1、1提高湿法脱硫效率的措施及经济性分析摘要：新火电厂大气污染物排放标准规定了严格的 SO2 排放限值，对脱硫机组来说较难达到该限值，本文针对石灰石湿法烟气脱硫技术，介绍了多种提高脱硫效率的措施，分析了它们适合的情况，经济性以及提升脱硫效率幅度。 关键词：SO2；湿法脱硫；脱硫效率；经济性 中图分类号：TF704.3 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2013）06-0-02 一、SO2 排放标准 2011 年，我国颁布了新的火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）1，重新调整了现有和在建火电厂大气污染物排放浓度限值，增设了大气污染物特别排放限值。与旧标准相比，新标准对SO2
2、 的排放浓度限值更加严格，它规定现有火力发电锅炉，自 2014 年 7月 1 日起，SO2 排放浓度限值为 200mg/m3，对于广西壮族自治区、贵州省、四川省和重庆市的火力发电锅炉执行 400mg/m3 标准。新建锅炉自2012 年 1 月 1 日起，执行 100mg/m3 标准，广西、贵州、四川和重庆为200mg/m3。对于重点地区，则要执行极其严格的特别排放限值，无论现有还是在建燃煤锅炉，都要达到 50mg/m3 的限值。 二、脱硫技术现状 目前，全世界投入商业运行的脱硫技术有十余种，其中石灰石-石膏2湿法脱硫是应用最广泛技术。该方法技术成熟，运行可靠，脱硫效率可达 90%98%，在我国
3、已投运的烟气脱硫机组中，石灰石-石膏湿法脱硫技术约占 92%。 三、提高脱硫效率的措施 1.合理控制浆液 pH 值 在 FGD 系统中，浆液的 pH 值是一个关键的参数，主要是通过调节吸收剂浓度和新鲜浆液的供应量来控制。它对脱硫效率、石灰石的溶解速率以及利用率、石膏的品质、系统的安全运行等都有影响。 一般来说，增大浆液 pH 值能够提高系统的脱硫效率，但浆液 pH 值不宜过大，这样会增大石灰石的消耗量，降低其溶解速度，抑制 SO32-的氧化，不利于石膏结晶，影响系统的安全运行。在 FGD 系统实际运行中，石灰石浆液的 pH 值一般维持在 5-6 之间。 以某 300MW 机组的 FGD 系统为
4、例2，其他条件不变，改变浆液 pH值对脱硫效率、钙硫比和石灰石消耗量的影响如表 1 所示。 从表 1 可以看出，提高浆液 pH 值脱硫效率增加，但钙硫比和石灰石的消耗量也增加，从而增加了 FGD 系统的运行费用。若石灰石粉的成本按每吨 250 元计算，浆液 pH 值每增加 0.2，多花费的费用为 40-60 元/h。若 FGD 系统全年运行时间为 7000 小时，那么 pH 值每提高 0.2 运行成本将增加 28-42 万元。若扣除排污费用，差距可减少 2/3。笔者认为，浆液 pH 的调节要综合多种因素，小幅提升脱硫效率用提升浆液 pH 值的方法较为合适，浆液 pH 太大则经济性较差，且对安全
5、运行不利。 2.优化循环泵的运行方式 3在 FGD 系统运行过程中，可以根据入口烟气负荷和煤的含硫量来选择循环泵的开启数量和组合方式，不仅可以使脱硫效率维持在较高水平，可以减少系统的耗电量。其中，泵的投入数量影响了系统的液气比大小，液气比是影响湿法脱硫效率的重要因素。实验表明，增大液气比能够提高脱硫效率，但同时石灰石的消耗量，系统的电耗也会增加。一般来说，浆液的液气比取在 16-18 之间较宜。 以某 300MW 机组的 FGD 系统为例3，100%烟气负荷，入口烟气量和入口 SO2 浓度不变，4 层喷淋对应 4 台相同的循环泵，其中三台运行一台备用，改变循环泵的组合方式，其脱硫效率和耗电量如
6、表 2 所示。 从表 2 可以看出，增加一台循环泵，脱硫效率提升了 5%-10%，但相应的脱硫成本增加了 160-220 元/h。使用相同数量的泵之间脱硫效率和电费也有差距。扣除排污费用，成本增加了 15-60 元/h。实际运行中可根据入口 SO2 浓度，烟气流量，SO2 的排放要求等因素来决定循环泵的组合方式，使 FGD 系统较为经济的运行。笔者认为，改变循环泵运行方式来提高脱硫效率的方法较为灵活，比较适用于负荷或煤种变化的情况。 3.提高石灰石品质 石灰石的品质主要包括纯度、细度、活性。脱硫使用的石灰石通常要求 CaCO3 的含量不低于 90%，含量若太低，其中的杂质会对系统的运行造成影响
7、，降低石膏的品质，同时也增加了石灰石的消耗量，从而增加脱硫成本。石灰石颗粒越细，就越有利于 SO2 的吸收和石膏品质的提高，但这会增加耗电量和钢球的消耗量，细度过小从经济上讲得不偿失。通常要求的石灰石粉通过 325 目筛的过筛率达到 90%。石灰石的活性越高，4脱硫反应速率越快，脱硫效率越高，吸收剂的利用率也越高。因此，在电厂在购买石灰石时，应注意对石灰石的检测。 4.加入添加剂 国内外的研究表明4，在 FGD 系统中加入某些添加剂能够有效的提高脱效率。添加剂可分为有机添加剂，无机添加剂和复合添加剂。添加剂的投入可以促进石灰石的溶解，缓冲浆液 pH 值，促进 SO2 的吸收，能够在投入较少循环
8、泵和低液气比下维持较高的脱硫效率，从而可以降低了 FGD 系统的成本。 以某电厂 600MW 机组脱硫系统为例5，投入己二酸，在不同循环泵的组合方式和工况下，脱硫效率可稳定提高 2%以上，并且能节约脱硫系统的成本。在机组全年负荷均匀波动和大负荷运行时，投入己二酸，系统总成本可分别减少 107.9 万元和 205.2 万元。机组在较高和较低负荷时，加入己二酸节能效果最显著。 另有一电厂 600MW 机组加入某型号添加剂后，脱硫效率和增加一台循环泵时相同，脱硫效率比不加添加剂时高出 8%。经计算，该机组的脱硫系统使用这种型号添加剂一年，可节省电费 230 余万元，节约石灰石费用 12 万元，除去使
9、用增效剂的费用 107 万元，每年可产生经济效益135 万元6。 由以上例子中可以看到，添加剂对提高脱硫效率和降低运行成本都有显著的效果。 5.增容改造 当实际使用煤种的含硫量远大于设计煤种含硫量，仅仅通过投入添5加剂，控制浆液 pH 值，改变循环泵组合方式等方法不能满足 SO2 排放限值的要求，则需要对脱硫系统进行脱硫改造。湿法脱硫系统的增容改造主要有以下几种方法： （1）改造吸收塔。在原有基础上进行改造，主要是增大吸收塔高度，改造喷淋层，增加喷淋层数和浆液池的容积，增加氧化空气量等。贵州华电大龙发电有限公司 2300MW 机组采用吸收塔改造的方法后7，燃烧含硫量达到 4.5%的煤，脱硫效率
10、可达 97%。该方法投资较小，对场地要求小，脱硫效率提升大，单需要机组停机才能进行改造，一般为 70 天左右。 （2）双吸收塔联。即增加一个辅塔，与主塔串联处理烟气，脱硫效果提升显著。但受场地限制，改造成本较大，增加了运行成本。适合中、高硫煤的增容改造项目。 （3）重建吸收塔。拆除原有吸收塔及其设备，重建大容量系统。原脱硫系统无法使用，可考虑此法。该法投资大，工期长，停炉造成的损失大。 四、结论 以上方法都能或多或少提高湿法脱硫效率，它们使用情况不同，经济性相差较大。电长在选择提高脱硫效率措施时要综合多方面因素，例如经济性、可行性、场地等，根据实际情况，选择适合的脱硫提效技术。参考文献： 1G
11、B132232011，火电厂大气污染物排放标准S.北京：中国环6境科学出版社，2011. 2何育东.火电机组烟气脱硫装置运行优化J.热力发电，2010，39（4）：4-6. 3朱予东，王天龙，周黎明，等.WFGD 系统脱硫塔喷淋层组合优化分析J.电力科学与工程，2012，28（9）：63-67. 4宋华，王雪芹，等.湿法烟气脱硫技术研究现状及进展J.化学工业与工程，2009，25（6）：455-459. 5李超.湿法脱硫系统增效节能研究J.东北电力技术，2012， （5）：4-7. 6彭桂云.脱硫增效剂在电厂的应用J.华电技术，2011，33（7）：65-67. 7张雷.石灰石/石膏湿法烟气脱硫增容改造主要方案与应用实例J.电力与能源，2011.
