干法脱硫
2020-03-03 14:50:33 来源：范文大全收藏下载本文
干法脱硫技术及应用
我国是燃煤大国，连续多年SO2排放总量超过2000万t，已成为世界上最大的排放国。烟气脱硫是控制SO2排放最有效、最经济的手段。目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的石灰石／石膏湿法工艺，但由于湿法工艺系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，国内企业迫切需要投资少、运行成本低、效率高的脱硫技术。奥地利AEE集团(LLAG)公司在上世纪70年代末率先将循环流化床工艺用于烟气脱硫，开发了一种烟气循环流化床干法脱硫工艺(Circu．1ating Fluidized Bed nue GasDesulphurization，简称CFB— FGD)。经过近30年的不断改进(主要是在90年代中后期)，解决负荷适应性、煤种变化、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的技术问题，至今运行业绩达到40多台套。
辽宁万和环保有限责任公司于2009年10月在国内率先引进了德国LLAG公司的CFB—FGD技术。2002年底，华能国际电力有限公司在经过多次论证和招标后，为其下属抚顺新钢铁烧结机的2 X 300MW机组配套由辽宁万和环保股份有限公司负责设计、制造的CFB—FGD装置。
l 工程概况
抚顺新钢铁位于辽宁省中部地区的抚顺市，是个典型的多煤地区，距沈阳东南方向150km。一期已建2X 100MW燃煤机组，2002年新建二期工程，安装2 X 300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053t／h\'~粉锅炉。
榆社电厂2 X 300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统于2003年4月开始设计，2003年12月开始安装。2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉同步投运。脱硫效率高达90％以上，运行可靠，成功地将国外先进技术与国内的吸收、消化和工程管理相结合，取得了较好的技术经济性能，使之成为目前世界上单机容量最大的干法脱硫系统。 2 工程设计 2．1 煤质特性
榆社电厂二期工程燃用贫煤，主要的煤质特性
2．3 吸收剂分析 (1)吸收剂名称：生石灰
(2)吸收剂品质要求：软煅生石灰粒径≤lmm，氧化钙(CaO)含量≥70％ ，生石灰消化速度Voo
CFB—FGD工艺以循环流化床原理为基础，采用消石灰为脱硫剂。该技术工艺流程如图1所示，主要由吸收塔、脱硫除尘器、吸收剂制备、物料再循环及排放、工艺水、仪表控制系统等6个部分组成。
烧结机排放烟气通过文丘里管的加速从吸收塔的底部与加入的吸收剂和脱硫灰混合后而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，使颗粒与烟气之间具有很大的相对滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，从而极大地强化了气固间的传热、传质。同时通过向吸收塔内喷水，湿润颗粒表面，烟气冷却到最佳的化学反应温度。此时烟气中的SO2 和几乎全部的SO
3、HCI、HF等酸性成分被吸收而除去，生成CaSO3·1／2H2O等副产物。主要化学反应是： Ca(OH)2+S02 = CaSO3·1／2H20+1／2H20 Ca(OH)2+SO3 = CaSO4·1／2H20+1／2H20 CaSO3·1／2H2O +1／202 = CaSO4·1／2H2O 2Ca(OH)2+2HCI = CaCI2·Ca(OH)2·2H20 Ca(OH)2+2HF = CaF2+2H20 Ca(OH)2+C02 = CaCO3+H20 为了降低吸收剂的耗量和稳定流化床的运行，除尘器收集到的脱硫产物和未反应的吸收剂循环回吸收塔进一步参加反应。由于吸收塔内拥有较高颗粒的床层密度，使得床内的Ca／S比高达50以上，S02可以得到充分反应。通过控制吸收剂的加入量以及物料与烟气的接触时间，可获得90％～98％的稳定SO2脱除效率以及99％的SO
3、HCI、HF脱除效率。 2．5 设计参数
脱硫除尘岛的设计要求同时满足烧结机燃用设计煤种和校核煤种两种情况，具体设计参数如表3。 3 系统组成 3．1 吸收塔
吸收塔为文丘里空塔结构，是整个脱硫反应的核心。由于烟气中几乎所有的SO3都被脱除以及始终在烟气露点温度20℃ 以上，吸收塔内部不需要任何防腐内衬，塔体由普通碳钢制成。为适应大型化应用，吸收塔流化床的入口采用4个文丘里管结构。
吸收塔的流化床反应段的直径为7.5m，吸收塔总高度为35m。 3．2 脱硫除尘器
脱硫除尘器采用布袋除尘器 (也可以用电除尘器)，由于物料的不断循环使脱硫除尘器的人口粉尘浓度高达6O0～1000g／Nm3，是常规电站电除尘器的20～30倍，为了满足环保烟尘浓度50mg／Nm3的要求。脱硫除尘器的除尘效率必须到达99．98％以上，但由于通过吸收塔的喷水增湿、降温，十分有利于脱硫效率的提高。万和环保采用德国鲁奇Bs型高浓度电除尘技术，通过有效的结构设计以满足脱硫工艺的要求。脱硫除尘器采用双室四电场，型号为BS470／2—4／38／400／15．425／4×11一LC，本体阻力250Pa，阳极板采用ZI24型，阴极线为V型线，设计效率为99．99％ 。 3．3 吸收剂制备系统
CFB—FGD所需的脱硫剂一般为Ca(OH)2，其来源有两种方式：一是直接采购符合要求的消石灰Ca(OH)2粉，二是采购满足要求的粉状CaO由密封罐车运到脱硫岛并泵人生石灰仓。然后经过安装在仓底的干式石灰消化器生成Ca(OH)2干粉，通过气力输送进人消石灰仓储存。根据脱硫需要，通过计量系统向吸收塔加入Ca(OH)干粉。
本项目的生石灰仓和消石灰仓的有效容积分别为300m
3、500m3，满足满负荷运行7天用量。干式石灰消化器采用意大利进口产品，其结构为卧式双轴搅拌式消化器，设计消化能力为10t／h，消石灰粉含水率低于1.5％。
3．4 物料再循环及排放系统
脱硫除尘器收集的脱硫灰大部分通过空气斜槽返回吸收塔进行再循环，该项目设有两条循环空气斜槽，通过控制循环灰量即可调节吸收塔的压降。在脱硫除尘器的灰斗设有2个外排灰点，采用正压浓相气力输送方式，输送能力按实际灰量的200％设计，对应配套两条输送管道将脱硫灰输送到脱硫灰库贮存。 3．5 工艺水系统
脱硫除尘岛的工艺用水包括吸收塔脱硫反应用水和石灰消化用水。前者通过高压水泵以一定的压力通过回流式喷嘴注人吸收塔内，在回流管上设有回水调节阀，用以跟踪和调节水量。高压水泵的流量为60m3／h，压力为4．0MPa。石灰消耗用水采用计量泵根据生石灰的加人量进行控制。 3．6 控制系统
CFB—FGD的工艺控制过程主要有3个控制回路，这3个回路相互独立，互不影响。(1)SO2控制：根据吸收塔人口SO
2、ESP2排放SO2浓度和烟气量控制吸收剂的加入量，以保证达到按要求的SO2排放浓度；(2)吸收塔反应温度的控制：通过控制喷水量可以控制吸收塔内的反应温度在最佳反应温度70～80~C；(3)吸收塔压降控制：通过控制循环物料量，控制吸收塔整体压降在1600～2000Pa左右。榆社项目采用SIEMENS的DCS系统，操作简单，画面丰富，准确灵活，与锅炉主机通讯可靠畅通。 4 工艺布置
榆社电厂2×300MW机组CFB—FGD脱硫除尘岛内各个分系统均独立设置，所有的工艺、电气设备均为一炉一套。脱硫除尘岛沿锅炉中心轴，顺烟气方向成一字形布置，即原烟气主烟道中心线、预电除尘器、吸收塔中心线、脱硫电除尘器中心线、锅炉引环保技术风机、烟囱在一条直线上。主要辅助工艺设施如工艺水系统、吸收剂制备系统就近围绕吸收塔，各设备的平面和空间组合，既做到工作分区明确，又做到合理、紧凑、方便，外观造型美观，整体性好，并与电厂其他建筑群体相协调，同时最大限度地节省用地。脱硫除尘岛内的建构筑物主要有预电除尘器、吸收塔、脱硫电除尘器、生石灰仓、消石灰仓、脱硫控制楼等。脱硫控制楼布置在两台炉的中间，两台炉脱硫除 岛照片见图2所示__ 5 运行情况
2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉同步投运，经过1个多月的试运行后，于12月上旬两台炉脱硫除尘岛顺利通过了78h的满负荷运行考核，并移交给电厂运行。由于榆社电厂燃用贫煤和混煤，实际含硫量高于设计和校核煤种，约为2．5％，在考核运行时，脱硫除尘岛的人口SO2浓度最高达到近7000mg／Nm3，但通过加大Ca／S，可以确保90％以上的脱硫效率，最高达到98．4％(参见图3)，同时脱硫后电除尘器出口粉尘排放在20～50mg／Nm3之间，满足环保要求。而在考核运行中采用的吸收剂生石灰的纯度只有70％，活性 为10min左右 本次考核的运行参数如表4。 7 结束语
抚顺新钢铁烧结机2×300MW机组烟气循环流化床干法脱硫系统是目前世界上投运成功的处理烟气量最大，同时也是配套烧结机机组容量最大的干法脱硫装置。通过运行证明，CFB—FGD脱硫工艺可以满足大型烧结机机组烟气脱硫、除尘的需要。不仅脱硫率可达到90％以上，而且脱硫电除尘器出口粉尘排放也能满足50 mg／Nm3的环保要求。同时，CFB—FGD脱硫工艺可以满足高硫煤的脱硫需要，为我国高硫煤地区的脱硫工艺选择增加一种技术、经济性良好的比选工艺。
中电投远达环保工程有限公司
摘 要：综述了国内外燃煤电厂干法烟气脱硫技术及其应用现状。其中对循环流化床烟气脱硫技术的特点及其在国内脱硫工程中的应用进行了详细介绍，并对比了湿法与干法脱硫技术的投资及运行成本。经分析发现，循环流化床法烟气脱硫技术是目前技术较成熟、运行可靠的干法脱硫技术。
关键词：干法脱硫技术；循环流化床；经济性
1 概述
目前国内外应用的干法（半干法）脱硫技术大致分为如下几种：循环流化床脱硫技术（CFB）、活性炭（焦）法、NID半干法脱硫技术、SDA旋转喷雾半干法脱硫技术、LIFAC技术和电子束法等。其中在国内火力发电厂应用较多的干法技术为循环流化床（CFB）脱硫和NID脱硫，前者单塔脱硫能力可达300MW（最大应用业绩为600MW机组），后者为50MW（最大应用业绩为200MW机组）。LIFAC技术主要用于前几年较多的CFB锅炉的脱硫整改。活性炭技术目前在国内应用并不多，基本集中在神华集团的自备电厂，国外的最大应用业绩为600MW机组；电子束法和SDA旋转喷雾法在国内外都未有较多应用。
现主要介绍国内火力发电厂应用较多的循环流化床法，另对活性炭脱硫技术也进行了介绍。
2 国内外应用现状
循环流化床烟气脱硫技术是目前国内外应用比较成熟的干法烟气脱硫技术[1，2]。与湿法脱硫相比，优点是：耗水量少（约为湿法的50%左右）、占地面积小（约为湿法的60%左右，布置较为灵活，炉前炉后均可）、运行成本比湿法略低等优点；缺点是：负荷适应性较差，对运行人员要求较高，吸收剂利用率为60%~80%（湿法为97%），脱硫副产品不稳定，难以综合利用，通常脱硫效率为85%~90%，适用于硫含量小于2%的机组，目前单塔最大处理能力为300MW，国内最大应用业绩为华能邯峰2×600MW机组，采用一炉两塔方式。
国外环保公司掌握此项技术的主要有；奥地利能源&环境工程有限公司（AEE）、德国鲁奇能捷斯公司（LLAG）、德国Wulff公司和美国艾尼克公司。
国内环保公司掌握此项技术的主要有；远达环保公司（技术来源—奥地利能源&环境工程有限公司），福建龙净和山东三融公司（技术来源—德国鲁奇能捷斯公司），武汉凯迪公司（技术来源—德国Wulff公司），甘肃龙源公司（技术来源—美国艾尼克公司）。
3 工艺技术简介
循环流化床法烟气脱硫技术的工艺流程如图1所示，根据循环流化床的原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的气固流化床，从而强化了脱硫吸收剂颗粒之间、烟气SO
2、SO
3、HCl、HF等气体与脱硫吸收剂的接触时间和传热传质性能，并延长了固体物料在反应塔内的停留时间，提高了SO2与脱硫剂的利用率和脱硫效率[3，4]。
循环流化床烟气脱硫的技术特点如下：
（1）塔内没有运动部件，磨损较小，设备使用寿命长，维护量小，运行费用较低。
（2）无需防腐。吸收塔内具有优良的传质传热条件，使塔内的水分迅速蒸发，并且可同步脱除SO3，HCl，HF等酸性气体，烟气温度高于露点20℃左右，因此吸收塔及其下游设备不会产生粘结、堵塞、腐蚀。
4 循环流化床烟气脱硫技术的应用情况
远达公司于2006年11月与奥地利能源&环境集团公司（AEE）完成了技术装让，目前应用于江西南昌发电厂2×125MW机组、吉林浑江发电厂#5/#6机组（2×200MW）、吉林松花江电厂2×125MW机组、吉林四平电厂2×125MW机组、上海城投危废焚烧项目，其中江西南昌电厂2×125MW机组已于2007年8月完成了初步验收，浑江#6机组正在进行热态调试。上海城投危废项目为亚洲最大的危废焚烧线。
江西南昌发电厂为远达公司的第一个干法项目，在实施过程中发现一些问题，#11炉顺利通过96小时试运行，而10#炉则多次出现塔内结垢问题，经反复调试发现，CEMS在线分析系统和温度控制系统非常重要，其直接影响到加水量的多少，这是循环流化床是否产生结垢的关键，故对CEMS、雾化喷枪和调节阀进行了一些改进。
福建龙净于2001年10月引进了鲁奇公司干法技术，次年山东三融环保也引进了鲁奇技术，德国Wulff公司的技术于2002年转让给武汉凯迪。
福建龙净于2004年4月投运了当时最大的2×300MW干法机组（山西榆社，国产化试点项目），运行效果不是很好，后经过多次整改，于2006年基本运行正常。该公司目前承接了华能邯峰2×600MW机组（一炉两塔），目前正在实施。
山东三融的干法项目主要集中在河南和山东的中小型机组，包括焦作、聊城等项目，最大为聊城2×300MW机组。
武汉凯迪早期引进的Wulff技术应用并不理想，在广东实施的恒运项目基本是失败的，双方合作不是很好。北京紫泉公司在远达公司的技术支持下，与Wulff合作的山西河坡电厂2×100MW（两炉一塔）运行较为良好。
甘肃龙源与美国艾尼克公司合作的吉林四平电厂项目#3炉项目，历经2年，期间调试并不理想，后来增加了再循环烟道，基本运行正常。
5 投资及运行成本分析
目前，国内干法脱硫EPC工程单位千瓦造价均在200元/KW以上（中小型机组居多），福建龙净公司正在实施的华能邯峰2×600MW电厂EPC工程造价为2.4亿元，单千瓦造价200元/KW（含硫率1.5%，一炉两塔）；山东三融公司实施的山东聊城2×300MW循环流化床烟气脱硫工程EPC造价1.6亿元，单千瓦造267元/KW（含硫率1%，一炉一塔）。
下面以2×200MW机组为例，就某技改项目（干法脱硫）和某新建项目（湿法脱硫）的经济性作以下比较。
5.1 EPC工程造价比较
（1）干法项目EPC工程造价。项目概况：某电厂2×200MW技改工程，含硫率0.8%，低位发热量16MJ/kg，以下数据按二台一炉一塔方案进行计算，脱硫率90%。
EPC工程总造价9500万元（其中静电除尘器设备本体及相应建安工程共计约3030万元），单千瓦造价237.5元/KW。如果新建项目，主机除尘器采用双电场或单电场方式，可减少主机除尘器设备费用约600万元。折算到新建项目2×200MW干法脱硫EPC工程总造价为8900万元，单千瓦造价222.5元/KW。
（2）湿法项目EPC工程造价。项目概况：某新建项目一期工程2×200MW烟气脱硫工程，含硫率0.8%，低位发热量19MJ/kg，采用二炉一塔的湿法脱硫方式，脱硫率95%。
EPC工程总造价7500万元，千瓦造价187.5元/KW。
干法脱硫装置比湿法脱硫装置的EPC工程费用增加1400万，千瓦造价增加35元/KW。
5.2项目运行成本比较
（1）干法FGD项目的运行成本。年运行成本，2398.10万元，单位脱硫成本为：13.32元/MWh；
（2）湿法FGD项目的运行成本。年运行成本，2457.86万元，单位脱硫成本为：13.65元/MWh。
目前干法脱硫的初投资较湿法较高（因机组容量较小），运行成本较湿法脱硫略低。耗水量约为湿法的50%左右。
6 结论 从干法脱硫装置的运行情况来看，技术比较成熟、运行可靠的干法脱硫技术是循环流化床干法脱硫工艺。 参考文献
[1]程亮，刘宇，李华民.循环流化床脱硫技术在我国的应用[J].江西能源，2008（1）：56-59.[2]麻瑜.循环流化床干法烟气脱硫技术分析[J].电力学报，2007（2）：58-60.[3]王凤印，王翠苹.循环流化床烟气脱硫技术的研究现状[J].电力环境保护，2005（4）：15-18.[4]王忠喜，高霞红.循环流化床烟气脱硫技术及其环境经济可行性探讨[J].污染防治技术，
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