大型火电厂烟气脱硫系统的设计与应用

我国是燃煤大国，连续多年so₂排放总量超过2000万t，已成为世界上最大的排放国。烟气脱硫是控制so₂排放最有效、最经济的手段。目前，我国大型火电厂烟气脱硫主要采用国外应用较成熟、业绩较多的石灰石／石膏湿法工艺，但由于湿法工艺系统复杂、投资较大、占地面积大、耗水较多、运行成本较高，国内企业迫切需要投资少、运行成本低、效率高的脱硫技术。德国鲁奇能捷斯集团(LLAG)公司在上世纪70年代末率先将循环流化床工艺用于烟气脱硫，开发了一种烟气循环流化床干法脱硫工艺(Circu．1ating Fluidized Bed nue Gas Desulphurization，简称CFB— FGD)。经过近30年的不断改进(主要是在90年代中后期)，解决负荷适应性、煤种变化、物料流动性、可靠性、大型化应用等方面的技术问题，至今运行业绩达到40多台套。

龙净环保于2001年10月在国内率先引进了德国LLAG公司的CFB—FGD技术。2002年底，华能国际电力有限公司在经过多次论证和招标后，为其下属山西榆社电厂的2X300MW机组配套由福建龙净环保股份有限公司负责设计、制造的CFB—FGD装置。
l.工程概况

榆社电厂位于山西省中部地区的榆社县，是个典型的多煤缺水地区，距太原东南方向150km。一期已建2X100MW燃煤机组，2002年新建二期工程，安装2X300MW空冷燃煤发电机组，配置2台1053t／h粉锅炉。榆社电厂2X300MW机组配套烟气循环流化床脱硫系统于2003年4月开始设计，2003年12月开始安装。2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉同步投运。脱硫效率高达90％以上，运行可靠，成功地将国外先进技术与国内的吸收、消化和工程管理相结合，取得了较好的技术经济性能，使之成为目前世界上单机容量最大的干法脱硫系统。
2.工程设计
2．1 煤质特性
榆社电厂二期工程燃用贫煤，主要的煤质特性分析。
2．2 烟气参数
脱硫除尘岛入口烟气参数如表2。
2．3 吸收剂分析
(1)吸收剂名称：生石灰
(2)吸收剂品质要求：软煅生石灰粒径≤lmm，氧化钙(CaO)含量≥70％ ，生石灰消化速度Voo<4min(检验标准为DIN EN459—2)。
2．4 工艺原理
CFB—FGD工艺以循环流化床原理为基础，采用生石灰或消石灰为脱硫剂。
该技术工艺流程，主要由吸收塔、脱硫除尘器、吸收剂制备、物料再循环及排放、工艺水、仪表控制系统等6个部分组成，锅炉烟气从吸收塔的底部与加入的吸收剂和脱硫灰混合后，通过文丘里管的加速而悬浮起来，形成激烈的湍动状态，使颗粒与烟气之间具有很大的相对滑落速度，颗粒反应界面不断摩擦、碰撞更新，从而极大地强化了气固间的传热、传质。同时通过向吸收塔内喷水，湿润颗粒表面，烟气冷却到最佳的化学反应温度。此时烟气中的s0₂和几乎全部的SO₃、HCI、HF等酸性成分被吸收而除去，生成CaSO₃·1／2H2O等副产物。主要化学反应是：
Ca(OH)₂+s02 =CaSO₃·1／2H₂0+1／2H₂0
Ca(OH)₂+SO₃=CaSO₄·1／2H₂0+1／2U20
CaSO₃1／2H₂O +1／20₂=CaSO₄。1／2H₂O
2Ca(OH)₂+2HCI=CaCI₂·Ca(OH)₂·2H₂0
Ca(OH)₂+2HF=CaF₂+2H₂0
Ca(OH)₂+C0₂ =CaCO₃+H₂0

为了降低吸收剂的耗量和稳定流化床的运行，除尘器收集到的脱硫产物和未反应的吸收剂循环回吸收塔进一步参加反应。由于吸收塔内拥有较高颗粒的床层密度，使得床内的Ca／S比高达50以上，s02可以得到充分反应。通过控制吸收剂的加入量以及物料与烟气的接触时间，可获得90％-98％的稳定SO2脱除效率及99％的SO3、HCI、HF脱除效率。
2．5 设计参数

脱硫除尘岛的设计要求同时满足锅炉燃用设计煤种和校核煤种两种情况。
3 系统组成
3．1 吸收塔

吸收塔为文丘里空塔结构，是整个脱硫反应的核心。由于烟气中几乎所有的so3都被脱除以及始终在烟气露点温度20℃以上，吸收塔内部不需要任何防腐内衬，塔体由普通碳钢制成。为适应大型化应用，吸收塔流化床的人口采用7个文丘里管结构。吸收塔的流化床反应段的直径为10．5m，吸收塔总高度为59m。
3．2 脱硫除尘器

脱硫除尘器采用电除尘器(也可以用布袋除尘器)，由于物料的不断循环使脱硫除尘器的入口粉尘浓度高达6O0—1000g／Nm³，是常规电站电除尘器的20-30倍，为了满足环保烟尘浓度50mg／Nm³的要求。脱硫除尘器的除尘效率必须到达99．98％以上，但由于通过吸收塔的喷水增湿、降温，十分有利于电除尘的收集。龙净环保采用德国鲁奇Bs型高浓度电除尘技术，通过有效的结构设计以满足脱硫工艺的要求。脱硫除尘器采用双室四电场，型号为BS470／2—4／38／400／15．425／4×11一LC，本体阻力250Pa，阳极板采用ZI24型，阴极线为V型线，设计效率为99．99％。
3．3吸收剂制备系统

CFB—FGD所需的脱硫剂一般为Ca(OH)₂，其来源有两种方式：一是直接采购符合要求的消石灰Ca(OH)₂粉，二是采购满足要求的粉状CaO由密封罐车运到脱硫岛并泵入生石灰仓。然后经过安装在仓底的干式石灰消化器生成Ca(OH)₂干粉，通过气力输送入消石灰仓储存。根据脱硫需要，通过计量系统向吸收塔加入Ca(OH)₂，干粉。本项目的生石灰仓和消石灰仓的有效容积分别为550m³、300m³，满足满负荷运行7天用量。干式石灰消化器采用意大利进口产品，其结构为卧式双轴搅拌式消化器，设计消化能力为10t／h，消石灰粉含水率低于1．5％。
3．4 物料再循环及排放系统

脱硫除尘器收集的脱硫灰大部分通过空气斜槽返回吸收塔进行再循环，该项目设有两条循环空气斜槽，通过控制循环灰量即可调节吸收塔的压降。在脱硫除尘器的灰斗设有2个外排灰点，采用正压浓相气力输送方式，输送能力按实际灰量的200％设计，对应配套两条输送管道将脱硫灰输送到脱硫灰库贮存。
3．5 工艺水系统

脱硫除尘岛的工艺用水包括吸收塔脱硫反应用水和石灰消化用水。前者通过高压水泵以一定的压力通过回流式喷嘴注人吸收塔内，在回流管上设有回水调节阀，用以跟踪和调节水量。高压水泵的流量为60m3／h，压力为4．0MPa。石灰消耗用水采用计量泵根据生石灰的加人量进行控制。
3．6 控制系统

CFB—FGD的工艺控制过程主要有3个控制回路，这3个回路相互独立，互不影响。(1)SO2控制：根据吸收塔入口so2、ESP2排放sO₂浓度和烟气量控制吸收剂的加入量，以保证达到按要求的SO₂排放浓度；(2)吸收塔反应温度的控制：通过控制喷水量可以控制吸收塔内的反应温度在最佳反应温度70～80~C；(3)吸收塔压降控制：通过控制循环物料量，控制吸收塔整体压降在1600～2000Pa左右。榆社项目采用SIEMENS的DCS系统，操作简单，准确灵活，与锅炉主机通讯可靠畅通。
4 工艺布置

榆社电厂2×300MW机组CFB—FGD脱硫除尘岛内各个分系统均独立设置，所有的工艺、电气设备均为一炉一套。脱硫除尘岛沿锅炉中心轴，顺烟气方向成一字形布置，即原烟气主烟道中心线、预电除尘器、吸收塔中心线、脱硫电除尘器中心线、锅炉引风机、烟囱在一条直线上。主要辅助工艺设施如工艺水系统、吸收剂制备系统就近围绕吸收塔，各设备的平面和空间组合，既做到工作分区明确，又做到合理、紧凑、方便，外观造型美观，整体性好，并与电厂其他建筑群体相协调，同时最大限度地节省用地。脱硫除尘岛内的建构筑物主要有预电除尘器、吸收塔、脱硫电除尘器、生石灰仓、消石灰仓、脱硫控制楼等。脱硫控制楼布置在两台炉的中间，两台炉脱硫岛照片见图2所示
5.运行情况

2004年10月初和11月中旬，两套脱硫系统分别与锅炉同步投运，经过1个多月的试运行后，于12月上旬两台炉脱硫除尘岛顺利通过了78h的满负荷运行考核，并移交给电厂运行。

由于榆社电厂燃用贫煤和混煤，实际含硫量高于设计和校核煤种，约为2．5％，在考核运行时，脱硫除尘岛的入口SO2浓度最高达到近7000mg／Nm³，但通过加大Ca／S，可以确保90％以上的脱硫效率，最高达到98．4％，同时脱硫后电除尘器出口粉尘排放在20～50mg／Nm³之间，满足环保要求。而在考核运行中采用的吸收剂生石灰的纯度只有70％，活性为10min左右。
6.技术经济分析
7.结束语

山西华能榆社电厂2×300MW机组烟气循环流化床干法脱硫系统是目前世界上投运成功的处理烟气量最大，同时也是配套火电机组容量最大的干法脱硫装置。

通过运行证明，CFB—FGD脱硫工艺可以满足大型火电机组烟气脱硫、除尘的需要。不仅脱硫率可达到90％以上，而且脱硫电除尘器出口粉尘排放也能满足50meCNm3的环保要求。同时，CFB—FGD脱硫工艺可以满足高硫煤的脱硫需要，为我国高硫煤地区的脱硫工艺选择增加一种技术、经济性良好的比选工艺。