现有烟气脱白技术探索
在我国火电、钢铁、建材、有色、水泥、玻璃、石化、焦化等行业，烟气脱硫大多采用湿法脱硫工艺，尤其以石灰石-石膏法、氨法脱硫等工艺为主。烟气经脱硫系统净化后，一般会形成45-55℃的低温饱和湿烟气。这些湿烟气经烟囱直接排入大气环境中，由于温度降低，部分气态水很快会和烟气中的污染物（粉尘、SO3气溶胶、NH3气溶胶、石膏浆液等）凝结成液滴，在烟囱周围形成雾状水汽。在阳光照射下发生散射，形成人们常说的“有色烟羽”，在不同视角下，一般呈现为白色、灰白色、蓝色或者黄色，严重时会在附近形成石膏雨或者氨逃逸。目前，各地火电领域、非电领域在推进超低排放的同时，已经将治理“有色烟羽”列入地方环保政策。
1．烟气脱白的必要性
1.1.有色烟羽的视觉影响
有色烟羽会对周围居民生活造成困扰，环保局也经常会受到类似的投诉。因此许多配备湿法烟气脱硫装置的企业、把消除“白色烟羽”作为超低排放改造的重要内容之一。国电环境保护研究院调研了全国火电厂95座，涉及235台机组，在所有调研的122根烟囱中，有107根出现湿烟羽，占88%，未出现湿烟羽的电厂多采用半干法脱硫、烟气加热技术或“烟塔合一”技术。
1.2.有色烟羽的污染问题
通常来讲，烟气经过脱硫脱硝除尘处理后，都已经达到了国家要求的排放标准，但有色烟羽的雾滴仍然夹带着氮氧化物、硫化物、各
种烟尘颗粒物、SO3气溶胶、NH3气溶胶、超细结晶盐颗粒物等污染物，对烟气进行脱白处理，在脱除大部分雾滴同时，还可以脱除大量污染物，有利于减轻雾霾。
1.3.烟气脱白有利于节能节水
对于湿法脱硫工艺，烟气排放的同时，由于高温原烟气经多层喷淋降温，会带走大量气态水和液态雾滴。据估算，按照全国的燃煤量，全国每年因燃煤烟气带入大气的水分高达几十亿吨。因此进行烟气脱白，可以回收大量宝贵的水资源。
2.烟气脱白工艺探索
根据“有色烟羽”的成因，目前的烟气脱白工艺主要有2个方向：1、减少烟气中水分；2、提高烟气的排放温度；3、减小烟气流速，减少二次夹带；4、采用烟塔合一技术；5、引入热风混合排放。
减少烟气中水分，目前可以通过以下几个措施实现：
（1）通过烟气换热器降低原烟气进入FGD系统的温度；
（2）脱硫后的净烟气增设管束除雾器，脱出大部分液滴；
（3）脱硫后的净烟气增设湿式电除尘器，脱除大部分细粒液滴；
（4）脱硫后净烟气通过换热器冷凝，降低烟气温度，冷凝回收烟气中的水分；
提高烟气的最后排放温度，可以通过GGH，使净烟气排放温度达到80℃左右，升温后的烟气处于不饱和状态，通过烟囱排出后，就不会形成“白烟”。
2.1.烟气换热器在烟气脱白中的应用
在湿法脱硫工艺中，目前常用的烟气换热器有4中：回转式烟气换热器、热管式烟气换热器（GGH）、管式热媒水强制循环式换热器（MGGH）、管式蒸汽热交换式换热器。
回转式烟气换热器和热管式烟气换热器安装在引风机后脱硫塔入口前的位置，能使脱硫塔入口烟气降至90-100℃，这样烟气温度降低后烟气体积变小，原脱硫塔内的上升流速自然变小，与脱硫液接触反应时间延长，则脱硫效率相应提高，同时，由于入口烟气温度的降低，则在烟气入塔时与脱硫液接触时产生的水蒸气量也会大大降低，则会减少烟气中水蒸气占有的体积，烟气总体积量减少，此外由于入口烟气温度的降低，在脱硫塔内总的运行温度都会降低，排出烟气中所含的饱和湿度（绝对湿度）含水量大大减少。此外，净烟气通过GGH温度可以提升至80℃，此排放温度下，净烟气属于不饱和状态，因此不会产生“白烟”。
在最初引进国内时，由于在运行过程中存在堵塞、漏烟和腐蚀等问题，在目前的电厂中多已取消，新建的FGD系统多数也没有预留位置，因此改造起来有难度。目前相对而言，MGGH克服了以上问题，而且由于冷却器和再热器可以分开布置，更方便烟道的布置。
MGGH采用间接换热，利用水作为媒介，通过水循环方式从高温烟气吸热，到尾部烟道放热，提升净烟气的温度，提高烟气排放的抬升高度，降低污染物的落地浓度，从而消除白烟现象。
MGGH系统工作原理MGGH系统综合应用烟气余热利用技术：①通过热回收器回收出口烟气余热，使除尘器入口温度由120、150℃
降低至90、100℃烟温的降低促使粉尘比电阻相应降低，进而大幅提高除尘效率，并有效脱除烟气中绝大部分的S03，满足低排放要求，节省湿法脱硫工艺耗水量，减少烟囱水汽的排放。②热回收器回收的热量由热媒体运输至烟气再加热器，将脱硫出口烟气温度由约50℃升高到80℃左右，从而避免烟囱降落液滴，减轻烟囱腐蚀，提高烟气排放抬升高度，消除“烟羽”视觉污染。
2.2.管束除雾器在净烟气脱白中的应用
在燃煤锅炉末端脱硫过程中，控制吸收塔后烟囱颗粒物排放含量的设施主要为折流板除雾器。折流板除雾器在其工作流速下，对粒径20μm以上颗粒的去除效率显著，但是对粒径20μm以下小颗粒的去除效率不佳；随着环保力度的加大，在超低排放政策下，如何对细小颗粒进行高效率地去除，同时保证运行成本的可持续性，是亟待解决的难题。
管束式除雾器是近年来兴起并逐渐得到应用的新型高效除雾器，具有对细小颗粒去除效率高、阻力小、投资成本低、维护简单等特点。在吸收塔入口颗粒物含量≤30mg/Nm3的前提下，吸收塔烟囱出口颗粒物含量≤5mg/Nm3，并可在长时间连续稳定运行。
管束式除尘除雾器是主要依赖于吸收塔上部低温饱和净烟气中含有大量细小雾滴的特点，利用大量细小雾滴高速运动条件下增加粉煤灰颗粒与雾滴碰撞的机率，雾滴与粉煤灰颗粒凝聚从而实现对此部分极微小粉煤灰尘和雾滴的捕悉脱除。
管束式除尘除雾器的工作原理可简单表述为通过粉煤灰颗粒、雾
滴的凝聚、捕悉和湮灭的3种运动状态，在烟气高速旋流、剧烈混合、旋转运动的过程中，将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒脱除。
2.3.湿式电除尘器在烟气脱白中的应用
湿式静电除尘器是高效气液分离湿法设备，捕集烟气中微米和亚微米级微粒，确保烟气中水雾、粉尘达标排放。工作原理：通过静电控制装置和直流高压发生装置，将交流电变成直流电送至除雾装置中，在电晕线（阴极）和酸雾捕集极板（阳极）之间形成强大的电场，使空气分子被电离，瞬间产生大量的电子和正、负离子，这些电子和离子在电场力的作用下作定向运动，构成捕集烟雾的媒介。
同时使酸雾微粒荷电，这些荷电的酸雾粒子在电场力的作用下，作定向运动，抵达到捕集酸雾的阳极管上。之后，荷电粒子在极板上释放电子，失去电荷后的酸雾颗粒在重力作用下顺沉淀极内壁流向电除雾器底部，这样就达到了净化雾滴的目的。
在进口烟气粉尘颗粒浓度不高于300mg/Nm3情况下，电除雾器出口细微粉尘颗粒不高于30mg/Nm3；脱除效率不低于90%。在进口烟气雾滴浓度不高于750mg/m3情况下，电除雾器出口烟气中雾滴不高于70mg/m3。烟囱出口视觉无明显白雾（冬季因温差原因或气压较低的情况下，可能会有部分白烟）。脱除效率不低于90%
2.4.净烟气冷凝器在烟气脱白中的应用
相当数量的湿法脱硫系统存在场地限制，改造困难的情况，对于一些难以增设GGH的情况，可以单独采用净烟气冷凝器回收冷凝液+再热器升温的方案。
冷凝器安装于脱硫塔出口烟道中。由于换热管中通有冷却水，使得烟气水蒸气冷凝析出，将裹挟烟尘、石膏颗粒凝结聚集，沿垂直换热管表面向下流动，起到液膜除尘作用，降低烟气尘浓度，烟气含水量，消除“湿烟羽”“大白烟”。换热后的热水供厂区回用。
再热器安装于脱硫出口烟气冷凝器之后、烟囱之前的烟道中。利用原烟气加热的热媒水对脱硫后烟气升温，降温后的媒介水再经过热循环泵送至脱硫前烟气冷却其中。使脱硫后烟气再热器的媒介与脱硫原烟气冷却器的媒介形成闭室循环。
2.5.引入热风混合排放技术
传统的烟气再热技术（GGH）存在投资、运行费用高，易腐蚀、堵塞、漏烟等问题，且不适用于改造。为此为提升净烟气温度，可以混合式烟气再热技术。将来自锅炉空气预热器的一定量的热风引入到脱硫净烟气中，热风与净烟气直接混合，从而达到提升烟气的合理温度范围。该技术投资运行费用低，无堵塞和腐蚀问题，也可以有效消除有色烟羽，但是对于排放污染物和水蒸汽的总量没有帮助，可以和以上其他技术组合使用。
2.6烟塔合一排放技术
烟塔合一排放技术在德国首次使用，并逐步在国内得到应用。烟塔合一是利用冷却塔的巨大能量和热空气量，对脱硫后的净烟气进行抬升，从而促进烟气扩散，改善净烟气中污染物的扩散情况，从而避免石膏雨的产生。
此外对于新建项目，要注意烟气流速设计，不要超过临界值，烟
道流速不要超过15m/s，吸收塔流速宜设计在3.5m/s以下，烟囱宜设计为“直筒型+收缩段型”，这样可以有效避免冷凝液的二次夹带。
3.结语
烟气脱白技术重点在于强化净烟气的除雾、冷凝回收及烟气再热，本文介绍的烟气换热器技术、管束除雾器、湿式电除尘器、烟气冷凝器、热风混合排放技术、烟塔合一技术等均存在各自的优缺点和适用范围，在实际工程中，可以根据情况组合使用，兼顾经济效益，这样在很大程度上，可以解决烟气脱白问题。
烟气脱硝装置( SCR)技术 一、SCR装置运行原理如下: 氨气作为脱硝剂被喷入高温烟气脱硝装置中,在催化剂的作用下将烟气中NOx 分解成为N2和H2O,其反应公式如下: 4NO + 4NH3 +O2 →4N2 + 6H2O NO +NO2 + 2NH3 →2N2 + 3H2O 一般通过使用适当的催化剂,上述反应可以在200 ℃～450 ℃的温度范围内有效进行, 在NH3 /NO = 1的情况下,可以达到80～90%的脱硝效率。 烟气中的NOx 浓度通常是低的,但是烟气的体积相对很大,因此用在SCR装置的催化剂一定是高性能。因此用在这种条件下的催化剂一定满足燃煤锅炉高可靠性运行的要求。 二、烟气脱硝技术特点 SCR脱硝技术以其脱除效率高,适应当前环保要求而得到电力行业高度重视和广泛的应用。在环保要求严格的发达国家例如德国,日本,美国,加拿大,荷兰,奥地利,瑞典,丹麦等国SCR脱硝技术已经是应用最多、最成熟的技术之一。根据发达国家的经验, SCR脱硝技术必然会成为我国火力电站燃煤锅炉主要的脱硝技术并得到越来越广泛的应用。 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图。
三、SCR脱硝系统一般组成 图1为SCR烟气脱硝系统典型工艺流程简图, SCR系统一般由氨的储存系统、氨与空气混合系统、氨气喷入系统、反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。 液氨从液氨槽车由卸料压缩机送人液氨储槽,再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和 输送管道进人锅炉区,通过与空气均匀混合后由分布导阀进入SCR反应器内部反应, SCR反应器设置于空气预热器前,氨气在SCR 反应器的上方,通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合,混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应。
论煤电锅炉烟气脱硫后深度处理方案 摘要：煤电锅炉烟气经除尘、湿法脱硫系统净化后都达到了国家要求的排放标准，但一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气，在北方易形成白色烟羽，仍需深度处理。烟气脱白深度处理在脱除大部分雾滴同时，还可以脱除大量污染物。目前常用烟气脱白深度处理方案有烟气直接喷淋降 温余热回收+烟气再热、脱硫吸收塔前后烟气设置GGH换热器、脱硫吸收塔后净 烟气冷凝+烟气再热MGGH、脱硫吸收塔浆液冷凝+烟气再热MGGH等多个方案， 可根据不同工程具体情况进行选择，以达到烟气深度处理和余热利用。 关键词：烟气脱硫；白色烟羽；烟气脱白；深度处理；换热器；余热利用 1.煤电锅炉烟气排放现状 目前国内煤电锅炉绝大部分采用湿法烟气脱硫系统，经湿法脱硫净化后的烟 气一般会形成45-55℃低温饱和湿烟气，这些低温饱和湿烟气直接排入大气环境中，由于温度降低，部分气态水很快和烟气中的污染物（烟尘、SO3气溶胶、 NH3气溶胶、石膏浆液等）凝结成液滴，在烟气周围形成雾状水汽。在阳光照射 下发生散射，形成人们常说的“白色烟羽”。在不同的视角下，一般呈现白色、灰 白色、蓝色或黄色，严重时会在附近形成石膏雨或者氨逃逸。尤其在北方采暖期，室外温度越低白色烟羽越严重。 通常烟气已经通过脱硫脱硝除尘处理后，都达到了国家要求的排放标准，但 有色烟羽的雾滴仍然夹带氮氧化物、硫化物、各种烟尘颗粒物、SO3气溶胶、 NH3气溶胶、超细结晶盐颗粒物等污染物。 2.煤电锅炉烟气脱白意义 白色烟羽会对周围居民生活造成困扰，环保部分经常受到类似投诉。十九大 报告中提出要持续实施大气污染物防治行动，打赢蓝天保卫战，这意味着相比以 前提出更高的环保要求。随着国家大气污染法规标准越来越严格，未来5～10年 将是中国大气污染治理的重点时期。同时上海、浙江、天津、河北等多地提出更 高的环保要求，对煤电相继提出制定了消除石膏雨、白色烟羽等政策及地方标准；加速烟气扩散，减小局部污染。为贯彻《环境保护法》、《大气污染防治法》， 加强对燃煤大气污染物的排放控制，促进行业技术进步和可持续发展，改善环境 质量。 根据白色烟羽的成因，目前的烟气脱白工艺主要在减少烟气中的水分及提高 烟气的排放温度、烟气脱硫脱硝除尘减少污染物达到超净排放等。对于湿法脱硫 工艺，烟气排放的同时，由于高温原烟气经多层喷淋降温，会带走大量气态水和 液体雾滴。按照全国的燃煤量，全国每年燃煤烟气带入大气的水分高达几十亿吨。进行烟气脱白，可以回收大量水资源。在进行烟气深度治理的同时，也可对烟气 余热进行回收利用，达到资源的综合利用以及合理配置目的，确保工艺装置的平 稳与经济运行，进一步挖潜节能减排的力度，增强企业的生命力和竞争力。 3.煤电锅炉主要烟气脱白方案 3.1 方案一：烟气直接喷淋降温余热回收+烟气再热 烟气直接喷淋降温余热回收技术在脱硫塔后设一个直接接触式喷淋换热器， 喷淋换热器可以直接替代部分烟道与脱硫塔串联布置，也可以在主烟道上通过设 置旁通阀的形式，与主烟道并联。烟气进入喷淋换热器之后，与其中的低温喷淋 水直接接触换热降温，温度降低至露点以下，烟气中水蒸汽冷凝成凝冷水并释放 出大量的潜热。降温后的烟气再经过烟气再热器加热，提高烟气过热度以提高烟
火电厂SCR和SNCR烟气脱硝技术的分析比较 中电国华北京热电分公司杨东华 摘要：为满足日趋严格的环保要求，国华电力公司从去年开始陆续在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司先后上马烟气脱硝工程。这些脱硝工程分别采用了选择性催化还原SCR技术和选择性非催化还原技术SNCR技术，这两种技术作为国际脱硝广泛应用的主流技术，在系统技术原理、设计要求、技术关键、反应塔布置及其催化剂特性、氨逃逸及其对空气预热器的影响等方面各有其优缺点，本文进行了综合分析和比较。 引言 在火电机组排放的大气污染物中氮氧化物是最近二十多年中受到极大关注的一种污染物。科学己经证明氮氧化物在酸雨的形成和对臭氧层的破坏中所起的作用。世界上一些工业发达国家对氮氧化物的排放制定了非常严格的标准。在我国，氮氧化物的排放量中近70%来自于煤炭的直接燃烧。电力工业是我国的燃煤大户，电力工业的发展，又将导致NO X排放量越来越大。如果不加强控制，NO X对我国大气环境污染所造成的后果将越来越严重。 国华电力公司作为神华集团下属重要的电力企业，其大部分电厂都属于燃煤火电厂，不可避免的都是地方上排放氮氧化物的主要源
头。从2004年开始，公司就将治理NO X排放作为公司发展重点进行了整体规划，先后在国华浙能宁海电厂、国华太仓电厂、国华台山电厂和北京热电分公司上马了烟气脱硝项目，成为国内第一批治理NO X 排放的电力企业。 1、目前国际上脱硝的主要技术手段 目前，国际上通常采用的降低NO X的污染主要有两类措施。一是控制燃烧过程中NO X的生成，即低NO X燃烧技术；一是对生成的NO X 进行处理即烟气脱硝技术。 低NO X燃烧技术是降低燃煤NO X排放量的较经济的技术措施，由于它相对简单，而且一次性投入成本低，所以它的应用最广泛。它主要包含：空气分级燃烧、燃料分级燃烧、烟气再循环和使用低NO X燃烧器等四种方式来降低NO X的排放量。虽然低NO X燃烧技术可降低NO X排放30%-50%左右，但各种低氮燃烧技术均涉及炉膛燃烧的安全问题或效率问题，故技术存在局限。 关于烟气脱硝技术，主要有气相反应法、液体吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等几类，其中气相反应法又包括电子束照射法和脉冲电晕等离子体法、选择性催化还原法选择性非催化性还原法和炽热碳还原法、低温常压等离子体分解法等三类。在众多烟气处理技术中，液体吸收法的脱硝效率低，净化效果差；吸附法虽然脱硝效率高，但是吸附量小，设备过于庞大，再生频繁，应用也不广泛；液膜法、微生物法是两个新型的技术，还有待发展；脉冲电晕法可以同时进行脱硫脱硝，但是，还有一些技术问题需要解决：如如何实现高压脉冲电
脱汞技术综述 摘要：中国式全球范围内汞污染最为严重的地区之一，汞在烟气及大气中的存在方式有三种：元素态汞（Hg0），氧化态汞（Hg+、Hg2+）可颗粒态汞（Hg（p）），汞的存在形式影响其去除效率，本文综述了各种汞的去除方法，详细介绍了燃烧后脱汞的方法及研究现状。 关键词：脱汞；颗粒态汞；氧化态汞；元素态汞； 1.前言 汞是煤中一种痕量元素，在煤燃烧过程中会排入大气，对环境、人体产生极大的危害。有关汞对环境及人体的影响有相当多的文献记载，燃煤锅炉作为造成环境汞污染的主要人为排放源，已经在世界范围引起广泛关注。世界范围内煤中汞含量一般在0.012-0.33mg/kg，平均汞含量约为0.13mg/kg，我国煤中汞的平均含量为0.22mg/kg，我国是一个产煤大国。 2.1汞在煤中的存在形式 煤中汞的存在形式是影响汞排放的重要因素。对于煤中汞的存在形式,许多学者都进行了研究。煤中汞的形态可分为无机汞和有机汞，煤在地质化学中被归为亲硫元素,因而煤中汞主要存在于黄铁矿(FeS2)和朱砂(HgS)中,煤中的汞主要存在于无机矿物质中。 2.2汞在烟气中的存在形式 汞脱除的有效性取决于汞的形态分布，目前认为，在煤燃烧烟气中，汞存在3中基本形态：元素态汞（Hg0），氧化态汞（Hg+、Hg2+）可颗粒态汞（Hg（p））。Hg+烟气及大气中极不稳定，极易转化为二价汞，而Hg2+易溶于水可以被湿式烟气脱硫装置脱除，Hg（p）可以通过常规的污染物控制设备去除，所以氧化态及颗粒态汞比较容易被去除。由于Hg0的高挥发性及在水中的难溶性，在大气中的平均停留时间长达半年至两年，现有的烟气净化设备很难将其去除。因此，燃煤烟气脱汞的关键就是Hg0的脱除。 1.燃烧过程的脱汞 目前燃煤烟气脱汞技术主要分为燃烧前脱汞、燃烧后脱汞以及燃烧后尾部烟气脱汞，其中燃烧后脱汞技术的研究最为广泛。 3.1燃烧前脱汞 燃烧前脱汞属于对源的控制，大大减少了汞进入燃烧过程的量，主要包括洗煤和热解技术。洗煤技术是一种简单而低成本的降低汞排放的方法，采用先进的物理化学洗煤技术，汞的脱除率可达64.5%。目前，发达国家的原煤入洗率已经达40%~100%，而我国只有22%[1]，因此，我国应尽快提高原煤入洗率。热解法脱汞则是利用汞的高挥发性，在不损失碳素的温度条件下，使烟煤温和热解把汞挥发出来。比较这两种工艺，洗煤脱汞工艺相对成熟，热解脱汞工艺尚处于实验室研究阶段，有待进一步研究。 3.2燃烧中脱汞 关于燃烧中脱汞技术的研究很少，但针对其他污染物采用的一些燃烧控制技术队汞的除具有积极的作用。主要包括：流化床燃烧、低氮燃烧和炉膛喷入吸附剂法。
1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。
1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。
涉县砖瓦厂 窑炉废气脱硫后脱白项目 技 术 方 案 编制单位：河北鼎立环保科技有限公司 2018年12月08日
第一章总则 1、一般要求 1.1本技术方案适用于涉县砖瓦厂窑炉烟气脱硫后脱白工程。 主要内容： 本项目我方主要工作为项目建设、设计、设备采购、施工、运行调试等交钥匙工程， 本次土建由业主负责且不计入总的工程量。 1.2本技术方案提出的是初步的、最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关规范和标准的条文。 我方承诺提供符合本文件和有关最新工业标准要求的优质的烟气脱白设备、工程设 计、施工工艺及其相应服务。 对国家、地方有关安全、消防、环保、职业卫生健康等强制性标准，必须满足其要求。 1.3我方提供本项目的全部工程设计,包括一套完整的烟气脱白装置及其公用系统改造的设计、优化、供货、施工、调试、试验、现场服务、全部设备和材料。 1.4 我方保证执行招标文件所列标准。有矛盾时，按较高标准执行，并在投标时提出 偏差。我方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准必须遵循现行最新版本的 标准。 1.5 我方如未对招标文件提出偏差，或虽提出偏差但未取得业主认可，业主则认为我 方完全接受和同意业主的要求。 1.6我方投标前将到现场进行踏勘，并取得业主的确认，此过程作为投标的一个必要条件。 1.7本工程高压设备现场交接试验费用均由我方负责。 1.8未尽事项由双方共同商定。 2、工程概况 暂无 3、水文气象条件 暂无 4、设计规范 序号标准号标准名 建设单位提供的有关项目建设的基础资料和数据； 1
2 《中华人民共和国环境保护法》的有关文件 3 DLT 5196-2004； 《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》 4 JB/T 11249-2012 《翅片管式换热设备技术规范》 5 TSGR0004-2009 《固定式压力容器安全技术监察规程》 6 HG20580-20585-2011 《钢制化工容器设计基础规定》 7 GB150.1-150.4-2011 《压力容器》 8 GB151-1999 《管壳式换热器》 9 GBJ128-90 《立式筒型钢制焊接油罐施工及验收规范》 10 GB/T25198-2010 《压力容器封头》 11 HG20592～20635-2009 《钢制管法兰.垫片.紧固件》 12 JB/T4700～4707-2000 《压力容器法兰》 13 NB/T47014-2011 《承压设备焊接工艺评定》 14 JB/T4710-2005 《钢制塔型容器》 15 NB/T47015-2011 《压力容器焊接规程》 16 JB/T4731-2005 《钢制卧式容器》 17 GB985-2008 《气焊.手工电弧焊及气体保护焊焊缝坡口的基本形式及 尺寸》 18 JB/T4730.1-4730.6-2005 《承压设备无损检测》 19 JB/T4712-2007 《容器支座》 20 NB/T47003-2009 《钢制焊接常压容器》 21 NB/T47004-2009 《板式热交换器》 22 JB/T4711-2003 《压力容器涂敷与运输包装》 23 GB 3087-2008 《低中压锅炉用无缝钢管》 24 JB/T 1615-91 《锅炉油漆和包装技术条件》 25 JB/T 1611-1993 《锅炉管子制造技术条件》 26 JB/T 1613-1993 《锅炉受压元件焊接技术条件》 27 JB/T 3375-2002 《锅炉原材料入厂检验》 28 JB/T 1612-1994 《锅炉水压试验技术条件》 29 JB/T 4730-2005 《无损探伤技术条件》
燃煤火电机组烟气脱汞工艺中卤族元素的影响 陶叶 （中国电力工程顾问集团公司，北京市 100120） Impact of Halogen on mercury removal in coal-fired power plant TAO Ye （China Power Engineering Consulting Corporation，Beijing 100120，China） ABSTRACT: Control of Mercury pollution from coal-fired power plant flue gas is receiving worldwide attention, and mercury removal technologies have been applied in some U.S. power plant. The tests in these power plants have found that halogen, especially bromine, can significantly affect the mercury removal efficiency. This paper focused on the influence of halogen, the content of bromine in coal, and the mercury removal process by using bromine. On the basis, this paper proposed a technical route for mercury pollution control in Chinese power plant. KEY WORDS: coal-fired power plant；mercury removal from flue gas；bromine；activated carbon injection；multi-pollutant removal； 摘要：燃煤火电机组烟气汞污染控制正受到全球广泛关注，烟气脱汞工艺在美国部分电厂已有成功应用。电厂测试结果发现卤族元素，特别是溴元素，对烟气脱汞的效率具有显著影响。本文重点从卤族元素的影响、煤中卤族元素的含量，以及溴应用于脱汞的工艺流程等方面进行了研究和分析。在此基础上，提出了一条适合我国国情的燃煤火电机组汞污染控制的技术路线。 关键词：燃煤火电机组；烟气脱汞；溴；活性炭喷射法；协同脱除 0 引言 我国高度重视燃煤火电机组大气汞污染控制工作，环境保护部已部署在五大电力集团开展燃煤电厂大气汞污染控制试点工作，拟在16个电厂建设烟气脱汞示范项目。目前已经确定了进行试点的电厂，各发电集团大力开展相关研究工作，即将进行电厂汞排放量的在线测试。在我国最新版《火电厂大气污染物排放标准》（二次征求意见稿）中也首次明确提出了要限制大气汞污染的排放，并对各类型电厂的汞排放限制都定为0.03mg/m3。未来几年，在我国部分高汞烟气及褐煤机组电厂将有望安装烟气脱汞工艺。 根据美国电厂烟气脱汞工艺运行情况来看，卤族元素，特别是溴元素，对烟气脱汞效率有显著的影响。因此，本文将重点从卤族元素的影响、煤中卤族元素的含量，以及溴应用于烟气脱汞的工艺流程等方面进行研究和分析。 1 卤素对烟气汞脱除的影响 煤中（和烟气中）的氯含量越高越有利于汞的氧化过程，这已成为国内外研究界的共识。图1总结了美国环保总署的信息收集部门（US EPA ICR）[1]以及其他研究人员[2]对美国具有代表性的电厂进行测试的结果。从图中可以看出，随煤中氯含量的增加，烟气中元素汞明显减少，即大量元素汞向氧化态和颗粒态转化。除现场测量外，许多小型试验台的试验结果也证明了氯能促进汞的氧化，并随之提高汞的脱除效率。
燃煤烟气汞污染控制技术 3 田立辉 李彩亭 曾光明 高 招 罗 瑶 (湖南大学环境科学与工程学院,湖南长沙410082) 摘要 介绍了燃煤电站汞的排放状况,论述烟气中汞的存在形式以及影响其存在形式的因素。介绍当前燃煤电站汞排放控制技术的研究进展,并对各种烟气脱汞技术的特点和净化效率进行对比。最后对烟气脱汞技术的研究趋势进行了展望,提出了适合于我国国情的研究方向。 关键词 燃煤烟气 汞的存在形式 影响因素 烟气脱汞技术 3教育部科学技术研究重点项目(105126);湖南省自然科学基金项目(03JJ Y 2002);新世纪人才支持计划项目(NECT 20420769)。 0 引言 煤作为一次性能源的主要利用方式是燃烧,其燃烧产物会对环境造成严重的破坏。煤燃烧过程中生成的污染物除S O 2、NO x 和C O 2以外,还有各种形态的汞。汞及其化合物可通过呼吸道、皮肤和消化道等不同途径侵入人体,造成神经性中毒和深部组织病变,而且汞毒性具有积累性,往往需几年或十几年才有表现,所以燃煤过程中的汞污染控制问题越来越受到重视 [122] 。在我国煤炭是主要燃料能源,据统计2003年 我国燃煤电站汞排放量达到8618t ,废渣汞排放量为28194t [3] 。可以预见,防止燃煤汞污染是21世纪电 力工业最重要的环保课题之一。1 烟气中汞的存在形式及其影响因素111 汞的存在形式 烟气中汞的存在形式主要包括3种[4] :单质汞 (Hg 0),化合态汞(Hg +和Hg 2+)和颗粒态汞。通常而言,化合态汞易溶于水可被湿法洗涤系统所捕获而脱除 [5] ,颗粒态汞可以通过除尘器除去,所以这2种形 态的汞相对比较容易除去。而单质汞容易在大气中通过长距离的大气运输,其在大气中的平均停留时间可达半年至两年,是最难控制的形态之一。因此,对单质汞污染的控制成了当前研究的重点和难点。112 影响烟气中汞存在形式的因素 烟气中汞的存在形式对汞的脱除效率有重要影响。影响烟气中汞存在状态的主要因素包括烟气温度、烟气气氛和烟气成分等。 (1)烟气温度及烟气气氛的影响。刘迎晖[6]等人研究发现汞在氧化性气氛下,当温度>800K 时单 质汞是主要存在形式;温度<600K 时氯化汞是主要形态;在600～1000K 有少量的氧化汞生成;在温度>400K 的还原性气氛中99%的汞以单质汞的形式存在。 (2)烟气成分的影响。燃烧后烟气中含有的微 量成分对元素汞的氧化有重要影响,Laudal D L [7] 等人对不同气体组分存在条件下汞的氧化进行了研究,给出了不同气体存在时氧化态汞与元素汞的比例,见表1。 表1 不同气体组分存在条件下汞的形态分布[7] 气体组分 氧化态汞Π% 元素汞Π% Cl 2 84181512飞灰 1109910HCl 0139917S O 2 0179913飞灰、Cl 2、S O 228157115飞灰、HCl 、S O 2 1139817NO ΠNO 2 2119719飞灰、NO ΠNO 2、Cl 278152115飞灰、NO ΠNO 2、S O 2 37116219S O 2、NO ΠNO 2、HCl 0119917飞灰、HCl 、S O 2、NO ΠNO 2、Cl 2 4617 5317 2 烟气脱汞技术 汞排放控制技术的研究目前主要集中在3个方面:燃烧前脱汞、燃烧中脱汞和燃烧后脱汞,其中燃烧后脱汞即烟气脱汞是目前研究的重点。烟气脱汞的方法主要有吸附剂法和化学氧化法。211 吸附剂法21111 活性炭法 在烟气中喷入活性炭是研究最为集中且最为成 8 4环 境 工 程 2008年10月第26卷第5期
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案分析(标准版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
垃圾焚烧发电厂烟气脱白特点及技术方案 分析(标准版) 摘要：详细阐述了垃圾焚烧发电厂烟气脱白的特点，根据烟气净化工艺对脱白的常规技术路线进行了研究和对比，对今后新建垃圾发电项目及现有项目技术改造的烟气脱白工艺设计具有一定的借鉴意义。 0引言 在我国火电、钢铁、建材、水泥等行业的烟气净化工艺中大多使用了湿法脱酸工艺，从湿法处理系统出来的饱和湿烟气中含有大量水蒸气，水蒸气中又含有溶解性盐、粉尘等污染物。水蒸气进入温度较低的环境中，在烟气温度降低过程中，烟气中的水蒸气会和污染物凝结形成湿烟羽，出现烟囱冒白烟、灰烟的情况，视觉效果比较差，对周边居民生活产生了影响。目前，许多省市的火电或其
他行业地方标准中都将白烟的排放列入了控制指标中[1]。 目前生活垃圾焚烧行业的国家标准《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485—2014）对白烟的控制无相关要求，地方规范也无相关参考标准。垃圾焚烧发电烟气脱白技术路线主要参考火电行业，各技术路线的适用性无系统性总结。基于此，本文从理论上对各种烟气脱白工艺的特点进行了详细比较，并对类似项目的脱白工艺选择给出了建议。 1垃圾发电行业烟气脱白特点 烟气脱白技术主要受工艺流程条件、余热资源、投资要求等因素影响。虽然各行业的烟气脱白工艺都各不相同，但考虑到节能和投资方面的因素，烟气脱白常用的技术路线主要有3种：烟气加热技术、烟气冷凝技术、烟气先冷凝再加热技术，这3种技术路线及组合方案也延伸出了许多种脱白工艺流程[2]。 垃圾发电和火电行业相比有其特殊性，一是大部分垃圾发电厂鉴于环保要求，选址通常距离居民区较远，在各项污染物排放达标的情况下，白烟对居民的视觉影响并不大，影响人群数量较少，没
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/f07353291.html, SCR、SNCR法烟气脱硝技术对比分析 作者：伏会方 来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第07期 摘要：本文简要介绍了目前我国对于火电机组氮氧化物排放控制要求，燃煤机组烟气脱 硝技术背景及两种烟气脱硝主流技术SCR（选择性催化还原法）、SNCR（选择性非催化还原法）脱硝技术的技术原理、性能特点和工艺流程。分别对以液氨、尿素为原料的SCR、SNCR、SCR+SNCR脱硝技术方案工艺参数、工程投资、运行成本等进行对比分析。对不同工况、场合烟气脱硝技术方案选择提供参考。 关键词：SCR；SNCR；烟气脱硝 1 概述 随着我国经济的发展，在能源消费中带来的环境污染也越来越严重。其中，大气烟尘、 酸雨、温室效应和臭氧层的破坏已成为危害人类生存的四大杀手。燃煤烟气所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等有害物质是造成大气污染、酸雨和温室效应的主要根源。在我国，二氧化硫、氮氧化物等有害物质主要是由燃煤过程产生的。 为了应对日趋严重的大气环境污染。新的环保标准出台，《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011 2012年1月1日开始实施，环保标准超越欧美现行标准。从2012年1月1日 开始，所有新建火电机组氮氧化物排放量限值为100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，所有火电投运机组氮氧化物排放限值为100毫克/立方米，2003年12 月31日以前投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉的排放限值为200毫克/立方米。 我国烟气脱硝项目起步较晚，目前国内运行的烟气脱硝项目所采用的工艺也是引进欧、美、日等发达国家和地区烟气脱硝技术，目前发展迅速。 2 烟气脱硝技术简介 火电厂烟气脱硝装置用于脱除烟气中氮氧化物（NOx），目前国内主流的烟气后处理脱 硝路线主要包括SCR（选择性催化还原法）和SNCR （选择性非催化还原法）。该类技术通 过将氨（NH3）或其衍生物（如尿素等）作为还原剂喷入烟气中，使还原剂与烟气中的NOx 发生还原反应，生成无害的氮气（N2）和水（H2O），从而达到脱除氮氧化物的目的。 2.1 选择性催化还原法（SCR） 在催化剂作用下，还原剂NH3 在相对较低的温度下将NO 和NO2 还原成N2，而几乎不发生NH3 的氧化反应，从而提高了N2 的选择性，减少了NH3 的消耗。该工艺于20 世纪70
SCR 兑硝技术 SCR （ Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术， 近几年来发展较快， 在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物， 不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达 90鳩上），运行可靠，便于维护等 优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下， NH 犹先和NOx 发生还原脱除反应， 生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： 4NO 4NH 3 O 2 > 4N 2 6H 2O 2NO 2 4NH 3 O 2 > 3N 2 6H 2O 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（ 980C 左右）进行， 采用催化剂时其反应温度可控制在 300- 400C 下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间 的烟气温度，上述反应为放热反应，由于 NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温 度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280?420 C 的烟气中喷入氨，将NO X 还原成N 2和H 20。 吿毓恤翔
且主要反应如卩： ANO +4NH2 + 6 T 4 恥 + 6M? +4AW3 ->5^2 + 6 円2。 6N6 +8A7/3 T INCh +12血0 2NO2 + 42^3 + 6 T 咖 + 6H10 反应原理如图所示； 惟化剂 - - - - - —— - J - 1 e *NO.烟 气"L NO. 幺X*** N H) € . ?NO. Q X-* N % N0( $ K ? NH31 ? —> () ? > Nj ?” Hi 0 》N； ? 脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心，其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以，在火电厂脱硝工程中，除了反应器及烟道的设计不容忽视外，催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说，脱硝催化剂都是为项目量身定制的，即依据项目烟气成分、特性，效率以及客户要求来定的。催化剂的性能（包括活性、选择性、稳定性和再生性）无法直接量化，而是综合体现在一些参数上，主要有：活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式 脱硝原理
燃油、燃气锅炉烟气脱硝方案 研 究 报 告 长沙奥邦环保实业有限公司二零一二年十月
燃油、燃气锅炉烟气脱硝技术研究 1 国内外脱氮技术介绍 目前脱氮技术有两种，一是低氮燃烧技术，在燃烧过程中控制NOx的产生．分为低氮燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分段燃烧技术；工艺相对简单、经济，但不能满足较高的NOx排放标准。另一种是烟气脱硝技术，使NOx在形成后被净化，主要有选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、电子束法等；排放标准严格时，必须采用烟气脱硝。1．1低氮燃烧技术 由氮氧化物（NOx）形成原因可知对NOx的形成起决定作用的是燃烧区域的温度和过量空气量。低NOx燃烧技术就是通过控制燃烧区域的温度和空气量，以达到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。对低NOx燃烧技术的要求是，在降低NOx的同时，使锅炉燃烧稳定，且飞灰含碳量不能超标。 1.1.1 燃烧优化 燃烧优化是通过调整锅炉燃烧配风，控制NOx排放的一种实用方法。它采取的措施是通过控制燃烧空气量、保持每只燃烧器的风粉(煤粉)比相对平衡及进行燃烧调整，使燃料型NOx的生成降到最低，从而达到控制NOx排放的目的。 煤种不同，燃烧所需的理论空气量亦不同。因此，在运行调整中，必须根据煤种的变化，随时进行燃烧配风调整，控制一次风粉比不超过1.8:1。调整各燃烧器的配风，保证各燃烧器下粉的均匀性，其偏差不大于5% 10%。二次风的配给须与各燃烧器的燃料量相匹配，对停运的燃烧器，在不烧火嘴的情况下，尽量关小该燃烧器的各次配风，使燃料处于低氧燃烧，以降低NOx的生成量。
1.1.2空气分级燃烧技术 空气分级燃烧技术是目前应用较为广泛的低NOx燃烧技术，它的主要原理是将燃料的燃烧过程分段进行。该技术是将燃烧用风分为一、二次风，减少煤粉燃烧区域的空气量(一次风)，提高燃烧区域的煤粉浓度，推迟一、二次风混合时间，这样煤粉进入炉膛时就形成了一个富燃料区，使燃料在富燃料区进行缺氧燃烧，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃烧产生的烟气再与二次风混合，使燃料完全燃烧。 该技术主要是通过减少燃烧高温区域的空气量，以降低NOx的生成技术。它的关键是风的分配，一般情况下，一次风占总风量的25～35%。对于部分锅炉，风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，同时造成受热面的结渣腐蚀。因此，该技术较多应用于新锅炉的设计及燃烧器的改造中。1.1.3 燃料分级燃烧技术 该技术是将锅炉的燃烧分为两个区域进行，将85%左右的燃料送入第一级燃烧区进行富氧燃烧，生成大量的NOx，在第二级燃烧区送入15%的燃料，进行缺氧燃烧，将第一区生成的NOx进行还原，同时抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。 1.1.4 烟气再循环技术 该技术是将锅炉尾部的低温烟气直接送入炉膛或与一次风、二次风混合后送入炉内，降低了燃烧区域的温度，同时降低了燃烧区域的氧的浓度，所以降低了NOx的生成量。该技术的关键是烟气再循环率的选择和煤种的变化 1.1.5技术局限 这些低NOx燃烧技术设法建立空气过量系数小于１的富燃区或控制燃烧温度，抑制NOx的生成，在燃用烟煤、褐煤时可以达到国家的排放标准，
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)实用新型专利 (10)授权公告号 (45)授权公告日 (21)申请号 201920340413.2 (22)申请日 2019.03.18 (73)专利权人 湖北金鹏三益环保科技有限公司 地址 435000 湖北省黄石市黄金山工业新 区B8路以南、A8路以西 (72)发明人 陈绪宏 汪福亮 (74)专利代理机构 黄石市三益专利商标事务所 42109 代理人 程恺 (51)Int.Cl. B01D 47/06(2006.01) B01D 53/18(2006.01) B01D 53/26(2006.01) F23J 15/08(2006.01) (54)实用新型名称 一种烟气脱白装置 (57)摘要 本实用新型涉及烟气排放处理技术领域，具 体是一种烟气脱白装置，包括支撑架，支撑架内 装有除雾器，支撑架顶部装有烟囱，所述烟囱底 部进口与除雾器顶部出口之间装有换热器，换热 器将烟气升温后经过烟囱排出；本实用新型除 “白烟”效果好， 制作成本低。权利要求书1页 说明书2页 附图2页CN 209679757 U 2019.11.26 C N 209679757 U
权 利 要 求 书1/1页CN 209679757 U 1.一种烟气脱白装置，包括支撑架，支撑架内装有除雾器，支撑架顶部装有烟囱，其特征是：所述烟囱底部进口与除雾器顶部出口之间装有换热器，烟气经过换热器升温后进入烟囱。 2.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述换热器包括烟气筒，烟气筒顶部设有与烟囱连接的出烟口，烟气筒底部设有与除雾器连接的进烟口，烟气筒中间装有环绕烟气筒的翅片管，翅片管一端设有高温蒸汽进口，翅片管另一端设有冷凝水出口。 3.根据权利要求2所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述进烟口与出烟口各装有一个温度传感器，温度传感器将温度检测信号传递给蒸汽设备的控制系统实时调节蒸汽参数以控制烟气的温度。 4.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述换热器内装有冲洗装置，冲洗装置包括安装在烟气筒内上端的支架，支架上装有若干根喷淋管，每根喷淋管上装有若干对准烟气筒内壁的喷嘴，支架一端装有一根总进水管，所有喷淋管与总进水管连通，总进水管一端穿出烟气筒外部与水源连接。 5.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述除雾器是湿式电除雾器。 6.根据权利要求1所述的一种烟气脱白装置，其特征是：所述支撑架一侧装有若干层爬梯，每层爬梯装有防护栏杆。 2
燃煤电厂脱汞新技术介绍 (1) 摘要： (1) 关键词：燃煤脱汞技术 (1) 1、汞在煤中的存在形态和危害 (1) 2、烟气中汞的形态分布 (1) 3、燃煤电厂脱汞技术研究现状 (2) 3.1 燃烧前脱汞 (2) 3.2 燃烧中脱汞 (2) 3.3 燃烧后脱汞 (2) 4、利用现有的烟气控制设备脱汞 (3) 4.1 烟气循环流化床反应器 (3) 4.2 除尘设备 (4) 4.3 脱硫设施 (4) 5、化学沉淀法脱汞 (5) 5.1 碘化钾溶液洗涤法 (5) 5.2 氯化法 (6) 5.3硫化钠法 (6) 5.4化学氧化法脱汞 (6) 6、其他方法脱汞 (6) 6.1紫外线照射烟气脱汞技术 (6) 6.2光催化氧化技术 (7) 7、结论 (7) 参考文献 (8)
燃煤电厂脱汞新技术介绍 摘要： 在世界范围内,由于人类活动造成的汞排放占汞排放总量的10%~30%。燃煤电厂汞的排放占主要地位。目前，在现有排放标准的基础上，现行的控制技术已基本解决了烟尘、SOx 和NOx的排放问题，相应的大气污染物控制设备也得到广泛应用。相比较而言，由于烟气中的汞排放浓度一般只有10 μg/m3左右，汞的危害与控制技术研究一度遭到忽视。2010年我国原煤消耗31.8亿吨，是2000年的2.41倍，其中电煤消耗18亿吨。由于煤炭是中国的主要一次性能源，而在煤炭利用过程中，会有大量的汞被释放到大气中。因此，研究燃煤电厂汞污染问题显得十分重要。 关键词：燃煤脱汞技术 1、汞在煤中的存在形态和危害 对于煤中汞的存在形式,许多学者都进行了研究。Finkelman在煤中发现了含汞的硫化物和硒化物,Ca-hill和Shiley发现煤中方铅矿含汞,Dvornikov还提出煤中汞主要以辰砂、金属汞和有机汞化合物形式存在。煤在地质化学中被归为亲硫元素,因而煤中汞主要存在于黄铁矿(FeS2)和朱砂(HgS)中,煤中的汞主要存在于无机矿物质中。我国储煤中汞的分布不均，而且煤种、产地不同，汞的含量差别也很大，大约在0.308～l5.9mg/kg之间，其中，褐煤中汞的含量通常较少。煤中汞的存在形态可分为无机汞、有机汞，其中无机汞由于其较强的亲硫特性而主要分布在黄铁矿中。 人体对汞具有一定的解毒和排毒能力，微量的汞在人体内不致引起危害。汞毒可分为金属汞、无机汞和有机汞三种。金属汞、无机汞化合物对人体威胁较小，有机汞化合物的毒性最大。金属汞和无机汞损伤肝脏和肾脏，但一般不在身体内长时间停留而形成累积性中毒。金属汞蒸气有高度的扩散性和较大的脂溶性，侵入呼吸道后可被肺泡吸收的量很高并可经血液运至全身，在器官内被氧化而对人体造成损害。有机汞不仅毒性高，能伤害大脑，而且比较稳定，在人体停留的时间长，所以即使剂量很少也可累积致毒。环境中的汞可被微生物作用转化为有机态，并被生物富集，再通过食物链进入人体，危害巨大。 图1燃煤汞排放的迁移过程 2、烟气中汞的形态分布 煤燃烧过程中，大部分的汞随着烟气排入大气，小部分残留在底灰和熔渣中。烟气中汞主要以元素汞(Hg0)、化合态态汞(Hg+和Hg2+)和颗粒态汞(HgP)三种形态存在。在通常的炉
图6-1 典型火电厂SCR法烟气脱硝工艺流程图 脱硝工艺介绍 1脱硝工艺 图1 LNB、SNCR和SCR在锅炉系统中的位置 目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术和烟气脱硝技术，其中燃烧中脱硝技术是指低氮燃烧技术（LNB），烟气脱硝技术包括SCR、SNCR和SNCR/SCR 1.1 联 80～90% 气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N 2和H 2 O。SNCR/SCR联用工艺系统复杂，而 且脱硝效率一般只有50~70%。 三种烟气脱硝技术的综合比较见表1。 表1 烟气脱硝技术比较
烟气中，与烟气中的NOx混合后，扩散到催化剂表面，在催化剂作用下，氨气（NH 3 ）将烟气 中的NO和NO 2还原成无公害的氮气（N 2 ）和水（H 2 O）（图3-6）。这里“选择性”是指氨有选 择的与烟气中的NOx进行还原反应，而不与烟气中大量的O 2 作用。整个反应的控制环节是烟气在催化剂表面层流区和催化剂微孔内的扩散。 图2 SCR反应示意图 SCR反应化学方程式如下： 4NO + 4NH 3 + O 2 → 4N 2 + 6H 2 O （3-1）
2NO 2 + 4NH 3 + O 2 → 3N 2 + 6H 2 O （3-2） 在燃煤烟气的NOx中，NO约占95%，NO 2 约占5%，所以化学反应式（3-1）为主要反应，实际氨氮比接近1:1。 SCR技术通常采用V 2O 5 /TiO 2 基催化剂来促进脱硝还原反应。脱硝催化剂使用高比表面积 专用锐钛型TiO 2作为载体，（钒）V 2 O 5 作为主要活性成分，为了提高脱硝催化剂的热稳定性、 机械强度和抗中毒性能，往往还在其中添加适量的WO 3、（钼）MoO 3 、玻璃纤维等作为助添 加剂。 催化剂活性成分V 2O 5 在催化还原NOx 的同时，还会催化氧化烟气中SO 2 转化成SO 3 （反 应 NH 4 。 后处理 2 ）以 ?会增加锅炉烟道系统阻力900~1200Pa； ?系统运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并残留部分未反应的逃逸氨气，两者 在空预器低温换热面上易发生反应形成NH 4HSO 4 ，进而恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，因此 需要对空预器采取抗NH 4HSO 4 堵塞的措施。 2.2S CR技术分类 烟气脱硝SCR工艺根据反应器在烟气系统中的位置主要分为三种类型（图3）：高灰型、低灰型和尾部型等。
SCR 脱硝技术 SCR （Selective Catalytic Reduction ）即为选择性催化还原技术，近几年来发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原法是应用得最多的技术。它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高（可达90%以上），运行可靠，便于维护等优点。 选择性是指在催化剂的作用和在氧气存在条件下，NH3优先和NOx 发生还原脱除反应，生成氮气和水，而不和烟气中的氧进行氧化反应，其主要反应式为： O H N O NH NO 22236444+→++ O H N O NH NO 222326342+→++ 在没有催化剂的情况下，上述化学反应只是在很窄的温度范围内（980℃左右）进行，采用催化剂时其反应温度可控制在300-400℃下进行，相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度，上述反应为放热反应，由于NOx 在烟气中的浓度较低， 故反应引起催化剂温度的升高可以忽略。 下图是SCR 法烟气脱硝工艺流程示意图 SCR 脱硝原理 SCR 技术脱硝原理为：在催化剂作用下，向温度约280～420 ℃的烟气中喷入氨，将X NO 还原成2N 和O H 2。
SCR脱硝催化剂： 催化剂作为SCR脱硝反应的核心,其质量和性能直接关系到脱硝效率的高低,所以,在火电厂脱硝工程中, 除了反应器及烟道的设计不容忽视外,催化剂的参数设计同样至关重要。 一般来说,脱硝催化剂都是为项目量身定制的,即依据项目烟气成分、特性,效率以及客户要求来定的。催化剂的性能(包括活性、选择性、稳定性和再生性)无法直接量化,而是综合体现在一些参数上,主要有:活性温度、几何特性参数、机械强度参数、化学成分含量、工艺性能指标等。 催化剂的形式有：波纹板式，蜂窝式，板式