氨法脱硫重点总结.docx

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1、明晟环保：化肥装置氨源及其在氨法脱硫上的使用特点1液氨液氨运输及储存便利，通常将气态的氨气通过加压或冷却得到液态氨。氨易溶于水，溶于水后形成碱性溶液。液氨（气氨）管理要求高。用于脱硫时，其管道及相应的贮槽应按压力等级设计并有防爆措施。但因其含量高运输成本低，液氨是长距离外购脱硫剂的首选方案。2氨水氨水为无色透明的液体，是不燃烧、无危险的液体。2.1 稀氨水稀氨水一般由废氨水提浓或液氨稀释而来，质量相对较好，可以直接使用。2.2 废氨水化肥企业废氨水来源：1）合成氨系统废氨水来源铜洗再生工序产生的含氨废水；同收塔用软水或稀氨水回收下来的氨水，脱除有机硫过程中产生的低压变换冷凝液和含氨废水等。2

2、）氮肥（氨加工）废氨水来源（NH4）2-CO3生产废水主要是尾气洗涤塔产生的含氨废水；尿素生产废水主要是蒸馀和蒸发工序的解吸液和冷凝液即含氨废水；NH4NO3生产废水主要是真空蒸发工序生产的含氨废水。目前，化肥企业的含氨废水一般送尿素解吸或新增氨回收塔进行提浓回收。进行回收需要增加能耗和操作费用。废氨水浓度一般较低，高的一般也不超过5%,所以当用废氨水脱硫时要注意装置的水平衡，水过量时须搭配使用高浓度的氨。3 .NH4HCO3一般是由氨与二氧化碳化合而成，曾是氮肥的主要品种，目前仍是中小氮肥厂重要产品。NH4HCO3可分解为氨与二氧化碳，可作为脱硫剂。在使用碳校作脱硫剂时，需配置将碳铉溶解的装

3、置然后将碳钱泵入脱硫系统。因碳钱在脱硫过程中有气体二氧化碳生成，所以碳钱的加入点要有防泡沫措施。4 .尿素尿素用液氨和二氧化碳为原料合成尿素。尿素在水的作用下分解成氨和二氧化碳，可以作脱硫剂使用。尿素做脱硫剂也需配置溶解装置。然后将溶液泵入脱硫系统。同样其水解过程中有气体二氧化碳生成，所以其加入点也应要有防泡沫措施。5化肥企业使用氨法烟气脱硫的优势化肥企业特别是氮肥厂皆有上述的含氨脱硫剂，采用氨法技术进行锅炉烟气脱硫，可直接利用氨甚至废氨水回收烟气中的S02制成（NH4）2SO4肥料，在厂内即可实现废物的综合利用，以废治废、变废为宝。另外，氨法脱硫属化工技术，化肥企业的操作人员和管理人员容易掌

4、握。6.氨法脱硫技术在化肥企业的应用氨法脱硫技术在电力、化工行业已多家使用，其中化肥企业也逐步增多。目前，山东章丘明水大化、石家庄正元化肥、中化平原化肥等多家已经使用。5、结论氨法烟气脱硫技术可以利用化肥装置中的含氨稀氨水、液氨（气氨）、碳钺、尿素甚至废氨水脱除烟气S02,既解决了化肥装置的废氨水难题又解决了烟气的S02治理问题，还副产高附加值的（NH4）2SO4化肥，且脱硫率99加勺同时可达20%40%的脱硝率，一举多得，更不产生二次污染不消耗新的原料资源，环境效益、经济效益与社会效益明显，真正实现了绿色经济，变废为宝的目的，实现在绿水蓝天中获得金山银山的理念，值得化肥企业大力推广。明晟环保

5、凭借几十年的化工经验，以实体工业求发展，以低碳经济、变废为宝为理念，从根本上解决了高耗能和二次污染问题，使超低排放科技化、系统化。在本质上氨法脱硫工艺是采用NH3来吸收净化烟气的，包含着复杂的物理、化学过程。以下将从物理化学原理方面对工艺各阶段加以分析。烟气中的S02从烟气主体进入吸收液的过程是物理吸收和化学反应的过程，通过这个过程，使S02从气相进入液相而被捕获。该过程可分为如下几个步骤：氨法脱硫工艺中的化学步骤1.烟气中S02溶解于水形成H2S03o2.氨吸收剂溶解于水形成NH3H2O3.溶解于水形成的NH3,H2O与溶解于水形成的H2SO3进行化学反应形成(NH4)2SO3。4.形成的(

6、NH4)2SO3在氧化空气的作用下氧化形成(NH4)2SO4氨法脱硫过程的总化学反应式可以综合表示为：SO2+H2O+XNH3=(NH4)H2-xSO3(NH4)xH2-xSO3+l2O2+(2-x)NH3=(NH4)2SO4虽然该综合反应式中列出了主要的反应物和生成物，但整个反应过程非常复杂，可以通过以下的一系列反应过程表示：八：脱硫塔中S02的吸收烟气中的二氧化硫(S02)溶于水并生成亚硫酸。S02+H20-H2SO3(1)B：亚硫酸同溶于水中的硫酸筱和亚硫酸彼起反应。H2SO3+(NH4)2SO4-NH4HSO4+NH4HSO3(2)H2SO3+(NH4)2SO3-2NH4HSO3(3)

7、C：吸收剂氨的溶解NH3+H20-NH40H-NH4+OH-(4)由于反应的进行，可以不断提供中和用的碱度及反应用的镂离子。氨同溶于水中的亚硫酸、硫酸氢钱和亚硫酸氢钱起反应。D：中和吸收的S02S02极易与碱性物质发生化学反应，形成亚硫酸盐。碱过剩时生成正盐S02过剩时形成酸式盐。S02+NH40HfNH4HSO3(5)S02+2NH4OHf(NH4)2SO3+H20(6)由于反应(5)、(6)的进行，可以使更多S02可被吸收。E：吸收得到的(亚)硫酸(氢)核氧化成硫酸(氢)钱亚硫酸盐不稳定，可被烟气及氧化空气中的氧气氧化成稳定的硫酸盐。2NH4HSO3+O2-2NH4HSO42(NH4)2S

8、O3+02-2(NH4)2SO4(8)F：硫酸镀溶液浓缩后结晶析出硫酸铁固体硫酸铉+水硫酸钺固体+水蒸汽6：脱硝功能氨法脱硫在脱出二氧化硫的同时，对氮氧化物也有一定的脱除效果，其反应原理如下：烟气中氮氧化物(NoX)主要以NO(占NoX的90%)形式存在，其次是NO2、N2O5等。在一定温度下，No在空气中部分氧化成NO2,建立如下平衡：N0+1/202=N02在一定温度的水溶液中，亚硫酸核(NH4)2SO3与水中溶解的N02反应生成(NH4)2SO4与N2,建立如下平衡：2(NH4)2SO3+N02=2(NH4)2SO4+1/2N2个亚硫酸钱(NH4)2SO3与水中溶解的NO反应生成(NH4

9、)2SO4与N2,建立如下平衡：(NH4)2SO3+NO=(NH4)2SO4+1/2N2个亚硫酸氢筱NH4HSO3与水中溶解的N02反应生成NH4HSO4与N2,建立如下平衡：4NH4HSO3+2NO2-4NH4HSO4+N2个燃煤电厂主要节能技术汇总如下：1、提高蒸汽参数常规超临界机组汽轮机典型参数为24.2MPa566C566C,常规超超临界机组典型参数为25-26.25MPa600eC600Co提高汽轮机进汽参数可直接提高机组效率，综合经济性、安全性与工程实际应用情况，主蒸汽压力提高至27-28MPa,主蒸汽温度受主蒸汽压力提高与材料制约一般维持在600,热再热蒸汽温度提高至610或62

10、0,可进一步提高机组效率。主蒸汽压力大于27MPa时，每提高IMPa进汽压力，降低汽机热耗0.1%左右。热再热蒸汽温度每提高IOC可降低热耗0.15%。预计相比常规超超临界机组可降低供电煤耗1.52.5克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组设计优化。2、二次再热在常规一次再热的基础上，汽轮机排汽二次进入锅炉进行再热。汽轮机增加超高压缸，超高压缸排汽为冷一次再热，其经过锅炉一次再热器加热后进入高压缸，高压缸排汽为冷二次再热，其经过锅炉二次再热器加热后进入中压缸。比一次再热机组热效率高出2%3%,可降低供电煤耗810克/千瓦时技术较成熟。美国、德国、口本、丹麦等国家部分30万

11、千瓦以上机组已有应用。国内有100万千瓦二次再热技术示范工程。3、管道系统优化通过适当增大管径、减少弯头、尽量采用弯管和斜三通等低阻力连接件等措施，降低主蒸汽、再热、给水等管道阻力。机组热效率提高0l%02%,可降低供电煤耗0.30.6克/千瓦时。技术成熟。适于各级容量机组。4、外置蒸汽冷却器超超临界机组高加抽汽由于抽汽温度高，往往具有较大过热度，通过设置独立外置蒸汽冷却器，充分利用抽汽过热焙,提高回热系统热效率。预计可降低供电煤耗约05克/千瓦时。技术较成熟。适用于66、100万千瓦超超临界机组。5、低温省煤器在除尘器入口或脱硫塔入口设置1级或2级串联低温省煤器，采用温度范围合适的部分凝结水

12、回收烟气余热，降低烟气温度从而降低体积流量,提高机组热效率，降低引风机电耗。预计可降低供电煤耗1.41.8克/千瓦时技术成熟。适用于30IoO万千瓦各类型机组。6、700超超临界在新的银基耐高温材料研发成功后，蒸汽参数可提高至700C,大幅提高机组热效率供电煤耗预计可达到246克/千瓦时。技术研发阶段。7、汽轮机通流部分改造对于13.5、20万千瓦汽轮机和2000年前投运的30和60万千瓦亚临界汽轮机，通流效率低，热耗高。采用全三维技术优化设计汽轮机通流部分,采用新型高效叶片和新型汽封技术改造汽轮机,节能提效效果明显。预计可降低供电煤耗1020gkWh技术成熟。适用于13.5-60万千瓦各类型

13、机组。8、汽轮机间隙调整及汽封改造部分汽轮机普遍存在汽缸运行效率较低、高压缸效率随运行时间增加不断下降的问题，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。通过汽轮机本体技术改造,提高运行缸效率，节能提效效果显著。预计可降低供电煤耗24gkWh技术成熟。适用于3060万千瓦各类型机组。9、汽机主汽滤网结构型式优化研究为减少主再热蒸汽固体颗粒和异物对汽轮机通流部分的损伤，主再热蒸汽阀门均装有滤网。常见滤网孔径均为07已开有倒角。但滤网结构及孔径大小需进一步研究。可减少蒸汽压降和热耗,暂无降低供电煤耗估算值。技术成熟。适于各级容量机组。10、锅炉

14、排烟余热回收利用在空预器之后、脱硫塔之前烟道的合适位置通过加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量,从而达到节能提效、节水效果。采用低压省煤器技术,若排烟温度降低30,机组供电煤耗可降低L8gkWh,脱硫系统耗水量减少70%O技术成熟。适用于排烟温度比设计值偏高20C以上的机组。11、锅炉本体受热面及风机改造锅炉普遍存在排烟温度高、风机耗电高，通过改造，可降低排烟温度和风机电耗。具体措施包括：一次风机、引风机、增压风机叶轮改造或变频改造；锅炉受热面或省煤器改造。预计可降低煤耗LO2.OgkWh技术成熟。适用于30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组

15、。12、锅炉运行优化调整电厂实际燃用煤种与设计煤种差异较大时，对锅炉燃烧造成很大影响。开展锅炉燃烧及制粉系统优化试验，确定合理的风量、风粉比、煤粉细度等，有利于电厂优化运行。预计可降低供电煤耗0.51.5gkWh.技术成熟。现役各级容量机组可普遍采用。13、电除尘器改造及运行优化根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。通过电除尘器节电改造及运行优化调整，节电效果明显。预计可降低供电煤耗约23gkWh技术成熟。适用于现役30万千瓦亚临界机组、60万千瓦亚临界机组和超临界机组。14、热力及疏水系统改进改进热力及疏水系统，可简化热力系统，减少阀门数量，治理阀门泄漏，取得良好节能提效效果。预计可降低供电煤耗23gkWh0技术成熟。适用于各级容量机组。15、汽轮机阀门管理优化通过对汽轮机不同顺序开启规律下配汽不平衡汽流力的计算，以及机组轴承承载情况的综合分析，采用阀门开启顺序重组及优化技术，解决机组在投入顺序阀运行时的瓦温升高、振动异常问题，使机组能顺利投入顺序阀运行，从而提高机组的运行效率。预计可降低供电煤耗23gkWh.技术成熟适用于20万千瓦以上