火電廠煙氣脫硫技術進展
摘要:介紹了火電廠煙氣脫硫技術分類及國內外多種脫硫技術的現狀,并較詳細地介紹了石灰石(石灰) —石膏濕法脫硫技術、氨法煙氣濕法脫硫技術等。
關鍵詞:煙氣脫硫,火電廠,技術進展
0 引言
我國能源以煤炭為主,由于燃煤排放的SO2 所造成的酸雨已危及24 個省、市、自治區,我國政府對SO2 和酸雨污染十分重視。削減SO2 排放量,控制大氣SO2污染,保護大氣環境已成為目前及未來相當長時間內我國環境保護的重要課題之一。《國民經濟和社會發展第十一個五年規劃綱要》明確提出“十一五”期間SO2排放總量比“十五”末要減少10 %。火電廠是最主要的燃煤大戶,其每年排放的煙塵、SO2量均名列第一,其中 SO2占“兩控區”排放量的59 %以上,因此,火電廠煙氣脫硫產業化的健康發展,是保障按期達到 SO2總量削減目標的基礎和關鍵。針對我國的具體情況,開發切實可行的脫硫技術,卓有成效地控制燃煤煙氣排放的SO2量已成為當前研究的重要課題之一。下面對近年來國內外開發研究的脫硫技術作一介紹。
1 火電廠脫硫技術分類
根據脫硫工藝在電力生產中所處的位置,脫硫技術可分燃燒前、燃燒中和燃燒后脫硫3 大類型。
燃燒前脫硫:主要指原煤洗選、煤氣化等脫硫技術。原煤洗選是煤炭行業成熟技術,早在20 世紀70 年代就已在重慶東廠2 ×200 MW 機組項目得到成功應用,可將煤中含硫從3 %降低至1. 5 % 左右。但由于洗選廠投資高,運行成本大,所生產的成品煤量小于入洗煤量,致使電廠燃煤價提高較多,目前已很少采用此法。
燃燒中脫硫:主要指常壓循環流化床、增壓循環流化床與爐內噴鈣等脫硫技術。常壓與增壓循環流化床脫硫技術與煤氣化技術等屬于清潔煤燃燒技術。爐內噴鈣脫硫技術單獨使用時,效率較低,脫硫率不到50 % ,為了提高脫硫效率,降低鈣硫比,往往與尾部加濕工藝聯合使用。
燃燒后脫硫:主要指石灰石(石灰) —石膏法、氨法、海水法等濕法脫硫,旋轉噴霧等半干法脫硫,循環流化床煙氣脫硫,電子束脫硫以及脫硫除塵一體化技術等,上述工藝統稱為煙氣脫硫。
2 煙氣脫硫技術
2. 1 石灰石(石灰) —石膏濕法脫硫技術
石灰石(石灰) —石膏濕法脫硫技術采用價廉易得的石灰石或石灰作為脫硫吸附劑,是一種最成熟的脫硫工藝,因其具有脫硫效率高、運行穩定、運行費用低等特點,得到了最為廣泛的應用, 機組容量較大的新建火電廠大多采用此法。
該工藝系統主要由煙氣系統、吸收氧化系統、漿液制備系統、石膏脫水系統、排放系統組成,基本工藝流程如下:
鍋爐煙氣經電除塵器除塵后,通過增壓風機、 GGH 換熱器降溫后進入吸收塔,在吸收塔內煙氣向上流動且被向下流動的循環漿液以逆流方式洗滌,循環漿液則通過噴漿層內設置的噴嘴噴射到吸收塔中,以便脫除SO2 、SO3 、HCl 和HF ,同時在 “強制氧化工藝”的處理下反應的副產物CaSO3· 1/ 2H2O 被導入的空氣氧化成石膏,并消耗作為吸收劑的石灰石。循環漿液通過循環泵向上輸送到噴淋層中,通過噴嘴進行霧化,使氣體和液體得以充分接觸。吸收塔中,石灰石與二氧化硫反應生成石膏,這部分石膏漿液通過石膏漿液泵排出, 進入石膏脫水系統。經過凈化處理后的煙氣流經兩級除霧器除霧,同時按特定程序不時地用工藝水沖洗除霧器。在吸收塔出口,煙氣一般被冷卻成46 ～ 55 ℃冷凝水, 且被水蒸汽飽和。通過 GGH 將煙氣加熱到80 ℃以上,以提高煙氣的抬升高度和擴散能力。最后,清潔的煙氣通過煙道進入煙囪排向大氣。
該工藝的技術特點有:高速氣流設計增強了物質傳遞能力,降低了系統的成本,標準設計煙氣流速達到4. 0 m/ s ; 系統采用最優尺寸,平衡了 SO2去除與壓降的關系,使得資金投入和運行成本最低;吸收塔液體再分配裝置有效避免了煙氣爬壁現象的產生, 降低了能耗; 脫硫效率高達 95 %以上,有利于地區和電廠實行總量控制;技術成熟,設備運行可靠性高(系統可利用率達98 % 以上) ;單塔處理煙氣量大,脫硫量大;適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫;對鍋爐的適應性強;處理后的煙氣含塵量大大減少;吸收劑(石灰石) 資源豐富,價廉易得;脫硫副產品(石膏) 便于綜合利用。
該工藝的發展趨勢如下:一是吸收系統大型化。目前世界上較大的裝置有:日本建有容量為 1000 MW 的吸收塔,歐洲荷蘭的AMER 電站建有容量為645 MW 的吸收塔,英國Drax 電廠建有容量為660 MW 的吸收塔。二是簡化設備,如將除塵、脫硫和氧化均置于同一塔內進行,節省投資,高效節能;又如強化氧化工藝裝置,使氧化利用率從15 %～20 %提高到40 %～50 %; 還有在 FGD 工藝中引入計算機控制可根據不同的要求控制吸收循環漿液等參數,達到最佳的脫硫效率等。
2. 2 氨法煙氣濕法脫硫技術
濕法氨法工藝過程一般分為3 個步驟:脫硫吸收、中間產品處理、副產品制造。其中,脫硫吸收過程是氨法煙氣脫硫技術的核心,它以水溶液中的SO2和NH3的反應為基礎,得到亞硫酸銨中間產品;中間產品的處理主要分為兩大類:直接氧化和酸解。直接氧化是在多功能脫硫塔中,鼓入空氣將亞硫酸銨氧化成硫銨,酸解是用硫酸、磷酸、硝酸等酸將脫硫產物亞硫銨酸解,生成相應的銨鹽和氣體二氧化硫;副產品制造是將中間產品處理后得到的銨鹽送制肥裝置制成成品氮肥或復合肥。
由于氨是一種良好的堿性吸收劑,氨的堿性強于鈣基吸收劑,而且氨吸收煙氣中SO2 是氣— 液或氣—氣反應,反應速度快、反應完全、吸收劑利用率高,可以得到很高的脫硫效率,相對于鈣基脫硫工藝來說系統簡單、設備體積小、能耗低。另外,其脫硫副產品是常用化肥,其銷售收入可以大幅度降低運行成本。并且氨法脫硫工藝在脫硫的同時可以脫氮,且脫硫過程中沒有廢水、廢渣產生,從實際運行效果看,其脫硫效果滿足各地環保要求,運行費用低,因此氨法脫硫是較適合中國國情的一項煙氣脫硫技術。
2. 3 海水濕法脫硫
海水脫硫工藝使用的脫硫劑是海水。在吸收塔內煙氣中的二氧化硫被吸收生成亞硫酸根離子,與此同時,它與海水中的重碳酸根離子相互作用,生成二氧化碳使pH 值不致過低。海水流入曝氣池后,亞硫酸根氧化生成穩定的硫酸根,多余的二氧化碳排入到大氣,使pH 值恢復到排放標準。被洗滌的SO2以硫酸鹽形式進入海水,由于海水中含有大量的硫酸鹽成分,因此不會造成污染,但由于被洗滌下來的灰分含有重金屬等有害物質,其數量雖然甚微,但日積月累,對海底污泥極有可能造成污染,對此必須引起重視。
采用海水脫硫要具備以下3 個條件:濱海電廠,采用海水作為循環冷卻水,有豐富的低成本海水資源;一般適用于燃用低硫煤的火電廠煙氣脫硫;海域功能對海水質量要求較低,擴散條件較好。
目前,世界上已有不少國家,如印度、印度尼西亞、西班牙等已相繼安裝了海水脫硫裝置。如印度Trombay 電廠對500 MW 鍋爐的煙氣用海水脫硫,效率可達98 %。我國已在深圳西部電廠第2 臺機組上安裝了一套由挪威引進的300 MW 機組海水脫硫裝置,1998 年年底投入運行;福建漳州后石電廠6 臺600 MW 機組也安裝了海水脫硫裝置,也已投入運行。
2. 4 半干法脫硫
半干法脫硫采用的脫硫劑以固液混合物的形式噴入吸收塔,在與煙氣中的二氧化硫反應的同時水分被蒸發,脫硫劑被干燥為固體,過剩的脫硫劑與生成的副產品均以固體形式被收集,其代表工藝有噴霧干燥法工藝和氣體懸浮吸收工藝。噴霧干燥法脫硫工藝技術比較成熟,具有工藝流程簡單、系統可靠性高等特點。
系統采用雙流體霧化噴嘴,雙流體霧化噴嘴與旋轉霧化噴嘴相比,設計簡單,可以更好地控制霧化粒度和霧化質量。由布袋除塵器回送的吸收劑由兩級水霧化噴嘴活化增濕,進一步提高吸收劑脫硫效率,脫硫效率可達到80 %左右,但單塔煙氣處理量較小。
噴霧干燥的新發展是丹麥正在開發的噴霧干燥再生脫硫工藝,吸收劑為氧化鎂,生成的亞硫酸鎂已在高溫流化床中成功實現再生,再生后的吸收劑活性不但沒有失去,反而有所提高。
氣體懸浮吸收技術由丹麥FLSmiljoa/ s 公司開發,現已用于小龍潭電廠6 # 爐,系統設計脫硫率可大于90 % ,總壓降1800 Pa ,鈣硫比小于1. 3 。
2. 5 循環流化床煙氣脫硫技術
循環流化床是一種使高速氣流與所攜帶的稠密懸浮顆粒充分接觸的技術,是近幾年新興起來的具有開發前景的脫硫技術,由化工和水泥生產過程中的流化床技術發展而來。
整個排煙循環流化床脫硫系統由石灰漿制備系統、脫硫反應系統和收塵引風系統組成。影響循環流化床脫硫效率的主要因素有床層溫度、鈣硫比、脫硫劑的粒度和反應性等。根據反應器進口煙氣流量及煙氣中原始SO2濃度控制消石灰粉的給料量,以保證要求的脫硫效率所必需的鈣硫比。
循環流化床煙氣脫硫工藝沒有廢水產生,占地面積小,基建投資相對較低,尤其適合于老機組煙氣脫硫。脫硫副產品可用作混凝土摻合料、礦井回填料、路基等。循環流化床作為脫硫反應器的最大優點是:可以通過噴水將床溫控制在最佳反應溫度下,達到最好的氣固間紊流混合并不斷暴露未反應消石灰的新表面,而通過固體物料的多次循環使脫硫劑具有很長的停留時間,大大提高了脫硫劑的鈣利用率和反應器的脫硫效率。能夠脫除高硫煤中的硫,并在鈣硫比1. 1～1. 5 時達到85 %以上的脫硫效率。
目前,國外已有幾十套循環流化床干法脫硫裝置在運行, 單臺最大容量是相當于我國270 MW的脫硫裝置,其次是魯奇公司的相當于200 MW機組的脫硫裝置。我國的廣東恒運電廠(1 ×200 MW 機組) 、山西漳山和古交電廠(各2 × 300 MW 機組) 、榆社電廠(2 ×300 MW 機組) 均采用循環流化床煙氣脫硫裝置,并均已投運。
2. 6 電子束煙氣脫硫技術
電子束煙氣脫硫技術是物理方法與化學方法相結合的新技術,它是利用電子加速器產生的等離子體促使煙氣中的二氧化硫及NOX與加入的 NH3反應,實現煙氣脫硫脫硝的目的,脫硫效率可達90 %左右。此工藝在成都熱電廠1 ×100 MW 機組已得到成功應用。
2. 7 除塵脫硫一體化技術
該技術在半干法脫硫技術工藝基礎上發展而成,是上世紀90 年代后由瑞典ABB 公司研究開發的,其技術原理是利用干反應劑石灰粉(CaO) 或熟石灰[Ca (OH) 2 ]吸收煙氣中的二氧化硫。日前,ABB 公司應用此脫硫技術的最大機組容量為 200 MW ,我國國內已開發用于100～200 MW 機組的設備。
此外,尚在試驗中的火電廠煙氣脫硫技術還有火星炭吸收脫硫技術、集脫硫除塵制漿一體化技術、脈沖放電煙氣脫硫技術等。
3 我國火電廠煙氣脫硫現狀及發展狀況
我國煙氣脫硫產業發展情況可以概括為以下幾點:
a. 脫硫設備國產化率已達90 %以上。石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝中的關鍵設備,如漿液循環泵、真空皮帶脫水機、增壓風機、氣氣換熱器、煙氣擋板等國內已具備研發和生產加工的能力,從設備采購費用來看,石灰石—石膏濕法脫硫工藝技術設備的材料國產化率已達到90 %左右, 部分煙氣脫硫工程國產化流程超過了95 % ,其他工藝技術的設備國產化率大于90 %。
b. 部分脫硫公司已擁有自主知識產權的煙氣脫硫主流工藝技術,并進行了多年的工程實踐。
c. 煙氣脫硫工程總承包能力已基本滿足國內火電廠煙氣脫硫工程建設的需要。根據中國電力企業聯合會的專項調查,截至2005 年底,具備一定技術、資金、人員實力,且擁有10 萬kW 及以上機組煙氣脫硫工程總承包業績的公司近50 家,其中,合同容量超過200 萬kW 裝機的公司有17 家,超過1000 萬kW 裝機的公司有7 家。
d. 脫硫工程造價大幅度降低。30 萬kW 及以上新建火電機組的煙氣脫硫工程千瓦造價已由最初的1000 多元(人民幣) 降到“九五”時期末的 500 元左右,目前已降至200 元左右。
e. 初步建立了產業化發展的管理體系。目前,已經初步形成了政府宏觀指導和協調,企業自主經營,行業協會積極參與服務的管理體系。
盡管火電廠煙氣脫硫產業化取得了重大成就,但仍然存在一些問題,主要是煙氣脫硫技術自主創新能力仍然較低,脫硫市場監管急需加強,部分脫硫設施難以高效穩定運行。
4 結論
隨著國民經濟的高速發展,各行業對電力需求的不斷增大,火電作為近期我國最主要的發電源,其排放的污染物位列第一,在當今大力加強節能減排工作的同時,必須繼續加大火電廠煙氣脫硫技術的投資力度和研發力量,盡快將國外先進的脫硫技術與國內實際情況相結合,攻克一些技術瓶頸,促進我國火電行業脫硫產業更快、更好地發展。
5 參考文獻
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