湿法脱硫的发展

湿法脱硫的发展

湿法脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、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、脱硫添加剂利用率高，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。

溶液中进行，吸附剂和脱硫生成物均为湿态;脱硫过程的反应温度低于露点，脱硫后的烟气一般需经再加热才能从烟囱排出。湿法烟气脱硫过程是气液反应，其脱硫反应速率快，脱硫效率高，钙利用率高，在钙硫比等于1时，可达到90%以上的脱硫效率，适合于大型燃煤电站锅炉的烟气脱硫。使用最广泛的湿法烟气脱硫技术，主要是石灰石/石灰洗涤法，占整个湿法烟气脱硫技术的36.7%。它是采用石灰或石灰石的浆液在洗涤塔内吸收烟气中的SO2并副产石膏的一种方法。其工艺原理是用石灰或石灰石浆液吸收烟气的SO2，分为吸收和氧化两个阶段。先吸收生成亚硫酸钙，然后将亚硫酸钙氧化成硫酸钙即石膏。

随着我国对热电厂二氧化硫排放标准的不断提高，且燃煤的含硫量也比以前有所增加，现有的湿法脱硫机组已经不能满足相关要求。要进一步提高脱硫效率，就要在脱硫的过程中加入LY-WS脱硫添加剂、LY-WS脱硫催化剂、LY-WS脱硫增效剂等，使得二氧化硫排放标准符合国家要求。

我国的烟气脱硫事业刚刚起步，尽管具有巨大的市场前景，但任务也相当的艰巨，目前在我国最成熟的处理SO2技术为石灰石湿法烟气脱硫技术

常见的脱硫脱硝工艺有哪些

脱硫工艺

DLWS脱硫

工艺以石灰石浆作为洗涤吸收剂，整个脱硫过程分为两个阶段进行，即上回路与下回路。两个阶段合成在一个吸收塔内。石灰石浆可单独引入上下回路，烟气沿切线方向进入吸收塔下回路，被冷却到烟气饱和温度，同时部分SO2被石灰石吸收生成石膏(CaSO4・2H2O)。冷却的烟气进入吸收塔上回路的喷雾区，经充分洗涤，达到SO2的最大吸收率，SO2转化为亚硫酸钙，经空气氧化后最终吸收产物为硫酸钙晶体(石膏)浆液，含固量为15%。经脱水后，可根据应用要求形成商用石膏或抛弃型石膏。

DLWS工艺的特点是上下回路的PH值分别控制，上回路PH值(5.8-6.5)较高使SO2的去除率达到最大，下回路的PH值(4-5)较低，使石灰石易于溶解，吸收剂利用率提高，成本降低。系统脱硫效率可达95%。

SDA脱硫

SDA脱硫工艺以Ca(OH)2浆液作脱硫吸收剂，通过离心转盘式雾化器或气流式雾化喷嘴使吸收剂在喷雾干燥吸收器内雾化。热烟气进入吸收器与雾化剂吸收接触后，同时发生三种传热传质过程;

① 酸性气体从气相进入液滴的传质过程;

② 被吸收酸性气体与溶解的Ca(OH)2发生化学反应;

③ 液滴内水分的蒸发。

吸收干燥后的产物(主要是CaSO3.1/2H2O)与飞灰一起收集在吸收器的底部或集尘器中。SDA工艺在理想的工况条件下，脱硫效率可达80%-90%。其特点是副产物为固态，没有废水产生。但吸收剂Ca(OH)2价格较高，运行成本不低。

LIFAC脱硫

LIFAC干法烟气脱硫工艺采用石灰石粉作为SO2吸收剂。其脱硫过程分为两个阶段：

第一阶段是炉内脱硫，石灰石粉由气力喷入炉膛内850-1150℃区域，石灰石粉分解成CaO和CO2，部分CaO和烟气中的部分SO2反应生产CaSO4;

第二阶段活化器内脱硫，热烟气进入活化器雾化增湿，使烟气中未反应的CaO水合生成Ca(OH)2。同时，部分CaSO3氧化为CaSO4。脱硫灰中未完全反应的CaO，可通过部分脱硫灰返回活化器再循环加以利用，以提高吸收剂的利用率。LIFAC的脱硫效率为60%-85%。

LIFAC工艺的特点是综合了炉内脱硫和喷雾干燥脱硫的优点，工艺较为简单，维护方便。但石灰石需加工成40μm以下的粉体，运行费用较高。

脱硝工艺

烟气脱硝

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,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原法( SNCR) 、选择性催化还原法(SCR) 、电子束联合脱硫脱硝法;半干法有活性炭联合脱硫脱硝法;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。

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N H3 ,将NOx 还原为氮气。由于此还原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减少,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。