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湿法脱硫降低成本的途径分析

2018-11-20 10:56:34      点击:

1  概述

我国火电行业烟气脱硫超过90%采用石灰石石膏湿法,通过采用低低温电除尘器或末端湿式静电除尘器改造,可以满足新国标(GB13223-2011要求、甚至实现超低排放[1],但这两条超低排放技术路线不仅投资和成本都存在是否经济的争论,也有是否能彻底解决雾霾的疑问[2]。火电行业是我国大气雾霾污染的主要来源,完全达到新国标要求也未必能解决雾霾污染,因为标准没有提供排放烟气湿度的控制指标,这恰恰是形成雾霾的根源;反之如能有效解决湿法脱硫的排烟除湿问题,不仅有助于根除雾霾污染,还能同步降低烟气中的各种污染物含量,实现超低近零排放,特别是可以回收烟气中的水分和余热,使脱硫不仅不需耗水、还能增加年几十亿吨的非常规水源和提高~5%的燃煤效率,助力煤电行业绿色发展。

 

2  湿法脱硫成本分析

我国燃煤电厂当初引进的石灰石-石膏湿法脱硫工艺为:锅炉高温烟气经过省煤器、空气预热器、(SCR脱硝)、干式静电除尘器除尘后,再通过引风机、增压风机增压后, 送至烟气换热器(Gas-Gas-Heater),烟气温度降低后进入吸收塔脱硫。脱硫剂为石灰石(CaCO3)与水配制的悬浮浆液, SO2与石灰石反应后生成亚硫酸钙,并就地强制氧化为石膏,石膏经二级脱水处理储存并可作为副产品外售、或免费外运。脱硫后的净烟气再返回至GGH进行加热,温度从50℃加至80℃以上,通过烟囱排放至大气。由于GGH投入运行后存在腐蚀、堵塞、串烟等问题,后来改为热媒烟气换热系统(MGGH),降温和升温换热器分别布置解决了串烟,但没有解决好腐蚀、堵塞,还存在投资多的问题。实际运行的大多数燃煤机组脱硫都采用了取消烟气加热的防腐烟囱湿排烟技术。

根据一次新建两套300MW燃煤机组、煤含硫量1%、带GGH的石灰石石膏法脱硫费用分析结果(见表1)[3],可以看出折旧费、财务费用两项就占44.93%,这主要是因为脱硫初期投资多(2.5亿元),修理费用高与设备多、维护量大有直接关系。

 

1  新建2X300MW煤电机组石灰石石膏法脱硫费用分析结果

项目

名称

脱除每kgSO2费用/元

比例/%

 

合计

1.50

100.00

1

折旧费

0.51

34.04

2

电费

0.38

25.13

3

修理费

0.25

16.75

4

财务费用

0.16

10.89

5

石灰石

0.08

5.30

6

0.05

3.31

7

其它费用

0.04

2.62

8

工资及福利

0.03

1.95

 

   进一步分析脱硫的三项主要生产成本结果见图1[4],可以看出脱硫系统的主要生产成本是电费,其次是脱硫剂石灰石和水。

 

1 600MW煤电机组石灰石石膏法脱硫主要生产成本(万元/年)


 

3  降低湿法脱硫成本的技术途径

   分析看出,降低脱硫成本首先须降低投资及财务费用和修理费,系统投入运行后重点是降低脱硫电、石灰石和水三项生产成本,以下探讨降低成本的技术途径。

 

3.1 节电

湿法脱硫电耗主要包括增压风机、脱硫液循环泵、氧化风机和其它电耗,比如某2X300MW机组湿法脱硫连续运行设备轴功率6227KW,其中增压风机功率2000 KW、三组循环泵功率1560KW,这两项占总功率的57%,因此降低这两项电耗对于节电具有重要作用,可尝试的技术途径包括取消增压风机、降低吸收塔的气液比。

脱硫系统总压损为2500-3000Pa,包括吸收塔、除雾器、再热器、烟道,不得不安装增压风机。增压风机不仅存在与引风机不匹配等问题,也是一个很大的成本浪费。通过减少工况烟气量和降低阻损两方面的改进,完全可以、也十分有必要取消增压风机。进一步的技术措施:

首先通过采用电除尘器前的降温换热器将烟气温度从~135降低到90oC,进引风机的烟气量减少~15%。

l 其次通过改变吸收塔喷嘴型号和布置,结合改进除雾器,可以降低脱硫系统压损。考虑到引风机本身还有流量、压力、温度的富裕量,降低引风机的负荷就有停开增压风机的条件。

尝试采用湿式风机(称为洗气机)替代引风机和增压风机:从干式静电除尘器引出原烟气进入旁通脱硫系统,在脱硫后采用洗气机净化后排放,将原引风机和增压风机停用,具备进一步节电的潜力。洗气机是一种兼有高效文丘里洗涤和风机功能的动力辅助式洗涤设备,具有抽引湿烟气、降温、精除尘、脱硫多种功能,通过喷洒脱硫液防止叶轮腐蚀和粘灰。唐山一用户在一类似的应用中,采用该技术设备,不仅没有脱硫增压风机,洗气机的功率降低到原引风机的50%以下,因为系统压损小和烟气温湿度低。

我国火电行业湿法脱硫吸收塔多采用3-5层喷淋吸收系统,烟气从塔内下部向上流动,吸收液从上部向下喷淋,顶部还得布置除雾器,增加烟气流动压力损失;由于喷嘴喷淋颗粒大1320-2950μm、液滴速度低10m/s,因此吸收效率低,气液比高达10-25 L/Nm3,导致循环泵电耗高。目前国内外已经成功采用了干式洗涤(Dry Scrubbing)技术,采用压缩空气雾化喷嘴或高压雾化喷嘴,平均喷雾颗粒降低到50-100μm,单位吸收液比表面积增加数百至几千倍、出口速度可到20-40m/s,脱硫液吸收效率大幅提高,气液降低到2 L/Nm3,就足以达到要求的脱硫效率,从而减少循环泵电费。

 

3.2 石灰石

石灰石价廉、资源充足、脱硫效率稳定,我国煤电行业脱硫主要采用石灰石做脱硫剂,这是在相当一段时期内难以改变的国情,但从长远看,石灰石做脱硫剂有多个问题难以解决:首先是脱硫产物处置,石膏理论上可以做建材、制硫酸+石灰,但实际上由于锅炉原烟气含尘、含酸、含重金属等,附产物石膏品质差,与我国资源丰富的天然石膏难以竞争,近年来许多电厂都改用抛弃法,电厂付费请人把石膏运走堆存。2013年我国工业附产石膏排放总量1.8亿吨,一些地方出现了石膏山[6]。石灰石脱硫的另一个大问题是每脱除1吨二氧化硫会产生0.72吨二氧化碳,全国脱硫年附产1000多万吨二氧化碳,增加了温室气体排放量。

电力行业、还有钢铁行业烧结脱硫、化工、有色金属等行业,除了主要采用石灰石石膏湿法外,还有氧化镁、氨法、离子液等其它湿法。解决湿法石灰石等脱硫剂成本和脱硫产物处置问题的值得尝试的技术途径是将现有湿法脱硫剂更换为硫化钠,脱硫产物为纯硫磺。在硫化钠(臭碱)-硫磺湿法脱硫工艺[7]中,含二氧化硫烟气循环脱硫新工艺流程主要分为:SO2烟气调节 SO2吸收、自氧化还原、硫化钠再生四个过程。以Na2S溶液为吸收液,与含有二氧化硫的烟气充分接触,使二氧化硫转变为Na2S2O3NaHSO3的形式进入溶液中;通过液相克劳斯反应,控制溶液的条件,让其发生自氧化还原反应,将溶液中的硫转化为元素硫和硫酸盐,液固分离得到固体元素硫与硫酸钠溶液。采用结晶法或喷雾干燥法从溶液中结晶分离出硫酸钠,并用碳或CO还原制成硫化钠,返回吸收工序。脱硫剂硫化钠循环使用,每脱除~2吨SO2产生1吨硫磺,消耗一定量的煤、或CO气体。据此估算,全国每年脱除2000多万吨SO2可回收1000多万吨硫磺,这恰好与我国进口硫磺的数量接近,可以解决石灰石成本、石膏山、石膏雨等脱硫问题,还有硫磺容易储存、运输、具体多种用途的其它优势。回收硫磺顶替进口,提供给硫酸行业制酸还可以避免脱硫附产硫酸对现有硫酸行业的冲击。

 

3.3 节水

湿法脱硫耗水不仅是成本问题,在干旱地区也是资源问题,更主要的是湿法脱硫排放的水分多是我国雾霾污染的根源之一。300MW机组脱硫系统的水平衡如图2所示[5] ,脱硫系统每小时消耗水120m3/h,包括原烟气带水分71.8 m3/h、脱硫增加40m3/h,年耗水量~100万吨。按照燃烧吨煤烟气带水1吨估算,全国火电行业向大气年外排水分几十亿吨,并且排出的水分为饱和蒸汽,携带大量的潜热,降低燃煤效率,因此排烟除湿不仅降低脱硫水成本,还提高燃煤效率、根除雾霾。我国湿法脱硫排放烟气湿度巨增的同时,排放烟囱的高度通常为原烟囱高度的一半,也是加剧了残余污染物扩散难的原因之一。

 

2 某电厂300MW机组脱硫系统水平衡图




脱硫后~50oC湿烟气采用冷凝技术实现水蒸汽冷凝,还有一个重要作用是将残留颗粒物、二氧化硫、酸、重金属等冷凝进入排水中,有利于实现低成本达标,甚至超低近零排放。冷凝法排烟除湿有三个可选择的技术途径:一是间接冷凝,二是直接喷淋冷凝,三是直接+间接混合冷凝。

l 采用间接冷凝好处是可回收冷凝水和余热,缺点是由于换热温差小、换热器体积大,存在是否经济的问题。

l 直接喷冷水冷凝优点是设备简单,问题是烟气冷凝放出的潜热需要巨量的循环冷却水系统,如果附近有海水、江河等免费自然冷源还可以考虑,否则通过冷却塔也不经济。

l 最理想的方法是采用直接喷淋与间接换热的混合冷凝工艺,将脱硫后湿烟气温度从~50oC降低到大气温度~25oC,向换热器表面少量喷淋水同时起到防腐蚀和提高传热效率、减少换热器体积作用,余热可以通过软水密闭循环回收利用。

查表可知,大气压下每标立米烟气从50oC冷却到25oC,烟气湿度降低~80%、可冷凝水0.088kg,吨煤燃烧排烟水分减少0.8吨以上,300MW机组小时回收冷凝水80吨,年回收80万吨以上。全国脱硫年回收几十亿吨冷凝水,脱硫不仅不耗水,还可以回收煤带入水份,经过适当的处理后为锅炉提供补充水。回收的冷凝水中的余热可以通过回收,用于采暖等用途。

对于循环液中氯离子富集外排的少量废水,可以采用冷冻结晶、或喷雾干燥提盐工艺处理,也可以简单地在前面的干烟气中利用和处置。

 

4  相关问题讨论

我国江苏省、浙江省、山西省、广州市都已出台相关政策,要求燃煤电厂实行超低排放,2013年以来也有多套燃煤电厂超低排放机组投运,目标是烟尘、SO2 NOX排放浓度分别达到5mg/Nm335mg/Nm350mg/Nm3。采用末段脱硫后增加湿式静电除尘器和低低温电除尘两条技术路线都能实现超低排放。为了降低超低排放的投资和运行成本,可以尝试进行如图所示的以低低温电除尘器为基础的工艺优化改进,内容包括:1 干式静电除除尘器,2 降温换热器, 3 SCR脱硝, 4 新增洗气机, 5 增加WESP湿式静电除尘器,在实现目前超低排放目标的同时,解决排烟湿度大引起雾霾、节水、节电等问题,分别描述如下。

 图3 超低排放工艺的优化







 

4.1 干式静电除尘器的改造方案

我们电厂锅炉现有的干式静电除尘器原设计排放指标就高,长期运行后效率降低,要达到新国标要求必须进行改造。目前在采用的改造方案有以下几种:

l 改造为布袋除尘器

l 改造为电袋复合除尘器

l 增加电场或采用移动极板

l 更新电源

低低温改造

      采用上述几种方案都能达标,但显然是采用低低温最节省。如能辅助进行更新电源改造效果会更好,而前三种方案改造投资都比较大不一定经济。

 

4.2 降温换热器设计改进

在干式静电除尘器前增加降温换热器(或称热回收器)的方法在已经被国内外众多业绩证明有显著效果,不仅可以低成本使现有除尘器颗粒物达标,还有协同去除酸和重金属的效果。采用相变蓄热技术改进,选择在~90oC左右发生固液相变的蓄热材料填充在放热和吸热元件的外面,具有出口烟气温度恒温、强化传热减少换热器体积、防腐等功能,可以用廉价的换热器材料,如此有助于解决降温后温度偏低可能出现的低温腐蚀和设备造价问题。在换热器前部喷石灰粉可以提高吸附效果,进一步消除低温腐蚀可能。

 

4.3 脱硝技术选择

火电锅炉烟气脱硝目前主要采用SCR催化还原法,该技术不应继续推广,因为投资多、占地多、运行成本多,已经在用的应考虑利用更换催化剂的机会改造。因为脱硝系统设计增加几百帕的压损,局部堵塞后更高,是引风机电耗高的一个因素。更主要的用氨还原脱硝,因为合成氨过程是高耗能高污染,喷氨脱硝等于是污染转移,而且脱硝产物为氮气无害、但也没用。值得关注我国研究人员在研究的湿法氧化脱硝,可以回收硝酸、或硝酸钙,有一定利用价值。

 

4.4 增加洗气机

简单地说,洗气机就是一种湿式风机,具有风机升压、精除尘、脱硫、降温等多重功能,布置在脱硫塔后,首先可以取消前面的增压风机节电,因为洗气机进口的烟气经过降温、除湿体积会降低20%左右,并且能进一步除尘、脱硫,增加系统排放的稳定性。由于洗气机向叶轮喷水或碱液,可以防止腐蚀和粘灰。对脱硫吸收塔喷嘴选型和布置进行改进,还可以考虑从电除尘器的出口增加并联管路,越过引风机和增压风机,会有更明显的节电效益。

 

4.5 WESP湿式静电除尘器的改进

目前在用的WESP湿式静电除尘器的入口烟气温度在~50oC,烟气中的饱和水蒸汽含量高达0.114kg/Nm3,一方面造成WESP设备的浪费,大约20%的电场面积是用于处理水蒸汽,另一方面水蒸汽冷凝导致的低温腐蚀是WESP造价高的一个主要原因,一台单电场WESP能顶3-4电场干式静电除尘器的造价,不仅造价高、而且是否能长期稳定运行也有疑问。更主要的是,WESP是顶级的除雾器,采用后可以取消脱硫除雾器消除石膏雨、减少压损,但对气态水蒸汽没有作用。在锅炉湿烟气条件下,理想选择是采用经济有效的混合冷凝技术,深度冷却烟气到25 oC以下先冷凝除湿,然后再用湿电除雾,这样可以解决WESP的许多问题。做为超低排放的末段把关设备,WESP是必不可少的,但需降低造价、占地和提高使用寿命

 

 

4.6 脱白除湿技术的改进

在低低温脱硫塔后,设计采用升温换热器将烟气温度从50升温到80 oC以上,这对于排烟脱白除湿是有必要的,但是不经济,换热器也存在造价高、压损大、结露腐蚀等问题。实践证明,将排烟温度降低到25 oC以下已经可以基本实现脱白除湿,同时采用WESP效果更佳。最简单易行的方法是不用升温换热器,而采用直接混风除湿脱白。

 

 结论与建议

1. 为了彻底根除雾霾污染,火电行业大气污染控制标新国标(GB13223-2011必须增加排烟温湿度控制指标要求,建议为25oC以下、相对湿度70%以下。

2. 火电行业采用超低近零排放改造,可以达到比燃烧天然气还干净的水平,这是我国火电行业大气污染治理符合国情的技术路线。

3. 通过超低排放工艺路线优化改进,有助于同步解决投资、成本和石膏山等相关问题,实现煤电绿色发展。

 

参考文献

[1] 中国环境保护产业学会电除尘委员会,“超低排放”的路线选择,中国环境报,2015年年1月15日第10版

[2] 张静,大气治理15年:指标下降雾霾却更重, 第一财经日报(上海) ,2014-10-29

[3] 王志轩 彭俊  张家杰 成先红,石灰石石膏法烟气脱硫费用分析,中国电力,2004年2月

[4] 韩彩玲等,几种烟气脱硫工艺的运行费用分析,能源技术经济,2010年8月,P45

[5] 汪波 刘全祥,石灰石石膏法脱硫工艺中存在的问题探析,中国环保产业,2009年8月11日

[6] 中国环境保护产业学会电除尘委员会,愚公已不在 何人来移山?中国环境报,2015年

3月6日第8版

[7] 周建茗,低成本循环脱硫变废为宝,中国冶金报,2012年3月29日B1版