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天成正博環保設備有限公司
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閱讀：7429發布時間：2016-3-3
煤在我國一次能源中占75%左右, 燃煤鍋爐排放煙氣是大氣污染的zui主要根源。燃煤產生的二氧化硫使我國的酸雨污染逐年加重。
為遏制酸雨污染的進一步擴展,*以國函[1998]5號文批準了國家環保總局制定的《酸雨控制區和二氧化硫污染控制區劃分方案》。在兩控區內,對工業污染源排放實行分階段控制。以火電廠為例,新建、改建燃煤含硫量大于1%的電廠,必須同步建設脫硫設施;現有燃煤含硫量大于1%的電廠,應實行減排措施, 在2010年前分批建成脫硫設施或采取其它具有相應效果的措施。
1 幾種較為成熟的煙氣脫硫技術
煙氣脫硫(Flue Gas Desulfurization,簡稱FGD)是目前燃煤電廠控制SO2氣體排放zui有效和應用zui廣的技術。20世紀60年代后期以來,煙氣脫硫技術發展迅速,根據美國EPRI(電力研究院)的統計,大約有300種不同流程的FGD工藝進行了小試或工業性試驗,但zui終被證實在技術上可行、經濟上合理并且在燃煤電廠得到采用的成熟技術僅有十多種。
煙氣脫硫技術按脫硫劑及脫硫反應產物的狀態可分為濕法、干法及半干法三大類,其特點及代表性工藝如表1所示。
這三類煙氣脫硫技術在發達國家已發展多年,目前在火電廠大、中容量機組上得到廣泛應用并繼續發展的主流工藝有4種:石灰石/ 石灰-石膏脫硫工藝,噴霧干燥脫硫工藝,爐內噴鈣爐后增濕活化脫硫工藝(Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium,簡稱LIFAC) 和循環流化床煙氣脫硫工藝(Circulating Fluidized Bed Flue Gas Desulfurization,簡稱CFB-FGD）。
1.1 石灰石/石灰-石膏濕法工藝
濕法煙氣脫硫工藝是目前脫硫率zui高的工藝,zui高脫硫率在Ca/S=1.1～1.25時可達到98%及以上。濕法工藝包括許多不同類型的工藝流程,使用zui多的是石灰石/石灰-石膏濕法工藝,約占全部FGD安裝容量的70%,根據吸收塔型式不同又可分為三類:逆流噴淋塔、順流填料塔和噴射鼓泡反應器,常用的為逆流噴淋塔型式濕法工藝,其工藝流程如圖1所示。
從除塵器出來的煙氣經氣-氣換熱器降溫后進入FGD吸收塔,在吸收塔內煙氣和噴淋下的石灰石粉懸浮液充分接觸,SO2與漿液中的堿性物質發生化學反應被吸收。新鮮的石灰石漿液不斷加入到吸收塔中,洗滌后的煙氣通過除霧器再經氣-氣換熱器升溫后由煙囪引至高空排放。吸收塔底部的脫硫產物由排液泵抽出,送去脫水或作進一步處理。
該工藝主要缺點是基建投資費用高、占地多、耗水量大、脫硫副產物為濕態,且脫硫產生的廢水需處理后排放。但由于該工藝技術成熟、性能可靠、脫硫效率高、脫硫劑利用率高,且以zui常見的石灰石作脫硫劑,其資源豐富、價格低廉,加上脫硫副產品石膏有較高的回收利用價值,因此很適合在中、高硫煤(含硫率≥1.5%)地區使用。
1.2 噴霧干燥脫硫技術
噴霧干燥技術從20世紀20年代開始就被許多工業部門應用,但直到70年代才在電廠煙氣脫硫系統中得到應用, 成為控制SO2排放的一種重要工藝,其工藝流程如圖2所示。
該工藝以石灰作為脫硫劑,首先把石灰消化制成消石灰漿。消石灰漿液經旋轉噴霧裝置或兩相流噴嘴霧化成非常細的液滴,在吸收塔內與待處理的煙氣充分混合。通過氣液傳質,煙氣中的SO2與脫硫劑反應生成CaSO3而被去除,粉末狀的脫硫副產物隨煙氣一起排出由下游的除塵器收集,收集下的固體灰渣一部分排入配漿池循環利用,一部分外排。凈化后的煙氣由引風機引至煙囪排放。
與石灰石/石灰-石膏濕法工藝相比,該工藝投資費用低、能耗小、脫硫產物呈干態,便于處理。一般用于燃用中、低硫煤(含硫量1.0%～2.5%)的電廠煙氣脫硫系統,在Ca/S為1.1～1.6時,脫硫除塵器效率可達80%～90%。其主要缺點是利用消石灰漿液作脫硫劑,系統較易結垢和堵塞,而且需要專門設備進行脫硫劑的制備,霧化裝置容易磨損,脫硫效率和脫硫劑利用率也不如石灰石/石灰-石膏濕法高。該工藝目前已基本成熟,在歐洲應用較多,法國、奧地利、丹麥、瑞典、芬蘭等國家均建有這種設備。
1.3 爐內噴鈣爐后增濕活化工藝
爐內噴鈣脫硫技術早在20世紀50年代中期就已開始研究,但由于脫硫效率不高(只有15%～40%),鈣利用率低(15%)而被擱置。到70 年代又開始重新研究,80年代初,芬蘭的Tampella動力公司以爐內噴鈣為基礎,開發附加尾部增濕活化的煙氣脫硫工藝,即爐內噴鈣爐后增濕活化工藝(LIFAC),使脫硫效率和脫硫劑利用率都有了較大提高,其工藝流程如圖3所示。
該工藝與爐內噴射工藝區別關鍵在于把簡單的煙道增濕過程改造為氣、固、液三相接觸的增濕活化塔,以增加脫硫劑與煙氣的接觸時間并改善反應條件,同時采用脫硫灰再循環以提高脫硫劑的利用率。該工藝設備簡單、占地面積小、安裝工期短、投資和運行費用較低,缺點是需要改動鍋爐爐膛且要損失部分熱能,脫硫效率難以達到80%以上。這種工藝適用于燃用中、低硫煤(含硫量1.0%～2.5%)的現有鍋爐脫硫改造。
1.4 循環流化床煙氣脫硫工藝
循環流化床煙氣脫硫(CFB-FGD)工藝以循環流化床原理為基礎,通過脫硫劑的多次再循環,延長脫硫劑與煙氣的接觸時間,大大提高了脫硫劑的利用率,其工藝流程如圖4所示。
鍋爐煙氣進入脫硫塔底部的文丘里管狀入口段,在此煙氣被加速并均勻分布于塔內,同時在此處加入適量的脫硫劑和霧化水。由于流化床反應塔內呈流化狀態,氣固相互運動劇烈, 混合均勻,煙氣中的SO2與脫硫劑快速反應,大部分SO2及其它酸性氣體被脫除。脫硫后的反應物連同飛灰及未反應的脫硫除塵器脫硫劑被煙氣攜帶進入返料除塵器,除塵器分離下的固體產物一部分返回塔內循環利用,另一部分外排。凈化后的煙氣由引風機排至煙囪實現達標排放。
該法主要優點是脫硫劑反應停留時間長、對鍋爐負荷變化適應性強。由于床料有98%參與循環,脫硫劑在反應器內停留時間累計可達30min以上,提高了脫硫劑利用率。但目前循環流化床煙氣脫硫工藝只在中小規模電廠鍋爐上得到應用,尚缺乏大型化的應用業績。
3 國內市場和脫硫技術國產化
火電廠是SO2排放大戶,控制SO2污染的主要技術和有效措施仍是煙氣脫硫技術。我國煙氣脫硫市場龐大、前景誘人, 從目前來看, 全國已建成的脫硫裝機容量超過700萬kW,在建脫硫裝機容量約1000萬kW,只占目前全國火電總裝機3.845億kW的4.42% ,遠低于發達國家的潔凈煤技術發電比重90%,假定我國的潔凈煤技術發電比重要求達到90% ,產生的市場容量將超過1000億元,如此大規模煙氣脫硫工程建設,*依靠國外廠商,重復引進,無論在資金和政策上都是不現實的。煙氣脫硫技術及設備國產化是必然趨勢,也是降低造價的*出路。
3.1 煙氣脫硫技術國產化的必要性
(1) 國產化是降低造價的需要。目前國內燃煤電廠的煙氣脫硫工程,絕大多數是國外進口設備。以石灰石(石灰)/石膏濕法脫硫工藝為例,國外引進平均造價1000元/kW,若實現國產化可控制在600元/kW以下,一臺30萬kW機組可節約投資1億元。
(2) 國產化是治理SO2污染的需要。治理燃煤電廠SO2污染需要經濟、有效的控制技術及設備。我國煙氣脫硫除塵設備在技術水平、產品質量和成套方面與國外有較大的差距。一些已建成的煙氣脫硫工程,在運行中的備品備件都要從國外進口,不但增加運行成本,而且因備品備件不能及時更換而影響設備的正常運行,必須加快實現煙氣脫硫技術和設備國產化。
(3) 國產化是發展環保產業、提高機電制造企業競爭力、培育新的經濟增長點的需要。
3.2 煙氣脫硫技術國產化的條件
煙氣脫硫關鍵技術及設備國產化不但是必要的, 而且是可行的。目前我國已具備的條件主要有:
(1) 國家環保政策日趨嚴格,脫硫政策扶持力度加大,煙氣脫硫市場已逐漸形成;
(2) 先后開展了不同工藝的小試、中試及國產化研究, 培養了脫硫人才并積累了一定的工程經驗;
(3) 具備一定的脫硫設備制造與配套能力;
(4) 廣泛開展了交流與合作。
3.3 煙氣脫硫國產化存在的主要問題
(1) 國產化依托工程難以落實。由于依托工程需要承擔試驗、研究、完善等方面的風險, 用戶大都不愿承擔國產化的任務;國產設備在質量、交貨進度、售后服務等方面確實存在一些問題,不同程度地挫傷了用戶使用國產設備的積極性。
(2) 火電廠煙氣脫硫引進項目大多重硬件、輕軟件,忽視消化吸收和創新。不少引進項目僅僅停留在購買設備上,沒有引進設計和制造技術,沒有實現以市場換技術; 對于以技貿結合方式引進的技術,不重視二次開發和創新,致使國產化工作難以突破。
(3) 工程總承包能力差。國產化的關鍵在于掌握系統設計技術和設備成套化能力, 但目前國內具有系統設計、設備成套、施工、安裝、調試和管理一條龍服務的工程公司較少。
(4) 缺少火電廠煙氣脫硫國產化相配套的優惠政策。在我國目前技術水平與設備現狀的基礎上,逐步實現火電廠煙氣脫硫國產化,有大量的工作要做,必須有相當的經濟投入,國家目前缺乏完善和配套的鼓勵政策。
3.4 煙氣脫硫技術國產化的實施
(1) 確定適合我國國情的脫硫技術是核心燃煤火電廠煙氣脫硫工藝的選擇, 應力爭投資省、運行費用低、性能可靠、維護簡單且保證環保達標。
石灰石-石膏法煙氣脫硫歷經40多年的研究發展,技術比較成熟、工藝和結構得到改進, 大型電站高硫煤機組宜采用該法。燃用中、低硫煤的現有中小型電廠改造及受場地限制新建的中小型電廠可因地制宜采用爐內噴鈣爐后增濕活化及循環流化床煙氣脫硫工藝。對于機組剩余壽命較短、年運行時間較少、設備改造受場地限制、對脫硫率要求不高的中小型燃煤電廠,爐內噴鈣則是一種簡便易行的脫硫技術。
(2) 引進*、成熟的脫硫除塵器設計技術及管理技術是關鍵一個能用于商業化運行的大型火電廠脫硫技術, 從科研開發到商業應用, 一般需要10a以上的時間,而且還不一定能夠獲得很好的效果。鑒于我國控制二氧化硫污染刻不容緩的狀況,自行開發脫硫技術是不現實的, 加快脫硫國產化進程才是zui重要的選擇,而借鑒經驗為我所用就是一條捷徑。脫硫系統的關鍵是設計技術、設備成套、建設和調試運行等的管理,這決定了我國引進脫硫技術應當以實用工程為依托, 采取技貿結合方式引進設計和管理技術, 在外方的指導和合
作下,盡快掌握全套技術。
(3) 法制化、科學化的環境管理是基礎
我國火電廠二氧化硫控制中存在的問題是多方面也是多層次的:企業對依法治企的認識不足;新建電廠脫硫進展順利,但現有電廠脫硫改造舉步維艱;現有與控制火電廠SO2排放相關的法規、政策、規劃和文件種類繁多,相互間存在矛盾和不協調現象,企業難以分清哪些是依法要求,排放是否合法成了一本糊涂帳。要做到脫硫國產化,必須要有一定的規范做基礎, 應建立、健全基礎規范、建設規范和運行規范等, 完善現有法律、法規, 實行招標制度,加強法制化、科學化的環境管理。
(4) 國家政策引導和扶持是保證要加快燃煤電廠脫硫步伐, 必須研究制定出與之配套的有關優惠政策和扶持,如:對承擔建設火電廠煙氣脫硫示范項目的企業和承包火電廠煙氣脫硫工程的工程公司提供長期低息優惠貸款政策;對進口煙氣脫硫成套設備分階段合理征稅,引導和鼓勵企業使用國產煙氣脫硫設備; 煙氣脫硫示范工程所在的電廠多發電, 以及脫硫副產品的減免稅政策等等, zui主要的是在電價政策中充分體現煙氣脫硫成本; 積極扶持脫硫設備的生產和供應,培育和扶持有實力的脫硫公司等等。
4 結語
隨著環保標準日趨嚴格,SO2污染治理成為當務之急。面臨煙氣脫硫廣闊的市場和空間,應積極完善現有法律法規、加強規范化管理、加大國家政策引導及扶持力度, 盡快實現煙氣脫硫技術與設備的國產化,推動燃煤電廠SO2 治理進度、降低工程造價,并培育新的經濟增長點。
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