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火电厂烟气脱硫技术进展

2013-2-25   来源:   浏览:1830

                                                                                                      火电厂烟气脱硫技术进展

 

  摘要:介绍了火电厂烟气脱硫技术分类及国内外多种脱硫技术的现状,并较详细地介绍了石灰石(石灰)—石膏湿法脱硫技术、氨法烟气湿法脱硫技术等。

  关键词:烟气脱硫,火电厂,技术进展

  0  引言

  我国能源以煤炭为主,由于燃煤排放的SO2所造成的酸雨已危及24个省、市、自治区,我国政府对SO2和酸雨污染十分重视。削减SO2排放量,控制大气SO2污染,保护大气环境已成为目前及未来相当长时间内我国环境保护的重要课题之一。《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》明确提出十一五期间SO2排放总量比十五末要减少10 %。火电厂是最主要的燃煤大户,其每年排放的烟尘、SO2量均名列第一,其中SO2两控区排放量的59 %以上,因此,火电厂烟气脱硫产业化的健康发展,是保障按期达到SO2总量削减目标的基础和关键。针对我国的具体情况,开发切实可行的脱硫技术,卓有成效地控制燃煤烟气排放的SO2量已成为当前研究的重要课题之一。下面对近年来国内外开发研究的脱硫技术作一介绍。

  1火电厂脱硫技术分类

  根据脱硫工艺在电力生产中所处的位置,脱硫技术可分燃烧前、燃烧中和燃烧后脱硫3大类型。

  燃烧前脱硫:主要指原煤洗选、煤气化等脱硫技术。原煤洗选是煤炭行业成熟技术,早在20世纪70年代就已在重庆东厂2×200 MW机组项目得到成功应用,可将煤中含硫从3 %降低至1. 5 %左右。但由于洗选厂投资高,运行成本大,所生产的成品煤量小于入洗煤量,致使电厂燃煤价提高较多,目前已很少采用此法。

  燃烧中脱硫:主要指常压循环流化床、增压循环流化床与炉内喷钙等脱硫技术。常压与增压循环流化床脱硫技术与煤气化技术等属于清洁煤燃烧技术。炉内喷钙脱硫技术单独使用时,效率较低,脱硫率不到50 % ,为了提高脱硫效率,降低钙硫比,往往与尾部加湿工艺联合使用。

  燃烧后脱硫:主要指石灰石(石灰)—石膏法、氨法、海水法等湿法脱硫,旋转喷雾等半干法脱硫,循环流化床烟气脱硫,电子束脱硫以及脱硫除尘一体化技术等,上述工艺统称为烟气脱硫。

  2  烟气脱硫技术

  2. 1  石灰石(石灰)—石膏湿法脱硫技术

  石灰石(石灰)—石膏湿法脱硫技术采用价廉易得的石灰石或石灰作为脱硫吸附剂,是一种最成熟的脱硫工艺,因其具有脱硫效率高、运行稳定、运行费用低等特点,得到了最为广泛的应用,机组容量较大的新建火电厂大多采用此法。

  该工艺系统主要由烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成,基本工艺流程如下:

  锅炉烟气经电除尘器除尘后,通过增压风机、GGH换热器降温后进入吸收塔,在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤,循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中,以便脱除SO2SO3HClHF ,同时在强制氧化工艺的处理下反应的副产物CaSO3·1/ 2H2O被导入的空气氧化成石膏,并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过循环泵向上输送到喷淋层中,通过喷嘴进行雾化,使气体和液体得以充分接触。吸收塔中,石灰石与二氧化硫反应生成石膏,这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出,进入石膏脱水系统。经过净化处理后的烟气流经两级除雾器除雾,同时按特定程序不时地用工艺水冲洗除雾器。在吸收塔出口,烟气一般被冷却成4655℃冷凝水,且被水蒸汽饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上,以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后,清洁的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。

  该工艺的技术特点有:高速气流设计增强了物质传递能力,降低了系统的成本,标准设计烟气流速达到4. 0 m/ s ;系统采用最优尺寸,平衡了SO2去除与压降的关系,使得资金投入和运行成本最低;吸收塔液体再分配装置有效避免了烟气爬壁现象的产生,降低了能耗;脱硫效率高达95 %以上,有利于地区和电厂实行总量控制;技术成熟,设备运行可靠性高(系统可利用率达98 %以上) ;单塔处理烟气量大,脱硫量大;适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫;对锅炉的适应性强;处理后的烟气含尘量大大减少;吸收剂(石灰石)资源丰富,价廉易得;脱硫副产品(石膏)便于综合利用。

  该工艺的发展趋势如下:一是吸收系统大型化。目前世界上较大的装置有:日本建有容量为1000 MW的吸收塔,欧洲荷兰的AMER电站建有容量为645 MW的吸收塔,英国Drax电厂建有容量为660 MW的吸收塔。二是简化设备,如将除尘、脱硫和氧化均置于同一塔内进行,节省投资,高效节能;又如强化氧化工艺装置,使氧化利用率从15 %20 %提高到40 %50 %;还有在FGD工艺中引入计算机控制可根据不同的要求控制吸收循环浆液等参数,达到最佳的脱硫效率等。

  2. 2  氨法烟气湿法脱硫技术

  湿法氨法工艺过程一般分为3个步骤:脱硫吸收、中间产品处理、副产品制造。其中,脱硫吸收过程是氨法烟气脱硫技术的核心,它以水溶液中的SO2NH3的反应为基础,得到亚硫酸铵中间产品;中间产品的处理主要分为两大类:直接氧化和酸解。直接氧化是在多功能脱硫塔中,鼓入空气将亚硫酸铵氧化成硫铵,酸解是用硫酸、磷酸、硝酸等酸将脱硫产物亚硫铵酸解,生成相应的铵盐和气体二氧化硫;副产品制造是将中间产品处理后得到的铵盐送制肥装置制成成品氮肥或复合肥。

  由于氨是一种良好的碱性吸收剂,氨的碱性强于钙基吸收剂,而且氨吸收烟气中SO2是气液或气气反应,反应速度快、反应完全、吸收剂利用率高,可以得到很高的脱硫效率,相对于钙基脱硫工艺来说系统简单、设备体积小、能耗低。另外,其脱硫副产品是常用化肥,其销售收入可以大幅度降低运行成本。并且氨法脱硫工艺在脱硫的同时可以脱氮,且脱硫过程中没有废水、废渣产生,从实际运行效果看,其脱硫效果满足各地环保要求,运行费用低,因此氨法脱硫是较适合中国国情的一项烟气脱硫技术。

  2. 3  海水湿法脱硫

  海水脱硫工艺使用的脱硫剂是海水。在吸收塔内烟气中的二氧化硫被吸收生成亚硫酸根离子,与此同时,它与海水中的重碳酸根离子相互作用,生成二氧化碳使pH值不致过低。海水流入曝气池后,亚硫酸根氧化生成稳定的硫酸根,多余的二氧化碳排入到大气,使pH值恢复到排放标准。被洗涤的SO2以硫酸盐形式进入海水,由于海水中含有大量的硫酸盐成分,因此不会造成污染,但由于被洗涤下来的灰分含有重金属等有害物质,其数量虽然甚微,但日积月累,对海底污泥极有可能造成污染,对此必须引起重视。

  采用海水脱硫要具备以下3个条件:滨海电厂,采用海水作为循环冷却水,有丰富的低成本海水资源;一般适用于燃用低硫煤的火电厂烟气脱硫;海域功能对海水质量要求较低,扩散条件较好。

  目前,世界上已有不少国家,如印度、印度尼西亚、西班牙等已相继安装了海水脱硫装置。如印度Trombay电厂对500 MW锅炉的烟气用海水脱硫,效率可达98 %。我国已在深圳西部电厂第2台机组上安装了一套由挪威引进的300 MW机组海水脱硫装置,1998年年底投入运行;福建漳州后石电厂6600 MW机组也安装了海水脱硫装置,也已投入运行。

  2. 4  半干法脱硫

  半干法脱硫采用的脱硫剂以固液混合物的形式喷入吸收塔,在与烟气中的二氧化硫反应的同时水分被蒸发,脱硫剂被干燥为固体,过剩的脱硫剂与生成的副产品均以固体形式被收集,其代表工艺有喷雾干燥法工艺和气体悬浮吸收工艺。喷雾干燥法脱硫工艺技术比较成熟,具有工艺流程简单、系统可靠性高等特点。

  系统采用双流体雾化喷嘴,双流体雾化喷嘴与旋转雾化喷嘴相比,设计简单,可以更好地控制雾化粒度和雾化质量。由布袋除尘器回送的吸收剂由两级水雾化喷嘴活化增湿,进一步提高吸收剂脱硫效率,脱硫效率可达到80 %左右,但单塔烟气处理量较小。

  喷雾干燥的新发展是丹麦正在开发的喷雾干燥再生脱硫工艺,吸收剂为氧化镁,生成的亚硫酸镁已在高温流化床中成功实现再生,再生后的吸收剂活性不但没有失去,反而有所提高。

  气体悬浮吸收技术由丹麦FLSmiljoa/ s公司开发,现已用于小龙潭电厂6 #,系统设计脱硫率可大于90 % ,总压降1800 Pa ,钙硫比小于1. 3

  2. 5  循环流化床烟气脱硫技术

  循环流化床是一种使高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触的技术,是近几年新兴起来的具有开发前景的脱硫技术,由化工和水泥生产过程中的流化床技术发展而来。

  整个排烟循环流化床脱硫系统由石灰浆制备系统、脱硫反应系统和收尘引风系统组成。影响循环流化床脱硫效率的主要因素有床层温度、钙硫比、脱硫剂的粒度和反应性等。根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量,以保证要求的脱硫效率所必需的钙硫比。

  循环流化床烟气脱硫工艺没有废水产生,占地面积小,基建投资相对较低,尤其适合于老机组烟气脱硫。脱硫副产品可用作混凝土掺合料、矿井回填料、路基等。循环流化床作为脱硫反应器的最大优点是:可以通过喷水将床温控制在最佳反应温度下,达到最好的气固间紊流混合并不断暴露未反应消石灰的新表面,而通过固体物料的多次循环使脱硫剂具有很长的停留时间,大大提高了脱硫剂的钙利用率和反应器的脱硫效率。能够脱除高硫煤中的硫,并在钙硫比1. 11. 5时达到85 %以上的脱硫效率。

  目前,国外已有几十套循环流化床干法脱硫装置在运行,单台最大容量是相当于我国270 MW的脱硫装置,其次是鲁奇公司的相当于200 MW机组的脱硫装置。我国的广东恒运电厂(1×200 MW机组)、山西漳山和古交电厂(2×300 MW机组)、榆社电厂(2×300 MW机组)均采用循环流化床烟气脱硫装置,并均已投运。

  2. 6  电子束烟气脱硫技术

  电子束烟气脱硫技术是物理方法与化学方法相结合的新技术,它是利用电子加速器产生的等离子体促使烟气中的二氧化硫及NOX与加入的NH3反应,实现烟气脱硫脱硝的目的,脱硫效率可达90 %左右。此工艺在成都热电厂1×100 MW机组已得到成功应用。

  2. 7除尘脱硫一体化技术

  该技术在半干法脱硫技术工艺基础上发展而成,是上世纪90年代后由瑞典ABB公司研究开发的,其技术原理是利用干反应剂石灰粉(CaO)或熟石灰[Ca (OH) 2 ]吸收烟气中的二氧化硫。日前,ABB公司应用此脱硫技术的最大机组容量为200 MW ,我国国内已开发用于100200 MW机组的设备。

  此外,尚在试验中的火电厂烟气脱硫技术还有火星炭吸收脱硫技术、集脱硫除尘制浆一体化技术、脉冲放电烟气脱硫技术等。

  3  我国火电厂烟气脱硫现状及发展状况

  我国烟气脱硫产业发展情况可以概括为以下几点:

  a.脱硫设备国产化率已达90 %以上。石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备,如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等国内已具备研发和生产加工的能力,从设备采购费用来看,石灰石石膏湿法脱硫工艺技术设备的材料国产化率已达到90 %左右,部分烟气脱硫工程国产化流程超过了95 % ,其他工艺技术的设备国产化率大于90 %

  b.部分脱硫公司已拥有自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术,并进行了多年的工程实践。

  c.烟气脱硫工程总承包能力已基本满足国内火电厂烟气脱硫工程建设的需要。根据中国电力企业联合会的专项调查,截至2005年底,具备一定技术、资金、人员实力,且拥有10kW及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50,其中,合同容量超过200kW装机的公司有17,超过1000kW装机的公司有7家。

  d.脱硫工程造价大幅度降低。30kW及以上新建火电机组的烟气脱硫工程千瓦造价已由最初的1000多元(人民币)降到九五时期末的500元左右,目前已降至200元左右。

  e.初步建立了产业化发展的管理体系。目前,已经初步形成了政府宏观指导和协调,企业自主经营,行业协会积极参与服务的管理体系。

  尽管火电厂烟气脱硫产业化取得了重大成就,但仍然存在一些问题,主要是烟气脱硫技术自主创新能力仍然较低,脱硫市场监管急需加强,部分脱硫设施难以高效稳定运行。

  4  结论

  随着国民经济的高速发展,各行业对电力需求的不断增大,火电作为近期我国最主要的发电源,其排放的污染物位列第一,在当今大力加强节能减排工作的同时,必须继续加大火电厂烟气脱硫技术的投资力度和研发力量,尽快将国外先进的脱硫技术与国内实际情况相结合,攻克一些技术瓶颈,促进我国火电行业脱硫产业更快、更好地发展。