脱硫脱硝处理
脱硫脱硝处理
脱硫脱硝处理

流程简介:

    第一步,经收集之后的废气进入到电离捕捉器中,当废气通过时,废气中的尘埃和焦油类物质在电荷作用下被电离,向带有电荷的金属线和管壁运动,并失去电荷,当吸附于沉淀极上的杂质量增加到大于其附着力时,在重力的作用下,会自动向下流趟,从电离捕捉器底部排出,净气体则从电离捕捉器上部离开并进入下道工序,从而使污染物得以降解去除。

    第二步,经过捕捉后的废气进入复合式光氧设备中,在该装置中,高能光子光束与空气反应产生的臭氧、·OH(羟基自由基)对恶臭气体进行协同分解氧化反应,同时大分子恶臭气体在高能光子作用下使其链结构断裂,使大部分有机气体物质转化为无臭味的小分子化合物或者完全矿化,生成水和CO2。废气进入沸石分子筛层深度净化,最后经风机管道烟囱达标排放。


烟气脱硝

    由于炉内低氨燃烧技术的局限性使得NOx的排放不能达到令人满意的程度为了进一步降低NOx的排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3类。其中干法包括选择性非催化还去(SNCR)、选择性催化还原法赵SCR)、电子刺联合脱硫脱去半干法有活性炭联合脱硫脱法湿法有臭氧氧化吸收法等。在众多脱硝方法当中,SCR脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、无副产品、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点在日本和欧美得到了广泛的商业应用。

SCR脱硝

SCR装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂NH3,将NOx还原为氮气。由于此还反应对温度较为敏感故需加入催化剂,以满足反应的温度要求,增强反应活性。采用高含尘工艺时,SCR反应器布置在省煤器和空气预热器(空预器)之间。其优点是烟气温度高,满足了催化剂活性要求;缺点是烟气中的飞灰含量高,对催化剂的防磨损和防堵塞的性能要求较高。对于低含尘工艺,SCR布置在烟气脱硫系统(FGD)之后、烟囱之前。此时虽然烟气中的飞灰含量大幅咸少,但为了满足催化剂活性对反应温度的要求,需要安装蒸汽加热器和烟气换热器(GGH),系统复杂,投资增加故一般选择高含尘

工艺。

    对脱硫塔的烟气脱硫的大型脱硫装置称为脱硫塔,而用于燃煤工业锅炉和空炉烟气脱硫的小型脱砌除尘装置多称为脱确除尘器。在晓硫塔和脱硫除尘器中,应含SO2的烟气,对烟气中的SO2进行化学吸收。为了强化吸收过程,提高脱硫效率,降低设备的投资和运行费用,脱硫培和脱硫除尘器应满足以下的基本要求SO2吸收净化过程,处理的是低浓度SO2烟气,烟气量相当可观,要求瞬间内连续不断地高效净化烟气。因而,SO2参加的化学反应应为极快反应,它们的膜内转化系数值较大,反应在膜内发生,因此选用气相为连续相、满流程度高、相界面较大的吸收塔作为脱硫塔和脱硫除尘器比较合适。通常,喷淋塔、填料塔、喷雾塔、板式塔、文丘里吸收塔等能满足这些要求。其中,喷淋塔是使用zui为广泛的脱硫塔类型之一,喷淋塔具有结构简单,工艺成熟可靠的优点,广泛应用于大型电厂,中小型低硫烟气治理;对于高硫烟气治理,有色行业以气动乳化脱硫塔、多层喷淋塔等为主。

常见吸收塔的性能

    国内外燃煤电厂常用的脱硫塔,主要有喷淋空塔、填料塔、双回路塔及喷射鼓炮塔等四种。湿法脱硫,特点是脱硫系统位于烟道的未端、除尘器之后,脱硫过程的反应温度低于露点,所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应,其脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加用率高,如用石灰做脱硫剂时,当Ca/S=1时,即可达到90%的脱硫率,适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是,湿法烟气脱硫存在废水处理问题,初投资大,运行费用也较高。

       2011年11月,环保部网站发布了国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局联合发布的新修订的《火电厂大气污染排放标准》,新标准将于2012年1月1日起实施。这也是自2003年以来,环保部首次更新火电厂大气污染物排放标准。环保部副部长吴晓青表示,2009年全国氮氧化物排放总量为1692.7万吨,电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的49%,实施新标准后,到2015年,电力行业氮氧化物排放可减少580万吨;2009年全国二氧化硫排放总量为2214.4万吨,电力行业二氧化硫排放量约占全国排放总量的46.4%,实施这一标准后,到2015年,电力行业二氧化硫排放可减少618万吨。这意味着火电脱硝迎来历史性发展机遇。 2012年冬季,京津苏粤等地雾霾天数明显增多,人们对雾霾的关注度大幅提高,在2013年两会上,环保成为两会重点议题,治理城市大气污染等建议被国务院采纳。 2013年1月,国家发改委发布《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》。通知规定,自2013年1月1日起,将脱硝电价试点范围由现行14个省(自治区、直辖市)的部分燃煤发电机组,扩大为全国所有燃煤发电机组。脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。发电企业执行脱硝电价后所增加的脱硝资金暂由电网企业垫付,今后择机在销售电价中予以解决。

 


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