1000MW机组烟气脱硫方案选择.docx
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1000MW机组烟气脱硫方案选择
1000MW等级锅炉烟气脱硫工艺选择研究
【摘要】本文从1000MW等级脱硫系统的吸收剂、副产物、能耗、对煤质的适应性及经济性等方面对几种典型的脱硫工艺进行了全面的比较，分析了各工艺的优缺点，并提出了1000MW等锅炉脱硫系统的推荐意见。
【关键词】1000MW湿法脱硫干法脱硫氨法脱硫活性焦脱硫
1概述
在世界各国长期的研究、开发及应用过程中，烟气脱硫的技术和工艺已达200余种，但是有工业应用价值，可用于发电机组的目前不超过10种。
这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧设备的类型、燃料的种类和燃煤含硫量的多少、脱硫效率、脱硫剂的供应条件、电厂的地理位置及副产品的利用等诸多因素。
目前，国内已投运的1000MW等级的发电机组，脱硫装置均采用石灰石/石灰-石膏湿法工艺，该工艺在国内外均有成熟的运行经验。
但其较高的运行费用对于我国工业的发展是个沉重的负担，而且该工艺消耗大量的水资源；治理二氧化硫的同时增加了大气中二氧化碳的排放量；由于副产物品质较低，综合利用效果不够理想。
这些缺点在短期不会得到很大的改善，随着国家节能降耗要求的不断提高，对于1000MW机组不妨探索和尝试一些其他的烟气脱硫工艺，在满足烟气污染物排放指标要求的同时，达到减少对其他能源消耗的目的。
本文对于1000MW等级锅炉潜在的烟气脱硫工艺进行了对比，分析各脱硫工艺的优缺点及可行性，并提出了推荐意见。
2脱硫方案简介
2.1石灰石/石灰-石膏湿法工艺
2.1.1石灰石/石灰-石膏湿法工艺原理[1]
该工艺采用价格低廉的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收剂浆。
也可以将石灰石直接湿磨成石灰石浆液制成吸收浆剂。
在吸收塔内，吸收浆剂与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后（或直接）排入烟囱。
脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收，由于吸收剂浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。
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。
石灰石/石灰—石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：
在脱硫吸收塔内烟气中的SO2首先被浆液中的水吸收与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3，CaSO3被鼓入的空气中的O2氧化最终生成石膏晶体CaSO4·2H2O。
其主要化学反应式为:
吸收过程：
SO2+H2O=H2SO3=HSO3-+H+
CaCO3+2H+=Ca2++CO2+H2O
氧化过程：
HSO3-+1/2O2=SO42-+H+
Ca2++SO42-+2H2O=CaSO4·2H2O
下图为典型的石灰石/石灰-石膏湿法脱硫工艺的流程图（带GGH）：
石灰石/石灰—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最广、运行最可靠的方法，已成为世界商业FGD的主导。
德国的Bischoff公司、Steimuller公司、日本的三菱重工、川崎公司、美国的B&W公司等多家公司开发研究这种工艺，应用此脱硫工艺最多的国家是美国、日本及德国。
应用脱硫工艺的机组占电站脱硫装机总容量的90%。
2.1.2石灰石/石灰-石膏湿法吸收剂
该脱硫工艺采用外购石灰石粉或厂内制备石灰石粉作为脱硫吸收剂，可根据吸收剂外购情况确定吸收剂采购方式。
2.1.3石灰石/石灰-石膏湿法副产物
该脱硫工艺的副产物为石膏。
综合利用效果较好，但是，烟气中的其他金属物质容易破坏石膏的品质，如Fe、Al的絮凝作用影响石膏的结晶，Mg影响石膏的生成。
2.1.4石灰石/石灰-石膏湿法工艺能耗
该脱硫工艺系统较复杂，包括湿法脱硫系统、石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故浆液系统、废水处理系统、GGH（选配）、烟囱及烟道防腐等众多子系统。
系统阻力大，电耗、水耗较大。
2.1.5石灰石/石灰-石膏湿法工艺优缺点：
优点：
1）技术工艺技术成熟、脱硫效率高。
一般可在>95%的脱硫效率工况下，稳定运行。
2）吸收剂供应价格低廉，采购方便。
3）对于煤种适应性较好。
可适用于任何含脱硫量的煤种。
4）钙硫比低，一般为1.01~1.03。
5）副产物石膏商品化程度较高。
缺点：
1）系统复杂，运行成本较高。
2）动力消耗大，电耗较大。
系统中转动设备较多，如增压风机、浆液循环泵、氧化风机等，这些都提高了系统的电耗水平。
3）占地面积大。
4）烟囱需作防酸腐蚀处理。
2.2循环流化床干法烟气脱硫工艺
2.2.1循环流化床干法烟气脱硫工艺原理[2]
该脱硫工艺是一种脱硫除尘一体化的工艺，一个典型的循环流化床干法脱硫系统由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、注水系统、脱硫除尘器以及仪表控制系统等组成，其工艺流程如图所示。
锅炉空气预热器出口烟气从底部进入吸收塔（当脱硫渣与粉煤灰需分别处理时，进吸收塔前设置预除尘器，否则烟气可直接进入吸收塔），在此处高温烟气与加入的吸收剂、循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，在这一区域主要完成吸收剂与HCl、HF的反应。
烟气通过吸收塔下部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成絮状物向下返回，而絮状物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑落速度高达单颗粒滑落速度的数十倍；吸收塔顶部结构的惯性分享进一步强化了絮状物的返回，进一步提高了塔内颗粒的床层密度及Ca/S比。
这样循环流化床内气固两相流机制，强化了气固间的传质与传热。
在文丘罩的出口扩管段设有喷水装置，喷入的雾化水以降低脱硫反应器内的烟温，使烟温降至高于烟气露点20℃左右，从而使得SO2与Ca（OH）2的反应转化为可以瞬间完成的离子型反应。
吸收剂、循环脱硫灰在文丘里段以上的塔内进行第二步的充分反应，生成副产物CaSO3·1／2H2O，还与SO3、HF和HCl反应生成相应的副产物CaSO4·1／2H2O、CaF2、CaCl2·Ca（OH）2·2H2O等。
烟气在上升过程中，颗粒一部分随烟气被带出吸收塔，一部分因自重重新回流到循环流化床内，进一步增加了流化床的床层颗粒浓度和延长吸收剂的反应时间。
由于提供的脱硫系统设有清洁烟气再循环装置，无论锅炉负荷如何变化，烟气在塔内床层流速均为5m／s左右，而吸收塔的有效反应高度大于40m，这样烟气在吸收塔的气固接触时间在8秒以上，从而有效地保证了脱硫效率。
在循环流化床脱硫塔中，Ca（OH）2与烟气中的SO2和几乎全部的SO3，HCl，HF等，完成化学反应，主要化学反应方程式如下：
Ca（OH）2+SO2=CaSO3·1／2H2O+1／2H2O
Ca（OH）2+SO3=CaSO4·1／2H2O+1／2H2O
CaSO3·1／2H2O+1／2O2=CaSO4·1／2H2O
Ca（OH）2+CO2=CaCO3+H2O
Ca（OH）2+2HCl=CaCl2·2H2O（～75℃）
2Ca（OH）2+2HCl=CaCl2·Ca（OH）2·2H2O（>120℃）
Ca（OH）2+2HF=CaF2+2H2O
2.2.2循环流化床干法烟气脱硫吸收剂
该工艺采用生石灰作为脱硫吸收剂，来源广、成本低。
生石灰纯度>80%。
2.2.3循环流化床干法烟气脱硫副产物
该工艺脱硫副产物是一种干态的混合物，它包含飞灰及消石灰反应后产生的各种钙基化合物，主要成分是亚硫酸钙，可综合利用。
但是，商品化程度不高，一般用于建筑填料、铺路、制砖等。
2.2.4循环流化床干法烟气脱硫能耗
循环流化床干法烟气脱硫可实现脱硫除尘一体，系统包括脱硫吸收塔、脱硫后除尘器和吸收剂系统等，工艺流程简易，系统简洁可靠，操作简单。
系统电耗和水耗较小。
2.2.5循环流化床干法烟气脱硫工艺的优缺点
优点：
1）设备使用寿命长、维护量小。
塔内完全没有任何运动部件和支撑杆件，操作气速合理，塔内磨损小，没有堆积死角，设备使用寿命长、检修方便。
2）烟气与物料接触时间长、接触充分，脱硫效率高。
3）SO2排放控制。
根据吸收塔进口烟气流量及SO2浓度控制消石灰粉的给料量，吸收塔出口的SO2浓度，则用来作为校核和精确地调节消石灰粉给料量的辅助调控参数，以保证达到按要求的SO2排放浓度。
4）塔内反应温度控制灵活。
为了促进消石灰和SO2的反应，通过向吸收塔内喷水来降低烟气的温度。
同时为了防止结露和有利于烟气的排放扩散，通常选取的吸收塔出口温度高于水的露点温度20℃～30℃。
5）烟囱不需要作防酸腐蚀处理。
6）可实现脱硫除尘一体化。
缺点：
1）系统初投资较大。
2）钙硫比较高，一般为1.1~1.3。
3）脱硫效率较低。
目前国内部分项目运行效率可达95%以上，但需要很高的钙硫比，普遍接受的效率为90%。
4）副产物的商品化不理想，综合利用效果不佳。
2.3氨法脱硫工艺
2.3.1氨法脱硫工艺原理[3]
氨法烟气脱硫技术是20世纪70年代开发的一种脱硫技术，该技术不仅具有简单、脱硫效率高、能耗低，且其脱硫副产品硫酸铵是一种常用的化肥，综合利用效果较好。
因而，国内外许多研究单位和公司对该技术的反应机理、反应过程和工程应用进行了研究。
美国的GE、Marsulex,Pircon,Babcock&Wilcox与德国的LentjesBischoff,KruppKoppers和日本的NKK,IHI,千代田、住友、三菱、荏原等国际公司分别开发了有自己特点的氨法烟气脱硫技术，进行了工程应用。
在我国，为了尽快把氨法烟气脱硫技术实现国产化，华东理工大学、江苏江南环保公司、国家电站燃烧工程技术研究中心和武汉凯迪公司等单位分别开展了小型、中试和工业性试验及工业应用。
氨法烟气脱硫工艺主要由预除尘系统、烟气系统、脱硫塔、吸收剂制备系统、工艺水系统、脱硫液循环、亚硫酸铵氧化及硫铵脱水系统、硫酸铵包装贮存系统等组成。
锅炉烟气先进入除尘器除尘，之后进入吸收塔。
在吸收塔内，与喷淋而下的吸收溶液逆流接触，烟气中的SO2在此被吸收，净烟气通过除雾器除去水滴后从吸收塔顶部排放到烟囱。
在吸收塔下部，把氧化空气吹入浆液池中，将亚硫酸铵氧化成硫酸铵。
典型的氨法脱硫的工艺流程如下：
2.3.2氨法脱硫工艺吸收剂
吸收剂可以是液氨或氨水，液氨经过蒸发器蒸发成气态，再通过管路及一定方式将氨气均匀地喷入脱硫塔下部，使氨能够有效地反应，从而提高系统脱硫效率，并保持系统的稳定运行。
2.3.3氨法脱硫工艺副产物
该工艺副产品硫酸铵是一种常用的化肥，综合利用效果较好
脱硫塔底部用泵把含硫酸铵结晶的溶液打入到旋流分离器、离心机、干燥机后进行浓缩与干燥，最后把干燥的硫酸铵通过自动包装机把硫酸铵进行包装。
2.3.4氨法脱硫工艺能耗：
该工艺系统流程简单电耗较小，水耗较大。
2.3.5氨法脱硫工艺优缺点
优点：
1）适用范围广，不受燃煤含硫量、锅炉容量的限制。
2）脱硫效率很高，很容易达到95%以上。
3）吸收剂易采购，可有三种形式：
液氨、氨水、尿素。
4）氨法脱硫装置对机组负荷变化有较强的适应性，适应机组负荷35％BMCR～100％BMCR状态下运行。
5）副产品硫酸氨价值高，经济效益好。
脱硫的副产品是硫酸铵，正是中国广大耕地所需要的含氮含硫的肥料。
它可以单独使用，也可以和其他营养元素一起做复合肥料。
缺点：
1）工艺系统较复杂，初投资较高。
2）不能有效脱除重金属及二恶英等污染物。
3）吸收剂运输和制备过程比较危险，日常维护费用较高。
4）耗水量较大。
与石灰石/石灰-石膏湿法脱硫工艺相当。
2.4活性焦脱硫工艺
2.4.1活性焦脱硫工艺原理[4]
活性炭脱硫脱硝技术是以德国和美国为中心在20世纪50年代开始研究的，日本起始于60年代，但在70年代后才有快速发展，也叫干式同时脱硫脱硝技术。
其脱硫原理是利用大比表面积、同时具有脱硫活性点的活性焦作为吸收剂，在一定温度条件下（约110~150ºC），吸附烟气中SO2、氧和水蒸汽，并在表面活性点催化作用下SO2氧化为SO3，SO3与水蒸汽反应生成硫酸，吸附在活性焦的表面上。
吸附硫酸的活性焦通过加热（300~600ºC）解附，实现再生。
脱附出来的富硫气体可作为生产硫酸原料，从而达到副产物的综合利用。
其具体反应机理如下：
SO2（g）=SO2*
O2（g）=2O*
H2O（g）=H2O*
SO2*+O*=SO3*
SO3*+H2O*=H2SO4*
H2SO4+nH2O=（H2SO4·nH2O）*
式中，*表示吸附态。
其主要工艺流程是：
烟气首先进入位于下部的脱硫塔，烟气中的SO2被活性焦吸附，然后进入位于上部的脱硝塔，在活性焦的作用下，烟气中氮氧化物与喷入的氨发生还原反应，氮氧化物被还原成对环境没有危害的N2，并同时生成二氧化碳和水。
吸附了SO2的活性焦被送入解析塔，在约400ºC温度下使SO2脱附，脱附后的活性焦被送入反应塔循环使用，SO2体积分数约为20%的气体被送入副产品回收系统，根据当地情况制成硫酸、单质硫或其他化工产品。
活性焦吸附脱硫工艺流程图如下所示，主要由吸附反应系统、分离再生系统和副产物回收系统组成。
2.4.2活性焦脱硫工艺吸收剂
该工艺吸收剂采用活性焦作为脱硫的吸收剂，它是一种多孔质碳素材料。
其制作方法与活性炭相似，但是活性焦的比表面积比活性炭的比表面积小，强度高，细孔结构独特。
目前，世界上主要的脱硫活性焦，均来源于山西新华公司下属的由日本人投资建设的活性焦厂，采用山西特有的低灰份烟煤来制备，国内其他一般活性炭生产厂均无法生产脱硫用活性焦，因此活性焦运行成本较高。
2.4.3活性焦脱硫工艺副产物
该工艺在脱硫过程中通过解析再生工艺获得高浓度SO2气体（干基体积比达20%~30%），以其为原料，采用现有的成熟工艺，可生产出多种含硫元素的商品级产品。
如浓硫酸、液体二氧化硫、亚硫酸铵、硫酸铵等。
综合利用效果较好。
2.4.4活性焦脱硫工艺能耗
该脱硫工艺的电耗较大，水耗较少。
2.4.5活性焦脱硫工艺优缺点
优点：
1）系统转动设备少，日常维护工作量小。
2）脱硫过程耗水量少。
3）烟气脱硫反应在120~140ºC下进行，不需要对烟气进行加热或降温。
4）可同时脱除NOx和粉尘。
5）副产品利用途径广泛。
6）可除出烟气中的碳氢化合物，如二恶英等有害物质。
7）可实现脱硫脱硝一体化。
缺点：
1）初投资和运行成本较大。
2）吸收剂活性焦价格相对较高。
3）活性焦在化学再生和物理循环过程中气化变脆、破碎及磨损易生产粉化。
造成损耗。
4）脱硫容量低、脱硫速率慢、再生频繁。
5）缺乏自主知识产权和一些关键设备的制造技术。
6）国产化依托工程的落实存在难度，自主研发的技术难以实现规模化生产。
3脱硫方案比选
下面以某1000MW等级锅炉烟气参数为例，对于上述几种脱硫方案进行详细比较。
3.1锅炉主要技术参数
序号
项目
单位
参数
1
最大连续蒸发量
t/h
3100
2
过热器出口蒸汽压力
MPa
29.15MPa
3
过热器出口蒸汽温度
℃
605℃
4
再热蒸汽流量
t/h
2545t/h
5
再热器进口蒸汽压力
MPa
6.31MPa
6
再热器出口蒸汽压力
MPa
6.11MPa
7
再热器进口蒸汽温度
℃
372.7℃
8
再热器出口蒸汽温度
℃
613℃
9
省煤器进口给水温度
℃
302.9℃
10
空气预热器型式
-
回转式三分仓
11
燃烧方式
-
前后墙对冲/切圆燃烧
12
运行方式
定压或定--滑--定
13
锅炉效率
＞93%
3.2锅炉燃用煤种情况
序号
检测项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
1
全水分
Mt
%
28.72
30.87
2
空气干燥基水分
Mad
%
13.91
12.43
3
收到基灰分
Aar
%
13.71
14.56
4
干燥无灰基挥发分
Vdaf
%
36.27
38.42
5
收到基碳
Car
%
43.49
39.28
6
收到基氢
Har
%
3.40
3.22
7
收到基氧
Oar
%
7.97
8.74
8
收到基氮
Nar
%
1.72
2.31
9
全硫
St,ar
%
0.99
1.02
10
收到基高位发热量
Qgr,v,ar
MJ/kg
11
收到基低位发热量
Qnet,v,ar
MJ/kg
16932
15133
3.3烟气脱硫主要技术参数
序号
项目
单位
设计煤种
校核煤种
1
脱硫入口烟气量（干基，实际O2）
Nm3/s
869.41
878.28
2
脱硫入口烟气量（湿基，实际O2）
Nm3/s
876.77
885.71
3
脱硫入口烟气量（干基，6%O2）
Nm3/s
877.29
886.24
4
烟气中的污染物成份（干基，6%O2）
mg/Nm3
2702.48
3083.93
3.4烟气脱硫后环保指标
序号
项目
单位
设计煤种
校核煤种
1
脱硫系统效率
%
>96
>96
2
脱硫后烟气中的污染物成份（干基，6%O2）
mg/Nm3
86.48
98.69
3
国家污染物排放标准要求（征求意见稿）
mg/Nm3
100
100
3.5各脱硫工艺详细比较
根据上述参数对各脱硫工艺比较见下表：
项目
石灰石/石灰-石膏湿法
循环流化床
干法脱硫除尘技术
氨法脱硫
活性焦法脱硫
初投资
~120元/kW
~250元/kW
~310元/kW
~580元/kW
电耗
单台锅炉：
~8700kW
（脱硫装置+除尘器）
单台锅炉：
~6500kW
（预除尘器+脱硫装置+布袋除尘器）
单台锅炉：
~6300kW
（脱硫装置+除尘器）
单台锅炉：
~8000kW
（除尘器+吸附系统+解析系统）
水耗
单台炉：
140t/h
单台炉：
~75t/h
单台炉：
~150t/h
单台炉：
~5t/h
吸收剂
石灰石
生石灰或废弃电石渣
液氨或氨水
活性焦
吸收剂耗量
单台锅炉：
~14t/h
单台锅炉：
~12t/h
单台锅炉：
~2.3t/h
单台锅炉：
~1.5t/h
运行费用（注1）
单台锅炉：
~34元/kW
单台锅炉：
~25元/kW
单台锅炉：
~35元/kW
单台锅炉：
~38元/kW
对重金属的综合处理能力
能脱除约10%的重金属、HCL、HF等。
汞的脱除率为10~30%
能有效脱除HCL、HF和重金属
不能有效脱除重金属及二恶英等污染物
能同时脱除烟气中的汞、砷等重金属，以及HF、HCL和二恶英等大分子氧化物
副产品综合
利用
副产品中含金属杂质，石膏品质较差
副产品中主要成分是亚硫酸钙，商品化较差，主要用于建筑填料、铺路、制砖等
副产品为硫铵，可用作化肥和工业原料，综合利用性好。
副产品为硫酸、硫磺等，综合利用性好。
对烟囱要求
需进行防腐
无需进行防腐
需进行防腐
需进行防腐
对变化煤种的适应性
用于中低硫煤
不受煤种限制
可用于中高硫煤
不受煤种限制
占地面积
系统复杂，占地面积大
系统设备简洁紧凑，占地相对较小
略小于湿法
系统设备复杂，占地面积较大
废水
产生大量废水（约10t/h），需建设废水处理装置
无废水排放
废水循环利用
有废水产生：
约10t/h
整体布局
锅炉-除尘器-引风机-湿法脱硫系统-烟囱
锅炉-预电除尘器-干法脱硫塔-布袋除尘器-引风机-烟囱
锅炉→电除尘器（或高效布袋除尘器或者电袋复合除尘器）→引风机→氨法脱硫系统→污水处理→烟囱
锅炉→（或高效布袋除尘器或者电袋复合除尘器）→引风机→吸附塔→烟囱
对负荷变化的适应性
适应性强
反应较慢
适应性强
反应较快
与湿法相当
适应性强
反应较快
注：
1、运行费用仅以消耗的吸收剂、电、水及副产品综合利用角度进行估算，未包含人工费、检修维护费和脱硫电价补贴。
年利用小时数按5500小时计算。
4结论
随着我国经济的快速发展、环境保护力度的加强和节能减排工作的大力开展，烟气污染物的排放控制日益受到重视。
目前，《火电厂大气污染物排放标准》正处于修订期，近期将正式发布执行。
根据第二次征求意见稿的意见，要求所有新建火力发电厂的SO2排放浓度不大于100mg/m3。
这就要求所有新建火力发电厂需要选择技术成熟，运行可靠的脱硫装置。
根据上文中对各种1000MW等级锅炉潜在的烟气脱硫工艺进行的比较和分析，得出如下结论：
（1）石灰石/石灰-石膏湿法脱硫工艺技术成熟、运行可靠，国内600MW及以上机组绝大多数采用此工艺。
推荐此工艺作为1000MW等级锅炉脱硫装置的备选方案。
（2）循环流化床干法脱硫工艺可实现脱硫除尘的一体化，具有运行成本低、能耗、水耗小的特点。
目前，国内应用此工艺的机组最大容量为660MW（华能邯峰电厂一期2×660MW机组）。
此工艺可作为备选方案，针对具体工程进行详细的技术经济比较后，最终确定脱硫方案。
（3）氨法脱硫工艺系统简单、能耗低、副产品综合利用效果好，但其初投资较高，水耗和运行成本较高。
目前，在我国，此脱硫工艺应用较少，多数为小型机组，1000MW等级的锅炉不建议采用此工艺。
（4）活性焦脱硫工艺可实现脱硫脱硝一体化，但其初投资和运行成本很高，系统电耗较高。
目前，国外投入商业运行的规模最大的机组为日本矶子火力发电厂的2×600MW机组，投入运行时间为2002年。
国内应用此工艺的最大机组是神华胜利发电厂2×660MW发电项目，目前该项目正在筹建之中。
由于此工艺在国内应用较少，且吸收剂供应商单一，供应可靠性不及上述其他几种工艺，因此，此工艺在1000MW锅炉上的应用需慎重。
参考文献：
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[3]王永军，烟气氨法脱硫技术应用，中国勘察设计，2010年第9期61-63
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