燃煤火電廠緊湊式濕法煙氣脫硫技術

引言

我國目前的酸雨區(qū)已超過國土面積的三分之一，2005年的S排放量達到2549萬t，超過總量控制指標749萬t，加劇了我國的大氣污染火電廠是S的主要排放源，我國2004年1月1日實施的GBl3223-2003《火電廠大氣污染排放標準》按時段規(guī)定了火電廠的大氣污染物最高允許排放值，加快了我國火電廠脫硫裝置的投入使用，對于單機容量超過20MW的大型燃煤火電機組，國內外目前流行的脫硫工藝是采用濕法脫硫，在完成脫硫要求的同時，可以同時產(chǎn)生副產(chǎn)品石膏，實現(xiàn)脫硫副產(chǎn)品的資源再利用，我國現(xiàn)在運行的許多火電廠在原設計中沒有考慮脫硫裝置的安裝位置，這使運行的火電廠增加脫硫裝置帶來了困難，未來10年裝機容量3×10MW的火電機組均需要安裝煙氣脫硫裝置，因此，我國現(xiàn)在運行的火電廠急需一種既具有高脫硫效率且節(jié)省占地面積的濕法脫硫新工藝，母公司為德國魯爾集團公司(Ruhr AG)的德國斯特雅克集團公司(steag AG)自1969年開始研發(fā)以CaO或CaCO為脫硫劑的緊湊式濕法脫硫新工藝，該工藝具有脫硫效率高、占地面積小的獨特優(yōu)點，1977年在德國 wilhelmshaven第一套具有商業(yè)化使用價值的緊湊式濕法脫硫工業(yè)化試驗設備對5×10Nm/h的燃煤電廠煙氣進行脫硫，相應的汽輪發(fā)電機組的電功率為140 MW；1982年第一臺工藝脫硫設備在該電廠投入運行，脫硫的煙氣量為1.5×10Nm/h，相應的汽輪發(fā)電機組的電功率為450 MW，該工藝到2000年已成功應用的火電機組容量超過2×10MW，單臺鍋爐的最大額定煙氣流量為2.29×10Nm/h，單臺汽輪發(fā)電機組的最大額定電功率為750MW，緊湊式濕法脫硫工藝特別適用于已運行電廠增加脫硫裝置的改造方案，對我國大批火電廠的增加脫硫裝置的改造方案具有重要的實用價值。

1、燃煤火電廠緊湊式濕法脫硫工藝

緊湊式濕法脫硫工藝的流程圖如圖1(略)所示，來自電除塵器(1)溫度為120～130％的待脫硫的煙氣進入回轉式煙氣加熱器(2)，把熱量放給來自脫硫塔(4)溫度為40～45℃的凈化煙氣，凈化后的煙氣是經(jīng)過立式風機 (3)使其壓力升高來克服回轉式煙氣加熱器的流動阻力，凈化后的煙氣溫度升高到80～90％后排人煙囪(17)，以達到煙氣進入煙囪的溫度要求，放熱后的煙氣從脫硫塔底部進入脫硫塔向上流動，在脫硫塔內待脫硫的煙氣與來自脫硫塔底部經(jīng)泵(6)，升壓后從分布在脫硫塔上部的噴嘴(5)噴出的脫硫劑漿液進行混合發(fā)生化學反應達到脫硫目的，化學反應產(chǎn)物從脫硫塔上部流向脫硫塔下部，與經(jīng)風機(8)送人脫硫塔的空氣進一步進行化學反應，形成煙氣脫硫的副產(chǎn)品石膏的漿液，石膏漿液進入經(jīng)漿泵(9)送人分離器(10)，分離出來的濃石膏漿液進入石膏生產(chǎn)系統(tǒng)(11)，產(chǎn)生石膏產(chǎn)品，從石膏生產(chǎn)系統(tǒng)(11)分離出來的廢液與分離器(10)分離出來的廢液進入混合器(12)，流出混合器(12)的漿液分成3部分，一部分進入脫硫劑制漿系統(tǒng)(16)，另一部分進入脫硫塔再循環(huán)利用，還有一部分經(jīng)漿泵(13)升壓后送人分離器(14)，分離出來的廢水送入廢水處理系統(tǒng)(15)進行凈化處理，漿泵(7)將漿液升壓后在脫硫塔下部進行攪拌，防止脫硫塔下部漿液沉淀，脫硫所需的工藝用水經(jīng)水泵送入脫硫塔，隨著脫硫劑的不斷補充，就可以使脫硫系統(tǒng)連續(xù)運行，完成對煙氣的連續(xù)脫硫。

2、緊湊式濕法煙氣脫硫工藝的應用實例

緊湊式濕法脫硫工藝與常見的濕法脫硫工藝相比，主要差別是脫硫凈化后的煙氣經(jīng)立式風機升壓后送入回轉式煙氣加熱器升溫，然后再送人煙囪排入大氣中。
緊湊式濕法脫硫工藝已在德國、荷蘭、土耳其、印尼、意大利、西班牙、巴西等十幾個國家得到推廣和應用，脫硫劑分別可以采用CaO、CaO/CaC03、海水，電廠的燃料可以是煙煤、褐煤、石油焦等，長期實際運行的脫硫效率從早期的90％達到目前的95％以上，最高可達98.5％，列出了緊湊式濕法脫硫工藝的部分實例。
德國對電廠排放要求十分嚴格，燃煤火電廠煙氣的排放限定值S為400 mg/Nm脫硫效率要大于85％，NO為200 mg/Nm，煙塵50mg/Nm，這使電力生產(chǎn)中為環(huán)保支出的成本十分可觀，在德國燃煤火力發(fā)電廠電力成本的構成中：燃料成本65％、濕法脫硫及生產(chǎn)石膏 15％、脫氮成本9％、除塵成本5％、噪音治理2％、水費3％、廠區(qū)生態(tài)維護費用1％，德國燃煤電廠實際的煙氣排放值優(yōu)于排放限定值，某電廠煙氣脫硫的實際運行記錄繪出的煙氣SO，出口含量和實際運行的脫硫效率，圖中表明，脫硫前煙氣中的SO濃度約為11000 mg/Nm，脫硫后煙氣中的SO濃度約為33mg/Nm，脫硫效率為99.7％緊湊式濕法脫硫過程產(chǎn)生的石膏產(chǎn)量可由下式計算。

3、緊湊式濕法脫硫工藝應用過程中的改進措施

在緊湊式濕法脫硫工藝的實用過程中，為了進一步提高該脫硫工藝的安全性、經(jīng)濟性和可靠性，主要進行了如下幾個方面的技術改進：

3、1提高設備運行的可靠性

采用耐磨材料和螺旋型大口徑噴嘴，解決了噴嘴的堵塞和磨損問題，不僅提高了噴嘴的耐磨性能和漿液流場的均勻性，而且使噴嘴的壓差由改進前的0.20 MP下降到0.08 MP，實現(xiàn)了噴嘴節(jié)能超過30％。

脫硫塔內部采用橡膠內襯結構，不僅節(jié)省了鋼材，而且提高了脫硫塔的耐腐蝕性能，從而也提高了脫硫塔的使用壽命和運行可靠性。

3、2減少脫硫裝置的占地面積和初投資

采用立式風機給進入煙氣加熱器的凈化煙氣升壓，節(jié)省了緊湊式脫硫裝置的安裝尺寸，節(jié)約了煙氣管道的長度，不僅可以大幅度降低煙氣的流動阻力，而且節(jié)約了該脫硫工藝的占地面積和降低了該脫硫工藝的初投資，便于在已運行的燃煤機組上采用此脫硫工藝，如單機容量400 MW燃煤機組的脫硫塔的直徑為12.5m，回轉式煙氣加熱器的直徑為10m。

3、3優(yōu)化脫硫工藝的運行方式和參數(shù)

為了改善凈化后的煙氣中液體顆粒的分離效果，使氣液分離器采用瓦楞板折返結構，在增加氣液分離面積和增加氣液分離流程的同時，降低了分離器的高度，從而也達到了降低脫硫塔高度的效果。

在脫硫塔底部采用漿液循環(huán)攪拌措施，使脫硫塔底部的漿液的濃度變得十分均勻，提高了脫硫塔底部的容積有效利用率，從而降低了脫硫塔的高度，如930MW燃煤機組的鍋爐高度為175m，而緊湊式脫硫塔的高度為48m。

將脫硫塔內的噴嘴層設為6層，每兩層噴嘴用一臺漿泵供給噴嘴漿液，使噴嘴的流量可以調節(jié)，從而保證不同煙氣SO濃度時均能達到較高的脫硫效率，以增強該脫硫工藝對燃料的適應性。

經(jīng)過上述改進措施的實施，使緊湊式濕法脫硫工藝具有改造費用低、節(jié)省占地面積、系統(tǒng)的安全性、經(jīng)濟性和可靠性都很高的一種新的濕法脫硫工藝，得到廣泛推廣和應用，成為運行中的大型燃煤電廠脫硫改造的首選新工藝。

4、結束語

緊湊式濕法脫硫工藝實際長期運行的脫硫效率現(xiàn)在已經(jīng)超高95％，最高已達到98，5％，脫硫效率可以滿足燃煤電廠脫硫效率的要求；
緊湊式濕法脫硫工藝產(chǎn)生的脫硫石膏產(chǎn)品的質量和石膏中微量元素的含量，完全可以滿足市場對石膏產(chǎn)品的質量要求，實現(xiàn)了脫硫副產(chǎn)品的資源化再利用；
經(jīng)過改進的緊湊式濕法脫硫工藝具有改造費用低、節(jié)省占地面積、系統(tǒng)的安全性、經(jīng)濟性和可靠性高等獨特優(yōu)點，是已運行的大型燃煤電廠脫硫改造的首選新工藝。

  使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環(huán)保網(wǎng)”