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脱硫技术进展
湿法烟气脱硫技术的进展
早在英国产业革命后的十九世纪末,人们就开始应用含碱性物质的泰晤士河河水,洗涤燃煤烟气净化SO2。
在本世纪三十年代,人们开始应用CaO作吸收剂,湿法脱除烟气中的SO2。
本世纪七十年代初,第一套湿法洗涤烟气脱硫装置诞生于美国。
从七十年代初到本世纪末的30年里,针对湿法烟气脱硫洗涤系统,尤其是脱硫塔易结垢、堵塞、腐蚀以及机械故障等一系列的弊病,日本、美国及德国对湿法烟气脱硫开展了深入不间断的的研究,在脱硫效率、运行可*性和成本方面有了很大的改进,运行可*性可达99%。
到目前为止,湿法烟气脱硫技术已经成熟,并步入实用化阶段。
在最近30年内,湿法烟气脱硫技术每隔10年就攀升一个新的台阶,取得了新的进展。
(1)起步阶段---第一代烟气脱硫(70年代初--70年代末)
1970年美国颁布了空气净化法,要求新建燃煤发电厂SO2的排放量控516mg/Nm3以下,以法律手段强制燃煤发电厂安装烟气脱硫装置,削减SO2排放量。
七十年代初,以湿法石灰石为代表的第一代湿法烟气脱硫技术开始在电厂应用。
从七十年代初到七十年代末,主要湿法烟气脱硫技术有湿法石灰石/石灰法、湿法氧化镁法、双碱法、钠基洗涤、碱性飞灰洗涤、柠檬酸盐清液洗涤、威尔曼--洛德法等。
第一代烟气脱硫多安装在美国和日本。
第一代烟气脱硫技术的主要特点是:
吸收剂和吸收装置种类众多,投资和运行费用很高,设备可*性和系统可用率较低,设备结垢、堵塞和腐蚀最为突出,脱硫效率不高,通常为70-85%,大多数烟气脱硫的副产物被抛弃。
(2)发展阶段---第二代烟气脱硫(80年代初--80年代末)
在80年代初,西方发达国家SO2排放标准日趋严格,批准了执行SO2削减计划,促使烟气脱硫技术进一步发展,烟气脱硫出现了第二代高峰。
烟气脱硫技术得到了迅速推广。
1979年美国国会通过了“清洁空气法修正案”(AAA1979),确立了以最小脱硫效率和最大SO2排放量为评价指标的新标准,由此,80年代第二代烟气脱硫系统进入商业化应用。
第二代烟气脱硫以干法、半干法为代表,主要有喷雾干燥法、LIFAC、CFB、管道喷射法等。
在这个阶段,湿法石灰石/石灰法得到了显著的改进和完善。
在解决结垢、堵塞、腐蚀、机械故障等方面取得了显著的进展。
第二代湿法烟气脱硫技术的主要特点是:
湿法石灰石洗涤法得到了进一步发展,特别在使用单塔、塔型设计和总体布局上有较大的进展。
脱硫副产品根据不同国情可生产石膏或亚硫酸该混合物,德国、日本的烟气脱硫大多利用强制氧化使脱硫副产品转化为石膏,而美国烟气脱硫副产品大多堆放处理;基本上都采用钙基吸收剂,如石灰石、石灰和消石灰等;湿法石灰石洗涤法脱硫效率提高到90%以上;随着对工艺理解的深入,设备可*性提高,系统可用率达到97%;由于脱硫副产品是含有CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应吸收剂的混合物,故脱硫副产品的处置和利用,成为80年代中期发展干法、半干法烟气脱硫的重要课题。
喷雾干燥法在发展初期,脱硫效率仅为70-80%,经过不断完善,到后期通常能达到90%,系统可用效率较好,副产品商业用途少。
烟道内或炉内喷钙的脱硫效率只有30-50%,系统简单,负荷跟踪能力强,但脱硫吸收剂的消耗量大。
(3)成熟阶段---第三代烟气脱硫(90年代初--90年代末)
1990年美国国会再次修订了“清洁空气法”(CAAA1990),新的修正案要求现有电厂减少SO2的排放量,到2002年1月1日,SO2总排放量比1990年SO2排放量减少900万吨。
1990年以来,美国燃煤发电厂使用的第三代湿法烟气脱硫,均为脱硫效率≥95%的石灰石湿法工艺,脱硫副产品石膏实现商业化应用。
第三代烟气脱硫技术的主要特点如下:
投资和运行费用大幅度降低,性能价格比高,喷雾干燥法烟气脱硫需要量大大减少,各种有发展前景的新工艺不断出现,如LIFAC、CFB、电子束辐照工艺,NID工艺以及一些结构简化、性能较好的烟气脱硫工艺等。
这些工艺的各种性能均好于第二代,而且商业化、容量大型化的速度十分迅速;湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展。
第三代湿法烟气脱硫通过工艺、设备及系统多余部分的简化、采用就地氧化、单一吸收塔技术等,不仅提高了系统的可*性(95%)和脱硫效率,而且初期投资费用降低了30-50%。
同时脱硫副产物回收利用的研究开发,也拓展了商业应用的途径。
到1995年,世界各国使用的烟气脱硫装置总共大约有760套(250GW)。
其中湿法是应用最普遍的烟气脱硫系统,占总量的84%,特别是石灰石/石灰湿法占70%,安装湿法烟气脱硫装置最多的国家是美国,大约为200多套;其次是德国,大约为15套;日本居第三位,大约为45套。
湿法烟气脱硫技术经过30年的研究发展和大量使用,一些工艺由于技术和经济上的原因被淘汰,而主流工艺石灰石/石灰--石膏法,得到进一步改进、发展和提高,并且日趋成熟。
其特点是脱硫效率高,可达95%以上,可利用率高,可达到98%以上。
可保证与锅炉同步运行;工艺过程简化;系统电耗降低,投资和运行费用降低了30-50%。
(4)我国湿法烟气脱硫的现状和发展
我国对烟气脱硫技术的研究与开发,始于70年代。
到90年代,已进行了四种烟气脱硫的试验研究(活性炭磷铵肥法、旋转喷雾干燥法、简易石灰喷雾法和石灰石三相硫化床法的中试规模)。
90年代,我国先后从国外引进了各种类型的烟气脱硫技术,在六个电厂建造了烟气脱硫示范工程,并已投入工业化运行。
近年来我国也加大烟气脱硫国产化的力度,并已取得了突破性进展;
我国政府在最近10年内,颁布了一系列有关燃煤发电厂SO2污染控制法规、条例及排放标准。
严格的法规和排放标准,是治理SO2污染和控制的重要推动力。
(5)国家有关脱硫方面的法律、法规
《大气污染防治法》针对火电厂提出了“在城市市区内新建火电厂,应当根据需要和条件,实行热力与电力联合生产”、“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业,属于新建项目不能采用低硫煤的,必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施,属于已建企业不用低硫煤的,应当采取控制二氧化硫排放、除尘的措施。
国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术”。
在《火电厂大气污染排物放标准》(GB13223-1996)中对火电厂二氧化硫控制划分了三个时间段,根据不同的时间段提出了不同的控制要求。
对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂(第三时段),在继续并从严实行全厂排放总量控制的基础上增加了烟囱浓度控制限制,并与“两控区”和煤的含硫量挂钩。
煤的含硫量大于,最高允许排放浓度2100mg/Nm3小于或等于1%时为1200mg/Nm3,即要求处于“两控区”的电厂煤的含硫大于1%时必须脱硫。
但对于1%以下含硫量的电厂,还要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地环境质量的要求通过环境影响评价后确定是否脱硫。
在1998年1月国务院以国函〔1998〕5号文批复的国家环保局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》中要求“两控区”内火电厂做到:
到2000年达标排放;除以热定电的热电厂外,禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂;新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂,必须建设脱硫设施;现有燃煤含硫量大于1%的电厂,要在2000年前采取减排措施;在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他有相应效果的减排二氧化硫措施。
另外,新修订的“大气法”对SO2的排放要求更加严格。
干法烟气脱硫技术应用及其进展
前言:
我国的能源以燃煤为主,占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧,煤燃烧过程中产生严重污染,如烟气中CO2是温室气体,SOx可导致酸雨形成,NOX也是引起酸雨元凶之一,同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等。
总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。
中国的能源消费占世界的8%~9%,SO2的排放量占到世界的15.1%,燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。
中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨,SO2的年排放量为2000多吨,预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨,如果不采用控制措施,SO2的排放量将达到3300万吨。
据估算,每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右,到2010年,要保持中国目前的SO2排放量,投资接近1千亿元,如果想进一步降低排放量,投资将更大[1]。
为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》,并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。
各地对SO2的排放控制越来越严格,并且开始实行SO2排放收费制度。
随着人们环境意识的不断增强,减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视,寻求解决这一污染措施,已成为当代科技研究的重要课题之一。
因此控制SO2的排放量,既需要国家的合理规划,更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。
烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一,按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。
湿法脱硫是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。
常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等,湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。
但由于湿法烟气脱硫技术具有投资大、动力消耗大、占地面积大、设备复杂、运行费用和技术要求高等缺点,所以限制了它的发展速度。
干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点,但存在着钙硫比高、脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。
自20世纪80年代末,经过对干法脱硫技术中存在的主要问题的大量研究和不断的改进,现在已取得突破性进展。
有代表性的喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等一批新的烟气脱硫技术已成功地开始了商业化运行,其脱硫副产物脱硫灰已成功地用在铺路和制水泥混合材料方面。
这一些技术的进步,迎来了干法、半干法烟气脱硫技术的新的快速发展时期。
传统的石灰石/石膏法脱硫与新的干法、半干法烟气脱硫技术经济指标的比较见表1。
表1说明在脱硫效率相同的条件下,干法、半干法脱硫技术与湿法相比,在单位投资、运行费用和占地面积的方面具有明显优势,将成为具有产业化前景的烟气脱硫技术。
本文主要论述了喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等几种干法烟气脱硫技术和近几年研究出来的几项半干法烟气脱硫技术及其各种方法在工业方面的应用情况及今后的发展方向。
1、喷雾干燥法烟气脱硫技术
喷雾干燥法烟气脱硫技术是一项发展最成熟的烟道气脱硫技术之一。
该技术采用了旋转喷雾器,投资低于湿法工艺,在全世界范围内得到广泛应用,在西欧的德国、意大利等国家利用较多。
对中高硫燃料的SO2脱硫率能达到80-90%。
该技术的基本原理是由空气加热器出来的烟道气进入喷雾式干燥器中,与高速旋转喷嘴喷出的充分雾化的石灰、副产品泥浆液相接触,并与其中SOX反应,生成粉状钙化合物的混合物,再经过除尘器和吸风机,然后再将干净的烟气通过烟囱排出,其反应方程式为:
SO2+Ca(OH)2
CaSO3+H2O
SO3+Ca(OH)2
CaSO4+H2O
该技术一般可分为吸收剂雾化、混合流动、反应吸收、水汽蒸发、固性物的分离五个阶段,与其它干燥技术相比其独特之处就在于吸收剂与高温烟气接触前首先被雾化成了细小的雾滴,这样便极大增加了吸收剂的比表面积,使得反应吸收及传热得以快速进行。
其工艺流程如图1所示【3】。
该技术安装费用相对较低,一般是同等规模的石膏法烟气脱硫系统的70%左右。
但存在着石灰石用量大、吸收剂利用率低及脱硫后的副产品不能够再利用的难题,故该技术意味着要承担双倍的额外费用,即必须购买更多的石灰石和处理脱硫后的副产品,然后还要将其中的一部分花钱倒掉。
2、活性炭吸附法烟气脱硫技术
采用固体吸附剂吸附净化SO2是干法净化含硫废气的重要方法。
目前应用最多的吸附剂是活性炭,在工业上应用已较成熟。
其方法原理为:
活性炭对烟气中SO2的吸附过程中及有物理吸附又有化学吸附,当烟气中存在着氧气和水蒸气时,化学反应非常明显。
因为活性炭表面对SO2与O2的反应有催化作用,反应结果生成SO3,SO3易溶于水而生成硫酸,从而使吸附量比纯物理吸附时增大许多。
物理吸附过程:
SO2
SO2*
O2
O2*
H2O
H2O*
化学吸附过程:
SO2*+O2*
2SO3*
SO3*+H2O*
H2SO4*
吸附SO2的活性炭,由于其内、外表覆盖了稀硫酸,使活性炭吸附能力下降,因此必须对其再生。
再生的方法通常有洗涤再生和加热再生两种,前者是用水洗出活性炭微孔中的硫酸,再将活性炭进行干燥;后者是对吸附有SO2的活性炭加热,使炭与硫酸发生发应,使H2SO4还原为SO2,富集后的SO2可用来生产硫酸。
其工艺流程为:
对活性炭再生的方法不同,其反应的工艺流程也不同,一般采用加热再生法流程和洗涤再生法流程。
洗涤再生法是用水洗出活性炭微孔中的硫酸,再对活性炭进行干燥。
加热再生法是对吸附SO2的活性炭进行加热,使炭与硫酸发生反应,将H2SO4又还原为SO2,富集后的SO2可用来生成硫酸[4]。
该方法的优点是吸附剂价廉,再生简单;缺点是吸附剂磨损大,产生大量的细炭粒被筛出,再加上反应中消耗掉一部分炭,因此吸附剂成分较高,所用设备庞大[5]。
3、电子射线辐射法烟气脱硫技术
电子射线辐射法是日本荏原制作所于1970年着手研究,1972年又与日本原子能研究所合作,确立的该技术作为连续处理的基础。
1974年荏原制作所处理重油燃烧废气,进行了1000Nm3/h规模的试验,探明了添加氨的辐射效果,稳定了脱硫脱硝的条件,成功地捕集了副产品和硝铵。
80年代由美国政府和日本荏原制作所等单位分担出资在美国印第安纳州普列斯燃煤发电厂建立了一套最大处理高硫煤烟气量为24000Nm3/h地电子束装置,1987年7月完成,取得了较好效果,脱硫率可达90%以上,脱硝率可达80%以上。
现日本荏原制作所与中国电力工业部共同实施的“中国EBA工程”已在成都电厂建成一套完整的烟气处理能力为300000Nm3/h的电子束脱硫装置,设计入口SO2浓度为1800ppm,在吸收剂化学计量比为0.8的情况下脱硫率达80%,脱硝率达10%[6]。
该法工艺由烟气冷却、加氨、电子束照射、粉体捕集四道工序组成,其工艺流程图如图2所示。
温度约为150℃左右的烟气经预除尘后再经冷却塔喷水冷却道60~70℃左右,在反应室前端根据烟气中SO2及NOX的浓度调整加入氨的量,然后混合气体在反应器中经电子束照射,排气中的SO2和NOX受电子束强烈作用,在很短时间内被氧化成硫酸和硝酸分子,被与周围的氨反应生成微细的粉粒(硫酸铵和硝酸铵的混合物),粉粒经集尘装置收集后,洁净的气体排入大气[7]。
脱硫、脱氮反应大致可分为三个过程进行,这三个过程在反应器内相互重叠,相互影响:
a)在辐射场中被加速的电子与分子/离子发生非弹性碰撞,或者发生分子/离子之间的碰撞生成氧化物质和活性基团。
烟气中含有O2、H2O、N2、CO2、SO2、NO、NO2等成分,当电子束照射烟气时,在辐射场中被加速的电子与烟气中气体分子如O2及水分子发生非弹性碰撞,生成具有化学反应活性的活性基团或氧化性物质,可表示为:
O2、H2O+e*
HO、HO2、HO2·、H、O2、O2、e
O+O2+ M
O3+ M(M为N2等分子)
b)活性基团与气态污染物发生反应。
活性基团或氧化性物质氧化烟气中的SO2生成SO3,可表示为:
SO2+·OH
HSO3
SO2 + O
SO3
HSO3+·OH
H2SO4
SO2+O2++M
SO4++M
SO4++e
SO3
生成的SO3和高价态氮氧化物与水反应生成H2SO4和HNO3。
c)硫酸铵和硝酸铵的生成。
生成的H2SO4和HNO3与加入的NH3进行中和反应,分别生成硫酸铵和硝酸铵微粒,荷电后被捕集。
此外,还可能有尚未反应的SO2和NH3,SO2与NH3反应生成硫酸铵。
反应为:
H2SO4+2NH3
(NH4)2SO4
HNO3+ HN3
NH4NO3
SO2+ 2NH3+H2O+1/2O2
(NH4)2SO4
该工艺能同时脱硫脱硝,具有进一步满足我国对脱硝要求的潜力;系统简单,操作方便,过程易于控制,对烟气成分和烟气量的变化具有较好的适应性和跟踪性;副产品为硫铵和硝铵混合肥,对我国目前硫资源缺乏、每年要进口硫磺制造化肥的现状有一定的吸引力,但在是否存在SO2污染物转移、脱硫后副产物捕集等问题上有待进一步讨论。
另外厂耗电力也比较高[8]。
4、填充式电晕法烟气脱硫技术
填充式电晕法是近几年发展起来的一项新技术,该方法设备简单、操作简便、投资是电子束法的60%,因此成为国际上干法脱硫的研究前沿。
填充式电晕法脱硫原理为:
在高压电晕放电的情况下,由于电场的作用,在烟气中形成大量的非平衡态等离子体。
在高能电子的碰撞下,烟气中的HO2、O2、SO2等气体分子活化、裂解或电离,产生大量氧化性强的活化基团,如:
OH· 、HO2·、O、O3、O2+、O2*等。
电晕电场的存在源源不断的提供了这些离子的来源。
而SO2在其中发生一系列的气体等离子体化学反应,反应过程相对复杂。
总体上是在这些基团的作用下,最终使二氧化硫氧化成三氧化硫【9】。
反应途径主要如下:
其实验流程图如图1所示。
反应原料气由空气和二氧化硫混合配置而成,经流量计进入反应器进行处理,在反应器前后各设置一个采样口,用大气采样器同时进行采样。
采样的样品用碘量法测定其浓度。
5、荷电干式吸收剂喷射脱硫系统(CDSI)
荷电干式吸收剂喷射脱硫系统(CDSI)是美国最新专利技术,它通过在锅炉出口烟道喷入干的吸收剂(通常用熟石灰),使吸收剂与烟气中的SO2发生反应产生颗粒物质,被后面的除尘设备除去,从而达到脱硫的目的。
干式吸收剂喷射是一种传统技术,但由于存在以下两个技术问题没能得到很好的解决,因此效果不明显,工业应用价值不大。
一个技术难题是反应温度与滞留时间,在通常的锅炉烟气温度(低于200℃)条件下,只能产生慢速亚硫酸盐化反应,充分反应的时间在4秒以上。
而烟气的流速通常为10~15m/s,这样就需要在烟气进入除尘设备之前至少有40~60m的烟道,无论从占地面积还是烟气温度下降等方面考虑均是不现实的。
另一个技术难题是即使有足够长的烟道,也很难使吸收剂悬浮在烟气中与SO2发生反应。
因为粒度再小的吸收剂颗粒在进入烟道后也会重新聚集在一起形成较大的颗粒,这样反应只发生在大颗粒的表面,反应概率大大降低;并且大的吸收剂颗粒会由于自重的原因落到烟气的底部,对于传统的干式吸收剂喷射技术来说,这两个技术难题很难解决,因此脱硫效率低,很难在工业上得到应用[10]。
CDSI系统利用先进技术使这两个技术难题得到解决,从而使在通常烟气温度下的脱硫成为可能。
其荷电干式吸收剂喷射系统包括一个吸收剂喷射单元、一个吸收剂给料系统(进料控制器,料斗装置)等。
吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电晕充电区,使吸收剂得到强大的静电荷(通常是负电荷)。
当吸收剂通过喷射单元的喷管被喷射到烟气流中时,由于吸收剂颗粒都带同一符号电荷,因而相互排斥,很快在烟气中扩散,形成均匀的悬浮状态,使每个吸收剂粒子的表面都充分暴露在烟气中,与SO2完全反应机会大大增加,从而提高了脱硫效率,而且吸收剂粒子表面的电晕还大大提高了吸收剂的活性,降低了同SO2完全反应所需的滞留时间,从而有效地提高了SO2的去除效率。
工业应用结果表明:
当Ca/S比为1.5左右时,系统脱硫效率可达60%~70%。
除提高吸收剂化学反应速率外,荷电干吸收剂喷射系统对小颗粒的粉尘的清除也有帮助,带电的吸收剂粒子把小颗粒吸附在自己的表面,形成较大颗粒,提高了烟气中尘粒的平均粒径,这样就提高了相应除尘设备对亚微米级颗粒的去除效率。
荷电干式吸收剂喷射脱硫系统的优点为投资小、收效大、脱硫工艺简单有效、可靠性强;整个装置占地面积小,不仅可用于新建锅炉的脱硫,而且更适合对现有锅炉的技术改造;CDSI是纯干法脱硫,不会造成二次污染,反应生成物将与烟尘一起被除尘设备除去后统一运出出厂外。
其缺点是对脱硫剂要求太高,一般的石灰难以满足其使用要求,而其指定的可用石灰则售价过高,限制了其推广。
6、炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫技术
炉内喷钙尾部增湿也作为一种常见的干法脱硫工艺而被广泛应用。
虽然喷钙尾部增湿脱硫的基本工艺都是将CaCO3粉末喷入炉内,脱硫剂在高温下迅速分解产生CaO,同时与烟气中的SO2反应生成CaSO3。
由于单纯炉内喷钙脱硫效率往往不高(低于20%~50%),脱硫剂利用率也较低,因此炉内喷钙还需与尾部增湿配合以提高脱硫效率。
该技术已在美国、日本、加拿大和欧洲国家得到工业应用,是一种具有广阔发展前景的脱硫技术。
目前,典型的炉内喷钙尾部增湿脱硫技术有美国的炉内喷钙多级燃烧器(LIMB)技术、芬兰的炉内喷石灰石及氧化钙活化反应(LIFAC)技术、奥地利的灰循环活化(ARA)技术等,下面介绍一下LIFAC技术[11]。
LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的800℃~1150℃部位喷入,起到部分固硫作用,在尾部烟道的适当部位(一般在空气预热器与除尘器之间)装设增湿活化反应器,使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。
LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来,是其开创性工作,目前该技术脱硫率可达90%以上,这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。
LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点,脱硫率为60%~80%;但该技术需要改动锅炉,会对锅炉的运行产生一定影响。
我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。
7、炉内喷钙循环流化床反应器烟气脱硫技术
炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-meringGrazPauker/LurgiGmbH公司开发的。
该技术的基本原理是:
在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石,起到部分固硫作用,在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器,炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内,在循环硫化床反应器中大颗粒CaO被其中湍流破碎,为SO2反应提供更大的表面积,从而提高了整个系统的脱硫率[12]。
该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来,是其开创性工作,目前该技术脱硫率可达90%以上,这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。
在此基础上,美国EEC(Enviromental ElementsCorporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。
在该工艺中粉状的Ca(OH)2和水分别被喷入循环流化床反应器
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