脱硫工程技术方案

第五章工程技术方案

5.1 主要脱硫工艺方案概述

烟气脱硫是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，是控制SO2排放的主要技术手段。世界上已有数千套烟气脱硫装置在运行，积累了丰富的经验。对我国来说，已引进和自主开发了数种工艺，大型电厂锅炉脱硫主要分为生石灰(半)干法脱硫技术和石灰石-石膏法湿法脱硫技术，中小型锅炉主要采用双碱法脱硫技术或一体化除尘脱硫工艺。目前，比较成熟的脱硫工艺技术主要有以下几种。

5.1.1（半）干法脱硫技术

干法/半干法脱硫技术是通过不同形式在反应器/塔中喷入脱硫剂、循环灰和水份，形成最佳的浓相环境，通过水份的蒸发，在循环灰表面形成气液-液固反应环境，SO2在这个环境中和脱硫剂反应，从而达到脱硫效果的一种脱硫技术。它具有投资小、运行维护方便、占地面积小，耗水量小等特点，因此广泛运用于中小机组的烟气脱硫上。目前国内主要的干法脱硫技术有NID、CFB、RCFB、SDA、氧化镁法等，它们的技术原理基本相同，但在脱硫剂的消化系统、反应器\脱硫塔的形式、物料的加入形式、反应时间、物料在塔内的循环方式等方面又有不同，其控制水平也有差异。

NID干法脱硫技术具有投资费用少，系统简单可靠，启停方便，运行维护费用少，无废水产生等特点，适用于250MW及以下的中小机组，尤其适用于改造项目。

从锅炉的空预器出来的烟气，经除尘器预除尘后进入反应器，和均匀混合在增湿循环灰中的吸收剂发生反应。在降温和增湿的条件下，烟气中的SO2与吸收剂反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。反应后的烟气携带大量的干燥固体颗粒进入脱硫后的布袋除尘器内收集净化。经过捕集、干燥的循环灰从烟气中分离出来落入灰斗，经流化后由输送设备输送给混合器，与来自消化器的新鲜消石灰混合。混合灰经过增湿搅拌后进入反应器实现一个循环过程。灰循环倍率可达到100次以

上。净化后的烟气比露点温度高20℃以上，经过引风机排入烟囱。

控制系统通过调节混合器加入水量的多少来保证反应器中反应的温度及恒定的烟气出口温度，同时对进出口烟气量连续监测，进口、出口SO2浓度和烟气流量决定了系统吸收剂的加入量。循环脱硫灰在除尘器的灰斗中得到收集，当高于灰斗的最大料面时，通过溢流方式排出。由于排出的脱硫灰含水率只有2%左右，流动性好，适宜采用气力输送装置外送。

此技术的显著特点有：

（1）生石灰消化及增湿的一体化设计不仅对提高脱硫效率十分有利，同时也降低了吸收剂消化系统的投资和维修费用。

（2）利用循环灰携带水份，当水与大量的粉尘接触时，在粉尘颗粒的表面形成水膜，在尽可能短的时间内形成温度和湿度适合的理想反应环境。

（3）烟气在反应器内停留时间只须1秒左右，可有效降低脱硫反应器高度。

（4）采用普通压力喷嘴，不需要大量的雾化空气，可节约压缩空气站的投资和运行费用。

（5）整个装置运行可靠，负荷适应性好。

（6）脱硫副产物为干态，系统无污水产生。脱硫渣流动性好。

（7）循环灰的循环倍率可达50倍以上，使吸收剂的利用率提高到95%以上。

（8）整个装置结构紧凑、占用空间小，无复杂的消化制备系统，大大降低了初投资和运行费用。

（9）无单独CaO消化、输送、存储系统，现场干净，文明生产。

（10）脱硫后烟气可直接排放，脱硫后烟气温度达到70~75℃，高于露点15℃以上，由于SO2基本脱尽，因此对风机、烟道、烟囱系统无腐蚀。

（11）脱硫剂要求不高，就地都可解决，价廉易得。

（12）脱硫效率高，脱硫效率可达90%左右。

5.1.2石灰石-石膏湿法脱硫技术

湿法脱硫工业化装置已有四十余年的历史，经过多年不断改进发展与完善，目前已成为世界上技术成熟、应用广泛的脱硫工艺，在脱硫市场特别是大容量机组脱硫上占主导地位，约占电厂装机容量的85％。应用的单机容量已达1000MW。

该工艺的主要反应是在吸收塔（反应器）中进行的，送入吸收塔（反应器）的吸收剂浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔（反应器）的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫(SO2)与吸收剂浆液中的吸收剂以及鼓入的空气中的氧气(O2)发生化学反应，生成脱硫产物；脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气再热器加热升温后，经烟囱排入大气。

湿法烟气脱硫技术是在离子条件下的气液反应。烟气在脱硫塔中被带有碱性的液体喷淋，从中脱去烟气中的SO2。

湿法脱硫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制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔（反应器）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氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液滴，经加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。其脱硫副产物石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。湿法烟气脱硫技术的特点是脱硫效率高，运行稳定，在世界范围内广泛运用，在烟气脱硫市场中占据主导地位。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，尤其是在300MW及以上燃烧高硫煤的机组，脱硫效率可达到95％以上，是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%。

一套完整的湿法脱硫工艺系统通常包括：SO2吸收氧化系统即吸收塔（反应器）系统、烟气系统、吸收剂制备系统、石灰石输送系统、石膏脱水系统、废水处理系统。FGD补给水系统、压缩空气系统、闭式冷却水系统、辅助蒸汽系统等。各系统关系如下：在整个脱硫系统中，吸收塔（反应器）系统是核心，SO2的脱除，中间产物的氧化，以及副产物石膏浆的结晶全部在吸收塔（反应器）中完成，其它系统则是为吸收塔（反应器）系统提供服务，而且根据要求不同，其它系统或可以简化，或可以取消，如果取消石膏脱水系统，则变为石膏抛弃法，这时废水处理系统也相应取消，烟气系统的简化主要在于烟气再热器的取舍，而吸收剂制备系统的简化则是取消石灰石磨制设备（球磨机），直接购买石灰石粉

进行配制浆液。

5.1.3双碱法脱硫技术

双碱法脱硫工艺是为了克服石灰／石灰石法烟气脱硫容易结垢、需要循环水量大、能耗高的缺点而发展起来的，钠钙双碱法（Na2CO3-Ca(OH)2）或NaOH-Ca(OH)2用纯碱启动、钠碱吸收SO2、石灰再生，再生后吸收液循环使用。

对于双碱法脱硫，可分为浓碱法和稀碱法。烟气含硫高，可以采用浓碱法。烟气含硫低，可以采用稀碱法，采取可靠措施降低循环吸收液中CaSO4的含量，以降低结垢风险。

较之石灰石法等其它脱硫工艺，双碱法脱硫有以下优点：

(1)钠碱吸收剂反应活性高、吸收速度快，在液气比一定的情况下，脱硫达到较高的脱硫效率；

(2)塔内和循环管道内的液相为钠基清液，吸收剂、吸收产物的溶解度大，再生和沉淀分离在塔外，可大大降低塔内和管道内的结垢机会；

(3) 吸收速度快，可降低液气比（液气比不超过2L/m3），从而降低运行费用；

(4)脱硫渣无毒，溶解度小，无二次污染，可综合利用；

(5)石灰作再生剂（实际消耗物），安全可靠，来源广泛，价格低；

(6)操作简便，系统可长期稳定运行。

(7)脱硫产物与电除尘器中未分离的烟尘一起形成固体滤饼后，可以继续氧化并制成石膏或直接送到填埋场填埋。

5.1.4其它脱硫技术

（1）简易湿法

简易湿法是在石灰石-石膏湿法的基础上，省去石膏脱水系统，直接把脱硫产物抛弃。同时，去掉GGH（热-热交换器），这样可以节约投资，但需要提供烟气的出口温度，且需要对烟囱做防腐处理。有些厂家在建设简易湿法脱硫工程时，大幅省掉防腐措施以和干法脱硫技术拼价格，这样势必会影响整个电厂运行的安全。

（2）氨法

这种脱硫方法是在工程附近有大量便宜的氨水供应的情况下，用氨水替代石灰石浆液的一种湿法脱硫技术。这种技术因为处理后的烟气中含有无法处理的

“气溶胶”，以及防腐等方面的问题，目前在国内还没有完全成功的运用经验。

（3）海水脱硫

海水脱硫方法是利用海水的碱性来进行的一种脱硫方法，适用于海边建设的电厂。海水脱硫方法和石灰石-石膏湿法的结构类似，继承了后者的诸多优点和缺点。但海水脱硫系统的废水对海水是否有二次污染，目前还没有定论。

（4）炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850～1150℃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，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，进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.0～2.5时，系统脱硫率可达到65～80%。

5.2 项目脱硫工艺方案的选择

对于中小型火电厂而言，以前锅炉烟气的治理，采用较多的是花岗岩湿式除尘器。但随着国家对锅炉烟气排放要求的提高，单独的花岗岩脱硫除尘器已不能满足环保的需要。

近年来随着技术的发展，在中小型锅炉上也开始利用电除尘器来除尘，但尽管电除尘器的除尘效率完全可满足高含尘烟气的需要，但电除尘器不能脱硫。国内外对脱硫已有大量的研究和推广，其中最成熟的工艺还是湿式石灰（石灰石）法，占到了所有脱硫工程的90%以上，这些技术在国内也有应用，但终因其高昂的造价和高额的运行费用（即使国产化后，130t/h也需1000万左右，且其能耗占到厂用电的25%），不太适合中国国情。

控制燃煤锅炉二氧化硫排放有很多种方法,各种脱硫工艺工程投资和脱硫效率各不相同，表5-1是中小型锅炉几种常用典型脱硫方式的效果对比情况表。因此，选择何种脱硫工艺一般可根据以下几个方面综合考虑：

（1）二氧化硫排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求；

（2）脱硫工艺要适用于工程已确定的煤种条件，并考虑循环流化床含硫量等在一定范围内变动的可能性；

（3）脱硫工艺要做到技术成熟、设备运行可靠，并有较多成功的运行业绩；

（4）根据工程的实际情况尽量减少脱硫装置的建设投资；

（5）脱硫装置应布置合理，占地面积尽可能少；

（6）吸收剂要有稳定可靠的来源；

（7）脱硫工艺脱硫吸收剂、水和能源等消耗少，尽量减少运行费用；

（8）脱硫副产物、脱硫工艺产生的废水应能得到合理地利用或处置。

根据上述因素，结合河南银鸽公司的实际情况，对于已建成投产的机组，炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫工艺因需对现有锅炉进行改造、且可能会影响锅炉效率，此工程地处内陆，不适合海水脱硫；氨法脱硫方法需要在工程附近有大量便宜的氨水供应，且这种技术因为处理后的烟气中含有无法处理的“气溶胶”，以及防腐等方面的问题，目前在国内还没有完全成功的运用经验，故不推荐；简易湿法对系统的安全性造成威胁，故不推荐。

炉后干法脱硫工艺和石灰石—石膏湿法脱硫工艺因具有脱硫效率高、工艺成熟、运行可靠、对机组运行的影响小等优点，但一次性投入高，不适合于小型热

电企业。

同时针对现有热电厂空场有限，脱硫工艺选择钠钙双碱法脱硫工艺作为本工程脱硫工艺，有效地利用钠钙双碱法脱硫工艺的技术优势。同时由于烟气含硫低，采用稀碱法。采取可靠措施降低循环吸收液中CaSO4的含量，以降低结垢风险。