火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点(2000~2010年)

火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点(2000~2010年)

一、全国火电厂二氧化硫排放和控制状况

(一)全国火电厂二氧化硫排放状况

我国是燃煤大国,煤炭占一次能源消费总量的 75%。随着煤炭消费的不断增长,燃煤排放的二氧化硫也不断增加,连续多年超过 2000 万吨,已居世界首位,致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重。目前我国酸雨已从八十年代西南少数地区发展到长江以南、青藏高原以东和四川盆地的大部分地区,降水 pH 值小于 5.6 的面积(国际评价酸雨的标准)已经占国土面积的 30%。华中地区的酸雨污染程度已经超过八十年代污染最重的西南地区,酸性降水频率超过 90%。我国很多城市空气二氧化硫污染十分严重,目前已有 62%的城市环境空气二氧化硫平均浓度超过国家《环境空气质量标准》二级标准、日平均浓度超过国家《环境空气质量标准》三级标准。根据 1998 年中国环境状况公报:“我国的大气环境污染仍然以煤烟型为主,主要污染物是二氧化硫和烟尘。酸雨问题依然严重。1998 年二氧化硫排放总量为 2090 万吨,其中工业来源的排放量为 1593万吨,占76.2%;生活来源的排放量 497 万吨。在工业排放的二氧化硫中,县及县以上工业企业排放 1172 万吨,占 73.6%;乡镇企业排放 421 万吨。”

1998 年全国发电装机容量达到 27700 万千瓦,比上年增长 9.07%,发电量达到 11577 亿千瓦时,比 997 年增长 2.07%。其中火电装机容量为 20988 万千瓦,占 75.7%,火电发电量为 9388 亿千瓦时,占 81%。据初步推算,1998 年全国火电厂排放的二氧化硫约为 780 万吨,占全国二氧化硫排放量的 37.3%。其中,国家电力公司所属 6000 千瓦及以上火电厂燃原煤量约 2.8 亿吨,平均含硫量为1.03%,二氧化硫排放量约 500 万吨,占全国二氧化硫排放量的 23.9%。

(二)全国火电厂烟气脱硫状况

我国火电厂烟气脱硫技术最早始于六十年代初。当时为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀,采用在过热器前喷入白云石粉的措施,以减少烟气中二氧化硫浓度,降低烟气酸露点,保护低温空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。

进入七十年代后,先后开展了 10 多项不同规模、不同工艺的试验研究,取得了一些阶段性研究成果,积累了宝贵的经验。主要的试验有:湖北松木坪电厂活性炭脱硫工业性试验;四川白马电厂旋转喷雾脱硫工业性试验;四川豆坝电厂磷铵复合肥料脱硫工业性试验;炉内喷钙脱硫中间试验等。但由于技术、经济等多方面的原因,一直未能在大型工业装置上得到应用。

近几年,随着我国经济实力的逐步增加和环境标准渐趋严格,我国火电厂治理二氧化硫污染的力度不断加大,先后建成了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。下表为我国火电厂烟气脱硫示范项目的基本情况。

此外,重庆电厂 2×20 万千瓦机组、北京第一热电厂 2×410T/H 锅炉、杭州半山电厂 2×12.5 万千瓦机组的石灰石(石灰)-石膏湿法烟气脱硫等工程正在建设中。

(三)火电厂烟气脱硫的控制二氧化硫排放的主要途径

目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有:煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫,对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中,煤中有机硫成分都较高,很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。洁净煤燃烧技术在国际上是近 10 年开发的新技术,目前工业发达国家成熟的已经商业化运行的有:循环流化床锅炉(CFBC)、加压循环流化床锅炉(PFBC)、燃气蒸汽联合循环发电(IGCC),但单机容量都不大,国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段。后两种洁净煤燃烧技术投资大,技术要求要,难以在短时间内在国内大面积推广使用。循环流化床锅炉(CFBC)具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点,尽管建设费用较高,但其技术已趋于成熟,具备条件的 5~30 万千瓦机组可因地制宜有计划地选用。上述洁净煤发电技术由于其煤炭燃烧方式与常规锅炉燃烧方式差别很大,因此,在不更换锅炉的情况下,洁净煤发电技术难以用于解决现役电厂的环保问题,在可预见的将来,洁净煤技术在电力结构中所占比例仍较低。因此,控制火电厂二氧化硫的排放,在未来较长的时间内,其主流和根本有效的手段仍将是烟气脱硫。

全国火电厂烟气脱硫示范项目的基本情况

在我国煤炭产量中,含硫量在 1%以下的低硫煤约占 70%,其中含硫量小于0.5%的比例较低,大部分低硫煤资源分布在内蒙古西部、山西和陕西北部、新疆等地。根据我国的能源政策,低硫煤主要保证民用和用作工业原料的需要。如果用煤量大、技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤,则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺,而且将导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其它工业炉窑或民用方面使用,从而增加全国二氧化硫排放控制的难度和治理二氧化硫污染所付出的经济代价。同时,对现有火电厂来说,由于受煤炭资源、运输、电厂设备和不同区域环境状况的限制,仅靠燃用低硫煤,不但难以达到全面控制二氧化硫排放的目的,而且直接影响到电厂的安全生产运行.因此,国家应制定鼓励火电厂烟气脱硫的优惠政策,以支持火电厂燃用中高硫煤,并安装烟气脱硫装置。这将有利于国家煤炭资源的合理配置和利用,有利于全国环境质量的提高,有利于脱硫事业的发展。

烟气脱硫是目前国际上广泛采用的控制二氧化硫的成熟技术。因地制宜采用不同的烟气脱硫工艺可有效地控制火电厂二氧化硫的排放,满足国家和地区环境质量标准的要求。由于火电厂生产用煤量大,锅炉热效率和煤炭转换成电

能的效率都较高,脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制,因此采取烟气脱硫治理火电厂二氧化硫污染,环境效益显著。如果参照工业发达国家的做法,拉开低硫煤与高硫煤的价格差距,并通过政策、标准等加以引导,则烟气脱硫较易被燃用中高硫煤的电厂所接受。根据我国国情,烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。

(四)火电厂烟气脱硫市场需求预测与分析

市场需求的影响因素较多,如环境保护方面的法律、法规、政策和标准,经济技术发展水平及火电厂的建设容量等。在各因素之间相互作用的情况下,确切的市场需求很难预测。下面主要依据现行的法律、法规、标准和现有燃煤电厂情况对火电厂烟气脱硫市场作一预测。

根据《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》(国函[1998]5 号)及《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)等要求,预计到 2010 年全国需要安装烟气脱硫装置的机组约 180 台,装机容量为 4000MW。主要依据是,国家电力公司根据国家的法律、法规、标准,以及现有火电厂实际情况,要求到 2010 年国家电力公司所属火电厂的 120 台机组要安装烟气脱硫装置,装机容量 28000MW。而目前国家电力公司所属火电厂占全国火电装机容量的 63.6%,以此推算全国至少有 44000MW 的火电装机容量需安装烟气脱硫装置。

到 2000 年底,国家电力公司所属火电厂有 7000MW 装机容量,约 45 台机组需安装烟气脱硫装置(含在建):全国有 11000MW 装机容量需安装烟气脱硫装置(含在建)。

2001-2005 年,国家电力公司所属火电厂有 10000MW 装机容量,约 40 台机组需安装烟气脱硫装置;全国有 15700MW 装机容量需安装烟气脱硫装置。

2006-2010 年,国家电力公司所属火电厂有 11000MW 装机容量,约 35 台机组需安装烟气脱硫装置,全国有 17300MW 装机容量需安装烟气脱硫装置。

二、烟气脱硫国产化面临的形势、必要性及存在的主要问题

(一)烟气脱硫国产化面临的形势

目前全国火电厂二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的 37%,预计 2000 年达到 40%,2010 年将达到 60%。对二氧化硫如不加以控制,将造成城市大气污染加剧,二氧化硫超标城市增加,酸雨面积加速蔓延,对人民生命和财产造成严重损害。根据有关的研究结果,1995 年我国由于酸雨和二氧化硫污染造成农作物、森林和人体健康等方面的经济损失约为 1100 多亿元,已接近当年国民生产总值的 2%,成为制约我国经济和社会发展的重要因素。因此,控制二氧化硫排放已成为社会和经济可持续发展的迫切要求,执在必行。

1、法律的要求

1995 年修订的《中华人民共和国大气污染防治法》提出:“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它大中型企业,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它控制二氧化硫排放、除尘的措施,属于已建企业不用低硫煤的,应当采用控制二氧化硫排放、除尘的措施,国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术。”

2、国家污染物排放标准的要求

《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996),根据不同时段对火电厂二氧化硫提出不同的控制要求。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),在实行全厂排放总量控制的基础上,增加了烟囱二氧化硫排放浓度限制,并与“两控区”和煤的含硫量挂钩。煤的含硫量大于 1%的,最高允许排放浓度为 1200mg/m3N,小于或等于 1%的为 2100mg/m3N,即要求位于“两控区”的电厂当燃煤的含硫量大于 1%时必须脱硫,否则,无法达标排放。对于煤的含硫量在 1%以下的电厂,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。

3.国务院对“两控区”内火电厂二氧化硫控制的要求

根据《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》(国函[1998]5 号),对火电厂二氧化硫排放提出了明确要求,即要求“两控区”的火电厂做到:到 2000 年底达标排放;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它具有相应效果的减排二氧化硫措施。

4.地方政府的要求

根据国家环保法规体系,地方人大及政府可以制定严于国家的有关地方性法规及污染物排放标准。如上海、大连、太原等市制定了有关火电厂脱硫或二氧化硫排放控制严于国家标准的要求。

(二)烟气脱硫国产化的必要性及具备的条件

国产化是降低造价的需要。目前国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备,国内负责土建和安装。国外对石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺的设备报价目前大多在 8090 美元/千瓦,如通过商业竞争与谈判合同价可控制在 7080 美元/千瓦,加上国内负责的土建、安装、"两税三费"及其它费用,工程静态投资约 120140 美元/千瓦。如利用国外技术和设备,平均造价高达10001200 元/千瓦(人民币,以下同)若实现国产化造价可控制在 700 元/千瓦以下。一台 30 万千瓦 机组石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺若实现国产化,可节约投资约 9000 万元。有些已建成的工程在运行中备品备件都需要从国外进口,不但增加运行成本,而且因备品备件不能及时更换而影响设备的正常运行。国产化是治理二氧化硫污染的需要。治理燃煤电厂二氧化硫,急需经济、有效的技术和设备。我国烟气脱硫设备在技术水平、产品质量和成套性方面与国外设备相比,都有很大差距,必须加快实现火电厂烟气脱硫技术和设备的国产化,以适应二氧化硫治理的要求。

国产化是发展环保产业,提高机电制造企业竞争力的需要。随着我国环境保护法律、法规及标准的日趋严格和环保执法力度的进一步加大,今后环境保护的投入将逐渐增加,环保产业的潜在市场很大,是最具潜力的新的经济增长点之一。据有关方面预测,我国环保产业产值年平均增长率将在 15%以上。而发展环保产业首先必须实现环保产业关键技术和设备的国产化,烟气脱硫是环保产业的重点领域之一。实现火电厂烟气脱硫设备的国产化,必将有利于替代国外设备的进口,推进机电行业技术进步和产业升级,提高我国机电制造企业的竞争能力。

火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化不但是必要的,而且是可行的,目前已具备的条件主要有:

1.烟气脱硫市场逐渐形成。根据环保法律法规的要求和我国火电厂的实际情况,到 2005 年全国将形成约 2700 万千瓦装机容量的火电厂烟气脱硫市场,其中,国家电力公司所属火电厂约 1700 万千瓦装机容量,这为脱硫技术和设备的国产化创造了条件。

2.先后开展了不同脱硫工艺的试验研究,培养了一批技术骨干,积累了一定的经验。重庆珞璜电厂 2 台 36 万千瓦机组石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫装置、白马电厂处理 7 万 Nm3/h 烟气的喷雾干燥法脱硫中试装置及近年建设的太原第一热电厂、青岛黄岛电厂、成都热电厂、深圳西部电厂等脱硫示范项目,对选择国产化脱硫工艺起到积极的促进作用。

3.具备一定的脱硫设备制造与配套能力。湿法脱硫装置 200 多台套设备中,除大容量循环浆泵、烟气换热器、湿风机、大型真空皮带脱水机、高性能喷嘴与除雾器、采样与检测元件及控制系统等专用设备外,大多数通用设备如一般泵、风机、输送机械、磨粉制浆设备及常规电气设备等,国内均有制造与配套能力。部分引进国外技术生产的产品,其质量与国外标准接近,而价格则大幅度降低。塔、罐类及烟道、支架等钢构件国内厂家也可按国外标准制造安装。

4.广泛开展了国际交流与合作。目前,日本、德国、美国、荷兰、芬兰、比利时、挪威等国家纷纷派专家访华,探讨火电厂烟气脱硫项目上合作的可能性,大多数外商都看好中国市场,愿意在互利互惠的条件下,帮助中国逐步实现脱硫技术与设备国产化。

5.各级领导对脱硫的认识逐步提高。新修订的《中华人民共和国大气污染防治法》颁布之后,各级领导特别是电力企业的领导对火电厂脱硫的必要性与迫切性的认识不断深化,在制订规划,交流技术,落实脱硫工程的实施条件,开拓脱硫资金的筹措渠道等方面已做了大量的工作。脱硫已成为电力环保的热点问题。

(三)烟气脱硫国产化存在的主要问题

1.国产化依托工程难以落实。一是由于依托工程需要承担:试验、研究、完善“等方面的风险,用户大都不愿承担国产化的任务;二是目前确定要上的火电厂烟气脱硫项目大多用国外赠款或国外长期低息贷款来建设,影响了国产设备的应用;三是国产设备在质量、交货进度、售后服务等方面确实存在一些问题,不同程度地挫伤了用户使用国产设备的积极性。

2.火电厂烟气脱硫引进项目大多重硬件、轻软件,忽视消化吸收和创新。

不少引进项目仅仅停留在购买设备上,没有引进设计和制造技术,没有实现以市场换技术;对于以技贸结合方式引进的技术,不重视二次开发和创新,致使国产化工作难于突破。

3.工程总承包能力差。国产化的关键在于掌握系统设计技术和设备成套化能力,但目前国内还缺乏具有系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙服务的工程公司。

4.缺少火电厂烟气脱硫国产化相配套的优惠政策。在我国目前技术水平与设备现状的基础上,逐步实现火电厂烟气脱硫国产化,无论是工艺流程、设备构造,还是材料质量、施工工艺等等,都有大量的工作要做。需要国产化的技术和设备难度大、风险大,但国家还没有完善和配套的鼓励政策。要完成这些工作,攻克这些难题,必须有相当的经济投入。

三、火电厂烟气脱硫工艺的选择

(一)火电厂烟气脱硫主要工艺

目前,世界上燃煤或燃油电站所采用的烟气脱硫工艺多种多样,达数百种之多。在这些脱硫工艺中,有的技术较为成熟,已经达到商业化应用的水平,有的尚处于试验研究阶段。目前应用较为广泛的烟气脱硫工艺的以下几种:

1.石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺

石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂,石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拦成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时,石灰粉经消化处理后加水撑拦制成吸收浆。在吸收塔内,吸收浆液与烟气接触混合,烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除,最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴,经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液循环利用,脱硫吸收剂的利用率很高。

石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫主要特点如下:

(1)脱硫效率高。石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达 95%以上,脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低,而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺,二氧化硫脱除量大,有利于地区和电厂实行总量控制。

(2)技术成熟,运行可靠性好。国外火电厂石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫装置投运率一般可达 98%以上,由于其发展历史长、技术成熟、运行经验多,因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺,使用寿命长,可取得良好的投资效益。

(3)对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫,无论是含硫量大于 3%的高硫煤,还是含硫量低于 1%的低硫煤,石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺都能适应。

(4)占地面积大,一次性建设投资相对较大。石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺比其它工艺的占地面积要大,所以现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度,其一次性建设投资比其它工艺也要高一些。

(5)吸收剂资源丰富,价格便宜。作为石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺吸收剂的石灰石,在我国分布很广,资源丰富,许多地区石灰石品位也很好,碳酸钙含量在 90%以上,优者可达 95%以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中,石灰石价格最便宜,破碎磨细较简单,钙利用率较高。

(6)脱硫副产物便于综合利用。石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。在日本、德国脱硫石膏年产量分别为 250 万吨和 350 万吨左右,基本上都能综合利用,主要用途是用于生产建材产品和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用,有不仅可以增加电厂效益、降低运行费用,而且可以减少脱硫副产物处置费用,延长灰场使用年限。

(7)技术进步快。近年来国外对石灰石(石灰)-石膏湿法工艺进行了深入的研究与不断的改进,如吸收装置由原来的冷却、吸收、氧化三塔合为一塔,塔内流速大幅度提高,喷嘴性能进一步改善等。通过技术进步和创新,可望使该工艺占地面积较大、造价较高的问题逐步得到妥善解决。石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺,特别在美国、德国和日本,应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的 80%以上,应用的单机容量已达 100 万千瓦。

2.喷雾干燥法脱硫工艺

喷雾干燥法脱硫工艺以石灰为脱硫吸收剂,石灰经消化并加水制成消石灰乳,消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置,在吸收塔内,被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触,与烟气中的 SO2 发生化学反应生成 CaSO3,烟气中的 SO2 被脱除。与此同时,吸收齐带入的水分迅速被蒸发而干燥,烟气温度随之降低。脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔,进入除尘器被收集下来。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率,一般将部分除尘器收集物加入制浆系统进行循环利用。该工艺有两种不同的雾化形式可供选择,一种为旋转喷雾轮雾化,另一种为气液两相流。喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点,脱硫率可达到 85%以上。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围(8%)。脱硫灰渣可用作制砖、筑路,但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

3.炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段,以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂,石灰石粉由气力喷入炉膛 8501150℃温度区,石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳,氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行,受到传质过程的影响,反应速度较慢,吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应器内,增湿水以雾状喷入,与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在 2.02.5 时,系统脱硫率可达到6580%。由于增湿水的加入使烟气温度下降,一般控制出口烟气温度高于露点温度 1015℃,增湿水由于烟温加热被迅速蒸发,未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出,被除尘器收集下来。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用,采用这一脱硫技术的最大单机容量已达 30 万千瓦。

4.烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂,也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔(即流化床)底部进入。吸收塔底部为一个文丘里装置,烟气流经文丘里管后速度加快,并在此与很细的吸收剂粉末互相混合,颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦,形成流化床,在喷入均匀水雾降低烟温的条件下,吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成 CaSO3 和CaSO4。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出,进入再循环除尘器,被分离出来的颗粒经中间灰仓返回吸收塔,由于固体颗粒反复循环达百次之多,故吸收剂利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状,其化学成分与喷雾干燥法脱硫工艺类似,主要由飞灰、CaSO3、CaSO4 和未反应完的吸收剂 Ca(OH)2 等组成,适合作废矿井回填、道路基础等。典型的烟气循环流化床脱硫工艺,当燃煤含硫量为 2%左右,钙硫比不大于1.3 时,脱硫率可达 90%以上,排烟温度约 70℃。此工艺在国外目前应用在 1020万千瓦等级机组。由于其占地面积少,投资较省,尤其适合于老机组烟气脱硫。

5.海水脱硫工艺

海水脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内,大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气,烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去,净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。吸收二氧化硫后的海水与大量未脱硫的海水混合后,经曝气池曝气处理,使其中的 SO32-被氧化成为稳定的 SO42-,并使海水的 PH 值与 COD 调整达到排放标准后排放大海。海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。海水脱硫工艺在挪威比较广泛用于炼铝厂、炼油厂等工业炉窑的烟气脱硫,先后有 20 多套脱硫装置投入运行。近几年,海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的进展。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论,因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。

6.电子束法脱硫工艺

该工艺流程有排烟预除尘、烟气冷却、氨的充入、电子束照射和副产品捕集等工序所组成。锅炉所排出的烟气,经过除尘器的粗滤处理之后进入冷却塔,在冷却塔内喷射冷却水,将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度(约 70℃)。烟气的露点通常约为 50℃,被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发,因此,不产生废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器,在反应器进口处将一定的氨水、压缩空气和软水混合喷入,加入氨的量取决于 SOX 浓度和 NOX 浓度,经过电子束照射后,SOX 和 NOX 在自由基作用下生成中间生成物硫酸(H2SO4)和硝酸(HNO3)。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应,生成粉状微粒(硫酸氨(NH4)2SO4 与硝酸氨 NH4NO3 的混合粉体)。这些粉状微粒一部分沉淀到反应器底部,通过输送机排出,其余被副产品除尘器所分离和捕集,经过造粒处理后被送到副产品仓库储藏。净化后的烟气经脱硫风机由烟囱向大气排放。

7.氨水洗涤法脱硫工艺

该脱硫工艺以氨水为吸收剂,副产硫酸铵化肥。锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至 90100℃,进入预洗涤器经洗涤后除去 HCI 和 HF,洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。在前置洗涤器中,氨水自塔顶喷淋洗涤烟气,烟气中的 SO2 被洗涤吸收除去,经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴,进入脱硫洗涤器。在该洗涤器中烟气进一步被洗涤,经洗涤塔顶的除雾器除去雾滴,进入脱硫洗涤器。再经烟气换热器加热后经烟囱排放。洗涤工艺中产生的浓度约 30%的硫酸铵溶液排出洗涤塔,可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氮肥出售,也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售。

下表为几种主要脱硫工艺的比较:

脱硫工艺比较表

(二)选择烟气脱硫工艺的主要技术原则

1、二氧化硫排放浓度和排放量必须满足国家和当地环保要求。

2.脱硫工艺适用于已确定的煤种条件,并考虑到燃煤含硫量在一定范围内变动的可能性。

3.脱硫率高、技术成熟、运行可靠,并有较多的应用业绩。

4.尽可能节省建设投资。

5.布置合理,占地面积较少。

6.吸收剂、水和能源消耗少,运行费用较低。

7.吸收剂有可靠稳定的来源,质优价廉。

8.脱硫副产物、脱硫废水均能得到合理地利用或处置。

(三)我国火电厂烟气脱硫的技术路线

目前,世界上已投入工业应用的烟气脱硫工艺主要有:石灰石(石灰)-石膏湿法烟气脱硫、烟气循环流化床脱硫、喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫、海水脱硫、氨水洗涤法脱硫和电子束脱硫等,各种工艺都有各自的应用条件。我国地域大,各地情况不同,具体工程项目必须因地制宜进行技术、经济比较,确定适宜的脱硫工艺。

湿法脱硫工艺是目前世界上应用最多、最为成熟的技术,吸收剂价廉易得、副产物便于利用、煤种适应范围宽,并有较大幅度降低工程造价的可能性。目前单机容量在 20 万千瓦以上的火电机组容量点火电总装机容量的 55%,高参数、大容量火电机组是当前和今后相当长时间内火电发展的方向,因此,大机组脱硫是火电厂脱硫的工作重点,是控制火电厂二氧化硫的关键,而湿法脱硫工艺是当前国际上通行的大机组火电厂烟气脱硫的基本工艺,所以,我国应重点发展湿法脱硫技术。

烟气循环流化床脱硫工艺脱硫效率高,建设投资较省,占地面积较少,在能满足高品位石灰供应和妥善处理脱硫灰的条件下,具有较好的发展前景,尤其适用于中小机组和老机组的脱硫改造。

喷雾干燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、海水脱硫、电子束脱硫等脱硫工艺在国内已有示范项目,要认真总结示范项目的经验,结合当地实际情况充分论证,合理选用。

近年来,烟气脱硫技术不断进步,脱硫、脱硝、除尘一体化的技术也在研究开发之中。要密切关注和跟踪烟气净化技术的新发展,加强技术创新,不断提高我国火电厂烟气净化技术的水平,逐步形成适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺技术体系。

四、烟气脱硫国产化的指导思想、目标和主要内容

(一)烟气脱硫国产化的指导思想

认真贯彻落实可持续发展战略和科教兴国战略,抓住当前经济结构调整的有利时机,按照“总体规划、突出重点、信据市场、依托项目、技贸结合、引进技术、立足创新、重点攻关、提高质量、形成能力,逐步提高国产化水平”的工作方针,坚持用户主管部门牵头,充分发挥用户主管部门与制造部门的作用。利用国内科研、设计和制造部门现有的技术力量和生产能力,在引进、消化吸收国外先进的烟气脱硫技术的基础上,加强技术创新、开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺,逐步实现火电厂烟气脱硫关键技术和设备国产化,形成国内火电厂烟气脱硫设计、制造、安装和调试运行的整体优势,促进脱硫产业化发展,为改善我国大气环境质量作出贡献。

(二)烟气脱硫国产化目标

烟气脱硫国产化目标分四步考虑:

至 2001 年末,初步掌握火电厂湿法脱硫设计技术,启动火电厂烟气脱硫国产化示范工程,湿法烟气脱硫设备国产化率达 80%左右。同时,选择若干种其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程,编制国产化实施方案。

至 2003 年末,具备独立完成火电厂湿法烟气脱硫工艺设计的能力,开发适合我国国情的火电厂烟气脱硫工艺,湿法烟气脱硫设备国产化率达 90%以上。组织实施其它若干种烟气脱硫国产化示范工程,并具备相应的设计能力。

至 2005 年末,湿法烟气脱硫设备国产化率达 95%以上。其它若干种烟气脱硫工艺也要基本实现脱硫设备国产化。

至 2010 年末,湿法烟气脱硫设备国产化率达 100%。掌握其它若干种烟气脱硫工艺的设计,设备国产化率达到 95%以上。

(三)烟气脱硫技术与设备国产化的主要内容

我国地域大,各地情况不同,对于某一具体的工程采用何种烟气脱硫工艺,必须因地制宜,进行技术、经济比较。但不论采取哪一种工艺,都必须考虑脱硫技术和设备国产化的问题,并要结合依托工程,加快国产化进程。国产化包括设计技术与设备两方面的内容。首先必须实现设计技术的国产化,如引进国外设备的,必须同时引进设计技术,并要消化吸收和创新。其次是设备的国产化,应区分已实现国产化的设备、可以实现国产化的设备和短期内需要引进设备的三种不同的情况,其国产化率要达到规定的要求。

1.设计技术

国产化的关键在于掌握烟气脱硫的设计技术。只有实现烟气脱硫设计国产化,才能按市场规则选用更多质量优良、价格合理的国产脱硫设备,才有资格、有能力对脱硫工程实行总承包,承担全部技术责任,推动烟气脱硫国产化的进程。

烟气脱硫设计技术国产化主要包括以下内容:

(1)、设计参数的选取

(2)、工艺计算

(3)、吸收塔结构设计(没有吸收塔的,要考虑反应器的结构设计)

(4)、工艺设备选型和成套

(5)、设备布置

(6)、控制系统设计

(7)、调试技术

(8)、施工安装标准和技术规范

(9)、工程管理和验收

(10)、运行和检修规程

2.烟气脱硫设备国产化

脱硫设备按其国产化难易程度,可分为三类:第一类是目前可以国产化的设备;第二类是目前已具备条件开发的设备;第三类是目前仍需进口的设备。以石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺为例,其分类情况如下表所示:对于第一类设备,应抓紧优选生产厂家,明确技术要求,落实项目,成套供应,并采取限制进口的措施和政策,严格控制该类设备的进口;对于第二类设备应组织技术力量集中攻关,国家应设立专项攻关资金,确保在 2003 年底前用于脱硫工程;对于第三类设备宜适当引进技术在国内生产,争取在 2005 年底前大部分可用于脱硫工程。

脱硫设备基本情况:

目前可以国产化的设备

(1)、风机类:脱硫干风机、强制氧化用罗茨风机、仪用空压机、密封用离心风机等;

(2)、泵类:一般泥浆泵(衬胶或合金钢渣浆泵)、工艺水泵等;

(3)、吸收塔、箱罐及钢结构类;

(4)、物料输出送设备类:斗式提升机、皮带输送机、螺旋输送机、埋刮板输送机等;

(5)、除尘设备;

(6)、定量给料类:计量式皮带给料机、园盘给料机;

(7)、制粉设备类:干式球磨机、湿式球磨机、雷蒙磨、MPS 磨等;

(8)、烟气换热器:翅管式热交换器、热管式热交换器;

(9)、防腐内衬:橡胶、鳞片树脂;

(10)、烟道膨胀节;

(11)、高、低压变压器;

(12)、高、低压配电柜及就地配电柜;

(13)、不间断电源;

(14)、直流电系统;

(15)、DCS 控制系统;

(16)、一般检测、采样一次元器件:压差检测仪、烟气温度计、料位计、PH 计、烟气流量检测仪等;

(17)、橡胶内衬管、复合材料管、合金钢管;

(18)、一般阀门;

(19)、支吊架;

(20)、采暖通风设备;

(21)、通讯设备;

(22)、高、低压电缆和控制用电缆;目前已具备条件开发的设备(在研制开发成功之前,若脱硫工程急需,可考虑进口)

(1)大容量耐腐耐磨泥浆泵;

(2)高气密性的双层挡板门;

(3)高效水力旋流分离器;

(4)真空皮带脱水机及附属设备;

(5)压力雾化喷嘴;

(6)除雾器;

(7)烟气换热器:回转式换热器、强制热媒水循环式热交换器;

(8)搅拌设备;

(9)特大容量的脱硫干风机、强制氧化用大流量高压离心风机;

(10)脱硫 DCS 系统控制软件;

目前仍需进口的设备

(1)脱硫湿风机;

(2)重要的检测、采样一次元器件:进、出口 SO2 检测仪、烟尘检测仪、浆液浓度计、浆液流量计等;

(3)关键部位阀门;

五、实施火电厂烟气脱硫国产化的措施

(一)加强火电厂烟气脱硫国产化的组织领导

烟气脱硫国产化工作涉及电力、机械、环保等有关部门,必须有组织、有计划、有步骤地实施火电厂烟气脱硫国产化,避免多头引进、重复引进、低水平引进,促进其尽快实现产业化。国家经贸委将会同有关部门建立火电厂烟气脱硫关键技术和设备国产化协调会议制度,加强领导,及时协调解决国产化工作中的重大问题。各有关部门要各司其职,共同努力,加快烟气脱硫关键技术和设备国产化进程。

(二)组织实施烟气脱硫国产化示范工程

国家电力公司在重庆等三个火电厂烟气脱硫工程中,采用技贸结合方式,引进了德国斯坦米勒公司石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺的设计技术,目前应抓紧消化吸收工作,并结合我国国情对该技术进行创新,力争在 2001 年底前基本掌握该工艺的设计技术。

对国内已有示范项目和运行业绩、并可能在适宜地区和一定条件下应用的烟气循环流化床脱硫工艺、喷雾干燥法脱硫工艺、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫工艺、电子束脱硫工艺、海水脱硫工艺等,应及时组织技术力量,结合工程进行消化吸收,并明确这些工艺的应用范围和条件,为工程应用创造条件。其它若干种烟气脱硫工艺,应在 2005 年末之前具备独立设计能力。

国家经贸委将会同有关部门组织实施燃煤电厂烟气脱硫国产化示范工程,采用目前国际最先进和成熟的湿法脱硫工艺,拟选择太原第二热是厂五期技改工程 20 万千瓦机组石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工程为烟气脱硫国产化的依托工程,选择国内有一定基础和实力的公司作为系统设计的牵头单位,联合设计院共同设计,然后请国外权威公司对设计进行论证和认可;设备通过招投标方式在全国范围内采购,关键设备采取引进技术、联合制造的方式;脱硫系统的施工、安装、调试等也将采取招投标的方式确定。与此同时,还将选择其它烟气脱硫工艺作为国产化的示范工程。

(三)积极扶持脱硫设备的生产和供应

脱硫装置的构成大致可分为专用设备、通用设备及非标钢结构件几大类。

以石灰石(石灰)-石膏湿法脱硫工艺为例,专用设备主要有:喷淋系统、除雾器、大容量循环浆泵、烟气换热器、真空皮带脱水机、采样与检测的一次元件及其控制系统、大容量湿风机等。这些专用设备有的尚属国内空白;有的虽有功能相近的产品,但质量和规格与国外先进水平相比还有一定的差距,均需结合国情进行开发。国家应给予必要的扶持。

脱硫装置中的通用设备,大多数可在国内生产和采购,如一般的泵与风机、物料输送机械、破碎与磨粉设备、电气设备等。由于国内生产厂家很多,因此需要对性能、质量、价格、服务等进行全面比较,推荐一些脱硫工程配套设备的生产厂家,在国内脱硫工程配套的采购上予以优先考虑。同时,还要帮助这些生产厂在品种规格、工艺质量、服务措施等方面不断完善和提高,做到质量优良,价格合理,服务周到,逐步接近或达到国际先进水平。

脱硫工程中非标兵钢结构件,如吸收塔、罐、槽、烟道、密封挡板门、支架平台等,一般适宜就地加工制造。为保证非标钢结构件的加工安装质量,需要参照国外的经验,结合国内实际,制定有关脱硫设备及非标钢结构件的加工、安装的质量标准及技术规范。凡加工安装质量达不到标准的企业,不得参与脱硫工程的建设。

(四)实行招投标制度,加强规范化管理

在国家对国内火电厂烟气脱硫市场给予必要的政策扶持的同时,要引入市场竞争机制,促进国内火电厂烟气脱硫市场健康有序地发展。必须严格按照《中华人民共和国招投标法》,对火电厂烟气脱硫项目实行“公平、公正、公开”的招投标制度。要规范脱硫工程招投标文件的编制,制定严格的招投标全过程的监督制度和保密制度,制定科学、合理的评标办法,并选拔一批专业基础好、有实际经验、作风正派、认真负责的技术人员参加评标工作,逐步形成评标专家网。

为确保采用国产化技术和设备的烟气脱硫工程能高效、稳定、安全运行,必须实行规范化管理。一是对国产化的烟气脱硫设备性能进行规范,要制定烟气脱硫设备的国家标准;二是对国产化项目的可研、标书、设计、施工、设备采购、监理、调试等进行规范;三是通过国产化依托工程的实施,完善运行的规范化管理。

(五)培育和扶持有实力的脱硫工程公司

国产化的关键在于掌握系统设计技术和设备成套化能力,但目前国内还缺少具有系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙服务的工程公司,工程总承包能力弱。通过实施国产化,要培育和扶持有实力的脱硫工程公司,使之在系统设计、设备成套、施工安装、调试和运行管理等方面逐步接近或达到国际先进水平,成为火电厂烟气脱硫产业的龙头企业。

(六)研究制定促进火电厂烟气脱硫国产化的配套政策

为促进火电厂烟气脱硫国产化,必须研究制定相配套的鼓励政策,如向承担建设火电厂烟气脱硫国产化的企业和承包火电厂烟气脱硫工程的工程公司提供长期低息优惠贷款政策;对进口烟气脱硫成套设备分阶段合理征税,引导和鼓励企业使用国产烟气脱硫设备的政策;鼓励烟气脱硫国产化依托工程所在的电厂多发电,提高其经济效益的政策等等。政策是否配套,涉及到规划目标能否如期实现。国家经贸委将协调有关部门研究制定火电厂烟气脱硫关键技术和设备国产化的政策,逐步形成促进火电厂烟气脱硫国产化和产业化的配套政策体系。


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