旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺在国内600MW机组应用可行性分析

1、旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺在国内600MW机组应用可行性分析第4期2007年12月热机技术旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺在国内600MW机组应用可行性分析东北电力设计院龙辉吕安龙内容提要针对我国目前600MW机组采用湿式石灰石一石膏法烟气脱硫工艺比例过高的情况,本文提出了在脱硫工艺原理,在国外的技术应用研究及该技术与湿式石灰石一石膏法烟气脱硫工艺技术经济性比较,说明了该工艺在欧美已经成为应用在大型机组的成熟工艺,同时对旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺在我国部分中,低硫煤地区600MW机组烟气脱硫工艺未来的使用进行了论证.结论是随着我国烟气脱硫工艺的不断发展,旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺元化技术发展起到促进

2、作用.关键词旋转喷雾干燥法600MW机组应用可行性0引言2003年以来,我国火电机组无论是单机容量还是总装机容量都得到巨大发展,随之带来的是烟气脱硫工艺技术的发展,特别是湿式石灰石一前国内已有近30家以上脱硫公司引进德国,美国,日本等脱硫公司湿式石灰石一石膏法烟气脱硫技术.据统计资料从2001年起2006年末,采用湿式石灰石一石膏法烟气脱硫工艺投运机组容量为1.09624亿千瓦,占同时期新上脱硫装机容量的93.2.我国是一个地员辽阔,电厂燃用煤种较多的国家.电厂燃煤中包括烟煤,贫煤,褐煤,无烟煤等.煤的发热值,硫份也千差万别,电厂区域资式石灰石一石膏法烟气脱硫工艺的主要优点是应用范围广泛,工艺

3、十分成熟,煤含硫越高,越显示出其脱硫效率高的特点,但其缺点是投资成本高,水耗,电耗高,运行成本高,对燃低硫煤地区电厂其经济性不合理的问题更加突出.如:在我国东北地区电厂普遍存在煤硫份不高,属中,低硫煤甚至极低硫煤煤种条件,煤矿硫份分布从辽宁一吉林一黑龙江呈逐步下降趋势,与我国南方某些地区(四川,贵州等地区)煤种相比,南方有些地区煤种脱硫95后,SO2排放浓度与我国吉林,黑龙江某些地区不考虑脱硫时SO2排放浓度比较接近.如果全部考虑上湿法烟气脱硫工艺,将给电厂增加了大量投资,因此应考虑采用更合理,更适用的工艺脱硫.应该根据机组容量,SO.浓度选择适合于中,低硫地区大机组脱硫新工艺替代湿法烟气脱硫

4、工艺,这不仅可降低大量工程投资,还可以降低水耗,电耗,降低运行费用,以减少国家资源的大量浪费,符合国家建立节约型社会的国策.发达国家火电厂烟气脱硫工艺发展表明:必须发展满足环保标准并适合燃煤特点的大型火电机组用的先进脱硫技术,同时不会对环境资源造成浪费(如:水资源)的烟气脱硫工艺,才是和谐型社会的最好体现.发达国家针对燃中,低硫煤特点,发展了不少烟气脱硫新工艺,并应用在300MW,600MW甚至更大容量机组上,旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术(以下简称SDA法)就是其成功应用的范例之一.?2?热机技术第4期2007年12月1SDA法烟气脱硫工艺原理SDA法烟气脱硫技术由丹麦Niro公司发明,同时转让

5、技术给美国B&w公司,在国际上得到较多的应用.SDA法烟气脱硫工艺原理是:采用CaO含量较高的石灰为脱硫剂,石灰仓内储存的粉状石灰经螺旋输送机送人消化槽消化,并制成高浓度浆,然后进人配浆槽,配浆槽上有过滤器,以清除大颗粒杂质,在配浆槽内用水将浓浆稀释到需要的浓度,一般为20左右,然后由泵打人位于石灰石储罐之上的振动筛(网眼直径约1.5mm),除去大颗粒杂质,过滤后的石灰乳流人石灰乳储罐,再用泵送人高位给料罐备用.SDA工艺的关键设备是吸收塔,安装于吸收塔顶部的离心喷雾器具有很高的转速(10000r/min20000r/min),吸收剂浆液在离心力作用下喷射成均匀的雾状,雾粒直径

6、小于50m,这些具有很大表面积的分散微粒,一经同烟气接触,就发生强烈的热交换和化学反应,迅速将大部分水蒸发掉,形成含水量较少的固体产物,该产物是亚硫酸钙,硫酸钙,飞灰和未反应氧化钙的混合物.其部分在塔内分离,由锥体出口排出,另一部分随脱硫后烟气进人除尘器收集,由于其未完全干燥,在烟道和除尘器内未反应氧化钙仍将继续与烟气中的SO2反应,使脱硫效率有一定的提高,因此SDA工艺是一种气液与气固的脱硫反应过程.SDA法烟气脱硫工艺工艺流程包括:吸收剂制备,吸收剂浆液雾化,雾粒与烟气的接触混合,液滴蒸发与SOz吸收,灰渣排出和灰渣再循环,其中吸收剂浆液雾化,雾粒与烟气接触混合,液滴蒸发与SO2吸收在旋转

7、喷雾干燥吸收塔内进行,钙硫比1.1.5,脱硫效率达到90以上,脱除几乎全部S()3.2SDA法烟气脱硫工艺在国内外的工程应用1984年国内在四川白马电厂建立了容量为1MW的旋转喷雾干燥法脱硫小型试验装置,处25MW,处理烟气量为70,000Nm./h的中试,作为国家科委"七五"攻关项目,从1989年起运行了约10年.该试验装置的主要参数为:燃煤含硫3.5,在Ca/S为1.4的条件下,脱硫率可达809/6.攻关项目通过了国家的验收.二十世纪90年代,中日合作在山东黄岛电厂建设了100MW级的旋转喷雾干燥法烟气脱硫装置.处理电厂4号220MW机组的300,000Nm./h烟气,

8、脱硫装置人口SO2浓度5720mg/Nm.,吸收剂为CaO含量为709/6的生石灰,当Ca/S为1.4的条件下,脱硫率可达709/6以上.试验装置经过调试,改进,结果并不理想,1999年原国家电力公司组织验收时得出的结论是:?由于反应塔几何尺寸的原因,存在塔壁结垢积灰导致不能长期稳定运行.?经过采取提高反应塔出口烟气温度到超过饱和温度18,改进石灰消化的条件等措施后,系统基本能稳定运行.?装置推广还需要进一步完善.由于以上原因,SDA法烟气脱硫工艺在国内环保脱硫行业中形成了一个不正确的认识.即:旋转喷雾干燥法脱硫工艺不成熟,运行不可靠,脱硫率不高,只能在200MW及以下机组上有条件的应用等.因

9、此,在那以后SDA法烟气脱硫工艺在中国的应用几乎停滞不前.SDA法烟气脱硫工艺目前在国外火电厂的900MW以下机组均有运行业绩.SDA法烟气脱硫工艺应用情况见表1.第4期2007年12月热机技术?3?表1SDA法烟气脱硫工艺应用情况汇总表电厂名称,机组容量烟气量进口浓度脱硫率序号投运时间及塔数量Nnl0/Hrmg/Nm31瑞典AktiebolagetAroskraft8O1986年电厂,容量585MW,单塔美国Sherburgercountysherco2430000050009O1987年3号机,938MW,8塔丹麦Studstrupvmrket电厂1989年和3&4机组,3

10、50MW1990年丹麦Fynsvmrket电厂7机4110000012OO56OO951991年组,410MW捷克UstiNadLaben电厂,533MW,2塔美国堪萨斯州HawthornStation5号机组,500MW,2塔美国威斯康星州Weston4号机组,2塔美国堪萨斯州CouncilBluffs4828880001700942006年号机组,790MW,3塔国外从1980年首台喷雾干燥装置投入运行以来,曾经遇到的主要问题为以下几个方面:容器和管道堵塞,吸收塔内固体沉积,喷雾器磨损和破裂,到了解决,使旋转喷雾干燥法烟气脱硫工艺运行的术已经在57个电厂脱硫项目,122个喷雾干燥吸收塔,超

11、过20,000MW的电厂和工业燃煤锅炉,74个垃圾发电系统上成功获得了应用,在350MW到900MW的电厂机组烟气脱硫市场上也占据主导地面占有率仅次于湿法烟气脱硫工艺,在欧美等发达国家和地区的大量应用业绩和成功运行经验表明,旋转喷雾干燥法脱硫工艺是一项技术成熟,高可靠性,高脱硫率,可以在300MW以上机组容量上应用的先进的脱硫技术.据资料介绍,在美国电站脱硫项目中,80采用石灰石一石膏湿脱硫工艺,其余20份额中绝大部分采用旋转喷雾干燥法脱硫工艺.列第2位.与湿式石灰石一石膏法烟气脱硫工艺比较,SDA法烟气脱硫工艺有以下特点.?脱除SOz效率可达90以上?几乎脱除全部SO3?系统非常简单,可用率

12、高,一般9799%?投资费用低?没有腐蚀,吸收塔及后部设备,烟囱不用防腐.?不用GGH加热烟气?没有废水排放?运行,维护费用低得多?低水耗?低电耗?占地面积小?4?热机技术第4期2007年12月32×600MW机组采用SDA法烟气脱硫工艺可行性研究艺与湿法烟气脱硫工艺技术经济比较工艺与湿法烟气脱硫工艺主要技术参数比较为方便比较,取东北院已设计完成2工程(分别为内蒙古某工程和江苏某电厂三期工程)设计采用的湿法烟气脱硫工艺(以下简称WFGD)2X600MW机组与SDA法烟气脱硫工艺进行技术比较,见下表2.表22X600MW机组WFGD法与SDA法烟气脱硫工艺主要技术经济指标比较序WFGD

13、法烟气SDA法烟气WFGD法烟气SDA法烟气号项目单位脱硫工艺脱硫工艺脱硫工艺脱硫工艺1煤种内蒙古霍林河褐煤山西神华烟煤4脱硫装置入口浓度317515804脱硫率959O959O1.45(不带Cd3H)1.01(不带GGH)1.65(带GGH)1.14(带GGH)215(带GGH)173(带GGH)6水耗t/h20012O300(不带GGH)214(不带GGH)由上表比较可以得出以下结论:a)与WFGD法烟气脱硫工艺相比,在满足排放控制标准要求条件下,当为燃褐煤机组时,SDA法烟气脱硫工艺全厂厂用电率可降低0.65(不带GGH)0.85(带GGH),用水量降低7(带GGH)33(不带GGH),

14、按年利用小时5500小时计算,WFGD法(带GGH)时,一年可节电5610万度,节水8.25万t,当WFGD法(带GGH)时,节水效果将更大.b)与WFGD法烟气脱硫工艺相比,当为燃烟煤机组时,SclA法烟气脱硫工艺全厂厂用电率可降低0.31(不带GGH)0.44(带GGH),用水量降低30.6(带GGH)44(不带GGH),按年利用小时5500小时计算,WFGD法(带GGH)时,一年可节电2904万度,节水29.15万t.工艺与湿法烟气脱硫工艺投资,运行费用比较以内蒙古工程计算2X600MW机组采用2种烟气脱硫工艺投资费用比较见表3.表32X600MW机组采用2种烟气脱硫工艺投资费用比较WF

15、GD法SDA法项目单位(带GGH)烟气脱硫工艺烟气脱硫工艺FGD系统占地面积m2144008400工程投资费用(估算)万元2160018000单位造价元/kW18O15O注:WFGD法投资按2007年定额标准.第4期2007年l2月热机技术?5?以内蒙古工程计算2×600MW机组采用2种烟气脱硫工艺运行费用比较见表4.表42×600MW机组采用2种烟气脱硫工艺运行费用比较WFGD法SDA法项目单位(带GGH)烟气脱硫工艺烟气脱硫工艺电耗kWh198009600电耗费用元/h23761152水耗t/h215200由上表3,表4比较可以得出以下结论:a)SDA法烟气脱硫工艺具有

16、脱硫工艺简单,a)与WFGD法烟气脱硫工艺相比,SDA法工艺设备要求低,转动设备少,故系统耗能少,故烟气脱硫工艺占地造价减少2.7万元,与WFGD障低,维护量小,脱硫过程不产生废水等二次污法烟气脱硫工艺比,SDA法烟气脱硫工艺GGH,染.无浆液循环泵,无脱水系统(石膏旋流器,真空皮带脱水机等),腐蚀较轻,无吸收塔封闭,事故浆液箱封闭等,可减少设备投资3600万元左右,降低工程造价17左右.b)与WFGD法烟气脱硫工艺相比SDA法烟气脱硫工艺比,SDA法烟气脱硫工艺年运行费用比WFGD法少678.7万元.对于投资方来说,SDA法烟气脱硫工艺电价(含税)比WFGD法烟气脱硫工艺电价(含税)要低得多

17、.通过技术经济比较可以得出如下结论:SDA法烟气脱硫工艺在2×600MW燃中,低硫煤机组实施是可行的.4结语及建议发达国家火电厂环保工艺发展经历了4个阶段:黑烟治理阶段一SO.,NOx治理阶段一综合治理阶段(包括重金属,S0.等)一循环经济和脱除S02同时能脱除So.等,同时耗水比湿法低等特点,是具有良好发展前途的第3段火电厂环保新工艺,具体体现在以下几个方面:b)与WFGD法烟气脱硫工艺相比,在满足排放控制标准要求条件下,当为燃褐煤机组时,SDA法烟气脱硫工艺全厂厂用电率可降低0.65%(不带GGH)0.859/6(带GGH),用水量降低79/6(带GGH)33(不带GGH),按年

18、利用小时5500小时计算,WFGD法(带GGH)时,一年可节电5610万度,节水8.25万t,当WFGD法(带GGH)时,节水效果将更大.c)与WFGD法烟气脱硫工艺相比,当为燃烟煤机组时,SDA法烟气脱硫工艺全厂厂用电率可降低0.31(不带GGH)0.44(带GGH),用水量降低30.6(带GGH)44(不带GGH),按年利用小时5500小时计算,wFGD法(带t,工程运行费用大幅降低.a)SDA法烟气脱硫工艺在国外已应用到935MW机组,并有多台大机组应用业绩,脱硫效率达到909/6以上,运行稳定可靠,因此在600MW然中,低硫煤机组机组上采用SDA法烟气脱硫工艺是可靠的.b)SDA法烟气

19、脱硫工艺对于一般的中,低硫煤,2×600MW工程的单位投资将在150元/kw左右,以WFGD法烟气脱硫工艺比,仅有吸收塔?6?热机技术第4期2007年12月和旋转喷雾器等主要设备,没有WFGD法烟气脱硫工艺的GGH,浆液循环泵,脱水系统(石膏旋流器,真空皮带脱水机等),腐蚀较轻,故吸收塔及后部设备,烟囱不用防腐等,无吸收塔封闭,事故浆液箱封闭等,比目前的WFGD法烟气脱硫工艺投资低17,水耗,电耗大大降低,脱硫区占地减少,对于建设节约型社会具有重要意义.a)我国富煤缺水地区规划新上600MW机组火电机组较多.如:内蒙古霍林河电厂(规划容量4×600MW机组,煤的收到基硫Sa0.740.8),鄂温克电厂(规划容量4×600MW机组,煤的收到基硫0.29),呼仑贝尔电