石灰石一石膏湿法烟气脱硫

摘要随着人们对环境质量要求的日益增强，电厂排放的二氧化硫对环境的影响越来越引起社会的关注，电厂锅炉尾部烟气的二氧化硫排放量控制也成为大气污染物治理的重中之重。石灰石石膏湿法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90采用此工艺。本文主要分析石灰石一石膏法烟气脱硫技术在大型火电机组上的应用。文中首先对国内外各种脱硫技术进行分析比较，比较结果表明石灰石一石膏湿法脱硫工艺是一种适合大型火电机组的工艺。并结合华能德州电厂2300MW机组烟气脱硫工程，阐述了该脱硫工艺的特点、流程、原理，以及该脱硫工程系统与设备、设计主要参数及计算成果。最后分析了由此产生的环境效益和社会效益。通过石灰石一石膏湿法脱硫技术在华能德州电厂2300MW机组及其他电厂机组成功应用，证明该工艺具有完全成熟，运行安全可靠，可用率高的优点。关键词：石灰石一石膏湿法烟气脱硫；烟气脱硫装置；吸收塔；二氧化硫 AbstractAlong with environmental quality requirement increasingly，the emission of sulfur dioxide in power plant arouse more and more care so desulphurization is very importantthe SO2 emission control from thermal- electric power stations becomes very important in the treatment for air pollution Flue gas desulfurization based on wet limestone-gypsum process (WLST-FGD) which has been taken by 90of FGD devices for thermalpower plant in Japan，Germany, America is most widely used technology in FGD field all over the worldimportantThis paper mainly study on FGD technique of the limestone-gypsum method is large thermal power unitsFirstly it compares domestic and international various desulphurization technology show FGD technique of the limestonegypsum method suit large thermal power unitsThen with the project of 2300 MW of power plant of flue gas desulphurization as example，have elaborated equipment，process，principle，as well as this desulphurization project system and the characteristic of this desulphurization technology，design major parameter and calculate accomplishmentFinally the environmental benefit and social benefit that produces from this was analyzedThe successful applications of FGD technique of the limestone-gypsum method in power plant prove that this technology has many merits：completely mature，reliable operation and the advantage with high rateKEY WORDS： Flue gas desulfurization； FGD device；absorber；S02；limestone；目 录1概 述11.1 国内外脱硫技术的发展状况及需要研究的问题11.2 几种主要脱硫工艺简介21.2.1 石灰石一石膏湿法脱硫工艺21.2.2 氧化镁法31.2.3 循环流化床干法41.2.4 氨法61.2.5 喷雾干燥法(半干法)脱硫工艺71.2.6炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺(LIFAC)71.2.7电子束法脱硫工艺81.3几种脱硫工艺的比较分析81.4脱硫工艺方案选择92 石灰石石膏法脱硫工艺简介112.1石灰石石膏法脱硫工艺112.2系统基本工艺流程112.3脱硫过程主反应122.4主要工艺系统设备及功能132.4.1石灰石卸料、输送、储存、湿磨系统132.4.2烟气系统142.4.3吸收系统162.4.4 石膏预脱水系统242.4.5排空与集水系统242.4.6工艺水系统253 湿法烟气脱硫在华德电厂2300MW机组上的应用及经济性分析2731设计基础参数及主要计算成果273.2工艺系统及流程293.2.1烟气系统293.2.2 S02吸收氧化系统293.2.3石灰石制浆系统303.2.4石膏脱水系统313.2.5工艺水系统313.2.6脱硫废水处理系统313.3吸收剂供应与制备323.3.1吸收剂资源情况323.3.2烟气脱硫对吸收剂品质的要求333.3.3吸收剂供应方案选择333.4石灰石制粉系统343.5脱硫副产品的处置及综合利用353.5.1脱硫副产品品质353.5.2脱硫副产品产量353.5.3脱硫副产品的用途353.5.4本工程脱硫副产品的综合利用363.6脱硫系统对锅炉机组的影响363.7预期环境及社会经济效益373.7.1环境效益373.7.2社会经济效益373.8运行结果373.8.1监测结果373.8.2验收结论384 结 论39参考文献40Limestone-gypsum wet desulphurization system profile（原文）41石灰石-石膏湿法脱硫系统简介（译文）471概 述1.1 国内外脱硫技术的发展状况及需要研究的问题我国的环境污染非常严重，二氧化硫排放是大气污染的主要污染源之一。由于电力企业是二氧化硫的排放大户，因此，控制二氧化硫的排放，成为电力环境治理的主要问题。2005年，我国二氧化硫排放总量高达2549万吨，居世界第一，比2000年增加了27。有关研究表明，中国每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约2万元，空气污染特别是酸雨污染已严重制约着全面建设小康社会目标的顺利实现。煤炭在中国能源消费中的比例在70左右，短期内难以改变。从使用方式上看，煤炭消费量的80直接用于燃烧，燃煤火电厂燃煤量占煤炭消耗量的50以上。燃煤是大气环境中二氧化硫、氮氧化物、烟尘的主要来源。我国国民经济和社会发展“十一五”规划纲要明确提出，到2010年，全国二氧化硫排放总量将比“十五”期末减少10。经测算，全国二氧化硫排放总量必须控制在2295万吨。目前我国的火电脱硫工作已全面展开。2000年底，中国投运火电脱硫设施仅有约500万千瓦，脱硫装机容量占火电总装机容量的2。到2005年底，全国已建成火电脱硫设施超过2亿千瓦，占火电总装机的20，形成200多万吨的脱硫能力。在建火电脱硫设施超过2亿千瓦，建成后可形成800万吨年的脱硫能力。目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：(1)湿法脱硫技术，占85左右，其中石灰一石膏法约占36.7，其它湿法脱硫技术约占48.3：(2)喷雾干燥脱硫技术，约占8.4；(3)吸收剂再生脱硫法，约占3.4；(4)炉内喷射吸收剂增温活化脱硫法，约占1.9；(5)海水脱硫技术；(6)电子束脱硫技术：(7)脉冲等离子体脱硫技术；(8)烟气循环流化床脱硫技术等。以湿法脱硫为主的国家有：日本(约占98)、美国(约占92)和德国(约占90)等。我国目前的经济条件和技术条件还不允许象发达国家那样投入大量的人力和财力，并且在对二氧化硫的治理方面起步很晚，至今国内一些电厂的烟气脱硫装置大部分是从欧洲、美国、日本引进的技术，或者是试验性的，目前国内的电站烟气脱硫行业状况是：1、烟气脱硫国产化依托工程难以得到落实，影响自主创新技术的应用和提高，我国自主创新技术的比例很小，研究时间过长，技术得不到实践检验。不过由于近几年国家环保要求日益严格，脱硫工程是所有新建电厂必须建设的。因此我国开始逐步以国外的技术为基础研制适合自己国家的脱硫技术。2、脱硫技术实际上是工程经验和运行经验积累起来的技术，充分利用全世界的科技成就和实践经验，采用技贸结合方式，高起点引进先进成熟的脱硫技术是实现快速、大规模、经济性烟气脱硫的最佳途径，但是我们在引进项目时大多重硬件，轻软件，忽视消化吸收，对于技贸结合的引进项目，不重视二次开发和创新，致使脱硫技术水平提高缓慢。3、管理不到位，如政府相关部门间缺乏协调，政出多门，同时也缺乏有效应对措施来解决脱硫产业爆炸式发展带来的一系列问题，对脱硫公司的准入门槛太低，造成脱硫公司良莠不齐，对同一家国外公司的同一技术多个脱硫公司重复引进，有的脱硫工程招标不规范，流于形式，或者出现低价恶性竞争的局面。4、对脱硫设施依法监督运行不力，客观上造成部分企业对脱硫设施日常运行缺乏严格管理。解决电力环保问题的途径和手段，归根结底要依靠技术进步。目前而言，电力行业在污染控制技术方面得到了商业化应用的成果。如石灰石一石膏烟气湿法脱硫、烟气循环流化床、水膜除尘脱硫一体化等技术；常规低NOx燃烧技术：燃煤机组的干除灰、干排渣技术和电除尘器提高效率改造技术；20万千瓦机组燃煤电厂袋式除尘技术；灰渣综合利用技术；电厂废水回用技术等等。在烟气脱硫方面，通过技术引进先进技术和工程实践，我国已具备了大型火电机组湿式石灰石一石膏法脱硫工程的设计、建设能力。目前，30万千瓦机组脱硫国产化示范工程正在建设；20万千瓦国产化脱硫工程已建成投产；适合10万20万千瓦规模的中小型火电机组简易脱硫除尘技术已完成工业示范试验。由于我国脱硫工程公司已有能力参与市场竞争，使国内大型火电机组的脱硫工程造价已从34年前由国外承建时的每千瓦800元1200元下降到300元左右，可以说，技术问题已不是制约我国火电厂脱硫的主要因素。1.2 几种主要脱硫工艺简介目前，世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样，达数百种之多。按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫。在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，已经达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。经过初步筛选，对目前技术较为成熟、在电厂烟气脱硫中有一定应用的的脱硫工艺进行简单介绍。1.2.1 石灰石一石膏湿法脱硫工艺石灰石一石膏湿法脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最为成熟的SO2脱除技术，约占全部安装FGD容量的70。它是以石灰石为脱硫吸收剂，通过向吸收塔内喷入吸收剂浆液，使之与烟气充分接触、混合，并对烟气进行洗涤，使得烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的强制氧化空气发生化学反应，最后生成石膏，从而达到脱除S02的目的。1) 工艺特点(1) 高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0 m/s。(2) 技术成熟可靠，多于55000MW的湿法脱硫安装业绩。(3) 最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了SO2去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。(4) 吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。从而达到：n 适合于燃烧高、中、低硫任何燃料的锅炉机组，SO2处理浓度25000mgNm3；n 单塔处理烟气量大，适合于200MW1000MW机组容量的烟气脱硫，性价比高；n 吸收塔采用喷淋空塔，系统阻力小；n 脱硫效率95；n 钙硫比1.03：n 脱硫副产品石膏可商业利用，含水率10；n 系统利用率95。n 对锅炉负荷变化的适应性强(30一100BMCR)；n 设备布置紧凑减少了场地需求；最近十年，随着对FGD工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，石灰石石膏湿法工艺得到了进一步发展，如单塔的使用、塔型的设计和总体布置的改进等，使得脱硫率提高到95以上、运行可靠性和经济性有了很大改进，对电厂运行的影响已降到最低，设备可靠性提高，系统可用率达到97。而且，随着系统的逐步简化，不但运行、维护更为方便，而且造价也有所下降。但该工艺的投资依然很高，占用场地较大，还会产生一定量的废水，脱硫副产品的利用还需要二次投资。因此对于现有机组的脱硫改造有一定的局限性。目前，应用此法进行烟气脱硫最多的国家是美国、德国、日本，单机容量最大达1000MW。我国华能重庆珞璜发电厂2360MW燃煤发电机组，在80年代末、90年代初首次从日本三菱公司引进了二套石灰石一石膏湿法脱硫工艺。几年来，我国工程技术人员已充分消化吸收了该脱硫工艺，并积累了丰富的实践经验，对该工艺的建设和国产化具有一定的指导价值。2) 工艺流程石灰石石膏湿法脱硫工艺的一般性工艺流程见图1-1。图1-1 石灰石石膏湿法脱硫工艺一般性流程图石灰石石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂。将石灰石块破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成石灰石浆液，石灰石浆液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙进行反应生成亚硫酸钙，从吸收塔下部浆池鼓入氧化空气使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，硫酸钙达到一定饱和度后，结晶形成二水石膏。从吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10，然后用输送机送至石膏堆放库堆放。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，由烟囱或冷却塔排入大气。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95以上。脱硫副产物石膏的处置一般有抛弃和回收利用两种方法。脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。石灰石一石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺。世界上有多家公司开发研究这种工艺，如德国的Bischoff公司、Steimuller公司，日本的三菱重工、川畸重工、石川岛播磨，美国的BW公司等等，应用此脱硫工艺最多的国家是美国、日本及德国，该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90，单塔容量已达1000MW。在国内，采用该工艺已投运的电厂有：重庆珞璜电厂、重庆发电厂、杭州半山电厂、北京第一热电厂、北京石景山热电厂、北京第一热电厂二期、广东瑞明电厂和贵州安顺电厂等。沙角A电厂5号机300MW机组；广安电厂4300MW机组、安顺电厂2300MW机组、合山电厂2300MW机组、黄台电厂2300MW机组、沙角C电厂3660MW、黄埔电厂2300MW机组、珠海电厂2660MW机组的湿法脱硫装置正在安装过程中，都选择石灰石石膏湿法脱硫工艺。1.2.2 氧化镁法氧化镁湿法脱硫工艺采用MgO作为脱硫吸收剂。将MgO通过吸收剂浆液制备系统制成Mg(OH)2过饱和液，过饱和液经泵打入吸收塔与烟气充分接触，使烟气中的二氧化硫与浆液中的Mg(OH)2进行反应生成MgSO3，其主要反应为：SO2+H2OH2SO3H2SO3+Mg(OH)2MgSO3+2H2OMgSO3+SO2+H2OMg(HSO3)2Mg(HSO3)2+Mg(OH)22Mg(SO3)2+2H2OSO2+(1+k)/2Mg(OH)2kMgSO3+(1-k)/2Mg(HSO3)2+kH2O从吸收塔排出的亚硫酸镁浆液经浓缩、脱水，使其含水量小于10，用输送机送至亚硫酸镁储藏罐暂时存放，按副产物的使用情况用密封罐车运走。亚硫酸镁的纯度与氧化镁纯度和进入吸收塔的飞灰、杂质含量有关。脱硫后的烟气经吸收塔内置的特殊电流装置除去烟气中粒径大于0.01m的物质后，含尘量可以达标排放。在脱硫装置运行过程中，由于烟气中含有Cl、F。离子，所以用于脱硫反应的脱硫吸收塔有少量的废水排放，废水排放量根据单位时问进入吸收塔的烟气中Cl量以及浆液中允许的C1浓度确定。排放的废水经过废水处理装置处理后达标排放。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95以上。氧化镁湿法脱硫是一种工艺原理成熟的脱硫工艺，美国、韩国、同本、西欧的一些公司自1981年开始开发这种脱硫工艺，并于1990年左右开始进行工程应用，但该项技术在世界范围内应用的工程业绩很少，其中一个重要的原因是由于吸收剂氧化镁在全世界范围内储量稀少，不如石灰石普遍。目前据了解，采用MgO作为吸收剂应用的国外最大单机规模在美国，处理360MW的锅炉全烟气，国内最大单机规模在华能辛店电厂，处理300MW的锅炉全烟气。1.2.3 循环流化床干法烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺是德国能捷斯比晓夫公司在80年代中期开发的适用于燃煤电厂的一种新的干法脱硫工艺。它以循环流化床为原理，通过物料在床内的内循环和高倍率的外循环，使得吸收剂与SO2间的传热传质交换强烈，吸收剂内的传质过程强烈，固体物料在床内的停留时间长达30-60分钟，且运行温度可降至露点附近，从而大大提高了吸收剂的利用率和脱硫率。在较低的Ca/S比(Ca/S=1.11.3)情况下，脱硫率可与石灰石湿法工艺相媲美，即大于90。目前，该工艺达到工业化应用的主要有三种流程，即：(1) 德国能捷斯比晓夫公司开发的烟气循环硫化床(CFB)脱硫技术；(2) 德国Wulff公司在能捷斯比晓夫技术基础上进行改进后的回流式烟气循环硫化床(RCFB)脱硫技术；(3) 丹麦F.L.Smith公司开发的气体悬浮吸收(GSA)烟气脱硫技术。1) 工艺特点与传统的石灰石湿法工艺相比，CFB工艺具有以下主要特点：(1)脱硫率高(Ca/S=1.11.5时，90，)，与湿法相接近；(2)投资费用低，仅为湿法的l/22/3，运行费用和脱硫成本中等；(3)系统简单，可靠性高，维修费用低。组成CFB脱硫系统的设备总台套数为100多台套，而湿法石膏法达250多台套；(4) 占地面积小，适合现有机组的改造；(5)能源消耗低，如电耗、水耗等，仅为湿法工艺的一半；(6)可脱除SO3、氯化物和氟化物，对烟囱的腐蚀较小，因此可以不采用烟气再热器，可以使用干烟囱设计，或对现有的烟囱不必进行防腐处理；(7)对锅炉负荷变化的适用性强，负荷跟踪特性好，启停方便，可在30负荷时投用，适用于可能的调峰机组；(8)对燃煤硫分的适应性强，即无论未处理烟气中SO2的含量如何，处理后的烟气总能达到规定的要求；(9)无脱硫污水排放，且脱硫副产品呈干态，不会造成二次污染，对综合利用和处置堆放有利；(10)有十多年的运行经验，最大装机容量为300MW；(11)使用石灰作为吸收剂；(12)如要保持原粉煤灰的综合利用，则CFB必须布置在现有ESP之后，且必须增设新的ESP或BP用于捕集脱硫副产品；(13)脱硫副产品综合利用的途径尚待研究开发。2) 应用业绩自1987年，德国能捷斯比晓夫公司的烟气循环流化床(CFB)脱硫工艺投入商业运行以来，经过二十多年的研究和商用经验的积累，以及对工艺化学过程和工程实践理解的深入，CFB工艺在最近几年得到了很大的发展，应用业绩大大增加。据统计：到1999年底，约有50套已建成投用，其中Lurgi公司的CFB有24套、wulff公司的RCFB有16套、FLSmith公司的GSA有10套。最大单机处理烟气量为70万Nm3/h，最大装机容量为300MW。在50MW至300MW机组中采用此种工艺的约有21套。同时投资费用也大大降低，仅为湿法的1/22/3，运行费用仅为湿法的1/3。CFB工艺是一种适合我国国情的脱硫工艺。它既适用于新建机组的脱硫工程，也适用于现有机组脱硫的改造工程；既适用于燃用高硫煤的机组，更适用于我国大量的燃用中低硫煤的机组；既适用于中小型燃煤机组，也适用于大容量燃煤机组；而且在脱除SO2的同时，通过添加一定的催化剂，还能脱除氮氧化物。在今后几年内，我国将有一些电厂在100300MW的现有机组脱硫改造工程中，从国外引进此项技术。预计CFB脱硫工艺在我国具有广阔的应用前景。3) 工艺流程无论是能捷斯比晓夫公司的CFB工艺、wulff公司的RCFB工艺还是FLSmith的GSA工艺，它们在工作原理上都是很类似的。因此我们以能捷斯比晓夫公司的CFB工艺为基础对烟气CFB脱硫工艺作简单的介绍。CFB脱硫工艺主要由吸收剂制备系统、吸收塔系统、吸收剂再循环系统、烟气及除尘器系统、副产品处置系统和仪表控制系统六个部分组成，其工艺流程见图1-2。图1-2 CFB烟气脱硫工艺流程该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，在特殊情况下也可采用其它对二氧化硫气体有吸收能力的干粉或浆液作吸收剂。该工艺产生的脱硫副产品呈干粉状，其化学组成与喷雾干燥工艺的副产品相类似，主要是CaSO3、CaSO4以及未完全反应的吸收剂Ca(OH)2等构成。脱硫副产品中是否含有大量的飞灰，则取决于脱硫系统前是否安装了前级除尘器。脱硫副产品的处置方法也与喷雾干燥的副产品基本相同。该工艺的副产品在加水后会硬化，硬化后的屈服强度可达15-18 N/2，压实密度为1.28g/cm2，而其渗透率则与黏土类似，约为310-11。由此可见该副产品的强度与混凝土接近，很适合作矿井回填、道路基础。如能进一步加以开发，可成为良好的建材工业的原料。在德国，该工艺的副产品已用于混凝土掺合料和高速公路两侧的隔音墙。1.2.4 氨法1) 历史背景烟气脱硫系统采用氨水作脱硫吸收剂，同时生成硫酸铵肥料的历史可追溯到七十年代，由德国的Messrs、Walther和Cie所开发。第一套商业运行的氨水脱硫装置于八十年代中期安装在德国Mannheim电厂，处理烟气量为75万NM3/h。1986年11月在德国Karlsruhe电厂建造了第二套装置，处理烟气量为30万Nm3/h。以上两个电厂的运行小时数之和目前已超过70000小时。1998年5月，氨水脱硫工艺的发明者Krupp Uhde将这项专利技术转让给现在隶属于LLB公司的Bischoff公司。与此同时，该技术的另一发明者Walther也将此工艺进行了改进和创新。1999年8月，在德国Heme的某示范电厂氨水脱硫工程设计中采用了一体化的床式洗涤塔SO2的脱除效率大于99。2) 工艺流程氨水脱硫工艺的流程见图1-3。高效除尘后的烟气经喷水冷却到饱和温度从下部进入洗涤塔。若烟气中含尘浓度较高，则需增设一个喷水冷却除尘装置，以提高副产品硫酸铵的纯度。饱和烟气在一体化床式洗涤塔内，先后通过二段循环床式洗涤区，烟气与自上而下喷淋的洗涤液逆行，在床体中液、气进行剧烈的接触反应，SO2基本上被完全吸收。当烟气中SO2浓度较大(1000ppm以上)时，脱硫系统会产生胺盐的气溶胶(亚微米粒子)，为此，在洗涤塔下游安装了湿式电除尘器(WESP)，以除去脱硫烟气中的气溶胶，使烟囱出口不冒白烟。净化后烟气排入烟囱。在洗涤塔内进行的主要化学反应如下：SO2+2NH4OH (NH4)2SO3+H2OSO2+(NH4)2SO3 2NH4HSO3NH4HSO3+NH3 (NH4)2SO3(NH4)2SO3+SO3 (NH4)2SO4+SO22(NH4)2SO3+O2 2(NH4)2SO4图1-3氨水脱硫工艺的流程3) 工艺特点工艺的主要特点有：脱硫率高，可达99以上；可除去全部SO3；电耗较低；副产品为高质量的可商用的硫酸铵肥料，据资料介绍1吨氨与2吨SO2反应可得到约4吨硫酸铵肥料，销售硫酸铵肥料的收益，可抵销一部分运行费用；目前采用的传统的石灰石一石膏湿法脱硫装置可改造成为氨法洗涤装置，部分现有设备仍可利用，以节省投资。它的主要缺点是：存在氨腐蚀和烟囱冒白烟。氨法脱硫属较为成熟的一种脱硫工艺，在国外具有一定的应用业绩，在德国的一些电厂已得到应用，如：曼海姆电厂，处理烟气量为750000Nm3/h；卡尔斯鲁厄电厂，处理烟气量300000Nm3/h等。1.2.5 喷雾干燥法(半干法)脱硫工艺喷雾干燥法脱硫工艺以石狄作为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3，烟气中的SO2被脱除。与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。脱硫的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾轮雾化，另一种为气液两相流雾化。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85以上。该工艺在美国及西欧一些国家应用较多，在300MW以上机组上有一定的应用业绩。1.2.6炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺(LIFAC)炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化钙，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在2.5及以上时，系统脱硫率可达到65-80。由于增湿水的加入烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度l0-15，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。由于脱硫过程吸收剂的利用率较低，脱硫副产物中亚硫酸钙含量较低，其综合利用范围较广。由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物为以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，副产物的综合利用受到一定的限制。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达300MW。我国已在南京下关电厂的2125MW机组、以及绍兴钱清发电厂的125MW采用了这一脱硫工艺。目前均已投运，但由于要在炉膛出口喷钙、锅炉效率和尾部受热面会有所影响，同时，由于石灰石粉的喷入，煤灰的特性和浓度都有变化，电除尘器要作相应的调整。1.2.7电子束法脱硫工艺本工艺流程由排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集工序所组成。锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约60)。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx浓度和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基作用下生成中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸(HNO3)。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状微粒(硫酸铵：(NH4)2SO4与硝酸铵：NH4NO3的混合粉体)。生成的粉体微粒一部分沉淀到反应器底部，通过输送机排出，其余被副产品集尘器所分离和捕集，经过造粒处理后被送到副产品仓库贮藏。经过净化后的烟气由脱硫增压风机增压，经烟囱向大气排放。脱硫副产品(主要是硫酸铵)可作为复合肥的原料。到目前为止，电子束法脱硫仅在日本、美国进行过一些小型工业试验，尚没有在大型机组上应用的业绩。中日合作进行的电子束法脱硫工艺工业化装置试验在成都热电厂一台200MW机组的部分烟气进行，试验装置处理烟气量为30万Nm3/h。杭州热电厂3120t/h锅炉烟气采用此工艺脱硫，目前装置已投运。1.3几种脱硫工艺的比较分析对几种不同的脱硫工艺进行技术比较，比较结果列于表1-1。表1-1脱硫工艺方案条件比较表由表1-1可以看出：(1)电子束法脱硫工艺目前尚处于试验研究阶段(在成都热电厂进行的相当于100Mw烟气脱硫)，氨法脱硫工艺还没有在300MW以上大机组上应用的业绩和经验。从当地现有的条件看，电子束法及氨法脱硫所需的吸收剂液氨和氨水难以保证供应，且这两种工艺的副产品为以硫酸铵为主的氮肥，在当地难以处理。所以，这两种工艺不适合华能德州电厂的现有情况。(2)炉内喷钙+尾部增湿活化脱硫工艺适用于对脱硫效率要求不高的中小机组脱硫，华能德州电厂#3、#4机组为330MW的大型机组，因此这一脱硫工艺不能满足要求。(3)喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟，工艺流程较为简单、系统可靠性较高，脱硫率可以达到85。缺点是需用纯度较高及价格较贵的石灰作为吸收剂，且脱硫产物较难利用。(4)氧化镁脱硫工艺脱硫效率高，一般可达95以，不受燃煤含硫量与机组容量的限制。但目前在大型发电机组上应用的业绩不多，且德州周边地区无氧化镁资源，且副产物处理有一定难度，因而不适于华能德州电厂。(5)石灰石一石膏湿法脱硫工艺具有在大型发电机组上应用的业绩，适用范围广，不受燃煤含硫量与机组容量的限制；脱硫效率高，一般可达95以上，技术成熟、应用广泛，可以满足本工程脱硫率的要求；脱硫吸收剂石灰石可用汽车运至电厂，其脱硫副产品石膏在德州地区可以综合利用。近年来湿法脱硫技术有较大的改进，占地面积有所减少，造价有所降低。1.4脱硫工艺方案选择根据以上脱硫工艺的介绍和比较，可知控制火电厂二氧化硫排放有很多种方法，各种脱硫工艺工程投资和脱硫效率各不相同，对于华能德州电厂而言，选择脱硫工艺的原则是；1)二氧化硫排放浓度和排放量必须满足国家和当地政府环保要求；2)脱硫工艺要做到技术成熟、设备运行可靠；3)投资省；4)占地少；5)吸收剂要有稳定可靠的来源；6)脱硫付产物能综合利用；7)对现有机组的改造项目少，对运行条件改变少；8)能利用机组的大小修时间，接入脱硫系统；9)积极稳妥推进新科技、新产品的运用。2 石灰石石膏法脱硫工艺简介2.1石灰石石膏法脱硫工艺石灰石石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，日本、德国、美国的火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90采用此工艺。2003年6月东方锅炉引进德国鲁奇能源环保股份有限公司(原鲁奇能捷斯比晓夫公司，简称LEE)石灰石石膏湿法烟气脱硫技术(WLSTFGD)和选择性催化剂还原烟气脱硝技术(SCR-DeNOx)。鲁奇能捷斯比晓夫公司成立于1910年，是德国鲁尔地区第一批工程公司之一。从成立伊始，她就致力于发展和建造烟气净化装置。凭借着在阿廷根(杜塞尔朵夫市)总部130多名高素质员工和设立在经济强劲发展的东南亚、北美的分支机构，以其卓越的业绩，鲁奇能捷斯比晓夫公司在全球环境保护领域占有领先地位。比晓夫湿法烟气脱硫技术是使用石灰石灰石、海水或氨水作为反应物，并已应用到总容量超过30，000MW的电站锅炉。同样地，比晓夫公司在全球湿法烟气脱硫技术领域占有领先地位。2.2系统基本工艺流程石灰石(石灰)，石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH(可选)降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏(CaSO42H2O)，并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器(作为一级脱水设备)、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46-55左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将气加热到80以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。石灰石(石灰)石膏湿法脱硫工艺流程(见图2-1)图2-1石灰石(石灰)，石膏湿法脱硫工艺流程图2.3脱硫过程主反应1)SO2+H2OH2SO3吸收H2SO3的分解：H2SO3 H+ +HSO3-。(低pH值)HSO3- H+SO32-。(高pH值)吸收塔中的洗涤过程也将除去HCI和HF： HCI H+Cl-HF H+F-2) 反应剂的溶解和中和反应，同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2：CaCO3(固态) CaCO3.(溶解)CaCO3. + 2H+ Ca2+CO2+H2OCa2+2Cl- CaCl2Ca2+2F- CaF2Ca2+2HSO3- Ca(HSO3)2Ca2+SO32- CaSO33)HSO3-的氧化：HS03-+0.5O2 SO42-+H+4)CaSO4的形成：CaCO3+2H+ Ca2+H2O+CO2SO42-+Ca2+ CaSO45)石膏的形成：CaSO4+2H2O CaSO42H2O吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5-6.2之间。系统反应原理示意图见图2-2。图2-2系统反应原理示意图2.4主要工艺系统设备及功能FGD系统主要由以下分系统组成：l 石灰石卸料、输送、储存、湿磨系统l 烟气系统l SO2吸收系统l 石膏预脱水系统l 排空与集水系统l 工艺水系统l 压缩空气供应系统l 热工自控系统2.4.1石灰石卸料、输送、储存、湿磨系统粒度20mm的石灰石块称重后卸入地下料斗，经振动给料机、皮带输送机和斗式提升机送至石灰石贮仓内，再由仓底给料器通过两台皮带称重机分别进入两台湿式球磨机，加水混合磨制，制成的浆液在重力作用下进入磨机浆液箱，磨机浆液泵将浆液箱里的浆液送入旋流器，浆液中大于0063mm的颗粒从旋流器底流返回到球磨机继续研磨，溢流则送入石灰石浆液箱，再由石灰石浆液泵连续送入FGD吸收塔。每台湿式球磨机出力为20t/h.石灰石浆液箱中浆液固体浓度为250朗，磨机系统排出的浆液固体浓度为300400刚。在石灰石浆液箱中加入工艺水，将磨机系统排出浆液的浓度稀释到250鲫。成品浆液中石灰石粒径O.063mm(90通过250目)。稀释后的浆液由石灰石浆液泵送入吸收塔作为与SO2反应消耗了的吸收剂的补充。石灰石浆液箱配置2台石灰石浆液输送泵(1运1备)，将石灰石浆液送至吸收塔。石灰石浆液输送管道设计成环行管道，防止浆液在管道内沉积。主要设备包括：一台振动给料机、一台带金属分离器的皮带输送机、一台斗式提升机、一个石灰石贮仓、1台布袋除尘器、两台皮带称重给料机、两台出力为20th的湿磨机、两个磨机浆液箱、四台磨机浆液泵(两运两备)、两台旋流器、一个石灰石浆液箱、两台石灰石浆液输送泵等。A. 石灰石卸料、输送和储存粒度20mm的石灰石块，由自卸汽车送至电厂脱硫岛内，称重后卸入地下料斗，经给料机、皮带输送机和斗式提升机送至石灰石贮仓。石灰石贮仓有效容积为1000m3。贮仓设有一金属分离装置以防偶然混入石灰石的碎铁进入。为了避免粉尘排放至环境中，在贮仓、输送皮带、卡车卸料间及其它需要的地方均设有布袋除尘器，除尘系统收集的粉尘将返回相关的贮仓。B. 湿磨系统设有两套相同的湿式球磨系统，包括湿磨机、磨机浆液箱、磨机浆液泵、旋流器、石灰石浆液箱和石灰石浆液泵。按照闭合回路的溢流原理设计湿磨机和磨机旋流器。磨机排出浆液储存在磨机浆液箱中，通过磨机浆液泵将浆液输送至旋流器进行分离，浆液中大于0.063mm的颗粒从旋流器底流回到球磨机继续研磨，溢流(石灰石粒径0.063mm)则送入石灰石浆液箱。磨机轴承进出口分别设有一套液压润滑油系统，采用低压泵将油泵到轴承壳前面，然后通过轴颈自动碾进润滑油槽中。该连锁系统中设有备用泵。泵的吸入侧和压力侧均设有油过滤器。压力开关控制油的流量。另一套液压高压润滑油系统用于启动和低速(辅助磨机驱动器)运行。高压泵通过轴承壳油嘴将油送入润滑油槽中。压力开关控制油的流量。喷油系统由一套压缩机系统组成，包括压缩机、压力空气储罐、气力控制站、油泵和喷油装置。压缩机系统提供压缩空气。当主开关合上时，压缩机工作，制备压缩空气。停机时，打开连接压缩机与高压罐的卸压阀，接通电源，可以无压力运行。设有控制和检测系统，当主开关合上时，润滑程序开始运行，当系统切换到遥控方式，会发出一个“遥控”信号。约60的石灰石和40的水在湿磨机内混合磨制。石灰石给量决定加入的工艺水量。设有两台石灰石浆液泵(一运一备)。当运行泵故障，会自动切换到备用泵，保证整个湿磨系统连续运行。两台泵分别设有吸入管线。当石灰石浆液箱中的浆液液位高于泵的吸入液位时启动泵。在到湿磨机的管道上和到磨机浆液箱的管道上分别设有电磁流量计，用于测量浆液的流量。磨机浆液泵保持恒速运转，使稳定均匀的浆液流入旋流器，保证旋流器的正常运行。设有两台旋流器，用于分离粒径不一的浆液，每台旋流器设有5个运行旋流子和1个备用旋流子。旋流器底流沉砂嘴的选择决定浆液粒径的大小比例，浆液中大于0.063mm的颗粒从旋流器底流返回湿磨机继续研磨，0.063mm的颗粒通过溢流管流入石灰石浆液箱中。在旋流器溢流到石灰石浆液箱的管道上设有密度计，用于测量旋流器溢流浆液的密度，控制工艺水量的加入。2.4.2烟气系统120C的锅炉原烟气经原烟气烟道、进口烟气挡板、增压风机升压到约3362Pa后进入烟气换热器GGH，经GGH降温后约90的原烟气进入吸收塔，原烟气在吸收塔喷淋区经过石灰石浆液喷淋洗涤，降到与石灰石浆液最佳化学反应的烟气饱和温度。吸收塔出来脱除SO2后的净烟气通过净烟气烟道再进入GGH加热至82，加热后的净烟气由净烟气出口挡板、主体工程烟道和烟囱排入大气。当锅炉启动至稳燃负荷前、烟气温度170或FGD装置停运时，锅炉原烟气经旁路烟道、旁路烟气挡板、烟囱直接排入大气。烟气系统的设计考虑系统的正常运行和紧急情况的处理，包括由于锅炉的突然变化引起的短时烟气温度变化过大的工况。为使系统在紧急状态下能安全运行，设计时考虑了材料的选择、设备及烟道的合理设计。烟气自主体工程烟道进入FGD系统的进口烟道。主体工程烟道作为旁路烟道将烟气可以直接排至烟囱，即烟气可以100经旁路烟道被排放。FGD系统通过进出口烟道双百叶挡板与锅炉系统隔离。烟气系统包括2台增压风机、1台GGH、2个旁路烟气挡板、2个入口原烟气挡板、2个出口净烟气挡板、2个增压风机出口挡板及相应的烟道和膨胀节以及事故喷水系统等。A. 烟道烟道采用6mm厚碳钢板，烟道内的烟气流速暂按15m/s设计。烟道防腐措施：a. GGH至吸收塔原烟气高温段采用玻璃鳞片内衬；b. 吸收塔入口段烟道内衬耐腐蚀的高镍合金钢；c. 吸收塔至GGH低温净烟道段采用橡胶内衬；d. GGH至烟囱净烟气烟道采用玻璃鳞片内衬。B. 烟气挡板FGD系统烟气线上分别设置旁路、FGD系统进出口、增压风机出口挡板共8个双百叶密封挡板，挡板采用电动执行机构。FGD设置旁路烟道以便于锅炉的启停，同时也保证脱硫装置的寿命。由于锅炉启动时，燃油不能完全燃烧，烟气中碳氢化合物会损害FGD装置内衬材料，因此在锅炉启动时，仅当锅炉完全进入稳定燃烧运行后，FGD装置才能投运(之前，FGD装置应旁路掉)。FGD正常运行时，进出口烟气挡板门和增压风机出口挡板门打开，旁路门关闭。烟气被旁路时，旁路门打开，FGD烟气进出口挡板门和增压风机出口挡板门关闭。利用密封烟气风机抽取净烟气供给密封烟气以加强挡板关闭时的密封。每个挡板门采用密封空气密封。FGD正常运行时，进出口挡板和增压风机出口挡板都是开着的(旁路挡板关闭)。指示器监视挡板叶片的位置。FGD关闭时，挡板应处于关闭位置。为防止挡板叶片烟气泄漏，监测每个挡板的密封空气和烟气间的压差。当挡板关闭时，如压差小于允许值，则发出报警信号。密封空气风机将密封空气送入双挡板的两层叶片之间。这样可以避免任何泄漏。密封空气的压力比烟气的最大压力高5 mbar。由压差计监测密封空气风机的出口压力，如压力降到允许值以下，则风机停止运行。当烟道系统的程序启动时，烟气挡板仍然关闭或没有打开，挡板位置指示器显示“未开”。工艺控制系统将自动停止启动顺序，关闭FGD。待挡板修好后才能启动。当烟道系统的程序关闭时，烟气挡板仍然未关闭或打开，挡板位置指示器显示“未关闭”。工艺控制系统将停止关闭顺序。因为吸收塔的排气阀是关闭的，并且吸收塔浆液循环泵仍在运行中，所以此时的FGD处于安全状态。在挡板修理好后关闭FGD。密封空气风机出现故障时，应立即进行修理。两个风机都出现故障会导致一个或多个烟气挡板泄漏。鼓入密封空气是为了加强挡板关闭时的密封，如果风机故障，会给FGD停运带来操作问题。FGD停运时，如密封空气风机发生故障，任何人都不允许进入与烟道系统相连的FGD部件(如：吸收塔)，因为那里可能会有有毒气体。C. 增压风机FGD系统设置两台增压风机，型式为静叶可调轴流式。增压风机包括电机、润滑油系统和冷却水系统等。增压风机根据正常运行和异常情况可能发生的最大流量、最高温度和最大压损设计。在容量、设计和构造上保证从零负荷到满负荷时都能运行。除了满足锅炉在BMCR工况下的运行要求外，还满足FGD最差的设计条件。增压风机在热且有腐蚀的原烟气中运行，风机的转数是定值，旋转件上配有液压可调叶片。运行时通过调节叶片的角度，使风机容量满足FGD要求。伺服电机调节外臂的同时，控制信号传输到液压调节装置，改变叶片中心角。按照固定的运行负荷，由监控系统控制风机的性能。增压风机发生故障时，FGD的进出口挡板将关闭，所有原烟气将通过旁路烟道进入烟囱。D. 烟气换热系统(GGH)120的原烟气进入回转式GGH，通过热传导，加热脱硫后的净烟气，原热烟气被降温至88进入吸收塔。吸收塔出来的45-50的饱和净烟气进入GGH加热到80，然后经烟囱排放。FGD系统配一套烟气换热器，烟气换热器采用国产回转式换热器(GGH)，传热部件采用考登钢衬搪瓷，热容量约32375 kW，转子直径16m。GGH配置2台密封风机，一运一备。GGH的辅助系统包括：空压站高压水泵保温系统GGH正常运行时，定期用吹扫风机清洁GGH。GGH的压力损失高于允许值时，用高压水泵冲洗GGH。压缩空气和高压水是通过GGH转子表面上的管道喷枪喷出，喷枪可以移动。GGH运行时为减少泄漏，由保温系统向GGH提供稳压空气。GGH和吸收塔关闭后，保温风机向GGH的原烟道入口和GGH的净烟气出口吹入热空气以干燥GGH和烟道系统。热空气在吸收完GGH和烟道系里的湿气后通过吸收塔的排气阀排出。由于原烟气和净烟气间的温度和压力差，原烟气由径向、轴向、环向、扇形板直接和间接地将向净烟气泄漏，增大净烟气中污染物浓度，影响脱硫效率；在无任何防泄漏措施情况下，漏风率约3，因此，为确保漏风率1，采取措施：a. 安装风蔗风机，抽取净烟气密封；b. 设置扇形板密封驱动装置：c. 双密封系统。d. GGH冷凝水和冲洗水通过管道排至吸收塔集水坑，再通过泵打入吸收塔或事故浆液箱。E. 事故喷水系统事故喷水系统布置在GGH前的原烟道，降低原烟气温度，以保护GGH及GGH下游的烟道和吸收塔衬里不受高温损害。当烟气温度超过170。C、或全部吸收塔浆液循环泵出现电力故障情况下烟气达不到保证的饱和值时，旁路挡板来不及快开的情况下，启动事故喷水系统，将雾化高压水喷入GGH前的进口烟道，将原烟气温度冷却到80之下。启动事故喷水系统的同时，应同时打开旁路挡板和关闭吸收塔进出口挡板。当旁路挡板全开以及吸收踏进出口挡板关闭后，停运事故喷水系统。事故喷水系统与电厂消防系统相连，喷水采用消防水。FGD装置正常运行时，事故喷水系统不运行，喷嘴通入氧化空气以免堵塞。2.4.3吸收系统SO2吸收系统主要用于脱除烟气中的SO2、SO3、HCL、I-IF、等酸性污染物以及烟气中的烟尘。SO2吸收系统主要包括：l 吸收塔；l 脉冲悬浮及分析测量系统；l 浆液循环泵系统；l 氧化空气系统；l 除雾器；l 石膏浆液排出泵；l 原烟气进口烟道冲洗A. 吸收塔吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置(见图2-3左)，系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。湿法脱硫吸收塔有许多种结构，如填料塔、湍球塔、喷射鼓泡塔、喷淋塔等等，其中喷淋塔因为具有脱硫效率高、阻力小、适应性、可用率高等优点而得到较广泛的应用，因而目前喷淋塔是石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺中的主导塔型。烟气从吸收塔中部进入，入口在吸收塔浆池最高液位上部和最低一层喷淋层下部之间。烟气往上逆流通过喷淋层区(吸收区)，与喷淋下来的雾化石灰石浆液强烈反应，烟气中的二氧化硫、氯化氢、氟化氢等有害成份被吸收，同时粉尘也被除去。所有的化学反应同时在吸收塔浆池内进行。布置在吸收塔顶部的除雾器除去烟气中带入的雾滴，净烟气在吸收塔顶部以45-50的饱和温度离开吸收塔。图23吸收塔、喷淋层n 喷淋区原烟气从吸收塔中部进入，往上逆流通过