CN102218264B - 燃煤电厂烟气二氧化硫催化脱硫生产及工艺流程 - Google Patents

Abstract

一种燃煤电厂烟气二氧化硫SO₂，催化脱硫生产及工艺流程，和燃煤电厂烟气二氧化硫，催化脱硫的，催化剂的使用，它脱硫率高，而且稳定，易于掌握；二氧化硫能回收利用，变害为利，为煤电企业创造巨大的经济效益，催化脱硫生产及工艺流程，是催化剂在实践中的应用，催化脱硫装置包括：生产催化剂、和配剂罐的供应系统；二级除尘、增压风机、换热器构成的，原烟气处理系统；处于核心装置的双体催化塔，通过电器及控制系统，通过切换开关，互相切换，用一备、轮班作业，构成催化系统与循环系统的统一；脱硫后，二氧化硫饱和的硫酸盐溶液，成为工业原料，变废为宝；本技术适用于各燃煤企业的环境保护。

Description

燃煤电厂烟气二氧化硫催化脱硫生产及工艺流程

技术领域:

[0001] 本发明主要涉及环境保护，节能、减排，转变经济增长方式等领域，本发明有三部分组成:一、燃煤电厂烟气二氧化硫SO2，催化剂的发明，及催化剂的生产、供应系统；二、燃煤电厂烟气二氧化硫，催化脱硫生产及工艺流程系统；三、脱硫后回收的硫酸盐溶液，的提纯、产品生产系统。(此系统由江苏成套化工设备有限公司提供)。

背景技术:

[0002] 二氧化硫SO2是世界十大公害之首，几乎所有工业燃煤、燃气、燃油都产生二氧化硫SO2，但第一排放大户是燃煤电厂，当前，国际、国内煤电产业普遍采用的，石灰石/石膏湿法脱硫技术，存在许多难以克服的困难和问题，制约我国煤电产业的发展，脱硫企业微利运营非常艰难，是我国环境污染长年居高不下的主要原因。我国的大气污染属煤烟型污染，中国工程院研究报告显示，我国二氧化硫排放量的85%来自于燃煤。据统计，大气污染的经济损失占⑶P的3%〜7%。我国是世界上最大的煤炭生产大国、消费大国，二氧化硫SO2排放量多年在2200万吨以上，居世界第一位。目前1/3的国土面积遭受酸雨污染，影响严重，环境质量恶化，如不能得到有效控制，到2020年，燃煤污染导致的疾病需付出的经济代价将达3900亿美元。由于各方面的原因，我国二氧化硫SO2的排放，虽然做出巨大的努力，但还未实现完全有效的控制。

[0003] 党中央、国务院根据国家环境恶化所带来的危害，采取了一系列措施推进火电厂烟气脱硫工程建设。制定了中国的行动计划，实施持续发展战略，运用经济手段保护环境，发展环境保护产业，在一些地区开展了区域污染物排放总量控制制度，建立国家三级环境监测网，实施监管。

[0004]自然态的二氧化硫SO2为无色、有强刺激气味的气体，它的有害性在于:在大气中可被氧化成三氧化硫SO3，遇水蒸气形成硫酸雾，长期滞留在大气中，毒性比二氧化硫SO2大十倍，它对人体及呼吸器官有很强的毒害作用，具有窒息性，给植物带来严重危害，它的允许浓度只有0.15X10_6，超过这个浓度，植物的叶绿素腺体遭到破坏，组织坏死。大气污染物含量最大的是二氧化硫SO2。

[0005] 解决二氧化硫SO2环境污染问题，世界各国都极为重视，自二十世纪80年代起，西方发达国家已陆续完成了火电厂SO2脱除装置的批量建设较成熟的技术主要有:

[0006] 1、石灰石一石膏湿法脱硫工艺，简称F⑶技术；

[0007] 2、石灰石旋转喷雾半干法脱硫工艺；

[0008] 3、炉内喷钙(石灰石)尾部增湿活化工艺；

[0009] 4、海水脱硫工艺；

[0010] 5、电子束脱硫工艺。

[0011] 世界范围内采用的脱硫技术还有很多，但大多是从以上技术演变而来的，大同小异，比较其它方法，石灰石——石膏湿法脱硫，均已成为主导性工艺，对于大容量机组这一趋势尤为明显，它具有脱硫效率高，运行稳定，运行费用低，技术最为成熟的特点，得到广泛应用，在日本占98%，美国占92%，德国占90%，中国起步晚，但是，行动快，占94%。国家下大力气引进各类世界上已有的、先进的、成熟的火电厂烟气脱硫技术，在我国都有工业示范。

[0012] 国家在引进火电厂大型机组FGD技术方面，采取了引进技术、联合设计、逐步掌握设计参数和工艺系统主设备关键技术。例如:从日本引进15项烟气脱硫技术有重庆珞璜电厂两台360丽机组，引进日本三菱公司F⑶脱硫装置；北京热电厂引进德国斯特缪勒公司技术设备；南京下关电厂成套引进芬兰IVO公司技术设备；山东黄岛电厂200MW机组采用三菱简易喷雾干燥法脱硫工艺等。引进的这些先进的脱硫技术设备，运行稳定、自控程度高，对我国的烟气脱硫有很大的推动作用，对设计、运行和管理等方面积累了经验。

[0013] 但是，近二十年来，在推行火电厂二氧化硫SO2脱除装置建设中，遇到了比想象大得多的困难和问题，一方面投资费用过大；二是有了脱除装置以后，是否能够严格达标排放等，技术、使用、管理等方面的一系列困难和问题的存在，究其原因有以下几个方面。

[0014]( 一 ) 一次性投资庞大。火电行业FGD需处理烟气量极大，处理后烟气S02含量限制又很严格，相应地造成FGD系统设备复杂且体积庞大，又要严格防腐，所以系统造价和运行费用都很高，在电厂总投资中的比例超过20%。另外，引进技术的使用费要占到项目总费用的10%以上，F⑶系统的石灰石的开采、运输、加工等的大功率设备的能源消耗是本电厂能源消耗的1.2〜1.4%。如此庞大的费用支出，按目前国内政策还不能为企业产生经济效益，且不完全适合国情，不是我国广大燃煤用户所能承受的。

[0015] (二)F⑶系统设备庞大，又是管理的难点。这些系统是:(1)吸收剂制备系统；(2)烟气系统；(3)脱硫塔吸收与氧化系统；(4)副产物处理与回收系统；(5)工艺水及废水处理系统；(6)事故处理应急系统；(7)自动控制系统等。

[0016] 上面的各系统中还有子系统，例如:其中的脱硫塔吸收与氧化系统的子系统是；(I)浆液循环系统；(2)氧化风机系统；(3)除烟雾气系统；(4)液体补给排出系统；(5)浆池温度换热系统等。

[0017] 如此庞大而复杂的脱硫系统工程,而且运营过程中存在一系列难以解决的困难和问题，严重地阻碍世界各国燃煤电厂脱硫产业的发展。

[0018](三)、引进技术，消化、吸收方面存在许多障碍。一些引进的技术不能获得软件背后的数据库，使用数据库一工程实践一经验积累一技术升级等无法展开。例如FGD系统浆液PH值控制技术:FGD系统浆液对SO2的吸收程度，受气(烟气)/液(浆液)两相浓度差的控制，要使烟气中毫克Hlg(SO2)/升(浆液)在较短的时间和较小的脱硫设备空间达到排放标准，主要是通过调整和控制浆液PH值来实现。FGD系统脱硫达标排放是调整和控制浆液PH值来实现，但是还存在以下问题:

[0019] (I) F⑶系统PH值反应幅度特别窄。FGD工艺浆液运行中的PH值一般在8.5(新浆液)〜4.5 (饱和浆液)之间，PH值在7时吸收率最高，接近PH值5时几乎不吸收。

[0020] (2)低PH值，运行时SO2排放显著超标，另一方面设备腐蚀加剧；高PH值运行时SO2排放显著降低，但脱硫设备内部固体颗粒堆积结垢，使设备堵塞不能安全运行；中性PH值运行时，脱硫率闻，但耗费最大。

[0021] (3)目前的情况是:

[0022] ①燃煤电厂烟气中SO2浓度一般在400〜6000mg/m3之间，国家规定，低于400mg/m3是达标范围，允许排放；

[0023] ②FGD系统脱硫率一般能控制在70~90%之间，最高能达到95%。想再提高就很难；

[0024] ③脱硫企业目前是在微利条件下，艰难地运行。

[0025](四)、结垢问题严重。典型湿法FGD系统中有三种结垢形式:

[0026] 一是，灰垢，这在吸收塔入口干/湿交界处十分明显。高温中的灰在遇到喷淋液的阻力后与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口，越积越多；

[0027] 二是，石膏垢，当吸收塔的石膏浆液中的CaSO4过饱和度大于或等于1.4时，溶液中的CaSO4就会在吸收塔内各组件表面析出结晶，形成石膏；。

[0028] 三是，浆液中亚硫酸钙浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶析出形成两种物质的混合结晶。(C2(SO3)X(SO4).1/2Η20)即；CSS垢，CSS垢主要分布在吸收塔底数台搅拌器的“死区”内FGD系统内的积累将引起管道的阻塞、磨损、腐蚀和系统阻力增加。必须及时更换部件，结垢部位必须及时修理。

[0029](五)、副产物处理难，面积大，形成二次污染。

[0030] FGD湿法脱硫工艺对吸收剂石灰粉的要求:

[0031] 石灰粉纯度≤90%

[0032] 颗粒在≤325目以上

[0033] 过筛率≤95%以上

[0034] 脱硫后石膏副产物状况:

[0035] 含水量≤10%正常

[0036] 含水量<12%出现黏结和堵塞

[0037] 含水量≤5%会出现粉尘

[0038] 运输F⑶石膏，远距离输送通常用卡车、铁路、驳船运输，一个1000丽的发电厂每年大约产生500KT的飞灰和FGD废渣，每天需50多辆40T卡车运输到处理地区，例如:一台300MW/h机组燃煤，用含硫量I %的煤，每小时用石灰粉8.3吨，按20%石灰粉、80%水，浆液比计算，合计浆液41.5吨/h，火电厂年运行约6000小时，将产生4.5~5.0万吨脱硫石膏。脱硫后石膏副产物的处置和消纳问题，目前出现堆放和抛弃的处置方式，预计到“十一五”末，每年将产生5000万吨~6000万吨脱硫后废弃的石膏。

[0039] 脱硫石膏与天然石膏相比无优势可言，若任其堆放、任其发展，既浪费资源，占用土地，还产生第二次污染。

[0040](六)脱硫率低。FGD工艺石灰石/石膏湿法脱硫钙Ca硫S比，从理论上讲是吸附原理，是一个钙Ca基分子吸收一个二氧化硫SO2分，子实际上由于传热、传质反应条件并不处于理想状态，因此往往要增加吸收剂量，实践中实际钙Ca与二氧化硫SO2之比是I~1.05。

[0041] 吸收剂利用率低是脱硫系统中实际脱除二氧化硫SO2所消耗吸收总剂量的脱硫附产物多，其运行费用就高，脱硫率高，吸收剂利用率越高，所需吸收剂量及产生脱硫附产物的量就越少，就可以减少脱硫系统的费用。

[0042] FGD石灰石/石膏湿法脱硫，难以被广大脱硫企业接受，究其原因是石灰石/石膏湿法脱硫率低，运行费用高，企业运行艰难，仍是困扰脱硫企业的重要原因。[0043] 以上存在的一系列困难和问题，严重地制约我国燃煤企业脱硫产业的发展，目前，电力供应不足仍是制约国民生产发展的主要原因之一。我们必须另辟蹊径，走出困境，寻找一条适合我国国情的、有利于发展的道路。

发明内容:

[0044] —、先介绍燃煤电厂烟气二氧化硫SO2催化剂的发明，介绍催化剂的性质、用途及即将产生的环保效益、经济效益、社会效益，即先有催化剂，然后才有“燃煤电厂烟气二氧化硫SO2催化脱硫生产及工艺流程”，催化脱硫生产及工艺流程是催化剂在实践中的应用。

[0045] 本发明涉及的高活性二氧化硫SO2烟气脱硫催化剂。简称催化剂。高活性二氧化硫S02烟气脱硫催化剂研究成功，它脱硫率高，而且稳定，易于掌握，二氧化硫的回收利用变害为利，变废为宝，为煤电企业创造巨大的经济效益，(专利技术，另案办理)。

[0046] 本催化剂是以高活性均相配位方法，以复合的、水溶性的、催化反应。实验证明，这种催化剂既保留了均相配位的高活性，高选择性的优点，又容易实现副产物的分离，减少了对环境的污染。

[0047] 构成催化剂材料，以固态为主，其次是液态，极少数是气态，本催化是:液态或雾化状态的催化剂，遇到烟气中的二氧化硫S02迅速反应、吸附、分解，完成二氧化硫与烟气的分离、瞬间溶解于水，实现二氧化硫S02分子在液态水分子中聚集，这种聚集为二氧化硫S02的回收利用创造了条件。

[0048] 高活性，二氧化硫S02烟气催化脱硫与现国际国内普遍使用的石灰石/石膏、湿法脱硫比较有许多优越性。

[0049] 1.催化剂为无色、无臭、透明的液体制剂，为燃煤烟气二氧化硫SO2的催化剂，代替了现国际、国内普遍使用的石灰、石灰石；

[0050] 2.催化剂是化学的、分子间的吸附、分解、催化，瞬间反应，催化速度快、反应充分。实验证明，一个钠Na分子能分解6.12个硫S分子这一反应特性在脱硫产业中有着极其重要的意义，究其原理，有待进一步研究；

[0051] 3.脱硫率高、PH值，反应幅度特别宽。PH值高有利于高效捕获二氧化硫SO2分子。PH值，进口值11.8，出口值1.6〜2.1经模拟实验，在5分30秒(5分30秒，指喷雾时间)的时间内，催化15.25m3X6000mg/m3条件的二氧化硫SO2实现平均脱硫率97.6%的目标；

[0052] 4.脱硫后的副产物生成硫酸盐H2S04、NaHSO3准确的反应式有三个:

[0053] (I)当 SO2 少量时:

[0054] 2Na0H+S02 = Na2S03+H20

[0055] NaS03+H20+S02 = 2NaHS03

[0056] (2)当 SO2 过量时:

[0057] Na0H+S02 = NaHSO3

[0058] (3)当I个Na分子催化6个SO2分子时:

[0059] Na0H+6S02 — NaHS03+5S02

[0060] 5S02+10H20 — 5H2S04

[0061] 从工业生产的角度看三个反应都是存在的，而且可以确定反应的最终产物是H2SO4硫酸、NaHSO3亚硫酸氢钠，是不可缺的工业原料。[0062] 5、这一创新技术，具有完全的、自主的、知识产权。

[0063] 二、高活性，二氧化硫S02烟气催化脱硫项目创新，实现了高效、节能、减排环保的目标。国家支持烟气脱硫技术创新点是:

[0064] 1.降低工程造价；

[0065] 2.降低系统能源消耗；

[0066] 3.特别完成更大装机容量脱硫技术关键设备和制造水平；

[0067] 4.提高设备的可靠性和使用寿命。本项目实现了这一目标。

[0068] 与FGD技术、石灰石/石骨湿法脱硫工艺比较，其优势是:

[0069] 1、降低一次投资成本。由于高效催化，可以用比较简单的程序和较小的空间，代替目前广泛使用的、复杂而庞大的、脱硫系统和极其复杂的子系统；

[0070] 2、节省能源消耗。催化剂为无色、透明的液体制剂，直接为脱硫的催化剂，代替了现国际、国内普遍使用的石灰、石灰石，节省了运输力量；不用大型的粉碎机、球磨机、大功率喷浆机，节省设备投资和大量的能源消耗；

[0071] 3、反应速率快、催化剂利用率高。催化剂在塔内接触充分，瞬间产生反应，反应速率快，吸收剂利用率高减小了液、气比；

[0072] 4、循环过程不结垢，延长设备使用寿命。催化剂水溶液循环过程中，设备、泵、管道不结垢，没有堵塞现象，有利于设备运行、保养、延长设备使用寿命；

[0073] 5、为不同规模的烟气脱硫运行自动化创造了条件。二氧化硫SO2浓度的高低、液、气比例的大小、PH值数据等易于测量、掌握，生产运行过程中用喷雾量调节，易于自动控制，提高了自动化水平，为今后小型、中型和大型的，不同规模的燃煤电厂烟气脱硫运行自动化创造了条件；

[0074] 6、副产物可回收利用。烟气脱硫催化剂反应生成物为NaHS03、H2SO4可回收利用，并且有可观的经济效益，水经处理后，达标排放，也可循环利用；

[0075] 7、保护了矿山环境，保护了电厂周围的环境。不必开采矿石，保护了矿山环境，脱硫后没有大量的副产物——石膏，节省场地，保护了电厂周围环境；

[0076] 8、制剂原料均为国产原料，易于采购，与石灰石吸附剂比较，具有优越的价格优势。

[0077] 从以上国家支持创新点中可以看出，高活性二氧化硫S02烟气催化脱硫,符合国家支持的产业政策，其社会效益、经济效益及政策方向正确。

[0078] 三、催化脱硫与石灰石/石膏湿法脱硫比较，价格有较大优势，就单项脱硫而言，经济上合算。

[0079] 催化剂烟气催化脱硫工艺技术的核算:

[0080] 已知:①SO2分子量是:64

[0081] ②NaOH分子量是:40

[0082] ③每生产一度电产生7克/SO2

[0083] ④每Kg催化剂含NaOHl.12克

[0084] ⑤每一个钠Na分子分解6.12个硫S分子

[0085] ⑥火电脱硫单位财政补贴为0.022元/KW/h

[0086] 计算:设生产一度电脱除SO2需要NaOH的量为X[0087]则:40/60 = X/7 得 X = 4.375 克

[0088] 4.375 + 6.12 + 1.12 = 0.6382Kg (催化剂)

[0089] 答:在单度电产生7克S02/KW/h条件下需用0.6382Kg催化剂，经济上可行。

[0090] 四、使用高活性二氧化硫S02烟气催化脱硫，能实现烟气中的二氧化硫S02的回收利用，这一现状有着极为重要的社会、经济意义。

[0091] 1、使用高活性二氧化硫SO2烟气催化剂脱硫实现了烟气中的二氧化硫SO2的回收利用，能改变我国是“贫硫”国家的现状，变有害、为有利。我国是“贫硫”国家，但是，是富煤国家，且煤矿、硫铁矿含硫比例高，如果燃煤烟气、钢铁冶炼烟气过程中能实现二氧化硫SO2的回收利用，是一个巨大的资源，对国家经济建设有及其重要的意义；

[0092] 2、煤炭是我国重要的工业能源，但又是我国主要的工业污染源，它主要是指，二氧化硫的排放污染和烟气中的有害颗粒物污染，而催化剂脱硫过程，要求严格的、高效的除尘效率，若能实现零排放，就能使重污染的煤炭燃料变为真正的清洁能源；

[0093] 3、使用高活性二氧化硫SO2催化脱硫没有废弃物抛弃，避免了第二次污染。

[0094] 4、使用高活性二氧化硫SO2催化脱硫副产物是硫酸盐，能够回收利用，是国家有用的工业原料,有重要的工业用途。脱硫后副产物，H2SO4硫酸，NaHSO3亚硫酸氢钠的工业用途。

[0095] (I)、脱硫副产物，硫酸H2SO4的工业用途。硫酸H2SO4，最重要的化学品之一，“其产量是衡量一个国家化学工业生产能力的标志之一”。(《化学词典》科学出版社、2008年版)硫酸H2SO4，是基本化学工业，产量最大，用途最广的重要化工产品之一，它不仅是化学工业许多产品不可缺少的原料，还广泛应用于其它工业部门。目前，我国硫酸工业与发达国家相t匕，还有一定的差距。

[0096] 硫酸H2SO4的化学特性。硫酸H2SO4为无色、透明、油状液体，化学性质活泼，有强烈的水合作用，无限溶于水并放出强热，可使许多有机物碳化。硫酸H2SO4具有氧化性，几乎与所有金属反应生成硫酸盐。

[0097] 硫酸H2SO4是化学工业中重要的化工原料，我国约65%的硫酸H2SO4用于生产化月巴，过磷酸钙、硫酸铵和大量用于石油的精炼；其次用于铝、铜、镍等金属的冶炼，军工的黄色炸药；再次用于无机盐、合成纤维等许多化工产品。

[0098] (2)、脱硫副产物，亚硫酸氢钠NaHSO3的用途。亚硫酸氢钠NaHSO3,化学特性为白色结晶粉末，有二氧化硫SO2气味，相对密度为1.48，低毒性，是广泛应用的工业原料，是有效的还原剂、防腐剂、消毒剂、漂白剂。其用途是:1.纺织印染工业的漂白剂。2.纸浆的蒸煮齐U。3.食品工业的方法、保鲜剂。4.药物原料。5.另外，以开发出橡胶改性工业用途。同时是学术级的“促进植物光合作用和光合磷酸活化”作用等。

[0099] 5、脱硫副产物能产生巨大的经济效益。由于催化剂为无色、无臭、透明的液体制齐U，与除尘率极高的烟气中的二氧化硫SO2的反应，其液体成分主要是二氧化硫SO2、氢氧化钠NaOH、等混合物，饱和的液体直接进入回收生产车间，产成品为工业原料，NaHSO3亚硫酸氢钠和H2SO4硫酸，生产过程所需要的热源，是本电厂余热的再利用。

[0100] 五、由于催化剂价格优于石灰石，且脱硫率高，易于管理，脱硫副产物的回收利用能产生巨大的经济效益，燃煤企业会更积极主动地加強脱硫建设，利用有效资源创造经济效益，这样就可以彻底解决脱硫与排放，国家监管难的矛盾。[0101] 燃煤烟气二氧化硫SO2催化剂项目的研究已完成了实验室实验、模拟实验(中试)、小规模应用实验等，现进入产业实验阶段。

[0102] “高活性非均相二氧化硫SO2烟气脱硫催化剂”的研究，是以国家需求为导向，以国家科技重大任务相衔接，是一项探索未知世界，揭示客观规律为主要目的的基础研究。研究队伍中，有博士、博士生导师、教授，有从事几十年研究经验和几十年实践经验的专家组成，它科学、技术目标明确，研究方法、路线正确，废寝忘餐，契而不舍，经过近十年的潜心研究和近万次的实验，产品基本成熟，它的成功对国家经济发展、人口与健康、生态环境的改善将产生重要的影响。

[0103] 本项目在研究过程中，历尽千辛万苦，为了寻找合作伙伴的帮助，为了寻求国家有关部门，从行政、财政上的支持，从2009年开始，本技术以书面报告形式送达过一些单位和个人及一些政府部门，如:北京市科委、环境保护部、科技部、国家发改委、国家工信部等，书面报告均附有实验报告，除了核心技术外，催化剂性能、作用等，都有详细介绍，如果国家专利局另外还有相同文件的申请，是在所难免的，在此，我们特别说明。

附图说明:[0104]图1:

[0105] 图1是燃煤电厂烟气二氧化硫S02，催化脱硫生产及工艺流程，附图说明如下:

[0106] 图1-1是燃煤电厂锅炉，例如:300MW/h规模的燃煤电厂，每小时排放烟气约100万立方米；

[0107] 图1-2是第一级除尘，电除尘器除尘率约最高98% ；

[0108] 图1-3是第二级除尘，催化脱硫除尘率，要求100% ；

[0109] 图1-4是气、气换热器，锅炉出口温度150°C降至50°C以下，一是，催化脱硫可以在低温条件下运行；二是，替换下来的热能，送回收、提炼、生产厂，就地利用；

[0110] 图1-5是增压风机，经过除尘、降温处理后的原烟气，经动力3m/S速度输送至催化池底、中心的位置；

[0111] 图1-6等待脱硫的原烟气；

[0112] 图1-7是催化塔，双体结构的催化塔，互相联通，用8个切换开关控制，通过电器及控制系统，自动切换，一用一备，轮班作业，循环运转，容易操作，构成催化系统与循环系统的统一，催化塔是催化脱硫生产，工艺流程设施的核心；

[0113] 图1-8是“V”形栅格网，是使集中进入催化池的原烟气，经“V”形栅格网后，迅速分散，均匀、细化为催化剂充分接触创造的条件，视脱硫需要，可以设计二级栅格、多级栅格；

[0114] 图1-9是水平、轮式、十字搅拌器，水平、轮式、十字搅拌器的安装，与催化剂水平，它不是中轴转动的搅拌，是与催化塔直径一致的，齿轮转动的搅拌，它的作用有两个:一是，使原烟气与催化剂充分混合，充分催化；二是，催化剂使用过程中浓度通过混合始终保持均匀状态；

[0115] 图1-10是催化剂，是催化塔内烟气中，含二氧化硫SO2的分子一经接触，瞬间吸附、分解、催化，与烟气分离，溶解于水，完成燃煤烟气的脱硫；

[0116] 图1-11是净烟气，脱硫后的净烟气排出；

[0117] 图1-12是配剂罐，催化剂厂生产的催化剂，是浓缩原液，计量配剂成使用需要的催化剂，配剂罐的体积、容量应与催化塔一次需要量相适应；

[0118] 图1-13是配剂罐的催化剂，经管道送至催化塔；

[0119] 图1-14回收、提纯、产品生产厂；

[0120] 图1-15是脱硫后，饱和的硫酸盐溶液，送至回收、提纯、产品生产厂；

[0121] 图1-16是切换开关，通过切换开关，控制催化塔一用一备，轮班作业，循环运转；

[0122] 图1-17是动力泵，动力泵将饱和液、置换的热能送回收、提纯、产品生产厂，配剂罐的催化剂送催化塔；

[0123] 图1-18是烟囱，净烟气排出，几乎没有烟，没有尘，只有少量的水蒸气；

[0124] 图1-19热能就地利用，送回收、提纯、生产厂。

[0125]图2:

[0126] 图2是催化塔装置系统，是燃煤电厂烟气二氧化硫，催化脱硫生产及工艺流程的核心，附图说明如下:

[0127] 图2-1是催化塔，为双体结构的催化塔，一用一备，轮班作业，构成燃煤电厂烟气二氧化硫，催化脱硫生产工艺流程的，催化系统与循环系统的统一，是催化脱硫生产，工艺流程设施的核心；

[0128] 图2-2是锅炉燃煤烟气，经除尘、降温，经动力3m/S速度，将原烟气输送至催化池底、中心位置的催化池底，进入催化程序；

[0129] 图2-3是“V”形栅格网，作用是分散，如筛、如过滤，是使集中进入催化池的原烟气，经“V”形栅格网后，向四周，迅速、均匀分散，与催化剂充分接触创造的条件；

[0130] 图2-4是水平、轮式、十字搅拌器，转速约0.5n/s，它不是中轴转动的搅拌，而是与催化塔直径一致的，齿轮为动力的搅拌，它的作用有两个:一是，使原烟气与催化剂充分混合；二是，使催化剂使用过程中，浓度通过混合，始终保持均匀状态；

[0131] 图2-5是催化剂，是催化塔内原烟气，含二氧化硫SO2的分子一经接触，瞬间吸附、分解、催化，与烟气分离，溶解于水，完成燃煤烟气二氧化硫SO2的脱硫；

[0132] 图2-6是净烟气，脱硫后，净烟气排出；

[0133] 图2-7是配剂罐的催化剂，经管道送至催化塔；

[0134] 图2-8是脱硫后，饱和的硫酸盐溶液，送至回收、提纯，生产厂，生产产品；

[0135] 图2-9是切换开关，通过切换开关控制催化塔，一用一备，轮班作业，循环运转。

具体实施方式:

[0136] “燃煤电厂烟气二氧化硫S02，催化脱硫生产及工艺流程”是催化剂在燃煤电厂烟气二氧化硫S02催化脱硫，实践中的应用，其具体实施方式是，指燃煤烟气二氧化硫S02通过催化塔、催化剂时实现过滤，完成脱硫的方法，催化过滤法，适用于不同规模的燃煤企业的烟气脱硫，不论大型、中型，还是小型燃煤电厂企业脱硫，都具有广泛的适应性。

[0137] (I)能实现一次性投资，就能立刻见到经济效益、社会效益和环保效益:

[0138] (2)使本企业燃煤电厂，二氧化硫S02脱硫率，远高于国家规定的标准；

[0139] (3)使本企业燃煤电厂周围环境焕然一新；

[0140] (4) 一次性投资给本企业带来巨大的经济效益，当年收回投资。

[0141] 燃煤电厂烟气二氧化硫S02催化过滤法脱硫工艺主要设施由下列系统构成:[0142] (I)由生产催化剂产品和配剂罐构成的，催化剂制备、供应系统；

[0143] (2)由除尘器、升压风机和气、气换热器构成的原烟气系统；

[0144] (3)由催化塔、催化池、催化剂、“V”型栅格网、水平、轮式、十字搅拌器、待脱硫烟气进入、净烟气排出，构成的催化系统；

[0145] (4)由二氧化硫S02饱和液的提纯、生产、构成的产品生产系统；

[0146] (5)水处理系统；

[0147] (6)电器及控制系统等。

[0148] 各系统主要设备、设计要求:

[0149] (I)由生产催化剂到使用催化剂的配剂罐设施，构成的生产制备系统。由催化剂生产厂生产的催化剂浓缩液，经配剂罐计量、稀释、搅拌，成合格的催化剂产品，以供应催化塔备用。

[0150] 配剂罐的高度约10~15m，直径约IOm~12m左右，配剂罐的总容积，等于或大于单体催化塔内一次需要的，催化剂总量。

[0151] 配剂罐的罐 体结构，采用普通碳素结构钢，内衬有防腐材料，如玻璃鳞片、树脂、橡胶等。罐体下为圆锥形，与催化塔管线相连接，以切换开关，控制催化剂的输出。

[0152] 配剂水及水质的要求:

[0153] ①水源方便；

[0154] ②PH值为中性；

[0155] ③未受过污染

[0156] (2)由除尘器、升压风机和气、气换热器构成的原烟气处理系统，在一般除尘基础上，增设第二级除尘，实现除尘率100%。燃煤烟气二氧化硫SO2催化脱硫，加大除尘设备投资，经济上合算，它的意义不仅在于提高脱硫效率、提高回收、提纯产品的回收率，无尘排放、有利环保。改善电厂周围环境、使空气更洁净，对环境社会的改善有积极的意义。

[0157] 燃煤电厂锅炉烟气排出的主要污染因子是:二氧化硫SO2、总悬浮颗粒物TSP、可吸入颗粒物pmlO、氮氧化物Nox及其它有害物质，这些物质经电除尘器除尘，一般除尘率>98%，虽然符合国家规定除尘标准，但是，即使是烟尘排放在国家标准内，也是及其有害的。

[0158] 例如:一套300MW/h电厂装置的锅炉，每小时烟气量近100万立方米，按燃煤电厂除尘率≥98%计算，烟尘≤400mg/m2，即每小时烟尘量为4吨，这么大的烟尘量排入大气，一是:造成环境污染；二是:这些有害物质如果随烟气进入催化剂直接吸附、甚至毒化催化剂，降低脱硫效率；三是:烟尘存在于饱和溶液中给回收、提纯、生产成品造成困难，生产投资加大，所以，原烟气除尘率高，催化脱硫效率就越高。

[0159] 增压风机(也可以考虑使用引风机)是保证有足够的动力，将燃煤电厂原烟气送至催化塔、催化池底的动力装置，通过动力，迅速通过栅格网和水平、轮式、十字搅拌器，均匀地与催化剂充分接触实现过滤脱硫的装置。

[0160] 增压风机有两个系列:“动叶”可调轴流风机和静叶可调子午加速轴流风机，所谓“动叶”可调是指叶轮配有一套液压装置，可以在工作状态下调节叶片安装角，在设备角压的情况下，改变风机的出力风机运行时，液压调节对传来的控制信号产生反应，带动叶片轴转动，达到调节叶片角度的目的，当风机变角荷，尤其在低角荷运行时它的经济性就充分显示出来。因此，“动叶”可调轴流风机的优点是调节范围广，且调节效率高，性能优良，国内生产的电站用“静叶”可调子午加速轴流风机，有成都电力机械厂的A系列和山东电力设备厂的YWI系列供选择用。

[0161] 气、气换热器。燃煤锅炉出口温度150°C，气、气换热器功能是，将热能置换，至50°C以下，是气、气换热器完成的，一是，将置换的热能送生产厂二次利用，节省了能源；二是，催化塔烟气温度越低，可以减少水蒸气的产生，减少水蒸气对环境的污染。

[0162] (3)由催化塔、催化池、催化剂、“V”型栅格网和水平、轮式、十字搅拌器和待脱硫烟气进入、净烟气排出，构成的催化系统。

[0163] 催化塔是催化脱硫工艺装置的核心，催化塔为双体结构，互相联通，相互切换，一用一备，轮班作业，高效运转，容易操作。构成催化系统与循环系统的统一。

[0164] 催化塔直径的大小，有两个考虑因素:一是，控制烟气流速。一般电厂规模的锅炉燃煤量每小时产生的烟气量是一定的，流速也是一定的，催化塔直径越大流速越慢，催化塔直径越小流速越快；二是，轮班作业所需催化剂的量，决定催化塔容量；三是，催化塔内所需空间的量。

[0165] 催化塔应考虑的载荷有:烟气压力载荷、风载荷、雪载荷、地震载荷、塔体自重、塔体内件、保温层、扶梯、平台重量等载荷因素，计算塔体强度，防止变形、保持稳定。

[0166] 催化塔为园矩形；塔底为锥形；塔顶为倒锥形，以地脚螺固定在基础上，塔体直径、塔高，这些尺寸主要是根据电厂脱硫大系统工艺来确定。目前可借助大型分析软件对塔体流场进行模拟分析设计。

[0167] 催化塔塔体结构选择普通碳素结构钢，内衬涂防腐材料，如:玻璃鳞片、树脂、橡胶。

[0168] 塔体的主要接口有:出入口、锅炉原烟气进口、脱硫后净烟气出口、测量用仪表接口、冲洗水接口、观察口、催化剂入口和饱和液出口等(催化剂入口和饱和液出口为同一接口)。塔内主要结构是栅格网、水平、轮式、十字搅拌器、待脱硫烟气输入、净烟气输出管道及支撑件。

[0169] 塔体空间的计算应考虑:本电厂机组MW/h、烟气流量m3/h、燃煤二氧化硫SO2含硫％、所需的催化剂m3/h总量；烟气流速与催化塔直径关系、催化塔高度及进、出口烟道直径关系等计算数据，要适应电厂脱硫大系统整体要求。如:300MW/h机组石灰石/石膏湿法喷淋塔为例:烟气流量I X 10_6m3/h，相应吸收塔直径达12m以上，600MW/h直径达16m以上，高度达40m，烟气压力3600Pa，浆液静压力为11.8m液柱，基本风压为700N/m2，地震烈度为7级。这些数据供一般电厂设计参考。

[0170] 催化塔内“V”形栅格网的功能。催化塔原烟气在管道内以3m/s速度，将原烟气向“V”形四周分散，栅格是由大向小均匀地分配进入催化池的。还可以设计二级栅格，甚至多级栅格。

[0171] 水平、轮式、十字搅拌器的功能，水平、轮式、十字搅拌器与催化剂水平，它不是中轴转动的搅拌，是与催化塔直径一致的，齿轮转动的搅拌，它的作用有两个:一是，使原烟气与催化剂充分混合；二是，使催化剂使用过程中浓度通过混合始终保持均匀状态；

[0172] (4) 二氧化硫S02饱和溶液的回收、提纯、生产构成的产品生产系统。回收、提纯、生产的产品是国家重要的工业原料，是企业创造经济效益的重要环节，给企业带来巨大的经济效益。

[0173] 实验证明，无论是实验室实验还是中试催化脱硫实验，均有准确数字显示，烟气脱硫催化剂在烟气催化脱硫过程中都实现了 1: 6比例的高效催化，按一般规律，副产物提炼的产品比例是相等的，即=H2SO4硫酸产品占85.7% ; NaHSO3亚硫酸产品占14.3%。PH值，进口为11.8，出口为2.1。含硫酸盐的液体提炼生产的产品，一是硫酸H2SO4，二是亚硫酸氢钠 NaHS03。

[0174] 硫酸H2SO4的制取。含硫酸的液体，生产硫酸H2SO4是回收工艺中较成熟的一种工艺，如果浓度在60〜70%时用铅室法；浓度在75%时用塔式法；浓度在95%以上时用接触法；纯浓硫酸用蒸馏法提纯制得。

[0175] 亚硫酸氢钠NaHSO3的制取。亚硫酸氢钠NaHSO3的成分:

[0176] H 0.97% N2 22.29%

[0177] O 41.12% S 30.81%

[0178] 亚硫酸氢钠NaHSO3的制取是在二氧化硫SO2溶液中亚硫酸钠Na2S03或碳酸氢钠Na2H SO3 制得。

[0179] (5)水处理系统。饱和溶液的回收、提纯、生产产品的水经处理后可达标排放或再利用。

[0180] (6)电器及自动控制系统。可编程序控制器DLC系统，分散控制系统DCS两大系统是目前工业控制领域最广泛使用的两种控制技术。

[0181] DCS控制技术由五部分组成:控制器1/0版图形编程软件，可编程序控制器、通讯网络、操作站等。DCS系统控制有如下特点:

[0182]①实现分散控制。使系统控制危险性分散，投资少、可靠性高、维护方便；

[0183] ②实现集中监视，集中操作，集中管理，管理与现场分离；

[0184] ③采用网络通讯技术，使控制与管理具有适时性；

[0185] ④方便系统的扩充与升级。

[0186] 控制类型。工业燃煤电厂烟气二氧化硫SO2催化脱硫技术系统，控制类型大致可分为:

[0187] ①动力控制。动力包括:机电动力、切换开关、压力控制等,例如:增压风机、多为“动叶”可调轴流风机，通常从增压风机入口负压值作为风机压力控制指标，叶片安装角度的调节由液压系统来实现同时机组负荷信号为前馈信号，当机组负荷变化时适时地调节风机出力，以优化增压风机压力，闭环控制，使增压风机稳定运行。

[0188] ②PH值控制。PH值控制是电厂燃煤烟气二氧化硫SO2环节催化脱硫(二氧化硫SO2与原烟气分离)催化剂制备、饱和液及提纯生产等每个环节PH值控制是主要手段。PH值传感器按照安装形式不同可分为:浸入式、流经式和插入式三类。

[0189] ③液体流量计量控制。从催化剂的生产、到配剂罐的配制、到催化脱硫的每一个环节的全过程，都是在液体条件下进行的，所以液体流量控制是重要控制工艺，常规液体流量计:孔板流量计、转子流量计、涡轮流量计、还有电磁流量计和超声波流量计。超声波流量计为管外安装，为非接触测量，不产生阻力、不易受流体腐蚀、不影响生产运行，因而是一种理想的流量计。

[0190]因此，燃煤电厂烟气二氧化硫SO2催化脱硫技术在大型、生产分散控制系统DCS条件下能实现数据采集、可编程序、模拟控制或顺序控制，能实现连锁保护，在中心控制室内对全部装置及其附属系统的操作管理，具有实用性的操作与监视。

Claims (1)

1.一种燃煤电厂烟气催化脱除二氧化硫的工艺流程装置，其特征在于使用二氧化硫催化剂，能够实现高效率脱除燃煤电厂烟气中的二氧化硫，包括如下步骤: (1)加大对燃煤电厂含二氧化硫的烟气的除尘设备投资，设二级除尘装置，除尘率达到100%，使其变为无尘烟气； (2)气、气换热器装置，使锅炉出口温度从150°C降至50°C以下，本催化脱硫生产流程，在低温条件下运行，转换的热能，本厂继续再利用； (3)增压风机装置，使原烟气流速升至3m/s，迅速进入催化塔底部中心位置的催化池底，进入催化程序； (4)配剂罐的设置，配剂罐是催化剂的供应系统； (5)催化塔为双体结构，是催化脱硫工艺的核心，通过电器及控制系统自动切换，轮班作业，循环往复； (6) “V”形栅格网装置，“V”形栅格网安装在催化塔底部催化池中心位置，处于池底，是实现烟气与催化剂均匀、分散的装置； (7)水平、轮式、十字搅拌器，更进一步实现烟气与催化剂的混合； 所述“V”形栅格网是原烟气的分散装置，“V”形将原烟气均匀地向催化池的四周分配，栅格将原烟气均匀地由大向小分配通过催化剂，“V”形的角度，栅格的稀密，都是可调因素，“V”形栅格网为两级栅格，或多级栅格； 所述水平、轮式、十字搅拌器安装在催化塔内，与催化剂表面水平，是混合装置，它不是中轴转动的搅拌，是与催化塔直径一致的齿轮转动的搅拌，转速0.5m/s，它的作用有两个:一是原烟气中气态的二氧化硫与液态状态下的催化剂充分混合，二是通过混合使整个催化池的催化剂浓度，始终保持均匀状态； 所述催化塔塔体结构选择普通碳素结构钢，内衬涂防腐材料，所述防腐材料为玻璃鳞片、树脂、橡胶。