湿法与半干法烟气脱硫工艺技术比较

湿法与半干法烟气脱硫工艺技术比较

韩恩惠

中国石油化工股份有限公司天津分公司 天津市 300270

随着国家环保政策的日益严格，对火力发电厂锅炉烟气脱硫、除尘的要求也更加严格，现行超净排放标准一般为粉尘：≤5mg/Nm³，二氧化硫：≤35mg/Nm³；部分地区甚至要求超超净排放，粉尘：≤2mg/Nm³，二氧化硫：≤8mg/Nm³等，如此要求对火力发电厂烟气脱硫、除尘工艺也提出了更高的要求。现行火力发电厂锅炉烟气脱硫工艺主要分为湿法和半干法两种，两种脱硫方式结合不同的除尘工艺，共同组成了烟气脱硫、除尘处理工艺。现就两种不同的工艺路线做出相应比较，明确相关优缺点，可作为工艺路线选取的参考。

一、工艺路线比较

1.湿法脱硫主要工艺路线

石灰石-石膏湿法工艺路线流程见下图：

图1石灰石-石膏湿法工艺路线流程示意图

湿法脱硫采用GaCO3作为脱硫剂，核心装置为脱硫塔，GaCO3粉经制浆系统后，以浆液形式经喷淋系统进入脱硫塔，在脱硫塔内与SO2反应，最终以GaSO4形式将SO2固化脱除。其它系统包含增加脱硫剂利用效率的浆液循环系统，增加GaSO3到GaSO4转化的氧化系统，浆液外排系统，浆液的脱水系统等。

为降低大量粉尘进入脱硫塔，对脱硫循环浆液造成不利影响，一般在烟气进入脱硫塔前，须进行脱尘处理。而又由于湿法脱硫塔顶部仅设有除雾器，对液滴脱除效率不高，要达到粉尘超净排放，一般需在脱硫塔后配套湿式电除尘器来实现。故整体处理工艺一般如下：

锅炉烟气经SCR脱硝处理后，一级配套高效除尘器（电袋、布袋除尘器、电除尘器）进行脱硫前除尘，保证脱硫入口烟气粉尘浓度满足要求。经一级除尘后烟气进入湿法喷淋塔进行脱除SO2反应。由于湿法脱硫反应环境无法脱除烟气中以细微硫酸雾滴存在的SO3，在湿法喷淋塔之后必须进一步配套湿式电除尘器来实现脱除。配套的二级湿式电除尘器同时肩负粉尘减排提效作用。由于湿法路线后级脱硫及除尘均在湿式环境下进行，为了提高排烟温度，系统通常还同时配套换热器。石灰石-石膏湿法工艺路线主要有以下几点优点：

（1）脱硫效率高，适用范围广，特别适用于高硫分烟气，特别是配套的单塔双循环或双塔双循环工艺，能处理高含硫烟气。

（2）工艺技术成熟稳定，适用于大型燃煤电厂等对系统稳定性要求高的电厂。

（3）以GaCO3作为脱硫剂，资源丰富、价格便宜，而且利用率高，钙硫比可达到1.03左右。

但同时也存在一些其它缺点：

（1）整个系统包含了制浆、喷淋、除雾器、氧化、浆液脱水等系统，切大多与浆液相关，整个脱硫系统工艺比较复杂，而且一般还需要配套两级除尘系统。

（2）其工艺特点决定了脱硫设备腐蚀、堵塞严重，对脱硫设备以及风机、烟道、烟筒等设备的防腐提出了很高的要求。

（3）须配套脱硫废水的处理工艺，相当于存在二次污染，而且随着环保标准的提高，脱硫废水的处理也是一大难点。我国大型燃煤电厂大多采用此种工艺。但对于低硫烟气存在资源大量浪费情况。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺脱硫率高达95%，但腐蚀、堵塞严重。虽然该工艺适用于任何含硫浓度的烟气脱硫，但是在对含硫浓度低于1500mg/Nm3的烟气，湿法工艺会存在资源大量浪费的情况。

（4）脱硫出口烟尘浓度高，无法稳定满足粉尘≤5mg/Nm3排放标准。湿法脱硫工艺净烟气出口排放的烟尘由三部分组成：一是脱硫系统入口烟气飞灰未被脱除的部分；二是脱硫系统烟气夹带浆液液滴中的细颗粒；三是脱硫系统产生的SO3气溶胶细颗粒。这几部分烟尘浓度至少在47～57mg/Nm3，明显难以满足标准中要求的5mg/m3。超低排放最终只能依赖湿式电除尘器，湿电除尘器价格昂贵、占地大、运行能耗高、还存在废水处理的问题。

（5）无法协同脱硝，只能采用SCR工艺，存在氨逃逸严重和SO2/SO3氧化率高的问题，造成空预器堵塞和SO3排放量偏高。

（6）整个系统物料处于浆状，制浆、喷淋系统、除雾器、GGH易结垢、堵塞，工艺复杂，系统管理、维护费用较高。

（7）石灰石-石膏法的副产物为石膏，早期主要用于建材产品和水泥缓凝剂。但我国是盛产石膏的国家，石膏的产量已经大幅度上升，而且脱硫石膏品质较低，在现阶段石膏的综合利用已经无优势，辽宁地区更是如此。我国每年石膏消费总量约5000万吨，脱硫石膏年产量达到8000万吨，脱硫石膏产量远超石膏消费总量，脱硫石膏综合利用存在一定的局限性。

2.循环流化床半干法脱硫工艺路线

循环流化床半干法脱硫工艺基本流程见下图：

循环流化床半干法脱硫工艺以Ga(OH)2粉为脱硫剂，在脱硫塔内通过以雾化状态的水为“催化剂”与SO2等酸性污染物质完成反应，最终以CaSO3或CaSO4的形式固化脱除。主要包括脱硫剂的制备及添加系统、工艺水系统、返料系统及脱硫灰外排系统，原烟气经脱硫吸收塔净化后从塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫后除尘器进行气固分离。布袋脱除的粉尘一部分外排，一部分通过返料系统返回入脱离塔进行循环反应，以提高脱硫剂利用率。该系统主要有以下几点优点：

（1）脱硫塔内喷水为雾化状态，与脱硫剂混合反应后快速干燥，故脱硫塔内为干态，整个脱硫系统以及风机、烟筒等设备不需要进行特殊的防腐处理，大大减少了设备的维护量。

（2）半干法脱硫系统为脱硫、除尘一体化工程，不需要再单独设置除尘装置。且脱硫塔内的雾化喷水与塔内激烈流化湍动的高浓度粉尘相混合，可以将亚微米级的细颗粒凝并成粗颗粒，更有利于脱硫后的布袋除尘器将烟尘排放控制在小于5mg/Nm3，且脱硫后烟温降低、烟气对滤袋的化学侵害能力大幅度减弱。

（3）整个工艺流程较简单，没有大功率转动设备，能耗低；没有废水产生，水耗邵。除了脱硫灰按正常固废外排外没有其它污染源产生。

但该系统同样存在以下几点缺点：

（1）脱硫剂为Ga(OH)2粉，需要外购或现场制备，相较于CaCO3而言，成本较高。

（2）入口SO2浓度较高时，钙硫比偏高，导致运行成本升高。通常认为入口SO2浓度不易高于2000mg/Nm³，对于高硫份燃煤需要结合炉内喷钙脱硫技术，故半干法脱硫系统更适合于循环流化床锅炉。

最大特点即是可以高效完成脱硫除尘一体化，实现节能增效的目的。

工艺脱硫反应原理如下：

Ca(OH)2+SO2=CaSO3·1/2H2O+1/2H2O(1)

Ca(OH)2+SO3=CaSO4·1/2H2O+1/2H2O(2)

CaSO3·1/2H2O+1/2O2=CaSO4·1/2 H2O(3)

Ca(OH)2+CO2=CaCO3+ H2O(4)

2Ca(OH)2+2HCl=CaCl2·Ca (OH)2·2H2O(5)（﹥120℃时）

Ca(OH)2+2HF=CaF2+2 H2O(6)

在吸收塔中，吸收剂（Ca(OH)2）可脱除烟气中几乎全部的SO3、HCl、HF酸性物质。半干法工艺路线主要特点：

（1）该工艺脱硫塔具有巨大的比表面积，可以吸附成气溶胶状的SO3粒子，从而脱除几乎全部的SO3，而且无废水产生。因此，烟囱无需废水处理系统、无需防腐，大大节省烟囱的防腐、废水处理及今后的维护费用。

（2）先脱硫后布袋除尘，烟尘排放小于5mg/Nm3容易实现。脱硫后烟温降低、烟气对滤袋的化学侵害能力大幅度减弱，滤袋寿命大幅度延长。另外，利用滤袋表面的滤饼层还可提高脱硫效率，使运行和维护成本进一步降低；

（3）整个系统及烟囱无需防腐，避免防腐施工及维护过程极易产生的安全事故。同时，可节省烟囱防腐所需的防腐费用和运行维护费用（烟囱内衬材料如玻璃砖，需要定期维护），减少烟囱防腐停炉造成的发电损失。

（4）系统水耗低，整个脱硫除尘过程只需在脱硫吸收塔中喷入用于降温的水，耗水量约占湿法脱硫的40%-60%。

（5）能耗低，整个系统能耗较湿法节约35％。

（6）整套工艺流程简易，系统简洁可靠，操作简单系统流程简单，启动方便，对入口烟尘组份适应性强，煤种变化导致的烟尘等组份的变化不会影响脱硫装置的正常运行，在火电机组取消旁路的大背景下能保证高投运率，保障电厂的经济效益。

3.烟气脱硫工艺技术对比

为了便于对比、选择，需要针对不同工程的具体特点，现将半干式脱硫路线、石灰石-石膏湿法脱硫路线的技术性能对比如下：

表1 半干法、石灰石-石膏湿法技术性能对比表

二、结论

湿法脱硫与半干法脱硫系统在我国都用于很多的成功案例，都是与成熟的脱硫工艺，但也都有比较明显的优缺点。具体选择那种工艺，还需要结合各种情况综合考虑，具体总结如下：

1、炉型及燃煤考虑：

如果为循环流化床锅炉，配套炉内喷钙系统，如能将炉后脱硫系统入口SO2浓度控制在2000mg/Nm³以下，建议采用半干法脱硫系统，具有投资少，运行维护简单等技术优点。

如果为煤粉炉，则须要考虑燃煤含硫量及燃煤来源的稳定性。同样如果能确保脱硫系统入口SO2浓度控制在2000mg/Nm³以下，建议采用半干法脱硫系统，具有投资少，运行维护简单等技术优点，如不能确保脱硫系统入口SO2浓度控制在2000mg/Nm³以下，建议采用湿法脱硫系统，更能保证系统达标排放。

2、其它条件的综合考虑：

在湿法和半干法脱硫系统都可行的情况下，需要综合考虑两种工艺的投资成本、运行成本以及其它条件，比如改造工程需要考虑占地条件、原有设备的防腐条件、废水处理要求、脱硫剂来源、用水条件等。

现行实际工程中，一般认为循环流化床锅炉或含硫分不高的项目配套半干法脱硫系统比较合适，占地少、投资少、运行维护简单；对于大型煤粉炉或高含硫烟气配套湿法脱硫系统比较合适，系统运行适应性更好，相对稳定性更高，但综合占地、投资较大，运行维护较复杂，具体还需要结合实际条件综合考虑。

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