三融环保烟气脱硫

燃煤电厂烟气脱硫、脱硝技术探讨山东三融环保工程有限公司二○一四年五月主讲：魏培华三融环保简介山东三融环保工程有限公司是国内环保行业的骨干企业、山东省大气污染治理烟气脱硫、脱硝工程龙头企业之一，主要从事火电厂烟气脱硫（FGD）、脱硝（SCR）、电力除尘工程的设计、建设、调试、运营，提供系统集成总承包一条龙服务。还涉及系能源，脱硝催化剂生产，设备制造等行业。

现阶段有7个在运脱硫运营项目，其中山东5个脱硫BOT运营项目，山西2个脱硫运营。山西瑞光1个脱硝运营。运营市场还在进一步扩大。脱硫部分技术研讨主要内容一、燃煤电厂烟气脱硫技术、原理和应用现状二、湿法脱硫工艺的现状及应用三、脱硫设施运行管理要点四、核查过程中关注的重点第一章燃煤电厂烟气脱硫技术、原理和应用现状2010年全国降水pH年均值等值线图我国酸雨分布区域主要集中在长江沿线及以南–青藏高原以东地区。主要包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地区，长江三角洲、安徽南部、湖北西部、重庆南部、四川东南部、贵州东北部、广西东北部及广东中部地区。硫酸型向硫酸硝酸复合型酸雨转变；1、SO2排放对环境的影响2、国家政策及法规的要求2011年7月29日，国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准》。

《标准》中规定氮氧化物：自2012年1月1日起，对于新建火力发电锅炉及燃气轮机机组执行100mg/m3的SO2限值；自2014年7月1日起，现有的火力发电锅炉和燃气轮机机组执行200mg/m3的限值；只是对W型火焰炉、循环流化床及2003年12月31日之前建成投产或通过项目环境影响报告审批的锅炉可执行400mg/m3的SO2限值。2、国家政策及法规的要求3、SO2控制技术燃料空气烟气脱除石灰石-石膏法

(应用最多)镁法钠法氨法海水法干法

锅炉燃烧中处理燃烧后处理烟囱洗煤，选煤炉内喷钙煤炭洗选：现阶段大多采用物理选煤，根据物理性质差异分选，如重力分选。目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。炉内喷钙：将石灰石粉磨至150目左右，用压缩空气喷射到炉内最佳温度区，并使脱硫剂石灰石与烟气有良好的接触和反应时间，石灰石受热分解成氧化钙和二氧化碳，再与烟气中二氧化硫，反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，最终被氧化成硫酸钙。4、燃烧前、中技术燃烧后脱硫：在锅炉尾部电除尘后至烟囱之间的烟道处加装脱硫设备,目前95％以上的燃煤锅炉采用此方式实施脱硫,是控制二氧化硫和酸雨污染最有效、最主要的技术手段。5、烟气脱硫技术按有无液相介入分类湿法半干法干法海水法电子束法按有无液相介入分类湿法：进入湿吸收剂；排出湿物质

湿法是利用碱性溶液为脱硫剂，应用吸收原理在气、液、固三相中进行脱硫的方法。湿法脱硫是目前商业应用最广大的烟气脱硫方法。以石灰石、生石灰为基础的钙法以氧化镁为基础的镁法以合成氨为基础的氨法海水脱硫以亚硫酸钠、氢氧化钠为基础的钠法湿法脱硫半干法：进入湿吸收剂；排出干物质

半方法是指在有液相和气相介入脱硫方法，脱硫产物为干粉状。优点：投资少，运行费用低、腐蚀小、占地面积小、工艺可靠性强。缺点：反应速度较低，介于干法和湿法之间，效率不高，运行好的情况下可达到70%,设备磨损严重，运行不善容易堵塔，运行原料成本高干法：进入干吸收剂；排出干物质。

干法是指无液相介入完全在干燥状态下进行脱硫的方法。如向炉内喷干燥的生石灰或石灰石粉末，即脱硫产物为粉状。

优点：相对于湿法系统来讲，设备简单，占地面积小、投资和运行费用低、操作方便、能耗低、生成物便于处理、无污水处理系统等。缺点：反应慢，脱硫效率低，先进的可达60-80%.吸收剂利用率低，磨损、结构现象严重，设备维护成本高，可靠性低，寿命短海水法：采用海水对烟气脱硫的方法

此方法受地域条件限制。且有氯化物严重腐蚀设备的问题。脱硫残液PH很低，必须配置参数合理的水质恢复系统，才能达到环保要求的排放条件。优点工艺简单，不需要添加任何化学物质，没有固体副产物生成，效率可达90%以上，投资及运行费用低，建设周期短，便于维护缺点：收到地点限制，应用范围小，海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。电子束法：是一种利用高能物理原理，采用电子束辐照烟气，或以脉冲产生电晕对烟气实施脱硫的方法。电子束法使用的脱硫剂为合成氨，目前仅限于吨位不大的燃煤锅炉烟气脱硫。。第二章湿法脱硫工艺的现状及应用石灰石-石膏法1、石灰石-石膏法石灰石／石膏法的原理：石灰石的溶解过程：CaCO3+2H+→Ca2++CO2+H2OSO2的吸收过程：SO2+H2O→H2SO3H2SO3→H++HSO3-(低PH值时)（吸收区下部）H2SO3→2H++SO32-(高PH值时)（吸收区上部）Ca2++2HSO3-→Ca(HSO3)2Ca2++SO32-→CaSO3反应产物的氧化：Ca(HSO3)2+CaCO3+O2

2CaSO4+CO2+H2O结晶生成石膏：CaSO4+2H2O→CaSO4·2H2O分为烟气系统，吸收剂制备系统，吸收塔系统，工艺水系统，氧化系统，事故浆液系统，脱水系统石灰石／石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时

，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上）

、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。

石灰石/石膏法的缺点：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大。石灰石／石膏法是目前商用最广泛的脱方法，在国内外的市场占有率在90%以上。

氧化镁脱硫技术是一种成熟度仅次于钙法的脱硫工艺，其工艺与石灰石石膏法非常类似。氧化镁脱硫工艺在世界各地都有非常多的应用业绩，其中在日本已经应用了100多个项目，台湾的电站95%是用氧化镁法，另外在美国、德国等地都已经应用，并且目前在我国部分地区已经有了应用的业绩。氧化镁法相比石灰石法相比镁法对SO2的吸收能力更强，各项投资相对低20%左右。但他要求附近有氧化镁矿石，并且氧化镁价格比石灰石贵很多，副产物硫酸镁如不能销售会造成运行成本的大量增加。该过程中会有8%的MgO流

失，造成二次污染2、氧化镁法

氨法脱硫原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中SO2与氨水反应，生成亚硫酸铵，经与鼓入的强制氧化空气进行氧化反应，生成硫酸铵溶液，经结晶、离心机脱水、干燥器干燥后即制得化学肥料硫酸铵。氨法脱硫还有一定的脱硝作用3、氨法

SO2＋H2O＋NH3=(NH4)HSO32(NH4)HSO3+O2+=2(NH4)2SO4+H2O氨法也是一种技术成熟的脱硫工艺，优点有

1由于氨水与SO2反应速度要比石灰石（或石灰）与SO2反应速度大得多，同时氨法不

需吸收剂再循环系统，因而系统要比石灰右—石膏法小、简单，其

投资费用比石灰石—石膏法低得多；

2

在工艺中不存在石灰石作为脱硫剂时的结垢和堵塞现象；3

利用废氨水作为脱硫剂，降低成本4

氨法工艺无废水排放，除化肥硫酸氨外也无废渣排放缺点：1

氨水来源也是选择此工艺的必要条件；

2气溶胶和氨损。在氨法脱硫过程中，亚硫酸铵和亚硫酸氢铵气溶胶随净烟气排出，造成氨的损耗3

副产品硫酸铵的销路和价格是氨法工艺应用的先决条件，这是由于氨法所采用的吸收剂氨水价格远比石灰石高，其吸收剂费用很高，如果副产品无销路或销售价格低，不能抵消大部分吸收剂费用，则不能

应用氨法工艺.

第三章脱硫设施运行管理要点石灰石石膏法1、出口SO2排放浓度（达到国家环保要求）2、SO2脱除率（国内一般承诺90-95%）3、钙硫比（国内一般不超过1.03）4、脱硫厂用电率5、水耗6、系统压力损失；

1、脱硫系统应达到的主要性能指标分为石灰石、石灰石粉石灰石粉品质要求2、脱硫剂储存制备。3、吸收塔PH吸收塔运行的最佳PH为5左右PH<4时吸收塔浆液将不再吸收二氧化硫。并且增加对脱硫循环泵的腐蚀。PH太大时，容易结垢，堵塞管道通过调整供浆量来调节吸收塔PH当PH降低时，增大供浆量提高系统PH;当PH增加时，减少供浆量降低系统PH。保证系统在合适的PH下运行，提高系统运行效率。被腐蚀的循环泵叶轮氧化风机的运行直接关系到氧化效率，氧化风量低时CaSO3无法被氧化为CaSO4，吸收塔浆液失去吸收SO2的能力。同时导致吸收塔无法脱除石膏。在运行过程中应保证足够的氧化风量，氧化风机的运行是脱硫稳定运行的关键因素，一般要求一运一备。4、氧化风量

浆液中粉尘过多会影响石灰石的溶解，导则浆液中PH值降低、脱硫效率下降。严重时可能导致浆液中毒。重视电除尘的管理，提高电除尘的除尘效率是保证脱硫设施安全稳定运行的重要条件之一。各脱硫系统对粉尘要求不同，一般要求在100mg/m3以内。5、粉尘含量

氯在系统中主要以氯化钙形式存在,去除困难,影响脱硫效率,后续处理工艺复杂,在运行中应严格控制系统中Cl-含量(一般控制在20000ppm以内),确保其在设计(一般设计在40000ppm左右)允许范围内。Cl-含量过高会增加对钢材的腐蚀，严重影响泵，搅拌器，塔体的寿命。还会石膏脱水困难，使含水量增加，石膏难以成型，影响石膏品质，降低效益。

运行中通过增加废水的排放来控制Cl-浓度。6、Cl-含量

吸收塔浆液密是影响脱硫效率的关键因素。密度过高会造成以下危害1吸收塔结垢严重，2除雾器除雾效果难以保证，3对防腐层冲刷严重，增加塔底沉积4影响亚硫酸钙氧化效率。密度过低时脱硫剂含量减少，也不利于提高脱硫效果一般控制吸收塔密度控制在1050-1200kg/m3之间。7、吸收塔浆液密度第四章核查过程中关注的重点一脱硫计算ppm为体积浓度，是气体体积的百万分之一。mg/Nm3为质量浓度，即每立方米空气中所含污染物的质量。ppm与mg/Nm3二者之间的换算公式为：其中A为质量浓度mg/Nm3，C为ppm,M物质的分子量。

NOX分子量：46

CO分子量：28

SO2分子量：64可以通过上述公式进行转换

1.1、mg/Nm3与ppm的概念及换算SO2与燃煤含硫量的对应关系：锅炉燃烧过剩系数为1.4时，含硫率为1%的煤炭燃烧后，排放浓度大致为2100mg/Nm3。其他含硫率可按下式推算：含硫率=入口SO2浓度/2100/100。如：入口SO2浓度为600PPm,则燃煤含硫率=600*2.86/2100/100=0.82%1.2、SO2与燃煤含硫量的对应关系1.3、SO2产生量及排放量的计算SO2的产生量=1.6×B×S1.6是硫与二氧化硫的转换系数B是原煤量S是煤的硫份比如:燃烧100万吨的原煤，硫份为1%，那么SO2的产生量=1.6×100万吨×1%=1.6万吨SO2的排放量＝产生量×（1－脱硫效率×投运率）如:该机组的脱硫效率为90％，投运率为90％，SO2的排放量＝1.6万吨×【（1－90％）×90％】＝0.304万吨。如果该机组的投运率为50％，则SO2的排放量＝0.88万吨。

理论上，1mol的SO2脱除需1mol的CaCO3，同时产生1mol的CaSO4·2H2O（石膏）。因SO2的分子量为64，CaCO3的分子量为100，CaSO4·2H2O（石膏）的分子量为172

可以简单理解为脱除64单位的SO2需要100单位的CaCO3，生成172单位的石膏1.4、石灰石用量及石膏产量的计算考虑到钙硫比、CaCO3纯度等因素时脱除1吨SO2的石灰石用量=1吨×100÷64×1.03÷90%=1.79吨1.03为钙硫比，90%为CaCO3的纯度脱除1吨SO2的石膏产量=(1吨×100÷64×1.03÷90%)×172÷100÷(1-10%)=3.4吨10%为石膏含水率也可以忽略为1吨石灰石反应生成1.8吨石膏如本月燃煤量为89243吨，燃煤硫含量为0.78%，平均脱硫效率为92%，投运率为100%，那么本月石灰石用量应为：89243×0.78%×1.6×92%×100%×1.79/90%=2038吨本月石膏产生量为：2038×1.8=3668吨1.4、石灰石用量及石膏产量的计算（续）二、核查过程中关注的重点1、通过CEMS数据监测对每套脱硫装置，在脱硫入口和出口分别设置一套在线烟气分析仪（CEMS）用于脱硫SO2、O2浓度等参数监测。大部分烟气分析仪采用非色散红外线吸收法来进行测量。

1.1CEMS安装位置

1.1.1脱硫入口增压风机入口前，入口原烟气挡板后。核查过程中关注的重点入口CEMS测量装置核查过程中关注的重点1.1.2脱硫出口

在线烟气分析仪安装在脱硫出口烟道上，

出口挡板前或烟囱入口前主烟道上，对于每

炉对应一个烟囱的机组，也可安装在烟囱上。

环保监测烟气分析仪一般安装在烟囱上，距

离地面高度约30～50米，用于全面监测烟气

SO2排放情况。大多数时候这两套分析仪合用为一套。核查过程中关注的重点1.2CEMS测试数据分析

通过入口二氧化硫含量和出口二氧化硫含量的对比，可以计算出脱硫装置的脱硫效率。

SO2

脱除率由下式表示（实际计算时考虑氧含量）：FGD装置出口SO2浓度（mg/Nm3）脱硫率（％）＝(1－)×100%FGD装置入口SO2浓度（mg/Nm3）核查过程中关注的重点1.3CEMS数据传输

CEMS数据将通过硬接线输出到FGD装置控制系统，经过DCS处理显示在计算机画面上，方便运行人员监控。环保监测的数据，一般通过有线的或无线的传输方式，直接传输到环保局监控中心。核查过程中关注的重点核查过程中关注的重点案例：某机组提供的CEMS数据表显示，从7月～11月数据为连续数据且符合排放标准要求。但从其向环保局提出的脱硫停运申请及运行记录显示:该时间段装置每月停运次数较多，9月多达7次以上。因机组发电未停，由此可见该CEMS数据表全部为假数据。核查过程中关注的重点2调用主机和脱硫运行参数进行对比

2.1检查办法通过主机某一时段的机组负荷、发电量和该

时段燃煤含硫量，掌握该时段的耗煤量、石灰石

耗量和石膏产量。进行数据对比的方法：根据该时段燃烧的煤量和煤质，计算出产生

了多少吨二氧化硫，为脱除该二氧化硫消耗了多

少吨石灰石，产生了多少吨石膏，根据计算值与

实际值进行对比得出结论。核查过程中关注的重点2.2计算依据在石灰石—石膏湿法脱硫工艺中，化学反应方程式为：2CaCO3+2SO2+O2+4H2O<==>2CaSO4·2H2O+2CO21mol的SO2脱除需1mol的CaCO3，同时产生1mol的CaSO4·2H2O（石膏）。其中SO2的分子量为64，CaCO3的分子量为100，CaSO4·2H2O（石膏）的分子量为172

核查过程中关注的重点案例1：某电厂提供的燃煤数据为500t/h，煤质中含硫率为：1%，脱硫率：95%，根据测算公式可知，SO2脱除量=500×1%×0.8×2×95%=7.6t/h；纯石灰石耗量为：7.6÷64×100=11.875t/h，考虑石灰石纯度为92%，Ca/S比为1.03,则石灰石耗量为：11.875×1.03÷92%=13.59t/h；折算到浆液时为每小时消耗38.5m3/h（30%浆液浓度）;

石膏产量为：7.6÷64×172=20.425t/h.

而该厂提供的石灰石耗量数据显示在该时段为30m3/h，折算到石灰石时约10.57t，明显低于实际需要。故可判断：该脱硫系统没有对全烟气量进行全部脱硫。核查过程中关注的重点案例2机组燃煤数据不合理

某33万KW电厂2007年6月1＃机组运行发电量为1161万KW，2＃机组运行发电量为1115万KW，1＃机组比2＃机组多发46万KW，而330MW机组发电46万KW只需要消耗标准煤170吨。但数据统计中显示1＃机组却比2＃机组多消耗标准煤4200吨，煤的硫含量为2％。

多耗煤的目的是：在计算S02排放总量时，为企业早日完成总量减排做好数据准备。数据为假，不予认可。案例3

1台600MW机组运行数据显示，2007年6月检修停运10天，实际只运行了20天，脱硫运行数据也显示只运行了20天，但提供的耗煤量数据表却显示连续运行了720小时（30天）。再调用机组发电量统计表进行核对得知：机组在其中10天内没有发电量的记录，由此可见，虚构了煤耗，其主要的目的与案例2一样：在计算S02排放总量时，为企业早日完成总量减排做好数据准备。核查过程中关注的重点核查过程中关注的重点3通过增压风机运行状态判断装置是否正常运行旁路挡板关闭的情况下，增压风机动（静）叶片开度与锅炉