【干货】燃煤发电机组超低排放脱硫方案的选择

北极星节能环保网讯:前言
随着国家环保政策的日趋严格，新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)也在排放总量和排放浓度两方面提出更高的要求，新的排污收费制度的实施也对火电厂形成了很大的压力。也有报告中指出，燃煤对以大气雾霾为代表的大气污染形成扮演着最重要的角色，不清洁的能源使用，是我国雾霾产生的最根本的原因。这个不清洁的能源，最主要的是指煤炭。
2014年，国内浙江、江苏、广东等省份已开始对个别已达到排放新标的机组的烟气脱硫、脱硝和除尘系统进行进一步提效改造，实现烟气污染物的超低排放，在满足特别排放限值的基础上，达到以天然气为燃料的燃气轮机组的排放标准，即烟尘排放浓度不大于5mg/Nm3，二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm3，氮氧化物排放浓度不大于50mg/Nm3。
已达新标并拟开展超低排放的机组的烟尘和脱硝的改造方案相对单一，烟尘超低排放是通过增加湿式电除尘器，脱硝超低排放是通过增加催化剂反应层来实现改造目标，而脱硫超低排放因存在各种技术的组合，以及吸收塔选择技术路线的不同，可选择方案较多。
湿法脱硫方案通过向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏)，脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %以上的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自80年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。该方案还具有适用的煤种范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、工作的可靠性高的优点。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石/石膏强制氧化系统成为主要的湿法烟气脱硫工艺，该工艺。吸收塔内的反应符合德拜-休克尔理论，根据这个基本原理，在实际运行的浆液 PH值(一般为 5～6)下，对于烟气中 SO2的脱除极限，取决于SO2的气、液相平衡。在通常的石灰石-石膏湿法脱硫装置中，SO2气相平衡浓度为5ppmdv(相当于 15mg/Nm3)。也就是说对于采用石灰石作为脱硫剂的脱硫装置，出口SO2浓度小于 15mg/Nm3是其平衡浓度，是可能脱除到的最低浓度。因此，在燃煤电厂湿法脱硫装置上使 SO2排放值低于 35mg/Nm3上是可以实现的。但需要对影响脱硫效率的主要有液气比、烟气分布均匀性、吸收区高度、吸收塔浆池容量等因素进行分析和选择。
湿法石灰石/石膏脱硫工艺根据吸收塔设计结构的不同，可分为单塔双循环、双塔双循环、单塔单循环强化传质、单塔单循环提高液气比。
1、单塔双循环
单塔双循环湿法脱硫技术是在单循环湿法脱硫技术上发展而来的。其主要工艺在脱硫塔内设置积液盘将脱硫区分隔为上、下循环脱硫区，下循环脱硫区、下循环中和氧化池及下循环泵共同形成下循环脱硫系统，上循环脱硫区、上循环中和氧化池及上循环泵共同形成上循环脱硫系统，在一个脱硫塔内形成相对独立的双循环脱硫系统，烟气的脱硫由双循环脱硫系统共同完成。本工艺双循环脱硫系统相对独立运行，但又布置在一个脱硫塔内，既保证了较高的脱硫效率，又降低了浆液循环量和系统能耗，并且单塔整体布置还减少了占地，节约了投资;本工艺特别适合于燃烧高硫煤产生的烟气脱硫，脱硫效率可达到99%以上，若要控制二氧化硫排放浓度不大于35mg/Nm3，理论入口浓度可达3500 mg/Nm3。

本技术的重点在于浆液分区使用，吸收区循环和氧化区循环，单塔双循环两个系统浆液性质分开后，可以满足不同工艺阶段对不同浆液性质的要求，更加精细地控制了工艺反应过程，高PH 值的吸收区循环在较低的液气比和电耗条件下，可以保证很高的脱硫效率。低PH 值的氧化区循环可以保证吸收剂的完全溶解以及很高的石膏品质，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗。氧化区循环可以去除烟气中的杂质，包括部分的SO2、灰尘、HCL和HF。杂质对二级循环的反应影响将大大降低，提高二级循环效率。石灰石的流向为先进入二级循环再进入一级循环，两级工艺延长了石灰石的停留时间。

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