1、1.烟气除尘由燃料及其他物质燃烧过程产生的烟尘，以及对固体物料破碎、筛分和输送等机械过程产生的烟尘，除尘就是把这些粒子从烟尘中分离出来并加以捕集、回收的 过程。1.1湿式除尘湿式除尘是利用洗涤液（一般为水）与含尘气体充分接触，将尘粒洗涤下来而使气体净化的方法。可以有效地除去直径为0.12010m 的液态或固态粒子，亦能除去气态污染物。1.1.1 工作原理当引风机启动以后除尘器内空气迅速排出，与此同时含尘气体受大气压的作用沿烟道进入除尘器内部，与反射喷淋装置喷出的洗涤水雾充分混合，烟气中的细微尘粒凝并成粗大的聚合体，在导向器的作用下，气流高速冲进水斗的洗涤液中，液面产生大量的泡沫并形成水膜，使含
2、尘烟气与洗涤液有充分时间相互作用捕捉烟气中的粉尘颗粒。烟气中的二氧化硫具有很强的亲水性，在碱性溶液的吸收中合下，达到除尘脱硫的效果。净化后的烟气经三级气液分离装置除去水雾，由烟囱排入空中。污水可排入锅炉除渣机或排入循环水池，经沉淀、中和在生后循环使用，污泥由除渣机排出或由其他装置清出。1.1.2 优点效率高，除尘器结构简单，造价低，占地面积小，操作维修方便，特别适宜于处理高温、高湿、易燃、易爆的含尘气体。对于化工、喷漆、喷釉、颜料等行业产生的带有水份、粘性和刺激性气味的灰尘是最理想的除尘方式。因为不仅可除去灰尘，还可利用水除去一部分异味,如果是有害性气体（如少量的二氧化硫、盐酸雾等），可在洗涤
3、液中配制吸收剂吸收。1.1.3 缺点有洗涤污泥，要解决污泥和污水问题； 设备需要选择耐腐蚀材质； 动力消耗较大； 北方或者寒冷地区需要考虑设备 防冻。1.1.4 适用范围湿式脱硫除尘器广泛用于冶金、矿山、发电、供热等行业，对于电站锅炉、工业锅炉、采暖锅炉及工业窑炉都有很高的除尘脱硫效果。排放浓度达到了国家环境保护标准锅炉大气污染物排放标准GB13271-2001的要求。1.1.5 湿式除尘器根据湿式除尘器的净化机理，可将其大致分成七类：重力喷雾洗涤器；旋风洗涤器；自激喷雾洗涤器；板式洗涤器；填料洗涤器 ；文丘里洗涤器；机械诱导喷雾洗涤器。1.2 旋风式除尘旋风除尘是利用旋转的含尘气流所产生的离
4、心力，将颗粒污染物从气体中分离出来的过程。用来分离粒径大于10m的尘粒。1.2.1 工作原理当含尘气流由进气管进入旋风除尘器时，气流由直线运动变为圆周运动。旋转气流的绝大部分沿器壁和圆筒体成螺旋向下，朝锥体流动，通常称此为外旋流。含尘气体在旋转过程中产生离心力，将密度大于气体的颗粒甩向器壁，颗粒一旦与器壁接触，便失去惯性力而靠入口速度的动量和向下的重力沿壁而下落，进入排灰管。旋转下降的外旋气流在到达椎体时，因圆锥形的收缩而向除尘器中心靠拢，其切向速度不断提高。当气流到达椎体下端某一位置时，便以同样的旋转方向在旋风除尘器中由下回旋而上，继续做螺旋运动。最终，净化气体经排气管排除器外，通常称此为内
5、旋流。一部分未被捕集的颗粒也随之排出。收尘量大，投资低,运行费用少.但对细小尘粒效果较差.1.2.2 优点结构简单、占地面积小，投资低，操作维修方便，压力损失中等，动力消耗不大，能适用于高温、高压及腐蚀性气体，并可回收干颗粒物。1.2.3 缺点效率80% 左右，捕集 除尘器 引风机吸收塔烟囱来自于锅炉或窑炉的烟气经过除尘后在引风机作用下进入吸收塔，吸收塔为逆流喷淋空塔结构，集吸收、氧化功能于一体，上部为吸收区，下部为氧化区，经过除尘后的烟气与吸收塔内的循环浆液逆向接触。系统一般装3-5台浆液循环泵，每台循环泵对应一层雾化喷淋层。当只有一台机组运行时或负荷较小时，可以停运1-2层喷淋层，此时系统
6、仍保持较高的液气比，从而可达到所需的脱硫效果。吸收区上部装二级除雾器，除雾器出口烟气中的游离水份不超过75mg/Nm3。吸收 SO2后的浆液进入循环氧化区，在循环氧化区中，亚硫酸钙被鼓入的空气氧化成石膏晶体。同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统供给新鲜的石灰石浆液，用于补充被消耗掉的石灰石，使吸收浆液保持一定的pH值。反应生成物浆液达到一定密度时排至脱硫副产品系统，经过脱水形成石膏。2.2 电石渣-石膏法2.3 半干法2.4 氧化镁法2.4.1 工作原理工艺系统主要包括：烟气系统、二氧化硫吸收系统、脱硫剂浆液制备系统、副产物处理系统、事故浆液系统、工艺水系统等。2.4.2 优点 1）技术成熟，
7、运行可靠。氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺。在日本和美国，氧化镁脱硫在各工业领域得到一定应用。并且目前在国内也已有使用，但副产品抛弃不回收； 2）脱硫效率高。在化学反应活性方面氧化镁要大于钙基脱硫剂，并且由于氧化镁的分子量较碳酸钙和氧化钙都比较小。因此其他条件相同的情况下，氧化镁的脱硫效率要高于钙法的脱硫效率，一般情况下氧化镁的脱硫效率可达到9598； 第三、副产物有利用前景。副产品亚硫酸镁是造纸工业的化工原料，亚硫酸镁、硫酸镁是重要的肥料，可以生产含镁复合肥。 2.4.3 缺点1）副产品回收困难。因MgS04 。和MgS04在水中的溶解度较高，如采用蒸发结晶的办法将消耗大量能源
8、。对于本项目最经济的办法就是加入生石灰CaO，此法实际上就是“双碱法”。其最终副产品也是石膏；2）到目前为止，国内还没有带回收副产品的镁法脱硫装置；3）镁法脱硫工艺成立的前提是：副产品有市场，能回收再利用。其出路有造纸业(MgSO4。)和硫酸生产厂。 2.5 氨法脱硫2.5.1 工作原理氨一肥法技术以水溶液中的S0 3-和NH 4+的反应为基础，采用氨将废气中的S0 脱除，得到亚硫酸铵中间产品。采用压缩空气对亚硫铵直接氧化，并利用烟气的热量浓缩结晶生产硫铵。2.5.2 优点1）氨一肥法脱硫技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为硫酸铵化肥；2）尤其适用高硫煤；3）脱硫效率较高，可达9095；4）占地
9、面积相对较小；5）系统阻力较小，脱硫塔总阻力在1250Pa左右，一般可以利用原系统风机。2.5.3 缺点1）对烟气中的尘含量要求较高(不大于200mgII13)，如烟气中尘含量达到350mgm。，平均每天将有近1t 的滤料要清理；2）脱硫成本主要取决于氨的价格。氨的消耗为1tS0消耗05t氨。如氨的价格上涨较多，将影响脱硫成本( 一般地说，硫铵价格与氨的价格挂钩，同涨同降)；3）系统须采用重防腐；4）如氨系统泄漏，易造成二次污染。2.6 几种常见脱硫技术比较3. 烟气脱硝按照GB 132232003火电厂大气污染物排放标准的要求,火电厂排放烟气中NOx 的质量浓度必须小于450mg/m3。3.
10、1 SCR3.1.1 概述选择性催化剂还原烟气脱硝技术（SCR）是采用垂直的催化剂反应塔与无水氨，从燃煤燃烧装置及燃煤电厂的烟气中除去氮氧化物（NOx）。具体为采用氨（ NH3）作为反应剂，与锅炉排出的烟气混合后通过催化剂层，在催化剂层，在催化剂的作用下将NOx还原分解成无害的氮气（N2）和水（H2O）。该工艺脱硝率可达90%以上，NH3逃逸低于5ppm，设备使用效率高，基本上无二次污染，是目前世界上先进的电站烟气脱硝技术，在全球烟气脱硝领域市场占有率高达98%。3.1.2 SCR烟气脱硝技术工艺原理在催化剂作用下，向温度约280420的烟气中喷入氨，将NO和NO2还原成N2和H2O。化学反应
11、方程式如下：4NO+ 4NH3+O2 4N2+6H2O 6NO+4NH3 5N2+6H2O6NO2+8NH37NO2+12H2O 2NO2+4NH3+O23N2+6H2OSCR 法烟气脱硝反应原理图如图1 所示。SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图如图2所示。3.1.3 SCR脱硝催化剂种类SCR烟气脱硝技术的关键是选择优良的催化剂。SCR催化剂应具有：活性高、抗中毒能力强、机械强度和耐磨损性能好、具有合适的操作温度区间等特点。SCR 催化剂可以根据原材料、结构、工作温度、用途等标准进行不同的分类。（1）按催化剂结构不同分为蜂窝式、板式和波纹式。蜂窝式催化剂属于均质催化剂，以TiO3、V2O5、W
12、O3 为主要成分，催化剂本体全部是催化剂材料，因此其表面遭到灰分等的破坏磨损后，仍然能维持原有的催化性能，催化剂可以再生。蜂窝式是目前市场占有份额最高的催化剂形式，它是以Ti-W-V为主要活性材料，采用 TiO2等物料充分混合，经模具挤压成型后煅烧而成。其特点是单位体积的催化剂活性高，达到相同脱硝效率所用的催化剂体积较小，适合灰分低于 30 g/m3、灰粘性较小的烟气环境。（2）按工作温度不同催化剂分为高温型和低温型高温型催化剂以TiO2、V2O5 为主要成分，适用工作温度为280400，适用于燃煤电厂、燃重油电厂和燃气电厂。低温型催化剂以TiO2、V2O5 、MnO为主要成分，适用工作温度为
13、大于180，已用于燃油、燃气电厂，韩国进行了燃煤电厂的工业应用试验。SCR低温催化剂可分为4类：贵金属催化剂、分子筛催化剂、金属氧化物催化剂和碳基材料催化剂。（3）按载体材料不同催化剂分为金属载体催化剂和陶瓷载体催化剂。陶瓷载体催化剂耐久性强、密度轻，是采用最多的催化剂载体材料。此外，陶瓷载体的主要成分为茵青石，高岭土中蕴藏着丰富的茵青石原料，在我国有丰富的资源，价格相对较低。（4）按用途催化剂分为燃煤型和燃油、燃气型。燃煤和燃油、燃气型催化剂的主要区别是蜂窝内孔尺寸，一般燃煤小于5mm，燃油、燃气小于4mm。3.1.4 SCR烟气脱硝技术工艺流程SCR反应器通常布置在燃煤和燃油电厂的固态排渣
14、或液态排渣锅炉的烟气下游，位于锅炉出口和空气预热器之间，此时气体温度为300400 oC，是脱硝反应的最佳温度区间，一般利用氨作为反应剂，烟气在进入脱硝反应器之前,首先将NH3和空气的混合气体(氨气5%)导入，氨气由许多精密喷嘴均匀分配在烟气通道的横断面上,烟气由上向下流动，催化剂上表面保持一定的温度, NOx在催化剂表面和氨气反应生成 N2和H2O，而作为空气组成部分的N2和H2O对大气不会产生污染。经过脱硝设备处理后的烟气再经过锅炉尾部空气预热器进入布置在烟气下游的电除尘器或脱硫系统。3.1.5 流程图3.1.6 SCR烟气脱硝工艺系统组成无水氨存储系统 氨/空气混合系统 脱硝反应塔系统催
15、化剂系统 烟气系统吹灰系统 3.1.7 SCR烟气脱硝工艺技术特点（1）SCR 装置布置在锅炉省煤器以后，对锅炉性能和结构基本无影响（2）脱硝去除率高，可达90%以上 （3）脱硫装置性能可靠、稳定，设备可用率达98% 、催化还原寿命长，使用时间可长达20000小时 、NH3逃逸率5ppm 。3.1.8 SCR脱硝催化剂应用中的问题及解决方法脱硝催化剂是SCR系统中最关键的部分，其类型、结构和表面积对脱除NOx 效果都有很大影响。在 SCR系统的运行过程中 ,下列因素都会导致催化剂的活性降低。 （1） 烧结 长时间暴露于450 以上的高温环境中可引起催化剂烧结，导致催化剂中TiO2 晶形发生变化
16、，颗粒增大、表面积减小，活性降低。加入WO3 可最大限度地减少催化剂的烧结。 （2）碱金属中毒 如果碱金属离子(Na+、K+等)直接与催化剂接触，会使催化剂活性逐渐降低。其机理是吸附在催化剂活性位置上的碱金属离子占据了催化剂表面酸性位，降低了催化剂活性。因此，在催化剂设计中，应考虑碱金属对催化剂的影响，增加设计余量。 （3）砷中毒 As中毒主要是由烟气中的气态As2O3 引起的。As2O3 扩散进入催化剂内部孔道中，并在催化剂的毛细孔中发生毛细凝结，或者与催化剂的活性位发生反应从而引起催化剂活性降低。一般来说，在干法排渣锅炉中，催化剂砷中毒不严重。但是在液态排渣锅炉中，由于静电除尘器后的飞灰再
17、循环，催化剂砷中毒是一个严重的问题。因此，在催化剂制备过程中，应采用控制催化剂孔分布的方法，使催化剂内孔分布均匀，以控制毛细孔分布数量来减少“毛细冷凝”。另外，可在催化剂中加入MoO3 ，以MoO3与气相As2O3 反应来减少As中毒。 （4）钙的影响 飞灰中游离CaO与SO3 反应形成的CaSO4 可吸附在催化剂表面，从而阻止了反应物向催化剂表面扩散并进入催化剂内部。催化剂制造商多通过控制催化剂内部孔径分布和采用适当节距等方法来减少CaSO4 对催化剂的影响。 （5） 催化剂堵塞 催化剂的堵塞主要是由于铵盐及飞灰的小颗粒沉积在催化剂小孔中，阻碍NOx 、NH3、O2 到达催化剂活性表面，引起
18、催化剂钝化。可以通过调节气流分布,选择合理的催化剂间距和单元空间，并使进入SCR 反应器烟气的温度维持在铵盐沉积温度之上，以防止催化剂堵塞。对于高灰段SCR 工艺,为了确保催化剂通道通畅，应安装吹灰器。 （6） 飞灰侵蚀 催化剂的侵蚀、磨损主要是由于飞灰撞击在催化剂表面造成的。磨蚀强度与气流速度、飞灰特性、撞击角度及催化剂本身特性有关。降低磨蚀的措施：一是采用耐腐蚀催化剂材料，对催化剂顶端进行处理从而提高催化剂边缘硬度；二是利用计算流体动力学流动模型优化气流分布；三是在垂直催化剂床层安装气流调节装置等方法来解决。3.1.9 延长SCR脱硝催化剂使用寿命的措施 摘要:介绍了湖南华电长沙发电公司脱
19、销系统运行概况、 催化剂使用寿命的概念及其意义。通过对脱硝效率主要影响因素 ,尤其是催化剂有关参数的深入分析 ,从脱销系统催化剂反应器设计优化、 运行优化、 维修检查以及吹灰控制对延长催化剂使用寿命等方面进行了探讨 ,为其他电厂脱销系统运行、 降低脱硝系统维护和运行成本提供参考。（1）引言 目前, 90% 以上人为排放的氮氧化物(NOx )来自于矿物燃料(如煤、石油、天然气等)的燃烧过程。随着中国电力工业的飞速发展,来自火电系统的 NOx 污染不断加剧 ,控制氮氧化物的排放已经成为电力环保行业的重点。2004 年国家开始实施新的大气排放标准,对火电厂NOx 排放要求有了大幅度的提高。按照GB
20、13223 2003火电厂大气污染物排放标准的要求,火电厂排放烟气中NOx 的质量浓度必须小于450mg/m3。湖南华电长沙发电有限公司是我国首批新建机组中同步投入脱硫、脱硝系统的电厂,每天单台机组的脱硝运行成本约1. 7 万元,年均500 万元以上。此外,根据厂家说明书,催化剂置换或更新造成的折旧损失,每年高达1 000多万元。催化剂置换费用约占系统总价的60% 70%。 影响催化剂折旧成本的重要因素之一是其使用寿命;目前催化剂的寿命一般为35年(厂家给定) 。如何在保证SCR脱硝效率前提下延长催化剂的使用寿命,减少发电企业运行成本,在当前各发电企业经营上举步维艰的特别时期,具有现实的社会和
21、经济意义。电厂可在运行、操作和维护方面采取必要的措施来延长催化剂使用寿命。（2） 脱硝系统运行情况及催化剂使用寿命 湖南华电长沙发电有限公司脱硝系统是由东方锅炉(集团) 股份有限公司设计制造,采取选择性催化还原( SCR)法达到去除烟气中NOx 的目的。SCR 反应器采用高灰布置,设计脱硝效率85%,初期装入的催化剂按50%脱硝效率实施SCR 技术,采用氨作为还原剂。湖南华电长沙发电有限公司2台脱硝机组脱硝性能试验已经完成,脱硝装置投入正常,系统运行平稳,脱硝效率达到设计值( 53% 以上) 按设计煤种燃烧工况,每年可以减少NOx 排放量2 100多t 。氨逃逸率、SO2 /SO3 转化率、系
22、统阻力损失和氨耗量等考核性能指标,用烟气温度、烟气流量及入口SO2 浓度修正后考核合格。由于煤炭市场供应形势所限, 实际燃用煤种偏离设计值较大( 特别是硫分和灰分明显偏高) ,为保证脱硝效率,对SCR 系统催化剂的运行维护提出了更高的要求。 工程上计算催化剂的使用寿命,一般从脱硝装置投入商业运行开始到更换或加装新的催化剂为止,把催化剂的运行小时数作为催化剂化学使用寿命(NOx 脱除率不低于性能保证要求,氨的逃逸率不高于0.000 3% ) 。 湖南华电长沙发电有限公司SCR脱硝系统催化剂设计要求在锅炉B -MCR 工况下保证催化剂的化学寿命不少于24 000 h,按机组每年利用小时数在5 00
23、06 000 h计算,其寿命应该为45年。在设计寿命后期,随着脱硝效率的下降,应该进行催化剂的置换、部分或整体更换,如果SCR 系统运行使用、维护不够合理将使催化剂提前失效,进一步增加催化剂的折旧成本。（2） 影响脱硝效率的主要因素 SCR系统影响脱硝效率的主要因素包括烟气的温度、飞灰特性和颗粒尺寸、烟气流量、中毒反应、 NOx 的脱除率、物质的量比n (NH3 ) /n (NOx ) 、烟气中 SOx 的浓度、压降、催化剂的结构类型和用量等。 反应温度的影响 反应温度对脱硝率有较大的影响,从厂家给出的反应曲线(如图1所示) 可以看出 ,在300400 内(对中温触媒) ,随着反应温度的升高,
24、脱硝率逐渐增加,升至400 时,达到最大值( 90% ) ,随后脱硝率随温度的升高而下降。这主要是由于在SCR 过程中温度的影响存在2种趋势: 一方面温度升高时脱硝反应速率增加,脱硝率升高; 另一方面随温度升高,NH3 氧化反应加剧 ,使脱硝率下降。因此,最佳温度是这2种趋势对立统一的结果。脱硝反应一般在310430 范围内进行,此时催化剂活性最大,所以,将SCR反应器布置在锅炉省煤器与空气预热器之间。必须注意的是,催化剂能够长期承受的温度不得高于430 ,短期承受的温度不得高于450 ,超过该限值,会导致催化剂烧结。 物质的量比n (NH3 ) / n (NOx )的影响 物质的量比n (N
25、H3 ) / n (NOx )对脱硝效率的影响如图 2所示(由厂家提供) 。在300 下，脱硝率随物质的量比n (NH3 ) /n (NOx )的增加而增加，物质的量比n (NH3 ) / n (NOx ) 小于0. 8 时，其影响更明显,几乎呈线性正比关系。该结果说明：若NH3 投入量偏低，脱硝率受到限制；若NH3 投入量超过需要量， NH3 氧化等副反应的反应速率将增大，如SO2 氧化生成SO3，在低温条件下 SO3 与过量的氨反应生成NH4HSO4。 NH4HSO4 会附着在催化剂或空预器冷段换热元件表面上，导致脱硝效率降低或空预器堵塞。 催化剂中V2O5 的质量分数对脱硝率的影响 催化剂中V2O5 的质量分数低于 6. 6%时,随 V2O5 质量分数的增加,催化效率增加,脱硝率提高; 当V2O5 的质量分数超过6. 6% 时,催化效率反而下降。这主要是由于V2O5 在载体 TiO2 上的分布不同造成的: 当V2O5的质量分数为 1. 4% 4. 5%时, V2O5 均匀分布于TiO2 载
