第一天第1节 硫氧化物的排放与污染控制

1、 使用燃料对环境的影响v早期早期局地环境中二氧化硫的浓度升高v近近100年来年来二氧化硫等酸性气体导致的酸沉降v最近最近二氧化硫等气态污染物形成的二次微细粒子v人类使用的有机燃料都含有一定量的硫人类使用的有机燃料都含有一定量的硫v燃料燃烧时，其中的硫大部分转化为燃料燃烧时，其中的硫大部分转化为SO2v人为活动是造成人为活动是造成SO2大量排放的主要原因大量排放的主要原因v大部分大部分SO2的控制方法都可以用以下反应表示的控制方法都可以用以下反应表示22SOSO 322420.5CaCOSOOCaSOCO v煤中硫的形态v 有机硫（有机硫（CxHySz）v v 硫化物（硫化物（FeS2）v煤中含

2、硫煤中含硫 v 无机硫无机硫 ：元素硫：元素硫 （S）v v 硫酸盐硫（硫酸盐硫（MeSO4）中国的动力煤资源动力煤资源: 全硫的加权平均含量为1.15%含硫量为小于0.5%的超低硫煤 占39.35%含硫量在0.51.0% 的低硫煤 占16.46% 含硫量在1.01.5%的中低硫煤 占16.68%含硫量在1.52.0% 的中硫煤 占9.49%含硫量为2.03.0% 的中高硫煤 占7.85%含硫量分别为3.05.0% 的高硫煤和大于5.0%的特高硫煤 占7.05%v九十年代末我国酸雨区域分布v2010年我国能源消费总量为32.5亿吨标准煤，其中煤炭消耗占了70.0%，非化石能源消耗只占了8.3%

3、。由于煤炭消耗比重过大，我国污染物排放数量巨大。v2010年电力行业发电生产耗用原煤量约16亿吨，占全国煤炭消费总量的50.24%。v2010年我国二氧化硫排放量为2185.1万吨，其中火电行业排放二氧化硫948万吨； 电力行业二氧化硫排放占全国的43%.v2010年全国安装脱硫设备的煤电机组已经达到86%。 2010年相比2005年电力行业二氧化硫排放下降374万吨，减排贡献率达到102.75%。v19921992年两省九市开始工业燃煤二氧化硫排污收费试点。年两省九市开始工业燃煤二氧化硫排污收费试点。v19951995年全国人大常委会第一次修订年全国人大常委会第一次修订大气污染防治法大气污染

4、防治法。v19961996年修订的年修订的大气污染防治法大气污染防治法第一次提出二氧化硫排放浓度限第一次提出二氧化硫排放浓度限度。度。v19981998年两控区二氧化硫排污收费，年两控区二氧化硫排污收费，0.20.2元元/ /公斤。公斤。 v20002000年修订年修订大气污染防治法大气污染防治法。v20032003年年9 9月国家环保局和国家发改委联合印发月国家环保局和国家发改委联合印发关于加强燃煤电厂关于加强燃煤电厂二氧化硫防治工作的通知二氧化硫防治工作的通知。v20032003年年1212月国家环保总局发布新修订的月国家环保总局发布新修订的火电厂大气污染物排放标火电厂大气污染物排放标准准

5、GB13223-2003GB13223-2003。v2 0 1 2 年年 1 月 开 始 实 行 号 称 史 上 最 严 的 新 标 准 ，月 开 始 实 行 号 称 史 上 最 严 的 新 标 准 ， S O2定 为定 为100mg/m3 v环保部发布环保部发布“火电厂烟气治理设施运行管理技术规范火电厂烟气治理设施运行管理技术规范”（HJ 2040-2014），），2014年年9月月1日实行，日实行，规范火电厂烟气治理工程规范火电厂烟气治理工程的运行管理的运行管理。v总体要求总体要求v烟气治理设施的技术选择和工程建设应满足国家有关标准和规定要烟气治理设施的技术选择和工程建设应满足国家有关标准

6、和规定要求，并通过建设项目竣工环境保护验收。烟气治理设施投运后，火求，并通过建设项目竣工环境保护验收。烟气治理设施投运后，火电厂排放烟气中的大气污染物浓度应满足国家及地方排放标准，电厂排放烟气中的大气污染物浓度应满足国家及地方排放标准，SO2 和和 NOx 排放量还应满足国家及地方的总量控制要求。排放量还应满足国家及地方的总量控制要求。v烟气治理设施是火电厂生产系统的组成部分，应按主设备要求进行烟气治理设施是火电厂生产系统的组成部分，应按主设备要求进行运行、检修和维护管运行、检修和维护管理。理。火电厂应在确保烟气治理设施可靠运行和火电厂应在确保烟气治理设施可靠运行和污染物排放浓度稳定达标的前提

7、下，持续优化运行方式，实现节能污染物排放浓度稳定达标的前提下，持续优化运行方式，实现节能经济运行经济运行。烟气治理设施在高效脱除单一污染物的同时，应加强协烟气治理设施在高效脱除单一污染物的同时，应加强协同控制，提高多污染物联合脱除、协同减排的功能同控制，提高多污染物联合脱除、协同减排的功能。v采用低硫燃料采用低硫燃料 v燃烧前脱硫燃烧前脱硫v燃烧中脱硫燃烧中脱硫v烟气脱硫烟气脱硫 v高烟囱排放高烟囱排放 v1.煤炭的固态加工煤炭的固态加工煤炭洗选n物理洗煤物理洗煤n化学洗煤化学洗煤n微生物洗煤微生物洗煤我国以物理选煤为主。跳汰占59%、重介质选煤占23%、浮选占14%1995年我国煤炭洗选能力

8、3.8亿吨，入洗量2.8亿吨，入洗率22%。v2.煤炭的转化煤炭的转化煤的气化n采用空气、氧气、采用空气、氧气、CO2和水蒸气作为气化剂，在气化炉内和水蒸气作为气化剂，在气化炉内反应生成不同组分不同热值的煤气反应生成不同组分不同热值的煤气n移动床、流化床和气流床三种方法移动床、流化床和气流床三种方法煤的液化n通过化学加工转化为液态烃燃料或化工原料等液体产品通过化学加工转化为液态烃燃料或化工原料等液体产品n直接液化和间接液化直接液化和间接液化v流化床燃烧技术流化床燃烧技术气流速度介于临界速度和输送速度之间，煤粒保持流化状态流化床利于燃料的充分燃烧分类n按流态：鼓泡流化床和循环流化床按流态：鼓泡流

9、化床和循环流化床n按运行压力：常压流化床和增压流化床按运行压力：常压流化床和增压流化床v流化床脱硫的化学过程流化床脱硫的化学过程脱硫剂：石灰石（CaCO3）、白云石（CaCO3MgCO3）炉内化学反应流化床燃烧方式为脱硫提供了理想的环境CaSO4的摩尔体积大于CaCO3，由于孔隙堵塞，CaO不可能完全转化为CaSO43222412CaCOCaOCOCaOSOOCaSO v1.钙硫比钙硫比表示脱硫剂用量的指标，影响最大的性能参数脱硫率（）可以用Ca/S（R）近似表达v2.煅烧温度煅烧温度存在最佳脱硫温度范围温度低时，孔隙量少、孔径小，反应被限制在颗粒外表面温度过高，CaCO3的烧结作用变得严重1

10、 exp()mR m综合影响参数v3.脱硫剂的颗粒尺寸和孔隙结构脱硫剂的颗粒尺寸和孔隙结构颗粒尺寸小于临界尺寸时发生扬析，并非越小越好颗粒孔隙结构应有适当的孔径大小，既保证一定孔隙容积，又保证孔道不易堵塞v4.脱硫剂的种类脱硫剂的种类白云石的孔径分布和低温煅烧性能好，但易发生爆裂扬析，且用量大近两倍v要达到要达到90%的脱硫效率，常压鼓泡流化床、常压循的脱硫效率，常压鼓泡流化床、常压循环流化床、增压流化床的环流化床、增压流化床的Ca/S分别为分别为33.5、1.82.5、1.52.0；v对常压流化床，燃烧温度最佳范围为对常压流化床，燃烧温度最佳范围为800850；v一般鼓泡流化床气体平均停留时

11、间为一般鼓泡流化床气体平均停留时间为12s,循环流化循环流化床为床为34s;v循环流化床的物料循环特性使它可以使用的脱硫剂循环流化床的物料循环特性使它可以使用的脱硫剂颗粒尺寸为颗粒尺寸为100m,而鼓泡流化床为了防止夹带不得而鼓泡流化床为了防止夹带不得不采用不采用1000m左右左右的颗粒。的颗粒。v石灰石石灰石/石膏法（石膏法（WFGD)v喷雾干燥法喷雾干燥法(SDA)v烟气循环流化床烟气循环流化床(CFB FGD)v炉内喷钙尾部增湿活化法炉内喷钙尾部增湿活化法(LIFAC)v海水脱硫海水脱硫(SW FGD)v氨法氨法v电子束法电子束法(EBA)气气加热器净烟气原烟气除雾器氧化空气废水吸收塔循

12、环泵旋流站工艺水真空皮带机石膏工艺水石灰石吸收剂制备系统吸收剂浆输送泵石膏抽出泵画下来典型湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺典型湿式石灰石石膏法烟气脱硫工艺Conical OutletPatented Interspatial Spray Level(s)Patented Tray Promotes Gas/Liquid Contact & Distribution影响脱硫的主要因素：pH、液气比、钙硫比、气流速度、浆液固体含量、烟气SO2浓度、吸收塔结构等高井电厂烟气脱硫装置CT-121工艺流程工艺流程v优点是脱硫效率可高达95%以上，钙利用率高在93%以上，系统可靠性达99%，自动化程度

13、高，技术成熟度和可靠性高。v缺点是投资大，一般要占到电厂总投资的10%左右；吸收塔和管道需要防腐处理；脱硫产品石膏产生量大，目前开发利用率低，大都直接堆放或填埋；占地面积大；脱硫动力消耗较大，占总发电量的1.52%。p 设备腐蚀设备腐蚀p 结垢和堵塞结垢和堵塞p 除雾器阻塞除雾器阻塞p 脱硫剂的利用率脱硫剂的利用率p 液固分离液固分离p 固体废物的处理处置固体废物的处理处置v 加入己二酸的石灰石法加入己二酸的石灰石法n己二酸抑制气液界面上己二酸抑制气液界面上SO2溶解造成的溶解造成的pH值降低，加速液值降低，加速液相传质相传质n己二酸钙的存在增加了液相与己二酸钙的存在增加了液相与SO2的反应能

14、力的反应能力n降低钙硫比降低钙硫比添加硫酸镁nSO2以可溶性盐的形式吸收，解决结垢问题以可溶性盐的形式吸收，解决结垢问题是一种湿干法脱硫工艺，也称为半干法，市场份额仅次于湿式钙法脱硫脱硫过程nSO2被雾化的被雾化的Ca(OH)2浆液或浆液或Na2CO3溶液吸收溶液吸收n温度较高的的烟气干燥液滴形成干固体废物温度较高的的烟气干燥液滴形成干固体废物n干废物由袋式或电除尘器捕集干废物由袋式或电除尘器捕集设备和操作简单，废物量小，能耗低（占湿法的1/21/3)v喷雾干燥法烟气脱硫喷雾干燥法烟气脱硫主要过程n吸收剂制备吸收剂制备n吸收和干燥吸收和干燥n固体捕集固体捕集n固体废物处置固体废物处置22232

15、32242() ( )( )( )2( )2( )0.5( )2( )Ca OHsSO gH O lCaSOH O sCaSOH O sO gCaSOH O s p雾化器是核心设备，分喷嘴型和旋转离心雾化器两种，目前国内尚需依赖进口。p喷嘴雾化器的优点是可平行安装，切换方便，各喷嘴可独立运行，可以在线维护；缺点是要求表面耐磨性高。p旋转离心雾化器由旋转盘或雾化轮使浆液分碎，所产生的液滴大小与浆液流量关系不大，因而具有较好的调节能力；缺点是结构复杂，维修困难。v优点：脱硫原料为石灰，在钙硫比为1.5时，其脱硫效率可达到7590%；投资费用较低，约占电厂投资的510%；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混

16、，无需装设除雾器及烟气再热器；设备不易腐蚀。v缺点：吸收剂采用石灰浆，费用较高；吸收剂利用率低于湿法，特别是用于高硫煤时经济性差；飞灰和脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求较苛刻；产生的脱硫副产品目前尚不能大规模工业应用。v喷雾干燥法较适用于燃中、低硫煤(含S2%)的锅炉脱硫，一般机组容量不大于200MW。用于高硫煤时脱硫剂制备费用提高、设备磨损加剧，除尘负荷提高，在技术和经济上都不适用。 海水脱硫分两类海水脱硫分两类: v用纯海水作为吸收剂用纯海水作为吸收剂, 以挪威以挪威ABB公司开发的公司开发的Flakt-Hydro工艺为代表，已商业应用；工艺为代表，已商业应用；v在海水中添

17、加石灰调节碱度在海水中添加石灰调节碱度, 以美国以美国Bechtel公司工公司工艺为代表，已有示范工程。艺为代表，已有示范工程。深圳西部电厂海水脱硫系统l特点：用天然海水作吸收剂, 不添加任何其它化物质, 无需吸收剂制备系统, 工艺比较简单；吸收系统不会产生结垢, 堵塞等问题, 系统利用率高；脱硫效率较高, 对于低硫煤可达70-90%；投资和运行费用较低, 通常比石灰石-石膏法低三分之一。l比较适合于沿海地区电厂烟气脱硫。但由于海水的天然碱度较低，一般只能用于含硫低于1%的燃煤烟气脱硫。目前还缺少脱硫排放液对海洋长期生态系统影响的研究评价。海水脱硫优缺点海水脱硫优缺点后石电厂海水脱硫氨法n氨水做吸收剂氨水做吸收剂3224234232243()()2NHSOH ONHSONHSOSOH ONH HSO v属干法脱硫技术属干法脱硫技术v优点：系统简单，改造容易；喷钙对炉膛燃烧影响不大，热量损失不超过总燃料量的0.3%；投资约为电厂投资58%；脱硫费用较低。v缺点：脱硫率不高，一般在钙硫比为2时，炉膛内的脱硫率为1530%，活化器的内脱硫效率达到6070%。按照计算公式：1