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火电厂烟气脱硫技术的探讨

　　摘要:重点介绍了烟气脱硫技术中的一些主要工艺,包括湿法、半干法、干法以及它们的优缺点,并对火电厂烟气脱硫装置的选择提出了建议,对需要装设脱硫装置的燃煤火力发电厂可以起到一定的参考作用。
　　关键词:烟气脱硫;湿法;半干法;干法
0　引言
　　2004年的统计数据显示,全国SO2的排放量为2254.9万t,其中工业排放量为1891.4万t,而燃煤发电产生的SO2排放占工业排放的56%。随着燃煤电厂装机容量的递增,SO2的排放量也在不断增加。SO2是造成酸雨污染的主要原因。目前,随着人们环保意识的增强和O排污总量收费政策,火电厂大气污染物排放标准等环保政策的强制执行,燃煤电厂SO2排放的治理已势在必行。
　　控制SO2排放量方法很多,主要途径有燃烧前的煤炭加工和转化技术、燃烧中的煤炭燃烧技术、燃烧后的烟气脱硫技术,其中烟气脱硫技术是目前O上燃煤电厂控制SO2排放O有效的脱硫方式。
1　火电厂烟气脱硫技术发展现状
　　根据脱硫所用的吸收剂和O终产物的干湿物理性质, 烟气脱硫方法通常可分为湿法、半干法、干法三大类,下面就其中几种典型的烟气脱硫除尘技术分别予以介绍。
1.1　湿法烟气脱硫技术
　　在湿法烟气脱硫技术中,液体或浆状吸收剂在湿状态下脱硫和处理脱硫产物。该法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高等优点, 但存在投资和运行维护费用都很高、脱硫后产物处理较难、易造成二次污染、系统复杂、启停不便等问题。
1.1.1　石灰/石灰石-石膏法
　　在现有的烟气脱硫除尘器工艺中,该技术O为成熟、可靠, 应用O为广泛。它是以石灰石或石灰的浆液为脱硫剂,在吸收塔内对SO2烟气进行洗涤吸收的方法。目前德国和日本应用这种工艺较多,我国重庆珞璜电厂于1988年引进了日本三菱重工湿式石灰石石膏排烟脱硫除尘器,配用于360MW发电机组。其主要优点是适用煤种范围广;脱硫效率高(低硫煤≥95%,高硫煤≥90%);系统可用率高(≥95%);吸收剂的资源丰富,成本低廉,废渣既可抛弃,也可作为商品石膏回收,利用率大于90%。不足之处是初期投资费用高;系统占地面积大; 系统管理操作复杂;磨损腐蚀现象严重,有酸性废水需要再处理。
1.1.2　简易石灰石/石灰2石膏法
　　其原理与传统石灰石2石膏法相同,但与传统工艺相比,通过预洗、吸收和氧化设备合并,简化烟气热交换系统,以及烟气部分、旁路等的改进,以中等脱硫效率(70%～80%)为目标,可有效地降低设备初投资。太原第一热电厂五期12号(300MW)机组引进日本高速平流简易湿法石灰石2石膏烟气脱硫除尘器技术,其占地面积比常规石灰石2石膏法少一半,烟气流速高,处理烟气量600000m3/h,脱硫效率83.2%,1996年投运。
1.1.3　纯海水法烟气脱硫工艺
　　此工艺是利用天然海水的碱度中和烟气中的酸性气体SO2,使其转化为硫酸盐直接送入大海,其排水符合O制定的海洋环境水质标准(pH值>6.5),无废弃物排放,具有工艺简单、系统运行可靠、脱硫效率高(≥90%),系统造价和运行成本低(仅为传统湿式脱硫除尘器工艺的1/3) 等优点,因而在沿海火力发电厂,包括冶金、化工、造纸等行业都有广泛的应用市场。近年来,已在深圳西部电厂4号、5号、6号(300MW)、福建漳州后石电厂(6×600MW)陆续投入运行。
1.1.4　双碱法
　　此法通常采用钠化合物(NaOH,Na2CO3,Na2SO3等)为第一吸收液吸收SO2,生成钠盐,其溶液再与第二碱液石灰石或石灰溶液[CaCO3或Ca(OH)2]反应,生成亚硫酸钙或硫酸钙沉淀。再生后的钠化合物继续循环使用。双碱法是由美国通用汽车公司开发的一种方法,在美国它也是一种主要的烟气脱硫技术。其优点在于生成固体的反应在吸收塔外进行,所以避免了结垢和堵塞问题,提高了运行的可靠性,降低了操作费用,脱硫效率可达90%以上。但其工艺流程复杂,而且在吸收过程中生成的Na2SO4不易去除,吸收液的再生也较困难。
1.1.5　磷铵肥法
　　此法是利用天然磷矿石和氨为原料, 在烟气脱硫过程直接生产磷铵复合肥料,工艺过程主要由吸附、萃取、中和、吸收、氧化、浓缩干燥等单元操作组成。O已在豆坝电厂完成5000m3/h中试。与一般烟气脱硫方法相比,此法脱硫效率高(>95%),脱硫的原料来源较为丰富,价廉易得;所获产品为农业急需的磷铵复合肥,为O大力推广使用的产品。但在应用中还需对下列问题进行研究:①选用制肥方案时,应因地制宜和慎重研究。例如氟的产生量较大,如未处理得当,泄漏较多时,将对电厂的安全运行带来影响;②活性炭脱硫工艺扩大应用生产的关键是吸收塔床阻力较大。目前与5000m3/h烟气处理匹配的吸收塔炭床设计阻力降是980Pa/m,相当于处理149×104m3/h烟气湿法吸收塔的压力降。因此,吸收塔的塔型设计和活性炭吸附容量等性能的改进,将是今后实际应用成功与否的关键; ③现有磷铵肥法脱硫除尘器工艺中试验装置设备经过一段时期运行后,腐蚀较严重,在设计研制新设备时,应完善防腐和施工工艺。
1.1.6　烟气除尘脱硫一体化技术
　　该技术是一种O除尘、兼顾脱硫,比较适合我国国情的中小型燃煤锅炉除尘器改造技术。目前这类技术申请的O已达几十种,应用数百套。该技术一般是在各类除尘设备的基础上,采用石灰、冲渣水等碱性浆液为固硫剂,应用水膜除尘、文丘里除尘、旋风除尘的机理和旋流塔、筛板塔、鼓泡塔、喷雾塔吸收等机理相结合同时除尘脱硫。已形成冲激旋风除尘脱硫技术、湿式旋风除尘脱硫技术、麻石水膜除尘脱硫技术、脉冲供电除尘脱硫技术、多管喷雾脱硫除尘器、喷射鼓泡除尘脱硫技术等,其共同特点是设备少、流程短、操作简便,一般除尘效率70%～90%,脱硫效率30%～80%,其初投资和运行费用都很低。
1.2　半干法烟气脱硫技术
　　半干法兼有干法与湿法的一些特点,是脱硫剂在干燥状态下脱硫在湿状态下再生或者在湿状态下脱硫在干状态下处理脱硫产物的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫在干状态下处理脱硫产物的半干法,以其既具有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点, 又具有干法无污水和废酸排出、脱硫后产物易于处理的优点而受到人们广泛的关注。
1.2.1　喷雾干燥法
　　此法是一种较新的烟气脱硫技术,于20世纪70年代初至中期开发成功,第1台电站喷雾干燥脱硫除尘器于1980年在美国北方电网河滨电站投入运行。目前,该法商业应用市场占用量位于湿法之后居第二位。它利用石灰浆液作吸收剂,以细雾滴喷入反应器,与SO2 边反应边干燥,在反应器出口,随着水分蒸发,形成干的颗粒混合物。其副产物为亚硫酸钙、硫酸钙、飞灰和未反应的氧化钙之混和物,可用于建材工业。该法脱硫效率已达80%～90%,与湿法石灰浆液法相比,其初期投资及运行费用较低,塔内不结垢,但脱硫剂用量较
大,系统也存在磨损堵塞等问题。1982年四川内江白马发电厂安装了我国第1台旋转喷雾烟气脱硫小型试验装置,处理烟气量为3000 m2/h。
1.2.2　NID法
　　这是90年代中期由ABB公司开发成功的一种投资较低且方便可行的烟气脱硫除尘器方法,其原理是以一定细度的石灰粉(CaO)经消化增湿处理后与大倍率的循环灰混合直接喷入反应器,在反应器中与烟气SO2反应生成固态的亚硫酸钙及少量硫酸钙,再经除尘器除尘, 达到烟气脱硫目的。该技术非常适合300MW以下机组使用,脱硫效率可达80%以上。1996年波兰的Laziska电厂在120MW锅炉上成功应用了该技术。NID工艺也可在电厂的电除尘器上实施改造。
1.2.3　固定床水洗解吸式活性炭吸附法
　　固定床水洗解吸式活性炭吸附法是一种在日本炼铁厂和德国火力发电厂已有应用的烟气脱硫技术。工艺基本原理是利用活性炭的多孔性吸附烟气中的SO2,SO3,O2和H2O等成分。其脱硫效率可达95%左右,可产生稀硫酸等副产品,无二次污染,占地面积少, 过程简单, 目前, 该法仍存在活性炭消耗量大, 运行费用高等不足之处。
1.2.4　GSA脱硫装置
　　该装置在工艺中首先将Ca(OH)2和水混合后,用喷嘴将石灰乳雾化喷入循环吸收室内,石灰乳在反应器内干燥脱硫,并利用循环流化床技术使未完全反应的Ca(OH)2重新回到反应器内充分利用,提高吸收剂的利用率。该装置脱硫效率为90%以上,钙基吸收剂的利用率较高。该技术在云南小龙潭电厂得到应用。
1.3　干法湿气脱硫技术
　　脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行。该法具有无污水和废酸排出、无需装设除雾器及再热器、设备不易腐蚀、不易发生结垢及堵塞、烟气在净化过程中无明显温降、净化后烟温高、利用烟囱排气扩散等优点。缺点是吸收剂利用率低于湿式烟气脱硫工艺; 脱硫效率低;反应速度较慢;设备庞大;用于高硫煤时经济性较差;飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用;对干燥过程控制要求很高。
1.3.1　电子束法
　　该技术O早由日本荏原制作所提出,并与日本原子能研究所共同研究成功。现已在日本、美国、法国、俄罗斯等国建立了20余套示范工程,我国成都热电厂与日本荏原制作所合作于1997年8月投运了1套O上O大的试验装置,处理烟气量为30000m3/h。其原理是在烟气进入反应器之前先加入氨气,然后在反应器中用电子加速器产生的电子束照射烟气,使水蒸气与氧等分子激发产生氧化能力强的自由基。这些自由基使烟气中的SO2很快氧化,产生硫酸,再和氨气反应形成硫酸氨。该工艺流程简单、运行维护方便; 对负荷变化的适应能力较强;一次投资和运行费用低于常规方法;无二次污染物产生,副产物硫酸铵和硝酸铵是可利用的氮肥(注:对此观点有不同意见, 因硫铵会造成不可恢复的土地板结) ; 同时脱硫脱硝(脱除率分别可达90%和80%以上);无堵塞、腐蚀和泄漏等问题;处理后的烟气一般无需再加热,可直接经烟囱排放;占地面积约为常规方法的1/2～1/3。但此法需要大功率、耐受辐照高温引起腐蚀的电子枪,及防辐射屏蔽,且运行、维护技术要求高。
1.3.2　炉内喷钙尾部增湿法
　　该工艺已在美国、日本、加拿大和欧洲O得到工业应用,此法是在炉内喷钙直接脱硫的基础上发展起来的,实际上是炉内喷钙与烟道增湿的组合技术,目前被认为是O有前途的几种组合技术之一。典型的技术有美国的炉内喷钙多级燃烧器技术、芬兰的炉内喷石灰石及氧化钙活化反应技术、奥地利的灰循环活化技术等。我国南京下关电厂(2×125MW)和绍兴钱清电厂(125MW)从芬兰引进的L IFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。该工艺系统简单、占地少, 无废水排放、投资和运行费用相对较低, 适用于老锅炉的改造, 但脱硫效率不高。
1.3.3　循环流化床脱硫工艺
　　该技术是德国鲁奇(Lurgi)公司开发的一种新的干法脱硫除尘器。这种工艺以循环流化床原理为基础, 通过脱硫剂的多次再循环, 延长脱硫剂与烟气的接触时间, 大大提高了脱硫剂的利用率。它不但具有干法脱硫的许多优点, 而且这种工艺在很低的钙硫比(Ca/S=112～115)时能达到湿法工艺的脱硫效率(93%～97%以上)。目前在O无锡化工集团热电厂1台65t/h锅炉上得到应用,脱硫效率>90%,粉尘排放浓度<100mg/m3。
1.3.4　荷电干式吸收剂喷射脱硫系统
　　此法是美国ALANCO公司开发的O技术,其技术核心是吸收剂以高速通过高压静电电晕充电区,得到强大的静电荷后,被喷射到烟气中,扩散形成均匀的悬浮状态。由于粒子表现的电晕,增强了活性、缩短了反应时间,从而有效提高了反应效率。优点为投资小及占地少(仅为传统湿法的10%和27%),收效大、脱硫工艺简单有效、可靠性强; 不仅可用于新建锅炉的脱硫,而且更适合对现有锅炉的技术改造;不会造成二次污染。其缺点是脱硫效率相对较低(当Ca/S比为115左右时,系统脱硫率为60%～70%);对脱硫剂纯度要求较
高,其指定的可用石灰售价过高,限制了其推广。
1.3.5　脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫脱硝技术
　　此法是80年代发展起来的新技术,它利用高电压(>10kV)、窄脉冲(<1μs)电晕放电过程中生成的等离子产生的高能电子将HO-H 及O-O健打开,使之成为自由基或活化粒子与SO2及NOx反应。由于这些等离子体在常温下只提高电子的温度,而不提高离子的温度, 故该法的能量效率比电子束法至少高两倍。此法可同时脱除烟气中的SO2,NOx及重金属,既具有电子束辐照法的全部优点,又大大降低了一次性投资,副产物是硫酸铵、硝酸铵,可作为复合肥料的原材料被利用,可广泛应用于燃煤电厂、化工、冶金、建材等行业,
是目前O具应用前景和O外广泛关注的烟气治理技术之一。O大连理工大学等已完成了10m3/h的小试,四川大学进行了400m3/ h的试验,中国核工程物理研究院等单位已建12000m3/h的工业中试装置。
2　烟气脱硫技术的特点
　　a)湿法脱硫技术成熟,工业应用广泛,脱硫效率高等优点,已成为火电厂特别是大机组脱硫首选的工艺,但投资及运行费用也高, 燃用中高硫煤(含硫≥2%)的机组或大容量机组(≥200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫除尘器时,宜优先考虑。
　　b)半干法、干法烟气脱硫技术投资省、占地少,较宽的脱硫效率范围使其具有较强的适应性,综合经济性能较好,适用于燃用中、低硫煤(含硫<2%)的中小电厂锅炉(<200MW),或是剩余寿命低于10a的老机组烟气脱硫改造。其脱硫效率虽较难达到O(95%)脱硫的要求,有待于进一步提高,但针对我国现阶段SO2排放控制工作刚起步,SO2排放基数较大的特点,大力推广这类技术,对削减SO2的排放具有深远的意义。
3　结论及建议
　　我国从70年代开始引进国外烟气脱硫除尘器成套装置,但到目前为止,却仅有不到1%装机容量的火力发电厂实施烟气脱硫。主要有脱硫成本问题、产物出路问题以及引进技术国产化的问题。为此,火电厂在具体烟气脱硫项目的工艺选择上,应该做到具体问题具体分析。选择具体脱硫技术和工艺,应考虑以下几点:
　　a)SO2排放率和脱硫率均需满足环保法规的要求;
　　b)技术成熟、运行可靠,应用业绩良好;
　　c)一次性投资少,运行费用低;
　　d)脱硫副产品能够处置和利用,不造成二次污染;
　　e)工艺过程能适应燃煤锅炉的要求,并能适应燃煤含硫量的一定范围内的变化;
　　f)脱硫装置的工艺简单,布置合理,占地面积小;
　　g)脱硫的主要装置和设备,O可以制造或可逐步实现国产化。