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天成正博环保设备有限公司
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阅读：7193发布时间：2016-3-3
煤在我国一次能源中占75%左右, 燃煤锅炉排放烟气是大气污染的zui主要根源。燃煤产生的二氧化硫使我国的酸雨污染逐年加重。
为遏制酸雨污染的进一步扩展,*以国函[1998]5号文批准了国家环保总局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》。在两控区内,对工业污染源排放实行分阶段控制。以火电厂为例,新建、改建燃煤含硫量大于1%的电厂,必须同步建设脱硫设施;现有燃煤含硫量大于1%的电厂,应实行减排措施, 在2010年前分批建成脱硫设施或采取其它具有相应效果的措施。
1 几种较为成熟的烟气脱硫技术
烟气脱硫(Flue Gas Desulfurization,简称FGD)是目前燃煤电厂控制SO2气体排放zui有效和应用zui广的技术。20世纪60年代后期以来,烟气脱硫技术发展迅速,根据美国EPRI(电力研究院)的统计,大约有300种不同流程的FGD工艺进行了小试或工业性试验,但zui终被证实在技术上可行、经济上合理并且在燃煤电厂得到采用的成熟技术仅有十多种。
烟气脱硫技术按脱硫剂及脱硫反应产物的状态可分为湿法、干法及半干法三大类,其特点及代表性工艺如表1所示。
这三类烟气脱硫技术在发达国家已发展多年,目前在火电厂大、中容量机组上得到广泛应用并继续发展的主流工艺有4种:石灰石/ 石灰-石膏脱硫工艺,喷雾干燥脱硫工艺,炉内喷钙炉后增湿活化脱硫工艺(Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium,简称LIFAC) 和循环流化床烟气脱硫工艺(Circulating Fluidized Bed Flue Gas Desulfurization,简称CFB-FGD）。
1.1 石灰石/石灰-石膏湿法工艺
湿法烟气脱硫工艺是目前脱硫率zui高的工艺,zui高脱硫率在Ca/S=1.1～1.25时可达到98%及以上。湿法工艺包括许多不同类型的工艺流程,使用zui多的是石灰石/石灰-石膏湿法工艺,约占全部FGD安装容量的70%,根据吸收塔型式不同又可分为三类:逆流喷淋塔、顺流填料塔和喷射鼓泡反应器,常用的为逆流喷淋塔型式湿法工艺,其工艺流程如图1所示。
从除尘器出来的烟气经气-气换热器降温后进入FGD吸收塔,在吸收塔内烟气和喷淋下的石灰石粉悬浮液充分接触,SO2与浆液中的碱性物质发生化学反应被吸收。新鲜的石灰石浆液不断加入到吸收塔中,洗涤后的烟气通过除雾器再经气-气换热器升温后由烟囱引至高空排放。吸收塔底部的脱硫产物由排液泵抽出,送去脱水或作进一步处理。
该工艺主要缺点是基建投资费用高、占地多、耗水量大、脱硫副产物为湿态,且脱硫产生的废水需处理后排放。但由于该工艺技术成熟、性能可靠、脱硫效率高、脱硫剂利用率高,且以zui常见的石灰石作脱硫剂,其资源丰富、价格低廉,加上脱硫副产品石膏有较高的回收利用价值,因此很适合在中、高硫煤(含硫率≥1.5%)地区使用。
1.2 喷雾干燥脱硫技术
喷雾干燥技术从20世纪20年代开始就被许多工业部门应用,但直到70年代才在电厂烟气脱硫系统中得到应用, 成为控制SO2排放的一种重要工艺,其工艺流程如图2所示。
该工艺以石灰作为脱硫剂,首先把石灰消化制成消石灰浆。消石灰浆液经旋转喷雾装置或两相流喷嘴雾化成非常细的液滴,在吸收塔内与待处理的烟气充分混合。通过气液传质,烟气中的SO2与脱硫剂反应生成CaSO3而被去除,粉末状的脱硫副产物随烟气一起排出由下游的除尘器收集,收集下的固体灰渣一部分排入配浆池循环利用,一部分外排。净化后的烟气由引风机引至烟囱排放。
与石灰石/石灰-石膏湿法工艺相比,该工艺投资费用低、能耗小、脱硫产物呈干态,便于处理。一般用于燃用中、低硫煤(含硫量1.0%～2.5%)的电厂烟气脱硫系统,在Ca/S为1.1～1.6时,脱硫除尘器效率可达80%～90%。其主要缺点是利用消石灰浆液作脱硫剂,系统较易结垢和堵塞,而且需要专门设备进行脱硫剂的制备,雾化装置容易磨损,脱硫效率和脱硫剂利用率也不如石灰石/石灰-石膏湿法高。该工艺目前已基本成熟,在欧洲应用较多,法国、奥地利、丹麦、瑞典、芬兰等国家均建有这种设备。
1.3 炉内喷钙炉后增湿活化工艺
炉内喷钙脱硫技术早在20世纪50年代中期就已开始研究,但由于脱硫效率不高(只有15%～40%),钙利用率低(15%)而被搁置。到70 年代又开始重新研究,80年代初,芬兰的Tampella动力公司以炉内喷钙为基础,开发附加尾部增湿活化的烟气脱硫工艺,即炉内喷钙炉后增湿活化工艺(LIFAC),使脱硫效率和脱硫剂利用率都有了较大提高,其工艺流程如图3所示。
该工艺与炉内喷射工艺区别关键在于把简单的烟道增湿过程改造为气、固、液三相接触的增湿活化塔,以增加脱硫剂与烟气的接触时间并改善反应条件,同时采用脱硫灰再循环以提高脱硫剂的利用率。该工艺设备简单、占地面积小、安装工期短、投资和运行费用较低,缺点是需要改动锅炉炉膛且要损失部分热能,脱硫效率难以达到80%以上。这种工艺适用于燃用中、低硫煤(含硫量1.0%～2.5%)的现有锅炉脱硫改造。
1.4 循环流化床烟气脱硫工艺
循环流化床烟气脱硫(CFB-FGD)工艺以循环流化床原理为基础,通过脱硫剂的多次再循环,延长脱硫剂与烟气的接触时间,大大提高了脱硫剂的利用率,其工艺流程如图4所示。
锅炉烟气进入脱硫塔底部的文丘里管状入口段,在此烟气被加速并均匀分布于塔内,同时在此处加入适量的脱硫剂和雾化水。由于流化床反应塔内呈流化状态,气固相互运动剧烈, 混合均匀,烟气中的SO2与脱硫剂快速反应,大部分SO2及其它酸性气体被脱除。脱硫后的反应物连同飞灰及未反应的脱硫除尘器脱硫剂被烟气携带进入返料除尘器,除尘器分离下的固体产物一部分返回塔内循环利用,另一部分外排。净化后的烟气由引风机排至烟囱实现达标排放。
该法主要优点是脱硫剂反应停留时间长、对锅炉负荷变化适应性强。由于床料有98%参与循环,脱硫剂在反应器内停留时间累计可达30min以上,提高了脱硫剂利用率。但目前循环流化床烟气脱硫工艺只在中小规模电厂锅炉上得到应用,尚缺乏大型化的应用业绩。
3 国内市场和脱硫技术国产化
火电厂是SO2排放大户,控制SO2污染的主要技术和有效措施仍是烟气脱硫技术。我国烟气脱硫市场庞大、前景诱人, 从目前来看, 全国已建成的脱硫装机容量超过700万kW,在建脱硫装机容量约1000万kW,只占目前全国火电总装机3.845亿kW的4.42% ,远低于发达国家的洁净煤技术发电比重90%,假定我国的洁净煤技术发电比重要求达到90% ,产生的市场容量将超过1000亿元,如此大规模烟气脱硫工程建设,*依靠国外厂商,重复引进,无论在资金和政策上都是不现实的。烟气脱硫技术及设备国产化是必然趋势,也是降低造价的*出路。
3.1 烟气脱硫技术国产化的必要性
(1) 国产化是降低造价的需要。目前国内燃煤电厂的烟气脱硫工程,绝大多数是国外进口设备。以石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫工艺为例,国外引进平均造价1000元/kW,若实现国产化可控制在600元/kW以下,一台30万kW机组可节约投资1亿元。
(2) 国产化是治理SO2污染的需要。治理燃煤电厂SO2污染需要经济、有效的控制技术及设备。我国烟气脱硫除尘设备在技术水平、产品质量和成套方面与国外有较大的差距。一些已建成的烟气脱硫工程,在运行中的备品备件都要从国外进口,不但增加运行成本,而且因备品备件不能及时更换而影响设备的正常运行,必须加快实现烟气脱硫技术和设备国产化。
(3) 国产化是发展环保产业、提高机电制造企业竞争力、培育新的经济增长点的需要。
3.2 烟气脱硫技术国产化的条件
烟气脱硫关键技术及设备国产化不但是必要的, 而且是可行的。目前我国已具备的条件主要有:
(1) 国家环保政策日趋严格,脱硫政策扶持力度加大,烟气脱硫市场已逐渐形成;
(2) 先后开展了不同工艺的小试、中试及国产化研究, 培养了脱硫人才并积累了一定的工程经验;
(3) 具备一定的脱硫设备制造与配套能力;
(4) 广泛开展了交流与合作。
3.3 烟气脱硫国产化存在的主要问题
(1) 国产化依托工程难以落实。由于依托工程需要承担试验、研究、完善等方面的风险, 用户大都不愿承担国产化的任务;国产设备在质量、交货进度、售后服务等方面确实存在一些问题,不同程度地挫伤了用户使用国产设备的积极性。
(2) 火电厂烟气脱硫引进项目大多重硬件、轻软件,忽视消化吸收和创新。不少引进项目仅仅停留在购买设备上,没有引进设计和制造技术,没有实现以市场换技术; 对于以技贸结合方式引进的技术,不重视二次开发和创新,致使国产化工作难以突破。
(3) 工程总承包能力差。国产化的关键在于掌握系统设计技术和设备成套化能力, 但目前国内具有系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙服务的工程公司较少。
(4) 缺少火电厂烟气脱硫国产化相配套的优惠政策。在我国目前技术水平与设备现状的基础上,逐步实现火电厂烟气脱硫国产化,有大量的工作要做,必须有相当的经济投入,国家目前缺乏完善和配套的鼓励政策。
3.4 烟气脱硫技术国产化的实施
(1) 确定适合我国国情的脱硫技术是核心燃煤火电厂烟气脱硫工艺的选择, 应力争投资省、运行费用低、性能可靠、维护简单且保证环保达标。
石灰石-石膏法烟气脱硫历经40多年的研究发展,技术比较成熟、工艺和结构得到改进, 大型电站高硫煤机组宜采用该法。燃用中、低硫煤的现有中小型电厂改造及受场地限制新建的中小型电厂可因地制宜采用炉内喷钙炉后增湿活化及循环流化床烟气脱硫工艺。对于机组剩余寿命较短、年运行时间较少、设备改造受场地限制、对脱硫率要求不高的中小型燃煤电厂,炉内喷钙则是一种简便易行的脱硫技术。
(2) 引进*、成熟的脱硫除尘器设计技术及管理技术是关键一个能用于商业化运行的大型火电厂脱硫技术, 从科研开发到商业应用, 一般需要10a以上的时间,而且还不一定能够获得很好的效果。鉴于我国控制二氧化硫污染刻不容缓的状况,自行开发脱硫技术是不现实的, 加快脱硫国产化进程才是zui重要的选择,而借鉴经验为我所用就是一条捷径。脱硫系统的关键是设计技术、设备成套、建设和调试运行等的管理,这决定了我国引进脱硫技术应当以实用工程为依托, 采取技贸结合方式引进设计和管理技术, 在外方的指导和合
作下,尽快掌握全套技术。
(3) 法制化、科学化的环境管理是基础
我国火电厂二氧化硫控制中存在的问题是多方面也是多层次的:企业对依法治企的认识不足;新建电厂脱硫进展顺利,但现有电厂脱硫改造举步维艰;现有与控制火电厂SO2排放相关的法规、政策、规划和文件种类繁多,相互间存在矛盾和不协调现象,企业难以分清哪些是依法要求,排放是否合法成了一本糊涂帐。要做到脱硫国产化,必须要有一定的规范做基础, 应建立、健全基础规范、建设规范和运行规范等, 完善现有法律、法规, 实行招标制度,加强法制化、科学化的环境管理。
(4) 国家政策引导和扶持是保证要加快燃煤电厂脱硫步伐, 必须研究制定出与之配套的有关优惠政策和扶持,如:对承担建设火电厂烟气脱硫示范项目的企业和承包火电厂烟气脱硫工程的工程公司提供长期低息优惠贷款政策;对进口烟气脱硫成套设备分阶段合理征税,引导和鼓励企业使用国产烟气脱硫设备; 烟气脱硫示范工程所在的电厂多发电, 以及脱硫副产品的减免税政策等等, zui主要的是在电价政策中充分体现烟气脱硫成本; 积极扶持脱硫设备的生产和供应,培育和扶持有实力的脱硫公司等等。
4 结语
随着环保标准日趋严格,SO2污染治理成为当务之急。面临烟气脱硫广阔的市场和空间,应积极完善现有法律法规、加强规范化管理、加大国家政策引导及扶持力度, 尽快实现烟气脱硫技术与设备的国产化,推动燃煤电厂SO2 治理进度、降低工程造价,并培育新的经济增长点。
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