电厂烟气处理

氮氧化物，如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等，其中NO和NO2所占比例最大，是重要的大气污染物。燃煤电站氮氧化物（NOx）指NO和NO2；NO在大气中可以氧化生成NO2；NOx还参与光化学烟雾和酸雨的形成，光化学烟雾会使大气能见度降低，对眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，并会产生头痛、呼吸道疾病恶化，严重的会造成死亡；空气中允许的最高浓度5mg/m3(以NO2计)；研究表明，HNO3对酸雨的贡献呈增长之势，降水中NO3—/SO42—比值在全国范围内逐渐增加。NOx生成途径主要有三种：①“热力型”NOx（ThermalNOx），为燃烧用空气中的N2在高温下氧化而产生的氮氧化物；低于1350℃几乎不生成，1500℃少量生成，超过1500℃大量生成。②“快速型”NOx（PromptNOx），为碳化氢燃料过浓时燃烧产生的氮氧化物；锅炉燃烧生成量微不足道，受压力影响较大。③“燃料型”NOx（FuelNOx），为燃料中含有的氮的化合物（如杂环氮化物）在燃烧过程中氧化而生成的氮氧化物。一般，当燃料中氮的含量超过0.1%时，所生成的NO在烟气中的浓度将会超过260mg/Nm3，90%的NOx是“燃料型”NOx，“燃料型”NOx是煤燃烧时产生NOx的主要来源。煤燃烧过程中影响NOx生成的主要因素有：（1）燃料、煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量、燃料中固定碳/挥发分之比以及挥发分中含氢量与含氮量之比；（2）锅炉燃烧温度、燃烧区域的温度峰值；（3）锅炉过量空气系数，影响反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；可燃物在反应区中的停留时间。（4）锅炉负荷，负荷增大，燃料量增大，燃烧温度增大，NOx生成量增加。针对NOx形成机理和影响因素，与之对应的低NOx燃烧技术原理为：1．减少燃料周围的氧浓度。包括：降低炉内过剩空气系数，以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃尽前燃料与二次风的掺混，以减少着火区氧浓度，如空气分级，低NOx燃烧器。2．在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的氮不易生成NOx，而且使生成的NOx经过均相或多相反应而被还原分解，如燃料分级（再燃），低NOx燃烧器。3．在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOx的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等。通过燃烧调整，减少氧气浓度，使燃烧过程在尽可能接近理论空气量的条件下进行，一般可降低15%~20%的NOx排放。四角燃烧及墙式燃烧烟煤锅炉采用低氧燃烧技术，满负荷时省煤器出口氧量由4%降为3%，NOx下降20%。但是烟气中CO浓度和飞灰可燃物含量可能上升，燃烧经济性下降。此外，低氧浓度会使炉膛内的某些区域成为还原性气氛，从而降低灰熔点引起炉壁结渣和腐蚀。采用低氧燃烧技术需要运行经验，兼顾燃烧效率和NOx排放两个因素，需综合考虑确定最佳氧量。通过送风方式的控制，降低燃烧中心的氧气浓度，抑制主燃烧区NOx的形成，燃料完全燃烧所需要的其余空气由燃烧中心区域之外的其它部位引入，使燃料燃尽。在主燃烧区，由于风量减少，形成了相对低温，贫氧而富燃料的区域，燃烧速度低，且燃料中的氮大部分分解为HCN、HN、CN、CH等，使NOx分解，抑制NOx生成。我国在元宝山发电厂600MW机组上完成直吹式制粉系统的超细化煤粉再燃技术示范工程，脱硝效率达到50%。在宝钢发电厂350MW机组上完成气体燃料作为再燃燃料的再燃技术示范工程。电厂烟气处理脱硫是火力发电厂的工程中的一个工程程序，指的是处理含硫化合物的一个工程，基本上以处理二氧化硫为主。二氧化硫的治理可分为燃烧前、燃烧中和燃烧后进行三大类。。洗煤：要经过筛分、破碎、选煤、储存几道工序通过计量装置、连续输送泵、由动力风源、管道、分配器等完成计量、输送、送粉量调节、炉内喷射、从而使石灰粉在炉内锻烧分解、利用生成的CaO与炉内烟气的SO2进行反应。即指烟气脱硫，目前国内外采用的脱硫技术中，主要采用的方法仍然是烟气脱硫该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。（1）燃烧后脱硫工艺——喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。（2）燃烧后脱硫工艺——粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3)、石灰（CaO）或碳酸钠(Na2CO3)等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。