洁净煤技术-SOx产生机理及控制技术(上)

洁净煤技术之一

脱硫技术一.煤的现在1.煤的形成2.煤的使用3.煤对环境的影响陆地上的动植物由于地壳的变化被其它东西覆盖了，被埋在地下的动植物慢慢地腐烂着由于受到的温度和压力不同,有的变成了煤,有的变成了石油。煤炭生产高速增长

社会库存仍然较低世界十大严重污染城市中国占：个7严重局面!因二氧化硫排放每年经济损失1126亿元(世界银行统计超过5000亿元)占全国排放比例：燃煤污染物SO2－85%CO2－85%NOx－60%

粉尘－70%燃煤污染现状我国1990-2020年间二氧化疏与二氧化碳排放水平预测。颈计到2010年，二氧化疏水乎将增长60％，二氧化碳水平将增长80％。

中国的酸雨情况洁净煤技术在国内外的发展洁净煤技术

(CleanCoalTechnology)——针对燃煤对环境造成污染提出的技术对策，旨在减少污染和提高效率的煤炭加工、燃烧、转化和污染控制新技术的总称。§2.1美国的洁净煤计划出发点：煤作为一种能源应达到最大限度潜能的利用，以满足美国和国际市场的需要。基本内容：煤的高效转化污染控制推进向发展中国家输出技术和装置一、CCT计划的目标目标：直接为活跃的美国和国际市场提供煤炭的先进应用技术；实现高效清洁的煤利用；为满足21世纪电力、燃料的热力转换和各种工业生产的需要做准备。主要内容：确保可靠的电力供应；实现最低水平的污染物排放；实现煤的高效能量转换；确保2010年商业应用的可靠性。二、CCT计划的意义1、满足电力供应增长的需要燃煤发电容量占全国发电容量的56%

年经济增长率2.5%,到2010年，新增发电机组容量(150000-200000)MW。2、加强污染排放控制有效控制SOX、NOX、温室效应气体、其它有害气体、固体和液体废料等提高发电效率，降低CO2的排放3、应用前景(1)先进电力生产系统常压和增压流化床技术、气化联合循环、燃料电池、磁流体、烟气燃气轮机等

(2)污染排放的有效控制装置先进的烟气脱硫技术、先进的SO2-NOX联合脱除系统、低NOX燃烧器、催化和非催化脱除NOX系统、燃气和煤的再燃技术和吸附射流系统等

(3)煤的洁净转换煤的物理和化学净化、轻度净化、气化和液化等

(4)其它工业的应用冶金、水泥、造纸等

美国CCT计划项目1.先进电力系统

IGCC,PFBC,CFB等12项占26.9%2.高效污染控制装置

SOX、NOX

脱除20项占48.7%3.煤的洁净处理液化、气化等5项占12.2%4.工业应用高炉、水泥等5项占12.2%§2.2欧共体的洁净煤研究与发展计划一、背景和目标总投资1×108欧洲货币单位

主要目标：改善煤电生产的经济性和增强欧洲洁净煤技术的出口潜力

近期目标：提高现有电站效率，降低排放水平

中期目标：支持IGCC和PFBC示范工程的商品化长期目标：建立设计简单、装备先进的新一代技术基地二、APAS（特别行动计划）洁净煤计划将生物质能源与城市、农业和工业废物与煤一起作为新一代的电站新型燃料经费总数3.0×107ECU基本目标确定和评价利用生物质能、污水沉积物等与煤的混合燃料对燃烧和气化过程的影响；提供一条连通利用再生能源和煤炭的纽带；改善化石燃料利用的经济性；减少对环境的影响和CO2的排放；使废弃物得到充分利用。最终目标证明利用生物质以及生物质废物与煤混合燃料以降低CO2、其它有害气体和固态排放在商业上是可行的、经济的、对环境是有利的。三、洁净煤技术的研究与开发的JouleII计划（一卷）（1993-1995）1．联合循环项目(1)脱除CO2

的IGCC技术整体氧/二氧化碳分离系统等(2)热烟气净化（除尘）高温陶瓷过滤器高温金属过滤器(3)发展新型循环系统新型煤气化过程动力循环系统氢作介质的封闭式循环(4)燃烧-提高循环效率带压力床燃烧室补燃室(5)气相排放2、煤粉燃烧(1)常压煤粉燃烧

O2/CO2燃烧(2)催化燃烧优化煤粉在循环烟气中的燃烧（温度600度，含氧（11-13）%）四、洁净煤技术的研究与开发的JouleII计划（二卷）（1994-1996）1．煤粉和混煤在电站中的常压燃烧煤质特性对燃烧的影响；结构尺寸变化对燃烧过程流体动力学及混合特性的影响；数学模拟方法；矿物质对锅炉运行（结渣、积灰和细微粒子辐射）的影响；运行操作总体模型2．先进燃烧技术（增压系统）的新途径固体燃料的特性；燃烧行为；灰成分的催化影响；压力对燃烧的影响排烟的测量与烟气的有效利用。

3．整体热烟气净化燃料氮的控制脱硫及卤素元素的控制痕量元素的控制二.清洁煤技术1.几个概念2.洁净煤技术的构成3.实际应用4.对未来的展望煤的干馏：指在缺氧条件下的加热作用煤的气化

将煤（或焦炭）进行加热气化，并与水蒸汽和空气（或氧）等进行化学反应，生成以氢、一氧化碳或甲烷等为主的混合煤气。

煤的液化

液化煤，也叫做人造石油。煤和石油的差别是煤中的氢元素比石油低得多。因此，只要增加煤中的氢元素，煤就变成类似于石油的液体燃料了。煤的直接液化工艺流程简图

煤间接液化工艺流程简图燃煤的先进发电技术

循环流化床燃烧（CFBC）增压流化床燃烧联合循环（PFBC－CC）一体化煤气化联合循环（IGCC）常规煤粉电站＋第二代洗涤器低NOx燃烧及磁流体（MHD）发电技术

循环流化床锅炉发电技术

超临界循环流化床锅炉

安装中的CFB锅炉

旋风式分离器

锅炉顶部内部联接管道

风箱/喷嘴

煤的未来1、综合利用2、大力推进洁净煤的商用化3、深加工:２１世纪是煤的世纪4、多样化考虑5、将二氧化碳转化为汽油6、将二氧化碳转化为乙烯

7、重视第五能源的开发利用——节能

图洁净煤技术的构成表中国国有重点煤矿煤炭灰分分布表中国国有重点煤矿煤炭硫分分布图中国煤炭资源分布图图煤炭储量分类煤炭储量分级原则煤层情况、煤质情况、地质构造情况、岩浆侵入情况的了解程度A级储量对四方面已查清B级储量对四方面已基本查清C级储量对煤层、煤质、地质情况已基本查明D级储量对煤层和煤质有初步了解探明储量经过相当的勘探工作计算的储量保有储量探明储量-已采出煤量预测储量理论计算出的储量煤炭资源评价资源丰富，勘探程度较低，经济可采储量较少地理分布极不合理各地区煤炭品种和质量变化较大，分布不合理适合于露天开采的储量较少人均占有量低表煤炭资源的人均占有量/t中国煤炭生产和消耗特征：煤矿生产未达到经济规模商品煤质量差煤炭的加工利用程度及利用率低3．动力煤的灰分、硫分和发热量表各类动力煤中灰分的分布（加权平均灰分16.84%）表各类动力煤中全硫的分布（加权平均含量1.15%）表各类动力煤商品煤发热量(MJ/kg)的分布三、煤炭的利用效率及其污染1．人均占有量少、利用效率低下表中国发电状况一览表2．煤炭利用与生态环境恶化大气中的主要污染物所排放的污染物粉尘SO2NOXCOCO2在总量排放中所占份额60%87%67%71%85%在由于燃料燃烧总排放中所占份额99%93%87%87%(1)煤炭开采运输过程中的生态破坏与噪声危害地表塌陷、设施破坏、良田荒芜、生态恶化(2)煤炭加工过程中的三废煤矸石，自燃排污、洗煤污水(3)煤炭燃烧过程中的大气污染四、中国的生态环境状况基本特点：1．生态环境脆弱2．城市大气污染严重全球大气污染最严重的城市

1998年，依次为：太原、米兰、北京、乌鲁木齐墨西哥城、兰州、重庆、济南、石家庄、德黑兰。3．国力有限，环保投资严重短缺4．乡镇企业继续发展，给中国环境造成很大的影响

现有燃煤电站锅炉污染物控制装置原有典型情况煤粉锅炉+静电除尘装置近期:锅炉+静电除尘+脱硫装置+脱硝装置容量(MW)占总火电站比例装机数现有(2002)51052.112目标(2010)280005.6120市场需求(2010)44000180来源

锅炉+静电除尘+脱硫装置中国燃煤锅炉情况五、中国的洁净煤计划〈中国21世纪议程〉包括洁净煤计划1993年制定〈中国洁净煤技术计划研究〉，包括：选煤,型煤,水煤浆,先进的燃烧器,流化床燃烧,煤气化联合循环发电,烟道气净化,煤炭液化,燃料电池

燃煤烟气中二氧化硫的脱除背景我国是世界上唯一以煤为主要能源的国家，煤在一次能源中占75%，而其中84%以上是通过燃烧方法利用的。燃烧煤产生的SO2废气，成为大气污染的最主要的根源。SO2是酸雨的主要组分，酸雨对水生生态系统，农业生态系统，森林生态系统，建筑物和材料以及人体健康均有不同程度的危害，酸雨酸性越大造成的危害越严重。2003年我国煤炭消费量为15.8亿吨，二氧化硫排放量达到2167万吨，比2000年增长了8.6%。而我国基本消除酸雨污染所允许的最大二氧化硫排放量为：1200-1400万吨。因此，燃煤二氧化硫的污染控制成为我国大气污染控制的最主要任务。我国二氧化硫污染控制的有关法规和标准的发展情况1992年两省九市开始工业燃煤二氧化硫排污收费试点。1995年全国人大常委会第一次修订《大气污染防治法》。1996年修订的《大气污染防治法》第一次提出二氧化硫排放浓度限度。1998年两控区二氧化硫排污收费，0.2元/公斤。2000年修订《大气污染防治法》。2003年9月国家环保局和国家发改委联合印发《关于加强燃煤电厂二氧化硫防治工作的通知》。2003年12月国家环保总局发布新修订的《火电厂大气污染物排放标准》。

2003年12月国家环保总局发布新修订的《火电厂大气污染物排放标准》

中国的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0.5~1.0%的低硫煤占16.46%含硫量在1.0~1.5%的中低硫煤占16.68%含硫量在1.5~2.0%的中硫煤占9.49%含硫量为2.0~3.0%的中高硫煤占7.85%含硫量分别为3.0~5.0%的高硫煤和大于5.0%的特高硫煤占7.05%我国二氧化硫的排放量以每年（3~4）%的速度不断增长有55%的城市二氧化硫超过标准二氧化硫的排放会导致严重的环境问题：

(1)酸雨会造成森林、水生物生态平衡破坏，土壤酸性贫瘠，腐蚀金属材料，破坏建筑、文物古迹，影响人体健康。我国的酸性降雨为硫酸型的。(2)二氧化硫对人体健康有极大的危害。SO2对人体的呼吸器官有很强的毒害作用，会造成鼻炎、支气管炎、哮喘、肺气肿、肺癌等。(3)SO2

会给植物带来严重的危害。(1~2)×10-6容积浓度的SO2

在几个小时内即可引起叶片组织的局部损坏0.3×10-6容积浓度以上的浓度能使某些最敏感的植物发生慢性中毒一些城市燃用1吨煤所产生的二氧化硫和酸雨造成的经济损失达(50~70)元。据不完全统计，我国在“七五”期间仅两广、四川、贵州四省因酸雨造成的直接和间接经济损失就达每年160亿元。我国政府制定的政策和法规

1990年12月，国务院环委会决定着手对酸沉降污染控制问题采取控制措施1991年10月29日国家环保局于发布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》在1991~1992年国家环保局组织有关单位进行了工业燃煤二氧化硫收费标准及实施方案的研究，并于1992年2月21日由国务院发出通知，在广东、贵州两省和柳州、南宁、桂林、杭州、青岛、重庆、长沙、宜昌和宜宾等九个城市进行征收工业燃煤二氧化硫排污费和酸雨的综合防治工作。1995年8月29日经全国人代会批准颁布了《中华人民共和国污染防治法》修正案，首次对燃煤二氧化硫控制作出了明确的规定“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其它大中型企业，属于新建项目不能用低硫煤的，必须建设配套的脱硫、除尘装置或采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措施；属于已建企业不用低硫煤的，应当采取控制二氧化硫排放、除尘的措施；国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。”《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》国家经贸委制定（1999）国产化目标分为四步：．至2001年，初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术，启动火电厂脱硫国产化示范工程，湿法烟气脱硫设备国产化率达80%左右。同时，选择若干种其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程，编制国产化实施方案。．至2003末，具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力，开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺，湿法烟气脱硫设备国产化率达90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程，并具有相应的设计能力。《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》国家经贸委制定（1999）国产化目标分为四步：．至2005年末，湿法烟气脱硫设备国产化率达95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化。．至2010年，湿法烟气脱硫设备国产化率达100%。掌握其它若干种烟气脱硫工艺的设计，设备国产化率达到95%以上。《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》国家经贸委制定（1999）实施火电厂烟气脱硫国产化的措施是：．加强火电厂烟气脱硫国产化的组织领导；．组织实施烟气脱硫国产化示范工程；．积极扶植脱硫设备的生产和供应；实行招投标制度，加强规范化管理；．培育和扶持有实力的脱硫工程公司；．研究制定促进火电厂

脱硫国产化的配套政策。燃煤脱硫技术前言

中国城市的大气污染的特征煤烟型大气污染，主要是硫排放，其中90%来自煤炭煤中硫的存在形式：无机硫(黄铁矿和硫酸盐）有机硫（硫醇和硫醚）

脱硫技术可划分为：燃烧前脱硫原煤在投入使用前，用物理、物理化学、化学及微生物等方法，将煤中的硫份脱除掉。炉前脱硫还能除去灰份，减轻运输量，减轻锅炉的粘污和磨损，减少灰渣处理量，还可回收部分硫资源。物理选煤：利用黄铁矿硫和煤的密度不同而通过重力分选和水选将黄铁矿硫和部分矿物质除去。这样可使煤的含硫量降低40%，灰份降低70%左右。化学选煤技术：加氢脱硫、加氧脱硫、用碱液浸煤后用微波照射等，适合于含硫量很高的洗中煤微生物方法：细菌脱硫脱硫方式

1燃烧前脱硫：通过洗煤等可以减少40%的无机硫。2燃烧时脱硫：（1）型煤固硫技术：加入固硫剂氧化钙与二氧化硫和三氧化硫生成硫酸钙。（2）循环硫化床脱硫技术。3燃烧后脱硫：即烟气脱硫。应用最为广泛的技术。烟气脱硫按其用水量的多少可分为湿法，干法和半干法。湿法脱硫：主要包括石灰石-石膏法，海水脱硫法，钠碱法，氧化镁法等。半干法脱硫：旋转喷雾干燥法，烟气循环流化床脱硫技术，增湿灰循环脱硫技术等。干法脱硫：高能电子束法，脉冲电晕等离子体法，吸附-再生法等。湿法烟气脱硫技术

1.石灰石（石灰）—石膏法

使用石灰石、石灰或碳酸钠等浆液作为洗涤剂，在吸收塔内对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2脱硫产物-石膏可直接抛弃，也可综合利用，是世界上使用最多的技术原理：

SO2+2H2OH2SO3H2SO3+CaCO3CaSO3+H2O+CO2CaSO3+2H2O+1/2O2CaSO42H2O

该法具有脱硫反应速度快，脱硫效率高等优点，但存在投资和运行维护费用都很高，脱硫产物较难处理，易造成二次污染，系统复杂，启停不便等问题应用：太原热电厂图1太原第一热电厂的简易型烟气脱硫流程图湿法烟气脱硫湿法烟气脱硫的优点为：（1）脱硫效率高，有的装置在Ca/S约等于1时，脱硫效率大于90%；（2）吸收剂利用率高，可超过90%；（3）煤种适应性强，副产品易于回收；（4）设备运转率高，已达90%以上缺点：（1）但是该工艺装置的基建投资大(约占电厂投资的11~18%)（2）运行费用高（约占电厂总运行费用的8~18%）。图美国燃烧工程公司湿法石灰/石灰石工艺流程1QA、该工艺的特点工艺简单经济性较好运行维护工作量小可用率在90%以上废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收是世界上应用最多的一种烟气脱硫技术。在美国，采用该工艺的电厂占电厂烟气脱硫装机总容量的80%以上。单机容量在20~920MW范围内。对高硫煤，脱硫率可达90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。传统的石灰/石灰石工艺潜在的缺陷设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损1QA、工艺改进主要有：在吸收浆液中加入少量的甲酸等添加剂，以使吸收剂的可溶性增加几个数量级（1）在吸收塔的气液界面、出口烟道、闸板门、挡板及消雾装置等处，选用适当的材料，以防止腐蚀。（2）采用双循环回路吸收系统。它将吸收塔内部分为两个区域，一个为低pH值区，另一个为高pH值区低pH值(4.5~5.0)回路主要目的：为了最大限度地利用石灰石，并除去烟气中的氯离子Cl-1，以减少它对塔身的腐蚀，同时可脱除烟气中35~40%的SO2。高pH值（6.0~7.0）的回路的目的：获得较高的SO2脱除率。

特点：

100%地利用了吸收剂避免由于过饱和而产生的结垢和堵塞问题2.氨法烟气脱硫工艺氨法脱硫就是以氨水作为SO2的吸收剂，所产生的副产品为亚硫酸氨图氨法烟气脱硫工艺流程（1）吸收过程：烟气依次经过三个吸收塔，其中的SO3

被吸收液吸收，并生成亚硫酸氨和硫酸氢氨；（2）中和结晶：由吸收反应产生的高浓度亚硫酸氨与硫酸氢氨吸收液，先经过灰渣过滤器除去烟尘，再在结晶反应器内与氨起中和反应，同时用水间接冷却，使亚硫酸氨结晶析出；（3）结晶分离：由结晶分离器底部出来的含亚硫酸氨结晶悬浮物进入离心机，分离出固体结晶体作为副产品，剩下的滤液再回到吸收塔内重复使用。该脱硫工艺的优点脱硫效率可达到99%

可得到副产品作化肥无废水和废弃物排放3.海水脱硫基本原理——自然界海水呈碱性，pH值8.0-8.3——SO2为海水吸收后，生成可溶性硫酸盐——恢复硫自然循环海水脱硫

原理：一般海水的pH为8.0-8.3，自然碱度约为1.2-2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力和吸收SO2的能力。

SO2+2H2O+1/2O2SO42-+2H+HCO3-+H+CO2+H2O

该工艺用海水吸收烟气中的SO2，再用空气强制氧化为无害的硫酸盐而溶于海水中，硫酸盐是海水中的天然成分。

只能局限于沿海的地区，同时其对海水的长期影响尚有待观察。应用：深圳西部电力公司2号300MW机组引进海水脱硫技术，1998年7月投入运营。海水脱硫工艺流程图

3.钠碱吸收法

该法是用碱液(NaOH或Na2CO3)吸收了SO2后，生成的Na2SO3在以后的循环中起主要作用。

SO2的吸收

:

SO2+Na2SO3+H2ONaHSO3SO2+Na2SO3Na2S2O5

SO2的再生:NaHSO3SO2+Na2SO3+H2O

Na2S2O5

SO2+Na2SO3

4.氧化镁法

用氧化镁浆液吸收烟气中的SO2，得到含结晶水的亚硫酸镁和硫酸镁的固体吸收产物，经脱水，干燥和煅烧还原后，再生出氧化镁循环使用，高浓度的SO2气体可用于制硫酸和硫磺。5.氧化锌法

用氧化锌浆液吸收烟其中的SO2，得到亚硫酸锌和硫酸锌的固体吸收产物，经热分解再生出氧化锌循环使用，得到的高浓度的SO2气体可用于制硫酸和硫磺。半干法烟气脱硫技术

旋转喷雾干燥法：原理：生石灰先经过消化变为氢氧化钙浆液，经喷雾装置雾化喷入烟气中。

CaO+H2OCa(OH)2SO2+2H2OH2SO3Ca(OH)2+H2SO3CaSO3+H2OCaSO3+1/2O2CaSO4

与湿法相比，设备投资较低，塔内不结垢，耗能为湿法的一半，但系统存在磨损，堵塞等问题。应用：四川白马电厂，脱硫率达80%以上。2.粉煤灰干式烟气脱硫技术将煤灰、石灰和石膏以一定比例混合，经蒸汽熟化增加活性后干燥成直径约为6mm、长约为3~10mm的圆柱形颗粒组成日本北海道电力公司

1985年开始进行研究

1988年底完成工业实用化研究（处理烟气量为50000Nm3/h）

1991年首台煤灰脱硫装置（1/2容量，处理烟气量644000Nm3/h）年投入运行该项技术的特点：（1）脱硫率可以达到90%以上，且性能稳定，达到了一般湿法脱硫的水平；（2）脱硫剂成本低，有益于环境保护；（3）用水量少，无需排水处理和排气再加热，设备总费用比湿法低1/4；（4）煤灰脱硫剂可以重复利用，或可另作它用；（5）没有料浆系统，维护比较容易，设备简单可靠。粉煤灰烟气脱硫的基本反应式为：粉煤灰+石灰+石膏+SO2→煤灰+石膏

特殊的效果：（1）煤灰和石膏能加速脱硫化学反应，使反应完全（2）脱硫效率超过活性炭，同时还具有脱硝的能力（3）反应温度低，对脱硫有利，但会使水分的不利影响增大。图煤灰干式烟气脱硫基本原理及工艺流程第一台大型实用的设备地点：日本的占东厚真电厂。运行参数为：处理烟气量644000Nm3/h

入口SO2

浓度2288mg/m3

入口烟气含尘浓度200mg/Nm3,

脱硫率大于90%，

Ca利用率大于80%，占地面积为5000m2。SulfurAdsorbedSO2FluegasConcentratedSO2H2SO4

吸附再生流程

3.活性焦炭吸附脱硫吸附温度100~200℃，吸附量6~12g/100g，脱硫效率一般高于90%。在系统里加入NH3，可同时除去NO2，脱除率80%。湖北松木坪电厂进行了5000m3/h的烟气水洗再生活性炭脱硫中试。存在问题：活性炭中碘流失是主要问题，此外设备的腐蚀等问题未解决好。我国的脱硫技术应用现状

旋转喷雾半干法脱硫中试装置70000m3/h,1991年投运，四川白马电厂湿法烟气脱硫2×360MW，1992年投运，华能重庆珞璜电厂2×100MW北京一热，2×200MW重庆电厂2×125MW半山电厂1998年签定合同炉内喷钙脱硫加尾部增湿活化脱硫

125MW,1999年投运，江苏下关电厂海水脱硫技术300MW，1998年投运，深圳西部电厂2×600MW，正在施工，福建漳州电厂

4.CuO/r-Al2O3工艺在300℃-450℃的温度范围内，CuO与SO2反应生成CuSO4，CuO与CuSO4对SCR还原NOx是很好的催化剂，反应结束后，CuSO4被送去再生。

CuO+SO2+1/2O2CuSO44/xNOx+4NH3+O2(2/x+2)N2+6H2O

CuSO4Cu+SO2CuSO4orCuOCH4，CO，O2

干法烟气脱流技术

1.电子束照射法(EBA)：

原理：烟气经电子束照射后，高能电子的能量被O2，H2O等分子吸收，产生大量高反应活性的自由基或自由电子。

O2，H2O2O，H，OH等

NH3，H2O，SO2，NO2SO3，N2O5H2SO3，HNO3(NH3)2SO4，NH3NO3e*

O，H，OH

NH3，H2O

应用：四川成都电厂90MW机组优点是能同时脱硫脱硝，能够生成硫铵和硝铵等化肥副产品，反应时间短速度快，设备投资少。缺点是能耗大，烟气辐射装置目前未达到实用大锅炉的要求。

2.脉冲电晕等离子体法（PPCP）

脉冲电晕等离子体法是在EBA法基础上发展起来的。该法利用脉冲电晕放电形成的非平衡等离子体中的高能电子撞击O2，H2O等分子形成高反应活性的自由基或自由电子。与EBA相比，该法省去了昂贵的电子束加速器，避免了短寿命的电子枪和X射线屏蔽等问题。

1991年，大连理工大学承担了国家重点自然科学基金项目“脉冲电晕等离子体活化法脱除烟气中SO2和NO2的研究”，98年纳入国家“八五”攻关项目，目前已经建成一套处理烟气量为12000-20000m3/h的烟气脱硫装置。该方法目前的研究还不充分，SO2和NO2脱除的化学反应动力学，非平衡等离子体与离子自由基密度关系还需要进一步理论与实验的研究。将来有希望替代EBA法。电子束脱硫技术应用及分析1前言2电子束脱硫工艺原理3电子束脱硫工艺流程4电子束脱硫工艺特点5EBA示范项目技术经济指标6运行状况与应用分析电子束烟气脱硫脱氮技术是一项物理与化学紧密结合的高新技术，国外70年代初期就开始了探索研究。日本荏原制作所在1970年即开始研究电子束法脱除烟气中的SO2与NOx，1973年建成模拟气体和重油燃烧烟气的小试装置；随后研究证明了电子束照射法可同时脱硫和脱氮；经中试研究进一步掌握了实际设备所需的各项定量参数，长期运转中试设备的可靠性，并能适应严格的环保标准规定。对副产品的硫酸铵(含极少量硝酸铵)进行的植物裁培试验表明：脱硫副产品具有与销售氮肥相同的质量，对植物的发育无不良影响。至此，电厂烟气电子束脱硫工业性试验的条件已完全具备。前言在我国，该技术作为“七五”期间国家重点科技攻关项目，以上海原子能研究所为主曾作过小型试验，至今仍有一些院校在不断深入研究。鉴于合作建设SO2脱除装置在我国很有必要性，同时开发新的脱硫工艺技术又是电力工业发展所必需，在国家计委和原电力工业部的推进和领导下，1995年初决定由四川省电力局与荏原制作所合作建设电子束脱硫示范装置。1998年5月，中日合作成都电厂EBA示范项目通过了验收与技术鉴定。该装置烟气处理量30×104m3/h，为目前世界上建成并投运的最大规模的工业装置。2电子束脱硫工艺原理脱硫、脱硝主要机理：（1）游离基的生成：燃煤排烟由氮、氧、水蒸汽、CO2等主要成分及SO2、NOx等微量有害成分构成。当电子束照射烟气时，电子束能量大部分被烟气中的氮、氧、水蒸汽所吸收，从而生成富有反应活性的游离基(OH基、O原子、HO2基、N基)：

N2、O2、H2O→OH、O、HO2、N

（2）SO2与NOx的氧化：烟气中的SO2与NOx,，与因电子束照射而生成的游离基进行反应，分别氧化成硫酸（H2SO4）与硝酸（HNO3）：

SO2HSO3HSO4

SO2SO3HSO4

NOHNO2HNO3

NONO2+OH

NONO2HNO3OHOHOOHH2OOOHOHO2（3）硫酸铵与硝酸铵的生成：已生成的硫酸和硝酸再与电子束照射以前喷入的氨(NH3)进行中和反应，分别生成硫酸铵[(NH4)2SO4)和硝酸铵(NH4NO3))的粉状微粒，若有尚未反应的剩余的SO2和NH3时，可分别在上述微粒表面进一步进行热化学反应，从而SO2和NH3的一部分会生成硫酸铵、硝酸铵：

H2SO4+2NH3→(NH4)2SO4

HNO3+NH3→NH4NO3

SO2+2NH3+H2O+1/2O2→(NH4)2SO4

从电子束照射到硫酸铵、硝酸铵生成所需的时间极短，仅约1秒。

3电子束脱硫工艺流程该项技术的工艺流程（见图1）由排烟冷却、氨的喷入，电子束照射与副产品收集等工序组成。图1电子束脱硫工艺流程4电子束脱硫工艺特点

(1)电子束透过力、贯穿力强，经屏蔽后可在反应室内集中供给高能量辐照烟气。反应速度快、时间短；

(2)在同一反应室内同时脱硫与脱硝；

(3)为干法过程，无废水排放；

(4)生成的副产品可作农用氮肥，无固体废弃物；

(5)对烟气条件的变化适应性强；

(6)实现了自动控制，操作较简便。（1）烟气量：30×104m3/h，从华能成都电厂200MW机组670t／h锅炉烟气抽取。（2）主要技术参数(设计值)：入口烟气SO2浓度（最大）5148mg/m3

入口烟气NOx浓度680mg/m3

入口烟气烟尘浓度390mg/m3

脱硫效率80％脱氮效率10％电耗量1900kWh／h

水耗量16t／h蒸汽耗量2t／h

出口烟气氨浓度(即反应剩余浓度)<76mg／m35EBA示范项目技术经济指标（3）电子束发生装置主要参数：直流高压电源800kV×l000mA

电子加速器800kV×400mA×2（4）环境监测主要数据：烟气量