燃煤电厂应对新标准烟气湿法脱硫提效策略研究

2012-03-31周启宏李启良薛建明李忠华

电力科技与环保 2012年6期

柏源，周启宏，李启良，薛建明，李忠华

(1.国电科学技术研究院，江苏南京 210031;2.南京龙源环保有限公司，江苏南京 210012)

“十一五”期间，电力行业加大了SO2治理和节能减排管理力度，提前完成了“十一五”节能减排规划目标，为全国节能减排目标的实现作出了重要贡献。但是，我国以煤炭为主的一次能源结构导致SO2排放量依然很大，仍高于环境的承载能力。随着国家环境保护“十二五”规划出台和《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)正式实施，控制燃煤电厂SO2排放仍然是电力行业环境保护工作的重点之一。

1 “十二五”SO2控制政策和排放标准

国家环境保护“十二五”规划明确指出，到2015年，SO2排放总量由2010年的2267.8万t降低至2086.4万t，2015年比2010年降低8%。规划要求持续推进电力行业污染减排，新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。

《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)已经于2012年1月1日起正式实施［1］。新标准规定，自2014年7月1日起，现有燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为200mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤火力发电锅炉执行400mg/m3限值。2012年1月1日起，新建燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为100mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤发电锅炉执行200mg/m3限值。

2 控制技术现状及存在问题

据统计［2］，截至2010年底，全国已投运烟气脱硫机组超过5.6亿kW，约占全国燃煤机组容量的86%，比美国2009年高36个百分点。在全国已投运的烟气脱硫机组中，30万kW及以上烟气脱硫机组约占86%。石灰石—石膏湿法脱硫仍是主要脱硫方法，占92%;其余脱硫方法中，海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法占2%，其他占1%。

3 脱硫提效策略

由于燃煤市场供需关系的影响，电厂实际燃煤硫分、灰分和热值偏离设计值，直接造成脱硫设施入口烟气量、SO2浓度、粉尘浓度、烟气温度等超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定、可靠运行。再者，新《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)对SO2排放标准提出了更严格的要求。应对上述两个方面的压力，实现SO2浓度达标排放，需提出切实可行的脱硫设施提效策略。提升石灰石品质、应用脱硫添加剂以及对脱硫设施增容改造是湿法脱硫系统提效的重要研究方向。

3.1 提升石灰石品质

石灰石品质直接影响脱硫系统的设计和可靠运行，提升石灰石品质有助于提高脱硫效率。对于石灰石品质要求总体上包括纯度、细度、硬度、活性方面的要求［3］。

通常，石灰石纯度的要求为CaCO3的质量百分含量应高于90%，含量太低则会由于杂质较多给运行带来问题，造成吸收剂耗量和运输费用增加、石膏纯度下降，对抛弃工艺还将增加固体物废气费用。

石灰石颗粒越细，脱硫效率及石灰石的利用率就高，同时副产品脱硫石膏中的石灰石含量也较低，有利于提高石膏品质。但是石灰石磨细的能耗较大，综合考虑粒径对溶解的影响和磨制能耗问题，一般要求石灰石粉细度90%通过325目(44μm)筛。当石灰石中杂质含量较高时，石灰石粉要磨制的更细一些。石灰石硬度越高，磨成相同细度所需能耗越大，也即硬度越低的石灰石越容易磨成细粒径的石灰石粉末，这对于脱硫系统是十分有益的。

石灰石活性越高，脱硫反应速率越快，脱硫效率越高，吸收剂利用率也越高，而多数电厂在选择脱硫吸收剂时往往忽略该因素，部分电厂尽管运行时Ca/S高，但是脱硫效率却不理想。

3.2 脱硫添加剂

SO2吸收过程的主要阻力来自于液膜扩散。当SO2吸收过程处于“液膜限制”时，在吸收浆液中加入脱硫添加剂，可以提高脱硫效率，提高脱硫系统对燃煤硫分波动的适应性。目前，用于石灰石—石膏法的脱硫添加剂主要分为无机添加剂、有机添加剂和复合添加剂三大类。

3.2.1 无机添加剂

无机添加剂如镁添加剂、钠添加剂等，此类添加剂可强化吸收过程，提高湿法脱硫系统的脱硫效率。国内外对湿法脱硫无机添加剂的研究不如有机添加剂多。无机添加剂以镁盐为例，研究表明，向石灰石浆液添加硫酸镁可有效提高脱硫效率。其作用解释如下:在石灰石FGD系统中，SO2转化为和，当存在可溶性钙时的溶解能力较低，但在工艺流程中补充足够的能与石灰石起关联反应的可溶性镁以后，形成了可溶性的MgSO3，从而提高浆液中的亚硫酸根碱度。

3.2.2 有机添加剂

相对于无机添加剂，有机添加剂研究较多，如二元羧基酸和一元羧酸。此类添加剂以有机羧酸为主，利用了有机羧酸的缓冲作用，一方面，使得脱硫的传质过程发生了改变从而提高脱硫效率;另一方面，可以缓冲脱硫剂浆液的pH值，强化SO2溶解过程;同时低的pH值还能加速脱硫剂溶解。

二元羧基酸通式HOOC－(CH2)n－COOH。己二酸(n=4)是最先被验证可以提高脱硫效率的有机酸，随后DBA(Dibasic Acid，丁二酸、戊二酸和己二酸三种二元羧基酸的混合物)也被证实。二元羧酸能够提高脱硫效率主要基于两点:一是其本身的强碱性提高了液相碱度;二是pH值缓冲作用，减轻pH值的波动，控制气液界面上因SO2溶解而导致pH值的降低。吴忠标等［4］在旋流板塔上研究了己二酸强化石灰石浆液脱硫工艺过程。高晓燕等［5］研究了有机酸盐添加剂对石灰石脱硫效果的影响。董芃等［6］分别以 CaO、CaCO3和 MgO 为吸收剂，研究了苯甲酸和草酸作为有机添加剂对湿法烟气脱硫的影响，并讨论了其机理。

甲酸是一种比碳酸更强的一元羧酸，可用来提高石灰石FGD系统的性能。粉状甲酸钠代替甲酸，优点是使用更为安全、可靠。在一些实际运行的石灰石FGD装置中的试验表明，尽管理论分析甲酸的中和能力强于DBA，但在相同质量浓度情况下，DBA对FGD系统性能的提高稍好于甲酸。在实际选择时，更多地考虑这两种添加剂的相对费用。

3.2.3 复合添加剂

由两种或者多种添加剂组合构成复合添加剂，其对脱硫效率的影响机理比单一添加剂更复杂。关于复合添加剂的研究主要集中在无机、有机添加剂混合使用效果。智建平［7］在湿法脱硫系统中加入了脱硫添加剂，促进了浆液中石灰石的溶解和SO2的吸收，提高系统脱硫效率。张岩等［8］在浙江北仑电厂脱硫系统中考察了有机复合添加剂对脱硫了效率的影响及可能带来的经济效益。

3.3 脱硫提效改造

当燃用煤种与设计煤种差别很大时，其实际燃煤的硫分远远超过设计值，仅仅通过提升石灰石吸收剂品质或添加脱硫添加剂都无法解决SO2达标排放的问题，则需要对已有脱硫系统进行提效改造。

3.3.1 吸收塔改造

本着“充分利旧”的原则，在原有吸收塔的基础上进行改造，增高或者拓宽吸收塔的直径。由于吸收塔附近场地的限制，多为对吸收塔高度进行调整。即增加1层喷淋层和吸收塔浆液池的容积，增加1台循环泵，增加氧化空气系统处理，扩大石膏脱水能力，改造石灰石浆液供给系统、事故浆液排放系统以及增压风机和相关烟道的改造。该方案充分利用了原有设施，投资小;设备占地面积小，推脱硫效率提升较大。中、低硫煤湿法烟气脱硫装置增容改造优先推荐采用该方案。

3.3.2 凹凸环技术［9］

以气液分配提效技术为核心的湿式高性能脱硫技术采用多孔环板的设计方式，使塔壁附近的可能逃逸的烟气重新回到脱硫区域，从而既改善了塔内烟气分布的均匀性，又大大减少了逃逸烟气。同时该装置具有浆液会聚功能，使挂壁的吸收浆液会聚并进行再分配，从而既提高了吸收浆液分配的均匀性，又提高了真正参与脱硫的液气比，改善了塔壁区域的传质状况。在液气比等边界条件保持不变的条件下，脱硫效率随着凹凸面多孔板环层数的增加而增加。当仅在底层喷淋层设置凹凸面多孔板环时，脱硫效率可提高5% ～10%，而此时吸收塔系统的压力降几乎没有变化;在低负荷条件下，凹凸面多孔板环的提效作用可减少循环泵的运行台数，降低能耗，实现低负荷运行状态下的节能效果。

3.3.3 双塔双循环

双塔双循环技术采用了两塔串联运行的思路。改造工程尽量利用原有脱硫设备设施。原有烟气系统、吸收塔系统、石膏一级脱水系统、氧化空气系统等采用单元制配置，原有吸收塔保留不动。新增一座吸收塔，采用逆流喷淋空塔设计方案，增设循环泵和喷淋层，并预留有1层喷淋层的安装位置;新增一套强制氧化空气系统，石膏脱水、石灰石粉储存制浆系统等系统相应进行升级改造。双塔双循环技术可以较大提高SO2脱除能力，但对两个吸收塔控制要求较高，适用于场地充裕，含硫量增加幅度中的中、高硫煤增容改造项目。广西合山发电厂1、2号机组2×330MW机组脱硫装置，永福电厂4号320MW机组脱硫装置增容改造都采用了该技术方案，脱硫效率提高显著。

3.3.4 并联塔技术

并联塔技术是基于采用双塔并联运行的方式，在原有吸收塔系统旁边新建一个新塔，从原吸收塔入口抽取部分烟气进入新塔，脱硫后的净烟气再汇合至烟囱排放。该技术烟气系统复杂，对烟气分流控制要求较高，机组负荷变化时调节困难，适用于烟气流量变化大的增容改造项目。

3.3.5 新建吸收塔

将原有吸收塔拆除，按照新的设计条件，在原地重建或者异地新建一个吸收塔。吸收塔喷淋系统、浆液循环系统和氧化空气分布系统需要按照新的条件重新设计和优化。该技术具有烟气系统重新设计、阻力小，电耗低，改造后系统操作简单，安全性高，能够保证SO2脱除效率等优点。但是新建吸收塔方案不符合“充分利旧”的原则，存在着投资大，项目施工周期长，停炉造成损失大等缺点。