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电站烟气氨回收法脱硫脱硝技术应用优势体现

发布日期:2019-03-05 13:50点击:

  电站烟气处理过程中氨回收法脱硫脱硝技术应用有效缓解了电站烟气对周边环境造成的破坏,该技术已经被广泛应用和认可。电站烟气氨回收法脱硫脱硝技术应用优势体现有哪些?

  1、完全资源化:变废为宝、化害为利。

  氨回收法脱硫技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为硫铵、磷铵、硝铵等化肥或硫酸、液化二氧化硫等化学品(一般副产硫铵,也可根据电站当地的条件副产其它产品),不产生二次污染,是一项真正意义上的将污染物全部资源化的技术。

  2、脱硫成本随煤的含硫量增加而下降:可使用高硫煤发电、脱硫费用低。

  因为氨回收法脱硫是回收法,副产高附加值的产品,可使氨增值,所以氨回收法脱硫的运行费用小(一般在450元/吨SO2、0.01元/kwh以下),且随脱除硫的量的增加而降低的。故电厂利用价格低廉的高硫煤,既大幅度降低发电成本,又降低了脱硫费用,一举两得。

  3、装置阻力小:方便锅炉系统配置,节省运行电耗。

  利用氨法脱硫的高活性,液气比只有1~1.5L/m3(常规湿法脱硫技术的液气比需8-15L/m3),脱硫塔的阻力为850Pa左右,无加热装置时包括烟道等阻力脱硫岛总阻力在1000Pa左右;配蒸汽加热器时脱硫岛的总设计阻力也仅是1250Pa左右。因此,氨法脱硫装置可以利用原锅炉引风机的潜力,大多无需新配增压风机;即便原风机无潜力,也可适当进行风机改造或增加小压头的风机即可。系统阻力较常规脱硫技术节电50%以上。另,液气比的大幅度下降,使循环泵的功耗降低了近70%。

  4、工艺节能优化:能效高,设备费用低。

  一般湿法脱硫皆需将烟气降温到50-60℃,脱硫后再热升温到70℃以上。再热的方式多为GGH换热器,因温差小传热速度低,GGH的体积都较大,既占地又需高额投资。而氨回收法利用工艺特点,把进脱硫岛的温度高的烟气热量用于副产品的浓缩,而烟气的再热用蒸汽作热源,这样传热的温差高传热面积可大大减少,再热器的占地缩小了60%以上,设备费节省了75%以上,阻力下降了60%以上,节约了脱硫增压风机或原锅炉引风机的电耗,脱硫岛的总电耗占发电容量的1%以下。

  5、脱硫装置可靠:运行方便、高效。

  氨法为气液两相反应,反应物活性强,具有较大的化学反应速率,脱硫剂及脱硫产物皆为易溶性的物质,装置内脱硫液皆为澄清的溶液无积垢无磨损。所以,氨法更容易实现PLC、DCS等自动控制,操作控制简单易行;脱硫效率可稳定在90%以上(有特别要求时可稳定在95%以上)。其次,氨法采用了先进的重防腐技术选用可靠的材料和设备,使装置可靠性高达98.5%,日常维护量少,装置的年维检费仅需总投资的2-3%。

  6、装置配备设备少:占地小,利于总图布置

  氨回收法脱硫装置无需原料预处理工序,脱硫副产产物的生产过程相对也较简单,装置总配置的设备在30台套左右;且处理量较少(每吸收1吨二氧化硫只产生2.1吨的硫酸铵),设备选型无需太大。脱硫部分的设备占地与锅炉的规模相关,75t/h—1000t/h的锅炉占地在150m2—500m2左右;脱硫液处理即硫铵工序占地与锅炉的含硫量有关,但相关系数不大,整个硫铵工序正常占地在500m2内。与常规的脱硫技术比较,占地节省50%以上。

  7、既脱硫又脱硝:提前控制NOx的排放,适应环保更高的要求

  氨法脱硫的吸收剂是氨,氨对NOx同样具有吸收作用,另外脱硫过程中产生的亚硫铵对NOx还有还原作用,所以氨法脱硫的同时也可实现脱硝的目的。氨回收法脱硫技术一般脱硝效率在60%以上,经强化后可近90%,有利于电厂控制NOx的排放,适应环保更高的要求,避免了二次投资。

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