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1、火电厂煤粉锅炉烟气脱硫工艺选择分析1 脱硫工艺方案目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术达数百种之多，在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。下面对目前技术较为成熟、可供应用的几种典型脱硫工艺进行介绍和评价。11 石灰石一石膏湿法脱硫工艺石灰石一石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎、磨细成粉状，与水混合 搅拌制成吸浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气进行氧化反应而被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后通过烟囱排放大气。脱硫石膏浆
2、经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95以上。石灰石一石膏湿法脱硫工艺的主要反应如下：5 O0 M& c! R& ! f3 P! f吸收过程：CaCO3+SO2+12H20一CaSO3 12H20 +CO2 氧化过程：CaSO312H20+1202+32H20 - -CaSO42H2O p, i1 ) $ k! H/ |: o石灰石一石膏湿法脱硫是目前世界技术最为成熟、效率最高、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用脱硫工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90 ，已应用的最大单机容量达IO00MW。
3、在国内，重庆珞璜电厂首次引进了石灰石一石膏湿法脱硫工艺，设计脱硫效率大于95 。该厂二期工程仍采用了该脱硫工艺。此外重庆、半山、北京第一热电厂、扬州电厂以及镇江电厂二期等的脱硫工程，亦采用了此工艺。由国内制造厂家总体设计第一套国产300MW 石灰石一石膏湿法脱硫装置也已在黄台电厂实施。石灰石 石膏湿法脱硫工艺系统主要包括：烟气系统、石灰石浆液制备系统、石灰石一s0 反应吸收系统、密封风系统、GGH再热系统、空压机系统、工业水系统及就地控制系统等；主要设备包括：增压风机，气一气热交换器(GGH) 、脱硫塔、浆液循环泵、氧化风机、石灰石浆液输送泵、石膏浆液输送泵、密封风机、空压机、高压冲洗泵、搅拌
4、器等。其中烟气系统和石灰石一s02反应吸收系统是主要的工艺系统。12 喷雾干燥法脱硫工艺喷雾干燥法脱硫工艺以石灰作为脱硫吸收剂，石灰经消化加水制成消石灰乳，消石灰乳经高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，这些具有很大表面积的散微粒，与烟气中的SO 发生化学反应生成 CaSO 和CaSO ，达到脱除烟气中的SO 的目的。如果吸收剂颗粒没有完全干燥，则在吸收塔之后的烟道和除尘器中仍可继续发生吸收二氧化硫的化学反应。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。除尘后的烟气经烟囱排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率。一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。消石灰乳吸
5、收SO 的化学反应为： Ca(OH)2+SO2-*CaSO312H2O+12H2O Ca(OH)，+SO，+120，+ H2O CaSO4 2H2O 这种脱硫工艺相比湿法烟气脱硫工艺而言，具有设备和工艺流程较为简单、系统可靠性高的特点，在CaS为1116时，脱硫效率在8090之间。 eP5 M+ ! % N( o在欧洲和美国等国家应用比较多，300MW 以上机组有一定运行业绩。国内白马电厂进行了旋转喷雾干燥法的试验，CaS为14，其脱硫效率达到80 ，黄岛电厂亦采用了该工艺。 7 |; A) n: n6 i, h& p 13 炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺 (LIFAC) 该工艺以石灰石粉为
6、吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛，在炉膛内受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。因此在烟道尾部设尾部增湿活化反应器，增湿水以雾状喷入活化反应器内，与未反方应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺适用于燃烧含硫量为06 25 的煤种的锅炉，当钙硫比控制在25及以上时，系统脱硫率可达到6580 。未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。由于脱硫过程吸收剂的利用率较低，脱硫副产物中亚硫酸钙含量较高，其综合利用受到一定的限制，同时由于在炉内喷钙，
7、锅炉燃烧稳定性及锅炉效率会有影响。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到广泛应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达300MW。南京下关电厂和浙江钱清电厂的 125MW机组均采用了这一脱硫工艺。 14 电子束法脱硫工艺该脱硫工艺流程由排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉排出的烟气经过除尘器粗滤处理之后进入冷却塔，冷却塔内喷射冷却水将烟气冷却到适于脱硫、脱硝处理的温度(约7O )。在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入、冷却后的烟气流进反应器经电子束照射，SO 和NO 在自由基作用下生成粉状微粒硫酸铵(NH ) SO 与硝酸铵NH NO，的
8、混合粉体。生成的粉体微粒一部分沉淀到反应器底部，其余副产品被除尘器所分离的捕集。净化后的烟气经烟囱向大气排放。到目前为止，电子束法脱硫仅在日本、美国进行过一些小型工业试验，尚没有在大型机组上应用的业绩。国内在成都热电厂1台200MW机组进行了装置试验，已投入运行，脱硫效率可达85 。 / j y! b; i2 - o15 氨法脱硫工艺该脱硫工艺是以氨水为吸收剂，其副产品为硫酸铵化肥。锅炉烟气经烟气换热器冷却至90100 ，进入预洗涤器除去HCI和HF，洗涤后的烟气经液滴分离器除去水滴，再进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的 SO，被洗涤吸收除去，经洗涤后的烟气排出
9、后经液滴分离器除去水滴，进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶部的除雾器除去雾滴，再经烟气换热器加热后由烟囱排放。洗涤工艺中产生的约30 的硫酸铵溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步加工或直接作为液体氮肥出售。氨法脱硫属较为成熟的一种脱硫工艺，在德国的一些电厂已得到应用，在我国尚无运行业绩。 % k& C- + k_16 海水脱硫工艺海水通常呈碱性，这使海水具有天然的酸碱中和吸收SO 的能力。可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海边电厂。海水脱硫法的原则是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2，被海水吸收为液态 H2SO3，继而经氧化曝气转
10、变成硫酸，硫酸的氢离子被海水中的碳酸氢离子中和。海水脱硫采用天然海水作为吸收剂，不添加任何化学物质，节省了吸收剂制备系统，工艺系统简单，无需脱硫的制备，设备可用率高，根据国外经验，可用率保持在100 。脱硫后的海水经处理后，可直接排人大海，不需要脱硫渣的处理设施，也无废水废料，易于管理。脱硫效率90 以上，与其他脱硫法相比较，投资低，运行费用也低。但是，海水脱硫只能用于海边电厂，对海水的碱性有一定的要求，且只能适用于燃煤含硫量小于15 的中低硫煤。我国深圳玛湾电厂和后石电厂采用了海水脱硫法。 6 y2 D, D T3 a* g% ; c2 $ F ; c- K0 _% 0 P( Hr1 c2
11、脱硫工艺方案的比较和评价 21 工艺方案比较要对各种脱硫工艺进行综合评价和全面技术经济比较是较为困难的，下面仅对上述几种工艺系统主要指标进行比较(见表1)： 22 工艺方案评价 (1)喷雾干燥法工艺系统流程简单，技术成熟，可靠性高，运行费用不高，一般用于含硫量小于 2 煤种。但其脱硫效率不如石灰石一石膏湿法，而且这种工艺存在脱硫副产品利用受限制问题。 (2)炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺主要适用对脱硫效率要求不高的中小型机组，且需对锅炉进行必要的改造。其脱硫效率较低，只能达到 75左右。运行时锅炉燃烧稳定性和锅炉效率也会受到影响。脱硫副产品利用同样受到影响。表1 脱硫工艺方案比较表工 艺 方
12、案项 目 石灰石一 炉内喷钙尾石膏湿法 喷雾十燥法 电子束法 氨法 海水法 部增湿活化技术成熟程度 成熟 成熟 成熟 工业试验 成熟 较成熟不受含 适用于 适用于 适用于 不受含硫 适用于 适用煤种硫量限制 中、低硫煤 中、低硫煤 中、低硫煤 量限制 中、低硫煤能达到脱硫效率 95 以上 8090 6080 75左右 90 以上 90 CaS(一般) 低于11 1314 2 占地面积 较大 中 较小 较大 大 大脱硫投资占电厂 6 l0 8l2 35 25 9l6 投资比例() 厂用电率() l18 % H, - l$ O! K (3)电子束法脱硫工艺目前尚处于试验阶段，还没有在大型机组应用的
13、业绩和经验，而且其所需吸收剂液氨难以保证供应。 (4)氨法的投运业绩较少，投资较高，后处理工艺复杂，采用吸收剂氨水价格远高于石灰石，副产品销路少且售价低，无法抵消吸收剂成本。 Wb4 |$ I2 x# R/ j2 a (5)海水法脱硫工艺在具备海水取排水条件和稳定的海水性质条件时才能获得较高的脱硫效率，受条件制约，内陆地区难以采用。 ( c1 + c4 j3 p 9 L- |; d5 j ( f: h$ - C(6)石灰石一石膏湿法脱硫工艺具有在大型发电机组上应用业绩，脱硫效率高，吸收剂石灰石资源丰富，易于获得，价格低廉，脱硫副产品可以作为水泥缓冲剂或石膏制品原料得到有效利用。 B% v% ;
14、 j1 n1 E7 V+ V 5 R; C# x1 W( T7 i( O8 W3 工艺方案选择 % e1 p - I# 31 选择原则许多脱硫方法都能获得较高的脱硫效益，但脱硫效率的高低并不是评价脱硫方法优劣的唯一标准，选择时不但要进行综合技术经济比较，还要根据项目所在地区条件拟定工艺系统，总的来说，要从以下几方面考虑： % y TR$ U) K. Q, m5 e(1)脱硫效率满足环保要求，且在电厂整个运行周期内适应出现内外环境保护要求变化； (2)选择技术成熟，运行可靠，可用率在95以上，有大型工业化业绩的工艺系统； ! A, # ; d$ P& h ) P, d+ $ + V6 7 (3)
15、脱硫设施运行不影响机组正常运行，能在锅炉不同负荷工况下运行，脱硫变化速度适应锅炉负荷变化率； . A0 oz& a+ S$ % I(4)工程造价和运行费用低、耗水量低； (5)吸收剂要有稳定来源，并且质优价廉，对周围环境不会污染； 6 e; y; b. c% t & n( Y9 a* b/ m- O3 F0 E- J(6)脱硫副产品综合利用要有市场； 6 t( l+ j5 X/ n6 W1 k 1 ) N$ Y6 f& B& 4 G: f(7)避免对电厂粉煤灰综合利用带来不利影响； 4 O2 _7 F% O3 2 8 Q/ 4 S. v1 K k0 K(8)废料废水排放不造成二次污染。 , C2 S$ i: F* 32 工艺方案拟定按照上述燃煤电厂脱硫工艺方案选择原则和工艺方案的比选分析，石灰石一石膏湿法脱硫工艺技术成熟，运行可靠性高，不会影响锅炉正常运行；对煤种变化适应性强，不受燃煤含硫量限制；脱硫效率高达95 以上，同时烟气含尘量可除去50以上，且为燃烧后脱硫不影响粉煤灰成分；其吸收剂石灰石在我省蕴藏丰富，分布广泛，价格便宜，运行成本低；脱硫副产品石膏便于综合利用，不仅可以增加电厂收益，而且可以延长石膏堆场使用年限，对环境造成二次污染程度很小。随着近年来该工艺技术
