[发明专利]燃煤电厂烟气同时脱硫脱硝工艺及其系统

说明书

  

技术领域

本发明属于能源工程和环境工程交叉领域，具体地说涉及一种燃煤电厂烟气同时脱硫脱硝工艺及其系统。 

背景技术

燃煤产生的污染是我国大气污染的主要来源之一，在一次性能源消费量及其构成中，燃煤所占的比例高达70%左右，而我国的耗煤大户主要是燃煤电厂，其二氧化硫排放量占工业总排放量的55%左右，氮氧化物排放量占工业总排放量的43%左右。预计到2020年，我国的东北、华北、东南地区和四川盆地的SO₂排放量达3060万吨，NO_x排放量达2660万吨。因此削减和控制燃煤特别是燃煤电厂燃煤SO₂和NO_x污染，是目前我国大气污染控制领域最紧迫的任务之一。 

目前我国燃煤电厂脱硫脱硝主要采用的是先用石灰石-石膏法脱硫，再用SCR法脱硝两步走的方式，建设两套装置。存在占地面积大、建设投资大、催化剂易中毒、腐蚀设备、运行维护复杂、运行成本高等问题。以石灰石/石膏法湿式FGD装置为例，建设成本在200元/KW以上。但装机容量同样为300MW或600MW的两台燃煤发电机组，由于煤质相差大，如果脱硫效率均要求达到95%来满足排放的要求，其配套设施的参数就要发生显著的变化。从实际运行的情况来看，燃煤含硫量在3%（高硫煤）时的投资成本可达燃煤含硫1%（低硫煤）时的投资成本的1.5—2.5倍左右。运行成本主要包括电能消耗、脱硫剂消耗、工艺消耗及污水处理等，正常运行的年均费用为0.006—0.009元/千瓦·时，实际运行中甚至高达0.023元/千瓦·时。选择性SCR装置的建设投资也较大，且运行成本很高。初步分析，以2×30万KW新建机组为例，脱硝效率为85%，建设成本在150元/KW以上；现役机组受场地和设备改造的影响，投资较新建机组高。新建机组单位运行成本约为0.01元/KW·H（不含税，不变成本中受催化剂初装影响较大；可变成本中受机组运行小时数、负荷、催化剂更换费用影响较大）。现役机组运行费用高于新建机组，小机组运行费用高于大机组。 

环保部环发[2010]10号文件发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》中明确指出“鼓励具有自主知识产权的烟气脱硝技术、脱硫脱硝协同控制技术以及氮氧化物资源化利用技术的研发和应用”。因此开发设备简单、建设及运行成本低、无二次污染、同时能够回收利用烟气中的硫、氮资源的脱硫脱硝技术成为当前的主要研发方向。 

发明内容

本发明的目的是为了克服目前使用的技术中燃煤电厂脱硫脱硝要分别建设脱硫装置和脱硝装置，建设投资大、运行维护复杂、运行成本高等缺点，提供一种工艺及设备简单、建设及运行成本低、无二次污染、且同时能够回收利用烟气中的硫、氮资源的燃煤电厂同时脱硫脱硝工艺及其系统。 

为实现此目的，本发明所设计的的燃煤电厂同时脱硫脱硝工艺依次包括以下步骤： 

1、将原烟气1冷却冷却到101.88℃以下的某一温度，得到烟气2；

2、引烟气2进入脱硫脱硝塔， SO₂ 、NO、NO₂ 、O₂、 H₂O、溶解O₂、中间产物HNO₃  相互充分接触，反复发生连锁的化学反应后，烟气2中SO₂、NO、NO₂被脱除且分离出H₂SO₄和HNO₃的混合溶液，排出的烟气3的组分接近正常空气的组分；

图1是本发明工艺的流程示意图。

所述工艺中将原烟气1冷却到101.88℃以下的某一温度得到烟气2，至少可以达到如下三个目的： 

1、增加烟气2中O₂ 的含量；

2、增加烟气2中NO_x 里的NO₂的含量。含氮煤在燃烧时产生的稳定产物主要是NO₂和NO，但在温度150℃左右的原烟气1中NO₂易分解为NO和O₂  ，这就是为什么原烟气1中的NO_x  里NO占95%左右的原因。按所述工艺冷却后，NO与O₂（其当量远大于NO）易发生氧化反应生成NO₂ 。所以得到的烟气2中的NO_x  里NO₂的含量增加；

3、控制脱硫脱硝塔中硝酸的热分解反应

硝酸的热分解反应有两种方式：