干濕法脫硫工藝研究論文

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[內容摘要]本文介紹了國內電廠煙氣脫硫主要為濕法和干法工藝，重點分析了濕法和干法的技術和經濟特點，并對脫硫工藝選擇提出了建議。

[關鍵詞]煙氣脫硫濕法干法比較

1概述

煙氣脫硫是電廠控制SO2排放的主要技術手段，目前已達到工業應用水平的煙氣脫硫技術有十余種，大致可以分為干法和濕法，但能在300MW以上大容量機組使用的成熟脫硫工藝并不多。根據國內目前的實際應用推廣情況，國內各大脫硫公司已投運的300MW級機組煙氣脫硫裝置均為石灰石/石膏濕法。干法技術在國內300MW大容量機組上全煙氣、高脫硫率還沒有運行示例。最近武漢凱迪股份公司正在推廣德國WULLF的RCFB（內回流循環流化床）技術，該技術在國外2000年曾有1套在300MW機組上投運，3個月后停運，現國內有1套剛開始在恒運電廠1×210MW機組上投運。另有1套已投運的CFB脫硫，運用于小龍潭1×100MW機組。

以下對濕法和干法兩種工藝流程，全煙氣、高脫硫率下的技術、經濟進行了綜合比較。

2石灰石/石膏濕法脫硫技術流程特點

石灰石/石膏濕法脫硫技術是目前世界上技術最為成熟、應用業績最多的脫硫工藝，應用該工藝的機組容量約占電站脫硫裝機總容量的85％以上，應用單機容量已達1000MW。其脫硫副產物—石膏一般有拋棄和回收兩種方法，主要取決于市場對脫硫石膏的需求、石膏質量以及是否有足夠的堆放場地等因素。

濕法工藝技術比較成熟，適用于任何含硫量的煤種和機組容量的煙氣脫硫，脫硫效率最高可達到99％。

國內各家公司分別引進了世界上先進的幾家大公司的濕法工藝技術：B&W（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）、三菱、GE、DUCON，都能根據電廠的實際情況設計出最佳的工藝參數。

2.1石灰石/石膏濕法工藝流程

石灰石/石膏濕法脫硫工藝采用價廉易得的石灰石作脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液，也可直接用濕式球磨機將20mm左右的石灰石磨制成吸收漿液。當采用石灰吸收劑時，石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的SO2與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被脫除，最終反應產物為石膏。脫硫后的煙氣經除霧器除去帶有的細小液滴，經氣氣加熱器（GGH）加熱升溫后排入煙囪。脫硫石膏漿液經脫水裝置脫水后回收。由于吸收漿液的循環利用，脫硫吸收劑的利用率很高。

電廠鍋爐煙氣進入FGD，通過升壓風機加壓，經GGH降溫至約100℃后進入吸收塔，吸收塔脫硫效率為96～99％，整個系統的脫硫效率不低于90％。從吸收塔出來的凈煙氣溫度約為47℃，經GGH升溫至80℃后從煙囪排放。

該工藝原理簡單，工藝技術比較成熟，脫硫效率和吸收劑的利用率高，即Ca/S=1.03時，脫硫效率大于95％，能夠適應各種煤種，適應大容量機組，運行可靠，可用率高，副產品石膏具有商業價值。

2.2石灰石/石膏濕法脫硫技術主要技術特點及指標

2.2.1脫硫效率高，一般不低于90％，最高可以達到99％。

2.2.2脫硫劑利用率高，達90％以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05，國內現正在實施的的幾個工程均不大于1.03。

2.2.3吸收塔采用各種先進技術設計，不僅解決了脫硫塔內的堵塞、腐蝕問題，而且改善了氣液傳質條件，從而提高了塔內脫硫效率，減少了漿液循環量，有效降低了漿液循環泵的功耗。目前脫硫島電耗一般為機組裝機容量的1～1.5％。

2.2.4噴淋空塔內煙氣入口采用向下斜切式入口，煙氣由下自上流動，延長了氣體分布路徑，不僅有利于氣體分布均勻，而且由于氣體的翻騰形成了湍流，更有利于氣液的傳質傳熱。

2.2.5采用計算機模擬設計，優化脫硫塔及塔內構件如噴嘴等的布置，優化漿液濃度、Ca/S比、漿液流量等運行指標，可以保證脫硫塔內煙氣流動和漿液噴淋均勻，以最小的消耗取得最好的脫硫效果。

2.2.6根據煙氣含硫量，采用不同層數（2～4層）的漿液噴淋層，確保取得最佳的脫硫效果。

2.2.7塔內設置氧化空氣分布系統，采用塔內強制氧化，氧化效果好。

2.2.8噴淋層采用交叉聯箱布置，使噴淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。

2.2.9采用機械攪拌。

2.2.10廢物得到良好的處理，其中廢渣變成了優質石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。廢水采用回用技術，可以達到零排放。

2.2.11穩定性高，適應性強，可靠性99％以上。

2.2.12應用多、運行經驗豐富。

3干法RCFB脫硫工藝脫硫技術流程特點

干法有LIFAC（爐內噴鈣尾部增濕活化）、CFB（循環流化床）等工藝，在國家有關部門的技術指南、火電廠設計規程上均限于在中小機組或老機組上實施。CFB最早由德國魯奇（LURGI）公司開發，目前已達到工業應用的CFB法工藝有三種：LURGI公司的CFB、德國WULFF公司的RCFB（內回流式煙氣循環流化床）、丹麥FLS公司的GSA（氣體懸浮吸收），國內分別由龍凈環保、凱迪電力、龍源環保等公司引進，目前多在中小機組上運用，其中只有WULFF公司的RCFB技術向300MW機組上推廣，所以本文中作比較的干法僅指RCFB。

3.1RCFB的發展歷史

循環流化床(CFB)的發展歷史其實很長。循環流化床CFB煙氣凈化工藝的實驗室技術研究開發工作開始于1968/1969年，1970～1972年CFB煙氣凈化工藝在德國電解鋁廠獲得應用，煙氣流量為15,000m3/h。1985～1987年，首臺CFB煙氣脫硫示范裝置在德國一家燃褐煤電站得到應用，處理煙氣量為40萬m3/h（相當于30萬機組氣量的四分之一），采用消石灰為脫硫劑。在此基礎上，各公司分別又開發出了上述新一代CFB脫硫工藝（第三代）。

3.2RCFB脫硫工藝流程

RCFB工藝主要采用干態的消石灰粉作為吸收劑，由鍋爐排出的煙氣從流化床的底部進入，經過吸收塔底部的文丘里裝置，煙氣速度加快，并與很細的吸收劑粉末相混合。同時通過RCFB下部的噴水，使煙氣溫度降低到70～90℃。在此條件下，吸收劑與煙氣中的二氧化硫反應，生成亞硫酸鈣和硫酸鈣，經脫硫后帶有大量固體的煙氣由吸收塔的上部排出，排出的煙氣進入除塵器中，大部分煙氣中的固體顆粒都被分離出來，被分離出來的顆粒經過再循環系統大部分返回到吸收塔。

RCFB的控制系統主要通過三個部分實現:

1.根據反應器進口煙氣流量及煙氣中原始SO2濃度控制消石灰粉的給料量；

2.反應器出口處的煙氣溫度直接控制反應器底部的噴水量，使煙溫控制在70～90℃范圍內。噴水量的調節方法一般采用回流調節噴嘴，通過調節回流水壓來調節噴水量；

3．在運行中調節床內的固/氣比。其調節方法是通過調節分離器和除塵器下所收集的飛灰排灰量，以控制送回反應器的再循環干灰量，從而保證床內必需的固/氣比。

3.3RCFB脫硫技術的主要技術特點及指標

3.3.1耗電量在機組容量的0.5～1.0％。脫硫率80％時，為0.6％左右；脫硫效率大于90％時，塔內物料量增加引起系統阻力的增大而使電耗大幅上升。

3.3.2在塔的頂部區域加裝了導流板，在塔內加裝了紊流裝置。

3.3.3脫硫率＞90％，Ca/S為1.2～1.5。石灰活性必須高且穩定，達到T60標準（軟緞石灰，四分鐘內水溫上升60℃）。

3.3.4塔內平均流速4m/s左右。10米左右直徑的流化床內流場比較復雜。

3.3.5用消石灰作為脫硫劑。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。噴入足夠的水分保證脫硫效果，水分越大脫硫率越高。

3.3.6嚴格控制床溫。床溫偏低時設備有腐蝕，偏高時脫硫效率及脫硫劑利用率下降。

3.3.7塔內的水分要迅速蒸發掉，以保證灰渣干態排出。

3.3.8在煤的含硫量增加或要求提高脫硫效率時，不增加任何設備，僅增加脫硫劑和噴水量。

3.3.9不另設煙氣旁路，當FGD停運時，脫硫塔直接作為煙氣旁路使用。

3.3.10在中小電站或工業鍋爐上應用較多，300MW機組上國內外僅應用了1套并只有短期運行的經驗。

3.3.11RCFB脫硫渣的利用

RCFB煙氣脫硫技術吸收劑為鈣基化合物，脫硫渣中的主要成分為CaSO3等。但不同電廠的脫硫渣的成份是不一樣的，若要有效利用，必須做個案研究。

不包括前除塵器的灰，CaSO3·1/2H2O含量占50±10％，根據德國WULFF公司提供的部分個案研究實例，是可以應用的。國內的南京下關電廠對LIFAC技術的脫硫渣已作了一些個案研究，恒運電廠正準備和凱迪公司合作，開展脫硫灰利用的研究工作。

4石灰石-石膏濕法與干法RCFB比較

4.1工藝技術比較

4.1.1在300MW以上機組FGD上的應用

干法RCFB：國外從小機組放大到300MW機組僅有1臺，國內還沒有300MW機組的實運裝置，僅在中小機組或工業鍋爐上有實運裝置。

從國內引進FGD的經驗來看，各個電廠都有一定的實際情況，設計時也必須滿足各個電廠的特定情況。據報道，幾家引進CFB的公司在中小機組的示范裝置上大多碰到了較嚴重的問題，經大量長時間調試整改后，有的仍達不到設計要求，有的甚至需更換重要部件，更為嚴重的機組無法按正常出力運行。

國內唯一的一套RCFB是廣州恒運電廠FGD，從運行情況來看，雖然將石灰標準從T60降至T50左右，消化裝置仍不能正常運行，目前靠買消石灰維持；除塵器有堵塞等問題，曾造成了電廠停運，但粉塵泄漏較嚴重；控制系統還不能穩定監測和調控脫硫裝置的運行。

石灰石-石膏濕法：已很成熟，國外有各種條件下機組上的運行經驗，國內雖然運行實例不多，但國內公司引進的均為國外先進可靠的技術。其市場占有率占電站脫硫裝機總容量的85％以上，應用單機容量已達1000MW。國家相關職能部門在組織國內專家充分調研的基礎上，提出指導性意見：在新、擴、改300MW機組FGD上或要求有較高脫硫率時，采用石灰石-石膏濕法技術。在火電廠設計技術規程中，也作了同樣的規定。

現在大部分設備均可以實現國產化，初始投資大幅降低，備品備件的問題也將得到徹底解決。

4.1.2適用煤種

干法RCFB：據國內各大研究單位的報告及國外的部分應用實例，CFB適用于中、低硫煤。對高硫煤，較難達到環保要求，且投資與運行費用將大幅上升。RCFB是否適應高硫煤的大機組，需進一步論證。

石灰石-石膏濕法：不限。

4.1.3Ca/S比

干法RCFB：脫硫率＞90％時為1.3～1.5。氧化鈣純度要求≥90％，并要有非常高的活性（T60標準），達不到以上要求時，將影響裝置的脫硫率及正常運行。

石灰石-石膏濕法：1.01～1.05，一般為1.03，純度達不到要求時，最終僅影響脫硫副產品石膏的質量。

4.1.4脫硫效率

干法RCFB：穩定運行一般在80％左右，若需要進一步提高，則需降低煙氣趨近溫差，增加Ca/S和噴水量，但會對下游設備如除塵器、引風機等帶來不利影響。

95％的脫硫率對干法技術來講，已達到高限（國外為90％），當環保要求進一步提高時，改造較困難。

煙氣含硫量波動時，因為有大循環灰量，難以靈敏調整控制，脫硫效率難以保證。

石灰石-石膏濕法：一般可在95％以上穩定運行，對環保要求的適應性強。

煙氣含硫量變化時，易于調整控制，脫硫效率較穩定。

4.1.5耗電量

干法RCFB：機組容量的0.5～1.0％，脫硫效率在80％左右時，為0.6％左右；當脫硫效率＞90％時，耗電量上升很快，將達到1％左右。

石灰石-石膏濕法：機組容量的1.0～1.5％。

.1.6對ESP（電除塵器）的影響

干法RCFB：初始設計時ESP2負荷很高，進口濃度800g/Nm3（遠高于電廠正常電除塵器進口的20～30g/Nm3），ESP2除塵效率將達到99.9875％。隨脫硫率的變化增加Ca/S，ESP2負荷急劇增加，其出口含塵濃度能否達標值得考慮。環保要求還將進一步提高，在即將實行的《火電廠污染物排放標準》（征求意見稿）中，火電廠最高允許煙塵排放濃度為50mg/Nm3。

當煙氣含硫量變化時，為保證脫硫率，或滿足環保要求的不斷提高而提高脫硫效率，采取以上降低煙氣趨近溫差，增加噴水量和Ca/S措施時，將導致ESP低溫腐蝕，排灰易粘結（塔壁也易于結灰），嚴重時，將影響裝置的正常運行，在中小機組的運行中是普遍存在的問題。

石灰石-石膏濕法：沒有后ESP，無影響。經脫硫塔洗滌后，煙塵總量減少50～80％左右，FGD出口煙塵濃度小于50mg/Nm3。

4.1.7對機組的影響

干法RCFB：因故障停電等原因使CFB停運，會導致塔內固態物沉積，重新啟動需清理沉積固態物，由于無旁路，當后ESP和回灰系統發生堵塞進行檢修時，機組將停運。

石灰石-石膏濕法：因FGD是獨立系統，有旁路，故無影響。

4.1.8對機組負荷的適應性

干法RCFB：負荷的變化會引起煙氣流速的變化，從而影響脫硫反應及裝置的運行。

石灰石-石膏濕法：較好。

4.1.9水

干法RCFB：石灰消化一般需熱水，且水質要求高；無廢水排放。

石灰石-石膏濕法：耗水量相對稍多一點，但水質要求不高，可用水源水；僅有少量廢水排放。

4.1.10吸收劑制備

干法RCFB：需大批量外購符合要求的T60標準的石灰粉，以目前投運電廠的運行情況來看，石灰消化存在諸多問題，如果采購滿足要求的消石灰Ca(OH)2將增加業主采購成本。最大問題是一般較難購買到品質穩定的高活性（T60標準）的石灰粉。RCFB脫硫效果的保證及裝置的運行可靠性完全依賴于石灰的高純度及高活性。

石灰石-石膏濕法：可外購石灰石粉或塊料，石灰石塊料價格便宜，直接購粉則可大幅度降低投資及耗電量，但相應增加了采購成本。

4.1.11排煙溫度

干法RCFB：脫硫率80％左右時為70～90℃，脫硫率提高到95％后要降55～70℃。

石灰石-石膏濕法：GGH出口一般為大于80℃。

4.1.12副產品輸送利用

干法RCFB：目前僅適宜用于填坑、鋪路，應用價值低。用于其他場合的應用方法還未研究，而且還將是很長一段過程。灰易產生粘結，既影響輸送，也影響裝置的運行。當脫硫渣排入灰場時，將影響粉煤灰的綜合利用。在拋棄過程中需要考慮增設合適的儲運設施，同時也增加一定的運輸和儲存成本。

石灰石-石膏濕法：脫硫石膏質量優于天然石膏，可綜合利用，應用價值較高。如采用拋棄法，可節省部分投資，輸送也不會有問題。

4.1.13占地面積

干法RCFB：在大容量機組考慮采用1爐1塔時占地較小。

石灰石-石膏濕法：較大。

4.2經濟比較

以下以某電廠2×300MW機組煙氣脫硫裝置為例，脫硫項目建設期按1年計算，運營期按20年計算，采用總費用法對干、濕法方案進行經濟比較，總費用低的方案較優。

從“經濟比較成果表”可以看出，濕法脫硫方案的總費用略低于干法脫硫方案。因此，從經濟比較的角度來看，濕法方案優于干法方案。

5結論和建議

5.1結論

綜上所述，濕法與干法相比，技術更加成熟，運行經驗更加豐富，脫硫劑供應有保證，脫硫副產品利用好，系統供應商較多；經營費用小，初始投資高，總成本費用較低，全系統本廠占地面積較大。

每個電廠有各自的實際情況，在FGD裝置設計上也有不同。方案比選中不僅要考慮干法、濕法的技術因數，還要考慮各種實際存在的問題：如脫硫劑的供應、廢渣的處理、對環境變化的適應、政府的規劃等。

目前干法煙塵排放量要大于100mg/Nm3，濕法小于50mg/Nm3，均小于現行環保排放標準200mg/Nm3的要求。如果環保政策要求進一步提高脫硫效率，降低出口允許煙塵排放濃度，濕法也比較容易調整改造，而干法效率已到高限，難以實施進一步改造。

5.2建議

濕法脫硫工藝是目前世界上應用最多、最為成熟的技術，吸收劑價廉易得、副產物便于利用、煤種適應范圍寬，并有較大幅度降低工程造價的可能性。對大容量機組，從技術的成熟性、可靠性以及環保的高要求考慮，應采用石灰石/石膏濕法。

RCFB工藝脫硫效率較高，建設投資較省，占地面積較少，在能滿足高品位石灰供應并妥善處理脫硫灰的條件下，具有較好的發展前景，主要適用于中小機組和老機組的脫硫改造。