燃煤电厂烟气脱硫技术选择的探讨

燃煤电厂烟气脱硫技术选择的探讨燃煤电厂烟气脱硫技术选择的探讨李江荣1，2，黄昆明1，2，李立松1，2，李新1，2(1成都国化环保科技有限公司，四川成都，610065;)(2国家烟气脱硫工程技术研究中心，四川成都，610065)摘要：本文简单介绍了目前国内燃煤电厂的烟气排放现状。通过对国内外常见的烟气脱硫技术优缺点比较，分析了燃煤电厂在十二五时期内对烟气脱硫技术的选择。关键词：燃煤;烟气;脱硫;近年来，我国经济快速发展，电力需求和供应持续增长。截至2010年底，全国电力装机容量已达9.62亿千瓦，居世界第二位，其中火电为7.07亿千瓦，占全国总装机容量的73%，火电发电量约占全部发电量的80%以上，消耗燃煤16亿吨。目前火电行业二氧化硫和氮氧化物排放量均占全国排放总量的40%以上。据环保部最新统计，2012年全国燃煤脱硫机组共4659台，总装机容量7.18亿千瓦。我国人均装机容量远低于发达国家平均水平，我国的能源结构决定了在今后相当长的时间内燃煤机组装机容量还将不断增长，火电厂排放的二氧化硫、氮氧化物和烟尘仍将增加。火电厂排放的大气污染物若得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善和电力工业的可持续和健康发展。火力发电是重要排污行业，火电行业对于环境质量的稳定和改善有重大影响。1烟气脱硫技术国际上控制SO2排放的方法有上百种,根据脱硫过程所处的不同阶段，可分为燃烧前脱硫，燃烧中脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫，其中烟气脱硫技术是目前控制大气中SO2排放最有效和应用最广的一项脱硫技术。烟气脱硫按照操作过程的物相划分，可分为湿法、半干法和干法三类[1,2]。1.1湿法烟气脱硫技术湿法烟气脱硫技术原理为气液反应，已有几十年的发展历史。技术成熟，脱硫率高，但系统庞大，投资运行成本高，脱硫副产物处理困难，易造成二次污染。该法主要适用于大型燃煤电站锅炉的烟气脱硫。根据国际能源机构煤炭研究组织调查表明,湿法脱硫占世界安装烟气脱硫的机组总容量的85%[3,4]。1.1.1石灰—石膏法石灰-石膏法是目前世界上最成熟、应用最为广泛的烟气脱硫技术之一。其主要反应是在吸收塔中进行的，送入吸收塔的吸收剂-石灰石浆液与经烟气再热器冷却后进入吸收塔的烟气接触混合，烟气中的二氧化硫(SO2)与吸收剂浆液中的碳酸钙((CaCO3)以及鼓入的空气中的氧气(O2)发生化学反应，生成二水硫酸钙(CaSO4·2H2O)即石膏;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。该工艺的化学反应原理如下[5]：吸收：SO2(g)+H2O=H++HSO3-溶解：CaCO3+2H+=Ca2++H2O+CO2(g)氧化：HSO3-+1/2O2=H++SO42-结晶：Ca2++SO42-+2H2O=CaSO4.2H2O(s)石灰石石膏法烟气脱硫技术具有工艺简单，吸收率较高，操作容易，投资较小等优点，但也存在不少问题，运行成本高，占地面积大，设备、烟囱需防腐，存在烟气二次污染。由于无法有效脱除SO3酸性气体等有害物，从临时烟囱排出大量白烟形成的烟囱雨中含一定的硫酸雾滴和细微重金属颗粒，对脱硫系统周边设备、草坪、树木及工作人员健康可能造成影响;脱硫副产物石膏难以处理。1.1.2氨法氨法烟气脱硫的原理是用亚硫酸铵制成的吸收液与烟气中的SO2反应，生成亚硫酸氢氨。再与氨气反应，生成亚硫酸铵溶液，以此溶液为吸收液再与SO2反应。往复循环，亚硫酸铵溶液浓度逐渐增高，达到一定浓度后，将部分溶液提取出来，使之氧化，浓缩成为硫酸铵被收回。该工艺的化学反应原理如下：吸收：SO2+2NH3+H2O=(NH4)2SO3(NH4)2SO3+SO2+H2O=2NH4HSO3再生：NH4HSO3+NH+H2O=(NH4)2SO4+H2O氧化：(NH4)2SO3+1/2H2O=(NH4)2SO4氨法是成熟工艺，具有脱硫效率高、能耗低、运行费用低等特点。副产品为硫酸铵，可用作化肥。但是脱硫剂—氨水成本高，来源受到限制，系统庞大，而且氨极易泄漏，造成二次污染，氨肥销售困难等使其推广应用受到限制。因此，在电力系统中应用较少，发展较为缓慢[6]。1.2半干法烟气脱硫技术半干法烟气脱硫技术是以雾化的乳状吸收剂与烟气中的SO2反应，同时利用烟气自身的热量蒸发吸收液的水分，使最终产物为干粉状。该技术综合了干法和湿法烟气脱硫技术的有点，投资省，能耗低，且无腐蚀、结垢等问题。1.2.1喷雾干燥法喷雾干燥法是利用小块状生石灰或消石灰粉制成浆液作为脱硫吸收剂,吸收剂浆液被雾化成细小的液滴以形成较大的比表面积,在吸收塔内与烟气混合接触,发生快速的物理化学反应,一方面烟气冷却,微滴蒸发干燥;另一方面吸收剂与烟气中生成亚硫酸盐和少量硫酸盐,达到脱除二氧化硫的目的,脱硫率不低于90%。但由于喷雾干燥法的操作是在近似绝热饱和温度下进行的,为使喷雾干燥稳定运行,要求吸收液的加入量保持在最佳范围,这使操作变得较为困难[7，8]。1.2.2炉内喷钙脱硫尾部增湿活化工艺此工艺是在炉内喷钙的基础上发展起来的,在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉,并在炉后烟道内增设活化反应器,在反应器入口喷水,水在反应器中完全蒸发,将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca(OH)2,用以脱除烟气中的SO2[9]。该法占地面积小,施工方便,安装活化反应器不影响锅炉运行,投资少,可利用价格便宜的石灰石,脱硫效率可达65-80%。1.3干法烟气脱硫技术干法烟气脱硫技术为气固反应，设备简单，占地面积小，投资和运行费用较低，操作方便，能耗低，生成物便于处理，无污水处理系统，但反应速度慢，脱硫率不是很高。1.3.1电子束脱硫法电子束烟气脱硫技术是一种物理方法和化学方法结合的高新技术。在高能量的电子束照射下，烟气中的N2、O2和水蒸气被激活,电离甚至裂解,产生大量离子及自由基等活性离子。由于它们的强氧化性,使SO2被氧化为SO3,这些高价的硫氧化物与水蒸气反应生成雾状的H2SO4,产生的酸再与预先注入反应器中的NH3反应生成硫铵[10]。其优点是：工艺简单，并且可以同时高效脱硫、脱硝，脱硫率在95%上，脱硝率在80%上;脱硫过程不需要废水处理;反应副产品——硫酸铵和硝酸铵可作为化肥的原料;占地面积小，适合于旧厂改造。其缺点为投资和运行费用非常高，技术含量高。1.3.2活性焦法利用具有独特吸附性能的活性焦对烟气中的SO2、氧气和水蒸气进行选择性吸附，在活性焦的催化作用下吸附态的SO2被氧化为H2SO4并储存在活性焦孔隙中。加热条件下，活性焦孔隙中H2SO4(以H2SO4.nH2O形式存在)与C(活性焦)反应被还原为SO2，同时活性焦得以恢复吸附性能，循环使用。吸附反应：SO2+1/2O2+H2O=H2SO4解吸反应：2H2SO4+C=2SO2+CO2+2H2O该工艺的主要特点是，脱硫过程基本不耗水，无废水、废渣、废气等产生;脱硫效率95%，同时具有良好除尘效果;副产品便于综合利用;脱硫后烟气排放温度120℃以上，不需增加烟气再热系统;装置模块化设计，工况适应性强，可满足各种规模工程组合要求;但是纵观国内外各实验装置的运行情况，活性焦技术在工艺上依然存在着诸多缺陷：在使用上对吸附剂和运行维护人员等要求极高;由于副产硫酸，系统的腐蚀严重;投资费用高，能耗大，运行成本高;在活性焦吸附脱硫运行过程中，副产物处理方面存在重大隐患[11,12]。1.3.3新型催化法新型催化法采用炭材料为载体，负载活性催化成分，制备成催化剂，利用烟气中的水分、氧气、SO2和热量，生产一定浓度的硫酸。新型催化法不同于传统的炭法烟气脱硫技术。传统的炭法烟气脱硫是利用活性炭孔隙的吸附作用将烟气中的SO2吸附富集，饱和后加热再生，解析出高浓度的SO2气体，再经过硫酸生产工艺制备硫酸或进一步生产液态SO2。新型催化法技术既具有活性炭的吸附功能，又具有催化剂的催化功能。烟气中的SO2、H2O、O2被吸附在催化剂的孔隙中，在活性组分的催化作用下变为具有活性的分子，同时反应生成H2SO4。催化反应生成的硫酸富集在炭基孔隙内，当脱硫一段时间孔隙能硫酸达到饱和后再生，释放出催化剂的活性位，催化剂的脱硫能力得到恢复。与传统炭法比较，新型催化法脱硫能耗少、脱硫剂损耗小且不必再建一套硫酸生产装置，使工艺流程变短，运行更稳定可靠。脱硫机理如下：SO2(g)SO2*O2(g)O2*H2O(g)H2O*SO2*+O2*SO3*SO3*+H2O*H2SO4*新型催化法技术主要特点：(1)工艺流程短，整个反应可在一个塔内完成;(2)适应范围广，尾气温度在50~200℃，SO2浓度小于3%均适用;(3)脱硫率高，净化后尾气中SO2浓度在200mg/m3以下能满足日益严格的环保要求;(4)经济效益好，可将尾气中的SO2充分回收进入生产系统最终得到硫酸产品，符合循环经济要求;(5)环境效益好，无废水、废气排放，无二次污染产生。2燃煤电厂脱硫工艺选择燃煤电厂在选择脱硫工艺时应明确环保、经济和技术3个方面的指标要求[13.14],尽可能技术相对成熟、先进、运行可靠、脱硫效率高、工艺过程简单、占地面积小、操作简单、维护检修方便、投资和运行费用低、无二次污染、副产品可资源化、自动化水平高的工艺。综合考虑以下几个方面的问题。(1)脱硫率、SO2排放浓度及排放量必须满足环保法规要求;(2)脱硫工艺适用于该燃煤电厂的煤质，并能适应燃煤含硫量在一定范围内的波动;(3)脱硫技术成熟，有良好的工程化业绩;(4)脱硫工程建设投资较小;(5)脱硫系统简单且布置合理，占地小;(6)脱硫剂消耗量小，运行费用较低，且脱硫剂来源稳定，价格实惠;(7)脱硫副产物可以得到有效利用，不造成二次污染。3结论与建议随着限制SO2排放量的法律法规越来越严格,作为SO2排放大户的燃煤电厂进行烟气脱硫势在必行[15]。脱硫工程是火电厂建设中一次性投资和持续性运行投入最高的项目,科学的选则合适的脱硫技术显得尤为重要,在氮氧化物列入十二五规划限制性排放指标后，燃煤电厂对烟气脱硫技术的选择就需要重新考虑，能够同时脱除多种污染物的烟气脱硫技术将具有独特的优势。从现阶段来看,燃煤电厂对烟气脱硫技术的选择不仅要满足电厂的需要，降低投资成本，还要能够满足环保法规的要求。石灰-石膏法作为主流技术，在一定时期内还将处于主导地位,含硫量高于2%的大容量机组仍应优先考虑石灰-石膏法进行脱硫处理，配套SCR脱硝工艺，也可选择移动床活性焦法烟气脱硫脱硝技术;含硫率低于2%的中小电厂则一般可以选择流程较为简单、占地面积小、投资运行费用较低的喷雾干燥法和氨法,配套建设脱硝工艺，此时的工艺组合投资相对较高，脱硝技术受国外限制，可考虑新的处理工艺，如活性焦法或新型催化法等已有工程实例的能够较好的同时脱除多种污染物的脱硫技术;旧厂改造应当选择占地面积少、易于改造和投资少的炉内喷钙炉后增湿活化法和新型催化法。为加快我国烟气脱硫技术的产业化步伐，我国在引进了国外先进的脱硫技术的同时，应积极加强自有烟气脱硫技术的开发研究，并将烟气脱硫的工艺与其他设备的结合，研究多功能的设备，实现同时脱硫脱硝等，提高效率，节约能源。新型催化法具有工艺流程短、脱硫效率高、适应范围广、满足循环经济发展__需要的特点，既能给企业带来经济效益同时又具有好的环境效益，非常适合燃煤电厂烟气治理项目，在积极改善优化的同时，值得大力推广。参考文献：[1]王艳锦，郑正，周培国，等.生物法烟气脱硫技术研究进展[J].中国电力，2006，39(6)：56-59[2]王华，祝社民，李伟峰，等.烟气脱硫技术研究新进展[J].电站系统工程，2006，22(6)：5-7[3]张弛，国外施法脱硫技术进展[J].化学工业与工程技术，2007(28):51-54[4]杜秋平.利用烟气脱硫技术控制大气污染[J].华北电力技术，1999，(11)：29-32[5]李辉，尹华强，刘勇军，彭宏，梁锦平.烟气脱硫与循环经济[J].资源开发与市场，2005，21(6)：527-530[6]庾晋，白木，周洁.烟气脱硫技术的进展及其产业化