燃煤电厂SO2控制装置选择的技术原则

电力18讯：    1 概述
本专题是联合国开发计划署援助项目――中国电力工业管理和节能项目中的分项目之一：燃煤电厂SO2控制技术评估及选择原则。实施该项目的目的旨在解决以下问题：
――评估并选择适用于中国特点和需要的SO2控制技术；
――提出适用于中国SO2控制装置选择的技术原则。
所完成的结果为中国燃煤电厂在SO2控制装置选择的选择过程中提供参考。
本报告是燃煤电厂SO2控制技术评估及选择原则分项专题报告之二，主要讨论燃煤电厂SO2控制控制装置选择的影响因素和技术原则，通过对诸多影响因素的分析，提高电厂技术人员对脱硫装置选择的认识，从而对脱硫装置选择及招标文件的编制工作提供帮助。

2 影响燃煤电厂SO2控制装置选择的主要因素
2.1排放控制水平与SO2脱除率
SO2控制装置选择首先应考虑的因素为SO2排放控制水平，即环境保护法规要求项目达到的SO2削减量。有了SO2削减量就可计算出脱硫装置的SO2脱除率。脱硫装置所采用的工艺系统与SO2脱除率关系密切，要求达到的SO2控制水平不同，其脱硫装置的选择结果亦有较大的差异，一般来说，要求达到的SO2控制水平越高，即要求的脱硫率越高，则可供选择的脱硫工艺种类越少。按脱硫工艺系统所能达到的脱硫率，其对脱硫率的适应性由高到低依次为：
―石灰石/石灰――石膏湿法，脱硫率可达95%以上；
―氨法脱硫，脱硫率可达95%以上；
―海水脱硫，脱硫率可达90%以上；
―烟气循环流化床及气体悬浮吸收脱硫，脱硫率可达90%以上；
―循环流化床锅炉，脱硫率可达约90%；
―电子束法脱硫，脱硫率可达约80%；
―喷雾干燥法脱硫，脱硫率可达75%左右；
―炉内喷钙+后部增湿活化脱硫等，脱硫率可达约70%。
一般来说，项目SO2控制水平由国家(或地方)的环保主管部门依据环保法规审批确定，其审批的依据主要是业主报送的建设项目环境影响报告书。
2.2外部条件
2.2.1吸收剂的可用性
项目所在地区脱硫吸收剂的来源直接影响着脱硫装置工艺的选择。一般来说，火电厂脱硫所处理的烟气量较大，需要的脱硫吸收剂数量也十分可观。因此，为降低脱硫吸收剂的供应成本，脱硫吸收剂的供应以项目所在地附近区域为宜，运输半径的合理选择与当地的运输条件、运费有关。
脱硫工艺不同，所需的脱硫吸收剂也不同。以下给出了几种主要脱硫工艺的常用脱硫吸收剂种类分析。
钙基吸收剂：主要为石灰石、石灰。钙基吸收剂，特别是石灰石，由于其价廉易得，是目前脱硫装置应用最为广泛的吸收剂。主要适用脱硫工艺及要求为：
―石灰石/石灰―石膏湿法脱硫，所用吸收剂为石灰石或石灰。一般要求所供应的石灰石粉细度为200目(筛余<5%)~325目(筛余<5%)，当脱硫副产品脱硫石膏品质要求严格时，对石灰石的CaO含量和活性则有相应的要求。
―循环流化床锅炉，所用吸收剂为石灰石；
―炉内喷钙+后部增湿活化脱硫，所用吸收剂为石灰石；
―喷雾干燥法脱硫，所用吸收剂为石灰或消石灰粉；
―烟气循环流化床，所用吸收剂为石灰或消石灰粉；
―烟气悬浮吸收脱硫，所用吸收剂为石灰。
作为脱硫吸收剂用石灰，为避免对吸收浆管道和喷嘴产生磨损、在合理的Ca/S条件下获得较高的脱硫效率，一般要求有较高的纯度和活性。较适用的石灰CaO的纯度一般为80%以上，石灰活性通常以石灰加一定比例的水进行消解特性试验3分钟温升40℃以上为宜。对于手工土窑烧制的一般建筑用石灰，因其烧制工艺落后，温度难以控制，往往出现欠烧或过烧现象，质量难以满足要求。
液氨/氨水：主要作为氨法脱硫及电子束法脱硫的吸收剂。由于这两种物质均为化工、化肥行业的中间产品，其来源与当地化工、化肥厂的位置关系密切，其供应受到化工、化肥厂的生产影响较大。当这些厂的最终产品销路好时，其中间产品没有富裕，不能满足脱硫吸收剂的需要。另一方面，由于氨水浓度一般较低(约为10%)，相对来说脱硫所需的氨水量较大，存在一个经济合理的运输半径；由于液氨存放在高压容器内，其运输和存放有一定的危险性，需要特别严格的操作条件和场地条件。
海水：海水脱硫工艺是利用海水的碱度脱除烟气中SO2的一种脱硫方法。海水脱硫对海水水质的依赖程度非常高，通常以海水的盐度指标进行衡量。一般来说，海水中约含有不超过3.5%的盐份，这些盐中氯盐约占88.5%，硫酸盐约占10.8%，碳酸盐约占0.34%，其他盐类约占0.38%。海水的主要成分一般相对均一和恒定，其中主要离子为:Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、HCO3-、Br-。以3.5%盐度的海水为例，各种离子的含量见表2.2-1所示。
表2.2-1 海水中主要离子含量(3.5%盐度)

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海水水质受所处位置及季节的影响较大，位于河流入海口附近的海域海水受淡水的稀释影响，海水盐度极不稳定，以这种海水进行脱硫，其脱