煙氣脫硫脫硝技術第1頁/共41頁第一頁，共42頁。內容摘要新煤化工設院介紹二氧化硫及氮氧化物的危害及排放標準煙氣脫硫脫硝技術概述新煤化工設計院（上海）有限公司脫硫脫硝技術第2頁/共41頁第二頁，共42頁。二氧化硫及氮氧化物的危害及排放標準第3頁/共41頁第三頁，共42頁。SO2/NOx污染現狀及危害SO2/NOx污染現狀我國是世界上最大的煤炭生產國和消費國，占世界煤產量的25%。據估計，2020年，我國基本能源構成中煤炭所占比例將從目前的76%下降到67%，但煤的總消耗量仍然會從現在的每年12億噸增加到23億噸。我國的能源結構意味我國的空氣污染以煤煙型為主，我國目前燃煤產生的大氣污染物占污染物排放的比例較大，例如，二氧化硫占87%，氮氧化物占67%，一氧化碳占71%，煙塵60%。煤炭的大量直接燃燒造成污染物排放量急劇增加，導致空氣中二氧化硫和氧化物劇增，而二氧化硫和氮氧化物是主要的大氣污染物，是造成酸沉降和光化污染的主要物質，我們所熟悉的酸雨就是酸沉降的一種主要形式。第4頁/共41頁第四頁，共42頁。SO2/NOx污染現狀及危害SO2/NOx的危害☆酸雨能使湖泊、河流等水體酸化，危害水生生物和水生生態系統;酸雨能使土壤酸化，加速土壤的貧瘩化，并使其失去中和能力;☆酸雨對森林的危害也很明顯，一是直接傷害植物的葉子，二是使森林土壤酸化;酸雨還能腐蝕建筑材料及文物古跡等，加速其風化過程;☆酸雨對人體健康具有潛在影響，在作為飲用水源的酸化水體和酸化土壤中生長的農作物，都含有較高濃度的有毒金屬，如果酸雨進入自來水網管，就能腐蝕給水設施，使金屬溶出而進入飲水，這些對人體健康都有潛在的威脅。第5頁/共41頁第五頁，共42頁。排放標準四個國家SO2允許排放標準國家美國德國法國日本最高允許排放濃度（mg/m3）1480400400700第6頁/共41頁第六頁，共42頁。排放標準

德國NOx排放國家標準電廠類型電廠規模（MW）排放標準（mg/m3）新建傳統鍋爐1~10500(對于褐煤為400)10~50400在役傳統鍋爐1~10500流化床鍋爐1~2050020~50300循環流化床鍋爐﹤50300固態排渣煤粉爐50~300650液態排渣煤粉爐50~3001300在役鍋爐﹥300200新建鍋爐50~300400第7頁/共41頁第七頁，共42頁。排放標準日本NOx排放國家標準煙氣流量（Nm3/hr）排放標準（mg/m3）時間界限小于400007201983年9月10日后建設40000-700006101987年4月1日前建設5101987年4月1日后建設大于700006101987年4月1日前建設4101987年4月1日后建設

日本NOx排放國家標準第8頁/共41頁第八頁，共42頁。排放標準中國大氣污染物排放標準（GB13223-2011）SO2100/200mg/L200/400mg/LNOX100/200mg/L第9頁/共41頁第九頁，共42頁。煙氣脫硫脫硝技術概述第10頁/共41頁第十頁，共42頁。煙氣脫硫脫硝技術概述目前大規模工業裝置運行的脫硫脫硝技術主要有石灰-石膏法、氨法兩類。這里介紹與本公司開發技術具有可比性的濕式氨法脫硫脫硝技術。并簡單介紹技術潮流發展方向的同時脫硫脫硝技術。第11頁/共41頁第十一頁，共42頁。內容提要同時脫硫脫硝技術干法濕法氨法脫硫技術氨法脫硝技術半干法氨法技術第12頁/共41頁第十二頁，共42頁。氨法脫硫技術第13頁/共41頁第十三頁，共42頁。氨法脫硫工藝工程描述煙氣在吸收塔內與吸收液交叉接觸，發生吸收與化學反應，生成亞硫酸銨，在塔底含鹽溶液被空氣氧化成硫酸銨送鹽分離裝置。煙氣經除霧后排入煙道，由煙囪放入大氣。供氨系統、吸收系統、循環系統、鹽分離系統、空壓系統第14頁/共41頁第十四頁，共42頁。氨法脫硝技術（High-DustSCR）第15頁/共41頁第十五頁，共42頁。SCR脫硝工藝描述液氨儲槽中液氨經蒸發器蒸發形成氨氣與空氣在混合器均勻混合，通過分布器送入SCR反應器，在催化床催化劑作用下與煙氣中SO2發生還原反應，產生的N2、H2O隨煙氣從系統中外排；副產物NH4HSO3在2300C以上，分解成氣態產物一起排出。液氨儲運、蒸發/混合、催化反應器、催化劑第16頁/共41頁第十六頁，共42頁。氨法脫硝技術（SNCR）第17頁/共41頁第十七頁，共42頁。SNCR脫硫工藝描述氨還原劑由儲槽中送出，經增壓、混合（水）進入分配器，通過安裝在爐壁的噴槍，噴入爐膛。在高溫下，NH3與NOX發生還原反應，N2/H2O隨煙氣排出

分配模塊、噴槍布置、自控系統、噴槍冷卻第18頁/共41頁第十八頁，共42頁。SCR/SNCR工藝比較優點：High-DustSCR反應溫度適宜，機組低負荷時采用省煤器旁路蒸汽加熱；脫硝效率高。SNCR不使用催化劑，運行成本低；工程投資少。缺點：High-DustSCR催化劑在高灰下易中毒，消耗大，運行成本高；副產物NH4HSO3低溫時粘度大，易堵；催化劑用量大，一次投資高。SNCR脫硝效率低。SCR/SNCR兩套工藝共同缺點是氨泄漏。第19頁/共41頁第十九頁，共42頁。同時脫硫脫硝技術干法同時脫硫脫硝技術濕法同時脫硫脫硝技術半干法同時脫硫脫硝技術第20頁/共41頁第二十頁，共42頁。干法同時脫硫脫硝技術干法同時脫硫脫硝技術包括堿性噴霧干燥法、固相吸收和再生法以及吸收劑噴射法等，典型技術：等離子體法NOXSO活性炭脫硫脫氮法工藝第21頁/共41頁第二十一頁，共42頁。濕法同時脫硫脫硝技術濕式同時脫硫脫硝的方法目前大多處于研究階段，包括氯酸氧化、濕式絡合法、WSA一SN0x工藝、KMn04/NaOH法等。典型技術：氯酸氧化法濕式絡合法WSA一SN0x工藝第22頁/共41頁第二十二頁，共42頁。半干法同時脫硫脫硝技術尿素法同時去除S02和NOx、，S02的脫除率近100%，NOx脫除率>95%。此工藝采用的吸收液pH值為5一9，對設備無腐蝕作用;S02、NOx、的脫除率不受煙氣中NOx、、S02初始濃度影響;尾氣可直接排放;吸收液經處理后可回收硫酸按第23頁/共41頁第二十三頁，共42頁。新煤化工設計院（上海）有限公司脫硫脫硝技術第24頁/共41頁第二十四頁，共42頁。脫硫脫硝技術介紹新煤化工設計院與上海古堡實業有限公司合作，在上海交大脫硫脫硝劑科研成果基礎平臺上，利用計算機技術進行過程模擬，通過工業中試裝置，開發成功煙氣脫硫脫硝技術工藝包，可以完成工程設計。本公司技術特征：濕式氨法吸收SO2/NOX,吸收劑系統外再生，無二次污染；工程投資低，運行成本小。第25頁/共41頁第二十五頁，共42頁。工藝過程圖第26頁/共41頁第二十六頁，共42頁。工藝過程描述脫硫工藝含SO2/NOX煙氣與脫硫脫硝處理后煙氣換熱，50-600C煙氣進入脫硫塔，與塔頂噴灑下來的脫硫液逆向流動，氣液充分接觸，進行傳質、傳熱操作。煙氣經捕霧器，除去夾帶霧滴，離開脫硫塔到脫硝塔。吸收SO2的脫硫液，聚集塔底，由脫硫液循環泵壓送至脫硫塔上部、中部，在規定壓力下由噴嘴噴出。脫硫液含鹽量達到工藝控制值，由循環管旁路將部分循環液引入脫硫富液槽；系統減少的脫硫液由新鮮脫硫液槽補充，保持循環液流量平衡，控制脫硫液含鹽濃度。脫硫富液槽中脫硫富液用汽車外運到脫硫液供應廠家，進行再生處理。再生后的新鮮脫硫液返回系統。第27頁/共41頁第二十七頁，共42頁。工藝過程描述脫硝工藝脫硫塔出來50-600C煙氣在冷卻器與冷媒進行換熱，溫度降為〈200C煙氣和氧化空氣混合進入脫硝塔，與塔頂噴灑下來的脫硝液逆向流動，氣液充分接觸，進行傳質、傳熱操作。脫硝后煙氣經捕霧器，除去夾帶霧滴，離開脫硝塔到脫硫煙氣換熱器與脫硫煙氣換熱，加熱后煙氣進總煙道由煙囪排入大氣中。脫硝塔中部引入二次空氣，再次氧化由脫硝液中逸出NO,脫硝塔二段吸收。吸收NOX的脫硝液，聚集塔底，由脫硝液循環泵壓送至脫硝塔一、二段上部，在規定壓力下由噴嘴噴出。脫硝液含鹽量達到工藝控制值，由循環管旁路將部分循環液引入脫硝富液酸洗塔，出酸洗塔脫硝富液進脫硝富液槽；系統減少的脫硝液由新鮮脫硫液槽補充，保持循環液流量平衡，控制脫硝液含鹽濃度。脫硝富液槽中脫硫富液用汽車外運到脫硝液供應廠家，進行再生處理。再生后的新鮮脫硝液返回系統。根據脫硫、脫硝塔阻力控制值，啟動捕霧器清掃裝置。第28頁/共41頁第二十八頁，共42頁。過程機理描述脫硫（1）反應機理:SO2（g）—SO2（aq）

（1）SO2(aq)+H2O(1)—H++HSO3-—2H++SO32-；（2）式（1）是SO2從氣相通過氣膜、液膜進行吸收的關鍵步驟，屬于物理吸收，吸收速度較慢，是吸收全過程控制的關鍵。H+與溶液中的OH中和反應，生成鹽和水，促進SO2不斷吸收溶解。第29頁/共41頁第二十九頁，共42頁。過程機理描述脫硝

鍋爐燃燒產生高溫，單質N2經加溫與氧氣化合生成NO，由于煙氣尾部氧含量低，故大多數N以NO形式存在。NO極難溶于普通液體，必須將其氧化成NOX，用溶液吸收再催化氧化NO2反應生成硝酸鹽和還原成單質N2。反應過程如下：NO+O2

→NO22NO2+X（催化氧化）→HNO3（硝酸）+HNO2（亞硝酸）

X（催化氧化）+HNO2（亞硝酸）→XHNO2（亞硝酸鹽）+H2OX（催化氧化）+HNO3

→XNO3（硝酸鹽）+H2OXHNO2（亞硝酸鹽）+1/2O2

→XNO3（硝酸鹽）XSO3（亞硫酸）+2NO2

→XSO4（硫酸鹽）+N2第30頁/共41頁第三十頁，共42頁。脫硫液、脫硝液描述溶液物性介紹◆脫硫液CAL-100◆脫硝液ZM-2000第31頁/共41頁第三十一頁，共42頁。脫硫液、脫硝液描述工質特性CAL_100、ZM-2000溶液在各自工況下，分別于SO2、NOX發生物理吸收和化學吸收并將其溶解在溶劑中，催化氧化反應生成物在溶劑中不產生任何沉淀；同時與多數金屬發生反應，生成金屬鈍化膜，對金屬壁面起防腐蝕作用。脫硫、脫硝操作后含鹽富液易再生。返回的脫硫脫硝富液經再生裝置加工，經過復分解、置換，重新生成脫硫、脫硝溶劑。其中被置換出的固體，為無機鹽化合物，可作為水泥早強劑產品的添加劑。從煙氣脫硫脫硝到溶液再生循環，整個過程無三廢排放。第32頁/共41頁第三十二頁，共42頁。脫硫脫硝塔描述脫硫脫硝塔均采用空噴塔。脫硫段和脫硝塔二段噴嘴選用動力噴嘴；脫硝塔一段噴嘴選靜壓噴嘴；塔煙氣出口設置帶清洗裝置的捕霧器。脫硫吸收不分段，循環液在塔上部、中部二次噴灑；脫硝塔吸收段分為兩段，中間設再分布器，循環液在各段上部噴灑。塔體材質采用碳鋼，塔內件和噴嘴、捕霧器材質采用不銹鋼。第33頁/共41頁第三十三頁，共42頁。公輔設施描述脫硝工藝條件要求，公輔系統設計制冷機組及配套水系統。排煙系統由于換熱器、冷卻器和脫硫脫硝塔設備存在，使系統阻力增加，煙氣溫度降低和配入空氣使煙囪吸力降低，引風機輸送能力要進行校核（或重新選配）。第34頁/共41頁第三十四頁，共42頁。ICCDI與SCR/SNCR技術比較第35頁/共41頁第三十五頁，共42頁。CSR、SNCR及ICCDI技術設計參考比較項目SCRSNCRICCDI反應劑以NH3為主可使用NH3或尿素醇氨反應溫度320～400℃850～1100℃20~60℃催化劑主要由TiO2,V2O5,WO3組成不使用催化劑加入溶劑中脫硝效率80～90%25～50%﹥90%反應劑噴射位置多選擇于省煤器與CSR反應期間煙道內通常與爐膛內噴射，但需與鍋爐廠家配合/S02/SO3氧化會無/NH3逃逸3～5ppm10～15ppm/對空氣預熱器影響NH3與SO3易形成H4HSO4造成堵塞或腐蝕無促進S02/SO3的氧化，造成堵塞或腐蝕的機會為三者最低/系統壓損催化劑會造成壓損無﹤1000Pa燃料影響高灰分會磨耗催化劑，堿金屬氧化物會鈍化催化劑無/鍋爐影響受省煤器出口煙氣溫度影響同混合型SCNCR/SCR/第36頁/共41頁第三十六頁，共42頁。技術分析綜合比較結果項目SNCRICCDI權重空間利用率說明高利用率反應器尺寸小10分數75操作穩定性說明去除效率穩定去除效率較高10分數46壓損△P說明無﹤1000KPa10分數64NOx去除效率說明可至30～45%﹥90%10分數310對既有設備干擾說明SNCR系統干擾小增加設備10分數54業績說明多中試成功10分數52安全性說明選用尿素，貯存較安全，無安全問題非易燃液體安全10分數810設置成本說明采用當地元件設備，11百萬USD設備國產化自主知識產權10分數610運轉成本說明兩者差異不大：如不考慮反應劑，其他方面運轉成本，包括：耗電量、催化劑更換費用、年維修成本，SCE較高。增加制冷設備10分數32設置停機時程說明