300MW级燃煤机组干法和湿法烟气脱硫工艺比较

曾少雁 罗海中

摘要:循环流化床干法脱硫和石灰石-石膏湿法脱硫是当前300MW级火力发电机组常用的两种脱硫工艺,本文简单介绍了两种脱硫方法的工艺原理和流程,并以新建2×300MW机组为例,对两种脱硫工艺的技术特点和投资运行费用进行比较。

关键词:燃煤机组循环流化床干法脱硫石灰石-石膏湿法脱硫

1. 前言

烟气脱硫是世界上控制燃煤电厂SO2污染所采用的主要手段。目前较为广泛应用的烟气脱硫技术有石灰石-石膏湿法、喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部烟道增湿活化法、循环流化床工艺、电子束照射脱硫、海水脱硫和氨水洗涤脱硫工艺。

目前在国内外300MW机组有运行实例,且脱硫效率达到90%及以上的脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)工艺、海水脱硫、氨法四种。氨水洗涤脱硫工艺的最大的推动力是硫酸铵的销售收入,如果硫酸铵销路不好或销售渠道有问题,每年仅吸收剂的成本就高达几千万元,风险是十分巨大的。海水脱硫只适用于海滨电厂,对海水水质条件高。因此,只有石灰石-石膏湿法脱硫和循环流化床干法脱硫两种脱硫工艺对厂址条件、反应剂和产物等条件要求较低,适用于各种情况下的燃煤电厂烟气脱硫。本文主要针对这两种工艺进行比较。

2. 循环流化床干法脱硫(CFB-FGD)工艺

典型的循环流化床干法脱硫工艺原理是采用消石灰作为脱硫吸收剂,在脱硫塔内与预除尘后的烟气接触混合,烟气中的SO2、SO3、HF和HCl与Ca(OH)2进行化学反应,最后生成相应的副产物CaSO3•1/2H2O、CaCl2•Ca(OH)2•2H2O、CaF、CaSO4•1/2H2O等,从而达到脱除二氧化硫的目的。净化后的含尘烟气从脱硫塔顶部侧向排出,进入布袋除尘器进行气固分离,再通过引风机经烟囱排放。

烟气循环流化床(CFB-FGD)脱硫工艺副产物是一种干态的混合物,它包含飞灰、消石灰反应后产生的各种钙基化合物(主要成分为CaSO4•1/2H2O,CaSO3•1/2H2O)、未完全反应的吸收剂Ca(OH)2及吸收剂中所含少量杂质等,可用于废矿井填埋、铺路、水泥掺合料、制造防噪声墙等。

CFB-FGD系统由预电除尘器、吸收剂制备及供应、脱硫塔、物料再循环系统、工艺水系统、流化风系统、脱硫后除尘器以及仪表控制系统等组成。

国内干法脱硫工艺多运用在脱硫效率不超过95%的300MW及以下容量机组上。在国内采用干法脱硫的火电厂有:河北邯峰电厂(2×660MW)、山西榆社电厂(2×300MW)、河北马头电厂(1×200MW)、临沂电厂(1×135MW)[3]等二十多个电厂。

3. 石灰石-石膏湿法脱硫工艺

典型的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺原理是采用石灰石(或粉)制成浆液作为脱硫吸收剂,与进入吸收塔的烟气接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的强制氧化空气进行化学反应,最后生成石膏,从而达到脱除二氧化硫的目的。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴,加热器加热后排放。

脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用,脱硫吸收剂的利用率高。此法Ca/S低(一般不超过1.03),脱硫效率高(可达到95%以上),适用于任何煤种的烟气脱硫。脱硫产生的副产品为二水硫酸钙(石膏),能作为水泥缓凝剂,亦可用于生产纸面石膏板,粉刷石膏,石膏砌块等。

根据300MW级机组特点及目前湿法脱硫发展趋势,湿法脱硫系统按取消增压风机和GGH考虑,其工艺系统主要由烟气系统、吸收塔系统、制浆系统及脱水系统等组成。

石灰石—石膏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厂脱硫装机总容量的80%以上,湿法脱硫效率最高可达98%以上,对于脱硫效率要求较高的电厂(脱硫率≥95%),宜采用湿法。在国内300MW级及以上火电厂得到广泛应用,如:重庆珞璜电厂、杭州半山电厂、广东粤连电厂、沙角A厂、瑞明电厂、台山电厂一期工程、玉环电厂等均采用该脱硫工艺,可以满足脱硫效率高的要求。

石灰石—石膏法脱硫适合大、中、小各类机组的烟气脱硫治理, 尤其适合大容量、大机组的烟气脱硫治理。

4. 工艺参数和技术特点比较

以广东某电厂新建2×300MW级机组为例,方案一采用循环流化床干法脱硫,吸收剂采用生石灰消化制得;方案二采用石灰石-石膏湿法脱硫,吸收剂采用石灰石粉,不设增加风机和GGH。脱硫效率均为90%,脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的100%烟气量,采用一炉一塔。

除尘器入口主要烟气参数如下:

烟气温度:123.7℃;

烟气量:1205927Nm3/h(标态,干基,α=1.403);

烟气SO2浓度:1110mg/Nm3;

两种脱硫方案的工艺参数和技术特点见表4-1。

湿法脱硫约占电厂脱硫装机总容量的80%以上,由于其工艺成熟,脱硫效率高,运行可靠,吸收剂易获得,副产品石膏综合利用好,对电厂燃煤含硫量变化具有良好的适应性。

干法脱硫系统简单,无脱硫废水产生,适用于缺水或取水受限制地区,但吸收剂要求较高,较难获得,副产品脱硫灰难以得到综合利用。

5. 投资及运行费用比较

循环流化床干法脱硫,投资总额为13020万元;石灰石-石膏湿法脱硫,投资总额13480万元。

运行费用比较:循环流化床干法脱硫,年运行成本为1058.2万元;石灰石-石膏湿法脱硫,投资总额1358.3万元。

近几年来,湿法脱硫工艺得到快速发展,工艺流程简化,设备不断国产化,价格大大降低。从上表可见,目前湿法脱硫设备投资费用与干法脱硫已基本持平,甚至还略低于干法脱硫。但若将与脱硫工艺相关的设备(引风机和烟囱)费用计入,干法脱硫可比湿法脱硫节省投资约为460万元,运行费用干法脱硫比湿法脱硫每年可节省约300万元。

6. 结论

1)湿法脱硫工艺技术成熟,脱硫效率高,运行可靠,吸收剂易获得,副产品石膏综合利用好,对电厂燃煤含硫量变化具有良好的适应性,适合大、中、小各类机组的烟气脱硫治理, 尤其适合大容量、大机组的烟气脱硫治理。

2)干法脱硫系统简单,无脱硫废水产生,适用于缺水或取水受限制地区,但吸收剂要求较高,较难获得,副产品脱硫灰难以得到综合利用,适合中低硫煤、300MW及以下机组、老机组脱硫改造。

3)湿法脱硫效率最高可达98%以上,而干法脱硫效率一般为90%左右,对于脱硫效率要求较高的电厂(脱硫率≥95%),不适合采用干法。

4)新建2×300MW机组,干法脱硫可比湿法脱硫节省投资约460万元,干法脱硫比湿法脱硫每年可节省运行费用约300万元。

5)在满足环保要求的前提下,湿法脱硫和干法脱硫均为可行的300MW级燃煤机组烟气脱硫方案,各电厂可根据自身的实际状况和条件,从实际出发,因地制宜地进行治理, 将总投资、运行费用、占地面积、脱硫率、副产物的处置和可利用性等方面进行综合和全面考虑。

参考文献:

[1]朱东升、黄信胡、海兰,《烟气脱硫工艺的研究》,安全科学技术,2009年第3期.

[2]张悦、祁宁、陆诗诣、王志强,《关于循环流化床烟气脱硫机理的研究》,辽宁化工,第32卷第4期,2003年4月.

[3]彭皓、陈健炜、黄再培,《循环流化床干法烟气脱硫技术在临沂电厂的应用》,能源工程,2008年,第1期.

[4]王文德、张巍,《湿法和干法烟气脱硫工艺技术分析》,齐鲁石油化工,2001,第29卷第4期.

作者简介:曾少雁(1980-),女, 广东人,从事电力环保设计工作。