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国内火电脱硫现状及技术特点分析(一)

发布日期:2019-02-28 14:03点击:

  一、目前国内燃煤火电厂的脱硫现状、政策要求及脱硫技术特点

  2005年我国二氧化硫排放总量达到2549万吨,其中燃煤电厂二氧化硫排放量1300万吨,超过了二氧化硫排放总量的一半。

  根据目前的二氧化硫排放严峻形势和减排迫切要求,有关部委制定了《燃煤电厂二氧化硫排放“十一五”规划》明确提出燃煤电厂二氧化硫减排的目标:“十一五”末期二氧化硫排放总量由2005年的1300万吨下降到502万吨,下降61.4%。

  为了确保实现二氧化硫的减排任务,国家发改委和环保总局联合出台《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》,加强对电厂脱硫设施投运情况的在线监控。

  目前国内电厂脱硫主要采用湿法脱硫。但湿法脱硫建设投资大、运行费用高,企业难以承受,到2006年仍有1.37亿千瓦共计221个项目未安装脱硫设施。

  湿法脱硫由于烟气中二氧化硫浓度高,对烟气管道及脱硫设施本身金属部件产生腐蚀严重,影响设备的使用寿命,且脱硫副产品易造成污染处置费用高。

  干法和半干法脱硫率低,燃用高硫煤时,单用干法或半干法很难使SO2排放浓度一步达标。

  二、燃煤锅炉两步脱硫原理

  基于目前各种脱硫技术存在的问题,开发一种投资省、运行费用低、脱硫效率高、能够延长脱硫设施使用寿命、脱硫副产品利用价值高的综合性脱硫技术,具有十分重要的意义。

  燃煤锅炉两步脱硫是把“炉内固结脱硫”和“炉后烟气脱硫”结合起来的一项综合脱硫技术。两步脱硫不但具有较高的脱硫率,而且同时对煤粉灰渣进行改性,所得改性灰渣具有较好的水硬胶凝性能,可以大掺量用于生产建材产品或制品。由于炉内固结脱硫的作用,烟气中SO2浓度大大减少,从而减轻SO2等酸性气体对烟气管道及脱硫设施本身金属部件的腐蚀,延长了设备的使用寿命。

  第一步“炉内固结脱硫”

  按照“一炉两用”技术在燃煤锅炉燃料中添加并共同粉磨的掺烧剂,既具有炉内固结脱硫功能,又具有炉内灰渣改性功能。在煤粉燃烧的同时,具有脱硫和改性双重功能的多元掺烧剂与煤中的硫及其它组分,迅速完成固结脱硫和灰渣改性的煅烧反应过程,固结脱硫产物赋存于改性灰渣中并形成早强矿物。炉内固结脱硫率可以达到80%。

  但由于燃煤锅炉内燃(煅)温度比较高,会发生脱硫逆反应,经固结脱硫后的出炉烟气中SO2浓度仍然较高。

  第二步“炉后烟气脱硫”

  由于炉内已经脱去大部分硫,炉后脱硫的压力减轻,炉后只需上简易的半干法脱硫装置就能达到SO2排放控制的要求。

  从锅炉的空气预热器出来的烟气,经反应器底部进入反应器,和均匀混合在增湿循环灰中的吸收剂发生反应,此时吸收剂表面水分被蒸发,烟气得到冷却,湿度增加,在降温和增湿的条件下,烟气中的SO2与碱性吸收剂反应生成亚硫酸钙。反应后的烟气携带大量的干燥固体颗粒进入电除尘器,经过反应、干燥的循环灰被除尘器从烟气中分离出来,由输送设备再输送给增湿活化器,同时也向增湿活化器加入生石灰,经过增湿活化后进行再次循环。洁净后的烟气在露点温度15℃以上,无须再热,经过引风机排入烟囱。

  在传统的喷雾干燥FGD工艺中,石灰是以浆状雾化喷入吸收塔的。而本技术采用的是含水量仅为百分之几的吸收剂粉末,且吸收剂的循环量比传统的半干法FGD工艺要高得多,由于用于水分蒸发的表面积很大,干燥时间大大缩短,因此反应器体积可大大缩小(约为传统的半干法或烟气循环流化床反应器的10%-20%),并与除尘器入口烟道构成一个整体。虽然烟气在此部分的停留时间较短,但由于循环灰的蒸发表面很大及在反应段具有高的实际钙硫比,所以具有比其它半干法更优的对烟气的冷却效果及更高的脱硫率。

  应用半干法完成第二步脱硫之后,两步脱硫的综合脱硫效率可以达到95%以上。