化剂的作用下,利用还原剂(如NH3、液氨、尿素)来有选择性地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2和H2O。
SCR(选择性催化还原)脱硝技术是指在催化剂和氧气的存在下,在320℃~427℃温度范围下,还原剂(无水氨、氨水或尿素)有选择性地与烟气中的NOx反应生成无害的氮和水,从而去除烟气中的NOx,选择性是指还原剂NH3和烟气中的NOx发生还原反应,而不与烟气中的氧气发生反应。
   在SCR脱硝过程中,通过加氨可以把NOx转化为空气中天然含有的氮气(N2)和水(H2O),其主要的化学反应如下:
  · 4NO + 4NH3 + O2 → 4N2 + 6H2O (5-1)
   · 6NO + 4NH3 → 5N2 + 6H2O (5-2)
   · 6NO2 + 8NH3 → 7N2 + 12H2O (5-3)
   · 2NO2 + 4NH3 + O2 → 3N2 + 6H2O (5-4)
   在没有催化剂的情况下,上述化学反应只在很窄的温度范围内(850~1100℃)进行,采用催化剂后使反应活化能降低,可在较低温度(300~400℃)条件下进行。而选择性是指在催化剂的作用和氧气存在的条件下,NH3优先与NOx发生还原反应,而不和烟气中的氧进行氧化反应。   在选择性催化还原系统中,一般由氨的储存系统、氨和空气的混和系统、氨喷入系统、反应器系统及监测控制系统等组成,对火电厂来说,SCR反应器一般安装在锅炉省煤器与空预器之间,因为此区间的烟温刚好适合SCR脱硝还原反应,氨则喷射于省煤器与SCR反应器之间烟道内的适当位置,使其与烟气混合后在反应器内与NOx反应。催化剂安放在一个像固体反应器的箱体内。催化剂单元通常垂直布置,烟气由上向下流动。
三、选择性非催化还原法SNCR
SCR技术的催化剂费用通常占到SCR系统初始投资的40%左右,其运行成本很大程度上受催化剂寿命的影响,选择性非催化还原法脱硝技术应运而生。选择性非催化还原法(Selective Non-Catalytic Reduction,SNCR)技术是一种不用催化剂,在850℃~1100℃范围内还原NOx的方法,还原剂常用氨或尿素,最初由美国的Exxon公司发明并于1974在日本成功投入工业应用,后经美国Fuel Tech公司推广,目前美国是世界上应用实例最多的国家。
   该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃~1100℃的区域后,迅速热分解成NH3和其它副产物,随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。其反应方程式主要为:
    · 4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O (5-6)
   · 4NH3+2NO+2O2→3N2+6H2O (5-7)
   · 8NH3+6NO2→7N2+12H2O (5-8)
   而采用尿素作为还原剂还原NOx的主要化学反应为:
   · (NH2)2CO→2NH2+CO (5-9)
   · NH2+NO→N2+H2O (5-10)
   · CO+NO→N2+CO2 (5-11)
   SNCR还原NO的反应对于温度条件非常敏感,炉膛上喷入点的选择,也就是所谓的温度窗口的选择,是SNCR还原NO效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为850℃~1100℃,并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时,由于停留时间的限制,往往使化学反应进行不够充分,从而造成NO的还原率较低,同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气的逃逸,遇到SO2会产生NH4HSO4和(NH4)2SO4,易造成空气预热器堵塞,并有腐蚀的危险。而当反应温度高于温度窗口时,NH3的氧化反应开始起主导作用:   4NH3+5O2→4NO+6H2O (5-12)从而,NH3的作用成为氧化并生成NO,而不是还原NO为N2。如何选取合适的温度条件同时兼顾减少还原剂的泄漏成为SNCR技术成功应用的关键。   典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置以及相应的控制系统组成。它的工艺简单,操作便捷,尤其适用于对现役机组的改造。又因它不需要催化剂床层,而仅仅需要对还原剂的储存设备和喷射系统加以安装,因而初始投资相对于SCR工艺来说要低得多。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%~60%,且大多用作低NOx燃烧技术后的二次处置。   影响SNCR还原NO的化学反应效率的主要主要因素包括以下几点:   (1)温度对SNCR的还原反应的影响   温度对SNCR的还原反应的影响最大。当温度高于1100℃时,NOx的脱除率由于氨气的热分解而降低;温度低于800℃以下时,NH3的反应速率下降,还原反应进行得不充分,NOx脱除率下降,同时氨气的逸出量可能也在增加。由于炉内的温度分布受到负荷、煤种等多种因素的影响,温度窗口随着锅炉负荷的变化而变动。根据锅炉特性和运行经验,最佳的温度窗口通常出现在折焰角附近的屏式过热、再热器处及水平烟道的末级过、再热器所在的区域。   (2)还原剂在最佳温度窗口的停留时间   还原剂在最佳温度窗口的停留时间越长,则NOx的脱除效果越好。NH3的停留时间超过1s则可以出现最佳NOx脱除率。尿素和氨水需要0.3s~0.4s的停留时间以达到有效的NOx脱除效果。   (3)SNCR工艺所用的还原剂类型   SNCR工艺所用的还原剂及制备方法与SCR工艺相同,主要是NH3和尿素。为了获得理想的NOx脱除效率,还原剂的用量(化学当量)比SCR工艺要大。大多数过量的还原剂分解为氮气和CO2,但是,也有微量的氨和CO会残留在尾气中,造成氨的泄漏问题。其中氨的泄漏量一般小于2.5×10-5,比较好的情况下可以小于1×10-5。在用尿素作还原剂的情况下,其N2O的生成几率要比用氨作还原剂大,这是因为尿素可分解为HNCO,而HNCO又可进一步分解生成为NCO,而NCO可与NO进行反应生成氧化二氮:NCO+NO→N2O+CO (5-13)   为了提高SNCR对NOx的还原效率,降低氨的泄漏量,必须在设计阶段重点考虑以下几个关键的工艺参数:燃料类型、锅炉负荷、炉膛结构、受热面布置、过量空气量、NO浓度、炉膛温度分布、炉膛气流分布以及CO浓度等。
四、SNCR-SCR组合脱硝技术
 SCR工艺是在一定温度和催化剂的作用下,有选择的将烟气中的NOx去除,生成N2,该工艺脱硝效率在80%~90%,脱硝效果高,但运行成本高,SNCR工艺以炉膛作为反应器,将还原剂在适合温度下与NOx反应,从而完成脱销过程,该工艺投资低,但效率却不如SCR工艺。   SNCR-SCR联合工艺,综合了SNCR与SCR的技术优势,扬长避短,在SNCR的基础上,与SCR相结合,可达到90%以上的脱硝效率,并降低运行费用,节省投资。   
■ SNCR-SCR脱硝性能保证   
脱硝效率:≥90%   NH3逃逸率:<3ppm Br=""> 烟气阻力增加值:≈220pa   ■ SNCR-SCR脱硝技术原理   CO(NH2)2+2NO=2N2+CO2+2H2O   CO(NH2)2+H2O=2NH2+CO2   NO+NO2+2NH3=2N2+3H2O   4NO+4NH3+O2=4H2+6H2O   2NO2+4NH3+O2=3H2+6H2O
 
五、石灰石-石膏湿法脱硫
石灰石-石膏湿法脱硫技术采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气进行化学反应,最终反应产物为石膏。同时去除烟气中部分其他污染物,如粉尘、 HCI 、 HF 等。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴,经热交换器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。该技术采用单循环喷雾空塔结构,具有技术成熟、应用范围广、脱硫效率高、运行可靠性高、可利用率高,有大幅度降低工程造价的可能性等特点。  
     反应机理
   · SO2 + H2O → H2SO3 吸收
   · CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和
   · CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化
   · CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3.1/2H2O 结晶
   · CaSO4 + 2H2O → CaSO4.2H2O 结晶
   · CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 PH 控制   
性能保证:   · FGD的脱硫效率≥95%   · 钙硫比Ca/S(摩尔比)不大于1.05   · 烟气脱硫系统可利用率不低于98%   · 压降:800--1200Pa   · 除雾器后烟气含湿量:小于75mg/Nm3   · 负荷变化范围:30-130%   · 电力消耗量:约机组容量的L.0%一L.2%
六、钠-钙双碱法烟气脱硫技术
钠-钙双碱法[NaOH或Na2CO3/Ca(OH)2]脱硫工艺,是在石灰石-石膏法的基础上结合钠碱法发展起来的一种目前国内成熟的脱硫工艺。其是利用钠盐易溶于水来吸收烟气中的SO2, 然后利用石灰粉再生脱硫液。由于整个反应过程是液气相之间进行, 吸收速率高,液气比低,吸收剂利用率高,投资费用省,运行成本低。脱硫反应过程为烟气与脱硫吸收塔内若干层数十支喷嘴喷出的细微雾化液滴进行充分汽液混合接触,使烟气中SO2被脱硫液充分吸收、反应,达到脱尘除SO2的目的,经脱硫洗涤后的烟气再经脱硫吸收塔顶部除雾器脱水后进入烟囱排入大气。脱硫循环液经塔底管道流入沉淀池,上清液经上部溢出进入反应再生池,在池内与石灰乳液进行再生反应,再生液流入泵前循环槽补入Na2CO3,由泵打入脱硫塔顶部脱除SO2循环使用。脱硫产物经氧化最终是石膏浆CaSO4。
反应机理   吸收反应:   · Na2CO3 + SO2 → Na2SO3 + CO2↑   · 2NaOH + SO2 → Na2SO3 +H2O   · Na2SO3 + SO2 + H2O → 2NaHSO3   吸收剂再生反应:   · CaO+H2O→Ca(OH)2   · Ca(OH)2 + Na2SO3 → 2NaOH + CaSO3
七、氧化镁法脱硫技术
氧化镁脱硫技术是一种前景较好的脱硫技术。该工艺较为成熟,投资少、结构简单、安全性能好,并且能够减少二次污染;脱硫剂循环利用,降低了脱硫成本,能够带来一定的经济效益。相对于钙法脱硫而言,避免了简易湿法存在着的一系列问题,比如管路堵塞、烟温过低、烟气带水和存在二次水污染等等。同时与较为完整的石灰石/石膏法相比,占地面积小、运行费用低、投资额大幅减小,综合经济效益得到很大的提高。   氧化镁法脱硫的反应机理   氧化镁的脱硫机理与氧化钙的脱硫机理相似,都是碱性氧化物与水反应生成氢氧化物,再与二氧化硫溶于水生成的亚硫酸溶液进行酸碱中和反应,氧化镁反应生成的亚硫酸镁和硫酸镁再经过回收SO2后进行重复利用或者将其强制氧化全部转化成硫酸盐制成七水硫酸镁。
脱硫过程中SO2吸收塔内主要化学反应   · MgO+H2O=Mg(OH)2   · Mg(OH)2+SO2=MgSO3+H2O   · MgSO3+H2O+SO2=Mg(HSO3)2   · MgSO3+1/2O2=MgSO4   当对副产物进行强制氧化制MgSO4•7H2O出售时的反应   · MgSO3+1/2O2→MgSO4   · MgSO4+7H2O→MgSO4•7H2O   镁法脱硫的反应产物是亚硫酸镁,综合利用价值很高。一方面我们可以进行强制氧化全部生成硫酸镁,然后再经过浓缩、提纯生成七水硫酸镁进行出售,另一方面也可以直接煅烧生成纯度较高二氧化硫气体来制硫酸。同时回收氧化镁粉末。
七、氨法脱硫脱硫技术
氨法脱硫是一种高效、低耗能的湿法脱硫方式,脱硫过程是气液相反应,反应速率快,吸收剂利用率高,能保持脱硫效率95—99%。 氨在水中的溶解度超过20%。   氨法具有丰富的原料。氨法以氨为原料,其形式可以是液氨、氨水和碳铵。目前我国火电厂年排放二氧化硫约1000万吨,即使全部采用氨法脱硫,用氨量也不超过500万吨/年,供应完全有保证。   氨法的最大特点是 SO2的可资源化,可将污染物SO2回收成为高附加值的商品化产品。副产品硫铵是一种性能优良的氮肥,在我国具有很好的市场前景。   江南氨回收法是湿式氨法的一种。1995年氨法技术作为国家重点科技攻关项目列入"十五"863计划;1998年公司成立了专门的环保研究所进行技术攻关;2000年我们研制的第1台简易氨法脱硫装置通过江苏省科技成果鉴定。此后公司通过与多家科研院校的密切合作,在简易氨法的基础上逐步发展成现在的氨回收法,并在天津碱厂、云南解化、亚能天元等项目上成功运行1年以上,各项指标均达到了预期效果。
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