火电厂烟气脱硫技术的研究.doc

火电厂烟气脱硫技术的研究 火电厂烟气脱硫技术的研究牡丹江第二发电厂 董佩杰摘要：燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。本文对烟气脱硫技术进行了较为全面的阐述，并对几种典型烟气脱硫装置在国内的应用情况进行了详细的介绍，对需要装设脱硫装置的燃煤火力发电厂可以起到一定的指导作用。关键词：烟气脱硫 FGD 湿法 石灰石-石膏 引言我国的发电机组以煤电机组为主，约占总装机容量的75%。据预测到2010年，我国能源结构中煤炭仍将占三分之二。因此，在相当长的时间内燃煤发电厂仍将在我国发电领域占主导地位。随着我国环保事业的不断发展和环保法规的不断完善，国家对二氧化硫排放提出更加严格的要求。国家环保总局、国家经贸委、科技部2002年3月19日在京联合发布了燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策，该技术政策的总原则是：推行合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，逐步严格二氧化硫排放污染控制要求，促进燃煤设施采取有效措施减少二氧化硫的排放。因此，为了满足日益严格的环保要求，使我国经济和社会能实现可持续发展，以燃煤火力发电为主的中国必须发展符合国情的洁净煤技术。洁净煤技术按其生产和利用的过程分类，大致可分为三类：第一类是在燃烧前的煤炭加工和转化技术。主要是采用物理、化学或生物方法将煤中灰份及二氧化硫等污染物脱除，包括煤炭的洗选和加工转化技术，如选煤、煤气化、液化和水煤浆技术；第二类是煤炭燃烧技术。主要是洁净煤发电技术，是指燃烧与脱硫同时进行，目前国家确定的主要是循环流化床燃烧技术、增压流化床燃烧、整体煤气化联合循环、超临界机组加脱硫脱硝装置。第三类是燃烧后的烟气脱硫技术。又可分为湿法、半干法、干法3大类，主要有湿式石灰石/石膏法、炉内喷钙法、喷雾干燥法、电子束法、氨法、海水脱硫等多种。燃烧前脱硫由于投资大，且占用较大场地，在已建电厂或新建电厂时都是难以接受的，该工作应在煤炭供应部门解决。燃烧中脱硫对中、小型新建电厂是较好的方案，在老厂改造中是不容易实现的。现将重点放在烟气脱硫技术的介绍上。 1 湿法烟气脱硫技术 1.1 石灰/石灰石法这种技术在70年代因其投资大、运行费用高和腐蚀、结垢、堵塞与磨损等问题而影响了其在火电厂中的应用，为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰/石灰石脱硫工艺系统。经过多年的实践和改进，工作性能和可靠性大为提高，投资与运行费用显著减少。突出的优点是：a）脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）；b）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，利用率高大于90%；c）设备运转率高（可达90%以上）。目前从设计上综合考虑采取了加强反应控制，强制氧化和加入氧化剂，从而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗，减小基建投资和运行费用；选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟道、挡板、除雾装置等处的使用寿命；提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔等措施，使此项技术有了进一步改进和提高。目前，石灰/石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。石灰或石灰石法主要的化学反应机理为： 石灰法：SO2CaO1/2H2O CaSO3.1/2H2O 石灰石法：SO2CaCO31/2H2O CaSO3.12H2OCO2 1.2 双碱法双碱法通常采用钠化合物（NaOH、Na2CO3、Na2SO3等）溶液吸收S02，生成钠盐，其溶液再与石灰（CaCO3或Ca(OH)2）反应，生成亚硫酸钙或硫酸钙沉淀。再生后的钠化合物返回洗涤设备作为吸附剂使用。此方法可防止钙盐结垢、堵塞的问题，脱硫效率可达90%以上。但其工艺流程复杂，投资较大，而且在吸收过程中生成的Na2S04不易去除，吸收液的再生也较困难。 1.3 亚硫酸钠循环吸收法以亚硫酸钠溶液喷淋后吸收S02产生NaHSO3，NaHSO3通过热分解使其释放S02气体（可回收）还原为亚硫酸钠。此法脱硫效率较高，一般在90%以上，并可回收副产品CaS，液体S02、硫酸；但工艺流程较复杂，投资高，运行费用也高。 1.4 纯海水法烟气脱硫工艺（NSW）纯海水法烟气脱硫工艺（以下简称NSW）是利用天然海水的碱度中和烟气中的酸性气体二氧化硫。采用NSW烟气脱硫工艺后，原本排往大气危害陆生生态环境的二氧化硫，被转化为硫酸盐直接送入大海。NSW工艺无需任何人工化学添加剂，其排水符合国家制定的海洋环境水质标准，并且没有其它脱硫工艺不可避免的废弃物排放和处置等问题，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。该工艺由武汉晶源环境工程有限公司研发成功，近年来，已在深圳西部电厂（130万千瓦机组）、漳州后石电厂（660万千瓦机组）脱硫工程投入运行，建成投运的火电厂烟气脱硫工程已充分体现了NSW工艺的优越性：脱硫效益高于90%，造价和运行成本仅为传统湿式脱硫工艺的三分之一。 1.5 NADS氨-肥法与现有同类氨法相比，NADS氨-肥法具有2个突出的优点：a）在确保较高的SO2吸收（脱出）效率之同时，吸收塔出口烟气的NH3质量浓度低，小于10mg/L，氨损耗小。b）NADS技术开发了一个高效率的SO2吸收塔，其气/液比大，是其他技术的30100倍，因此，吸收液循环量很小，能耗低，解决了大型脱硫循环泵的技术难题。对于一个200MW机组，石灰石-石膏法和传统氨法的吸收液循环量在100000 m3/h以上，NADS仅为100150m3/h。 NADS氨-肥法在工艺上的主要创新是，不仅可生产硫酸铵，还生产磷酸铵和硝酸铵，同时联产高浓度（98.3%）硫酸。结合不同条件，生产不同化肥，灵活性较大，因此，称为氨-肥法。 1.6 旋流板塔脱硫除尘工艺 旋流板塔脱硫除尘设备是在获得国家发明奖的旋流板塔技术的基础上开发成功的，现已应用于浙江嘉兴锦江热电有限公司2台130t/h锅炉，是目前国内自行设计施工的最大的脱硫示范工程。该项目已通过浙江省科委组织的成果鉴定（浙科鉴字99第015号），其综合指标达到国内领先水平。该脱硫技术利用旋流塔板高效低阻的传质特性，结合国际上最成熟的湿法脱硫工艺，大大提高了脱硫效率。工作时，废气切向从塔底部进入，在旋流塔板的作用下与脱硫液进行充分的接触反应，净化烟气经副塔除雾和再加热后，由引风机引出排空；脱硫液经循环池沉淀再生后重复使用；整个系统由二氧化硫、PH传感器在线监测、反馈控制装置等组成。 技术原理：旋流板塔为圆柱塔体，塔内装有旋流塔板。工作时，烟气由塔底向上流动，由于切向进塔，尤其是塔板叶片的导向作用而使烟气旋转上升，使在塔板上将逐板下流的液体喷成雾滴，使气液间有很大的接触面积；液滴被气流带动旋转，产生的离心力强化气液间的接触，最后甩到塔壁上沿壁下流，经过溢流装置到下一层塔板上，再次被气流雾化而进行气液接触。如上所述，液体在与气体充分接触后又能有效的分离避免雾沫夹带，其气液负荷比常用塔板大一倍以上。又因塔板上液层薄，开孔率大而使压降较低，比常用塔板达到同样效果时的压降约低一半。因此，综合性能优于常用塔板。 由于塔内提供了良好的气液接触条件，气体中的SO2被碱性液体吸收（脱硫）的效果好；旋流板塔同时具有很好的除尘性能，气体中的尘粒在旋流塔板上被水雾粘附而除去，此外，尘粒及雾滴受离心力甩到塔壁后，亦使之被粘附而除去，从而使气流带出塔的尘粒和雾滴很少。 1.7 简易湿法烟气脱硫技术 1）所谓“简易”主要表现在以下几个方面： a）降低了脱硫剂石灰石品质的要求(包括纯度和粉粒的粒度)，以扩大原料来源(采用厂址附近石灰石矿的石灰石)和降低制粉成本； b）简易FGD造价约为常规湿法FGD造价的50%(常规1300MW级约4.8亿元，简易1 300MW级约2.4亿元)，但脱硫效率要降低约10%15%； c）提高烟气平流塔内流速，缩短烟气在塔内停留时间，减少装置体积，以降低造价； d）采用水平卧式吸收塔，使塔体一段相当于稍为放大的烟道，可节省采用竖塔时的上下连接烟道； e）省略烟气热交换器。 2）简易湿法FGD的流程 a）烟气系统从锅炉烟道分流出的部分烟气，经脱硫风机升压后进人吸收塔，再经尾部的除雾器去湿后从烟囱排出。 b）吸收与氧化系统这是FGD的主体。在吸收塔内同时进行烟气冷却、除尘和脱硫工艺处理。进入吸收塔的烟气，经过三段由卧式布置的喷嘴沿顺流与逆流历喷出雾状的石灰石浆吸收剂的循环浆液，进行高效的气液接触，除去姻气中S02(呈吸收反应)。由氧化风机供给空气，通过搅拌机，使溶于浆液中的氧与S02进行氧化反应生成石膏。 c）副产品处理系统在吸收塔内已吸收的S02浆液，经泵送往水力旋流器浓缩成40%浓度后存于石膏浆池中，再经脱水后成为粉状石膏入库，等待销售。 d）石灰石制备系统来料为50mm以下的块状石灰石，经粉碎机粉碎成粒径小于6mm，再经球磨机磨成石灰石粉，又经选粉机分离成100目筛余5%以下的细粉，通过输送机储于粉仓。 e）液、供液系统由石灰石粉仓取出的石灰石细粉与水混合制成30%浓度的浆液存于石灰石浆池，根据需要再供给吸收剂循环罐。 f）供、排水系统排水量约80m3/h。 2 半干法烟气脱硫技术以喷雾干燥法为代表，其脱硫过程如下：其主要设备为喷雾干燥吸收塔，脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的石灰浆乳经雾化器喷射出来，使与烟气中的S02相化合，同时利用烟气本身的温度，使石灰浆吸收剂带来的水份开始蒸发，烟气温度随之降低，最后生成干粉状的CaS03与CaS04及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。其脱硫效率可达85%左右，其投资及运行费用均较湿法为低。由于烟气中的SO2与石灰浆反应的时间需用1020秒，而烟气流速一般为3m/s，所以吸收塔体积较大才行。 3 干法烟气脱硫技术该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；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。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；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。 3.1 传统的干法是在烟气中喷入碱性吸收剂一般为CaO或Ca(OH)2，使其与烟气中的S02发生化学反应，生成CaS03或CaS04，从而达到脱硫的目的。 3.2 喷雾干式烟气脱硫工艺喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。 3.3 粉煤灰干式烟气脱硫技术日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3/h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1/4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。 3.3 荷电干式吸收剂喷射脱硫方法(CDSI) 这种方法是传统的干式吸收剂烟道喷射脱硫技术的一种改进，吸收剂仍然采用CaO或Ca(OH)2，不同的是在锅炉出口烟道内(除尘器前)的适当位置喷人携带有静电荷的干吸收剂（一般为熟石灰Ca(OH)2）。 3.4 电子束法（EBA法）这是一种不产生二次污染并能实现资源综合利用的脱硫技术，主要特征为：能同时脱硫、脱硝，脱除率分别可达90%和80%以上。影响脱硫、脱硝的主要原因是辅照剂量和烟气湿度；处理过程为干法，不产生需进一步处理的废水、废渣；副产品硫铵、硝铵可作为化肥使用（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）；流程简单、运行可靠、操作方便、无堵塞、腐蚀和泄漏等问题，对负荷变化的适应能力较强；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1/21/3，投资及运行费用均低于常规方法；脱硝时不必使用价格昂贵的脱硝催化剂。本工艺由烟气冷却、氨添加、电子束照射反应和副产品收集处理等部分组成，主要设备有：冷却塔冷却水喷射式完全蒸发型；反应器卧式侧面3级照射方式；电子束发生器800kV（36kV）2台；副产品回收装置干式电除尘器；副产品处理装置钢管干燥加回转式冷却器。该项技术最早由日本荏原（EBARA）制作所提出，并与日本原子能研究所共同进行研究成功。于80年代在美国建成中试装置进行试验。现己在日本、美国、法国、俄罗斯等国建立了20余套示范工程，我国成都热电厂所建的200MW机组上抽取300000Nm3/h（相当于100MW）电束法脱硫装置己于1998年投运。 3.5 电子束辐照烟气脱硫脱硝技术（CAEBP技术） 由中国工程物理研究院开发的电子束辐照烟气脱硫脱硝工业化技术（简称CAEBP技术），充分挖掘电子束辐照烟气脱硫脱硝技术的潜力，结合中国具体国情，形成了投资省、运行费用低、运行维护简便、可靠性高等独有的特点，居国际先进水平。工艺原理简介：CAEBP技术是利用高能电子束（800KeV1MeV）辐照烟气，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物转化成硫酸铵和硝酸铵的一种烟气脱硫脱硝技术。该技术的工业装置一般采用烟气降温增湿、加氨、电子束辐照和副产物收集的工艺流程。除尘净化后的烟气通过冷却塔调节烟气的温度和湿度（降低温度、增加含水量），然后流经反应器。在反应器中，烟气被电子束辐照产生多种活性基团，这些活性基团氧化烟气中的SO2和NOX，形成相应的酸。它们同在反应器烟气上游喷入的氨反应，生成硫酸氨和硝酸氨微粒。副产物收集装置收集产生的硫酸氨和硝酸氨微粒，可作为农用肥料和工业原料使用。同常规的湿法脱硫相比，CAEBP技术的一次性投资约低30%，运行费用约低20%。CAEBP技术能脱除烟气中95%以上的二氧化硫和80%以上的氮氧化物，可广泛应用于燃煤电站、化工、冶金、建材等行业的企业，净化这些企业产生的含二氧化硫和氮氧化物污染物的烟气。 3.6 脉冲电晕放电等离子体烟气脱硫脱硝技术（PPCP法） 脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝是八十年代发展起来的新技术，它利用高电压(10kV)窄脉冲(1s）电晕放电过程中产生的等离子体处理烟气。该方法可在一个干式过程中同时脱硫脱硝除尘，副产物是硫酸铵、硝酸铵，可作为复合肥料的原材料被利用，在设备投资和运行费用方面也具有较大优势，可广泛应用于燃煤电厂、化工、冶金、建材等行业。是目前最具应用前景的烟气治理技术之一。 工艺原理简介：脉冲电源产生的高电压脉冲加在反应器电极上，在反应器电极之间产生强电场，在强电场作用下，部分烟气分子电离，电离出的电子在强电场的加速下获得能量，成为高能电子(520eV)，高能电子则可以激活、裂解、电离其他烟气分子，产生OH、O、HO2等多种活性粒子和自由基。在反应器里，烟气中的SO2、NO被活性粒子和自由基氧化为高阶氧化物SO3、NO2，与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3，在有NH3或其它中和物注入情况下生成（NH4）2SO4/NH4NO3的气溶胶，再由收尘器收集。脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝反应器的电场本身同时具有除尘功能。 目前，中物院环保中心同国内有关单位合作，正在建设烟气处理量为12000Nm3/h的工业中试装置。该装置是世界上在建的烟气处理量最大的同类装置，它的建成将标志着我国脉冲电晕烟气脱硫脱硝技术研究居世界领先水平。 3.7 等离子体烟气脱硫脱硝技术等离子体烟气脱硫脱硝工业试验装置，由12000 Nm3/h烟气处理量的电子束辅照烟气脱硫脱硝工业化试验装置和脉冲电晕脱硫脱硝工业试验装置组成，二者共用烟气参数调节和副产物收集装置。该装置是我国自行设计和建造的第一套工业化试验装置。该装置由烟气调节系统、氨投加装置、副产物收集装置、测量控制系统、脉冲电晕放电处理系统等6个主要部分组成。来自电厂水膜除尘器前和水膜除尘器后的烟气经冷却塔降温增湿后，被送至反应器中处理，同时喷入氨。处理后的烟气被输送至副产物收集装置，其中的硫酸铵和硝酸铵被收集，处理后的烟气则由烟囱排出。 3.8 流态化吸收法烟气脱硫脱硝除尘技术流态化吸收法烟气脱硫脱硝除尘技术，是在充分吸取国外先进脱硫除尘技术的基础上，根据我国国情开发出的一种效率高、投资省、运行费用低的新型脱硫脱硝除尘技术，它能够同时去除烟气中的硫氧化物、氮氧化物和粉尘颗粒，同时还能够吸收HCl、HF等酸性气体，可用于中小型工业锅炉和电站锅炉烟气的脱硫除尘或同时脱硫脱硝，本技术已在江苏省张家港市某厂烟气量为4000Nm3/h的燃煤锅炉上得到应用，具有广阔的发展前景。技术原理：将烟气喷射到石灰石浆液中，同时鼓入氧化空气，使脱硫产物变成稳定的硫酸钙。烟气中的SO2先溶于H2O形成亚硫酸，然后再电离、氧化变成SO42-。石灰溶于水后变成Ca(OH)2，电离后产生Ca2+，最后Ca2+与SO42-结合产生CaSO4 2H2O的沉淀物。工艺流程：向锅炉尾部烟气喷入雾化水滴，使烟气降温，同时颗粒长大，然后将烟气喷射进入石灰石浆液中，在液层上部形成一流态化鼓泡层，在此区域内实现脱硫脱硝除尘。脱硫脱硝除尘后的烟气通过高效低阻惯性分离器除去泡沫后经引风机由烟囱排出。反应塔下部通入空气使脱硫反应产物CaSO3完全氧化成稳定的CaSO4。反应塔和配浆池内设有搅拌器。石灰与水在配浆池内调成均匀的浆液后由浆液泵送至泡沫层或流化层。浆液中加入脱硫脱硝添加剂。从反应塔排出的浆液经沉降池沉降后，清液送入配浆池循环使用，废渣可作水泥掺和料、筑路材料和建材。技术水平：本项技术2000年3月通过江苏省环保局组织的鉴定，鉴定结论为整体技术国内领先，其中同时脱硫脱硝技术处于国际领先水平。主要技术指标如下：脱硫率 8090%，脱硝率 80% 除尘效率 9598%，林格曼黑度1级系统阻力 100180mmH2O 3.9 NID法这是90年代中期由ABB公司开发成功的一种投资较低而方便可行的烟气脱硫方法，它是在旋转喷雾半干法脱硫技术基础上发展而来的，非常适合300MW以下机组使用，脱硫效率可达80%以上。 NID的原理是 ：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，在反应器中与烟气二氧化硫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。其化学反应式如下： CaO+H2O=Ca(OH)2 Ca(OH)2+SO2=CaSO3.1/2H2O+1/2H2O +CaSO4.2H2O NID工艺流程图见图1。 图1 NID工艺流程图 一定细度的粉状石灰粉(CaO2)从石灰粉仓中通过给料机定量喂入消化增湿器。在消化增湿器中石灰粉被消化生成熟料Ca(OH)2，然后在混合增湿器中与来自除尘器下灰斗的循环灰充分混合，并增湿至一定湿度，以增强脱硫剂的化学活性，提高脱硫速度和效率。经混合增湿的脱硫剂利用流态化风机直接打入反应器(脱硫塔)。脱硫剂在反应器中表面水份迅速蒸发，烟气湿度增加，而脱硫剂仍处干燥状态，具有非常好的流动性，可以迅速充满整个反应器空间，充分地与烟气中的SO2混合并反应。同时由于烟气湿度增加、温度降至75左右，又非常有利于Ca(OH)2与SO2的化学反应，因此可以在更短的时间内脱除烟气中的二氧化硫。从除尘器中分离出来的灰中，仍有一部分Ca(OH)2未曾参与反应，大部份仍返回混合器中，只有小部份的灰通过输灰系统输送至脱硫灰库。 3.10 循环流化床烟气脱硫（CFBFGD）技术东南大学热能工程研究所国家实用新型专利（专利号：95240758.2）循环流化床烟气脱硫（CFBFGD）技术，是一种经济高效的脱硫技术，不仅适用于大型燃煤锅炉，而且也可用于中小锅炉，适合我国国情。这种工艺的创新之处在于，它以循环流化床原理为基础，使吸收剂在反应器内多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，从而大大提高了吸收剂的利用率。它不但具有一般干法脱硫工艺的许多优点，如流程简单、占地少、投资低以及副产品可以综合利用等，而且能在钙硫比很低（Ca/S=1.11.2）的情况下达到与湿法脱硫工艺相当的脱硫效率，即95%左右。CFBFGD技术目前已在国外发展的非常成功。如在德国Borken电厂100MW电站锅炉上（烟气量为620000m3/h）已经有了多年的稳定运行时间和经验，并在许多中小锅炉上得到应用。 3.11 锅炉炉内旋涡喷钙尾部增湿活化脱硫技术炉内喷钙是将石灰石细粉通过气力输送方式喷入炉膛合适温度区，使碳酸钙受热分解成氧化钙，并与烟气中的二氧化硫发生硫化反应，最终生成硫酸钙，达到固硫的目的。为了提高炉内脱硫效率，东南大学热能工程研究所将旋涡二次风技术用于炉内喷钙过程，自主开发出一种炉内旋涡喷钙尾部增湿活化的脱硫技术。炉膛内形成的旋转流场使喷入的石灰石粉在炉膛内均匀分布，并延长颗粒在炉内的停留时间，增加与二氧化硫接触反应的机会。炉内脱硫效率可达3040%。在尾部受热面后设置活化反应器，向活化器内喷入雾化水滴，使烟气中未被利用的脱硫剂氧化钙颗粒与水滴相碰撞生成浆滴，与二氧化硫气体发生离子液相反应，大大提高硫化反应速度。未与颗粒碰撞的水滴在烟气中蒸发，增加了烟气的湿度，也能提高脱硫效率和钙利用率。采用旋涡喷射石灰石粉，可使炉内脱硫效率提高到3040%。经过参数优化的活化反应器的脱硫效率可达到70%，全系统的脱硫效率超过80%。该脱硫技术以地产石灰石粉作为脱硫剂，和用石灰等材料作脱硫剂相比成本低廉，在经济上具有竞争优势。也可利用其它含钙废料，如水泥厂窑尾灰、纸浆厂碳酸钙废料和电石渣等，则可进一步降低脱硫成本。该技术不仅适用于面广量大的工业锅炉，而且适用于电站锅炉；不仅适用于采用干法除尘的锅炉，而且更适用于采用湿法除尘的锅炉，该类锅炉不需配置活化器，可进一步降低成本。东南大学热能工程研究所结合“九五”国家攻关任务的完成，为两台10 t/h的燃煤工业锅炉设计、制造和安装了炉内喷钙脱硫装置，尾部则利用原有的文丘里水膜除尘器作活化器。用南京郊区石灰石粉作脱硫剂，投运后运行稳定可靠、调节方便。测试结果表明：当燃用含硫0.61%的煤，钙硫摩尔比为2.74 时排烟SO2浓度仅为69 PPm， 脱硫效率达到7880%。 4 几种典型烟气脱硫技术在国内的应用情况 4.1 华能珞璜电厂湿法烟气脱硫装置华能重庆珞璜电厂一期工程2360MW机组全容量湿法烟气脱硫装置是我国现已投入商业化运营的最大容量烟气脱硫装置。华能重庆珞璜电厂一期工程2360MW机组全容量湿法烟气脱硫整套装置由日本三菱公司设计并供货，1992年投入运行，现二期工程2360MW机组处理90%烟气量的湿法烟气脱硫装置已经安装完毕，逐步投入商业化运行，其设计和主要关键技术仍由日本三菱公司提供，但进口设备范围较一期工程减少了许多。此套脱硫装置存在的主要问题是，初期投资和占地面积大、系统复杂、耗电耗水量高。珞璜一期FGD投运初期(19931994年)投运率不高，其主要原因是灰浆泵过流件磨损太快，大大出乎预料，对此缺乏认识，进口备件准备不足。在解决此问题后投运率明显提高。1995年后由于烟温、含尘量高带来的腐蚀以及结垢和堵塞问题逐渐显露出来，这些年来通过设备改造，问题得到相当程度的缓解，但尚没有彻底解决，特别是那些由设计(包括锅炉方面) 带来的问题可能还会困扰FGD，这对于国内将要建FGD的单位是可供借鉴的。 4.2 宜宾发电总厂豆坝电厂PAFP烟气脱硫磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫工艺技术是我国自行探索开发，并完成了建设示范装置与全部技术准备的一项新工艺技术。80年代初期开始至今已十余年，目前已进入电厂烟气脱硫工程应用阶段。豆坝电厂PAFP脱硫试验1997年底建成，1998年6月开始调试运行，通过72小时考核验收运行。在运行过程中技术人员不断改革探索，在进行5000Nm3/hPAFP烟气脱硫装置直接引入电厂烟气，经2000小时考核运行主要技术指标达到设计要求的基础上，进行100000Nm3/h烟气处理设备试验的施工。当进一步扩大试验时，对下列问题应进行认真研究： a）PAFP烟气脱硫工艺中，活性炭和硫酸萃去磷矿粉制肥是相对独立的两套系统。制肥是一种较复杂的回收综合利用方式，只能作为选择方案之一。由于受原材料（磷矿粉、氨）、二次污染（氟、磷矿粉萃取、废弃物治理）、场地和人员配置、电力行业特点等一系列问题制约，选用制肥方案时，要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。 b）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5000 Nm3/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149104 Nm3/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。 c）现有PAFP脱硫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，保证设备运行的可靠性。 4.3 内江发电总厂发售电公司5号炉氨法脱硫 内江发电总厂发电售电公司5号炉2.5万千瓦机组氨法脱硫中间试验，是国家“九五”重点科技攻关项目火电厂废气SO2回收技术的中间试验课题的子课题。1998年11月动工，1999年4月竣工，5月初投入试运行，6月初进入正常运行考核，现运行正常。 4.4 深圳西部电厂4号机组海水脱硫工程 深圳西部电厂4号机组海水脱硫工程，投入2.5亿元，经过近3年建设，于1999年3月上旬通过72小时运行考核，效果良好，现运行正常。该系统的脱硫成本极低，每度电不到半分钱，各项性能指标远高于设计值，脱硫率高达95%以上，出口烟气中二氧化硫浓度在10ppm以下，而脱硫海水PH值在6.5以上，符合排水水质标准要求。 4.5 太原第一热电厂简易湿法烟气脱硫装置的实践 1992年日本政府制订了“绿色援助计划”，在能源和环境方面开始与中国、东南亚等各国实施环境保护技术转让，进行综合性的合作。作为该计划的一个项目，日本电源开发株式会社受日本通产省的委托与中国原电力工业部合作，对中国燃用高硫煤电厂设置简易脱硫装置并进行验证试验，以期推广。该项目确定在山西太原第一热电厂12号炉(1025t/h)进行。在锅炉尾部烟道上设置高速平流简易湿法FGD装置。这是针对一些国家的实际情况，以降低脱硫效率为代价换取低成本的简易性脱硫技术。 1）设计参数 设计煤种含硫量按2.2%考虑，采用一套FGD装置，处理烟气量为60104Nm3/h(相当于200Mw容量)，S02入口浓度为2000PPm，S02出口浓度为400ppm，脱硫效率为80%，耗水40m3/h。 2）FGD装置的运行实践 这套试验性FGD装置，通过两年试运与两年正式运行，脱硫效率达到设计值，而且副产品石膏有了销路，因而是成功之举。诚然在FGD运行中，曾出现一些具体问题，但已经解决。实例如下： a）石灰石制备系统由于1号埋刮板振动而使出力不足，增装了漏电保护器，解决了球磨机油箱加热器漏电问题。 b）吸收系统运行初期发现有的泵进入空气，致使吸收剂循环泵和排浆泵出力不足；吸收塔内部浆液喷嘴处集有大量沉积物，经取掉支撑梁后得以解决。此外，在排浆泵出口处增设两道浆液滤网。 c）加热与排水系统伴热蒸汽管需建防冻房屋，以免受冻。排水系统管线改为直排后，畅通无阻。 4.6 双鸭山第一发电有限责任公司#4炉除尘脱硫技术改造工程双鸭山第一发电有限责任公司#4炉除尘脱硫系统改造工程是国内首家应用湿式除尘脱硫一体化技术进行改造的机组，此系统由国家电站燃烧中心设计，自2001年5月投入运行以来，系统投入率达到90%以上，是一项适合我省燃煤特点且技术指标较高的除尘脱硫一体化技术。湿式除尘脱硫一体化系统中的脱硫技术是基于目前成熟的湿法脱硫技术原理开发的简易脱硫技术。该技术以生石灰或熟石灰为脱硫剂，通过消化配制成石灰浆加入除尘的循环溶液中，在除尘的同时脱除烟气中的二氧化硫。该系统由脱硫剂的运输与贮存、脱硫剂消化、脱硫剂输送等系统组成。湿式除尘脱硫系统主要技术参数：除尘效率：99.6%；除尘系统出口烟尘浓度低于180mg/Nm3；脱硫效率：70%；烟气处理量：820000Nm3/h；旁路烟道处理烟量：160000 Nm3/h；系统阻力：1200Pa；总耗水量：249.8t/h；捕滴器耗水量：80t/h；文丘里管耗水量：160t/h；一级沉降池排污量：40t/h套；二级沉降池排污量：30t/h套；耗电量：600KW；除尘脱硫塔循环水流量：3200m3/h；冲灰喷嘴循环水流量：6080t/h；除尘脱硫塔喷嘴压力：大于1.3105Pa。现运行存在主要问题： 1）沉降池内积灰严重，吹扫喷嘴易堵； 2）排污泵选型不合理，达不到设计要求； 3）捕滴器内太潮湿，造成补水调节执行器及变送器工作环境太差，现已损坏一台； 4）#1、#2、#3脱硫塔漏。 4.7 内江发电总厂白马电厂旋转喷雾半干法烟气脱硫 1982年四川内江白马发电厂安装了我国第一台旋转喷雾烟气脱硫小型试验装置，处理烟气量为每小时3000标准立方米。“七五”期间，旋转喷雾半干法烟气脱硫技术被列为国家重点科技攻关专题。该中试装置1990年1月建成，1991年1月通过国家鉴定，1991年8月正式移交电厂，并于1992年获国家科技进步二等奖。工程总投资950万元。 该装置自1990年试运至今，基本能与机组同步运行，脱硫率保持在80%85%之间，投运率达到90%左右。此装置适用于50MW及以下机组。从脱硫设备投运多年的情况看，有以下问题需进一步研究： a）处置脱硫灰渣问题未得到适当解决，影响LSD技术的扩大应用。目前，综合利用尚无进展，而是利用现有冲灰系统抛弃排放脱硫渣。由于灰渣中含有较高比例的石灰Ca(OH)2及其它污染结垢质，湿排灰时的灰管结垢严重；若进行干除灰，运输及二次污染问题应认真考虑。 b）烟气在喷雾吸收塔内脱硫过程是多相反应，决定反应进行或脱硫率、Ca/S比的关键是气液反应，即溶有Ca(OH)2的有液（雾）滴在蒸干前与烟气中的SO2反应，同时还涉及吸收塔内结垢问题。因此，在设计扩大喷雾吸收塔容量时，应重点研究液（雾）滴细度、反应（蒸干）时间、液（雾）滴行程、分布状态与脱硫率和Ca/S比间的关系。前阶段运行期间出现的吸收塔内结垢、脱硫率变化幅度大及Ca/S比较大等问题值得借鉴。 c）静电除尘器处于脱硫系统下游，用于除去烟气中残留的灰份。经运行考验，现有电除尘器的阴、阳极和极线结垢严重，单靠振打装置已不能除垢，使二次电流下降，影响除尘效果，风机叶片积灰和振动，需进一步改进。 d）SO2浓度测定仪运行不正常，不能实现在线监测，影响自动控制部分投运。 4.8 成都热电厂电子束脱硫 1995年初，中日合作电子束脱硫示范项目推进委员会成立，拟在中国利用高能电子束辐照烟气，进行脱硫脱氮处理的试验。后确定成都电厂为中日合作电子束脱硫工程建设地点。1996年3月25日工程开工，1998年5月28日通过由国家计委、国家电力公司组织的技术鉴定和工程验收。 本工程总投资9439万元，单位千瓦建设资金为1050元。自1997年7月经过72小时试运以来，运转情况