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论文:石灰石-石膏湿法脱硫技术的探讨


我的论文:石灰石-石膏湿法脱硫技术的探讨

摘要 根据 1998 年中国环境状况公报:“我国的大气环境污染仍然以煤烟型为主,主要污染是 SO2 和烟尘。中国作 为世界上经济发展最快的国家之一,电力供应取得了长足的发展。到 2003 年底,我国发电装机总容量达 到 3.91 亿千瓦,发电量达到 19052 亿千瓦时,其中火电装机容量 2.9 亿千瓦,发电量 15

790 亿千瓦时, 分别占全国发电装机总容量和总发电量的 74.1%和 82.9%。由于我国煤炭含硫量在 1%以下的低硫煤约占 70%,含硫量小于 0.5%的比例较低而且我国火电厂脱硫发展较慢,致使酸雨和 SO2 污染日趋严重。所以, 火电厂烟气脱硫迫在眉睫。 石灰石-石膏湿法脱硫技术是目前使用最广泛的烟气脱硫技术。本文重点讲述湿法脱硫技术的原理、脱硫系 统的组成、脱硫系统运行中存在的相关问题,对未来脱硫技术的展望。其中,脱硫系统的组成和脱硫系统 运行中存在的相关问题是本文详细介绍的两个要点。 石灰石-石膏湿法脱硫系统由以下 8 个系统组成:吸收塔系统、烟气系统、烟气旁路系统、石灰石制备系统、 石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、电气系统。石灰石-石膏湿法脱硫系统在运行中存在的问题有:脱 硫效率降低、烟气再热、吸收塔结垢、烟气管道腐蚀、废水的处理、脱硫系统的风机配置、烟气脱硫的自 动控制。 关键词:大气污染、脱硫系统、湿法脱硫、GGH

目录 第一章 绪论 4 1.1 我国的大气污染现状与火电厂烟气脱硫 4 1.2 烟气脱硫的种类 5 1.2.1 石灰石(石灰)—石膏湿法脱硫法 5 1.2.2 喷雾干燥法脱硫法 6 1.2.3 炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫法 7 1.3.4 烟气循环流化床脱硫工艺 7 1.2.5 海水脱硫工艺 8 1.2.6 电子束法脱硫工艺 8 1.2.7 氨水洗涤法脱硫工艺 9 1.3 烟气脱硫是火电厂控制 so2 排放的主要途径 10 第二章 石灰石-石膏湿法脱硫的介绍 13 2.1 石灰石-石膏脱硫原理 13 2.2.系统构成 14 2.3.1 烟气系统: 14 2.3.2 石灰石制备系统 15 2.3.3 吸收塔系统 15

2.3.4 烟气旁路系统 16 2.3.5 石膏脱水系统 16 2.3.6 工艺水系统 17 2.3.7 排放系统 17 2.3.8 电气系统 18 第三章 湿法脱硫系统运行中存在的问题 19 3.1 湿法脱硫效率低 19 3.1.1 烟气温度的影响 19 3.2.2 烟气含尘浓度的影响 19 3.3.3 石灰石粉品质和纯度的影响 19 3.4.4 钙硫比的影响 19 3.2 吸收塔结垢和堵塞 20 3.2.1 吸收塔结垢 20 3.2.2 吸收塔堵塞 20 3.3 脱硫系统的低温腐蚀 21 3.4 烟气再热系统问题 21 3.5 废水处理 25 3.5.1 脱硫废水的特性 25 3.5.2.废水处理方法 26 3.6 烟气脱硫系统风机综合配置考虑 28 3.6.1 脱硫增压风机的位置布置及选型分析 28 3.7 脱硫系统的自动控制 34 3.7.1 闭环控制 34 3.7.2 系统级顺序控制 36 3.7.3 烟气旁路的控制 37 3.7.4 脱硫系统自动控制存在的问题 37 总结 39 (1)烟气脱硫市场需求预测与分析 39 (2)实现进一步发展烟气脱硫尚需探讨的一些问题 39 1.方针和政策 39 3.资金问题 40 4.降低排烟脱硫装置造价问题 41 (3)对烟气脱硫的展望 41 参考文献 43 致谢 44 附录 A JBR 系统 45 附录 B 石灰石浆液制备系统 46 附录 C 烟气脱硫系统 47

第一章

绪论

根据我国《大气环境质量保证》(GB3095-82)的限制,大气污染物主要是指以下六种:总悬浮微粒、 飘尘、二氧化碳、氮氧化物、一氧化碳和光化学氧化剂。 1.1 我国的大气污染现状与火电厂烟气脱硫 不合理的能源结构是影响大气污染的重要因素之一。作为世界上经济发展最快的国家之一,我国能源消耗 量近 10 年来稳步增长。煤,不仅是过去、现在,还是不远的将来,都将是我国主要的能源形式,这就决定了煤 的消耗在我国的大气污染状况起了决定性的作用。由于原煤的利用仍然是我国主要的能源形式,煤燃烧后产 生的颗粒物(我国主要监测指标为总悬浮颗粒物 TSP)和二氧化硫(SO2)是我国主要的大气污染物。[1] 中国是燃煤大国,煤炭占一次能源消费总量的 75%,连续多年超过 2000 万 t,已居世界首位,致使酸雨和 SO2 污染日趋严重。目前已有 62%的城市环境空气 SO2 平均浓度超过二级标准,日平均浓度超过国家《环 境空气质量标准》三级标准。 根据 1998 年中国环境状况公报:“我国的大气环境污染仍然以煤烟型为主,主要污染是 SO2 和烟尘。酸雨问 题依然严重。1998 年 SO2 排放总量为 2 090 万 t,其中工业来源的排放量为 1 593 万 t,占 76.2%,生活来源 的排放量 497 万 t。在工业排放的 SO2 中,县及县以上工业企业排放 1172 万 t,占 73.6%;乡镇企业排放 421 万 t。” 1998 年全国发电装机容量达到 27 700 万 kW,比上年增长 9.07%,发电量达到 11 577 亿 kW&8226;h,比 1997 年增长 2.07%。其中火电装机容量为 20 988 万 kW,占 75.7%,火电发电量为 9 388 亿 kW&8226;h,占 81%。 据初步推算,1998 年全国火电厂排放的 SO2 约为 780 万 t,占全国 SO2 排放量的 37.3%。到 2003 年底,我 国发电装机总容量达到 3.91 亿千瓦,发电量达到 19052 亿千瓦时,其中火电装机容量 2.9 亿千瓦,发电量 15790 亿千瓦时,分别占全国发电装机总容量和总发电量的 74.1%和 82.9%。 据专家测算估计,我国 2003 年火电厂二氧化硫排放量 1000 万吨左右,到“十一五”末排放仍呈上升趋势, 在达到 1200 万吨后开始逐步下降,这与《国家环境保护“十五”规划》要求存在较大的差距。 目前,我国正处在大规模控制火电厂二氧化硫排放初始阶段。用烟气脱硫装置控制二氧化硫排放已成为各 阶层的共识。根据我国法规要求,在未来 10 年,预计约有近 2 亿千瓦火电机组需建设烟气脱硫装置;从 费用需求看,预计约有近 700 亿元的市场。因此,加快推进、健康发展我国火电厂脱硫事业,对于火电厂 的环境保护乃至全国的环境保护都具有十分重要的意义。只有统筹考虑,抓住主要矛盾,采取综合对策才 能达到目的。如果对 SO2 如不加以控制,对城市污染及酸雨面积加速蔓延将对人民生命和财产造成严重损 害。 1.2 烟气脱硫的种类 到 2003 年底,全国投产及在建的脱硫装机容量约 2000 万千瓦,其中建成及投运的约 1000 万千瓦。目前, 我国已有石灰石-石膏湿法、旋转喷雾干燥、常压循环流化床法、海水脱硫法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化 法、电子束法、烟气循环流化床等共十多种工艺的脱硫装置在商业化运行或进行了工业示范。[3]可以说世 界上已有先进、成熟的火电厂脱硫工艺在我国基本都有。在这些技术中,主流的脱硫技术仍为石灰石-石膏 湿法脱硫技术 。通过试点,示范工程的建设以及市场的竞争作用,有些脱硫技术已逐渐淘汰出局。 1.2.1 石灰石(石灰)—石膏湿法脱硫法 该工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液。当 采用石灰为吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟 气中的 SO2 与浆液中的碳酸钙进行化学反应,再通过鼓入空气氧化,最终产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾 器除去带出的细小液滴,经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液

循环利用,脱硫吸收剂的利用率很高。该脱硫法的主要特点如下:(1)效率高。该工艺脱硫率高达 95%以上, 脱硫后的烟气不但 SO2 浓度很低,而且烟气含尘量也大大减少 大机组采用湿法脱硫工艺,SO2 除量大,有利 。 于地区和电厂实行总量控制。(2)技术成熟,运行可靠性好。国外这种装置投运率一般可达 98%以上,由于其 发展历史长,技术成熟,运行经验多,因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用 湿法脱硫工艺,使用寿命长,可取得良好的投资效益。(3)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量 的煤种的烟气脱硫,无论是含硫量大于 3%的高硫煤,还是含硫量低于 1%的低硫煤。(4)占地面积大,一次性建 设投资相对较大。该工艺比其它工艺的占地面积要大,现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有 一定的难度,其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。(5)吸收剂资源丰富,价格便宜。作为该工艺吸收剂 的石灰石在我国分布很广,资源丰富,品位也很好,碳酸钙含量多在 90%以上,优者可达 95%以上 在脱硫工艺 。 的各种吸收剂中,石灰石价格最便宜,破碎磨细较简单,钙利用率较高。(6)脱硫副产物便于综合利用。该工艺 的脱硫副产物为无水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为 250 万 t 和 350 万 t,基本上都能综合利用, 主要用于生产建材和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用不仅可以增加电厂效益、降低运行费用,而且可以减 少脱硫副产物处置费用,延长灰场使用年限。(7)技术进步快。近年来国外对工艺进行了深入的研究与不断的 改进,如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔,塔内流速大幅度提高,喷嘴性能进一步改善等。 通过技术进步和创新,可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到解决。 石灰石(石灰)—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺,特别在美国、德国和日本, 应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的 80%以上,应用的单机容量已达 1 000 MW 及以上。 1.2.2 喷雾干燥法脱硫法 喷雾干燥法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,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吸收剂与烟气混合接触,与烟气中的 SO2 发生化学反应生成 CaSO3, 烟气中的 SO2 被脱除。与此同时,吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥, 烟气温度随之降低。脱硫反应产物 及未被利用的吸收剂呈干燥颗粒状,随烟气带出吸收塔,进入除尘器被收集。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排 放。为了提高脱硫吸收剂的利用率,一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不 同的雾化形式可供选择,一种为旋转喷雾轮雾化,另一种为气液两相流。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、 工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点,脱硫率可达到 85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应 用范围(8%)。脱硫灰渣可用作制砖、筑路,但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。 1.2.3 炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫法 该工艺技术是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段,以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石 粉为吸收剂,石灰石粉由气力喷入炉膛 850~1 150℃温度区,石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳,氧化钙与 烟气中的 SO2 反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行,受到传质过程的影响,反应速度较慢,吸收 剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内,增湿水以雾状喷入,与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟 气中的 SO2 反应。当钙硫比控制在 2.0~2.5 时,系统脱硫率可达到 65%~80%。由于增湿水的加入使烟气 温度下降,一般控制出口烟气温度高于露点温度 10~15℃,增湿水由于烟温加热被迅速蒸发,未反应的吸收 剂、反应产生呈干燥态随烟气排出,被除尘器收集。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应 用,采用这一脱硫技术的最大单机容量已达 300 MW。 1.3.4 烟气循环流化床脱硫工艺 该工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。一般采用干态的消石灰粉 作为吸收剂,也可采用其它对 SO2 有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。未经处理的烟气从吸收塔(即 流化床)底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置,烟气流经文丘里管后速度加快,并在此与很细的的吸收剂 粉末互相混合,颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈摩擦, 形成流化床,在喷入均匀水雾降低烟温的条件下, 吸收 剂与烟气中的 SO2 反应生成 CaSO3 和 Ca- SO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出,进 入再循环除尘器,被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔,由于固体颗粒反复循环达百次之多,故吸收剂利 用率较高 此工艺的副产物呈干粉状,其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似,主要由飞灰 CaSO3 Ca-SO4 。 、 、 和未反应完的吸收剂 Ca(OH)2 等组成,适合作废矿井回填、道路基础等。典型的烟气循环流化床脱硫工艺,

当燃煤含硫量为 2%左右,钙硫比不大于 1.3 时,脱硫率可达 90%以上,排烟温度约 70℃。此工艺在国外目前 应用在 100~200 MW 等级机组。由于其占地面积少,投资省,尤其适合于老机组烟气脱硫。 1.2.5 海水脱硫工艺 海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中 SO2 的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内,大量海水喷淋洗 涤进入吸收塔内的燃煤烟气,烟气中的 SO2 被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器 加热后排放。吸收 SO2 后的海水与大量未脱硫的海水混合后,经曝气池曝气处理,使其中的 SO-23 被氧化成 为稳定的 SO2-3,并使海水的 pH 值与 COD 调整达到排放标准后排入大海。 海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺 在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫,先后有 20 多套脱硫装置投入运行。 近几年,海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。深圳西部电厂(1×300 MW)和漳州后石电厂(6×600 MW 已投产 2 台)效果良好。此工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要 长时间的观察才能得出结论,因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。 1.2.6 电子束法脱硫工艺 该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的喷入、电子束照射和辐产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的 烟气,经过除尘器的粗滤处理后进入冷却塔,在冷却塔内喷射冷却水,将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的 温度(约 70℃)。烟气的露点通常约为 50℃,被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发,因此,不产生废 水。通过冷却塔后的烟气流进反应器,在反应器进口处将氨水、压缩空气和软水混合喷入,加氨量取决于 SOX 和 NOX 浓度,经过电子束照射后,SOX 和 NOX 在自由基作用下生成中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸 (HNO3)。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应,生成粉状微粒(硫酸氨与硝酸氨的混合粉体)。这些粉状 微粒一部分沉淀到反应器底部,通过输送机排出,其余被副产品除尘器所分离和捕集,经过造粒处理被送到副 产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。 1.2.7 氨水洗涤法脱硫工艺 该脱硫工艺以氨水为吸收剂,副产品为硫酸铵化肥 锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至 90~100℃,进入预 。 洗涤器经洗涤后除去 HCl 和 HF,洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器 中,氨水自塔顶喷淋洗涤烟气,烟气中的 SO2 被洗涤吸收除去,经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的 水滴, 进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤,经洗涤塔顶的除雾器除出雾滴,再经烟气换热器加 热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约 30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔,可以送到化肥厂进一步处理或直 接作为液体氨肥出售,也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。 据全球统计,80%的脱硫装置采用石灰石(石灰)—石膏湿法,10%的采用喷雾干燥法(半干法) ,10%采用其它 方法。湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用煤种适应 范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。目前单机容量在 200 MW 以上的火电机组容量占火电总装机 容量的 55%。高参数、大容量火电机组是当前和今后相当长时间内火电发展的方向,因此,大机组脱硫是火 电厂脱硫的工作重点,是控制火电厂 SO2 的关键,而湿法脱硫工艺是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱 硫的基本工艺,所以,应重点发展湿法脱硫技术。龙源电力集团,引进德国斯坦米勒公司湿法脱硫技术,成立了 具备总承包能力的工程公司,希望形成每年 2 000 MW 烟气脱硫装置的能力,即为一例。烟气循环流化床脱硫 工艺脱硫效率高,建设投资较省,占地面积较少,在能满足高品位石灰供应和妥善处理脱硫灰的条件下,具有较 好的发展前景,尤其是适用于中小机组和老机组的脱硫改造。喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱 硫、海水脱硫、电子束脱硫等脱硫工艺在国内已有示范项目,可结合当地实际情况论证,合理选用。对于海水 脱硫法,在有条件的沿海电厂应用是很好的,此法无任何添加剂和副产品,系统简单,运行可靠,脱硫效率高,投 资运行费用较低,漳州后石电厂 2 台 600 MW,深圳西部电厂 1 台 300 MW 已运行,运行状况良好,值得借鉴。 表 1 几种烟气脱硫技术的比较 项目 石灰石/石灰-石膏工艺 半干法 炉内喷钙尾部增湿 海水脱硫 电子束法 技术成熟程度 成熟 成熟 成熟 成熟 工业试验 适用煤种 不限 中低硫煤 中低硫煤 低硫煤 中高硫煤

单机的经济性规模 200MW 及以上 300MW 及以下 300MW 及以下 不限 不限 脱硫率/% 95 以上 75-85 75-85 90 以上 90 吸收剂 石灰石/灰石 石灰 石灰石 海水 液氨 副产品 石膏 亚硫酸钙 亚硫酸钙 硫氨 废水 有 无 无 无 市场占有率/% 高 80 以上 一般 5-8 较少 少 工程造价 较高 中等 较低 中等 较高 运行维护工作量 较大 中等 中等 较少 较大 1.3 烟气脱硫是火电厂控制 so2 排放的主要途径 我国煤炭含硫量在 1%以下的低硫煤约占 70%,含硫量小于 0.5%的比例较低,大部分低硫煤资源分布在内蒙 古西部、山西和陕西北部、新疆等地。根据我国的能源政策,低硫煤主要保证民用和用作工业原料的需要。 如果用煤量大、技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤,则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺,而且将 导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其它工业炉窑或民用方面使用,从而增加全国 SO2 排放控制的难 度和治理 SO2 污染所付出的经济代价。 目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有:煤炭洗选、洁净煤燃料技术;燃用低硫煤和烟气脱硫。[2] 煤煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区的煤中有机硫成分都较高,很难用煤炭洗选的 方法达到有效控制 SO2 排放的目的。洁净煤燃烧技术在国际上是近 10 年开发的新技术,目前工业发达国家 成熟的已经商业化运行的有:循环流化床锅炉(CFBC),加压循环流化床锅炉(PFBC)、燃气蒸汽联合循环发电 (IGCC), 但单机容量都不大。国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段。后两种洁净煤燃烧技术投资大,技 术要求高,难以在短时间内在国内大面积推广使用。循环流化床锅炉(CFBC)具有可燃用劣质煤、调峰能力 强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点,尽管建设费用较高,但其技术已趋于成熟,具备 条件的 5~30 万 kW 机组可因地制宜有计划地选用。洁净煤炭发电技术由于其煤炭燃烧主式与常规锅炉差 别很大,因此,在不更换锅炉的情况下, 洁净煤发电技术难以用于解决现役电厂的环保问题,在可预见的将来, 洁净煤技术在电力结构中所占比例仍较低。因此,控制火电厂 SO2 的排放,在未来较长的时间内,其主流和根 本有效的手段仍将是烟气脱硫。烟气脱硫是目前国际上广泛采用的控制 SO2 的成熟技术。因地制宜采用不 同的烟气脱硫工艺可有效地控制火电厂 SO2 的排放,满足国家和地区环境质量标准的要求。由于火电厂用 煤量大,锅炉热效率和煤炭转换成电能的效率较高,脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制,因此采取烟 气脱硫治理火电厂 SO2 污染,其环境效益显著。近几年,随着我国经济实力的逐步增强和环保标准渐趋严格, 我国火电厂治理 SO2 污染的力度不断加大,先后建成了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。作为主要电源 供应的燃煤发电机组逐年增加 ,电力工业煤炭的消耗量约为全国原煤产量的 40% ,与燃煤有关的区域性和 全球性的环境问题越来越突出。因此 ,大力发展燃煤电厂的烟气脱硫技术、 推广烟气脱硫装置对于控制 SO2 等气体排放、 保护环境、 走科学可持续发展的道路具有重大意义。 综上所述,根据我国国情,烟气脱硫应是火电厂控制 SO2 排放主要途径。

第二章 石灰石-石膏湿法脱硫的介绍 2.1 石灰石-石膏脱硫原理 原理[4]: (1) 烟气中的 SO2 溶解于水中生成亚硫酸并离解成氢离子和 HSO-离子, SO2+H2O=H++HSO-; (2)氧气(由氧化风机送入的空气)溶解在水中,将 HSO-氧化成 SO2-, O2+H2O+HSO-=SO-+H2O;(3) 吸收剂中的碳酸钙在一定条件下于水中生成 Ca2+, CaCO3+H2O=Ca2++CO22-;(4)在吸收塔内,溶解 的 二 氧 化 碳 、 碳 酸 钙 及 氧 发 生 化 学 反 应 生 成 石 膏 ( CaSO4&8226;2H2O ) , H2CO2+CaCO3+O2= CaSO4&8226;2H2O+CO2。

烟气在脱硫系统中的流程:增压风机→气-气换热器(GGH)→吸收塔→气-气换热器→烟囱。 石灰石在脱硫系统中的流程:石灰石仓→运输皮带→湿式球磨机→石灰石消化池→石灰石浆液池→喷淋器 →石膏浆泵→石膏旋流器→真空皮带脱水机→石膏场。 2.2.系统构成 FGD 烟气脱硫系统在火电厂中的使用越来越多,。经过安装、调试、试运行 ,脱硫效率超过 95%,大大降低 了 SO2 排放。一般的 FGD 系统主要由以下的系统构成:烟气系统、吸收塔系统、石灰石制备系统、石膏 脱水系统、烟气旁路系统、工艺水系统、排放系统、电气系统。 2.3.1 烟气系统: 此系统的主要设备有: 气-气换热器(GGH)、进口挡板、出口挡板以及旁路挡板。 1、气-气换热器 气-气换热器有双重的功能,即烟气冷却功能和烟气再加热功能。通常,该系统降低进入脱硫塔的烟气温度, 以便有利于进行化学反应,同时放出热量,这部分热量用来在换热器的另一侧加热净化后的低温烟气,以 提高 FGD 装置的出口烟气温度:这一放热和吸热过程是在同一个换热器完成的。[5]气-气换热器常有两种 型式:(1)回转式气-气换热器。此形式的换热器工作原理和结构类似于锅炉的回转式空气预热器。但是, 工作温度要低得多,因此,其传热元件需要由防腐材料制成。另外,为了尽量减少未经净化的烟气泄露到 净化烟气侧,需要设计性能良好的密封装置并采用空气置换转动部分携带的烟气,可以使换热器的漏风率 小于 1.0%。目前国内外 FGD 装置广泛采用。(2)管式气-气换热器。常用的气-气换热器一般以水为传热 介质,由于在热媒水系统中可以设置蒸汽加热区等技术措施,因此温升不受烟气的泄露,但由于换热器出 口烟温已经低于烟气的露点温度,大量的硫酸蒸汽在管管表面凝结,使设备长期处于酸性的环境中;同时, 由于硫酸雾滴的黏性,会因灰垢导致换热效果降低,还会因腐蚀而引起泄漏,因此,管式换热器应用的较 少。 2.3.2 石灰石制备系统 此系统的主要设备包括:石灰石湿磨机 ,石灰石仓。 1、湿式球磨机 此设备是该系统的核心设备,主要功能是将磨机入口粒径为 15mm-20mm 的石灰石研磨至 90%250-325 目筛网的石灰石浆液。 2、石灰石仓 此设备的功能是装载石灰石以待用。 2.3.3 吸收塔系统 此系统的主要设备包括:吸收塔体、除雾器 、浆液泵 、氧化风机。

1、吸收塔体 目前,在世界上应用比较广泛和成熟的吸收塔有 3 种:喷淋塔、液柱塔和填料塔。(1)喷淋塔是目前国内 外应用最多的一种塔型,运行稳定可靠、负荷适应能力强。国内外各家公司的喷淋塔在外形上和内部结构 上大同小异,无实质性差异,只是在内部结垢上考虑如何使烟气均流、增加汽液接触面积、提高脱硫效率 上各有千秋。吸收塔内大致可分为四个工作区域:急速冷却区、SO2 吸收区、液滴分离区和再循环浆液存 储区(浆液池)。(2)液柱塔,最先由日本三菱公司开发,用于华能重庆珞璜电厂二期工程。(3)填料 塔,最先也由日本三菱公司开发,用于华能重庆珞璜电厂一期工程。 2、除雾器 此设备的功能是去除脱硫后清洁烟气中携带的水份,保护下游的烟道和烟囱不受腐蚀和玷污。它通常安装在 吸收塔顶部,一般要求脱硫后烟气中的水分不超过 100mg/m3。 3、浆液泵 此设备的作用是把浆液池的石灰石浆液输送到喷淋器完成浆液循环。此泵为卧式离心式泵。由于浆液中的 高速流动的固体微粒会对过流元件表面造成冲刷和磨损,而其 PH 值在 4.5-7 之间浆液又会对泵腐蚀,所 以,要求其性能稳定、可靠性高、寿命长。 4、氧化风机 此设备的作用是输进空气与脱硫反应的副产物发生氧化反应生成石膏。 2.3.4 烟气旁路系统 此系统的主要设备包括:增压风机和旁路挡板及管道。[6] 1、旁路挡板及管道的作用: 当脱硫系统故障或事故状态下与机组的隔离,而不影响机组正常运行发电;同时 当 FGD 或锅炉处于故障状态下使烟气绕过 FGD,通过旁路直接排入烟囱,避免对 FGD 设备或机组造成影响 或损害。 2、增压风机 增压风机的作用是克服 FGD 装置产生的额外压损。其形式多为轴流式。 2.3.5 石膏脱水系统 此系统的主要主要设备包括:石膏旋流器、真空皮带脱水机,石膏仓。 1、石膏仓 此设备的功能是储存浆液池的沉淀物-石膏。 2、石膏旋流器 此设备的作用是对吸收塔浆液池来的富含固体石膏的浆液进行初级脱水,以讲清二级脱水装置真空皮带 脱水机的压力。 3、真空皮带脱水机 此设备是该系统的核心设备 其功能是将含固量为 50%-60%的石膏浆液利用真空脱水的原理脱除为表面水 , 分小于 10%的二水石膏。此设备具有脱水效率高、处理量大、洗涤效果好、投资和运行费用低等优点,目 前国内所有的湿法烟气脱硫系统都采用它来进行石膏的二级脱水。 2.3.6 工艺水系统 工艺水主要用来清洗吸收塔除雾器,同时也用作清洗所有输送浆液管道的冲洗水,这些包括:石灰石浆液 系统、排放系统、石膏抽吸管道、吸收塔循环管道,以及换热器等清洗用水。 事故冲洗水泵接电厂保安电源,当全厂断电时,启用事故冲洗水泵对设备和管道进行冲洗。 2.3.7 排放系统 此系统主要设备有:事故浆液池、事故浆液泵、排水坑、排水坑泵、事故浆液池用于当吸收塔在检修,小 修,停运或事故情况下排放储存吸收塔浆液池中的浆液。通过吸收塔排出泵将吸收塔中的浆液输送到事故 浆液池中。通过事故浆液泵,浆液可从事故浆液池输送回到吸收塔。 1、 事故浆液池 事故浆液池用于收集吸收塔浆液池,石灰石浆液箱和排水坑中的浆液。事故浆液池配有 4 个搅拌器,安装

在排放坑顶,垂直安放。搅拌器用来保持池内浆液的旋转悬浮,防止固体颗粒的沉积。 2、事故浆液池泵 事故浆液泵用来排放事故浆液储存池中的浆液。事故浆液泵的抽吸管和泵安装在坑内, 而电机和联轴器安 装在坑顶上。 3、排放坑 吸收塔区排水坑用来收集吸收塔区正常运行,清洗和检修中产生的排出物。排水坑收集 FGD 装置的冲洗水 和或废水。排水坑一集满,泵就将其中的浆液内容输送至吸收塔、或事故浆液池或抛弃。排水坑用于收集 正常运行,清洗和维修时吸收塔区管道的排放物。 排水坑配有搅拌器。搅拌器安装在排水坑顶,垂直安放。搅拌器用来防止坑内浆液中固体颗粒的沉积。 4、排水坑泵 排水坑泵的泵体安装在浆液中而电机和联轴器则安装排水坑顶,用于将浆液从排水坑中输送到吸收塔或事 故浆液储存池。 2.3.8 电气系统 此系统包括 6KV 系统和 380KV 系统。此系统的作用是为 FGD 系统的各类转动机械提供动力电源。

第三章 湿法脱硫系统运行中存在的问题 3.1 湿法脱硫效率低 湿法脱硫低下因素有:烟气温度、烟气含尘度、石灰石品质和纯度、硫钙比。 3.1.1 烟气温度的影响 脱硫反应是放热反应温度升高不利于脱硫反应的进行,脱硫效率随烟气温度的升高而降低。[7]实际的石灰石 湿法烟气脱硫系统中,通常采用装置或在吸收塔前布置喷水装置,降低吸收塔进口的烟气温度,以提高脱 硫效率。 3.2.2 烟气含尘浓度的影响 锅炉烟气经过高效静电除尘器后,烟气中飞灰浓度仍然很高。一般在 100~300mg/m。经过吸收塔洗涤后, 烟气中绝大部分飞灰留在了浆液中。浆液中的飞灰在一定程度上阻碍了石灰石的消溶,降低了石灰石的消 溶速率,导致浆液 pH 值降低脱硫效率下降同时飞灰中溶出的汞镁等离子会抑制脱硫反应进而影响脱硫效 果。如某电站由于除尘器故障导致含尘浓度很高的烟气进入脱硫塔,脱硫效率由 95%降低至 73%。此外, 飞灰还会降低石膏的白度和纯度,增加脱水系统管路堵塞结垢的可能性。 3.3.3 石灰石粉品质和纯度的影响 石灰石中的杂质对石灰石颗粒的消溶起阻碍作用,并且杂质含量越高,这种阻碍作用越强。此外,石灰石 中的二氧化硅难以研磨,若含量高会导致研磨设备功率消耗大,系统磨损严重,杂质过高还会影响石膏的 品质。

3.4.4 钙硫比的影响 在保持液气比不变的情况下,钙硫比增大,注入吸收塔的吸收剂的量相应增大,引起浆液 ph 值上升,可增 大中和反应的速率,增加反应的表面积,使二氧化硫吸收量增加,提高脱硫效率。但是,由于石灰石的溶解度 较低,其供给量的增加将导致浆液浓度的提高,会引起石灰石的过饱和凝聚,最终使反应的表面积减小, 脱硫效率降低。钙硫比一般控制在 1.02-1.05 之间。 3.2 吸收塔结垢和堵塞 3.2.1 吸收塔结垢 吸收塔结垢原因:1)石膏终产物超过了悬浮液的吸收极限,石膏就会以晶体的形式开始沉积,当相对饱和浓度 达到一定值时,石膏晶体将在悬浮液中已有的石膏晶体表面进行生长,当饱和度达到更高值时,就会形成晶核, 同时,晶体也会在其它各种物体表面上生长,导致吸收塔内壁结垢。2)吸收液 pH 值的剧烈变化,低 pH 值时, 亚硫酸盐溶解度急剧上升,硫酸盐溶解度略有下降,会有石膏在很短时间内大量产生并析出,产生硬垢。而高 pH 值亚硫酸盐溶解度降低,会引起亚硫酸盐析出,产生软垢。在碱性 pH 值运行会产生碳酸钙硬垢。 吸收塔结垢经常发生在填料吸收塔。 3.2.2 吸收塔堵塞 1、管道堵塞 原因:①浆液中有机械异物(包括衬橡胶管损坏后的胶片)或垢片,最易在阀门或大小头处造成堵塞。②泵的 出力严重下降,使向高位输送的管道堵塞。③阀门内漏。④未及时排空停机后管道中的剩余浆液。⑤管内结 垢。⑥氧化风机故障停运(珞璜氧化风机无备用容量),浆液进入氧化配气母管并很快沉淀,多次发生此种事故 后会造成风机喘振。 2、除雾器堵塞 原因:除雾器的前后洗喷管中断冲洗时间长。 3.3 脱硫系统的低温腐蚀 1、原因: 湿法烟气脱硫技术是利用喷淋的浆液洗涤烟气。因此 ,大部分污染物和腐蚀元素在吸收塔内就被 除去 ,一般出口烟气中含有少部分 SO2 、SO 、氯化物、氟化物和硫酸雾等。但是 ,烟气中带水量多 ,而 且由于硫氧化物的存在 ,烟气露点温度提高 ,使系统出口烟气温度降到露点以下。即使用最有效的除雾器 , 饱和烟气所携带的水滴和水雾也会在烟气出口设备上凝结 ,水雾凝结后吸收烟气中的腐蚀元素 ,从而腐蚀 管路和设备。按照金属腐蚀破坏形态可把金属腐蚀分为全面腐蚀和局部腐蚀。在富酸环境下的塔体和管路 的腐蚀都属于全面腐蚀。全面腐蚀既可能是腐蚀程度相同的均匀腐蚀 ,也可以是腐蚀程度不同的非均匀腐 蚀。而局部腐蚀的形态很多 ,可以发生孔腐蚀、缝隙腐蚀、晶间腐蚀、应力腐蚀开裂等 ,虽然发生面积较小 , 但其危害更大。也可按照腐蚀发生的温度把金属腐蚀分为高温和低温腐蚀。脱硫塔体和出口管路的腐蚀都 属于低温腐蚀。当水滴在塔体和管路上凝结时 ,形成很薄的液膜 ,吸收了烟气中的硫化物形成酸液 ,从而产 生腐蚀。n+阳极反应过程:Fe Fe +ne+阴极反应过程:2H +2e ?H ξ2 而在一些狭小的细缝存在与腐蚀有关的 物质 ,由于缝隙限制了物质的扩散 ,从而建立了以缝隙为阳极的浓差电池 ,造成了缝隙内的局部腐蚀。如果 在与应力的共同作用下则易发生应力腐蚀开裂 ,后果极其严重。因此 ,钢结构的脱硫塔和出口烟气管道在高 温、潮湿、酸性环境下腐蚀很快 ,特别是在闲置情况下 ,腐蚀更快。同时 ,烟气带水量多 ,造成风机叶片带 水 ,失去动平衡 ,并且腐蚀风机叶片。 2、对策:提高烟气再热方法来出口烟气温度 、合理控制浆液的 PH 值、在烟道内添加防腐衬底的方法。 [8] 3.4 烟气再热系统问题 烟气再热系统用来提高烟气温度 ,蒸发烟气中的水滴 ,防止腐蚀。除了防止腐蚀外 ,从环境角度考虑 ,一是 污染扩散 当设有烟气再热系统时 ,烟气温度提高 ,增加烟气的浮力 ,能降低地面的污染物浓度水平;二是烟 。 气携带的液滴。烟气再热系统蒸发了从除雾器带出来的液滴 ,防止了蒸汽的凝结 ,有利于污染物的扩散 , 防止了环境污染。 在烟气脱硫系统中 ,主要有以下五种方式来加热脱硫塔出口烟气。

1、串联再热法 此方法是通过一个固定在管道上的热交换器来加热出口烟气的 ,其介质可以是从锅炉引出来的蒸汽或热 水。如下图所示:

2、间接热空气喷射再热法 这种方法是外部用热交换器加热空气 ,然后与出口烟气混合 ,利用热空气来加热出口烟气。如下图所示:

3、直接燃烧再热法 此方法利用燃油或天然气燃烧产生热燃气与出口烟气混合来提高出口烟气温度。如下图所示:

4、烟气旁通法 此方法使一部分烟气旁路通过吸收塔与出口烟气混合,需要重点考虑的是旁通烟气与出口烟气的混合点 , 如果在烟囱中混合 ,则出口管路暴露在湿烟气之下 ,起不到保护作用;如果在管道出口混合 ,当旁通烟气温 度降到露点以下时 ,将产生严重的管道腐蚀。由于混合点和排放标准因素的影响 ,因此烟气旁通再热法的实 用性受到严格的限制。如下图所示:

5、再生再热法 此方法的设计思想是利用脱硫塔入口烟气多余热量来加热水 ,再利用这些热水加热出口烟气。但是 ,这种方 法同样面临很多问题。我国华能珞璜发电厂首家引进 2 ×360 MW 三菱重工烟气脱硫装置就是采用这种再 热型式 ,于 1992 年投入运行。但在使用过程中发现 ,烟气加热系统翅片管束的表面结露 ,形成的 H2SO4 不仅加剧管束酸性腐蚀 ,缩短使用寿命 ,而且极易粘结烟尘 ,造成烟气流通截面积逐渐减小 ,烟气侧阻力增 大。如图: 几种再热形式的比较: 1、串联再热式系统。优点:实际简单、技术成熟。缺点:容易造成堵塞和腐蚀。 2、直接燃烧再热式系统。优点:投资少、运行可靠、不易堵灰、腐蚀、维护费用低。缺点:常用额外燃料、 运行费用高、在脱硫后的烟气又加入了二氧化碳。部分设备遭到了热燃气的严重损坏,降低了系统的可靠 性和效率,燃料燃烧不完全和火焰不稳定。 3、间接热空气再热识式系统。优点:运行可靠、不易堵灰和腐蚀,能耗低。缺点:需要更多的高温高压蒸 汽;增加了烟气体积,加大了普通尺寸和引风机容量。 4、烟气旁通式再热系统。优点:能耗低,运行可靠,投资少。缺点:烟气混合处容易腐蚀。 5、循环水再热式系统。优点:能耗低、接受了脱硫系统的补充水、降低了烟气绝热饱和温度,有利于 so2 的吸。缺点:投资费用大,热交换器容易腐蚀和堵塞、需要高效率的除雾器。 烟气再热系统从设计和使用经历看 ,都不是很完美。烟气再热系统的本意是减少设备维护 ,保护管道 ,防止 腐蚀和保护环境。实际上 ,烟气再热系统本身极易遭到腐蚀 ,并且成为烟气脱硫系统的最大维护问题之一。 例如串联式烟气再热器除了遭受重腐蚀 ,导致维护难题外 ,腐蚀还降低了管路的热传导率 ,增加了能量损 失。在一些设备中 ,腐蚀问题严重到更换再热管 ,有的机组甚至需要更换整个再热系统。串联式烟气再热器 的另一个问题是管路堵塞。不溶物沉积在热交换器的吸热侧表面 ,导致管路结垢、堵塞 ,有时甚至比腐蚀更 严重。因为它增大了再热器的阻力 ,降低了热传导率。有相当一部分串联式烟气再热器使用加压热水作为 热介质 ,与蒸汽相比 ,这种再热器在低温下运行 ,几乎没有腐蚀问题 ,但更易于发生管道堵塞 ,因为安装在 热交换器上的细管容易被沉积物堵塞。加压热水的堵塞问题已经是主要的维护课题。直接燃烧再热系统可 以避免腐蚀。因为它是典型的外用烟气 ,但大部分设备遭到了热燃气的严重损坏 ,降低了直接燃烧再热系统 的可靠性和效率 ,同时 ,燃料的不完全燃烧和火焰的不稳定也是个后续问题。 3.5 废水处理

3.5.1 脱硫废水的特性 燃煤电厂烟气中除含有较高浓度的 SO2 外 ,还有少量的 Cl- F-等 ,当烟气进入 SO2 吸收塔时 ,这些离 、 子也被洗脱下来 ,并在浆液中不断浓缩。F-与浆液中的铝联合作用致使石灰石溶解性降低 ,从而影响脱硫效 率。Cl-浓度的增高 ,不仅降低浆液的 pH 值 ,导致脱硫率下降和 CaSO4 结垢倾向增加 ,而且 ,高浓度的 Cl-还会降低石膏品质。因此 ,石灰石- 石膏烟气脱硫必须适当排出废水 ,以降低吸收液中的 Cl-和 F-,提高 烟气脱硫率。脱硫过程中 CL-的物料平衡,如下图所示: 石灰石 - 石膏烟气脱硫系统的废水量可由下式计算: Qp ρp + Qf0ρ f0 = Qf1 + Qgωg ×103+ Qw ρ w (1)式中 Qp 为脱硫用水量 ,L/ h ;ρp 为脱硫用水中 Cl-的 质量浓度 ,mg/ L ; Qw 为废水水量 ,L/ h ;ρ w 为废水中 Cl-质量浓度 ,mg/ L ; Qf0 , Qf1 分别为进、出吸收 塔的烟气量 ,m3/ h ;ρ f0 ,ρ f1 分别为进 出吸收塔烟气中 Cl-质量浓度 ,mg/ m3; Qg 为石膏产量 ,kg/ h ;ωg 、 为石膏中 Cl-的质量分数, %。 通常 , Qp、 Qf0、 ρp、 ρ f0 可从脱硫工艺的原始资料中得到 ,吸收塔出口烟气和石膏中的 Cl-可视为零 , 则式(1)变为: Qp ρp + Qf0ρ f0 = Qw ρ w (2) 吸收塔内的氯离子浓度是控制废水水量的关键之一 ,浆液中的 Cl-浓度太高时 ,石膏品质下降且脱硫效率 降低;Cl-太低 ,则废水量增大 ,处理成本提高。在设计和运行中将 Cl-控制在 10~20 g/ L 为宜。此外 ,废 水水量还与脱硫用水的水质有关 ,若采用高浓度 Cl-的工业用水 ,将产生较大的废水量。 石灰石 - 石膏脱硫废水的特点: (1) pH 值较低; (2)含有大量的悬浮物; (3)我国严格限制排放的第一类污染物如 Hg、As、 Pb 等超标。 此外 ,废水中 Cl-、 SO42 -、 Fe3 +、 Ca2 +、 Mg2 +等离子浓度也较高。 3.5.2.废水处理方法 在国外 ,FGD 废水处理方法主要有: ①灰场存放。脱硫废水与经浓缩脱水的石膏混合后排至干灰场 ,废水 中的重金属及酸性物质与飞灰中 CaO 结合固化石膏; ②蒸发。美国一些电厂利用电除尘器与空气加热器 之间的烟道间隙 ,加热蒸发脱硫废水;③专用脱硫废水化学中和处理。 目前,国内的脱硫废水处理方法有: ①用于水力冲灰。因其水量较少 ,可直接用于冲灰; ②单独设置化学处 理系统 ,如半山电厂和北京热能电厂。 脱硫废水的处理 ,目前主要集中在中和废水的 pH 值 ,降低第一类污染物和一些重金属离子的浓度 ,使之达 标排放。为此 ,国内外电厂均主要以化学处理为主 。[9]下图为脱硫废水的化学处理工艺流程。 图 3.1 水化学处理流程 FGD 废水在缓冲池中经空气氧化 ,将低价金属离子氧化成高价(其目的是使金属离子更易于沉淀去除 ,同时 还起到搅拌作用) ,然后进入中和池。在中和池中加入碱性物质 ,将废水 pH 值调节至 9~10 之间 ,当 pH 升 高至碱性时 ,废水中的金属离子大部分可以形成氢氧化物沉淀 ,得以去除。 中和池中加入的碱性物质通常为石灰石 ,这主要因其价格便宜 ,并可直接从石灰石 - 石膏脱硫系统中引 出。同时 ,石灰石还是一种很好的絮凝剂 ,与回流过来的污泥一同起到良好的絮凝作用 ,使得中和池中形成 的金属氢氧化物形成絮凝体迅速沉淀。此外 ,石灰乳中的 Ca2 +还能与废水中的 F-形成难溶的 CaF2 ,有 效去除废水中的 F -。 迄今 ,对水中危害较大的重金属离子 ,如汞、铬、镉、铅等 ,最有效的去除方法仍为化学沉淀法。FGD 废 水在中和池中形成氢氧化物沉淀 ,使部分金属离子得以去除 但是 ,一些金属的氢氧化物(如 Cr Pb Fe、 。 、 、 Ni ) 为两性化合物 ,随着 pH 值的升高 ,其溶解度反而增大 ,因此 ,中和后的废水通常采用硫化物进行沉 淀处理 ,以使废水中的金属离子更有效地去除 此外 ,有研究表明,金属硫化物的溶解性随废水的 pH 值提高 。

而降低 ,因此 ,国外的一些脱硫废水处理工艺采取在反应池中添加石灰的方法来提高废水 pH 值 ,促使金 属硫化物沉淀。常用的硫化物添加剂为有机硫化物 ,如 TMT - 15 等。 废水经反应池形成金属硫化物后进入絮凝池 ,通过加入一定的混凝剂 ,使细小的沉淀物絮凝沉淀。常用的混 凝剂有聚合氯化物、硫酸氯化铁等。 经混凝后的废水进入沉淀池进行固液分离。在固液分离之前 ,需加入一部分助凝剂 ,便于沉淀分离。分离出 来的污泥一部分送到污泥处理系统 ,进行污泥脱水处理 ,而另一部分则回流到中和池 ,提供絮凝的结晶 核。沉淀池出水的 pH 值往往比较高 ,需进行 pH 调节处理后才能达标排放。 石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫废水中除 SS ,重金属离子浓度较高外 ,还含大量的 Cl-和 Ca2 +。随着环境要 求的日益严格 ,如何处理这些物质 ,使之符合环境要求 ,将是今后需要解决的问题。此外 ,如何有效去除废 水中的氨氮和降低化学需氧量 (COD) ,也是需要考虑的问题。 3.6 烟气脱硫系统风机综合配置考虑 3.6.1 脱硫增压风机的位置布置及选型分析 1、增压风机的位置布置方案 在脱硫系统不与主发电工程系统同步建设的电厂中,由于引风机的选型未考虑脱硫系统的阻力,所以需要在 脱硫系统中另外设置脱硫增压风机以排放烟气。对于脱硫系统与主发电工程系统同步建设的电厂,由于目前 大多数工程采用脱硫岛总承包的方式,也往往采用引风机和脱硫增压风机分设的方式。因此,对于该方式,脱 硫增压风机的布置位置可以有以下 4 种方案[10]: 方案一:脱硫增压风机布置在烟气换热器 GGH 之前,该方案的优点在于增压风机不需要防腐,但是增压风机 的容积流量最大,且 GGH 原烟气和净烟气侧的压差最大, GGH 的泄漏率较高。 方案二:脱硫增压风机布置在烟气换热器 GGH 和吸收塔进口之间,该方案增压风机的容积流量较方案一小且 GGH 的泄漏率低,但是该位置的烟气温度已在烟气酸露点温度以下,增压风机需要考虑防腐。 方案三:脱硫增压风机布置在吸收塔出口和烟气换热器 GGH 之间,该方案的优点是风机的容量流量最低,烟 气中的烟尘经吸收塔洗涤后大大降低,风机叶片的磨损最低,但是风机防腐要求最高,还需要设置避免石膏结 垢的冲洗设施。与方案二一样,该方案 GGH 的泄漏最少。 方案四:脱硫增压风机布置在烟气换热器和烟囱之间。该方案对风机的防腐要求和风机容量流量与方案二差 不多,风机叶片的磨损与方案三差不多。 由于脱硫风机的防腐最为关键,因此方案一最佳,方案二其次,方案四再次,方案三最不利。所以,在目前的脱 硫工程中,普遍采用方案一,即风机布置在烟气换热器 GGH 之前,该风机习惯上称为干风机。 表 3.2 四种脱硫风机的不同方案比较 风机位置 方案一 方案二 方案三 方案四 烟气温度/℃ 100-150 70-110 45-55 70-100 磨损 少(飞灰造成) 少(飞灰造成) 无 无 腐蚀 无 有(由于 SO3,CL) 有(由于 SO3,CL) 少 沾污 少 少 有(由于湿气) 无 漏尘率/% 6.0 4.0 0.3 3.0 漏气率/% 3.0 0.3 0.3 3.0 能耗 100(基准值) 90 82 95 2、增压风机的选型分析 风机有三种类型:离心式、轴流式、混流式。 离心式风机由于有压头高、流量大、结构简单、易于维护等优点而得到广泛的应用。但是,离心式风机有 一个显著的缺点:高效区相对狭窄。当机组处于低负荷运行时,离心式风机的效率往往很低,达不到节能 的要求。另外,在 300M 以上机组中使用的离心式风机叶轮直径相当大,对于电厂的安全运行是一个隐患。 因此,火电厂的脱硫系统大多采用轴流式风机。 3.6.2 引风机和增压风机二合为一

对于脱硫装置和主体发电工程同步建设的电厂 ,可不必人为地把烟气流程分为主体发电工程部分和烟气脱 硫部分,而是统一考虑风机的扬程达到烟气排放的最终目的。引风机和增压风机的设置烟气排放的最终目 的。引风机和增压风机的设置可有两种模式 :一是将引风机和脱硫增压风机合二为一 简称合一模式 ;二是 分别设置引风机和脱硫增压风机 简称分设模式 。下文以某 1 000 MW 机组为例 ,对这两种模式进行分析 和比较。 该机组采用选择性催化还原法(SCR)进行脱硝,石灰石-石膏湿法脱硫,脱硫系统设置 GGH。由于目前国内大 容量机组预留脱硝的情况也较常见,本文对预留脱硝和带脱硝运行两种情况分别进行分析。 1、合一方案的风机选型及运行效率 表 3.2 预留脱硝方案引风机风量和静压升 项目 工况 TB 工况 B-MCR 工况(带脱硫) B-MCR 工况(脱硫解列) 风机入口流量/m3/s 719.5 614.9 614.9 风机静压升/Pa 8724 7018 3492 风机型号(动调) SAF-37.5-20-2 风机效率 84% 87.8% 71% 两个表中的数据分析,可以得出以下结论:(1)无论动叶可调轴流风机还是静叶可调轴流风机均可用于合 一方案的引风机。对于动叶可调风机采用两级叶轮来满足高扬程的要求对于静叶可调风机采用增加叶片的 数量和调整叶片的角度的手段来达到高扬程的出力。(2)对于脱硝装置,无论安装与否都可选用同一种型号的 动叶可调风机及静叶可调风机。 两种情况下,静调风机唯一的不同在于叶片数量的增减,转子和外壳都没有变 化。这两种情况在 BMCR 工况下风机的效率差异很小。因此对于现阶段预留脱硝的机组,将来再增加脱硝 装置时,风机本可不作改动,或改动很少 (3)当脱硫装置解列时,风机效率虽然下降,但是幅度不是很大,仍有约 。 75%的效率,相当于机组 50% BMCR 下的风机效率。由于风量保持不变,扬程下降,该工况的风机运行点更远 离风机的喘震点。因此脱硫解列时,合一方案的引风机运行的安全性比分设方案的引风机在锅炉 50%BMCR 工况下运行时还高。(4)从动调风机的性能曲线图中可以看出,对于带脱硝方案中,风机在 BMCR 工况下,带脱 硫系统运行时动叶角度为+2° 不带脱硫运行时动叶角度为-5° 对于预留脱硝的方案,该风机在 BMCR 工况下, , ; 带脱硫系统运行时动叶角度为+2° 不带脱硫运行时动叶角度为-4°。可见,当脱硫系统解列时,风机动叶角度 , 变化不大。一般 FGD 入口的挡板门关闭速度为 15~30s,一旦脱硫系统突然关闭,风机的动叶足够有时间调 整到需要的角度。 表 3.4 带脱硝方案引风机风量和静压升 项目 工况 TB 工况 B-MCR 工况(带脱硫) B-MCR 工况(脱硫解列) 风机入口流量/m3/s 719.5 614.9 614.9 风机静压升/Pa 10024 8018 4492 风机型号(动调) SAF-37.5-20-2 风机效率 86% 88% 75% 2、分设方案的风机选型及运行效率 对于引风机和增压风机分设模式 ,引风机的选型与常规电厂无异 ,动叶可调和静叶可调的轴流风机都是可 选的。本文仍以上海鼓风机厂设计的动调和静调轴流式系列风机为例 ,对动叶可调和静叶可调引风机分别 进行了选型分析 ,同样考虑带脱硝和预留脱硝两种情况 见下列三个表: 表 3.5 预留脱硝方案引风机风量和静压升 项目 工况 TB 工况 B-MCR 工况 风机入口流量/m3/s 719.5 614.9 风机静压升/Pa 4540 3492

风机型号(静调/动调) (G158/440)/(SAG37.5-20-1) 风机效率(静调/动调) 80.6%/85% 83.3%/87.5% 表 3.6 带脱硝方案引风机风量和静压升 项目 工况 TB 工况 B-MCR 工况 风机入口流量/m3/s 719.5 614.9 风机静压升/Pa 5840 4492 风机型号(静调/动调) (G158/435)/(SAF37.5-21.1-1) 风机效率(静调/动调) 83.0%/85.8% 83.7%/88% 表 3.7 脱硫增压风机风量和静压升

项目 工况 TB 工况 B-MCR 工况 风机入口流量/m3/s 791.5 614.9 风机静压升/Pa 4231 3526 风机型号(静调/动调) (G158/450)/(SAF37.5-20-1) 风机效率(静调/动调) 83.0%/86.0% 82.2%/87.3% 3、两种模式的经济比较 合一模式每台机组可减少两台风机,因此可以减少设备初投资。通过对国内目前风机市场的价格调查,可得出 两种模式风机 含电机 的成本对比。对于双级动调风机由于增加了一级叶轮和液压缸 ,油站较单级叶轮的 风机大 ,风机本体费用比单级动调风机分别增加 120 万元 /台 国产转子和 400 万元 /台 进口转子 。合 一模式的风机轴功率增加 ,电机费用比分设模式的电机增加 70 万元 /台。表 6 的风机价格基础以液压缸、 油站和轴承采用进口设备 ,分转子进口和转子国产两种情况进行对比。如分设模式的引风机和脱硫增压风 机都采用动调风机,分设模式两台风机价格之和比合并模式的单台风机高 160~220 万元;如都采用静调风 机,分设模式比合并模式低 20 万元 表 3.8 风机价格对比表 合并模式 分设模式 双级动调轴流引风机 单级动调轴流引风机 单级轴流增压风机 合计 进口转子 1100 进口转子 640 进口转子 620 1260 国产转子 620 国产转子 430 国产转子 410 840 双级动调轴流引风机 单级静调轴流引风机 单级静调轴流增压风机 进口转子 1100 进口转子 540 进口转子 540 1080 国产转子 620 国产转子 300 国产转子 300 600 4、两种模式的运行比较 机组带脱硫装置运行时 ,烟气系统是一个整体。根据机组负荷的变化 ,烟气量和系统阻力发生变化 ,引风机 和脱硫增压风机需作相应的调节。对于引风机和增压风机分设的模式 ,在机组负荷变化时 ,需同时调节串连 的两种风机 ,调节比较复杂。如果引风机和增压风机合一 ,调节对象单一 ,烟气系统响应负荷变化较分设模 式迅速 准确 对于合一模式 ,如果脱硫系统发生故障解列 ,如风机扬程不作调整 ,风机扬程高于系统所需 , 、 。 需要通过调整风机动叶使风机适应系统压降。目前风机的调节性能能够满足脱硫系统解列的工况。在安装 阶段 ,脱硫系统的整体调试在主机调试之后。 因此 ,如果采用合一模式,在主机调试阶段引风机在较低效区运行。从另一方面考虑 ,采用分设模式在运行 上也有一定的灵活性。从目前有脱硫系统的电厂运行情况来看 ,普遍存在着旁路烟道挡板门开启困难的问 题。虽然旁路挡板门的技术协议规定该挡板门的开启时间不超过 15 s,但是运行一段时间后由于湿烟尘堆 积在挡板门轴处 ,挡板卡死,无法打开。已有一些电厂在脱硫系统解列时无法打开旁路挡板门而引起跳机。 【万元/(风机+电机)】

因此 ,有些电厂在运行时旁路挡板全开 ,通过调节引风机和增压风机的叶片使得引风机出口压力略低于 FGD 出口压力 ,使净烟气回流 FGD,回流的流量控制在 1%以下。这样避免了旁路挡板到时无法开启的严 重后果。采用合一模式则无法进行这样的运行。 5、合一模式的优缺点 优点:(1) 降低了工程造价。单从风机和电机本体上比较 ,合一模式较分设模式的初投资少。而且 采用 合一模式还降低了电气开关柜、电缆、热控设备等辅助设备和风机基础的投资。(2) 运行方便。采用合 一模式在运行中只需要完成引风机与运行工况的匹配 ,而采用分设模式需要引风机、脱硫增压风机同时和 运行工况匹配 ,并且还要做到引风机和增压风机的协调。(3 )采用合一模式并不需要额外增加锅炉炉膛 的瞬态设计负压。(4 )由于取消了增压风机 ,可减少脱硫吸收区的占地面积。 缺点:(1 )采用合一模式的引风机由于压头高 ,往往需要两级叶轮。国产引风机这方面的业绩还不多。 对于 1 000 MW 级机组 ,宜采用进口引风机或进口关键部件。(2 )在 FGD 停运时,引风机的运行效率不 高 因此 ,在引风机的选型上宜优先采用动叶可调轴流式风机以提高在 FGD 解列时和机组部分负荷下的风 。 机效率 ,提高风机跟踪负荷的灵敏性。 3.7 脱硫系统的自动控制 火电厂自动控制的目的:使机组安全、经济、高效运行。[11]因此,烟气脱硫系统也需要进行自动控制. 3.7.1 闭环控制 湿法烟气脱硫闭环控制的主要任务包括: 增压风机前原烟气压力控制、 吸收塔 pH 值控制、 石灰石浆浓 度控制和石膏饼厚度控制等。[12] 1、 增压风机前原烟气压力控制 脱硫装置增加了烟道的长度, 且烟气挡板、GGH(气- 气换热器)、 吸收塔等部件都会对流经的烟气产生阻 力。 如不设增压风机, 引风机为维持锅炉炉膛压力必然增加出力; 国内外也有电厂用大容量引风机替代增 压风机的实例, 但对于已投产的燃煤机组, 配置增压风机则是唯一的选择。增压风机的控制任务是控制进入 脱硫系统前的烟气压力, 使旁路挡板前烟气压力在脱硫系统投入(旁路烟气挡板关闭、 进口烟气挡板打开) 和撤出(旁路烟气挡板打开、进口烟气挡板关闭) 2 种工况下,维持烟气导入 FGD 前后引风机出力不变, 同 时避免脱硫系统内部的各种扰动传递至炉膛而对炉膛负压产生影响。 增压风机入口处设置有导叶片, 调节 导叶开度来调节进入增压风机的烟气流量, 以控制增压风机前的烟气压力。烟气压力测点的安装位置应选 择得当, 太靠近或远离增压风机都不适合。 在该系统中, 压力测点安装在增压风机前进口烟气汇流处后靠 近中部的位置。 如果脱硫系统是 2 台机组公用 1 套脱硫系统, 烟气系统相对复杂, 因此给烟气压力控制增加了难度,在控 制过程中必须考虑单台机组烟气导入和 2 台机组烟气导入时的变参数控制, 同时要考虑 1 台机组烟气导 入或撤出时对第 2 台机组的影响。 在单台机组及 2 台机组烟气导入时, 分别根据动态试验和闭环扰动试验获得调节器的控制参数,再通过烟 气挡板的状态, 选择相应的参数进行变参数控制 在烟气导入或撤出时, 烟气扰动量非常大,据试验得知, 烟 。 气压力在进口挡板打开或关闭的初始阶段扰动量最大, 依据进口挡板的物理特性给增压风机入口导叶增加 一个超前( kick)量, 使其有一个预动作, 从而避免因入口导叶调节不及时给另一台机组产生影响。kick 量的 幅度由试验获得, 且作用的时间应选择恰当, 否则会产生超调或调节不及时。 考虑到机组至脱硫系统的烟道较长, 引入了机组总风量作为前馈, 当负荷变化时入口导叶可以快速响应。 此外, 原烟气压力控制的设定值应根据烟气导入前旁路挡板前的烟气压力设定, 使烟气导入后引风机出力 能大致维持在原先的水平。烟气压力设定值设置过低将增加增压风机出力, 且在 2 台机组烟气都导入后会 使增压风机调节余量不足; 设置过高则会使引风机出力过高。 因此, 应根据增压风机及引风机情况选择一 个合理的设定值。 2、 吸收塔 pH 值控制 吸收塔系统是整个 FGD 的核心, 极大部分的 SO2、 HF 和 HCl 将在吸收塔内被吸收, 石膏也将在吸收 塔内生成。吸收塔 pH 值的大小是浆池内石灰石反应活性和钙硫摩尔比的综合反映, 直接决定了烟气脱硫

的效率和石膏品质的好坏, 因此, pH 值的控制在脱硫系统中意义重大。 整个控制回路采用串级控制, pH 值控制作为一级控制器, 石灰石浆流量控制作为二级控制器, 控制器的输 出加上修正后的理论石灰石浆流量作为二级控制器的设定值。CaCO3 的理论值为烟气中的 SO2 量乘以 CaCO3 与 SO2 的摩尔比, SO2 量由原烟气的体积流量和原烟气的 SO2 含量计算得到, 根据 CaCO3 理论值、石灰石浆浓度及石灰石中 CaCO3 的纯度系数可得到理论石灰石浆流量值。因为加入吸收塔的 CaCO3 不能完全参与反应, 一部分剩余物最终将伴随石膏排出, 所以修正后的理论石灰石浆流量为理论 石灰石浆流量乘上修正因子 k。二级控制器输出则直接作为调门的开度指令。 此控制回路中, 石灰石浆流量控制作为内回路具有较快的响应时间, 内部扰动可以快速得到消除;pH 值控 制则是外回路, 对象容积大, 响应非常缓慢,因此作为前馈的 SO2 量可以弥补外回路惯性大的不足。 3 、石灰石浆浓度控制 石灰石粉由变频给料机从粉仓排出, 在混和箱内调湿成约 28%浓度的石灰石浆后自流至带搅拌器的石灰 石浆液箱, 通过控制加入浆液箱的水量来控制浆液浓度。石灰石浆通过石灰石浆液给料回路输送至吸收塔 系统。 石灰石浆的浓度直接影响吸收塔内的反应品质, 浓度过高或过低对于脱硫系统都是不利的。 原始设计中采 用给料机控制浆液浓度、滤水调节阀控制液位的策略, 在调试时发现上述控制策略实际效果不佳, 在南方潮 湿的环境中, 石灰石粉容易结块, 从而使刮板式给料机给粉不畅, 一旦发生堵塞, 因滤水仅参与液位调节, 将会造成浆液浓度过低。 分析了设备的具体特性后, 更改控制策略: 采用滤水调节阀控制浓度、变频给料机控制石灰石粉加入量, 变 频器的控制指令可由烟气中的 SO2 量导出,也可由操作员依据实际需求量手动控制。浆液的制备采用间断 式控制方式, 即当浆液液位低时, 联锁开启给料机, 滤水调节阀投入自动; 当液位达到高值时停止给料机, 关滤水阀并切手动 制浆过程中, 当浓度过高达到定值 D1 时暂停给粉, 滤水调节阀仍然参与调节; 当浓度 。 恢复至 D2 时重新启动给料机。浆液浓度达到高限时停给粉机是因为石灰石粉在混合箱中尚未混合均匀, 落入浆液箱后会附着在浆液表面,随着搅拌器的工作才缓慢溶入浆液中, 而浓度测量装置安装于浆液输送管 路中, 当其测量值偏高时, 浆液箱中实际石灰石量已偏大, 如不暂停给料机将会使浓度直线上升而影响脱 硫效果。此外, 还在 CRT 界面上增加了石灰石浆液箱液位低、浓度低的报警,在发生堵粉时能及时提醒运 行人员采取相应措施。 3.7.2 系统级顺序控制 本系统中还设置了系统级的顺序控制, 包括烟气系统、 吸收塔系统和石膏排出及脱水系统等。 操作员按 下启动按钮, 程序就可自动执行至整套装置投入。在顺控步骤中, 为了系统安全考虑, 增设了若干断点, 等 候运行人员手动操作或确认。 重要的断点有增压风机启动后, 应手动调节导叶并投入自动; 烟气进口挡板 打开后, 手动慢关旁路挡板, 至全关后再执行下一步。此外, 在顺控启动前, 应将选择首台机组烟气导入 FGD 的操作作为必要条件; 否则不允许程序执行。 烟气导入后将该条件复归, 在下次烟气导入时必须再次 选择。 3.7.3 烟气旁路的控制 烟气旁路作为在脱硫系统故障或烟气条件不符合脱硫设备工作条件而需紧急撤出时的唯一通道,它的可靠 性直接影响机组及脱硫装置的安全运行。旁路挡板设置有快、 慢 2 种工作模式, 快开模式适用于烟气的 紧急撤出; 慢开模式适用于手动操作或次紧急的烟气撤出。 同时烟气保护撤出还分为 FGD 保护撤出和单 台机组烟气保护撤出 2 种, FGD 保护撤出有增压风机跳闸、 循环泵跳闸、 进出口挡板突然关闭等情况, 旁路快开时可在 10 s 内全开。 旁路挡板和进口挡板间有闭锁和允许关闭的逻辑, 防止发生误操作。FGD 快速保护撤出时, 快开旁路挡板 后, 还应停运增压风机, 关断烟气进口门, 打开吸收塔排气门。 此外, 旁路挡板门应定期进行活动性试验, 防止在紧急情况下无法打开。 3.7.4 脱硫系统自动控制存在的问题 1、烟气系统与机组的配合

( 1)当机组发生 MFT 时, 锅炉燃料快速切断, 炉内温度突降将导致其内的烟气急剧收缩, 此时因烟道的惯 性作用, 增压风机将暂时保持原有出力, 如果烟气不快速走旁路, 这 2 个作用的叠加将导致炉膛负压过大, 有产生炉膛内爆的危险。 ( 2)机组发生 RB, 特别是送、 引风机 RB 时, 总风量将大幅度下降, 此时也应将烟气快速撤出, 因增压风 机的调节跟不上机组风量的变化, 且要考虑到对另一台机组的影响, 否则机组就有因炉膛压力过低发生 MFT 的危险。在浙江省某 300MW 燃煤机组发生送、 引风机 RB 时, 由于增压风机没有预动作,旁路挡板 未能及时打开, 最终造成机组 MFT, 后按以上策略进行改造, RB 试验取得成功。因此, 有必要考虑机组在 RB 时撤出烟气, 同时增压风机导叶做一定量的预动作。 ( 3)机组在低负荷投油助燃或定期试点油枪时,应在烟气撤出后进行, 因为含有油分的烟气进入脱硫系统将 对其造成不利影响。 2、脱硫盲区的处理 脱硫系统在运行中会不定期出现吸收塔浆池 pH 值持续走低的现象, 此类情况的出现直接影响到脱硫效率 和石膏的质量, 也无法通过常规的增加石灰石浆供应量的方法来提高 pH 值, 只能通过减少石灰石浆加入 量、降低脱硫效率运行及排放吸收塔浆池浆液的办法, 习惯上将此现象称为脱硫盲区。 对于脱硫盲区的发 生原因在国内外诸多文献中有相关阐述, 主流的 2 种解释为氟化铝致盲和亚硫酸盐致盲。 氟化铝致盲是由于飞灰、石灰石粉及工艺水中的氟和铝在吸收塔浆池内形成稳定的化合物 A1Fn,附着在石 灰石颗粒表面, 影响石灰石的溶解和反应,导致石灰石调节 pH 值能力下降, 脱硫效率偏低。亚硫酸盐致盲 是烟气中高浓度的 SO2 与石灰石颗粒快速反应生成亚硫酸钙, 包裹在石灰石颗粒表面, 影响吸收剂的反 应能力。不同电厂产生盲区的主要原因也不同, 如果是氟化铝致盲, 则是周期性的, 当氟化铝累积到一定程 度必然会出现脱硫盲区, 防止的办法是从源头和排放着手, 合理控制滤水的回收量也是一种有效的辅助措 施; 亚硫酸盐致盲则往往发生在机组燃用高硫分煤种或石灰石浆浓度过高, 防止的措施也有多种, 在此套 脱硫装置中主要采取了在 pH 值控制回路中增加限速和限幅环节, 避免浆液的过量加入及大起大落 此外, 。 选择循环管作为石灰石浆注入点也是避免脱硫盲区。

总结 (1)烟气脱硫市场需求预测与分析 到目前为止,据不完全统计,我国已投入运行及在建的脱硫装置有 20 余台,总装置容量约 5 000 MW,欲推测市 场需求的影响因素较多,如环境保。护方面的法律、法规、政策和标准,经济技术发展水平及火电厂的建设容 量等。在各因素之间相互作用的情况下,确切的市场需求很难预测。下面主要依据现行的法律、法规、标准 和现有燃煤电厂情况对火电厂烟气脱硫市场作一预测。根据《国务院关于酸雨控制区和 SO2 污染控制区有 关问题的批复》(国函[1998]5 号及《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—1996)等要求,预计到 2010 年全国需要安装烟气脱硫装置的机组约 180 台,装机容量为 44 000 MW。如上所述,到 2000 年底约有 5 000 MW 装机容量安装了烟气脱硫装置。预测 2001~2005 年,约有 15 700 MW 装机容量需安装烟气脱硫装置。 [13] (2)实现进一步发展烟气脱硫尚需探讨的一些问题

1.方针和政策 根据有关的研究结果,1995 年我国由于酸雨和 SO2 污染造成农作物、森林和人体健康等方面的经济损失约 为 1 100 多亿元,已接近当年国民生产总量的 2%,成为制约我国经济和社会发展的重要因素 因此,控制 SO2 。 排放已成为社会和经济可持续发展的迫切要求,势在必行。 1、法律的要求 2000 年 4 月修订的《中华人民共和国大气污染防治法》第 30 条“新建、扩建排放 SO2 的火电厂和其他大 中型企业超过污染物排放标准或总量控制指标的,必须建设配套脱硫,除尘装置,或采取其他控制 SO2 排放, 除尘的措施”。在酸雨控制区和 SO2 污染控制区内属于已建企业超过规定的污染物,依照本法第 48 条的规 定限期治理。国家鼓励企业采用先进的脱硫,除尘技术。企业应当对燃料燃烧过程中产生的氮氧化物采取控 制措施。第 48 条“违反本法规定,向大气排放污染物超过国家和地方规定排放标准的,应当限期治理并由所在 地,县级以上地方人民政府环境保护行政主管部门处一万元以上十万元以下罚款。限期治理的决定权限和违 反期限治理要求的行政处罚由务院规定。” 2、国家污染物排放标准的要求 《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223-1996)中,根据不同时段对火电厂 SO2 提出不同的控制要求。对 1997 年 1 月 1 日起环境影响报告的控制要求。对 1997 年 1 月 1 日起环境影响报告是待批准的新、扩、改 建火电厂(第三时段),在实行全厂排放总量控制的基础上,增加了烟囱 SO2 排放浓度限制,并与“两控区”和煤 的含硫量挂钩。煤的含硫量大于 1%的,最高允许排放浓度为 1200 mg/m3N,小于或等于 1%的为 2 100 mg/m3 (N),即要求全于“两控区”的电厂当燃煤的含硫量大于 1%时必须脱硫,否则,无法达标排放,对于煤的含 硫量在 1%以下的电厂,要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地环境质量的要求,通过环境影响评 价后确定是否脱硫。 3、国务院对“两控区”内火电厂 SO2 控制的要求 根据《国务院关于酸雨控制区和 SO2 污染控制区有关问题的批复》(国函[1998]5 号),对火电厂 SO2 排放提 出了明确要求,即要求“两控区”火电厂做到:到 2000 年底达标排放;除以热定电的热电厂外,禁止在大中城市 城区及近郊区新建燃煤火电厂;新建、改造燃煤含硫量大于 1%的电厂,必须建设脱硫设施;现有燃煤含硫量大 于 1%的电厂,要在 2000 年前采取减排措施;在 2010 年前分期分批建成脱硫设施或采取其它具有相应效果 的减排 SO2 措施。 3.资金问题 治理 SO2 污染需要一笔很大的投资,目前国内火电厂烟气脱硫装置工程大多数是从国外引进设备、国内负 责土建和安装,平均造价为人民币 1000~1 200 元/kW。在今后十年中以 3 000~4 000 MW/年的速度来增 设烟气脱硫装置,每年约需投资人民币 30~50 亿元。与酸雨及 SO2 污染造成上千亿元经济损失相比,这是 小数,但企业如何真正能获得这笔投资,自觉地投入环保费用, 实在是有难度。再说,在 2001~2010 年期间, 全国发电设备每年要增加 1 400~1 800 万 kW,其中含水电、核电、天然气发电,估计今后十年以 3 000~4 000 MW 规模的脱硫装置主要是新建电厂(资金比较容易落实,环保部门管得严),少数来自有资金的老厂改 造。至于更多的老厂是否会增设脱硫装置,就要看环保条例及罚款是否逐步严格再定。 4.降低排烟脱硫装置造价问题 国外很多著名专业厂商投入了大量物力财力进行研究,才有综合设计、制造、调试能力,如何在实践中分门别 类,争取逐步实现国产化,以降低造价,有很大的潜力。国产化包括“硬件”(设备)和“软件”(技术设计、调试等) 两个方面。以湿法脱硫装置为例。200 多台套设备中,大容量循环浆泵、烟气换热器、湿风机、大型真空皮 带脱水机、高性能喷嘴与除雾器、采样与检测元件及控制系统等专用设备一时国内难以提供,需国外采购外, 大多数通用设备如泵、风机、物料输送机械、破碎与磨粉设备、电气设备等均可由国内生产,并经产品优化 比较后使用。在技术设计方面可通过联合设计、引进技术等方式,逐步掌握设计参数,选取工艺计算、主设备 设计、工艺系统设计等项设计技术国产化。国产化将单位造价降低 30%作为第一步目标是可能的。以珞璜 电厂为例,一期 2 台 360 MW 机组从三菱进口,投资 3 640 万美元;二期 2 台 360 MW 机组,从三菱引进关键 设备引进占 15%,国内选购 85%,并联合设计,引进设备及设计费等约 1 000 万美元,而国内选购设备费用约相

当于 1 000 万美元,使投资大致下降了 30%~35%。目前珞璜电厂 4 台机组的烟气脱硫装置运行正常,生产 的石膏板畅销各地,颇为成功。 (3)对烟气脱硫的展望 石灰石-石膏湿法脱硫技术是面前应用的最普遍的烟气脱硫方法。我国的火电厂烟气脱硫起步晚、技术尚未 成熟、存在着各种阻力,治理二氧化硫排放问题的道路任重而道远,还需要各界人士的支持和帮助。但是, 通过以上的介绍,可以看出,我国的火电厂烟气脱硫还是有光明的发展前景的,只有国家和人民齐心协力, 并且积极改进管理水平,我国的二氧化碳排放量一定会被控制在对大气不造成污染界线以下。

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