第一篇：電廠燃煤鍋爐同時脫硫脫氮技術與分析

電廠燃煤鍋爐同時脫硫脫氮技術與分析

1、前言

隨著經濟的快速發展，我國因燃煤排放的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）急劇增加，二氧化硫、氮氧化物是大氣污染的主要物質。據統計我國每年NOx、SO2排放量分別約為770萬t和2400萬t，然而NOx、SO2是形成“酸雨”和“酸霧”的主要原因之一，氮氧化物與碳氫化合物結合形成光化學煙霧，所以NOx、SO2污染帶來的后果嚴重危及人體健康，對自然環境造成嚴重損害。

我國每年因NOx、SO2及形成酸雨造成損失達1100億元，其損失約占國民經濟生產總值的7%～8%。

在我國，SO2主要來自燃煤燃燒排放的煙氣約占90%，其中火電廠燃煤排放占SO2總量的1/4左右；NOx90%來自燃料燃燒，因此脫硫脫氮及除塵是中國治理燃煤污染改善大氣環境的最主要目標。

2、幾種典型的脫硫脫氮技術

對于電廠燃煤鍋爐排放的SO2和NOx，近年來各國相繼開發了許多同時脫硫脫氮的方法，下面就幾種方法進行技術、經濟比較。

2.1 排煙循環流化床

排煙循環流化床（FGD-CFB）是80年代初由德國Lurgi公司開發的，該公司也是世界上第一臺燃燒煤的循環流化床鍋爐的開發者，后來又把循環流化床技術引入脫硫領域，取得了良好的效果。該技術在德國有三家公司進行開發研究，丹麥的FLS正在做。該法脫硫脫氮屬于燃燒中處理，脫硫采用循環流化床，脫氮采用低氮燃燒。2001年我國在四川白馬電廠300MW機組建示范工程。

排煙循環流化床優點：

①投資費用較低。

②脫硫裝置不需要太大空間。

③固硫劑產物以固態排放。

排煙循環流化床問題：

①燃燒中采用低氮燒燃，脫氮效果不能保證。

②由于鍋爐內噴射CaO吸收劑進行脫硫，產生CaCO3和煤灰一起排出，易造成二次污染。

③控制排煙溫度70℃，需要有排煙加熱裝置〔1〕。

2.2 組合法（FGC）

這種方法是用石灰石石膏法濕式脫SO2：（FGD）和選擇性催化還原法（SCR）脫NOx組合的技術〔2〕。據資料介紹，德國、日本、美國等國家多數采用這種方法。該組合技術中濕法脫硫效率高（90%～98%），吸收塔自身緊湊，但該法的問題是耗水量大，而且必須進行排水的深度處理，生成的大量副產品石膏應用也有限，煙氣在進入煙囪前需要加熱提高溫度。該組合技術中氨選擇性催化劑還原法的缺點是，脫氮的催化劑壽命維護比較麻煩，工藝中生成的胺化合物有堵塞系統的弊病等〔3〕，因此使該組合法的推廣應用受到影響。

2.3 電子束法（EBA）

為了克服以上方法的缺點，國際上開發了許多同時脫硫脫氮的技術，電子束法既是屬于同時脫硫脫氮的典型方法之一。電子束法是利用電子加速器產生的高能粒子照射煙氣，使其SO2和NOx氧化生成硫酸和硝酸，再與添加的氨反應生成硫酸氨和硝酸氨。該技術首先是日本茬原制作所1970年著手研究，又經過與原子能研究所合作研究，1974年進行了1000/Nm3h-

1、1萬/Nm3h-1規模不同的氣體試驗，從而肯定了這種干法技術。受美國能源部委托，在椹薩斯洲又進行了1.4萬/Nm3h-1的改進試驗，在西德進行了2.0萬//Nm3h-1規模的試驗，都取得了很好的結果。其它有些國家也在研究。我國2000年由中國工程物理研究院在四川綿羊投資2000萬元建造一套電子束輻射煙氣脫硫脫氮工業試驗裝置，煙氣處理量3000～12000//Nm3h-1，脫硫率90%，脫氮率70%電子束法處理煙氣的優點：

①用一個過程能同時脫硫脫氮，且去除效率高。

②能夠生成硫酸氨和硝酸氨副產品作化肥用，沒有廢棄物。

③是干法過程，沒有廢水及其處理設施。

④因為不用催化劑，所以不存在催化劑中毒，影響使用壽命的問題。

⑤設備結構簡單，對煙氣條件變化適應性強，容易控制〔

4、5〕。

電子束處理法存在問題：

①該法耗電量大，由此占的運行費用很高。

②煙氣輻射裝置還不適合用于大規模應用系統。

③處理后的煙氣仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性〔6〕。

2.4 活性焦吸附法

該法是用活性焦進行煙氣的同時脫硫和脫氮。SO2是通過活性焦的微孔催化吸附作用，生成硫酸儲存于焦碳微孔內，通過熱再生，生成總量雖少，但含SO2濃度很高氣體，根據需要再去轉換成各種有價值的副產品，如高純硫磺、液態SO2、濃硫酸、化肥等。NOx是在加氨的條件下，經活性焦的催化作用生成水和氮氣再排入大氣。該工程的主要設備是脫硫脫氮塔，活性焦在塔內由上往下移動，煙氣橫向交叉通過活性焦炭層，因此煙氣中的塵也被除掉〔7〕。

活性焦和活性炭是不同的兩種炭質吸附材料。活性炭的綜合強度（耐壓、耐磨損、耐沖擊）低，而且表面積大，若用移動床，因吸附、再生往返使用損耗大，存在著經濟性問題，因此人們研究出比活性炭比表面積小，但強度高的成型活性焦炭，具有更好的脫硫、脫氮性能，用于煙氣的同時脫硫脫氮。

活性焦吸附法是西德BF（Bergbau-Forschung）公司在1967年開發的，日本的三井礦山（株）公司根據日本的環境標準對其進行了改進，吸收了西德BF公司的成功經驗，于1981年到1983年進行了1000/ Nm3h-1規模的試驗，在此基礎上又于1984年10月在自家的燃煤電廠建立了處理能力3萬/ Nm3h-1的工業試驗裝置。經過改進和調整，達到長期、穩定、連續地運轉，脫硫率幾乎100%，脫氮率在80%以上，被日本通商產業省認定為第一號商品化裝置。（根據設備運轉結果，獲得了各種資料，肯定了該技術，并定名為三井BF法。同時建立了3000/ta-1成型活性焦的商品化制造廠。）

在我國1991年，由遼寧省環境保護科學研究所承擔“同時脫硫脫氮綜合利用一體化”項目，并于2001年通過了遼寧省科技廳技術鑒定。該成果主要在三井BF方法基礎上進行改進，利用我國煤炭特點（灰分高＞10%）研制出活性焦，其比表面積低，強度高，脫硫率90%，脫氮率80%，并且初期脫硫率、脫氮率均高于三井BF法，取得滿意效果〔8〕。

活性焦吸附法脫硫脫氮的優點：

①具有很高的脫硫率（98%）。

②能除去濕法難以除去的SO3。

③能除去廢氣中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度處理的技術。

④在低溫下（100～200℃）能得到高的脫氮率（80%），因而不需要廢氣升溫裝置。

⑤具有除塵功能。

⑥過程中不用水，無需廢水處理裝置，沒有二次污染問題。

⑦堿、鹽類對活性焦炭沒有影響，不存在吸附劑中毒問題。

⑧建設費用低，使用動力小則運行費用低。

⑨廠地面積小也可以建設。

⑩可以回收副產品，高純硫磺（99.95%）或濃硫酸（98%）或高純液態SO2，其中任選一副產品。

活性焦吸附法脫硫脫氮的主要問題：

①固態的熱吸收劑循環使用，是機械的方式，操作較復雜。

②吸附劑在運行中有磨損消耗，是成本的主要部分。

③煙氣通過吸附床有較大的壓力降由于以上特點，因此在美國政府調查報告中認為，該技術是最先進的煙氣脫硫脫氮技術〔9〕

3、經濟分析

由于排煙循環流化床是屬于燃燒中進行脫硫脫氮，處理方法不同于其他三種方法（燃燒后煙氣處理），所以不列入經濟比較之內。

根據美國能源部（DOE）報告，一個500MW的火力發電廠，用濕法脫硫（FGD）其設備費用為175/kw，運行費用18mille/kwh，在其后組合進SCR法脫氮，設備費為125/kw，運行費為6.2mille/kwh（催化劑使用壽命按6年計算，若按4年壽命則為7.6mille/kwh）〔10〕，因此合計起來該組合法脫硫脫氮的設備費用為300/kw，運行費為24.2mille/kwh。

活性焦吸附法按300MW規模的火電廠煙氣同時脫硫脫氮，其設備費用為175～225/kw，運行費用為10.8mille/kwh。

電子束法100MW規模的電廠，煙氣同時脫硫脫氮，根據美國能源部報告的數據，設備費用是247/kw，運行費是21.6mille/kwh。根據日本資料報道，電子束法用于500MW規模的電廠，設備費是組合法的70%～80%，運行費是組合法的90%，由此計算，500MW規模的電廠，電子束法的設備費是210～240/kw，運行費是21.7mille/kwh，這個數值與美國能源部報告的數值是一致的。

通過以上分析這三種方法的經濟比較結果見表1。

表1 三種脫硫脫氮方法的經濟比較

項目 組合處理法 電子束法 活性焦吸附法

設備占的空間比例 100％ 40％ 較小

設備費$／kw 300 210~240 175~225

(占的比例)100％ 70％~80％ 65%~75％

運行費用mille/kwh 24.2 21.7 10.8(占的比例)100％ 90％ 45％

電廠規模MW 500 500 300

注：活性焦吸附法是按300MW計算的，若按500MW同樣規模比較，經濟效益會更好。

根據表1經濟分析結果表明，活性焦吸附法的設備費用和運行費用都比較低，需要的建設空間也小，尤其是運行費用是電子束法的50%，所以活性焦吸附法在經濟上具有競爭力。

4、結語

活性焦吸附法雖然開發歷史較短，但是進展速度非常快，日本在1981年開始進行了1000/Nm3h-1煙氣脫硫脫氮試驗，到1989年即在西德建立了32/萬Nm3h-1的電廠燃煤煙氣處理裝置，處理效果非常好。相比之下，電子束法盡管開發的歷史較早（1970年），在技術上也有許多優點，但是由于大容量的電子加速器功率較大，耗電高，價格昂貴，建設燃煤電廠大型的實用規模的處理裝置比較困難，因此實際進展速度并不快。

活性焦吸附法脫硫脫氮有完整的工藝系統，最終可以得到高質量的副產品，隨著我國經濟的快速發展，對環境質量要求將愈來愈高，必將對二氧化硫、氮氧化物制定更加嚴格的排放標準，所以一方面可以滿足當前對SO2控制的要求，又要為控制NOx作技術準備。因此，這種技術即屬于超前性，又具有推動環境可持續發展的戰略意義。

第二篇：燃煤電廠鍋爐爐膛爆燃事故警示分析

一、爐膛內爆、外爆 爐膛內爆

當爐膛內負壓過高，超過了爐墻結構所承受的限度時，爐墻會向內坍塌，這種現象稱為爐膛內爆。隨著大容量機組的發展和除塵、脫硫設備的裝設及高壓頭引風機的使用，增加了鍋爐內爆的可能性。防止爐膛內爆發生的主要方法是在鍋爐滅火和MFT動作后的初期提高爐膛駐留介質的質量，通常采取減緩燃料切斷的速度(這與防止爐膛外爆相反)、增加送風量和減少引風量等措施。

爐膛外爆

鍋爐爐膛爆炸是鍋爐爐膛、對流豎井、煙道、引風機等內部積存的可燃性混合物突然同時被點燃的結果，即因爆燃而使煙氣側壓力升高，造成爐墻結構破壞的現象，也稱為爐膛外爆。鍋爐爐膛爆炸又可分為點火爆炸、滅火后爆炸和運行中爆炸3種情況。

二、誘發爐膛爆炸的主要原因

理論分析和生產實踐表明，發生爐膛爆炸需要3個必要條件：一是爐膛內存有可燃性燃料(可燃性氣體或煤粉顆粒)；二是積存的燃料和空氣混合物是爆炸性的，并達到了爆炸極限；三是具有足以點燃混合物的能源。3個條件缺一不可，否則不會發生爐膛爆炸事故。

爐膛內可燃性混合物的積存

運行人員操作順序不當，設備或控制系統設計不合理，或者是設備和控制系統出現故障，都可能發生大量可燃物聚集在爐膛內的情況，當遇到符合發生燃料爆燃的點火能(爐膛溫度)時，爐內積存的可燃物會突然被點燃，其火焰的傳播速度很快，積存的可燃性混合物幾乎同時被點燃，生成的煙氣容積突然增大，一時來不及由爐膛排出，使得爐內壓力驟增，超過了爐墻所承受的最大壓力時便造成爐膛爆炸。

鍋爐滅火或燃燒惡化

1、實踐證明爐膛爆炸最常見的原因主要有以下幾點

a、可燃氣體爆燃

b、殘存點火油引起的爆燃。

c、尾部積灰可燃物引起爆燃

2、可能引起爐膛爆炸的工況有以下幾種

鍋爐滅火、鍋爐輔機發生故障突然停運、燃燒器切換、爐內嚴重結焦掉渣、燃料性質突然改變、爐膛壓力大幅波動、燃燒惡化 應特別引起重視，做到盡早發現及時處理。

三、安全管理鏈接

在2015年印發的《防止電力生產事故的二十五項重點要求》（國能安全[2014]161號）中，指出了防止鍋爐爐膛爆炸事故的要求 摘要如下： 防止滅火

1、當爐膛已經滅火或已局部滅火并瀕臨全部滅火時，嚴禁投助燃油槍、等離子點火槍等穩燃槍。當鍋爐滅火后，要立即停止燃料（含煤、油、燃氣、制粉乏氣風）供給，嚴禁用爆燃法恢復燃燒。重新點火前必須對鍋爐進行充分通風吹掃，以排除爐膛和煙道內的可燃物質。2、100MW及以上等級機組的鍋爐應裝設鍋爐滅火保護裝置。該裝置應包括但不限于以下功能：爐膛吹掃、鍋爐點火、主燃料跳閘、全爐膛火焰監視和滅火保護功能、主燃料跳閘首出等。

3、鍋爐滅火保護裝置和就地控制設備電源應可靠，電源應采用兩路交流220V供電電源，其中一路應為交流不間斷電源，另一路電源引自廠用事故保安電源。當設置冗余不間斷電源系統、時，也可兩路均采用不間斷電源，但兩路進線應分別取自不同的供電母線上，防止因瞬間失電造成失去鍋爐滅火保護功能。

4、爐膛負壓等參與滅火保護的熱工測點應單獨設置并冗余配置。必須保證爐膛壓力信號取樣部位的設計、安裝合理，取樣管相互獨立，系統工作可靠。應配備四個爐膛壓力變送器：其中三個為調節用，另一個作監視用，其量程應大于爐膛壓力保護定值。

5、爐膛壓力保護定值應合理，要綜合考慮爐膛防爆能力、爐底密封承受能力和鍋爐正常燃燒要求；新機啟動或機組檢修后啟動時必須進行爐膛壓力保護帶工質傳動試驗。

6、加強鍋爐滅火保護裝置的維護與管理，確保鍋爐滅火保護裝置可靠投用。防止發生火焰探頭燒毀、污染失靈、爐膛負壓管堵塞等問題。

7、每個煤、油、氣燃燒器都應單獨設置火焰檢測裝置。火焰檢測裝置應當精細調整，保證鍋爐在高、低負荷以及適用煤種下都能正確檢測到火焰。火焰檢測裝置冷卻用氣源應穩定可靠。

8、鍋爐運行中嚴禁隨意退出鍋爐滅火保護。因設備缺陷需退出部分鍋爐主保護時，應嚴格履行審批手續，并事先做好安全措施。嚴禁在鍋爐滅火保護裝置退出情況下進行鍋爐啟動。

9、加強設備檢修管理，重點解決爐膛嚴重漏風、一次風管不暢、送風不正常脈動、直吹式制粉系統磨煤機堵煤斷煤和粉管堵粉、中儲式制粉系統給粉機下粉不均或煤粉自流、熱控設備失靈等。

10、加強點火油、氣系統的維護管理，消除泄漏，防止燃油、燃氣漏入爐膛發生爆燃。對燃油、燃氣速斷閥要定期試驗，確保動作正確、關閉嚴密。

11、鍋爐點火系統應能可靠備用。定期對油槍進行清理和投入試驗，確保油槍動作可靠、霧化良好，能在鍋爐低負荷或燃燒不穩時及時投油助燃。

12、在停爐檢修或備用期間，運行人員必須檢查確認燃油或燃氣系統閥門關閉嚴密。鍋爐點火前應進行燃油、燃氣系統泄漏試驗，合格后方可點火啟動。

13、對于裝有等離子無油點火裝置或小油槍微油點火裝置的鍋爐點火時，嚴禁解除全爐膛滅火保護：當采用中速磨煤機直吹式制粉系統時，任一角在180s內未點燃時，應立即停止相應磨煤機的運行；對于中儲式制粉系統任一角在30s內未點燃時，應立即停止相應給粉機的運行，經充分通風吹掃、查明原因后再重新投入。

14、加強熱工控制系統的維護與管理，防止因分散控制系統死機導致的鍋爐爐膛滅火放炮事故。

鍋爐低于最低穩燃負荷運行時應投入穩燃系統。煤質變差影響到燃燒穩定性時，應及時投入穩燃系統穩燃，并加強入爐煤煤質管理。

防止鍋爐嚴重結焦

1、加強氧量計、一氧化碳測量裝置、風量測量裝置及二次風門等鍋爐燃燒監視調整重要設備的管理與維護，形成定期校驗制度，以確保其指示準確，動作正確，避免在爐內形成整體或局部還原性氣氛，從而加劇爐膛結焦。

2、采用與鍋爐相匹配的煤種，是防止爐膛結焦的重要措施，當煤種改變時，要進行變煤種燃燒調整試驗。

3、應加強電廠入廠煤、入爐煤的管理及煤質分析，發現易結焦煤質時，應及時通知運行人員。

4、加強運行培訓和考核，使運行人員了解防止爐膛結焦的要素，熟悉燃燒調整手段，避免鍋爐高負荷工況下缺氧燃燒。

5、運行人員應經常從看火孔監視爐膛結焦情況，一旦發現結焦，應及時處理。

6、大容量鍋爐吹灰器系統應正常投入運行，防止爐膛沾污結渣造成超溫。

7、受熱面及爐底等部位嚴重結渣，影響鍋爐安全運行時，應立即停爐處理。

防止鍋爐內爆

1、單機容量600MW及以上機組或采用脫硫、脫硝裝置的機組，應特別重視防止機組高負荷滅火或設備故障瞬間產生過大爐膛負壓對鍋爐爐膛及尾部煙道造成的內爆危害，在鍋爐主保護和煙風系統連鎖保護功能上應考慮爐膛負壓低跳鍋爐和負壓低跳引風機的連鎖保護；機組快速減負荷(RB)功能應可靠投用。

2、加強引風機、脫硫增壓風機等設備的檢修維護工作，定期對入口調節裝置進行試驗，確保動作靈活可靠和爐膛負壓自動調節特性良好，防止機組運行中設備故障時或鍋爐滅火后產生過大負壓。

3、運行規程中必須有防止爐膛內爆的條款和事故處理預案。更多詳細要求見《防止電力生產事故的二十五項重點要求》（國能安全[2014]161號）

四、注意事項 運行注意事項

造成爐膛爆燃的原因和現象是多樣化的，運行操作人員必須予以高度重視。結合我廠實際情況，為防止鍋爐爆燃事故提出以下注意事項：

1、鍋爐點火前各項連鎖保護試驗合格，正常投入（爐膛吹掃、鍋爐點火、主燃料跳閘、爐膛滅火保護、主燃料跳閘首出、鍋爐總風量、磨啟動條件等），爐膛負壓、總風量等儀表投入，保護退出需經公司總工批準。

2、鍋爐點火前火檢風機投入運行，火焰監視系統正常投入。

3、鍋爐點火前A、D磨加大礦煤，磨煤機充分暖磨，5只等離子不能正常投運，禁止啟動制粉系統。

4、點火失敗，按規定風量吹掃5分鐘以上方可再次點火。

5、鍋爐啟動期間空預器及脫硝催化劑吹灰投入，防止尾部二次燃燒。

6、鍋爐啟動期間等離子清焦，要關閉對應等離子燃燒器一次風氣動關斷門，防止對應燃燒器燃燒不充分。

7、鍋爐啟動期間如出現煤火檢強度偏弱或閃爍，爐膛負壓波動大等異常情況，要及時分析。確因燃燒不穩且燃燒不能很快改善，要果斷停爐，防止延誤造成鍋爐爆燃或尾部二次燃燒。

8、鍋爐運行期間做好總風量、氧量等參數控制，禁止缺氧燃燒，以防燃燒不充分造成鍋爐結焦、尾部二次燃燒等。

9、鍋爐運行期間做好二次風配風調整，保證鍋爐燃燒充分穩定，注意對各層燃燒器定期觀火檢查。

10、鍋爐運行期間一次風機操作和啟停磨操作要緩慢，以防一次風壓大幅波動造成燃燒不穩。

11、鍋爐運行期間要定期對鍋爐吹灰，并檢查每只吹灰器運行正常。

12、鍋爐運行期間重視飛灰的取樣和化驗工作，如飛灰含碳量異常增大，要及時查找原因并采取相應措施，防止造成尾部二次燃燒。

13、鍋爐低負荷或燃燒不穩，要及時投入等離子助燃。

14、鍋爐滅火，要立即切斷煤粉供應（關閉磨煤機出口5只氣動關斷門和磨煤機冷、熱風氣動隔絕門），防止燃料進入發生爆燃（發生鍋爐滅火后的處理中，運行人員往往更注重恢復操作而忽視對進入爐膛的燃料是否切除的檢查，這就可能引發爆燃事故）。

15、鍋爐滅火，嚴禁用爆燃法恢復燃燒。需按吹掃條件規定的順序、風量、時間吹掃后方可進行下一步工作，嚴禁跳過吹掃程序點火。

16、鍋爐滅火，應立即減小引風機出力或加大送風機出力，控制爐膛負壓不劇烈波動（目前引風機出力較大，鍋爐滅火后爐膛負荷較大，要嚴防鍋爐發生內爆）。

17、鍋爐正常停運，一般吹掃15分鐘以上停運送、引風機運行。

18、啟動爐油槍霧化效果較差，爐膛及尾部煙道積油情況較嚴重，尤其要注意爐膛吹掃。每次點火前鍋爐吹掃10分鐘以上，點火試驗后最少吹掃半小時以上，如運行時間較長，要延長吹掃時間。

19、啟動爐點火后，要結合爐膛壓力、就地觀火孔檢查油槍確已點燃，不能只通過PLC畫面判斷油槍運行情況，以免爐膛積油。

20、啟動爐運行時要控制油槍油壓正常、穩定，定期檢查煙囪冒煙情況。如煙囪冒黑煙，則油槍霧化差，要及時停運檢查，以防爆燃。

21、為防止啟動爐內油氣聚集，啟動爐停運后打開送風機風門通風。

近期摻燒注意事項

近期公司2臺機組摻燒山東國聚（神華煤）和河南燃料（油渣煤），爐膛內有結焦現象，且掉焦時爐膛負壓波動較大。各值應加強燃燒調整和制粉系統各參數監視和控制，做好燃燒器就地檢查工作，并注意撈渣機附近安全措施，確保機組安全運行

第三篇：TS型火電廠煙氣脫硫、脫氮 除塵凈化三位一體技術

TS型火電廠煙氣脫硫、脫氮 除塵凈化三位一體技術

一.概述

21世紀是可持續發展的世紀。作為可持續發展重要內容的環保工作，更成為新世紀人們關注的焦點。環保不僅關系人們生活質量，更關系人類的生存和發展。

煤炭是我國的主要能源，與之伴生的二氧化硫（SO2）和酸雨污染問題將更加突出。一個相當有效的控制方法是電廠煙氣脫硫。我國政府對此已給予足夠重視，開展了多項自主技術攻關，引進10套發達國家的煙氣脫硫裝置，與發達國家開展多項技術合作研究。但是，現有技術投資大，成本高，電力脫硫很難有恰當的選擇，我國能源與環境的矛盾亟待妥善解決。

那么，如何解決能源與環境的矛盾呢，很顯然，與追求經濟效益的領域不同，在追求環境和社會效益的能源環保領域，我國不能走發達國家已走過的先污染后治理的老路，中國必須尋找適合國情的能源環保技術。我國在煙氣脫硫領域開展了長期的工作，提出了適合國情的專利技術，脫硫脫氮除塵三位一體技術被國家列為重點科技攻關項目。它以我國龐大的化肥工業為基礎，將火電廠清潔煙氣中的SO2回收，生產高效化肥，化害為利，變廢為寶，一舉多得，同時促進我國煤炭，電力和化肥工業的可持續發展。

二.國情決定技術戰略

“環境與發展”的關系是由一個國家的經濟實力和發展階段決定的，“要錢不要命”通常是落后地區的做法，“要命不要錢”通常是發達地區的行為。因此，理性的，當然也是發展中國家的原則應該是，既要“發展”，又要“環境”，即可持續發展，又對我國的能源環保工作有指導意義。煙氣脫硫的原理是堿性物質吸收并固定酸性的二氧化硫，主要有兩種，一是石灰石（碳酸鈣），即鈣法，二是氨，即氨法：盡管鈣法投資大，運行成本高，在美國，德國，日本等發達國家中，它占據90%以上的市場。這是由其國情決定的，這些國家煤在其能源結構中所占的比重不大。在美國和德國，煤在一次能源中約占20%：而在日本，煤在其能源結構中只占15%。日本是一個島國，石灰石資源豐富，但缺乏天然石膏資源。鈣法雖然投資大，成本高，但脫硫產品為石膏，正好彌補其緊缺的石膏資源。長期以來，我國燃煤火力發電在電力中所占比重保持在75-80%之間，煙氣脫硫的任務將異艱巨和沉重。如果選擇鈣法勢必帶來巨大的投資和運行負擔，將致使財力難支。我國不僅具有豐富的石灰石資源，天然石膏資源也是世界第一，品質又高。我國龐大的化肥工業每年副產石膏將超過4000萬噸，而我國年用量僅為1200萬噸。致使脫硫石膏難以利用。選擇鈣法，勢必造成大量廢渣并副產溫室廢氣二氧化碳，帶來二次污染和新的生態破壞。

因此，我們必須理性地思考現實問題，對煙氣脫硫以石灰石鈣法為主的作法，該作必要的調整時應當機立斷。我國是人口、糧食和化肥大國，合成氨生產能力和需求量非常巨大，年用量超過3000萬噸，為我國煙氣脫硫事業大力發展氨法提供了強有力的資源保障。如果我國火電廠全部采用氨法，每年所需合成氨約600萬噸，不到總量的20%。氨源供應相當方便：我國中小型合成氨廠很多，幾乎遍布縣市，在幾乎所有的電廠周圍，都容易找到配套的合成氨廠。而且，氨運輸技術成熟可靠。氨法的原料來自化肥，脫硫產品為硫氨、磷氨和硫酸，又回到化肥，不消耗額外的自然資源，也不產生二次污染和新的生態環境問題。燃煤煙氣可提供巨大的硫資源。化肥生產需要大量硫酸。近年來，我國每年進口硫磺200-300萬噸，等于進口二氧化硫400-600萬噸，我國火電行業的SO2排放量近2000萬噸，因此，氨法適合我國國情。

三.專業的煙氣脫硫技術

電力、物理、環境、化學，代表四個不同的學科領域，即代表四個不同學派。不同學派必然生出不同的技術，不同的技術勢必有不同之技術經濟指標：投資和運行成本。哪個學派更接近本質或真理呢，咋看，答案似乎很難，但是，普遍接受的是，煙氣脫硫是一個典型的化工過程。因此，化學界能夠看到SO2的本質。電力界只看熱能和發電效率，漠視 SO2之存在。

環境界中，SO2是有害的污染源，是造成酸雨的禍首。

化學界中 SO2是物質，用則有利，棄則有害。

物理界中，SO2是一個頑固不化的“敵人”，只有通過“導彈”才能予以徹底摧毀。

至于物理，原本與煙氣脫硫無關。它源于日本荏原公司對高能電子加速器用于煙氣脫硫的研究。

化學處理SO2方法很多，無需“導彈”。脫硫脫氮除塵三位一體技術結合了化工領域的最新技術成果，也就是將一個中型的化工廠搬到電廠來，確保了技術的高度可靠性，以及很低的建設投資和很低的運行成本。

根據化學化工原理的脫硫脫氮除塵三位一體技術與其他學派的技術相比，具有突出的優越性，投資僅為1/4-1/5，運行成本僅為1/3-1/4。

四.電力與煤炭和化肥工業協調發展

在我國，由東向西，由北向南，煤炭含硫量逐漸增加，四川和貴州煤含硫3%-5%，廣西煤高達5%-7%。然而，為降低電廠SO2排放量，當地火電廠燃用北方煤，比如山西煤，增加的運輸成本每噸近100元，占原料成本的40%，對當地經濟無疑是巨大的額外負擔。采用脫硫脫氮除塵三位一體

技術，火電廠燃煤含硫量不受任何限制，甚至含硫量越高，SO2回收價值越大。因此，脫硫脫氮除塵三位一體技術不僅能夠促進當地煤炭工業的發展，也使當地電力工業輕裝上陣，還能促進當地合成氨及化肥工業的發展。

某電廠是坑口電站，燃用當地煤，總機組容量為430MW，年排放SO2超過20萬噸，折合硫酸30萬噸，價值1.5億元。如果該廠的技術治理方案是改用山西煤，并采用石灰石鈣法，既限制了當地煤礦的發展，又浪費了寶貴的硫資源，還增加了發電成本。事實上，成本增加等同于能耗增加和污染增加。若采用脫硫脫氮除塵三位一體技術，可形成一個年產40萬噸的化肥裝置，年產值超過2.5億元，年利潤可超過4000萬元。它具有一舉多得的優勢：

（1）可促進當地煤炭工業的發展，燃用當地煤礦的煤炭，可以解決礦務局2萬多人的就業和發展問題，促進了當地經濟的發展。

（2）電廠采用當地煤，原料成本降低，其430MW機組，年耗煤以120萬噸計，每噸運費按50元計，每年可節約發電成本6000余萬元，這個效益是非常明顯的。

（3）廣西硫資源較缺，當地化肥廠年需硫酸40萬噸，原料由廣東提供。而且，廣西、廣東、海南和福建等南方省份的土壤缺硫，需要硫氨化肥。因此，充分利用自身的高硫煤，可以促進當地化肥工業的發展。與廣西情況相似的省份還有云南、重慶、四川和貴州。重慶的華能珞磺電廠和重慶電廠，分別具有4臺360MW和3臺200MW機組，燃用重慶松藻煤，年總排放SO2為20-30萬噸，相當于硫酸30-45萬噸，價值1.5-2.25億元。遺憾的是，這些電廠都花巨資引進國外的石灰石鈣法，不僅浪費了寶貴的資源，產生二次污染，還使發電成本增加，在貴州省實施火電廠煙氣脫硫，采用脫硫脫氮除塵三位一體技術具有不可估量的意義，國家實施西部大開發戰略，西電東送，在貴州省則是黔電送粵。貴州省是SO2和酸雨控制區，特別是省會貴陽市。在貴陽市有兩個嚴重的污染源，一是市區的貴陽發電廠，二是距市區25公里的清鎮發電廠，年排放SO2：25萬余噸。在兩個電廠間，貴州化肥廠生產合成氨16萬噸，因此，采用脫硫脫氮除塵三位一體技術具有很好的條件。采用脫硫脫氮除塵三位一體技術，兩個電廠的總投資2億元，可年產化肥50萬噸，產值3-4億元，年效益近1億元。在貴州省實施這個技術，可以形成年產150-200萬噸的火電廠化肥規模，年產值超過10億元。而如果貴陽發電廠的煙氣脫硫采用電子束技術，2臺200MW機組的投資近4億元。

由此可見，將我國化肥工業與電力工業相結合，形成一個具有綜合優勢的火電廠化肥產業，其意義十分顯著。它為我國煤炭、電力和化肥工業的可持續和協同發展提供了強有力的支撐，國家從戰略的高度發展并扶植這個產業是十分必要的。

五.脫硫需要政府大力支持

火電廠煙氣脫硫是我國實施清潔能源計劃的關鍵技術，受到各級政府部門的高度重視，多次被列入國家重大和重點科技計劃，以及與發達國家政府間的首腦級科技合作計劃。因此，我國的這項工作具有較強的政府行為。這就更需要我們做深入細致的調查，多比較相關技術的技術性能，經濟指標，多結合國情考慮問題。

某發電廠2臺200MW機組，燃用含硫為0.8%的山西煤，建設煙氣脫硫裝置。對幾乎所有的煙氣脫硫技術進行了調研。采用國外技術的投資為4-5.5億元，發電成本每度將增加5分錢，勢必成為該廠的一個沉重的經濟負擔。一旦決策失誤，企業將陷入困境，甚至由于無法竟價上網而關閉。脫硫脫氮除塵三位一體技術通過國家科技部門組織的鑒定驗收，被評價為國際領先水平，在電力界引起了較大反響。與國外技術相比，脫硫脫氮除塵三位一體技術具有相當明顯的技術和經濟優勢，總投資減少70-80%，運行成本減少70%以上，電耗減少40-60%。這樣，該廠決定采用脫硫脫氮除塵三位一體技術。并列入國家重點科技項目.目前，讓煙氣脫硫界注目的另一項目在中石化集團公司某自備熱電廠6臺100MW（410蒸噸/h）鍋爐。令人興奮的是、參與競爭的技術高達10余家之多，大家希望得到公平競爭機會。該公司原來燃用當地煤，為降低SO2排放量，改用山西煤，年耗煤將超過200萬噸，運費按每噸30元計，增加成本6000萬元，該公司具有年產30萬噸的合成氨裝置，而且脫硫產品具有很好的市場，因此脫硫脫氮除塵三位一體技術符合石化公司的具體情況。根據可行性研究報告，石化公司6臺鍋爐年排放SO2可達8萬噸，生產化肥17萬噸，產值1億元，具有明顯的經濟效益。在競爭的方法中，脫硫脫氮除塵三位一體技術的投資和成本都是最低的，而且還有利可圖，得到了該公司的充分肯定。

現在，電力工業的煙氣脫硫工作是“誰污染誰治理”，治理需要投資。經濟效益差而污染大的企業沒錢投資，只接受象征性罰款，受損害的是大氣。按目前的石灰石鈣法建設煙氣脫硫裝置，發電成本每度將增加2-3分錢，以一臺300MW機組年運行5000小時計，脫硫成本每年3000-4500萬元。燃用低硫煤，年排放SO2:為1.5萬噸，相當于每噸SO2為2000-3000元，燃用高硫煤，SO2排放量每年為4.5萬噸，相當于每噸SO2為1000元左右。但是，酸雨和SO2污染造成的損失每噸SO2超過5000元。因此，煙氣脫硫對于促進國家的利益是非常明顯的。為促進企業治理SO2污染，國家環保總局制定了新的煙氣SO2排污收費標準，對于高硫煤地區每噸SO2為600元，低硫煤地區每噸1000元，北京市為每噸1200元，基本上為脫硫成本的一半。這個費用目前是上交地方環保局的，并有較大比例的返回，以便企業用于建設脫硫裝置，脫硫電廠和單位將具有兩個主要和可靠的收入來源：

1、電力企業的環保服務費（等于原來的排污上交費）；

2、脫硫裝置產生的化肥利潤。脫硫脫氮除塵三位一體技術的效益非常好。

首先其建設投資比其他方法低，而且能耗低，產品具有很大的市場，還可以出口創匯。

六.TS型煙氣脫硫、脫氮除塵技術

該技術于一九九三年十月通過了國家部級鑒定，其中結論一綜合技術經濟性能處于國內外領先水平，具有廣闊的推廣應用價值。并于同年獲得兩項專利。該技術運用LS噴霧吸收法，以氨水、堿液、廢氨水為吸收劑，經加藥裝置加壓，把吸收劑經噴嘴霧化后的氨水產生氣-汽的瞬時化學反應，生成硫銨排出。

該技術具有以下特點：

1.先進的反應原理，使設備小巧、鋼耗低、占地面積小；

2.該系統適應煤的含硫量1%-7%；

3.具有多種功能，脫硫、脫氮、除塵，甚至可以處理污水；

4.吸收劑來源豐富，價格便宜；

5.一次投入只有國外設備價格的1/10-1/20；

6.選用廢氨水、廢堿液作脫硫劑，可使運行費用降到最低；

7.采用噴霧干燥方式；

8.該系統加裝了先進的氣水分離裝置風機不帶水；

9.煙氣不需加裝換熱設備；

10.該設備及系統內部均涂以耐高溫特種防腐涂料，設備不腐蝕，不 磨損、不堵塞；

11.系統設備阻力小，可以不用更換引風機；

12.可以提高系統的除塵效率4%-12%；

13.脫硫效率95%以上；

14.脫氮率50%，加“觸媒劑”系統80%以上。

該技術的研究始于80年代，在收集、考察國內外同類技術文獻資料的基礎上，進行了大量的技術、經濟方案的分析對比工作。從中發現普遍感到困擾的不僅僅是技術上的問題，而更嚴重阻撓的是經濟問題，一次投入大，運行費用高。即是該技術目前居于領先地位的國、日本也不例外；他們在成為世界控制SO2排放最有效的國家的同時，也為此付出了巨大的經濟代價。各國企業界面對煙氣脫硫裝置的巨大投資及運行費用，無不咋舌。因為脫硫裝置投資占電廠總投資的比例很大。巨額的投入對我國企業界是望而生畏。環保設備的投入企業界認為：“這種資金只有投入，沒有產出，是一種負擔”。

因此研究者必須首先考慮的是一次投資運行費用，使企業能夠接受的產品，占地面積小，專用設備少，工藝簡單，操作、管理、控制、維修方便，各項技術參數領先的脫硫技術，因此必須結合我國國情，走國產化的道路。

國外研究過的脫硫技術已逾近百種，真正在工業上運用過的30多種，但具有商業價值的不過十來種，無論采用那種方法，都必須考慮以下基本條件：

1.具有較高的吸收性能的吸收劑和吸收方法；

2.裝置有較高的可靠性，能保證長期穩定運行；

3.易操作和維修；

4.無二次污染，抗腐蝕；

5.建設費用及運行費用便宜，能耗小，裝置占地面積小；

6.吸收劑來源廣泛，價格便宜，易貯運；

針對上述要求，列出了攻關課題：

1.通過試驗室試驗，尋找出先進的反應速率高的原理；

2.結合我國情況選出來源廣泛價格便宜的反應劑；

3.使用什么樣的抗腐蝕材料；

4.終止物的綜合利用，防止二次污染；

以上課題通過有關專家的論證審定工作，確定運用LS噴霧吸收法，隨即開展了小試、中試及工業性應用試驗，經過近百次的試驗，獲得了大量的數據，通過對試驗點的監測和運行考驗，均取得了滿意的結果。

（一）脫硫原理：

近半個世紀以來，國外脫硫技術迅速發展，但真正在工業應用上發揮作用的不外十來種。其中包括石灰法、石灰石法、石灰石膏法、噴霧干燥法、氧化鎂法，以上我們把它歸類于氣-固反應。WL法、雙堿法、碳酸鈉法、氫氧化鈉法，此類我們稱之為氣-液反應。LS噴霧吸收法是氣-汽反應是反應率最高，屬于瞬時反應。

氨的性質決定氨極容易溶于水，是由水分子和氨分子通過氫鍵互相結合形成氨的水化物的緣故。

氨在水中的溶解度大于其它氣體，在0℃時，1體積水吸收1200體積的氨；在20℃時約吸收700體積。過去認為氨溶于水生成OH－的過程是分兩部分進行的。首先是大部分氨和水結合生成所謂氫氧化銨（NH4OH）然后氫氧化銨在溶液中電離成銨離子（NH4+）和氫氧根離子（OH-）。現在已經確認：氫氧化銨中的銨離子，無論從它的半徑大小或者從它的化合物性質來看，它都和K+離子非常相似，它在水中應當全部電離，不可能有NH4OH分子存在，已確知，氨水溶液中并不含有NH4OH而是有氨的水分子NH3·H2O。NH3·H2O和NH4OH不同，NH3·H2O是氨分子通過氫鍵的結合，而NH4OH則為離子化合物。由（NH4+）和（OH-）新組成。氣態氨和酸（揮發性）的蒸汽作用生成銨鹽。

2NH3（氣）+H2O（蒸汽）+SO2（氣）=（NH4）2SO3 由此看來，煙氣中加入吸收劑NH3·H2O與SO2等酸性氣體可進行氣-汽反應。即氨和酸性氣體可以直接生成鹽類。這種化合物作用通常伴隨著大量的熱放出，通過試驗發現在無水的情況下，這種反應并不進行，即使微量的水的條件下也能反應出這種特性，因此這就是和其它吸收劑不同之處的主要原因。另外氨還和煙氣中的氮起反應：煙氣中的氮氧化物通常用NOX表示NO在空氣中可氧化成NO2易溶于水，生成亞硝酸和硝酸。

2NO+O2=2NO2

2NO2+H2O=HNO3+HNO2

當氨與HNO3或HNO2產生以下反應

NH3·H2O+ HNO3=NH4NO3+H2O NH3·H2O+ HNO2=NH4NO2+H2O

此反應在氣-汽反應中產量很少，因硝酸銨與亞硝酸銨在一定溫度下易于分解，而在液相中

（NH4）SO3和NH4HSO3為還原劑，NOX被還原為N2，其反應為：

2NO2+4（NH4）2SO3=4（NH4）2SO4+N2↑（NH4）2SO3+NO2=（NH4）2SO4+NO↑ 2（NH4）2SO3+2NO=2（NH4）2SO4+N2↑

為此使用氨-亞硫酸氨的氮方法，能除去一定量的NOX

（二）脫氮原理

煙氣中往往同時含有NOx與SO2,如果用一種方法同時除去這兩種有害氣體，豈不是一件非常有前途的事。前面脫硫的論述中，脫硫后的終止物就是（NH4）2SO3和（NH4）2SO4（少量）和一部分（NH4）HSO3溶液。這些物質又是吸收NOX的吸收劑。在生產硫酸同時又生產硝酸的行業中，多數都是利用處理硫氧化物而得到的（NH4）2SO3和（NH4）HSO3溶液來吸收硝酸生產中的NOX。其原理是利用亞硝酸銨溶液作為吸收劑和NOx反應，使NOx還原為N2：

4（NH4）2SO3+2NO2→4（NH4）2SO4+N2 ↑

4（NH4）HSO3+2NO2→4（NH4）HSO4+N2↑

4(NH4)HSO3+2NO2→4(NH4)HSO4+N2↑

4（NH4）2SO3+NO+NO2+3H2O→2N(OH)(NH4SO3)2+4NH4OH

4（NH4）HSO3+NO+NO2→2N(OH)(NH4SO3)2+ H2O

2(NH4)OH+NO+ NO2→2NH4NO2+H2O

按照排放濃度達標要求，脫氮效率達到72%就可以了，所以只要控制住吸收液的濃度，一般在180-200g/L,最后得到的溶液一部分重復循環使用，多余的部分進行下道工序，處理后溶液還可以再生，以節省大量的運行費用。煙氣中NO含量占90%以上，因此脫除的主要是NO。如果煤的含硫量比較低和氨反應產生的亞硫酸銨不足以滿足脫氮氧化物的需要，或者因為爐膛燃燒溫度高，產生的氮氧化物量較大。此時可以采取連續加入氨與NOX繼續反應，但這種反應應在催化劑（或稱觸媒劑）的作用下才可完成，使脫氮效率大大提高，這種方法稱之為“氨的選擇性催化還原法”。

4NH3+4NO+O2+4N2↑+6H2O

8NH3+6NO2+7N2+12H2O

把氮還給大自然，水回收再循環使用。

以上各式反應都是在同一個介質---氨，共一套設備，同時氨與SOx、NOx瞬時交叉進行的，這就是脫硫、脫氮一體化工藝。

（三）除塵原理

煙塵進入文氏管反應器，會產生多種效應，除了氨與SOx、NOx發生化學反應以外，粉塵經過文氏管的漸縮段濃縮，產生碰撞、凝聚、增大，使塵的表面由原來的氣包圍界面，被經噴霧所產生的液-固界面所代替，粉塵表面的水膜代替氣膜產生吸附、凝聚，并使離子間形成液橋，使塵粒增大。塵粒通過高速撞擊霧滴而粘附其上。

由于微粒的擴散作用易于霧滴接觸。由于微粒的煙氣增濕，使塵粒增大了浸潤性，塵粒間互相產生凝聚。因蒸汽以塵粒為核心的凝結而形成水滴。

因此本技術在結構設計上采用如下措施：

1.煙氣攜帶的粉塵，高速通過文氏管霧區，沖向液膜；

2.然后氣體切向運動而產生離心力，改變增大后的粉塵運動方向；

3.噴出的霧滴作旋轉運動，驅使粉塵靠內外壁貼向水膜；

4.增加水霧封鎖線，使逃逸的亞微米粉塵及亞微米硫銨晶體捕集下來；

采用高強磁化器，把循環水磁化，非但提高了脫硫效率，尤其對增水性的亞微米細粉塵，提高除塵效率更為明顯。

（四）使用范圍：

TS型系列脫硫脫氮除塵三位一體技術裝置，為工業鍋爐及電站鍋爐配套排煙脫硫工程應用而設計的系列產品。并可擴大應用在處理冶金焦化剩余氨水，造紙廠的廢堿液及紡織印染堿性廢水以及鍋爐排污水、爐渣水等。該設備即是脫硫器，又可作為污水處理器。

一套裝置適應多種類型的脫硫劑，又是這一裝置的一大特點，為適應我國的特定條件，用戶就近弄到什么脫硫劑就用什么脫硫劑以降低運行費用，以廢治廢。

（五）系統設備組成的特點：

系統設備組成，有文丘里噴霧反應器，自動加藥及動力泵、貯液、調液箱所組成。以及自動控制自動監測系統。文丘里噴霧反應器的結構設計，顯示出其獨到之處，通常人們稱之謂文丘里效應，但它具有什么效應，應該說它有多種效應。一是很好的反應作用：使兩種以上的介質，在反應段進行充分的混合、接觸、攪動，促使在較短的時間里進行瞬時反應。二是很好的除塵作用：帶粉塵的氣體通過漸縮段，細小的粉塵在碰撞、凝聚、粘結、增大，把粉塵撲集下來。三是很好的熱交換作用：利用

煙氣的余熱，把噴成霧狀的液體迅速干燥、蒸發、固液分離，起到污水處理的作用。由于設計獨特，此套裝置的阻力僅有300-400Pa，對于原有的鍋爐房設備改造，可以不用更換引風機。重力與旋流雙級脫水除霧，其結構的設計不會產生堵塞和腐蝕現象，而且一器兩種用途，它不但有效的脫除水霧而且使煙氣流呈旋轉上升，延長了反應時間和流程，提高了反應效率。

（六）變廢為寶，綜合利用：

當前國內外所采用的各種脫硫技術，多數都存在著二次污染，物質雖然經過轉化，但加進的物料與經過處理后的終止物終究是平衡的。對于如何處理這些終止物，怎樣綜合利用，這個總是普遍感到頭痛的較大難題。

TS型脫硫脫氮除塵三位一體技術如果在大的火電廠大量推廣應用后，所產生的硫銨，可以制成與傳統化肥完全不同的新型高效肥料，這種高科技產品是具有磁性效應的磁性化肥，利用火電廠排出粉煤灰（約占30%~40%），根據不同土壤和農作物加入適量的鉀、磷，經過強磁場磁化后制成的，這種原料將隨著TS型脫硫脫氮除塵三位一體技術的推廣而取之不盡。

磁化肥使用在十二種農作物如紅薯、蔬菜、煙葉、玉米、棉花、水稻、小麥、水果等，均收到了廣泛的社會效益和可觀的經濟效益，使得TS型脫硫脫氮除塵三位一體技術在電廠應用中形成一套工業鏈，廢“制”肥，變廢為寶，化害為利，適應我國國情的環保與綜合利用一大長。防止二次污染。

（七）保障該設備安全穩定正常行動措施：

在腐蝕及磨損嚴重的部位，采取襯貼鑄石板的措施。如果用戶在經濟條件許可情況下，采取

鋼板噴涂陶瓷的復合材料。僅是有腐蝕的部位采用2520不銹鋼材料。腐蝕不太嚴重的部位，采取滾刷耐溫、防腐特種涂料。關鍵外協件、外購件、其中有些附件，如噴嘴、過濾器，采用美國制造，供液系統選用丹麥生產的，自動控制和監測儀器選用日本或其他國家的。

先進的工藝，先進的設備，先進的材料，再加上低的建設投資及運行費用，構成了該技術的高和新。

（八）670t/h鍋爐脫硫、脫氮、除塵及綜合利用方案經濟分析。

1．運行費用

⑴ 已知數據

鍋爐蒸發量： 670t/h

鍋爐煙氣排量： 120萬m3/h 鍋爐燃煤量： 150t/h

鍋爐運行時間： 312.5天/年（7500h/年）

燃煤含硫量： 1%

⑵ SO2產生量

燃煤含硫量： 150t/h×1%=1.5t/h 燃煤中的硫與氧的反應：S+O2=SO2 SO2產生量：1.5t/h×80%×64/32 =2.4t/h 式中：32為S的分子量。

64為SO2的分子量。

80%為煤燃燒時硫的轉化率。經實測統計為80%～85%，本處取80%。

⑶ 需氨量

一般脫硫效率達95%，煙氣即可達標排放。從（NH4）2SO4分子式中看出：NH3與SO2化合比

例 為2：1，故需氨量為：2.4t/h×95%×17×2/64=1.2t/h 式中：17為NH3的分子量。

64為SO2的分子量。

年需氨量為：1.2t/h×7500h/年=9000t/年

⑷ 運行費用

用氨水做吸收劑的回收方案，整個裝置的運行費用主要為消耗氨水的費用（此項費用占總運行費用的95%以上）。根據上述計算結果，年需要氨量9000噸，按純氨水售價1700元/噸計，則全年運行費用為：9000t/年×1700元/t=1530萬元/年

2．生成物的綜合利用及經濟效益

根據計算結果，670t/h燃煤鍋爐每年脫硫設備的運行費用為1530萬元，這是用戶難以接受的。顯而易見，這種方法必須立足于生成物綜合利用的基礎上，否則就不能成立。也就是說，只有用生成物綜合利用產生的經濟效益去抵消脫硫設備的運行費用，才是這種方法生命力所在。

⑴ 硫銨產生量

從（NH4）2SO4分子式可看出，硫銨產出量為：9000t/年×132/17×2=34941t/年

式中：17為NH3分子量

132為（NH4）2SO4的分子量。

⑵ 硫銨的綜合利用及經濟效益

硫銨是硫酸銨的簡稱，分子式為（NH4）2SO4，含氮量20.6%，為白色或微帶顏色的結晶，易溶于水，是最早生產的氮肥品種。隨著化肥工業的發展，新的氮肥品種的出現，使硫銨與碳銨一樣漸成被淘汰的氮肥品種。這是由于除養分低外，其最大缺點是長期施用硫銨會造成土壤板結，故不宜直接施用。要對其進行改性，其方法是加入部分粉煤灰制成的復合肥并磁化。粉煤灰可疏松土壤，磁性的引入亦可疏松土壤，促進土壤團粒結構的形成，這已是業內人士的共識。我們通過大量的工業試驗，找出了利用硫銨生產磁性復合肥的最佳工藝配方及工藝條件，產品經過有關部門的檢測，完全合格。其主要配比為：硫銨60%左右，其他輔料（粉煤灰、磷肥、鉀肥等）40%左右。根據硫銨年產34941噸的實際情況，可上一套年產6萬噸左右的綜合利用設備（磁化復合肥生產線）。按現行市場原料價、產品銷售價及有關費用支出估算：

原材料成本：250元/噸

綜合成本： 350元/噸（包括一切費用在內）

銷售價： 650元/噸

利 潤： 300元/噸

按年產6萬噸磁性復合肥計，綜合利用設備每年可創利潤1800萬元，減去脫硫設備每年運行費用1530萬元，則采用此方法，除可抵消脫硫設備的運行費用（使運行費用為0）外，每年還可以為企業創造200多萬元的利潤。

目前該技術設計除工業鍋爐八個規格系列配套外，現已擴大到電站系列配35T、75T、130T、220T、420T、530T、670T、1000T/h、2000T/h。當前國際及國內有些研究單位正在試用的電子束氨法和等離子氨法，均向以氨為脫硫劑探索，顯然氣－汽反應脫硫脫氮除塵三位一體技術當前處于領先地位。一種結構形式，具有多種用途：

（1）它既是一個很好的反應器，能夠進行充分的化合接觸攪動。促使在很短的時間里進行充分的化學反應；

（2）它又是一個很好的二次除塵器、前置的麻石除塵器或靜電除塵器，除不掉的細微粉塵在碰撞、凝聚、粘結、增大、把粉塵捕集下來。

（3）它又是一個很好的熱交換器，利用煙氣的余熱，把噴霧狀的液體迅速干燥蒸發、反應時間、反應速度、反應物質、接觸面積，反應效率是最高的，屬于瞬時反應，煙氣不會降溫。

（4）它又是一個工業廢水零排放的污水處理器裝置，能將各種工業有毒廢水，污水成千上萬噸迅速干燥，蒸發，達到污水處理的作用。

該技術脫硫效率高，并具有較高的脫氮功能50%，加“觸媒劑”系統80%以上。今后一旦國家環保標準要求脫氮同樣一套設備可以既能脫硫、又可脫氮。還能提高除塵效率。該技術對已建電廠為了滿足除塵的需要改造電除塵，將鍋爐尾部煙道位置都幾乎占滿、有些脫硫工藝的反應塔和再加熱熱交換器等無法擺下，場地面積小等，是用戶特別適用和首選的選擇。

以氨做吸收劑的回收法方案，具有脫硫、脫氮、除塵效率高，并可達到三個“零排放”、無廢渣排放，無廢水排放、無廢氣排放、而且由于生成物的綜合利用，不僅使其運行成本費用為零，還可為企業帶來可觀的經濟效益，氨源供應方便。我國中小型合成氨廠很多，幾乎遍布縣市、若在有廢氨水的地方、廢堿液、造紙廢水、印刷廢水、洗毛廢水、焦化廠廢水、海水、更可大大節省脫硫劑費用，經濟效益將更加可觀。

第四篇：我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策

我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策前言

我國電力行業環境保護問題較為突出,一次能源以煤炭為主的狀況對環境產生的污染和生態的影響已經嚴重制約了電力工業的發展。據統計,目前我國煤炭產量約有50%用于電力生產,電力80%是由煤炭燃燒生產的。這種以煤電為主的格局在今后相當長的一段時期內將繼續保持下去。為了控制污染、保護環境,我國政府及相關部門出臺了一系列環境保護法律、法規。國家電力行業管理部門也制定了多項有關電力環保的管理規定。這些要求,形成了對火電廠脫硫強大的法規上的壓力。然而,在我國燃煤電廠脫硫技術應用和脫硫設備的運行中存在著很多問題,嚴重影響了這些技術和設施的脫硫效果,本文將介紹燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題,最后提出相應的對策。存在的問題及原因分析

在我國已經安裝或進行了脫硫改造的燃煤電廠有相當部分的脫硫設施難以高效穩定運行。據業內人士反映,目前已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率不足60%,減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。分析產生這種現象的原因,主要有以下幾個方面。

(1)有些脫硫公司對國外技術和設備依賴度較高,沒有完全掌握工藝技術,系統設計先天不足,個別設備出現故障后難以及時修復;

(2)由于脫硫設備的運行費用很高,將使發電成本大幅上升,部分電廠為降低成本,提高經濟效益,常常停運脫硫設施。在部分老電廠中這一現象更為嚴重。

(3)近幾年,由于脫硫市場急劇擴大,一批從事脫硫的環保公司如雨后春筍般誕生。但行業準入缺乏監管,對脫硫公司資質、人才、業績、融資能力等方面無明確規定,脫硫公司良莠不齊,一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質量不過關。另外,對煙氣脫硫工程招投標的監管不到位或監管不力,部分工程招投標存在走過場現象。

(4)安裝脫硫設施后,對發電設備的運行產生很多不良影響,影響到發電設備的高效運行。這主要是由于在發電設備的設計制造過程中并沒有考慮到安裝脫硫設備所帶來的各種設備負荷和安全方面的需求,致使設備不能達到設計的運行指標。

(5)國家對電廠脫硫的電價政策不夠完善,存在一定的問題,影響了電廠脫硫的積極性。雖然現在有一定的電價政策,但對于脫硫費用高的電廠來說,仍很難彌補脫硫設備投入和運行的高額費用。對策

(1)加大脫硫技術自主創新力度。國家加大資金投入,支持煙氣脫硫的自主創新。對于引進的脫硫技術,創新的重點是降低工程造價和降低系統能源消耗。對于原始創新的,特別是已完成5萬千瓦及以上機組試驗工程的脫硫技術,創新的重點是適用于更大裝機容量的脫硫技術。對于已有工程業績的脫硫技術,創新的重點是副產品的有效利用和完全處置。對于關鍵設備,創新的重點是提高設備可靠性和使用壽命。

(2)脫硫設備國產化。我國20世紀90年代后建成的工業脫硫裝置和大型工業示范性工程,其技術和設備絕大多數是引進的。今后我國環保企業的主要任務應是消化吸收國外的先進技術,大幅度提高設備的國產化率。只有這樣才能顯著降低脫硫成本。我國應借鑒發達國家的經驗,對征收排污費標準逐年大比例提高,這樣可督促企業加快s0 治理的步伐。

(3)加強脫硫產業化管理。嚴格市場準入,實行脫硫公司資質管理制度,通過市場競爭實現優勝劣汰;細化相關規定,加強對招投標活動的管理和監督;加強脫硫工程后評估,并將后評估結果作為脫硫公司資質審核的重要內容。建立健全煙氣脫硫工藝設計、制造、安裝、調試、運行、檢修、后評估等技術標準和規范,提高煙氣脫硫整體技術水平。

(4)電廠脫硫技術應用是一個系統工程,不能僅僅是建立在對現有發電設備的改造上,而應該從電廠的建設和發電設備的設計開始,到發電設備和脫硫設備等各種環保設施的運行,形成一個高效運行的系統。從我國燃煤電廠在今后很長時間內占有主要地位的情況來說,這一點是非常有意義的。

(5)脫硫資金。脫硫設備的建設和運行均需要較大投資,這筆費用僅靠企業自身是難以解決的。從我國國情考慮,國家在短期內也不可能為此拿出巨額資金。而環境保護關系到我們每個人和子孫后代的切身利益。所以,目前唯一可行的辦法是通過提高電費籌措資金。無論采用哪種煙氣脫硫方法,每度電的脫硫運行費用大約為2分錢左右,加上設備折舊、還銀行貸款等因素大致費用是4分錢左右。按此標準調整電價,相當于提高電價10%左右,這對于我國居民應該是可以接受的。

(6)充分發揮政府、行業組織、企業在二氧化硫控制中的作用。火電廠二氧化硫控制涉及政府、行業組織、企業等各個方面,必須充分發揮各方面的作用。政府部門要堅持依法行政,同時確保引導性政策如電價政策到位。加強對煙氣連續監測系統的建設和管理,對煙氣脫硫設施運行進行有效監督,加大對二氧化硫超標排放企業的處罰力度。企業是實施煙氣脫硫工程的主體,必須按照法律、法規和標準的要求,確保二氧化硫穩定達標排放。進一步發揮行業協會等中介組織的作用,建立有效的行業自律體系。結束語

本文首先對燃煤電廠脫硫技術進行了綜述,對我國燃煤電廠脫硫技術和脫硫設施的應用狀況和存在的問題進行了分析,并提出了相應的對策。對于提高脫硫技術的應用,規范脫硫產業的發展,國家制定相應的政策法規以及電廠采用脫硫技術和設施有一定的參考價值。

第五篇：我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策

我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題和對策

[摘要]在我國燃煤電廠脫硫技術應用中存在著很多問題,影響到脫硫設施的運行。本文分析了在脫硫技術應用中存在的問題并提出了相應的對策。

[關鍵詞]燃煤電廠 脫硫 問題及對策前言

我國電力行業環境保護問題較為突出,一次能源以煤炭為主的狀況對環境產生的污染和生態的影響已經嚴重制約了電力工業的發展。據統計,目前我國煤炭產量約有50%用于電力生產,電力80%是由煤炭燃燒生產的。這種以煤電為主的格局在今后相當長的一段時期內將繼續保持下去。為了控制污染、保護環境,我國政府及相關部門出臺了一系列環境保護法律、法規。國家電力行業管理部門也制定了多項有關電力環保的管理規定。這些要求,形成了對火電廠脫硫強大的法規上的壓力。

然而,在我國燃煤電廠脫硫技術應用和脫硫設備的運行中存在著很多問題,嚴重影響了這些技術和設施的脫硫效果,本文將介紹燃煤電廠脫硫技術應用中存在的問題,最后提出相應的對策。存在的問題及原因分析

在我國已經安裝或進行了脫硫改造的燃煤電廠有相當部分的脫硫設施難以高效穩定運行。據業內人士反映,目前已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率不足60%,減排二氧化硫的作用沒有完全發揮。分析產生這種現象的原因,主要有以下幾個方面。

(1)有些脫硫公司對國外技術和設備依賴度較高,沒有完全掌握工藝技術,系統設計先天不足,個別設備出現故障后難以及時修復;

(2)由于脫硫設備的運行費用很高,將使發電成本大幅上升,部分電廠為降低成本,提高經濟效益,常常停運脫硫設施。在部分老電廠中這一現象更為嚴重。

(3)近幾年,由于脫硫市場急劇擴大,一批從事脫硫的環保公司如雨后春筍般誕生。但行業準入缺乏監管,對脫硫公司資質、人才、業績、融資能力等方面無明確規定,脫硫公司良莠不齊,一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質量不過關。另外,對煙氣脫硫工程招投標的監管不到位或監管不力,部分工程招投標存在走過場現象。

(4)安裝脫硫設施后,對發電設備的運行產生很多不良影響,影響到發電設備的高效運行。這主要是由于在發電設備的設計制造過程中并沒有考慮到安裝脫硫設備所帶來的各種設備負荷和安全方面的需求,致使設備不能達到設計的運行指標。

(5)國家對電廠脫硫的電價政策不夠完善,存在一定的問題,影響了電廠脫硫的積極性。雖然現在有一定的電價政策,但對于脫硫費用高的電廠來說,仍很難彌補脫硫設備投入和運行的高額費用。對策

(1)加大脫硫技術自主創新力度。國家加大資金投入,支持煙氣脫硫的自主創新。對于引進的脫硫技術,創新的重點是降低工程造價和降低系統能源消耗。對于原始創新的,特別是已完成5萬千瓦及以上機組試驗工程的脫硫技術,創新的重點是適用于更大裝機容量的脫硫技術。對于已有工程業績的脫硫技術,創新的重點是副產品的有效利用和完全處置。對于關鍵設備,創新的重點是提高設備可靠性和使用壽命。

(2)脫硫設備國產化。我國20世紀90年代后建成的工業脫硫裝置和大型工業示范性工程,其技術和設備絕大多數是引進的。今后我國環保企業的主要任務應是消化吸收國外的先

進技術,大幅度提高設備的國產化率。只有這樣才能顯著降低脫硫成本。我國應借鑒發達國家的經驗,對征收排污費標準逐年大比例提高,這樣可督促企業加快s0 治理的步伐。(3)加強脫硫產業化管理。嚴格市場準入,實行脫硫公司資質管理制度,通過市場競爭實現優勝劣汰;細化相關規定,加強對招投標活動的管理和監督;加強脫硫工程后評估,并將后評估結果作為脫硫公司資質審核的重要內容。建立健全煙氣脫硫工藝設計、制造、安裝、調試、運行、檢修、后評估等技術標準和規范,提高煙氣脫硫整體技術水平。

(4)電廠脫硫技術應用是一個系統工程,不能僅僅是建立在對現有發電設備的改造上,而應該從電廠的建設和發電設備的設計開始,到發電設備和脫硫設備等各種環保設施的運行,形成一個高效運行的系統。從我國燃煤電廠在今后很長時間內占有主要地位的情況來說,這一點是非常有意義的。

(5)脫硫資金。脫硫設備的建設和運行均需要較大投資,這筆費用僅靠企業自身是難以解決的。從我國國情考慮,國家在短期內也不可能為此拿出巨額資金。而環境保護關系到我們每個人和子孫后代的切身利益。所以,目前唯一可行的辦法是通過提高電費籌措資金。無論采用哪種煙氣脫硫方法,每度電的脫硫運行費用大約為2分錢左右,加上設備折舊、還銀行貸款等因素大致費用是4分錢左右。按此標準調整電價,相當于提高電價10%左右,這對于我國居民應該是可以接受的。

(6)充分發揮政府、行業組織、企業在二氧化硫控制中的作用。火電廠二氧化硫控制涉及政府、行業組織、企業等各個方面,必須充分發揮各方面的作用。政府部門要堅持依法行政,同時確保引導性政策如電價政策到位。加強對煙氣連續監測系統的建設和管理,對煙氣脫硫設施運行進行有效監督,加大對二氧化硫超標排放企業的處罰力度。企業是實施煙氣脫硫工程的主體,必須按照法律、法規和標準的要求,確保二氧化硫穩定達標排放。進一步發揮行業協會等中介組織的作用,建立有效的行業自律體系。結束語

本文首先對燃煤電廠脫硫技術進行了綜述,對我國燃煤電廠脫硫技術和脫硫設施的應用狀況和存在的問題進行了分析,并提出了相應的對策。對于提高脫硫技術的應用,規范脫硫產業的發展,國家制定相應的政策法規以及電廠采用脫硫技術和設施有一定的參考價值。