第１９卷第２期电站系统工程Ｐｏｗ∞ｓｙｓｔｃｍＶｂｌ＿１９№．２ＭⅡ．２００３Ｉ２舳３年３月文章编号：１００５—００６ｘ（２００３）０２一００４０—０３Ｅ１ｌｇｉｎｅ耐ｎｇ中小电站锅炉半干法烟气脱硫技术哈尔滨工业大学山东大学摘董勇秦裕琨马春元李玉忠田凤国要：详细介绍了国外ＧｓＡ、∞ＦＧＤ、ｕＦＡｃ三种半干法烟气脱硫工艺的技术定义、性能指标、经济性以及运行特点ｒ对开发适台我国国情的半干法烟气脱硗工艺具有重要的借鉴意义．关键词：烟气：脱硫；半干法中国分类号：）（７０１．３文献标识码：ＡＳｅｖｅ髓ｌＳ皿１ｉ．ｄｒｖｎｕｅＧ嬲ＤｅｓｕＩｆｕｒｉｚ８ｔｉＯｎＰｍｃ鹤ｓｆｏｒＰｏｗ盯ＰｌａｎｔＤｏＮＧＹｏｎｇ，ＭＡＣｈ仰讲ｌ触，ＵＹｕ・血佃ｇ，订口ｆ．ｏｐｅｒ“ｏｎｃｈａｒａｃｔｅｄｓｄｃｏｆｓｅｖｅｒａｌｏｖｅｒｓｅ如ｓｅＩＩｌｉ－ｄｒｙｄｅｓｕｌ舢妇撕ｏｎｐｒｏｃｅｓｓ（ｇ越ｓｕｓｐｃｎｓｉ叩ａｂｓｏｒｐｄ∞，ｃｏｎ丘ｎｃｄｚ彻ｅｄｉＳｐｃ耐ｏｎｎｕｅｇａｓｄｅｓｕｌｈ城ｚ“ｏｎ，ａＩＩｄ１ｉｍｅｓｍｎｅ侧ｅｃｄ锄ｉｌＩｔ０吐ｌｃ缸ｍａｃｅ粕ｄａｃＩｉｖ撕锄ｏｆｃａｌｃｉｕｍｏｘｉｄｅ）ａｒｅｉｎｎＤｄｕｃｅｄ．Ａｂｓｔｒａｃｔ：１１１ｃｔｃｃｈｎｏｌｏｇｙｄｃｆ．ｍｉｄｏｎ，ｐｅｒｆｂｎｎａｎｃｅ，ｅｃｏｎｏｍｉｃｓａｎｄＫｅｙｗｏｒｄｓ：ｎｕｅｇ硒；ｄｅｓｕ蹦ｚ蚯叩；ｓｅＩｌｌｉ—ｄＩｙ半干法烟气脱硫技术由于具有初始投资低、运行费用低、系统相对简单、脱硫后烟气无须加热、脱硫效率较高以及适合机组改造等一系列优点，巳成为电厂锅炉烟气脱硫技术领域的研究热点之一．国家环保总局、国家经济贸易委员会、科学技术部于济性及运行特点。ｌＧｓＡ工艺（烟气悬浮吸收脱硫技术）１．１技术定义Ｇａｓｓｕｓｐ髓耐０ｎＡｂｓｏｒｐ血ｍ（ＧＡｓ）工艺是一种以石灰石２００２年联合发布了“燃煤二氧化硫排放污染防治技术”，本技术是为实现２００５年全国二氧化硫排放量在２００２年基础上削减ｌＯ％，。两控区”二氧化硫排放置减少２０％，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。在本技术中，规定了燃用含硫量低于２％的煤的中小电厂锅炉（＜２００Ｍｗ）．或是藉余寿命低于１０年的老机组建设烟气脱硫时，烟气脱硫的技术路线是：在保证达标排放，并满足ｓ０２排放总量控制要求的前提下，宜优先考虑用半干法、千法或其他费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在７５％以上，投运率应保证在电厂正常发电时间的９５％以上。目前，我国的半千法烟气脱硫技术研究处于刚刚起步阶段，在实验室研究的基础上，各地相继实施了一批中小锅炉半干法烟气脱硫示范工程。但是，开发适合我国国情的半干法烟气脱硫工艺以及设备大型化是目前的重要任务。国外研究者从十多年前开始进行了半干法烟气脱硫技术研究，并开发出了多种半干法脱硫工艺，作为石灰石－石膏湿法脱硫技术的有益补充，已投人商业运行，并积累了丰富的运行经验．８０年代末美国能源部为配合洁净空气法案，实施了“洁净煤技术计划”．针对燃煤的生产到燃烧过程的各个环节带为吸收剂的半干法脱硫技术。烟气与雾化的石灰浆液充分接触以脱除二氧化硫。反应副产品为亚硫酸钙和硫酸钙。ＧｓＡ工艺的关键之处是大量覆盖着新鲜石灰浆液的灰的再循环，这些干灰作为脱硫反应的媒体。这种工艺的传热、传质特性优于传统的半干法工艺。１．２ＧｓＡ系统工艺流程工艺流程如图１所示。ＧＳＡ系统中有一个竖直的反应器，在反应器内烟气与由石灰、反应产物和飞灰组成的悬浮颗粒充分接触，并进行反应。约９９％的悬浮颗粒经旋风除尘器分离后送回反应器．旋风除尘器的出口烟气经过电除尘器或布袋除尘器后排空。由ｃａ（ｏＨｂ制成的石灰浆液在反应器底部由一个喷嘴喷人。石灰浆液中的水量由出口烟气温度的在线测量来控制。来的污染进行污染技术开发。在“环保控制设备”专题中，开发了３种半干法烟气脱硫工艺——烟气悬浮吸收脱硫技术（ＧｓＡ）、有限区域弥散烟气脱硫技术（ｃｚＤ—ＦＧＤ）、炉内喷人石灰石氧化钙活化脱硫技术（ｕＥＡｃ）。本文详细介绍了这几种半干法烟气脱硫工艺的技术定义、性能指标、经图ｌ去联坜ＧｓＡ系统工艺蕊程图Ｐｌ锄ｔ建造了一套ｌＯＭｖ的ＡｉｒＰｏｌ公司与ＴｖＡ以及美国能源部共同台作，于１９９０年在下性的ｓｈａｗｎ∞Ｆｏｓ虹ｌＧＳＡ＿ＦＧＤ示范工程。１．３技术特点收稿日期：２０她０６＿０４董勇（１９６７一）．男．剐教授．博士生．捕舱工程专业．１５０００１万方数据 第２期董勇等：中小电站锅炉半干法烟气脱硫技术４ｌ（１）浆液雾化方式。ＧｓＡ与其它半干法相比，在雾化方式上最大的区别是石灰浆液喷人的方式和ｓ０２吸收的方式。ＧＳＡ用低压力的双流体喷嘴；吸收二氧化硫是在悬浮物料的湿表面上．并且有较高的传热、传质效果：石灰浆液和水喷人只用一个雾化喷嘴；循环物料直接进入反应器，所以避免了喷嘴的磨损腐蚀问题或物料循环量的技术。（２）石鲫物料再循环。用过的石灰进行再循环是半干法脱硫工艺的—个趋势。大多数半干法工艺中再循环工艺有—个灰处理系统进行灰输送和储存。引进循环物料的方法是新鲜的石灰浆液中混合需要再循环的灰，结果是由于浆液中灰的存在．很容易在浆液管路中发生沉淀现象以及额外的喷嘴磨损。在ＧｓＡ工艺中的物料再循环是由旋风分离器下的物料分配箱来实现的，物料分配箱直接把物料引人反应器。Ｏ）高的吸收效率。ＧＳＡ反应器能够承受塔内高浓度的再循环物料，物料浓度能达到４５８～１８３０ｇ肿ｍ３。这些悬浮颗粒为石灰浆液（附着在颗粒表面）和烟气提供了很大的接触面积，较高的接触面积使ＧｓＡ工艺可以达到接近湿法脱硫的性能水平。（４）石灰耗量少。由于反应塔内高的循环倍率和精确工艺控制使得ＧｓＡ反应器有较高的石灰利用率。石灰利用率越高（高达８０％）石灰耗量将越少。此外，较低的石灰耗量同时降低了系统产生的副产品的数量。（５）运行费用低。与以往半干法工艺不同，ＧｓＡ系统内部没有运转部件，能保证设备相对连续、无须维护地运行。喷嘴孔径比传统半千法中的大，很少堵塞，喷嘴磨损也很低。如果要更换，只需几分钟时间。旋风分离器也没有运转部件。（６）内部无结垢。由于反应器内是颗粒流化床，所以反应器内壁面受到悬浮颗粒的连续冲刷，避免了结垢。而传统的半干法工艺中，内壁面是结垢的。同时在设备任何部分没有｛显，干交界面，避免了严重的腐蚀同题。仃）占地面积步。由于反应器内具有较高的悬浮浓度，所以反应时间相对较短。相对于传统半干法的塔内速度１２～１．８州ｓ，反应时间１０～１２ｓ，ＧｓＡ为矗ｌ～６１７ｎ√ｓ、２．５ｓ。因此ＧｓＡ反应器的直径相对减小。（８）能够脱除重金属．在丹麦垃圾焚烧电厂的试验结果表明，ＧｓＡ工艺不仅能够脱除烟气中的酸性气体，而且也能脱去重金属，如汞、镊、铅。ＧｓＡ工艺的这种能力，已在ｃＥＲ的试验中得到验证。１．４性能指标１．４．１环保性能（１）ｃ娟是影响脱硫效率的最重要的参数，其次是ＡＡｓＴ（近绝热饱和温度），再次是氯台量。（２）ＧｓＡ配备ＥｓＰ（电除尘器）时，ｃａ，ｓ＝１．３、从ｓＴ＝８‘Ｆ、ｃＩ化物为Ｏ．０４％时，达到９０％脱硫效率＃ｃａ，ｓ＝１．４、ＡＡＳＴ＝１８下、氯化物为０．１２％时，达到９０％脱硫效率：总除尘效率为９９．９％；配备啪Ｈ（脉冲式布袋除尘器）时，ｃ娟＝１．４、ＡＡｓＴ兰１８．Ｆ、氯化物为０．１２％时，达到９６％脱硫效率，比ＧｓＡ，ＥｓＰ提高３％～５％；平均除尘效率９９．９９％。（３）Ｇｓ煅Ｐ和ＧｓＡ，ＰｍＨ能脱除９８％的Ｈａ、９６％的ＨＦ、９９％的稀有金属。ｌ４．２运行性能（１）ＧｓＡ，ＥｓＰ工艺石灰利用率为６６．１％，ＧｓＡ，ＰｍＨ工艺石灰利用率为７０．５％．万 方数据需嘈碘利＋＇宦却芦用———１■一４２电站系统工程２００３年第１９卷总造价。连续运行数据分析表明．石灰浆液利用率受到两个关键参数影响：脱硫效率和石灰浆液浓度。对于在ｓｅｗａｒｄ电厂的运行条件．脱硫效率为４０％～５０％，石灰或白云石灰浆液浓度为６％～８％，化学计量比为２～２．５时，石灰利用率为４０％～５０％。假定石灰纯度为９２％，１．９—２４ｔ石灰可脱除ｌｔｓ０２。运行表明，干燥和ｓ０２吸收时间为２ｓ，需要大约３４ｍ长水平赢烟道；ｃ丑肝ＧＤ对自动控制运行有良好的适应性。然而，为了保证稳定脱硫以及避免颗粒沉积在烟道上，需要进行烟道改造。２．３．３经济性对于５００ＭⅣ机组，当燃煤含硫量４％、脱硫效率５０％时，投资费用小于￥３眦ｗ，运行费用￥３０帆ｓ晚。２．３，４商业应用ｃｚＤ，ＦＧＤ工艺可以用于已有电厂改造．也可用于新电厂的脱硫装置．而且适应燃煤含硫量范围很宽。Ｇｍ，ＦＧＤ系统造价为￥２５～５呱ｗ或约为传统湿法脱硫系统造价的１／４。除了低造价之外，还有占地面积少、改造容易、低能耗、全自动运行、废弃物无毒可以任意利用等。３Ｌ瞰ｃ（炉内喷入石灰石氧化钙活化脱硫技术）３．Ｉ技术描述在锅炉上部靠近过热器处将粉末状的石灰石由气力吹人锅炉，与炉内的ｓ０２反应。石灰石被煅烧成ｃａＯ，并在下游的增湿反应器内进～步吸收ｓ０２。在竖直的反应室内，雾化的水开始一系列的化学反应，使得ｓ０２被吸收。在离开反应器之后，吸收剂连同飞灰很容易地在Ｅｓｐ内分离Ｆ来。从反应器和ＥｓＰ下来的吸收物质被重新循环到反应器内，以便提高效率。这种工艺产生的废物呈干态，比传统湿法脱硫工艺中产生的泥浆易于处理。本技术能使那些空问受到的电厂可以应用高硫煤，通过本工艺可以达到７５％～８５％的脱硫效率，并产生一种干的适合废弃的固体废物。本工艺是由Ｔ细ＤｅＩＩａＰｏｗｅｒ公司和ＩｃＦＫａｉｓｅｒ公司开发的。３．２工艺流程（见圈３）山‘烟囱图３ｕＦＡｃ工艺流程３３性能指标（１）环保性能。（Ｄ在ｃ娟＝２．０、ＡＡＳｌ可～１２‘Ｆ、石灰石粒度８０％小于３２５目时，脱硫效率为７０％。②在石灰石粒度８０％小于２００目、ｃ鹕＿２．０、从ｓＴ；７～１２下，脱硫效率降低１５％。③影响脱硫效率的４个重要参数是石灰石粒度、ｃ“ｓ，ＡＡＳＴ和ＥｓＰ灰循环率。④ＥＳＰ灰循环率受到系统结构参数的。在ｃａ，Ｓ．２．Ｏ（细石灰石）时，提高灰循环率并维持从ｓ１笛。Ｆ．可以达到８５％的脱硫效率。⑤在稳定运行情况下，ｕＦＡｃ不影响ＥｓＰ效率。⑥飞灰和底部灰是干态，并很容易在垃圾厂处理。增加的固体废弃物可由万 方数据以下确定，大约４．３ｔ石灰石要脱除１．０ｔｓ０２。（２）运行性能。长期试验表明，在正常锅炉运行范围内，可以维持７０％或更大的脱硫效率。锅炉底部灰轻微增加，但是对电厂基础以及除灰系统没有负面影响。产生的固体废物是飞灰和钙基组分的混合物，在当地垃圾厂易于处置。ｕＦＡｃ系统被证明具有很高的可操作性，因为几乎没有运转部件．并且容易运行，当用细石灰石（８０％小于３２５目）运行时，吹灰器周期由６ｈ降到４．５ｈ：自动控制系统使得ＬⅡ’Ａｃ系统很容易启动、停车及正常运行；底灰数量少量增加，但是对灰处理系统没有清投影响。（３）经济性。ｕＥ＾ｃ的建造费用比喷雾干燥脱硫系统、湿法脱硫系统都低。造价随机组大小和反应器数量而变化。例如，在ｗｈｉｔｅｗａｔｅｒⅦ１ｃｙ电站（６５Ｍｗ）设计为单塔．造价为￥９９，ｋｗ；在ＳｈａⅡｄ电站（１５０Ｍｗ），设计为单塔，造价为￥７６ｆｋｗ；在ｓｈ柚ｄ电站（３００Ｍｗ），设计为双塔，造价为￥６矶ｗ（１９９４年价格）。此外，石灰石破碎约占ｕＲＡｃ运行费用的一半。假定７５％脱硫效率，ｃａ，ｓ＝２．Ｏ、石灰石中含ｃａｃｑ９５％，需要４＿３ｔ石灰石脱除ｌｔｓｏ！。假定石灰石造价为￥１５＾，则ｕＦＡｃ的运行费用为￥６５＾ｓ０２。（４）商业应用。在加拿大、中国、芬兰、俄罗斯和美国，有１０套ｕＦＡｃ装置在运行。在ＲｉｃｈｍｏｎｄＰｏｗｅｒ＆“２ｈｔ的ＬＩＦＡｃ是燃用高硫煤（２．０％～２．９％）电厂的第一套装置。其余电厂的ｕＦＡｃ系统都燃用含硫量较低的烟煤和褐煤（Ｏ．６％～１．５％）。４结束语综上所述，ＧｓＡ、ｃ丑班＇ＧＤ和ｕＦＡｃ三种半干法脱硫技术具有的共同特点是初始投资省、运行费用低、系统简单、适合新上机组脱硫和老机组改造，具有明显的经济性。国外的这些技术为我们提供了成功的经验．但是，这些技术的国产化还有很长的一段路要走，国内研究人员应当积极抓住当前支持的太好时机，充分吸收国外半千法烟气脱硫技术的核心，结合当前国内机组的现状，开发出拥有自主知识产权适合中国国情的、先进的脱硫技术。口参考文献【１】赵旭东．马春元，董勇，等．７５仉－锅炉裂循环流化床烟气脱硫装置研制及应用Ｕ】中国电力．２００２（３）：６２．嘲ＦＢ｝鼬，ＢＢＢｈａｇ吐ＳＫＭ∞ｄｌ叫‘ＶＭＮ肾帅。正甜ｄｆＴｈｅｏｅ锄Ｃ∞ｌ１‰ｄ啊ｎｑ辨ｍ１仉ＭＷｂＤｅｍ∞锄６蚰ｏｆＧ缸ｓｕ３ｐｅ∞ｉ∞Ａｂ５Ｈｐｒｉ饥缸Ｆｌ眦Ｇ扯Ｄｃ圳缸ｉｚａｔｉｏⅡ【Ｒ】Ｕｓ脚帅ｎ蛐１０ｆＥｎｑ甜Ｒ叩０ｒｔｃ０ＮＢ９５０９１７０．【３ｌＳＫＭ缸曲肌ＬＴ＾Ｂｕｍ吼ＶＭＮｏ州ｏｏｄ．１ｏ＿ＭｗＤ锄∞ｓ廿ａｄ肌ｏｆｔｈｅＡｊｒ附Ｇ邓Ｓ１呵舢ｉ咖【ｃ】ｔ螂Ｓ０２Ｃ呲ｍｓｙＩ“Ｐ０ｓ呱ｌ辨３２３．”．【４】ＪＪＢ砸ｓｔａ＇盯ｄｊ．Ｄｅｍ伽ｇⅡ“∞ｏｆＢ∞｝肥ｌ’ｓｃｏｎｍ埘ＺｏｎｄｅＤｉ警孵ｉ伪ｌＰｒｏｏ嘲砒吣埘伽Ｉｊ８日托埘ｃｓｔ瓶∞：喇ｅｃｔｓ协呲冈，ｕｓＤｅｐｍ曲ｔｃ蛳ｐａ”ｙ＇Ｓｅｗ捌ｏｆＥｎｄ到ＲｅｐｏｎＣＯＮＦ＿９３０９１５２．【５】粼Ｎｅａｒｉ“ｇＭｍｅ【曲ｉｕ吼ａ伽ｃｏａｌ珈ａｙＩＲ】ＵｓＤ印ａｆｔｍ咖０ｆＥｎ玎科Ｒ印毗ＤＯ哪０２ｉ５Ｐ．２ｌ，１９９６编辑：闻彰
