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浅谈烟气除尘脱硝脱硫在电厂的同步应用
时间:2020-09-04 13:54 点击次数:

在我国的电能结构中,基于燃煤的火力发电是主要发电方式,可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时,如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气除尘脱硝脱硫技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。
1.干法烟气脱硝脱硫技术在电厂的应用
所谓干法烟气脱硫,是指脱硫的最终产物是干态的。主要有炉内喷钙尾部增湿活化、荷电干式喷射脱硫法(CSDI法)、电子束照射法(EBA)、脉冲电晕法(PPCP)以及活性炭吸附法等。以下对炉内喷钙加尾部增湿活化、吸收剂喷射、活性焦炭法作简单分析。
1.1炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺
炉内喷钙加尾部增湿活化工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段,使脱硫的效率大大提高。该工艺的吸收剂多以石灰石粉为主,石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区,石灰石受热分解为二氧化碳和氧化钙,氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行,受到传质过程的影响,反应速度较慢,吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内,增湿水以雾状喷入,与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应,进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时,系统脱硫率可达到65%-80%。
在烟气进行脱硫,因为增湿水的加入烟气温度下降(只有55-60℃,一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃,增湿水由于烟温加热被迅速蒸发,未反应的反应产物和吸收剂呈干燥态随烟气排出,被除尘器收集下来。同时在脱硫过程对吸收剂的利用率很低,脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰,使副产物的综合利用受到影响。
南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术,锅炉的含硫量为0.92%,设计脱硫效率为75%。目前,两台脱硫试验装置已投入商业运行,运行的稳定性及可靠性均较高。
1.2吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术
1.2.1炉膛石灰(石)/尿素喷射工艺
炉膛石灰(石)/尿素喷射同时脱硫脱硝工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发。该工艺将炉膛喷钙和选择非催化还原(SNCR)结合起来,实现同时脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物。喷射浆液由尿素溶液和各种钙基吸收剂组成,总含固量为30%,pH值为5~9,与干Ca(OH)2吸收剂喷射方法相比,浆液喷射增强了SO2的脱除,这可能是由于吸收剂磨得更细、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然气燃烧装置进行了大量的试验研究[18]。该工艺由于烟气处理量太小,不能满足工业应用的要求,因而还有待改进。
1.2.2整体干式SO2/NOx排放控制工艺
整体干式SO2/NOx排放控制工艺采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃烧器,这些燃烧器通过在缺氧环境下喷入部分煤和空气来抑制氮氧化物的生成。过剩空气的引入是为了完成燃烧过程,以及进一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃烧器预计可减少50%的氮氧化物排放,而且在通入过剩空气后可减少70%以上的NOx排放。无论是整体联用干式SO2/NOx排放控制系统,还是单个技术,都可应用于电厂或工业锅炉上,主要适用于较老的中小型机组。
1.3活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术
活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术(CSCR)是利用活性焦炭同时脱硫脱硝的一体式处理技术。它的反应处理过程在吸收塔内进行,能够一步处理达到脱硫脱硝的处理效果,使用后的活性焦炭可在解析塔内将吸附的污染物进行析出,活性焦炭可再生循环使用,损耗小,损耗的粉末送回锅炉作燃料继续使用。其中活性焦炭是这一处理过程的关键和重要的因素,它既作为优良的吸附剂,又是催化剂与催化剂载体。脱硫是利用活性焦炭的吸附特性;除氮是利用活性焦炭作催化剂,通过氨,一氧化氮或二氧化氮发生催化还原反应而去除。
活性焦炭吸收塔分为两部分,烟气由下部往上部升,活性炭在重力作用下从上部往下部降,与烟气进行逆流接触。烟气从空气预热器中出来的温度在(120-160)℃之间,该温度区域是该工艺的最佳温度,能达到最高的脱除率。
烟气首先进入吸收塔下部,在这一段二氧化硫(SO2)被脱除,然后烟气进入上面部分,喷入氨与氮氧化物(NOX)反应脱硝。饱含二氧化硫的焦炭从吸收塔底部排放出来通过震动筛,不合大小尺寸的焦炭催化剂在进入解吸塔之前被筛选出来。经过筛选的活性焦炭再被送到解吸塔顶部,利用价值较低的活性焦炭被送回到燃煤锅炉中,重新作为燃料供应。
活性焦炭解吸塔包括三个主要的区域:上层区域是加热区,中间部分是热解吸区,下面是冷却区。
天然气燃烧器用来加热通过换热器间接与活性焦炭接触的空气,被加热的空气和燃料烟气一起送到烟囱,并排入大气。在解吸塔的底部,空气从20℃被加热到250℃,接着天然气燃烧器继续将空气加热到550℃,这部分空气将在解吸塔的上部被冷却到150℃。
2.我国燃煤电厂烟气脱硝现状
(1)在脱硝装置建设方面来看,我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。
(2)在脱硝工艺选择方面来看,我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法,这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%,且不会在脱硝过程中生成副产物,因而不会形成二次污染,是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明,基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。
(3)在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看,现代烟气脱硝市场中,我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力,可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。
(4)在SCR关键技术和设备方面来看,虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主,但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新,部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面,可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等,但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。
(5)在产业化管理方面来看,政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度,而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范,但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段,还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。
3.烟气脱硫脱硝技术的发展趋势
(1)在研究烟气同时脱硫脱硝技术的同时,理论研究将会更加深入,如反应机理和反应动力学等等,为该项技术走出实验室阶段,实现工业化提供充分的理论和坚实的依据。
(2)目前,国内外的研究主要集中于烟气同时脱硫脱硝技术这方面则集中在干法上,在以后的研究中,研究人员则加强研究湿法同时脱硫脱硝技术,为今后锅炉技术改造节约大量资金,减少投资金额,降低投资风险,以避免不必要的浪费。
(3)研究任何一项烟气脱硫脱硝技术,都要结合我国国情。因此,应主要研发能够在中小型锅炉上广泛应用的高效、低耗、能易操作的同时脱硫脱硝技术。
4.结语
近年来,我国电厂的烟气脱硫脱硝技术得到了很大的提升,但是它尚处于推广阶段,存在很多问题。因此,研发新型脱硫脱硝技术与设备,不断完善应用现有技术,开发更经济的、更有效的、更低廉的烟气脱硫脱硝技术是科研人员工作的方向。



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