锅炉湿法脱硫后脱白的技术分析

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1、锅炉湿法脱硫后脱白技术探讨1概述我国火电燃煤锅炉烟气100%上了脱硫,其中超过90%采用湿法,通过采用低低温电除尘器和/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。抛开投资和运行成本问题不说,就算我国各种燃煤锅炉都达到超低排放水平,也不能彻底解决大气雾霾污染,原因是现行标准规范有一大缺失,就是没有排放烟气湿度的控制指标,而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脱白,不仅能根除雾霾污染,还能低成本实现环保达标、超低近零排放,特别是回收烟气中的水分和余热,年节水潜力几十亿吨,提高燃煤效率,能兼顾解决

2、环境与发展的矛盾。本文尝试估算我国燃煤锅炉等各主要行业湿排烟放散的水份总量,介绍和探讨~50°C低温湿烟气除湿脱白的技术途径。2我国湿排烟带出水分的总量估算水在自然界中呈现三种状态:固态冰、雪,液态水、雾;气态水蒸汽。水吸热后会蒸发相变为水蒸汽进入大气,大气中的水蒸汽含量达到一定程度会饱和达到含湿量的最大值,饱和后的大气遇冷降温就会再相变为雾、雨、雪、冰雹等,自然界水变蒸汽、蒸汽冷凝成水是一个可逆过程,有其自身规律和平衡,我国最湿月份室外平均大气湿度为12g/kg(~15g/Nm3),西北部大气湿度低属于干燥区域,东南部属于高湿区域。燃煤锅炉湿法脱硫系统排烟带出

3、的水分,以300MW机组为例,脱硫系统的水平衡如图1所示,脱硫系统每小时消耗水120m3/h,包括原烟气带水分71.8m3/h、脱硫增加40m3/h,年耗水量~100万吨。按照燃烧吨煤放散烟气10000Nm3/t、湿烟气所含水分112g/Nm3估算,每燃烧1吨煤湿烟气带走水份1吨,主要包括煤中原始含水、脱硫补充水,2014年全国消耗煤36-37亿吨,燃煤烟气带入大气的水份高达三十多亿吨。其次是天然气燃烧,煤改气一直被国家和北京等有些地方做为控制大气污染的主要技术措施,不谈天然气的来源和价格问题,也不论天然气燃烧温度高导致排烟氮氧化物含量高,一个很大问题是每燃烧1

4、单位体积的天然气,会产生2倍体积的水蒸汽。2014年我国天然气消耗量1800亿立方米,则产生3600亿立方米水蒸汽,折合近3亿吨水分。仅此两项,我国放散湿烟气每年就人为增加~40亿吨的水分进入大气。加上钢铁、化工等其它行业,我国工业烟气排放总量超过50亿吨,夹带着达标后的残余污染物成分,并且主要集中在京津冀、长三角、珠三角等经济发展区域,分布极不均匀。由于烟气中的二氧化硫等污染成分降低,按照设计规范排放烟囱又比以前降低。按照常识或检测,都可以确定这一点就是我国近年来大气环保控制指标逐年大幅降低、但雾霾却加重的原因,是我国大气污染控制从标准和技术规范层面必须尽快解

5、决的问题。3现有的除湿脱白技术我国在引进的石灰石石膏湿法脱硫成套技术中,包含烟气再热器,业内称GGH(Gas-GasHeater),通过湿烟气与干烟气间接换热将其温度抬升到80°C以上排放。采用GGH再热器的优点是只需一组换热器,应用中出现了堵塞、腐蚀、串烟导致排放超标等一些问题影响了电厂的正常运行。随后引进了热媒循环烟气再热器MGGH(MediaGas-GasHeater),采用降温和升温两组换热器分离单独布置,成功解决了堵塞、串烟问题,腐蚀问题通过换热器采用耐腐材料也有解决办法,新的问题是造价过高。由于MGGH再热器的升温换热器是将湿烟气间接升温为干烟气,腐

6、蚀更突出,MGGH在国产化过程中,有些用户只用降温换热器,用软水或环境空气做为换热介质,升温后回收利用,脱硫后湿烟气直接排放。国外也有用户采用辅助燃烧产生高温干烟气,与脱硫后湿烟气混风+升温除进行除湿脱白。总之,我国火电锅炉在实际大范围推广湿法脱硫过程中,原设计机组多拆除GGH,新建基本不用GGH,代之以防腐蚀烟囱直接湿排烟,钢铁、化工等其它行业也纷纷效仿,这就是导致我国产生严重雾霾的主要根源。有充分理由相信,按照我国现行大气污染控制标准,就算燃煤等相关行业都完全达到超低近零排放标准时,也不能解决雾霾污染。据介绍,湿烟气采用升温排放在一些发达国家是排放硬性标准,

7、比如德国的《大型燃烧设备法》规定,烟囱入口温度不得低于72℃;英国规定排烟温度不得低于80℃,日本规定排烟温度在90-100℃[6]。国外也确有一些企业采用湿烟气不除湿直排,但由于当地国燃煤总量少、分散、环境容量大,不足于导致产生雾霾,也不应成为我国有关部门制定排放湿烟气的标准依据。不管什么有多少客观和人为原因,笔者坚持认为,我国火电等行业湿法脱硫采用不除湿脱白湿排烟是一个技术路线和标准控制上的决策错误,是治理雾霾污染从法规标准层面必须纠正和增补的决定性控制指标。4湿烟气除湿脱白的新技术途径湿气体的饱和含湿量与湿烟气压力和饱和温度有关,压力、饱和温度越高含湿量就

8、越高。湿法脱硫后的烟气表

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