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煙氣脫硫研究
2016/11/17 閱讀次數:[1293]

一、煙氣脫硫的必要性和重要性

我國是以燃煤為主的能源結構的****,煤產量已據********位,年產量達到12億噸以上,2000年將達15億噸,2010年將達到18億噸。煤炭占一次能源消費總量的75%。燃煤造成的大氣污染有粉塵、SO2 、NOX 和CO2 等,隨著煤炭消費的不斷增長,燃煤排放的二氧化硫也不斷增加,連續多年超過2000萬噸,已居****首位,致使我國酸雨和二氧化硫污染日趨嚴重。按污染的工業部門來分,其順序是火電廠、化工廠和冶煉廠。其中燃煤電廠污染物的排放量占全部工業排放總量的50%左右(個別地區可能達到90%以上)。 1998年全國發電裝機容量達到27700萬千瓦,比上年增長9.07%,發電量達到11577億千瓦時,比1997年增長2.07%。其中火電裝機容量為20988萬千瓦,占75.7%,火電發電量為9388億千瓦時,占81%。據初步推算,1998年全國火電廠排放的二氧化硫約為780萬噸,占全國二氧化硫排放量的37.3%。 根據我國電力遠景規劃:到2000年和2010年,我國電力裝機容量分別將達到2.89億千瓦。其中1990~2000年增加燃煤機組1.3億千瓦,2000年~2010年再增加燃煤機組2.2億千瓦.預測我國燃煤電廠用煤將分別達到2000年的5.1億噸和2010年的9.0億噸.電力行業將是用煤大戶。 如果如此大量的燃煤,未經處理即排入大氣,將使我國SO2 的排放總量步入********位。以2000年我國煤產量15億噸計算(煤含硫量按平均1.2%計算)SO2 排放總量達到1800萬噸。 大氣污染將引起嚴重的環境問題。其中最主要的問題之一就是“環境酸化”。“環境酸化”是SO2、NOX 排入大氣中有密切的關系。它們以兩種方式進入地面: 濕沉降——大氣中的SO2 、NOX被雨水冼脫到地面; 干沉降——大氣中的SO2 、NOX 直接落到植物或潮濕的地表面。 目前我國酸雨已從八十年代西南少數地區發展到長江以南、青藏高原以東和四川盆地的大部分地區,降水pH值小于5.6的面積(國際評價酸雨的標準)已經占國土面積的30%。華中地區酸雨污染程度已經超過八十年代污染最重的西南地區,酸性降水頻率超過90%。我國很多城市空氣二氧化硫污染十分嚴重,目前已有62%的城市環境空氣二氧化硫平均濃度超過****《環境空氣質量標準》二級標準。日平均濃度超過****《環境空氣質量標準》三級標準。根據1998年中國環境狀況公報:“我國的大氣環境污染仍然以煤煙型為主,主要污染物是二氧化硫和煙塵。酸雨問題依然嚴重。1998年二氧化硫排放總量為2090萬噸,其中工業來源的排放量為1593萬噸,占76.2%;生活來源的排放量497萬噸。在工業排放的二氧化硫中,縣及縣以上工業企業排放1172萬噸,占73.6%;鄉鎮企業排放421萬噸。”因此控制二氧化硫排放已成社會和經濟可持續發展的迫切要求,勢在必行。

1 、法律的要求

1995年修訂的《中華人民共和國大氣污染防治法》提出:“在酸雨控制區和二氧化硫污染控制區內排放二氧化硫的火電廠和其它大中型企業,屬于新建項目不能采用低硫煤的,必須建設配套脫硫、除塵裝置或者采取其它控制二氧化硫排放、除塵的措施,屬于已建企業不用低硫煤的應當采用控制二氧化硫排放、除塵措施,****鼓勵企業采用****的脫硫、除塵技術。”

2 、****污染物排放標準的要求

《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223—1996),根據不同時段對火電廠二氧化硫提出不同的控制要求。對1997年1月1日起環境影響報告待審查批準的新、擴、改建火電廠(第三時段),在實行全廠排放總量控制的基礎上,增加了煙囪二氧化硫排放濃度限制,并與“兩控區” 和煤的含硫量掛鉤。煤的含硫量大于10%的,****允許排放濃度為1200mg/m3N,小于或等于1%的,2100mg/m3N,即要求位于“兩控區”的電廠當燃煤的含硫量大于1%必須脫硫,否則無法達標排放。對于煤的含硫量在1%時以下的電廠,要根據電廠的允許排放總量和區域控制總量及當地地環境質量的要求,通過環境影響評價后確定是否脫硫。

3 、國務院對“兩控區”內火電廠二氧化硫控制的要求

根據《國務院關于酸雨控制區和二氧化硫污染控制區有關問題的批復》(國函[1998]5號),對火電廠二氧化硫排放提出了明確要求,即要求“兩控區”的火電廠做到:到2000年底達標排放;除以熱定電的熱電廠外,禁止在大中城市城區及近效區新建燃煤火電廠;新建、改造燃煤含硫量大于1%的電廠,必須建設脫硫設施;現在燃煤含硫量大于1%的電廠,要在2000年前采取減排措施;在2010年前分期分批建成脫硫設施或采取其它具有相應效果的減排二氧化硫措施。 小節:從污染物的污染情況來看: 灰渣污染是“點”污染; 廢水污染是“流域”污染; 廢氣污染是“全球”污染。 大氣污染是全球性的,將飄越國界,引起國與國之間的糾紛。“酸雨”和SO2 污染已越來越為人類重點關注的問題。

二、煙氣脫硫工藝簡介

1927年英國為了保護倫敦高層建筑的需要,在泰吾士河岸的巴特富安和班支賽德兩電廠(共120MW),首先采用石灰石脫硫工藝。 據統計,1984年有SO2控制工藝189種,目前已超過200種。主要可分為四類:(1)燃燒前控制-原煤凈化(2)燃燒中控制-硫化床燃燒(CFB)和爐內噴吸收劑(3)燃燒后控制-煙氣脫硫(4)新工藝(如煤氣化/聯合循環系統、液態排渣燃燒器)其中大多數****采用燃燒后煙氣脫硫工藝。煙氣脫硫則以濕式石灰石/石膏法脫硫工藝作為主流。

自本世紀30年代起已經進行過大量的濕式石灰石/石膏法研究開發,60年代末已有裝置投入商業運行。ABB公司的****套實用規模的濕法煙氣脫硫系統于1968年在美國投入使用。1977年比曉夫公司制造了歐洲****臺石灰/石灰石石膏法示范裝置。IHI(石川島播磨)的首臺大型脫硫裝置1976年在磯子火電廠1、2號機組應用,采用文丘里管2塔的石灰石石膏法混合脫硫法。三菱重工于1964年完成****套設備,根據其運轉實績,進行煙氣脫硫裝置的開發。

****代FGD系統

在美國和日本從70年代開始安裝。早期的FGD系統包括以下一些流程:石灰基流質;鈉基溶液;石灰石基流質;堿性飛灰基流質;雙堿(石灰和鈉);鎂基流質;Wellman-Lord流程。采用了廣泛的吸收類型,包括通風型、垂直逆流噴射塔、水平噴射塔,并采用了一些內部結構如托盤、填料、玻璃球等來增進反應。 ****代FGD的效率一般為70%~85%。除少數外,副產品無任何商用價值只能作為廢料排放,只有鎂基法和Wellman-Lord法產出有商用價值的硫和硫酸。特征是初投資不高,但運行維護費高而系統可靠性低。結垢和材料失效是****的問題。隨著經驗的增長,對流程做了改進,降低了運行維護費提高可靠性。

第二代FGD系統
在80年代早期開始安裝。為了克服****代系統中的結垢和材料問題,出現了干噴射吸收器,爐膛和煙道噴射石灰和石灰石也接近了商業運行。然而占主流的FGD 技術還是石灰基、石灰石基的濕清洗法,利用填料和玻璃球等的通風清洗法消失了。改進的噴射塔和淋盤塔是最常見的。 流程不同其效率也不同。最初的干噴射FGD可達到70%~80%,在某些改進情形下可達到90%,爐膛和煙道噴射法可達到30%~50%,但反應劑消耗量大。隨著對流程的改進和運行經驗的提高,可達到90%的效率。美國所有第二代FGD系統的副產物都作為廢物排走了。然而在日本和德國,在石灰石基濕清洗法中把固態副產品強制氧化,得到在某些工農業領域中有商業價值的石膏。第二代FGD系統在運行維護費用和系統可靠性方面都有所進步。

第三代FGD系統

爐膛和煙道噴射流程得到了改進,而LIFAC和流化床技術也發展起來了。通過廣泛采用強制氧化和鈍化技術,影響石灰、石灰石基系統可靠性的結垢問題基本解決了。隨著對化學過程的進一步了解和使用二基酸(DBA)這樣的添加劑,這些系統的可靠性可以達到95%以上。鈍化技術和DBA都應用于第二代FGD系統以解決存在的問題。許多這些系統的脫硫效率達到了95%或更高。有些系統的固態副產品可以應用于農業和工業。在德國和日本,生產石膏已是電廠的一個常規項目。隨著設備可靠性的提高,設置冗余設備的必要性減小了,單臺反應器的煙氣處理量越來越大。 在70年代因投資大、運行費用高和存在腐蝕、結垢、堵塞等問題,在火電廠中聲譽不佳。經過15年實踐和改進,工作性能與可靠性有很大提高,投資和運行費用大幅度降低,使它的下列優點較為突出:(1)有在火電廠長期應用的經驗;(2)脫硫效率和吸收利用率高(有的機組在Ca/S接近于1時,脫硫率超過90%);(3)可用性好(最近安裝的機組,可用性已超過90%)。人們對濕法的觀念,從而發生轉變。 目前它是應用最廣,技術最成熟的工藝,運行可靠、檢修周期長,采用經濟實用、廉價的石灰石細粉作為吸收劑,與煙氣中的SO2 反應,經過幾個反應步驟,生成副產品石膏。椐統計,全****現有煙氣脫硫裝置中,濕法約占85%(其中石灰石/石膏系統為36.7%,其它濕法48.3%),噴霧干燥系統8.4%,吸收劑再生系統3.4%,煙道內噴吸收劑1.9%。


三、石灰石(石灰)—石膏濕法脫硫主要特點

(1)脫硫效率高。石灰石(石灰)—石膏濕法脫硫工藝脫硫率高達95%以上,脫硫后的煙氣不但二氧化硫濃度很低,而且煙氣含塵量也大大減少。大機組采用濕法脫硫工藝,二氧化硫脫除量大,有利于地區和電廠實行總量控制。

(2)技術成熟,運行可靠性好。國外火電廠石灰石(石灰)一石膏濕法脫硫裝置投運率一般可達98%以上,由于其發展歷史長,技術成熟,運行經驗多,因此不會因脫硫設備而影響鍋爐的正常運行。特別是新建的大機組采用濕法脫硫工藝,使用壽命長,可取得良好的投資效益。

(3)對煤種變化的適應性強。該工藝適用于任何含 硫量的煤種的煙氣脫硫,無論是含硫量大于3%的高硫煤,還是含硫量低于1%的低硫煤,石灰石(石灰)一石膏濕法脫硫工藝都能適應。

(4)占地面積大,一次性建設投資相對較大。石灰石(石灰) 一石膏濕法脫硫工藝比其它工藝的占地面積要大,所以現有電廠在沒有預留脫硫場地的情況下采用該工藝有一定的難度,其一次性建設投資比其它工藝也要高一些。

(5)吸收劑資源豐富,價格便宜。作為石灰石(石灰) 一石膏濕法脫硫工藝吸收劑的石灰石,在我國分布很廣,資源豐富,許多地區石灰石品位也很好,碳酸鈣含量在90%以上,優者可達95%以上。在脫硫工藝的各種吸收劑中,石灰石價格******,破碎磨細較簡單,鈣利用率較高。

(6)脫硫副產物便于綜合利用。石灰石(石灰) 一石膏濕法脫硫工藝的脫硫副產物為二水石膏。在日本、德國脫硫石膏年產量分別為250萬噸和350萬噸左右,基本上都能綜合利用,主要用途是用于生產建材產品和水泥緩凝劑。脫硫副產物綜合利用,不僅可以增加電廠效益、降低運行費用,而且可以減少脫硫副產物處置費用,延長灰場使用年限。

(7)技術進步快。近年來國外對石灰石(石灰) 一石膏濕法工藝進行了深入的研究與不斷的改進,如吸收裝置由原來的冷卻、吸收、氧化三塔合為一塔,塔內流速大幅度提高,噴嘴性能進一步改善等。通過技術進步和創新,可望使該工藝占地面積較大、造價較高的問題逐步得到妥善解決。

四、國內煙氣脫硫簡介

七十年代以來我國煙氣脫硫試驗、研究、開發情況: 1)1974年~1976年,上海閘北電廠進行石灰石——石膏法煙氣脫硫的工程試驗,試驗規模為2500米3/時。 2)1977年,上海市南市電廠進行稀酸催化氧化法試驗,規模為500米3/時。 3)1978年,湖南300電廠進行亞硫酸鈉法試驗,規模為5000米3/時。 4)1979年,湖北松木坪電廠含碘銨肥法小試,規模為5000米3/時。 5)1982年,四川成都電廠進行磷活性碳法試驗,規模為1359米3/時。1988年,四川豆壩電廠中試,規模為5000米3/時。1994年~1996年四川豆壩電廠工程試驗,規模為8~10萬米3/時,****重點項目,投資810~890萬元。 6)1984年,四川內江白馬電廠旋轉噴霧干燥法試驗,規模為5000米3/時。1988年進行中試,規模為70000米3/時,投資1100萬元,已經****鑒定。原決定“八五”進行示范工程,后因故未安排。 7)四川重慶天原化工廠自備電廠2*35噸/時鍋爐進行亞硫酸鈉法試驗,投資2~3千萬元,運行18天,因系統堵塞被迫停運。 8)四川重慶珞璜電廠2*36萬千瓦機組,進口日本三菱公司石灰石——石膏法技術。設備費3600萬美元,已投運。 9)利用日本贈款試驗電廠:①山東青島黃島電廠進行旋轉噴霧干燥法中試,已試運行。由日本電源開發公司投資36。5億日元(其中設備費7000萬日元),規模30萬米3/時。設備由三菱公司負責制造、安裝。②陜西太原****熱電廠日本投資36億日元進行簡易濕式石灰石工藝工程試驗。規模30萬米3/時。③四川成都電廠日本投資1100萬美元進行電子束氨法工程試驗,規模也是30萬米3/時。 10)利用德國政府的軟貸款都是石灰石——石膏法工藝,參與電廠有北京東郊2×410T/H熱電廠、杭州半山2×12.5KW電廠、重慶2×20萬KW電廠。 11)深圳瑪灣電廠二期工程——西部電廠用AB公司的海水脫硫技術。規模是30萬千瓦機組,投資1570萬美元(不包括土建安裝)。 12)貴州貴陽電廠8#爐5萬千瓦機組用石灰石拋棄法進行工程試驗。投資約500萬元。是“八五”的任務。 13)武漢水力電力大學開發的濕式石灰石三相流化床除塵脫硫工藝。 14)南京下關電廠以及紹興錢清熱電廠利用丹麥LAVIC爐內噴鈣,煙道增濕的脫硫工藝。

五、脫硫反應原理

吸收液通過噴嘴霧化噴入煙氣時,吸收液分散成細小的液滴并覆蓋吸收塔的整個斷面。這些液滴在與煙氣逆流接觸時SO2 被吸收。這樣,SO2在吸收區被吸收,吸收劑的氧化和中和反應在吸收塔底部的儲液區完成并最終形成石膏。 為了維持吸收劑恒定的pH值并減少石灰石耗量,吸收塔內的吸收劑被攪拌機、氧化空氣和吸收塔循環泵不停地攪動。

化學過程強制氧化系統的化學過程描述如下:

1、吸收反應 煙氣與噴嘴噴出的循環漿液在吸收塔內有效接觸,循環漿液吸收掉大部分SO2

2、氧化反應 一部分HSO3 - 在吸收塔噴淋區被煙氣中的氧所氧化,其它的HSO3- 在反應池中被氧化空氣完全氧化;

3、中和反應 反應物漿液被引入吸收塔內中和氫離子,使吸收液保持一定的pH值。中和后的漿液在吸收塔內再循環;

4、其他煙氣中大部分雜質如Cl,F和塵都被循環漿液洗掉了。一部分含有石膏、塵和雜質的循環漿液被抽出輸送到石膏脫水系統。

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