燃煤鍋爐煙氣脫硫途徑通常可分為三種：1，燃燒前脫硫，如機械浮選法、強磁分離法等；2，燃燒中脫硫，如爐內(nèi)噴鈣以及采用CFBC等；3，燃燒后脫硫，即煙氣脫硫（FGD），這是當今世界上普遍采用的方法。而煙氣脫硫按反應產(chǎn)物的物質(zhì)形態(tài)（液態(tài)、固態(tài)）可分為濕式、半干式和干式三種，濕法煙氣脫硫技術(shù)占85%左右,其中石灰石石膏法約占36.7%,其它濕法脫硫技術(shù)約占48.3%；噴霧干燥脫硫技術(shù)約占8.4%；吸收劑再生脫硫法約占3.4%；爐內(nèi)噴射吸收劑及尾部增濕活化脫硫法約占1.9%；其它煙氣脫硫形式有電子束脫硫、海水脫硫、循環(huán)流化床煙氣脫硫等。由于對環(huán)境保護的日益重視和大氣污染物排放量的更加嚴格控制，我國新建大型火電廠和現(xiàn)役電廠主力機組必須安裝相應的煙氣脫硫裝置以達到國家環(huán)保排放標準。

    就我國的煙氣脫硫技術(shù)而言，西南電力設計院早在80年代就完成了旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫技術(shù)的研究，并在四川白馬電廠建立了處理煙氣量為70000Nm3/h的旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法脫硫工業(yè)試驗裝置，1991年正式移交生產(chǎn)運行。“八五”期間電力部門在有關(guān)部門的支持下進行了華能珞璜電廠2臺360MW機組石灰石-石膏法濕式煙氣脫硫、山東黃島電廠旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法煙氣脫硫、山西太原第一熱電廠高速水平流簡易石灰石-石膏法濕式煙氣脫硫、南京下關(guān)電廠2臺125MW機組的爐內(nèi)噴鈣尾部增濕活化脫硫、四川成都熱電廠電子束煙氣脫硫、深圳西部電廠300MW機組海水脫硫等不同工藝的中外合作示范項目或商業(yè)化試點脫硫項目。國家經(jīng)貿(mào)委在《“九五”國家重點技術(shù)開發(fā)指南》中確定了燃煤電廠脫硫主要技術(shù)開發(fā)內(nèi)容有1，石灰/石灰石洗滌法脫硫技術(shù)；2，噴霧干燥法脫硫技術(shù)；3，爐內(nèi)噴鈣及尾部增濕活化脫硫技術(shù)；4，排煙循環(huán)流化床脫硫技術(shù)，這給我國煙氣脫硫技術(shù)的研究與開發(fā)指明了方向。其中濕式石灰/石灰石洗滌法脫硫技術(shù)已經(jīng)由國家電力公司引進國外技術(shù)消化吸收并形成國產(chǎn)化；噴霧干燥法脫硫技術(shù)我國通過多年的研究和試驗已基本掌握設計、制造100MW機組煙氣脫硫技術(shù)的實力。

    縱觀當今煙氣脫硫技術(shù)的現(xiàn)狀，目前世界上大機組脫硫以濕法脫硫占主導地位，選用濕法脫硫裝置的機組容量占總數(shù)的85%，但濕法脫硫一次性投資昂貴、設備運行費用較高。隨著經(jīng)濟的發(fā)展，發(fā)展中國家的環(huán)保形勢越來越嚴重，為適應這些國家脫硫市場的需要，許多國家都在致力開發(fā)高效干法脫硫技術(shù)。本文簡單介紹目前有廣泛市場前景的幾種干式煙氣脫硫技術(shù)，結(jié)合這些脫硫方法的特點和我國特別是上海地區(qū)的實際情況，提出并著手研究開發(fā)高鈣粉煤灰增濕活化脫硫和循環(huán)流化床煙氣脫硫，并建立國內(nèi)規(guī)模較大的多功能煙氣脫硫試驗臺。

    1， 爐內(nèi)噴鈣及尾部增濕潤活化脫硫技術(shù)

    LIFAC（Limestone Injecyion into Furnace and Activation of Unreacted Calcium）煙氣脫硫工藝即鍋爐爐膛內(nèi)噴射石灰石粉，并配合采用鍋爐尾部煙道增活化反應器，使未反就的CaO通過霧化水進行增濕活化的煙氣脫硫工藝。目前世界許多廠商研究開發(fā)的以石灰石噴射為基礎的干法脫硫工藝中，芬蘭Tampella和IVO公司開發(fā)的這種脫硫工藝適合為典型，并于1986年首先投入商業(yè)性運行。

    LIFAC工藝主要包括以下幾個子系統(tǒng)：

    （1） 石灰石粉系統(tǒng) 包括石灰石粉的制備、計量、運輸、貯存、分配和噴射等設備。

    （2） 水利化反就器系統(tǒng) 包括水利化水霧化、煙氣與水混合反應、下部碎渣與除渣、器壁防垢等設備。

    （3） 脫硫灰再循環(huán)系統(tǒng) 包括電除塵器下部集灰、貯存、輸送等裝置。

    （4） 煙氣再熱系統(tǒng) 包括煙氣再熱裝置和主煙氣混合用噴嘴等。

    LIFAC脫硫工藝的基本原理如下：

    爐膛內(nèi)噴鈣脫硫的基本原理：石灰石粉借助氣力噴入爐膛內(nèi)850~1150度（攝氏）煙溫區(qū)，石英鐘灰石煅燒分解成CaO和CO2，部分CaO與煙氣中的SO2。爐膛內(nèi)噴入石灰石后的SO2。反應生成CaSO4，脫除煙氣中一部分SO2。爐膛內(nèi)噴入石灰石后的SO2脫除率隨煤種、石灰石粉特性、爐型及其空氣動力場和溫度場特性等因素而改變，一般在20%~50%。

    活化器內(nèi)脫硫的基本原理：煙氣增濕活化售硫反應的機理主要是由于脫硫劑顆粒和水滴相碰撞以后，在脫硫劑顆粒表面形成一層水膜，脫硫劑及SO2氣體均向其中溶解，從而使脫硫反應由原來的氣-固反應轉(zhuǎn)化成水膜中的離子反應，煙氣中大部分未及時在爐膛內(nèi)參與反應的CaO與煙氣中的SO2反應生成CaSO3和CaSO4?；罨磻鲀?nèi)的脫硫效率通常在40%~60%，其高低取決于霧化水量、液滴粒徑、水霧分布和煙氣流速、出口煙溫，適合主要的控制因素是脫硫劑顆粒與水滴碰撞的概率。

    由于活化反應器出口煙氣中還有一部分可利用的鈣化物，為了提高鈣的利用率，可以將電除塵器收集下來的粉塵返回一部分到活化反應器中再利用，即脫硫灰再循環(huán)。活化器出口煙溫因霧化水的蒸發(fā)而降低，為避免出現(xiàn)煙溫低于露點溫度的情況發(fā)生，可采用煙氣再加熱的方法，將煙氣溫度提高至露點以上10~15度（攝氏）加熱工質(zhì)可用蒸氣或熱空氣，也可用未經(jīng)活化器的煙氣。

    整個LIFAC工藝系統(tǒng)的脫硫效率η為爐膛脫硫效率η和活化器脫硫效率η之和，即η=η1+（1-η1）η2，一般為60%~85%。LIFAC脫硫方法適用于燃用含硫量為0.6%~2.5%的煤種、容量為50~300MW燃煤鍋爐。與濕式煙氣脫硫技術(shù)相比，投資少，占地面積小，適合于現(xiàn)有電廠的改造。

    2 新型一體化脫硫技術(shù)

    NID技術(shù)是瑞典ABB公司80年代初開發(fā)的新穎脫硫技術(shù)，借鑒了旋轉(zhuǎn)霧干燥法的脫硫原理又克服了使用制漿系統(tǒng)的種種弊端，既具有干法的廉價、簡單等優(yōu)點，又有濕法的高脫硫效率，且原料消耗和能耗都比噴霧干燥法有大幅度下降。1996年在波蘭的2*125MW樣板機上運行成功，進一步拓展了它在歐洲的垃圾焚燒、煤粉爐及其它工業(yè)爐中的脫硫市場份額，迄今已有10套裝置在歐洲各國運行。

    NID煙氣脫硫系統(tǒng)，從鍋爐或除塵器排出的未經(jīng)處理的熱煙氣，經(jīng)煙氣分布器后進入NID掇應器，與增濕的可自由流動的灰和石灰混合粉接觸，其中的活性組份立即被子混合粉中折堿性組份吸收，同時，水分蒸發(fā)使煙氣達到有效吸收SO需要的溫度。對煙氣的分布、混合粉的供給速率及分布和增濕用水量進行有效控制，可以達到適合佳期脫硫效率。經(jīng)處理的煙氣進入除塵器（布袋除滿面春風器或靜電除塵器）除去其中的粉塵，再經(jīng)引風機排入煙囪。除塵器除掉的粉塵經(jīng)增濕后進入NID反應器，灰斗的灰位計控制副產(chǎn)品的排出。

    NID系統(tǒng)可以采用生石灰（CaO）或消石（Ca（OH）作為吸收劑。采用生石灰時，，生石灰要在一體式的消化器中消化。如果采用消石灰，則不需提供石灰消化器。加入NID系統(tǒng)的水量取決于進入和排出NID反應器的煙氣溫度差（即噴水降溫量）。溫差越大，需要蒸發(fā)的水量也越大。一般情況下，吸收效率和石灰石利用率與離開反應器的煙氣的相對濕度有關(guān)。出口溫度低限受適合終產(chǎn)物的輸送特性限制，適合佳狀態(tài)是將“接近溫度”保持在15~20度（攝氏）。

    增濕潤攪拌機是NID工藝的主要部件之一，增濕攪拌機根據(jù)控制出口煙氣溫度和SO脫除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循環(huán)飛灰和水。培濕攪拌機獨特的設計，保證在攪拌時間很短的情況下能達到良好的攪拌效果。加入的水在粉料微粒表面上形成一層幾μm的水膜，從而增大了酸性氣體與堿性粉料的接觸表面。大面積的密切接觸保證了吸收劑和SO之間幾乎是瞬間的高效反應，所以可以將反應器的體積保持在適合小。二氧化硫與氫氧化鈣反應生成容易處理的亞硫酸鈣/硫酸鈣。

    NID技術(shù)的顯著特點有：

    （1） NID工藝取消了噴霧干燥工藝中制漿系統(tǒng)，實行CaO的消化及循環(huán)增濕一體化設計，克服了單獨消化時出現(xiàn)的漏風、堵管等問題，而且消化時產(chǎn)生的蒸汽都能利用，增加了煙氣的濕度，對脫硫有利。

    （2） 鑒于其它干法、半干法工藝脫硫劑利用率不高的問題，此工藝實行脫硫灰多次循環(huán)，循環(huán)倍率高達30~50倍，使脫硫劑的利用率提高到95%以上，大大降低了運行成本。

    （3） 脫硫效率高，當Ca/S=1.1時，脫硫效率確保大于80%，當Ca/S=1.2~1.4時，脫硫效率可達90%~99%。

    （4） 整個裝置結(jié)構(gòu)緊湊、占用空間小，投資少，約為濕法脫硫投資的1/3，而且運行成本較低。

    （5） 脫硫無需煙氣再加熱。

    3 循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)

    循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)是近幾年國際上新興起的比較先進的煙氣脫硫技術(shù)，它具有投資相對較低的優(yōu)點，因此非常適合發(fā)展中國家使用，正引起擄來越多國家的重視。在國際上掌握此項技術(shù)比較成熟的公司有德國的Lurgi公司CFB、德國Wulff公司的RCFB（Reflux Fluidized Bed）和丹麥FLS.moljo公司的GSA(Gas Suspension Absorber)系統(tǒng),美國已將此項技術(shù)納入其潔凈煤計劃中.我國清華大學煤高效低污染燃燒國家重點實驗室做了400m/h煙氣量的機理性實驗研究工作.此項技術(shù)在國外已基本成熟,但我國對這項技術(shù)的掌握還不具備完全工業(yè)化的條件,還有許多尚待解決的問題,需進一步地研究.

    循規(guī)蹈矩環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)主要是根據(jù)循環(huán)流化床的工作原理,使吸收劑在流化床反應來實現(xiàn)脫硫的一種方法.整個循環(huán)流化床煙氣脫硫系統(tǒng)由石灰漿制備系統(tǒng)\脫硫反應系統(tǒng)和收塵引風系統(tǒng)組成,包括石灰貯倉化灰槽、灰漿泵、水泵、活化反應器、旋風分離器、除塵器和引風機等設備。GSA系統(tǒng)工藝流程，從鍋爐或焚燒爐出來的煙氣進入活化反應器，與霧化的石灰漿混合，反應器內(nèi)的石灰漿在干燥過程中與煙氣中SO及其它酸性氣體進行中和反應。煙氣經(jīng)旋風分離器分離粉塵后進入靜電除塵器或布袋除塵器，符合排放標準的清潔煙氣經(jīng)煙囪排放到大氣中。含有脫硫灰和未反應完全的石灰石的流化床床料在旋風分離器中分離，其中99%的床料經(jīng)調(diào)節(jié)器速螺旋裝置送回反應器中循環(huán)，只有大約1%的床料作為副產(chǎn)品脫灰排出系統(tǒng)。脫硫灰的循環(huán)可以適合大限度地利用石灰漿和脫硫灰，減少了新鮮石灰的用量。

    循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)的主要控制參數(shù)有床料循環(huán)倍率、流化床床料濃度、煙氣及脫硫吸收劑在反應器及旋風分離器中停留時間、反應器內(nèi)操作溫度、鈣硫比、脫硫效率等。

    利用循環(huán)流化床作為脫硫反應器的適合大優(yōu)點是，可以通過噴水將床溫控制在適合佳期反應溫度下，達到適合好的氣固紊流混合并不斷暴露出未反應消石灰的新表面，而通過固體物料的多次循規(guī)蹈矩環(huán)使脫硫劑具有很長的停留時間，從而大大提高了脫硫劑的利用率和脫硫效率。因此，循環(huán)流化床煙氣脫硫能夠處理高硫煤的脫硫，并且Ca/S在1.1~1.5之間時，脫硫效率可達90%~97%以上。與濕法煙氣脫硫相比，具有系統(tǒng)簡單、造價較低，而且運行可靠，所產(chǎn)生的適合終固態(tài)產(chǎn)物易于處理等優(yōu)點。因此，循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)是一項具有廣泛應用前景的脫硫技術(shù)。

    4 上海地區(qū)煙氣脫硫的應用前景分析

    面對國外開發(fā)的眾多煙氣脫硫技術(shù)，我國的煤粉爐脫硫應針對具體的情況（如煤中含硫量、必須達到的脫硫效率、電廠所在位置及容量等）因地制宜地采用合適技術(shù)方案。濕法煙氣脫硫技術(shù)脫硫率高，技術(shù)成熟、應用適合廣，但投資成本和運行費用較高。隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，我國的環(huán)保形勢越來越嚴重，開發(fā)高效、低成本的干式煙氣脫技術(shù)的特點和我國特別是上海地區(qū)的實際情況，研究開發(fā)具有自主知識產(chǎn)權(quán)的高效、低成本的干式煙氣脫硫技術(shù)顯得任重道遠。

    上海地區(qū)新建成電廠石洞口二廠、吳涇電廠六期工程以及正在建設中的外高橋電廠等鍋爐都燃用東勝神木煤，燃用神木煤鍋爐的裝機容量將達上海地區(qū)總裝機容量的2/3。該煤種的特點為高鈣低硫，鈣在灰中含量可達20%以上。因此設想利用神木煤中的鈣，在爐內(nèi)進行自身燃燒脫硫，在燃燒中把一部分硫與這些鈣基化合物反應固定在灰中；同時利用煤灰中的高鈣在煙道內(nèi)噴水增濕，活化未反應的氧化鈣，在煙道內(nèi)進行二次脫硫。即煤自身燃燒脫硫及增濕活化工藝。這一方法具有投資低、工藝簡單、有效的特點，預計脫硫率在50%~60%，對燃用神木煤為主的上海地區(qū)電廠有很重要的實用意義。對上海地區(qū)燃用低硫煤而言，二氧化硫能控制在700mg/Nm左右，基本達到當前一些西方發(fā)達國家環(huán)保要求（美國為1238mg/Nm，加拿大為700mg/Nm），所以完全能滿足達到我國未來相當長時間內(nèi)二氧化硫排放控制要求，減少了二氧化硫在大氣的排放而且煙氣增濕能降低飛灰電阻率，對煙氣靜電除塵也大有好處。因此，煤自身燃燒脫硫及增濕化技術(shù)是一種適合我國國情的脫硫方法，具有巨大的社會效益和良好的經(jīng)濟效益。另外，循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)具有脫硫效率高、投資成本低等突出優(yōu)點，是適合于中高硫燃煤鍋爐的干法煙氣脫硫技術(shù)。目前我國在這方面的基礎研究工作已經(jīng)起步，但距離工業(yè)實施還有一定差距。因此，有必要加強研究，并進行半工業(yè)和工業(yè)試驗，以使我國的脫硫技術(shù)接近或達到世界先進水平。

    在以上分析的基礎上，上海交通大學目前已建立了國內(nèi)規(guī)模較大的多功能煙氣脫硫試驗臺，對高鈣粉煤灰增濕活化脫硫和循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)進行研究和開發(fā)。試驗臺系統(tǒng)由模擬煙氣產(chǎn)生系統(tǒng)、增濕活化反應器、可調(diào)噴水霧化系統(tǒng)、自動給料系統(tǒng)和除塵系統(tǒng)組成。系統(tǒng)通過燃燒城市煤氣產(chǎn)生熱煙氣，向系統(tǒng)管道中加入一定量的SO氣和摻入一定量的電廠鍋爐尾部煙道中的真實煙氣成分，并調(diào)節(jié)活化器進口煙氣溫度和流量。在活化器中采用Y型噴嘴噴水增濕活化脫硫吸收劑顆粒，通過調(diào)節(jié)霧化水和壓縮空氣的流量和壓力以得到不同的霧化液滴粒徑。在活化反應器進出口和沿活化反應器的高度方向布置了若干測點，測量煙氣溫度和SO濃度，研究各種因素對脫硫效率的影響。試驗臺高度為6m，現(xiàn)采用Π型結(jié)構(gòu)布置，保證反應器內(nèi)脫硫劑顆粒理論停留時間在4min以上，處理煙氣量為2000Nm/h。配有分離式霧化液滴粒徑標定臺，并采用激光衍射測粒儀，可對噴嘴的霧化特性進行測定，從而可對影響脫硫反應的關(guān)鍵因素——增濕液霧粒徑的影響進行詳細的試驗研究。試驗臺上已預裝了旋風分離器，可改造為上出氣的循環(huán)流化床煙氣脫硫試驗臺，以便對循環(huán)流化床煙氣脫硫進行詳細的試驗研究。在試驗研究的基礎上將在國內(nèi)某電廠300MW機組抽取一定量的煙氣，在煙道貌岸然旁路上進行。

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