湿法烟气脱硫除尘一体化技术
发布时间:2009-11-30         所属分类:技术交流         点击率:3563
根据世界卫生组织对60个国家10~15年的监测发现,全球污染最严重的10个城市中我国就占了8个,我国城市大气中二氧化硫和总悬浮微粒的浓。
        度是世界上最高的。大气环境符合国家一级标准的不到1%,62%的城市大气中二氧化硫年日平均浓度超过了3级标(100mg/m3)。全国酸雨面积已占国土资源的30%,每年因酸雨和二氧化硫污染造成的损失高达1100亿元。1997年下半年,世界银行环境经济专家的一份报告指出:中国环境污染的规模居世界首位,大城市的环境污染状况在目前是世界上最严重的,全球大气污染最严重的20个城市中有10个在中国。大气中的二氧化硫和氮氧化物与降水溶合成酸雨,现在中国是仅次于欧洲和北美的第三大酸雨区。大气污染严重破坏生态环境和严重危害人体呼吸系统,危害心血管健康,加大癌症发病率,甚至影响人类基因造成遗传疾病。
        我国政府对二氧化硫和酸雨污染十分重视。1990年12月,国务院环委会第19次会议通过了《关于控制酸雨发展的意见》;1992年国务院批准在贵州、长沙等九大城市开展征收工业烧煤二氧化硫排污费和酸雨结合防治试点工作。1995年8月,全国人大常委会通过了新修订的《中华人民共和国大气污染防治法》,规定在全国划定酸雨控制区和二氧化硫控制区,并在“两控区”内强化对二氧化硫和酸雨的污染控制。1998年1月,国务院正式批准《酸雨控制区和二氧化硫控制区划分方案》。为了实现两控区的控制目标,国务院文件还具体规定:新建、改造烧煤含硫量大于1%的电厂,必须建设脱硫的设施。现有烧煤含硫量大于1%的电厂,要在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他相应结果的减排SO2的措施。 
        削减二氧化硫的排放量,控制大气二氧化硫污染、保护大气环境质量,是目前及未来相当长时间内我国环境保护的重要课题之一。
        二氧化硫污染控制技术颇多,诸如改善能源结构、采用清洁燃料等,但是,烟气脱硫也是有效削减SO2排放量不可替代的技术。烟气脱硫的方法甚多,但根据物理及化学的基本原理,大体上可分为吸收法、吸附法、催化法三种。吸收法是净化烟气中SO2的最重要的应用最广泛的方法。吸收法通常是指应用液体吸收净化烟气中的SO2,因此吸收法烟气脱硫也称为湿法或湿式烟气脱硫。 
        湿法烟气脱硫的优点是脱硫效率高,设备小,投资省,易操作,易控制,操作稳定,以及占地面积小。 目前常见的湿法烟气脱硫有:石灰石/石灰——石膏法抛弃法、钠洗法、双碱法、威尔曼——洛德法及氧化镁法等。   
  1、湿法烟气脱硫的基本原理 
  (1)物理吸收的基本原理 
  气体吸收可分为物理吸收和化学吸收两种。如果吸收过程不发生显著的化学反应,单纯是被吸收气体溶解于液体的过程,称为物理吸收,如用水吸收SO2。物理吸收的特点是,随着温度的升高,被吸气体的吸收量减少。 
  物理吸收的程度,取决于气--液平衡,只要气相中被吸收的分压大于液相呈平衡时该气体分压时,吸收过程就会进行。由于物理吸收过程的推动力很小,吸收速率较低,因而在工程设计上要求被净化气体的气相分压大于气液平衡时该气体的分压。物理吸收速率较低,在现代烟气中很少单独采用物理吸收法。 
  (2)化学吸收法的基本原理 
  若被吸收的气体组分与吸收液的组分发生化学反应,则称为化学吸收,例如应用碱液吸收SO2。应用固体吸收剂与被吸收组分发生化学反应,而将其从烟气中分离出来的过程,也属于化学吸收,例如炉内喷钙(CaO)烟气脱硫也是化学吸收。
  在化学吸收过程中,被吸收气体与液体相组分发生化学反应,有效的降低了溶液表面上被吸收气体的分压。增加了吸收过程的推动力,即提高了吸收效率又降低了被吸收气体的气相分压。因此,化学吸收速率比物理吸收速率大得多。 
  物理吸收和化学吸收,都受气相扩散速度(或气膜阻力)和液相扩散速度(或液膜阻力)的影响,工程上常用加强气液两相的扰动来消除气膜与液膜的阻力。在烟气脱硫中,瞬间内要连续不断地净化大量含低浓度SO2的烟气,如单独应用物理吸收,因其净化效率很低,难以达到SO2的排放标准。因此,烟气脱硫技术中大量采用化学吸收法。用化学吸收法进行烟气脱硫,技术上比较成熟,操作经验比较丰富,实用性强,已成为应用最多、最普遍的烟气脱硫技术。 
  (3)化学吸收的过程 
  化学吸收是由物理吸收过程和化学反应两个过程组成的。在物理吸收过程中,被吸收的气体在液相中进行溶解,当气液达到相平衡时,被吸收气体的平衡浓度,是物理吸收过程的极限。被吸收气体中的活性组分进行化学反应,当化学反应达到平衡时,被吸收气体的消耗量,是化学吸收过程的极限。这里用Ca(OH)2溶液吸收SO2加以说明。


SO2(气体)

||

 

 

 


SO2(液体)+Ca(OH)2

CaSO3+H2
O



 


  化学吸收过程中,被吸收气体的气液平衡关系,即应服从相平衡关系,又应服从化学平衡关系。 
  (4)化学吸收过程的速率及过程阻力  
  化学吸收过程的速率,是由物理吸收的气液传质速度和化学反应速度决定的。化学吸收过程的阻力,也是由物理吸收气液传质的阻力和化学反应阻力决定的。 
  在物理吸收的气液传质过程中,被吸收气体气液两相的吸收速率,主要取决于气相中被吸收组分的分压,和吸收达到平衡时液相中被吸收组分的平衡分压之差。此外,也和传质系数有关,被吸收气体气液两相间的传质阻力,通常取决于通过气膜和液膜分子扩散的阻力。 
  烟气脱硫通常是在连续及瞬间内进行,发生的化学反应是极快反应、快反应和中等速度的反应,如NaOH、Na2CO3、和Ca(OH)2等碱液吸收SO2。为此,被吸收气体气液相间的传质阻力,远较该气体在液相中与碱液进行反应的阻力大得多。对于极快不可逆反应,吸收过程的阻力,其过程为传质控制,化学反应的阻力可忽略不计。例如,应用碱液或氨水吸收SO2。
时,化学吸收过程为气膜控制,过程的阻力为气膜传质阻力。 
  液相中发生的化学反应,是快反应和中等速度的反应时,化学吸收过程的阻力应同时考虑传质阻力和化学反应阻力。 
  (5)碱液浓度对传质速度的影响 
  研究得出,应用碱液吸收酸性气体时,碱液浓度的高低对化学吸收的传质速度有很大的影响。当碱液的浓度较低时,化学传质的速度较低;当提高碱液浓度时,传质速度也随之增大;当碱液浓度提高到某一值时,传质速度达到最大值,此时碱液的浓度称为临界浓度;当碱液浓度高于临界浓度时传质速度并不增大。 
  为此,在烟气脱硫的化学吸收过程中,当应用碱液吸收烟气中的SO2时,适当提高碱液的浓度,可以提高对SO2的吸收效率。但是,碱液的浓度不得高于临界浓度。超过临界浓度之后,进一步提高碱液的浓度,脱硫效率并不能提高。可以得出,在烟气脱硫中,吸收SO2的碱液浓度,并非愈高愈好。碱液的最佳浓度为临界浓度,此时脱硫效率最高。 
  (6)主要化学反应 
  在湿法烟气脱硫中,SO2和吸收剂的主要化学反应如下
  (7)同水的反应
  SO2溶于水形成亚硫酸


H2
O+SO2

──→

H
2SO3

──→

H+HSO3

──→

2H+ + SO3
2

←──

←──

←──

  温度升高时,反应平衡向左移动。 
  (8)同碱反应 
  SO2及易与碱性物质发生化学反应,形成亚硫酸盐。碱过剩时生成正盐;SO2过剩时形成酸式盐。
  2MeOH+SO2 ─→Me2SO3+H2O
  Me2SO3+SO2+H2O ─→ 2MeHSO3
  Me2SO3+MeOH ─→ Me2SO4+H2O
  亚硫酸盐不稳定,可被烟气中残留的氧气氧化成硫酸盐:
  Me2SO3+1/2O2─→MeSO4
  (9)同弱酸盐反应
  SO2易同弱酸盐反应生成亚硫酸,继之被烟气中的氧气氧化成稳定的硫酸盐。如同石灰石反应:
  CaCO3+SO2+1/2H2O ─→CaSO3•1/2H2O+CO2↑
  2CaSO3•1/2H2O+O2+3H2O ─→2CaSO4•2H2O 
  (10)同氧化剂反应  
  SO2同氧化剂反应生成SO3

SO2+1
/2O2

催化剂

SO3
 

 

─────→

在催化剂的作用下,可加速SO2氧化成SO3的反应。在水中,SO2经催化
剂作用被迅速氧化成SO3,并生成H2SO4:

SO2+1/2O+H2O

催化剂

H2SO4

─────→

1.6.5 同金属氧化物的反应金属氧化物,如MgO、ZnO、MnO、CuO等,对SO2均有吸收能力,然后再用加热的方法使吸收剂再生,并得到高浓度的SO2。这里以MgO为例加以说明:

MgO+H2O ─→Mg(OH)2

Mg(OH)2+SO2+5H2O ─→MgSO
3·6H2O


MgSO3·6H2O

MgSO3
+6H2O↑

───→

MgSO3


MgO+SO2

  吸收剂再生后可循环使用,并可回收SO2,达到高浓度的气态SO2。经液化后得到液态SO2。 
  2、湿法烟气脱硫用脱硫剂 
  在化学吸收烟气脱硫中,吸收剂的性能从根本上决定了SO2吸收操作的效率,因而对吸收剂的性能有一定的要求。
  (1)吸收能力高
  要求对SO2具有较高的吸收能力,以提高吸收速率,减少吸收剂的用量,减少设备体积和降低能耗。
  (2)选择性能好
  要求对SO2具有良好的选择性能,对其他组分不吸收或吸收能力很低,确保对SO2具有较高的吸收能力。
  (3)挥发性低,无毒,不易燃烧,化学稳定性好,凝固点低,不发泡,易再生,粘度小,比热小。
  (4)不腐蚀或腐蚀小,以减少设备投资及维护费用。
  (5)来源丰富,容易得到,价格便宜。
  (6)便于处理及操作,不易产生二次污染。
  完全满足上述要求的吸收剂是很难选择到的。只能根据实际情况,权衡多方面的因素有所侧重地加以选择。石灰(CaO)、氢氧化钙[Ca(OH)2、碳酸钙(CaCO3),是烟气脱硫较为理想的吸收剂,因而在国内外烟气脱硫中获得最广泛地应用。工业上利用废碱液吸收燃煤工业锅炉烟气中的SO2,利用锅炉冲渣水和湿法除尘循环水在除尘的同时吸收SO2等,已有成功的范例。从资源综合利用,以废治废,避免和减轻二次水污染角度出发来选择吸收剂,具有更重要的意义。
  3、湿法烟气脱硫的类型及工艺过程
  (1)类型
  根据各种不同的吸收剂,湿法烟气脱硫可分为石灰石/石膏法、氨法、钠碱法、铝法、金属氧化镁法等,每一类型又因吸收剂不同。
  (2)工艺过程
  湿法烟气脱硫的工艺过程多种多样,但他们也具有相似的共同点:含硫烟气的预处理(如降温、增湿、除尘),吸收,氧化,富液处理(灰水处理),除雾(气水分离),被净化后的气体再加热,以及产品浓缩和分离等。石灰石/石灰——石膏法,是燃煤煤电厂应用最广泛、最多的典型的湿法烟气脱硫技术。
  我国燃煤锅炉湿法烟气脱硫工艺过程较多,其中较典型的工艺过程为旋流塔板高效脱硫除尘工艺过程和湿法氧化镁延期脱硫工艺过程。 
  4、湿法烟气脱硫主要设备 
  湿法烟气脱硫主要设备是指脱硫塔(或洗涤塔、洗涤器)和脱硫除尘器。 
  对脱硫塔和脱硫除尘器的要求 
  用于燃煤发电厂烟气脱硫的大型脱硫装置称为脱硫塔,而用于燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫的小型脱硫除尘装置多称为脱硫除尘器。在脱硫塔和脱硫尘器中,应用碱液洗涤含SO2的烟气,对烟气中的SO2进行化学吸收。为了强化吸收过程,提高脱硫效率,降低设备的投资和运行费用,脱硫塔和脱硫除尘器应满足以下的基本要求: 
  (1)气液间有较大的接触面积和一定的接触时间;
  (2)气液间扰动强烈,吸收阻力小,对SO2的吸收效率高;
  (3)操作稳定,要有合适的操作弹性;
  (4)气流通过时的压降要小;
  (5)结构简单,制造及维修方便,造价低廉,使用寿命长;
  (6)不结垢,不堵塞,耐磨损,耐腐蚀;
  (7)能耗低,不产生二次污染。 
  SO2吸收净化过程,处理的是低浓度SO2烟气,烟气量相当可观,要求瞬间内连续不断地高效净化烟气。因而,SO2参加的化学反应应为极快反应,它们的膜内转化系数值较大,反应在膜内发生,因此选用气相为连续相、湍流程度高、相界面较大的吸收塔作为脱硫塔和脱硫除尘器比较合适。通常,喷淋塔、填料塔、喷雾塔、板式塔、文丘里吸收塔等能满足这些要求。其中,填料塔因其气液接触时间和气液比均可在较大的范围内调节,结构简单,在烟气脱硫中获得广泛地应用。 
  常见吸收塔的性能 
  目前国内外燃煤电厂常用的脱硫塔,主要有喷淋空塔、填料塔、双回路塔及喷射鼓炮塔等四种。脱硫除尘器。 
  近年来,我国许多部门对燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术进行了研究及开发。为了经济简便起见,常常将烟气除尘及脱硫一体化处理,即在同一个设备内处理。为此,将脱硫除尘一体化设备成为脱硫除尘器。 
  我国中小型燃煤锅炉常用的脱硫除尘器,主要有旋流塔板脱硫除尘器、空心塔脱硫除尘器、填料塔脱硫除尘器以及流化床脱硫除尘器等。 
  5、湿法烟气脱硫技术的应用  
  (1)湿法烟气脱硫在燃煤发电厂及中小型燃煤锅炉上获得广泛的应用,成为当今世界上燃煤发电厂采用的脱硫主导工艺技术。这是由于湿法烟气脱硫效率高、设备小、易控制、占地面积小以及适用于高中低硫煤等。目前,在国内外燃煤发电厂中,湿法烟气硫占总烟气脱硫的85%左右,并有逐年增加的趋势。在我国中小型燃煤锅炉中,湿法烟气脱硫占98%以上,接近100%。 
  (2)在国内外燃煤发电厂中,湿法烟气脱硫中,石灰石/石灰——石膏法、石灰石/石灰抛弃法烟气脱硫,占烟气脱硫总量的83%左右,其中石灰石/石灰——石膏法占45%以上,并有逐年增加的趋势,而石灰石/石灰-石膏抛弃法呈逐年下降的趋势。这是由于石灰石/石灰——石膏法副产建筑材料石膏,对环境不造成二次污染所致。在我国中小型燃煤锅炉上,石灰抛弃法烟气脱硫占主导地位,SO2一般不回收,多以硫酸盐或亚硫酸盐抛弃。 
  (3)湿法石灰石/石灰——石膏烟气脱硫中,由于石灰石来源丰富,价格比石灰低得多,多年来形成了湿法石灰石——石膏烟气脱硫技术,并在国内外燃煤发电厂中获得广泛的应用,其应用量有逐年增加的趋势。 
  (4)湿法石灰石/石灰工艺可适用于高中低硫煤种。 
  (5)湿法烟气脱硫技术,尤其是石灰石/石灰烟气脱硫技术,除在燃煤发电厂获得广泛应用外,在硫酸工业、钢铁工业、有色冶金工业、石油化工以及燃煤工业窑炉等烟气脱硫中也获得广泛的应用。 
  (6)美国烟气脱硫工程的基本建设投资费用,占电厂总投资的10~20%。我国珞璜电厂已运行的2台36万KW机组,湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫总投资为2.26亿元,占电厂同期总投资的11.15%,年运行费用为8319万元,脱除每吨SO2的费用为945元。可见,削减SO2的排放量,防治大气SO2污染,需要投入大量的资金和人力。因此,实施严格的排放标准,必须以高额的环保投资为代价。 
  6、 湿法烟气脱硫存在的问题及解决。 
  湿法烟气脱硫通常存在富液难以处理、沉淀、结垢及堵塞、腐蚀及磨损等等棘手的问题。这些问题如解决的不好,便会造成二次污染、运转效率低下或不能运行等。 
  (1)富液的处理 
  用于烟气脱硫的化学吸收操作,不仅要达到脱硫的要求,满足国家及地区环境法规的要求,还必须对洗后 SO2的富液(含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液)进行合理的处理,既要不浪费资源,又要不造成二次污染。合理处理废液,往往是湿法烟气脱硫烟气脱硫技术成败的关键因素之一。因此,吸收法烟气脱硫工艺过程设计,需要同时考虑SO2吸收及富液合理的处理。所谓富液合理处理,是指不能把碱液从烟气中吸收SO2形成的硫酸盐及亚硫酸盐废液未经处理排放掉,否则会造成二次污染。回收和利用富液中的硫酸盐类,废物资源化,才是合理的处理技术。例如,日本湿法石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫,成功地将富液中的硫酸盐类转化成优良的建筑材料——石膏。威尔曼洛德钠法烟气脱硫,把富液中的硫酸盐类转化成高浓度高纯度的液体SO2,可作为生产硫酸的原料。亚硫酸钠法烟气脱硫,将富液中的硫酸盐转化成为亚硫酸钠盐。上述这些湿法烟气脱硫技术,对吸收SO2后的富液都进行了妥善处理,既节省了资源,又不造成二次污染,不会污染水体。 
  对于湿法烟气脱硫技术,一般应控制氯离子含量小于2000mg/L。脱硫废液呈酸性(PH4~6),悬浮物质量分数为9000~12700mg/L,一般含汞、铅、镍、锌等重金属以及砷 、氟等非金属污染物。典型废水处理方法为:先在废水中加入石灰乳,将PH值调至6~7,去除氟化物(产品CaF2沉淀)和部分重金属;然后加入石灰乳、有机硫和絮凝剂,将PH升至8~9,使重金属以氢氧化物和硫化物的形式沉淀。 
  (2)烟气的预处理 
  含有SO2的烟气,一般都含有一定量的烟尘。在吸收SO2之前,若能专门设置高效除尘器,如电除尘器和湿法除尘器等,除去烟尘,那是最为理想的。然而,这样可能造成工艺过程复杂,设备投资和运行费用过高,在经济上是不太经济的。若能在SO2吸收时,考虑在净化SO2的过程中同时除去烟尘,那是比较经济的,是较为理想的,即除尘脱硫一机多用或除尘脱硫一体化。例如,有的采取在吸收塔前增设预洗涤塔、有的增设文丘里洗涤器。这样,可使高温烟气得到冷却,通常可将120~180℃的高温烟气冷却到80℃左右,并使烟气增湿,有利于提高SO2的吸收效率,又起到了除尘作用,除尘效率通常为95%左右。有的将预洗涤塔和吸收塔合为一体,下段为预洗涤段,上段为吸收段。喷雾干燥法烟气脱硫技术更为科学,含硫烟气中的烟尘,对喷雾干燥塔无任何影响,生成的硫酸盐干粉末和烟尘一同被袋滤器捕集,不用增设预除尘设备,是比较经济的。 
  近年来,我国研究及开发的燃煤工业锅炉和窑炉烟气脱硫技术,多为脱硫除尘一体化,有的在脱硫塔下端增设旋风除尘器,有的在同一设备中既除尘又脱硫。 
  (3)烟气的预冷却 
  大多数含硫烟气的温度为120~185℃或更高,而吸收操作则要求在较低的温度下(60℃左右)进行。低温有利于吸收,高温有利于解吸。因而在进行吸收之前要对烟气进行预冷却。通常,将烟气冷却到60℃左右较为适宜。常用冷却烟气的方法有:应用热交换器间接冷却;应用直接增湿(直接喷淋水)冷却;用预洗涤塔除尘增湿降温,这些都是较好的方法,也是目前使用较广泛的方法。通常,国外湿法烟气脱硫的效率较高,其原因之一就是对高温烟气进行增湿降温。 
  我国目前已开发的湿法烟气脱硫技术,尤其是燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术,高温烟气未经增湿降温直接进行吸收操作,较高的吸收操作温度,使SO2的吸收效率降低,这就是目前我国燃煤工业锅炉湿法烟气脱硫效率较低的主要原因之一。 
  (4)结垢和堵塞 
  在湿法烟气脱硫中,设备常常发生结垢和堵塞。设备结垢和堵塞,已成为一些吸收设备能否正常长期运行的关键问题。为此,首先要弄清楚结构的机理,影响结构和造成堵塞的因素,然后有针对性地从工艺设计、设备结构、操作控制等方面着手解决。 
  一些常见的防止结垢和堵塞的方法有:在工艺操作上,控制吸收液中水份蒸发速度和蒸发量;控制溶液的PH值;控制溶液中易于结晶的物质不要过饱和;保持溶液有一定的晶种;严格除尘,控制烟气进入吸收系统所带入的烟尘量,设备结构要作特殊设计,或选用不易结垢和堵塞的吸收设备,例如流动床洗涤塔比固定填充洗涤塔不易结垢和堵塞;选择表面光滑、不易腐蚀的材料制作吸收设备。 
  脱硫系统的结构和堵塞,可造成吸收塔、氧化槽、管道、喷嘴、除雾器设置热交换器结垢和堵塞。其原因是烟气中的氧气将CaSO3氧化成为CaSO4(石膏),并使石膏过饱和。这种现象主要发生在自然氧化的湿法系统中,控制措施为强制氧化和抑制氧化。 
  强制氧化系统通过向氧化槽内鼓入压缩空气,几乎将全部CaSO3氧化成CaSO4,并保持足够的浆液含固量(大于12%),以提高石膏结晶所需要的晶种。此时,石膏晶体的生长占优势,可有效控制结垢。 
  抑制氧化系统采用氧化抑制剂,如单质硫,乙二胺四乙酸(EDTA)及其混合物。添加单质硫可产生硫代硫酸根离子,与亚硫酸根自由基反应,从而干扰氧化反应。EDTA则通过与过渡金属生成螯合物和亚硫酸根反应而抑制氧化反应。 
  (5)腐蚀及磨损 
  煤炭燃烧时除生成SO2以外,还生成少量的SO3,烟气中SO3的浓度为10~40ppm。由于烟气中含有水(4%~12%),生成的SO3瞬间内形成硫酸雾。当温度较低时,硫酸雾凝结成硫酸附着在设备的内壁上,或溶解于洗涤液中。这就是湿法吸收塔及有关设备腐蚀相当严重的主要原因。解决方法主要有:采用耐腐蚀材料制作吸收塔,如采用不锈钢、环氧玻璃钢、硬聚氯乙烯、陶瓷等制作吸收塔及有关设备;设备内壁涂敷防腐材料,如涂敷水玻璃等;设备内衬橡胶等。 
  含有烟尘的烟气高速穿过设备及管道,在吸收塔内同吸收液湍流搅动接触 ,设备磨损相当严重。解决的主要方法有:采用合理的工艺过程设计,如烟气进入吸收塔前要进行高效除尘,以减少高速流动烟尘对设备的磨损;采用耐磨材料制作吸收塔及其有关设备,以及设备内壁内衬或涂敷耐磨损材料。近年来,我国燃煤工业锅炉及窑炉烟气脱硫技术中,吸收塔的防腐及耐磨损已取得显著进展,致使烟气脱硫设备的运转率大大提高。
  吸收塔、烟道的材质、内衬或涂层均影响装置的使用寿命和成本。吸收塔体可用高(或低)合金钢、碳钢、碳钢内衬橡胶、碳钢内衬有机树脂或玻璃钢。美国因劳动力昂贵,一般采用合金钢。橡胶或氯丁橡胶),使用寿命可达10年。腐蚀特别严重的如浆池底和喷雾区 ,采用双层衬胶,可延长寿命25%。ABB早期用C-276合金钢制作吸收塔,单位成本为63美元/KW,现采用内衬橡胶,成本为22美元/KW。烟道应用碳钢制作时,采用何种防腐措施取决于烟气温度(是否在酸性露点或水蒸汽饱和温度以上)及其成分(尤其是SO2和H2O含量)。
  日本日立公司的防腐措施是:烟气再热器、吸收塔入口烟道、吸收塔烟气进口段,采用耐热玻璃鳞片树脂涂层,吸收塔喷淋区用不锈钢或碳钢橡胶衬里,除雾器段和氧化槽用玻璃鳞片树脂涂层或橡胶衬里。 
  (6)除雾 
  湿法吸收塔在运行过程中,易产生粒径为10~60m的“雾”。“雾”不仅含有水分,它还溶有硫酸、硫酸盐、SO2等,如不妥善解决,任何进入烟囱的“雾”,实际就是把SO2排放到大气中,同时也造成引风机的严重腐蚀。因此,工艺上对吸收设备提出除雾的要求。被净化的气体在离开吸收塔之前要进行除雾。通常,除雾器多设在吸收塔的顶部。 
  目前,我国相当一部分吸收塔尚未设置除雾器,这不仅造成SO2的二次污染,对引风机的腐蚀也相当严重。脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器,通常为二级除雾器,安装在塔的圆筒顶部(垂直布置)或塔出口的弯道后的平直烟道上(述评布置)。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水,间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3,更不允许超过200mg/m3,否则含沾污和腐蚀热交换器、烟道和风机。 
  (7)净化后气体再加热 
  在处理高温含硫烟气的湿法烟气脱硫中,烟气在脱硫塔内被冷却、增湿和降温,烟气的温度降至60℃左右。将60℃左右的净化气体排入大气后,在一定的气象条件下将会产生“白烟”。由于烟气温度低,使烟气的抬升作用降低。特别是在净化处理大量的烟气和某些不利的气象条件下,“白烟”没有远距离扩散和充分稀释之前就已降落到污染源周边的地面,容易出现高浓度的SO2污染。为此,需要对洗涤净化后的烟气进行二次再加热,提高净化气体的温度。被净化的气体,通常被加热到105~130℃。为此,要增设燃烧炉。燃烧炉燃烧天然气或轻柴油,产生1000~1100℃的高温燃烧气体,再与净化后的气体混对。这里应当指出,不管采用何种方法对净化气体进行二次加热,在将净化气体的温度加热到105~130℃的同时,都不能降低烟气的净化效率,其中包括除尘效率和脱硫效率。为此,对净化气体二次加热的方法,应权衡得失后进行选择。
  吸收塔出口烟气一般被冷却到45~55℃(视烟气入口温度和湿度而定),达饱和含水量。是否要对脱硫烟气再加热,取决于各国环保要求。德国《大型燃烧设备法》中明确规定,烟囱入口最低温度为72℃,以保证烟气扩散,防止冷烟雾下沉。因吸收塔出口与烟囱入口之间的散热损失约为5~10℃,故吸收塔出口烟气至少要加热到77~82℃。据ABB或B&W公司介绍,美国一般不采用烟气再加热系统,而对烟囱采取防腐措施。如脱硫效率仅要求75%时,可引出25%的未处理的旁通烟气来加热75%的净化烟气,德国第1台湿法脱硫装置就采用这种方法。德国现在还把净化烟气引入自然通风冷却塔排放的脱硫装置,籍烟气动量(质量速度)和携带热量的提高,使烟气扩散的更好。
  烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式两种形式。蓄热式工艺利用未脱硫的热烟气加热冷烟气,统称GGH。蓄热式换热器又可分为回转式烟气换热器、板式换热器和管式换热器,均通过载热体或热介质将热烟气的热量传递给冷烟气。回转式换热器与电厂用的回转式空气预热器的工作原理相同,是通过平滑的或者带波纹的金属薄片载热体将热烟气的热量传递给净化后的冷烟气,缺点是热烟气会泄露到冷烟气中。板式换热器中,热烟气与冷烟气逆流或交叉流动,热交换通过薄板进行,这种系统基本不泄露。管式加热器是通过中间载体水将热烟气的热量传递给冷烟气,无烟气泄露问题,用于年满负荷运行在4000~6500h的脱硫装置。
  非蓄热式换热器通过蒸汽、天然气等将冷烟气重新加热,又分为直接加热和间接加热。直接加热是燃烧加热部分冷烟气,然后冷热烟气混合达到所需温度;间接加热是用低压蒸汽(≥2×105Pa)通过热交换器加热冷烟气。这种加热方式投资省,但能耗大,使用于脱硫装置年运行时间4000h-6500h的脱硫装置。
  (8)脱硫风机位置的选择
  安装烟气脱硫装置后,整个脱硫系统的烟气阻力约为2940Pa,单靠原有锅炉引风机(IDF)不足以克服这些阻力,需设置一助推风机,或称脱硫风机(BUF)。脱硫风机有四种布置方案。
  脱硫引风机处于低烟温段,风机容量相当,由于风机位于再热器后,烟气中水份得到改善,对风机防腐无特殊要求。脱硫系统在负压下运行,有利于环境保护。
  (9)石灰石制备系统将块状石灰石应用干磨或湿磨研磨成石灰石粉,或从石粉制造厂购进所需要的石灰石粉,由罐车运到料仓存储,然后通过给料机、输粉机将石灰石粉输入浆池,加水制备成固体质量分数为10%-15%的浆液。对石灰石粉粒度要求一般是90%通过325目筛(45m)或250目筛。石灰石纯度须大于90%。工艺对其活性、可磨性也有一定的要求。
  (10)氧化槽氧化槽的功能是接受和储存脱硫剂、溶解石灰石,鼓风氧化CaSO3,结晶生成石膏。循环的吸收剂在氧化槽内的设计停留时间一般为4-8min,与石灰石反应性能有关。石灰石反应性能越差,为使之完全溶解,则要求它在池内滞留时间越长。氧化空气采用罗茨风机或离心风机鼓入,压力约5×104-8.6×104Pa一般氧化1mo1SO2需要1mo1 O2。 
  7、湿法烟气脱硫技术的进展
  早在英国产业革命后的十九世纪末,人们就开始应用含碱性物质的泰晤士河河水,洗涤燃煤烟气净化SO2。在本世纪三十年代,人们开始应用CaO作吸收剂,湿法脱除烟气中的SO2。本世纪七十年代初,第一套湿法洗涤烟气脱硫装置诞生于美国。从七十年代初到本世纪末的30年里,针对湿法烟气脱硫洗涤系统,尤其是脱硫塔易结垢、堵塞、腐蚀以及机械故障等一系列的弊病,日本、美国及德国对湿法烟气脱硫开展了深入不间断的的研究,在脱硫效率、运行可靠性和成本方面有了很大的改进,运行可靠性可达99%。到目前为止,湿法烟气脱硫技术已经成熟,并步入实用化阶段。在最近30年内,湿法烟气脱硫技术每隔10年就攀升一个新的台阶,取得了新的进展。
  (1)起步阶段---第一代烟气脱硫(70年代初--70年代末)1970年美国颁布了空气净化法,要求新建燃煤发电厂SO2的排放量控制在516mg/Nm3以下,以法律手段强制燃煤发电厂安装烟气脱硫装置,削减SO2排放量。七十年代初,以湿法石灰石为代表的第一代湿法烟气脱硫技术开始在电厂应用。从七十年代初到七十年代末,主要湿法烟气脱硫技术有湿法石灰石/石灰法、湿法氧化镁法、双碱法、钠基洗涤、碱性飞灰洗涤、柠檬酸盐清液洗涤、威尔曼--洛德法等。第一代烟气脱硫多安装在美国和日本。第一代烟气脱硫技术的主要特点是:吸收剂和吸收装置种类众多,投资和运行费用很高,设备可靠性和系统可用率较低,设备结垢、堵塞和腐蚀最为突出,脱硫效率不高,通常为70-85%,大多数烟气脱硫的副产物被抛弃。
  (2)发展阶段---第二代烟气脱硫(80年代初--80年代末)在80年代初,西方发达国家SO2排放标准日趋严格,批准了执行SO
2削减计划,促使烟气脱硫技术进一步发展,烟气脱硫出现了第二代高峰。烟气脱硫技术得到了迅速推广。1979年美国国会通过了“清洁空气法修正案”(AAA1979),确立了以最小脱硫效率和最大SO2排放量为评价指标的新标准,由此,80年代第二代烟气脱硫系统进入商业化应用。第二代烟气脱硫以干法、半干法为代表,主要有喷雾干燥法、LIFAC、CFB、管道喷射法等。在这个阶段,湿法石灰石/石灰法得到了显著的改进和完善。在解决结垢、堵塞、腐蚀、机械故障等方面取得了显著的进展。第二代湿法烟气脱硫技术的主要特点是:湿法石灰石洗涤法得到了进一步发展,特别在使用单塔、塔型设计和总体布局上有较大的进展。脱硫副产品根据不同国情可生产石膏或亚硫酸该混合物,德国、日本的烟气脱硫大多利用强制氧化使脱硫副产品转化为石膏,而美国烟气脱硫副产品大多堆放处理;基本上都采用钙基吸收剂,如石灰石、石灰和消石灰等;湿法石灰石洗涤法脱硫效率提高到90%以上;随着对工艺理解的深入,设备可靠性提高,系统可用率达到97%;由于脱硫副产品是含有CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应吸收剂的混合物,故脱硫副产品的处置和利用,成为80年代中期发展干法、半干法烟气脱硫的重要课题。喷雾干燥法在发展初期,脱硫效率仅为70-80%,经过不断完善,到后期通常能达到90%,系统可用效率较好,副产品商业用途少。烟道内或炉内喷钙的脱硫效率只有30-50%,系统简单,负荷跟踪能力强,但脱硫吸收剂的消耗量大。
  (3)成熟阶段---第三代烟气脱硫(90年代初--90年代末)1990年美国国会再次修订了“清洁空气法”(CAAA1990),新的修正案要求现有电厂减少SO2的排放量,到2002年1月1日,SO2总排放量比1990年SO2排放量减少900万吨。1990年以来,美国燃煤发电厂使用的第三代湿法烟气脱硫,均为脱硫效率≥95%的石灰石湿法工艺,脱硫副产品石膏实现商业化应用。第三代烟气脱硫技术的主要特点如下:
  投资和运行费用大幅度降低,性能价格比高,喷雾干燥法烟气脱硫需要量大大减少,各种有发展前景的新工艺不断出现,如LIFAC、CFB、电子束辐照工艺,NID工艺以及一些结构简化、性能较好的烟气脱硫工艺等。这些工艺的各种性能均好于第二代,而且商业化、容量大型化的速度十分迅速;湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展。
  第三代湿法烟气脱硫通过工艺、设备及系统多余部分的简化、采用就地氧化、单一吸收塔技术等,不仅提高了系统的可靠性(95%)和脱硫效率,而且初期投资费用降低了30-50%。同时脱硫副产物回收利用的研究开发,也拓展了商业应用的途径。
到1995年,世界各国使用的烟气脱硫装置总共大约有760套(250GW)。其中湿法是应用最普遍的烟气脱硫系统,占总量的84%,特别是石灰石/石灰湿法占70%,安装湿法烟气脱硫装置最多的国家是美国,大约为200多套;其次是德国,大约为150套;日本居第三位,大约为45套。 
  湿法烟气脱硫技术经过30年的研究发展和大量使用,一些工艺由于技术和经济上的原因被淘汰,而主流工艺石灰石/石灰--石膏法,得到进一步改进、发展和提高,并且日趋成熟。其特点是脱硫效率高,可达95%以上,可利用率高,可达到98%以上。可保证与锅炉同步运行;工艺过程简化;系统电耗降低,投资和运行费用降低了30-50%。
  (4)我国湿法烟气脱硫的现状和发展
  我国对烟气脱硫技术的研究与开发,始于70年代。到90年代,已进行了四种烟气脱硫的试验研究(活性炭磷铵肥法、旋转喷雾干燥法、简易石灰喷雾法和石灰石三相硫化床法的中试规模)。90年代,我国先后从国外引进了各种类型的烟气脱硫技术,在六个电厂建造了烟气脱硫示范工程,并已投入工业化运行。近年来我国也加大烟气脱硫国产化的力度,并已取得了突破性进展;
  我国政府在最近10年内,颁布了一系列有关燃煤发电厂SO2污染控制法规、条例及排放标准。严格的法规和排放标准,是治理SO2污染和控制的重要推动力。
  (5)国家有关脱硫方面的法律、法规
  《大气污染防治法》针对火电厂提出了“在城市市区内新建火电厂,应当根据需要和条件,实行热力与电力联合生产”、“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业,属于新建项目不能采用低硫煤的,必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施,属于已建企业不用低硫煤的,应当采取控制二氧化硫排放、除尘的措施。国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术”。
  在《火电厂大气污染排物放标准》(GB13223-1996)中对火电厂二氧化硫控制划分了三个时间段,根据不同的时间段提出了不同的控制要求。对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂(第三时段),在继续并从严实行全厂排放总量控制的基础上增加了烟囱浓度控制限制,并与“两控区”和煤的含硫量挂钩。煤的含硫量大于,最高允许排放浓度2100mg/Nm3小于或等于1%时为1200mg/Nm3,即要求处于“两控区”的电厂煤的含硫大于1%时必须脱硫。但对于1%以下含硫量的电厂,还要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地环境质量的要求通过环境影响评价后确定是否脱硫。
  在1998年1月国务院以国函〔1998〕5号文批复的国家环保局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》中要求“两控区”内火电厂做到:到2000年达标排放;除以热定电的热电厂外,禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂;新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂,必须建设脱硫设施;现有燃煤含硫量大于1%的电厂,要在2000年前采取减排措施;在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他有相应效果的减排二氧化硫措施。另外,新修订的“大气法”对SO2的排放要求更加严格。

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