火电厂石灰石—石膏湿法双塔双循环脱硫技术的探讨
作者：张丽珍
来源：《华中电力》2014年第02期
摘要：为应对―三区十群‖内火电厂SO2排放新标准，双塔双循环技术作为原有石灰石-石膏法脱硫工艺改进技术脱硫效果比较明显，为燃煤电厂提高脱硫效率提供技术参考。 关键词：双塔双循环； 湿法烟气脱硫； 脱硫效率； 火电厂
0引言
目前我国工业锅炉排放二氧化硫占全国总排放量的22.2%，根据环保部2013年发布的第14号《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》， ―三区十群‖内的火力发电机组在―十三五‖期间，都必须达到二氧化硫50mg/m3的排放限值。实行新标准后，国内燃煤锅炉约有80%的现役机组将全部升级改造。
自20世纪60年代末湿法烟气脱硫技术出现以来，经过不断改进和发展，石灰石-石膏法脱硫工艺（FGD工艺）已成为烟气脱硫技术中技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫技术，目前占全球脱硫装机总容量的85%。双塔双循环技术在石灰石-石膏法脱硫设施增容改造过程中可普遍应用。
1 双塔双循环技术工艺原理及流程
双塔双循环采用两塔串联运行的思路，能够充分利用原有脱硫设备设施：原有烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备及供应系统、石膏脱水系统、排放系统等采用单元制配置，避免了拆塔重建的最不利局面。在不改变脱硫剂（石灰石）的情况下，能够有效提高脱硫效率，加强改造新增设备与现有设备的联系，提高整个脱硫系统的可靠性，降低造价。同时改造过程中对现有脱硫装置的正常运行影响较小，缩短了现有脱硫装置的停运时间，改造后脱硫系统能够持续稳定运行，脱硫系统的启停和正常运行均不影响机组的安全运行和电厂的文明生产。 双塔双循环脱硫基本工艺流程见图1。锅炉来高温烟气经引风机后进入预洗涤塔，经洗涤、降温至50-60℃后进入吸收塔，烟气中的SO2烟气经一级循环够得到预处理，降低烟气中含尘量、含硫量，而后被吸收池中浆液经而级循环洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，反应生成的CaSO3落入吸收塔底部的氧化池，氧化空气经氧化喷枪注入氧化池中，对中间产物进行强制氧化生成脱硫副产品CaSO4。
脱硫塔吸收液经循环泵输送至喷淋层，在喷嘴处雾化成细小的液滴，自上而下地落下。在液滴落回吸收塔浆池的过程中，实现了对烟气中的二氧化硫、三氧化硫、氯化氢和氟化氢等酸性成份的吸收过程。CaSO4溶液经二级循环泵循环喷淋，反复吸收氧化，最后形成固含量约5%的硫酸钙溶液经旋流器、皮带机脱水成为脱水石膏。
经吸收剂洗涤脱硫后的净烟气，通过除雾器除去大部分水滴后排入大气。
双塔双循环工艺中烟气经过两个不同的循环过程得到净化，一级循环主要为氧化过程，SO2去除率为50%-60%，二级循环主要为吸收过程，SO2去除率为40%-50%；每个循环回路有不同的化学反应过程、浆液浓度、PH值等。为了获得高的脱硫效率，应使吸收池的浆液PH值达到5-6；而要得到高品质的石膏，需使吸收塔氧化池中浆液PH值控制在4-5之间。 2双塔双循环工艺特点
2.1液气比低、浆液循环量低
液气比直接影响设备容量和操作运行费用，提高液气比相当于增加了吸收塔内喷淋密度，使烟气和浆液接触面积增大，提高脱硫效率；但是高的液气比要求循环泵的流量增大，从而增加了循环泵的投资，同时也使吸收塔内压力损失增大，增加引风风机的能耗。双塔双循环工艺中锥形收集盘将塔中二级循环不同区域分隔，使塔内烟气均匀分布，增加了液气接触时间，可采用较小的液气比，降低了浆液循环量，使得一次性投资和运行费用大大减少。
2.2吸收、氧化过程浆液PH值可分别控制
石灰石-石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：
从以上反应历程可以发现， 对于石灰石-石膏湿法脱硫来说，SO2 的吸收、石膏结晶和碳酸钙的溶解对PH的要求是逆向的，高pH 的浆液环境有利于SO 2的吸收， 而低pH 则有助于Ca2+的析出。双塔双循环系统中氧化池和吸收池是独立的，在一级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，高硫煤可以达到98.5%左右。由于pH值较低4 – 5，能够保证脱硫剂的溶解吸收过程并生成高品质的石膏，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗，；而在二级循环由于pH值较高5-6，在较低的液气比和电耗条件下，够保证非常高的脱硫效率，高硫煤可以达到98.5%左右，大幅降低循环泵的能耗。PH的控制主要通过浆液浓度来实现，浆液池中PH下降时，要及时补充新鲜浆液。
2.3 对石灰石品质要求略低
石灰石品质对吸收反应过程影响较大，主要体现在石灰石颗粒的粒度和比表面积，吸收剂的粒度单位体积的表面积越大，越有利于脱硫率的提高。FGD工艺对脱硫剂要求纯度在90%以上。双塔双循环系统中每个循环都是独立的反应过程，独立控制，石灰石浆液先进入二级循
环再进入一级循环，两级工艺延长了石灰石的停留时间，特别是在一级循环中PH 值很低，实现了颗粒的有效溶解，可以使用品质稍差和粒径较大的石灰石，降低浆液制备系统电耗。
2.4 对燃料特性和锅炉负荷变化适应性强
燃料特性主要有热值、硫含量、氯含量、水分以及灰分等，这些特性对FGD 系统脱硫效率都有很大的影响。而双塔双循环改进技术中一级循环可以去除烟气中的杂质，包括部分的SO2、灰尘、HCL和HF等，减少杂质对二级循环的吸收反应影响将，提高二级循环效率，对于燃煤硫分在3.5%以上的高含硫烟气的净化处理，脱硫效率可以达97% 以上，对于含硫量低的煤的烟气净化处理脱硫效率能达到98%以上，工程一次性投资少，运行费用比较低、运行安全可靠。
3 工程应用实例
国电永福电厂对3 号、4号300MW脱硫系统进行―双塔双循环‖提效技术改造。该项目是国内首台利用原吸收塔改造为―双塔双循环‖脱硫工艺的装置，煤质含硫量4.5%，脱硫效率实际高达99.4%，远低于国家规定的新排放标准，耗电低，运行费用比FGD系统低。 4 结语
对于大多数电厂采用的石灰石-石膏法脱硫工艺已经不能满足重点区域新标准的排放要求，双塔双循环脱硫改造技术脱硫效率高、石膏质量好、设备可靠、运行费用低、对燃煤硫份有很好的适应性，应对日趋严格的SO2排放标准具有很好的实践应用。
参考文献
[1]中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会. 我国脱硫脱硝行2012年发展综述[J]. 中国环保产业， 2013.
[2]GB 13223-2011，火电厂大气污染物排放标准[S]. 2011
[3]柏 源. 燃煤电厂应对新标准烟气湿法脱硫提效策略研究[J]. 电力科技与环保， 2012， 28
（6）：19-21
[4]张 弘. 石灰石—石膏湿法脱硫技术在实际应用中的探讨[J]. 内蒙古科技与经济， 2009，
（3）： 244-245.
[5]周至祥. 火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].中国电力出版社， 2006.
[6]唐超光. 重点地区燃煤电厂应对大气污染物环保新标准控制对策研究[J]. 电力科技与环保， 2013， 29（1）： 19-21
[7]方培根. 火电厂烟气脱硫后新标烟尘及SO2达标对策[J]. 河南化工， 2013， 30（7）： 49-52
火电厂石灰石—石膏湿法双塔双循环脱硫技术的探讨
作者：张丽珍
来源：《华中电力》2014年第02期
摘要：为应对―三区十群‖内火电厂SO2排放新标准，双塔双循环技术作为原有石灰石-石膏法脱硫工艺改进技术脱硫效果比较明显，为燃煤电厂提高脱硫效率提供技术参考。 关键词：双塔双循环； 湿法烟气脱硫； 脱硫效率； 火电厂
0引言
目前我国工业锅炉排放二氧化硫占全国总排放量的22.2%，根据环保部2013年发布的第14号《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》， ―三区十群‖内的火力发电机组在―十三五‖期间，都必须达到二氧化硫50mg/m3的排放限值。实行新标准后，国内燃煤锅炉约有80%的现役机组将全部升级改造。
自20世纪60年代末湿法烟气脱硫技术出现以来，经过不断改进和发展，石灰石-石膏法脱硫工艺（FGD工艺）已成为烟气脱硫技术中技术最为成熟、应用最为广泛的脱硫技术，目前占全球脱硫装机总容量的85%。双塔双循环技术在石灰石-石膏法脱硫设施增容改造过程中可普遍应用。
1 双塔双循环技术工艺原理及流程
双塔双循环采用两塔串联运行的思路，能够充分利用原有脱硫设备设施：原有烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备及供应系统、石膏脱水系统、排放系统等采用单元制配置，避免了拆塔重建的最不利局面。在不改变脱硫剂（石灰石）的情况下，能够有效提高脱硫效率，加强改造新增设备与现有设备的联系，提高整个脱硫系统的可靠性，降低造价。同时改造过程中对现有脱硫装置的正常运行影响较小，缩短了现有脱硫装置的停运时间，改造后脱硫系统能够持续稳定运行，脱硫系统的启停和正常运行均不影响机组的安全运行和电厂的文明生产。 双塔双循环脱硫基本工艺流程见图1。锅炉来高温烟气经引风机后进入预洗涤塔，经洗涤、降温至50-60℃后进入吸收塔，烟气中的SO2烟气经一级循环够得到预处理，降低烟气中含尘量、含硫量，而后被吸收池中浆液经而级循环洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，反应生成的CaSO3落入吸收塔底部的氧化池，氧化空气经氧化喷枪注入氧化池中，对中间产物进行强制氧化生成脱硫副产品CaSO4。
脱硫塔吸收液经循环泵输送至喷淋层，在喷嘴处雾化成细小的液滴，自上而下地落下。在液滴落回吸收塔浆池的过程中，实现了对烟气中的二氧化硫、三氧化硫、氯化氢和氟化氢等酸性成份的吸收过程。CaSO4溶液经二级循环泵循环喷淋，反复吸收氧化，最后形成固含量约5%的硫酸钙溶液经旋流器、皮带机脱水成为脱水石膏。
经吸收剂洗涤脱硫后的净烟气，通过除雾器除去大部分水滴后排入大气。
双塔双循环工艺中烟气经过两个不同的循环过程得到净化，一级循环主要为氧化过程，SO2去除率为50%-60%，二级循环主要为吸收过程，SO2去除率为40%-50%；每个循环回路有不同的化学反应过程、浆液浓度、PH值等。为了获得高的脱硫效率，应使吸收池的浆液PH值达到5-6；而要得到高品质的石膏，需使吸收塔氧化池中浆液PH值控制在4-5之间。 2双塔双循环工艺特点
2.1液气比低、浆液循环量低
液气比直接影响设备容量和操作运行费用，提高液气比相当于增加了吸收塔内喷淋密度，使烟气和浆液接触面积增大，提高脱硫效率；但是高的液气比要求循环泵的流量增大，从而增加了循环泵的投资，同时也使吸收塔内压力损失增大，增加引风风机的能耗。双塔双循环工艺中锥形收集盘将塔中二级循环不同区域分隔，使塔内烟气均匀分布，增加了液气接触时间，可采用较小的液气比，降低了浆液循环量，使得一次性投资和运行费用大大减少。
2.2吸收、氧化过程浆液PH值可分别控制
石灰石-石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：
从以上反应历程可以发现， 对于石灰石-石膏湿法脱硫来说，SO2 的吸收、石膏结晶和碳酸钙的溶解对PH的要求是逆向的，高pH 的浆液环境有利于SO 2的吸收， 而低pH 则有助于Ca2+的析出。双塔双循环系统中氧化池和吸收池是独立的，在一级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，高硫煤可以达到98.5%左右。由于pH值较低4 – 5，能够保证脱硫剂的溶解吸收过程并生成高品质的石膏，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗，；而在二级循环由于pH值较高5-6，在较低的液气比和电耗条件下，够保证非常高的脱硫效率，高硫煤可以达到98.5%左右，大幅降低循环泵的能耗。PH的控制主要通过浆液浓度来实现，浆液池中PH下降时，要及时补充新鲜浆液。
2.3 对石灰石品质要求略低
石灰石品质对吸收反应过程影响较大，主要体现在石灰石颗粒的粒度和比表面积，吸收剂的粒度单位体积的表面积越大，越有利于脱硫率的提高。FGD工艺对脱硫剂要求纯度在90%以上。双塔双循环系统中每个循环都是独立的反应过程，独立控制，石灰石浆液先进入二级循
环再进入一级循环，两级工艺延长了石灰石的停留时间，特别是在一级循环中PH 值很低，实现了颗粒的有效溶解，可以使用品质稍差和粒径较大的石灰石，降低浆液制备系统电耗。
2.4 对燃料特性和锅炉负荷变化适应性强
燃料特性主要有热值、硫含量、氯含量、水分以及灰分等，这些特性对FGD 系统脱硫效率都有很大的影响。而双塔双循环改进技术中一级循环可以去除烟气中的杂质，包括部分的SO2、灰尘、HCL和HF等，减少杂质对二级循环的吸收反应影响将，提高二级循环效率，对于燃煤硫分在3.5%以上的高含硫烟气的净化处理，脱硫效率可以达97% 以上，对于含硫量低的煤的烟气净化处理脱硫效率能达到98%以上，工程一次性投资少，运行费用比较低、运行安全可靠。
3 工程应用实例
国电永福电厂对3 号、4号300MW脱硫系统进行―双塔双循环‖提效技术改造。该项目是国内首台利用原吸收塔改造为―双塔双循环‖脱硫工艺的装置，煤质含硫量4.5%，脱硫效率实际高达99.4%，远低于国家规定的新排放标准，耗电低，运行费用比FGD系统低。 4 结语
对于大多数电厂采用的石灰石-石膏法脱硫工艺已经不能满足重点区域新标准的排放要求，双塔双循环脱硫改造技术脱硫效率高、石膏质量好、设备可靠、运行费用低、对燃煤硫份有很好的适应性，应对日趋严格的SO2排放标准具有很好的实践应用。
参考文献
[1]中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会. 我国脱硫脱硝行2012年发展综述[J]. 中国环保产业， 2013.
[2]GB 13223-2011，火电厂大气污染物排放标准[S]. 2011
[3]柏 源. 燃煤电厂应对新标准烟气湿法脱硫提效策略研究[J]. 电力科技与环保， 2012， 28
（6）：19-21
[4]张 弘. 石灰石—石膏湿法脱硫技术在实际应用中的探讨[J]. 内蒙古科技与经济， 2009，
（3）： 244-245.
[5]周至祥. 火电厂湿法烟气脱硫技术手册[M].中国电力出版社， 2006.
[6]唐超光. 重点地区燃煤电厂应对大气污染物环保新标准控制对策研究[J]. 电力科技与环保， 2013， 29（1）： 19-21
[7]方培根. 火电厂烟气脱硫后新标烟尘及SO2达标对策[J]. 河南化工， 2013， 30（7）： 49-52