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电厂现有脱硫方法的分析及建议

发布时间:2019-01-31 23:43:07  来源:互联网   阅读:0

电厂现有脱硫方法的分析及建议

对我市现有8家电厂,其中国有电厂有两家(国电太原第一热电厂、大唐太原第二热电厂),地方自备电厂6家(山西西山煤电股份有限公司矸石电厂、山西西山热电有限公司、太原煤气化矸石热电厂、太原刚玉东山热电有限公司、太钢电厂、古交兴能电厂),总装机容量1019.5MW,锅炉40台,其中220吨及以上锅炉19台,220吨以下锅炉21台,220吨以上锅炉现有脱硫装置19套,建成的脱硫装置17套,在建2套,均设有旁路烟道,220吨以下锅炉多采用湿式脱硫,部分以列入淘汰关停名单,所有电厂2006年SO2排放量合计63108.92吨,占全市SO2排放量的38.84%以上,因此全市SO2的减排工作中,如何提高电厂SO2的脱硫效率至关重要。

一、二氧化硫减排的趋势

我国是以燃煤为主的国家,据统计,1995年煤炭消耗量为12.8亿吨,且呈逐年递增趋势,二氧化硫的排放量达2370万吨,超过美国2100万吨的排放量,成为世界二氧化硫排放第一大国。目前全国62%以上的城市SO2浓度超过国家环境质量二级标准,占全国面积40%左右的地区受到SO2大量排放引起的酸雨污染,因此控制SO2的污染势在必行。

《大气污染防治法》针对我国酸雨和SO2污染日趋加重的情况,规定了酸雨控制区和SO2控制区,规定在两控区内新建的不能燃用低硫煤的火电厂和其他大中型企业必须配套建设脱硫和除尘装置,或者采用相应控制SO2的措施;已建成的不能燃用低硫煤的企业应采取控制SO2排放和除尘措施。

二、太原市电厂企业的脱硫现状

太原市是山西省政治、经济、文化中心,太原地区环境污染严重,是国家环保局划定的二氧化硫污染控制区,而电厂排放的二氧化硫和烟尘是该地区环境污染的重要因素之一。我市市区范围内有国电太原第一热电厂、大唐太原第二热电厂两家大型的燃煤电厂,年耗煤量达750万吨左右,加上其它地方电厂,燃煤合计达1000万吨以上,由于太原地区属中、高硫煤生产地区,符合国家环保要求的含硫量低于1%的低硫煤生产能力仅有60000吨/年,一般煤的含硫量平均在1.5~2.0%。火力发电厂要达到控制减排二氧化硫的目的,仅仅依靠换烧低硫煤等措施只能是治标不治本,只有加大强化脱硫设施的使用,才能从根本上削减二氧化硫的排放量。各电厂脱硫基本状况见下表:

电厂脱硫基本状况

单位名称装机容量

(MW)配备机组脱硫现状及效率备  注2006年

SO2排放量

(吨)

国电太原

第一热电厂127.51025T×4

220 T×24台配有石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置,脱硫效率达到90%其余2台正在安装过程中,采用石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置25224

太原第二

热电厂135670 T×3

220 T×4

170 T×15台采用简易湿法脱硫,平均脱硫效率达到92%,其余3台均采用石灰石/石膏湿法脱硫,脱硫效率90%210230

山西西山煤电股份有限公司矸石电厂1235

T×3均采用湿法脱硫,脱硫效率60%现正在改造为炉内加该钙尾部半干法脱硫

电厂现有脱硫方法的分析及建议

,脱硫效率90%以上719.137

山西西山热电有限公司15220T×3炉内喷钙法脱硫2300

太原煤气化煤矸石电厂2475 T×3均采用湿法脱硫,脱硫效率60%1353

太原刚玉东山热电有限公司3075 T×3均采用简易湿法脱硫,脱硫效率74%436.14

太钢电厂76130 T×3

120 T×1

75 T×4130 T×2采用氧化镁脱硫,脱硫效率99% 以上,其余锅炉采用简易湿法脱硫,脱硫效率40%9049

古交兴能电厂 T×3均采用石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置,脱硫效率92%3004.64

三、石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫技术简介

由于石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫技术是目前世界上技术最为成熟、应用业绩最多的脱硫工艺,应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80%以上,应用的单机容量已达1000MW。其脱硫副产物—石膏一般有抛弃和回收两种方法,因此电厂大都采用此方法。

1、石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫技术典型工艺流程参见下图

图中:1.锅炉 2.除尘器 3.4.烟道 5.气气换热器(GGH) 6.喷淋层 7.浆液池 8.除雾器 9.氧化空气 10.工艺水 11.吸收剂

12.工艺水箱 13.吸收剂储仓 14.吸收剂浆槽 15.石膏水力旋流器 16.真空过滤机 17.滤液罐 18.废水储罐 19.事故将液箱 20石膏储仓

21.废水排放 22.石膏排放

石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液,也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应后被脱除,最终反应产物为石膏(二水硫酸钙)。脱硫后的烟气经除雾器除去烟气夹带的细小液滴,经气气加热器(GGH)加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用,脱硫吸收剂的利用率很高。

电厂锅炉烟气进入FGD,通过升压风机加压,经GGH降温至约100℃后进入吸收塔,吸收塔脱硫效率为96~99%,整个系统的脱硫效率不低于90%。从吸收塔出来的净烟气温度约为50℃,经GGH升温至80℃后从烟囱排放。

湿法工艺技术比较成熟,适用于任何含硫量的煤种和任何机组容量的烟气脱硫工程,脱硫效率可达到99%。

2、石灰石/石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为:

在脱硫吸收塔内,烟气中的S02首先被浆液中的水吸收,与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3,CaSO3被鼓入的氧化空气中的O2氧化,最终生成石膏晶体CaSO4·2H2O。其主要化学反应式为:

2SO2 + 2H2O H2SO3 + H+ + HSO3-

CaCO3 + 2H+ Ca2+ + H2O + CO2

HSO3- + 1/2O2 H+ + SO42-

Ca2++SO42-+2H2O CaSO4·2H2O

3、石灰石(石灰)/石膏湿法脱硫技术主要特点:

1)脱硫效率高,一般不小于90%,最高可以达到99%。

2)脱硫剂利用率高,达90%以上。Ca/S比低,只有1..05。

3)电耗、水耗低。电耗一般为机组容量的1~1.5%。

4)吸收塔采用带托盘的喷淋塔,内部无填充物,不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题,而且由于入塔烟气经托盘均布,改善了气液传质条件,从而提高了塔内脱硫效率;同时,托盘上的存液也可脱除烟气中SO2等污染物质,因而减少了浆液循环量,有效降低了浆液循环泵的功耗。

5)塔内烟气入口采用向下斜切式入口,烟气由下自上流动,延长了气体分布路径,不仅有利于气体分布均匀,而且由于气体的翻腾形成了湍流,更有利于气液的传质传热。

6)采用计算机模拟设计,优化脱硫塔及塔内构件如喷嘴等的布置,优化浆液浓度、Ca/S比、浆液流量等运行指标,可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀,以最小的消耗取得最好的脱硫效果

7)根据烟气含硫量,采用不同层数(层)的浆液喷淋层,确保取得最佳的脱硫效果。

8)喷淋层采用交叉联箱布置,使喷淋管道布置更合理,降低了吸收塔高度。

9)采用塔内强制氧化。

10)塔内设置氧化空气分布系统,氧化效果好。

11)采用机械搅拌。

该工艺原理简单,脱硫效率和吸收剂的利用率高,即Ca/S=1.02时,脱硫效率大于95%,能够适应各种煤种,适应大容量机组,运行可靠,可用率高,副产品石膏具有商业价值。

四、提高脱硫效率的两点建议

1、取消旁路烟道

在日常监督管理中,我们发现电厂脱硫装置一般拟设旁路烟道,由于在运行时,烟气有可能不进入脱硫装置,而通过旁路烟道进入烟囱,造成烟气未经脱硫直接排放,影响脱硫效率。此外,一但脱硫系统出现故障,进行检修,势必造成电厂停用脱硫系统而仍然维持锅炉运行,SO2未经处理直接排放。以一台670吨锅炉为例(耗煤量一蒸吨按110千克,硫份按1%计算)停用脱硫设施24小时,将排放SO228.3吨,按照脱硫效率95%计算,增加SO2排放量26.88吨,因此建议脱硫装置可取消旁路烟道档板,充分发挥脱硫装置的作用,真正实现脱硫减排。如电厂要确保锅炉运行,可增设一座脱硫塔,作为备用。

2、增设增压风机

另外脱硫装置设有旁路烟道时,锅炉引风机和增压风机分别设置。增压风机是用于烟气提压,以克服脱硫系统烟气阻力,是脱硫系统的主设备,我们发现电厂脱硫装置的增压风机只有一个,没有备件,而其它设备如氧化风机、搅拌器等设备都有备用。一但增压风机出现问题,只能造成脱硫装置停用,造成烟气短路(未经脱硫),大量烟气经过旁路烟道直接排放,所以建议在安装脱硫装置时,是否可考虑增设一台备用的增压风机,一但主增压风机出现故障,可开启另外一台备用增压风机从而保证烟气不会未经脱硫直接排放。

通过取消旁路烟道及增设增压风机两种方法确保烟气100%进入脱硫设施进行处理,从而减少电厂二氧化硫和烟尘排放量,使其达到国家相关排放标准,缓解我市二氧化硫污染,对改善我市的大气环境质量,确保生态平衡,促进经济可持续发展战略是十分必要的。

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