| 燃煤电厂典型烟气脱硫技术和经济性分析及其综合评价 | | 我国是一个能源生产、消费大国，特别是对电力需求增长更快。巨大的电力需求带来大量动力煤的消耗，燃煤发电厂烟气中大量废气排入大气，形成酸雨等有害物质，对环境产生严重影响，成为制约社会、经济进一步发展的重大问题，脱除烟气中的有害物质，特别是SO2成为当务之急。脱硫技术种类繁多，国内外工业应用较为广泛的只有十几种[1]，对脱硫技术的全面了解是选择脱硫技术的关键所在。本文挑选6种典型的、具有代表性的烟气脱硫技术，对其做比较深入的分析，对业主选择适合自己条件的脱硫技术做出参考。
1 典型脱硫技术分析
1.1 石灰石/石灰—石膏湿法
石灰石/石灰—石膏湿法是当今世界最成熟、使用最为广泛的烟气脱硫技术。图1所示为其工艺流程图。
除尘后的锅炉烟气经增压风机增压，通过气－气热交换器交换热量降温后从底部进入脱硫塔，与石灰石浆液发生反应，除去烟气中的SO2。净化后的烟气经除雾器除去烟气中携带的液滴，通过气－气热交换器升温后从烟囱排出。反应生成物CaSO3进入脱硫塔底部的浆液池，被通过增氧风机鼓入的空气强制氧化，生成CaSO4，继而生成石膏。为了使生成的石膏不断排出，新鲜的石灰石/石灰浆液需连续补充，才能得到纯度较高的石膏。
石灰石/石灰—石膏湿法脱硫系统包括烟气换热系统、脱硫塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和废水处理系统。湿法脱硫系统可加装于锅炉的尾部，对原有的锅炉系统和尾部除尘系统没有任何不良影响。
影响脱硫效率的主要因素有制浆浓度、脱硫塔进口烟气温度、石灰石/石灰粒度、浆液池中石膏的过饱和度、液气比、烟气在塔内停留时间及浆液池的pH。脱硫塔进口烟气温度控制在95 ℃左右为宜；脱硫剂颗粒的粒径在200～300目；浆液池中的过饱和度控制在1.05～1.50；液气比与煤的含硫量关系较大并对脱硫效率有很大影响，一般控制在8～25 L/m3；脱硫塔内烟气流速一般在3 m/s左右，接触反应时间2～5 s；塔底浆液池的pH控制在5～6为宜[2]。
图1 石灰石/石灰－石膏湿法脱硫工艺流程图
1－增压风机；2－气-气热交换器；3－脱硫塔；4－喷淋层；5－除雾器；6－浆液循环泵；7－一级脱水装置；8－浓缩浆液箱；9－二级脱水装置；10－石膏仓；11－氧化风机；12－浆液泵；13－浆液箱；14－石灰石粉仓
此技术的优点为：技术成熟，是世界上最成熟的脱硫技术之一，已广泛应用于世界各地；钙硫摩尔比较低，一般在1.05～1.10；脱硫效率高，一般可达95%以上；脱硫剂利用率高，一般大于90%；烟气处理量大，特别适合大机组；煤种适应性强，低、中、高硫煤均可，对高硫煤优势突出；脱硫产物石膏可作为建筑等材料。
此技术的缺点为：投资费用高，脱硫装置占电厂总投资的10%～13%；运行费用较高；占地面积大；电耗比较高，一般占总发电量的1.5%～2.0%；脱硫塔内构件易发生腐蚀；塔底部的持液槽易结垢、堵塞及腐蚀；耗水量相对较大；排出废水需要处理；对石灰石/石灰颗粒的粒径要求比较严格；净化后的烟气会对尾部烟道及烟囱产生腐蚀；脱硫成本相对较高；系统管理操作复杂。
1.2 旋转喷雾干燥法
此方法也是一种应用较多的烟气脱硫方法，其工艺流程如图2所示。
经破碎后石灰在消化池中经消化后，与再循环脱硫副产物和部分煤灰混合，制成混合浆液，经浆液泵升压送入旋转喷雾器，经雾化后在塔内均匀分散。一般雾粒直径要求小于100 μm。热烟气从塔顶切向进入烟气分配器，同时与雾滴顺流而下。雾滴在蒸发干燥的同时发生化学反应吸收烟气中的SO2 。净化后的烟气经除尘器除尘后从烟囱排出，脱硫后固体产物大部分从脱硫塔底部排出。为了提高脱硫剂利用率，脱硫塔底部排出的灰渣和除尘器收集的飞灰一部分再循环使用，一部分抛弃。
塔内吸收剂雾滴经恒速干燥阶段和降速干燥阶段。在反应开始阶段，吸收浆液雾滴存在较大的自由液体表面，液滴内部分子处于自由运动状态，水分由液滴内部很容易移到液滴表面，补充表面失去的水分，以保持表面饱和，蒸发速度仅受热量传递到液体表面的速度控制，单位面积的液滴蒸发速度大且恒定。随着蒸发继续进行，雾滴表面的自由水分减少，内部粒子间的距离减小。当液滴表面出现固体时，蒸发受到水分限制，开始降速干燥阶段。在脱硫剂液滴蒸发完成后，液相反应停止，气固反应继续进行，但反应速度减慢。因此要求液滴干燥不能太快，否则液相反应时间缩短，降低脱硫效率；但干燥时间过长会导致液滴撞到塔壁即粘壁沉积，降低脱硫剂的利用率。
图2 旋转喷雾干燥法脱硫工艺流程图
1－旋转喷雾器；2－脱硫塔；3－除尘器；4－引风机；5－石灰仓；6－消化池；7－供给槽；8－浆液泵
旋转喷雾干燥法脱硫系统包括脱硫塔系统、脱硫剂浆液制备系统、灰渣再循环系统和除尘系统。此脱硫系统可加装锅炉尾部，对原有锅炉系统没有任何不良影响，但对除尘设备和除尘效率有影响。净化后的烟气温度在露点以上，不会对尾部烟道及烟囱产生腐蚀。旋转喷雾干燥法的脱硫效率不高，正常情况下在60%～80%。
影响脱除SO2的主要因素有钙硫摩尔比、烟气在塔内停留时间、液滴干燥时间、烟气进口SO2浓度、烟气入口温度及灰渣再循环。随钙硫摩尔比增加，脱硫效率增大，但增加幅度由大到小，最后趋于平稳；烟气在塔内停留时间增长，SO2与脱硫剂反应时间和反应机会增大，脱硫效率增大；液滴干燥时间增长，脱硫效率增加；烟气入口温度低，液滴干燥时间增加，脱硫效率增加；灰渣再循环可以提高脱硫剂利用率和脱硫效率[3,4]。影响液滴干燥时间的主要因素有液滴含水量、液滴直径和脱硫塔出口烟温趋近绝热饱和温度的大小。一般脱硫塔烟气出口温度与相同状态下的绝热饱和温度之差为10～15 ℃。
此技术的优点为：投资费用较低，脱硫装置占电厂总投资的6%～10%；电耗较低，约占总发电量的0.9%～1.4%；技术较为成熟，应用较为广泛；适合中小机组，特别适合现有小机组的改造；适合低硫煤种；占地面积少；对原有的锅炉系统没有任何不良影响；净化后的烟气不会对尾部烟道及烟囱产生腐蚀；可适应设计范围内的负荷(烟气量、烟气SO2浓度等)的变化。
此技术的缺点为：脱硫效率较低；钙硫摩尔比大，约1.5；钙利用率较低，约50%；需高品质石灰，对石灰颗粒粒径要求比较严格；旋转喷雾器圆盘和喷嘴磨损严重；净化后的烟气会对尾部除尘设备会产生腐蚀，除尘效率受到一定影响；脱硫塔塔壁容易积灰，塔底易堵灰。
1.3 炉内喷钙尾部增湿活化法
此方法工艺流程如图3所示。
用空气将石灰石粉喷入锅炉炉膛850～1250 ℃区域，由于反应在气固两相间进行，速度较慢，脱硫剂利用率低。CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应的脱硫剂随烟气进入活化反应器，把炉内未反应完的CaO通过雾化水活化成在低温条件下活性很高的Ca(OH)2，然后与烟气中剩余的SO2反应，净化后的烟气从塔底排出。为了防止低温腐蚀，在活化器和除尘器之间增加烟气再热装置，然后经过除尘器从烟囱排出。在活化器内大颗粒物料会落在底部，由收料机收集后加到活化器前的垂直烟道中进行再循环。除尘器收集来的脱硫副产物和飞灰的混合物由气力输送装置集中送到灰库，灰库出灰的一部分通过风机送去再循环，以提高脱硫剂的利用率，剩余的可做筑路或建筑材料。
图3 炉内喷钙尾部增湿活化法工艺流程图
1－输送石灰石风机；2－石灰石仓；3－锅炉；4－空气预热器；5－活化器；6－底渣；7－水池；8－空气加热器；9－除尘器；10－引风机；11－副产品
在炉膛内影响脱硫的主要因素有石灰石的质量和数量及粒度、石灰石喷入处的温度、氧化钙在炉内的停留时间及石灰石与烟气的混合程度[5]。石灰石在炉内停留时间增长，脱硫效率会增大，一般CaO粒子在炉内停留时间在0.5～3.0 s。石灰石与烟气的快速混合和在烟气中的快速扩散，是石灰石炉内喷射脱硫的重要因素之一。影响增湿活化系统脱硫效率的主要因素有进入活化器飞灰中的活性CaO含量、活化器进口烟温、喷水量多少、水滴大小、烟气在活化器中停留时间以及活化器出口烟温[6,7]。活化器进口烟温越高脱硫率越高；烟气在活化塔中停留时间是影响脱硫率的因素之一，一般停留时间在5～15ｓ；活化器出口烟气温度，也即活化器运行温度是决定活化器脱硫效率的重要因素之一，活化器出口烟气温度距水露点温度越接近时，活化器内脱硫效率越高，但因考虑湿壁等问题，活化器出口烟温不能太接近水露点温度，一般温度控制在高于水露点10～20 ℃。
此技术的优点为：初投资低，设备投资费用为传统湿法脱硫系统的40%左右；运行费用低，运行费用为湿法脱硫系统的70%左右；工艺简单；建设周期短；占地面积小；无污水二次污染，最终固态废物可作为建筑和筑路材料；系统具有较强的升级性能，可分步实施满足不同阶段脱硫效率的要求；可提高除尘器效率；适合含硫量为0.6%～1.5%的中低硫煤种；适合锅炉容量为50～200 MW机组，特别适合现有机组的脱硫改造。
此技术的缺点为：脱硫效率较低(60%～80%)；钙硫摩尔比大(2.5左右)；脱硫剂利用率低；在炉膛内易结渣，同时增加锅炉受热面的腐蚀、磨损及影响炉内辐射传热；增加烟道对流受热面结灰；锅炉效率受一定影响。
1.4 烟气循环流化床脱硫技术
此方法的工艺流程如图4所示。
锅炉排出的未经除尘或经除尘后的烟气从脱硫塔底部进入，脱硫塔下部为一文丘利管，烟气在喉部得到加速，在渐扩段与加入的消石灰粉和喷入的雾化水剧烈混合，Ca(OH)2和烟气中的SO2、SO3、HCl和HF等发生化学反应，生成CaSO3、CaSO4、CaCl2、CaF2等。同时烟气中有CO2存在，还会消耗一部分Ca(OH)2生成CaCO3。净化后的烟气在脱硫塔出口烟尘质量浓度高达1000 g/m3，进入除尘器前先经过一个百叶窗式分离器，该百叶窗式分离器的除尘效率为50%左右。经静电除尘后的烟气温度在70～75 ℃，不必再热，可直接从烟囱排出。从百叶窗分离器及静电除尘器下部捕集的干灰，一部分送回循环脱硫塔的再循环灰入口，另一部分送至灰库。
图4 烟气循环流化床脱硫技术工艺流程图
1－石灰仓；2－输送石灰风机；3－循环流化床脱硫塔；4－百叶窗分离器和静电除尘器；
5－引风机；6－灰仓；7－灰渣输送机
在脱硫塔底部设计喉部段是为了使气流在整个容器内达到合理分布，气流首先在文丘利管侯部被加速，而再循环物料、新鲜的Ca(OH)2粉和增湿水均从渐扩段加入，和烟气充分混合后进入脱硫塔柱形段并进行热量交换和化学反应。烟气在脱硫塔内的停留时间为3 s左右，通过固体物料的多次循环，脱硫剂在塔内的停留时间长达30 min，极大地提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。
烟气循环流化床脱硫系统主要由石灰粉脱硫剂制备系统、脱硫塔系统和收尘及引风系统组成，包括石灰贮仓、灰槽、灰浆泵、脱硫塔、旋风分离器、除尘器和引风机等设备。影响系统脱硫效率的主要因素有床料循环倍率、流化床床料浓度、烟气在脱硫塔和旋风分离器中停留时间、钙硫摩尔比及脱硫塔内操作温度[8,9]。随床料循环倍率增大，脱硫效率增加；脱硫效率随着脱硫塔内物料浓度的增加而增大，塔内的物料浓度维持在5～10 kg/m3为宜；脱硫效率随烟气在脱硫塔和旋风分离器中停留时间增加而增大；钙硫比增大，脱硫效率增大；脱硫塔内操作温度与烟气露点越接近，脱硫效率越高。
此技术的优点为：初投资较低；运行费用较低；钙硫摩尔比较小（1.2～1.5）；脱硫效率高，可达90%以上；由于床料参与循环，新鲜石灰在反应器的停留时间长，石灰利用率高，可达95%；适应锅炉负荷变化能力强，能够满足锅炉负荷从30%～100%范围内的变化；净化后的烟气温度在露点以上，不必加热也不会对尾部烟道及烟囱产生腐蚀；系统电耗小；占地面积较少；适于各种含硫煤种；工艺成熟，流程简单，系统设备少，不需专职人员进行操作和维护；系统可靠性高；能同时有效脱除氯化物和氟化物等有害气体；无喷浆系统及浆液喷嘴，只有适量的水喷入；适用各种机组，尤其适合老机组脱硫改造；无废水排放。
此技术的缺点为：对石灰品质和颗粒粒径要求高；脱硫系统对除尘器除尘效率有一定影响；生成的CaSO3比CaSO4多，CaSO3需经处理才可成为CaSO4，副产品不能利用。
1.5 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术
荷电干式吸收剂喷射脱硫技术工艺流程如图5所示。
荷电干式吸收剂荷电喷射脱硫系统主要包括一个吸收剂喷射单元，一个吸收剂给料单元及SO2 监测器和计算机控制系统。主要设备有预除尘装置、吸收剂给料装置、高压电源、喷枪主体和过滤分离装置。熟石灰吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电电晕充电区（电压一般为45～70 kV），使吸收剂得到强大的静电荷（通常是负电荷）。由于吸收剂带同种电荷，因而相互排斥，很快在烟气中扩散，形成均匀的悬浮状态，使每个吸收剂粒子的表面都充分暴露在烟气中，与SO2 的反应机会大大增加，从而提高了脱硫效率[10]。并且荷电吸收剂粒子的活性大大提高，降低了同SO2 完全反应所需的滞留时间，一般在2 s中左右即可完成化学反应。脱硫反应产物、未反应完的吸收剂及烟气中的飞灰进入电除尘器净化，捕集后送往灰场，净化后的烟气由引风机引出经烟囱排出。
除提高吸收剂化学反应成效外，荷电干式吸收剂喷射系统对小颗粒（亚微米级）粉尘的清除效率也很有帮助，带电的吸收剂粒子把小颗粒吸附在自己表面，形成较大颗粒，提高了烟气中尘粒的平均粒径，这样就提高了相应除尘设备对亚微米级颗粒的去除效率。
此技术的优点为：投资费用较低，约占总投资的5%～6%，建设周期短；运行费用较低；系统耗电小，约占机组额定发电量的1.2%～1.6%；工艺布置简单，占地面积小；系统操作简单、维护方便，系统通过计算机进行集中控制；无喷浆和喷水系统，无废水排放；适合含硫中等的煤种；适合小型机组，尤其适合老电厂的改造，原有烟道及相关设备不用更换，只需在烟道上稍做改造即可满足此技术脱硫要求。
图5 荷电干式吸收剂喷射脱硫技术工艺流程图
1－熟石灰仓；2－输送熟石灰风机；3－喷枪主体；4－高压电源；5－高压包心电缆；6－安装板；
7－烟气通道；8－除尘器；9－引风机
此技术的缺点为：脱硫效率低(60%～75%)；钙硫摩尔比大(约1.5左右)；吸收剂利用率低；熟石灰的品质要求高，对颗粒粒径及其含水量要求比较严格；对到达吸收剂喷口处的烟气粉尘浓度要求严格；除尘器除尘效率受一定影响；管道易堵塞；脱硫产物不能利用。
1.6 电子束照射烟气脱硫技术
电子束照射烟气脱硫技术工艺流程如图6所示。
图6 电子束照射烟气脱硫技术工艺流程图
1－锅炉；2，8－静电除尘器；3－风机；4－冷却塔；5－氨储罐；6－反应器；
7－电子加速器；9－副产品储罐；10－引风机
电子束照射烟气脱硫系统主要由电子束系统、冷却塔、副产品收集系统构成。设备主要有直流高压电源、电子加速器、窗箔冷却器、静电除尘器及袋式过虑器。影响脱硫效果的主要因素有热化学反应、反应器内烟气温度、烟气含水量、NH3的添加量及电子束辐照剂量。热化学反应对SO2总脱除率贡献较大；SOX和NOX的去除率随烟气温度升高而下降；脱硫效率随NH3添加量的增加而上升；脱硫和脱氮效率随辐照剂量的增大而增加。SO2脱除效率随烟气含水量的增大而上升，这是因为烟气中的水分子受电子束激发产生的OH3和HO23自由基对SO2的氧化起着主要作用[11,12]。此外，烟气含水量的增大有利于增加液相反应机率，促进气溶胶的成核、生长，也有利于烟气中SO2的脱除。
此技术的优点为：干法处理过程，不产生废渣；能同时脱硫脱硝，并可达90%以上的脱硫效率和80%以上的脱硝效率；脱硫剂利用率高；占地面积较小；适于各种含硫量煤种；系统简单，操作方便，过程易于控制；对于不同含硫量烟气和烟气量的变化有较好的适应性和负荷跟踪性；副产品为硫酸铵和硝酸铵混合物，可作化肥。
此技术的缺点为：初投资和运行费用较高，初投资占总投资的12%～18%；必需有方便的氨源供应；系统耗电量大，约占总发电量的1.8%～2.5%。
编辑：华夏工程部 烟气脱硫 | |
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