当前脱硫技术存在的一些问题
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- 发布时间：2019-03-26 08:30
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【概要描述】一、当前脱硫技术存在的一些问题 （1）实际运行锅炉系统参数与设计值偏离太大（如煤质劣化、锅炉漏风、烟气温度变化、粉尘浓度过高等），出现效率降低、结垢堵塞、石膏结晶困难、无法满负荷运行等问题，不得不进行脱硫烟气系统的改造，如扩大浆液结晶槽的容量、新增脱硫塔或改变脱硫剂等措施，代价很高。 （2）脱硫塔入口烟道设计不合理，脱硫塔入口出流场分布不均，周边出现漩涡回流，导致脱硫塔入口积灰。特别是当入
当前脱硫技术存在的一些问题
【概要描述】一、当前脱硫技术存在的一些问题 （1）实际运行锅炉系统参数与设计值偏离太大（如煤质劣化、锅炉漏风、烟气温度变化、粉尘浓度过高等），出现效率降低、结垢堵塞、石膏结晶困难、无法满负荷运行等问题，不得不进行脱硫烟气系统的改造，如扩大浆液结晶槽的容量、新增脱硫塔或改变脱硫剂等措施，代价很高。 （2）脱硫塔入口烟道设计不合理，脱硫塔入口出流场分布不均，周边出现漩涡回流，导致脱硫塔入口积灰。特别是当入
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一、当前脱硫技术存在的一些问题
（1）实际运行锅炉系统参数与设计值偏离太大（如煤质劣化、锅炉漏风、烟气温度变化、粉尘浓度过高等），出现效率降低、结垢堵塞、石膏结晶困难、无法满负荷运行等问题，不得不进行脱硫烟气系统的改造，如扩大浆液结晶槽的容量、新增脱硫塔或改变脱硫剂等措施，代价很高。
（2）脱硫塔入口烟道设计不合理，脱硫塔入口出流场分布不均，周边出现漩涡回流，导致脱硫塔入口积灰。特别是当入口烟气粉尘浓度较高时，可产生严重的积灰问题，直接影响脱硫系统的运行可靠性和效率。因此，应特别注意脱硫塔入口及其相关入口烟道的设计，尽可能延长脱硫塔入口烟道平直段，在脱硫塔入口烟道拐弯处布置导流板，减小脱硫塔入口烟道两侧的扩散角和倾角，保证流场分布的均匀性是解决此问题的关键。
（3）由于浆液里的有机物及微细粉尘富集，脱硫塔冒泡严重。除消除诱因外，必要时需要添加消泡剂，每次添加根据经验确定，一次添加不宜太多，太多同样容易冒泡。
（4）旁路挡板的铅封或取消旁路挡板，本人认为应慎重。实际上，脱硫烟气系统和脱硫塔吸收系统的故障率很低，即使出现故障，一般也能在24h内排除，对环境的污染有限，反之，如强迫停炉，在锅炉重启点火过程中，不但浪费能源，还可能会带来更大的污染。此外，在锅炉点火启炉阶段，大量的油烟进入脱硫塔，对脱硫系统不利。对于负责的企业，旁路挡板是否铅封是没有影响的，对于不负责的企业，即使铅封也没用，如一些干法、半干法脱硫系统，几乎不喷任何脱硫剂，整个脱硫烟气系统成了常规的烟风道。
（5）脱硫废水处理难以达标，部分业主干脆取消了脱硫废水处理系统，或即使建设了也未运行，这种做法存在污染转移的风险。
（6）脱硫石膏产生堆积如山，未能得到有效地利用，存在造成二次污染的危险。一些干法、半干法脱硫系统的副产物掺入炉渣、钢渣中作建材用，为建筑安全带来隐患。
（7）含重金属（如汞、砷等）较高的煤种，脱硫副产物的应用安全性仍有待研究。
（8）湿烟囱下雨，即所谓的“石膏雨”问题。脱硫系统取消GGH（烟气换热器）后，烟气的排放工况发生变化，比较容易出现下雨现象。“石膏雨”的出现，一方面反应了脱硫塔除雾效率不佳，另一方面，也说明脱硫塔的出口粉尘浓度并不低。如何解决这个问题，再次回归到脱硫系统增加问题多的GGH方案是不明智的，关键是要在脱硫塔除尘、除雾上下功夫。
目前，绝大多数的脱硫塔采用常规的折板式除雾器，而单纯依靠常规的折板式除雾器无法彻底解决“石膏雨”问题，需增加离心式除雾器。离心式除雾器可将5μm以上的液滴去除，比折板式除雾器（一般极限粒径为24μm）高得多。若脱硫系统单设湿烟囱排放，可采用无腐烟囱，可大大减少下石膏雨的可能性，提高烟羽的抬升高度。
为进一步降低湿法排放烟囱下雨的可能性，降低脱硫塔入口烟温也是一个很有效的方法。脱硫塔入口烟温降低，脱硫塔蒸发水量减少，烟温与周围环境温差减小，湿烟气冷凝水量大为降低。采用单边换热器（即仅在脱硫塔入口烟道上加换热器）即可有效降低脱硫塔的入口烟温，达到余热利用的目的。同时，脱硫塔入口烟温降低，还可提高脱硫效率3.5%～5%。可延长脱硫塔防腐内衬的使用寿命，减少维护量。特别是对于某些采暖炉、烧结机和催化裂化烟气，排烟温度高达140～220℃，在脱硫塔入口前增加单边换热器作用更大。
优化的烟气系统工艺流程是：在常规系统设计中，增加单边换热器、离心式除雾器、管式冷却除雾器，烟气经塔顶或无腐烟囱排放。
（9）高硫煤及煤矸石的燃烧，产生的二氧化硫浓度高达6000～15000mg/m3（标准，下同），无论采用何种方法，代价都是非常高昂的，给脱硫行业带来新的挑战。当然，此类煤种更应列入“不适宜燃烧的物质”范围。
（10）气溶胶问题。目前除石灰石（石灰）-石膏法外，另一种应用较多的是氨法。氨法适合用于二氧化硫浓度高、不含粉尘的燃气或化工行业，一般要求二氧化硫浓度高于5000mg/m3、粉尘低于30mg/m3。但在燃煤锅炉、烧结机脱硫中，目前仍面临诸多问题。
①铵盐逃逸量大，得铵率低，有些脱硫项目铵盐和逃逸的氨组成的气溶胶达500～700mg/m3，造成严重的二次污染。
②生成的亚硫酸铵难以彻底氧化，导致副产物——硫铵中含有大量的亚硫酸铵，腐蚀性强，烟气中含有重金属进入产物中，综合利用困难。
③烟气中的粉尘尽管量很低，但运行一段时间后会富集，造成浆液黏稠，系统无法运行。
④废氨水很难结晶，需采用高纯度的液氨或氨水，达不到以废治废效果。此外，铵盐氧化不彻底以及可能含有毒物质，这些均影响副产物利用的安全性。以上是造成氨法无法推广应用的主要原因。有机溶剂法脱硫存在的问题与氨法类似，烟气中的粉尘、K+、Cl-富集，溶剂损耗大，再生能耗大，长周期运行困难。
（11）环保要求过高，造成脱硫系统不经济甚至无法达到。例如，要求石灰石-石膏法脱硫效率大于98%。一般地，石灰石-石膏法的脱硫效率超过95%以后，所需的液气比呈指数增加，即能耗大大增加，是不经济的。不如适当降低脱硫效率，将节省下来的资金再建设一套脱硫系统，达到污染总量减少的效果。又如，某些地方提出湿法脱硫后粉尘含量为10mg/m3的要求，个人认为很难达到。首先，目前先进的电袋除尘器的出口粉尘浓度要稳定在10mg/m3以下也不容易，其次，目前性能最好的除雾器也只能保证脱硫后的净烟气在设计工况下游离水含量小于75mg/m3，实际运行中，净烟气中游离水含量要远大于75mg/m3，净烟气中的游离水绝非一尘不染的干净液体，而是含固量为12%～18%的“浆液”，固体成分主要为石膏，在净烟气中将以“粉尘”形式存在。因此，吸收塔在脱除了部分粉尘的同时，又因烟气中携带的“游离水”而增加粉尘含量，在电袋除尘系统后的湿式脱硫系统往往出现除尘效率为负的现象。
（12）不同的行业对脱硫技术的掌握程度不一，缺乏规范引导。如近几年开始的烧结机脱硫，几乎重走电厂脱硫走过的弯路，各种已被电厂锅炉脱硫淘汰的技术又粉墨登场，给烧结机脱硫带来重大负面效应。
（13）部分业主采取低价中标的原则，脱硫公司之间恶性竞争，导致脱硫系统设备质量、施工质量变差，进而影响脱硫工程的长周期稳定运行性和可用率。
二、对脱硫技术的展望
随着环保意识的增强和技术的进一步发展，发达国家大气污染物排放控制的重点已转向氮氧化物及其它污染物的控制，美国从2004年开始着手烟气中以汞为代表的重金属去除的研究，微细粉尘的去除也成为研究热点。现有脱硫脱硝措施是安装两套庞大的污染物治理装置，占地面积大，经济性较差。可以预计，同时脱硫脱硝及其它污染物（如汞、微细粉尘等）的设备必将成为未来发展方向。
1．湿法脱硫脱硝一体化烟气脱硝技术主要有三种：SCR、SNCR和催化氧化／还原法，前二者属于干法，后者属于湿法。目前，应用最多的是SCR法。但SCR法存在以下问题：工程费用极其昂贵，运行费用也非常高，占地面积大；所用液氨为国家二级危险品，管理维护要求严格；所产生的固体催化剂废物处理困难；副反应产生的硫酸铵、亚硫酸氢铵等易在空气预热器表面黏附，影响空气预热器的传热效果；烟气流经SCR催化剂后，烟气中的三氧化硫浓度增加，而后续的湿式脱硫系统对它的去除能力很低（如喷淋塔几乎为零），造成烟气中排放的硫总量增加；对老锅炉改造时，需改造烟道、空气预热器，难度大，费用高；对于我国高硫、高灰分煤，催化剂的磨损、中毒等问题也大大增加，严重影响催化剂的使用寿命和锅炉的运行安全。此外，大规模增设SCR脱硝装置后，作为还原剂的氨的来源也将成问题。
催化氧化／还原法是新兴的脱硝技术，其核心技术是脱硝剂，由强氧化剂、少量的催化剂、活化剂组成，一般首先采用脱硝剂将烟气中的NO氧化成较易吸收的NO2，氧化度达到60%左右即可获得较好的脱硝效果，产物为硝酸钙。脱硫脱硝一体化中，脱硫效率可达100%，但由于二氧化硫和亚硫酸盐的竞争作用，氧化剂耗量大一些，脱硫所需的氧化风量可以减少。脱硫生成的硝酸钙对水体是富营养化物质，不能直接排放，但它是良好的叶面肥料。脱硫脱硝塔内也分隔成两部分，下部脱硫，上部脱硝，采用富含氧化剂的硝酸吸收，最终产物为硝酸。对于一些老电厂，设计时未预留SCR的安装空间；对于供热采暖锅炉和烧结机脱硝，烟气量和温度变化都很大，SCR催化剂所需的温度窗口和均匀的流场均很难满足要求，因此，采用SCR法进行脱硝是不适宜的，建议采用脱硫脱硝一体化装置。
2．脱硫脱硝联合二氧化碳封存一体化技术海藻作为海洋植物的主体，在光合作用下迅速繁衍生息。海藻的繁殖力极强，24h即能繁殖新的一代，生长周期短、生物产量高，自身合成油脂能力强，含油率一般在20%～70%，是陆地植物远远达不到的，不仅可生产生物柴油或乙醇，还有望成为生产H2的新原料。在使用秸秆生产乙醇汽油之后，利用微藻生产生物柴油则是现在最新的绿色燃油技术。从海藻中提取的油脂，成分与植物油相似，可作为生物柴油替代石油，用于工业和柴油发动机。这对中国缺油、少气、多煤的能源结构调整以及能源安全的保证，都将发挥巨大的作用。
海藻在进行光合作用时需要CO2，每生产1t海藻生物柴油可消耗7t CO2。在发展海藻生物柴油的同时，还可减少大气中CO2的排放。可以说，海藻是一种优质的生物质能源。微藻资源丰富，不会因收获而破坏生态系统，可大量培养而不占用耕地。美国的Earthrise公司还在加利福尼亚州的浅海区域培殖蓝绿藻，这种水藻的蛋白质成分很高，营养价值丰富，是地球上最能有效吸收CO2并释放出O2的植物。它所需要的高浓度CO2完全来自工厂所排放的废气。湿法烟气脱硝后副产物硝酸钙可作为海藻的肥料，而脱硫脱硝后烟气中的二氧化碳可作为海藻进行光合作用所需的二氧化碳，不但达到了脱硫脱硝联合二氧化碳封存的目的，而且可生产绿色燃料。我国有大片的盐碱地，离海洋很近，可以建造人工池塘，在养殖海藻的同时改造盐碱地。
3．脱硫联合脱汞如果利用现有的湿式脱硫装置在脱除SO2的同时，也能除去汞，将具有重大的意义。
目前的研究方向主要集中于几方面：一是测试技术，以便更好地确定不同煤种中汞的形态，锅炉运行工次和SCR与FGD的设计；二是研究添加剂，将其加入湿式FGD系统中，以防止汞的二次挥发；三是研究含卤素的化合物，将其加入燃料或锅炉中，以增加烟气中氧化态汞的含量；四是研究低温催化剂，促进汞的氧化；五是开发预测模型，用于预测汞在SCR和FGDS中的氧化还原以及捕捉情况，包括以经验为基础的动力模型和CFD模型。由于Hg2+是水溶性的，湿式FGD对汞的去除是有效的，然而现场测试表明，即使入口烟气中大部分的汞为水溶性的Hg2+，湿式脱硫装置的除汞率从未有超过70%的。数据分析表明，烟气经过湿式脱硫装置后，单质汞的浓度还有所增加，这说明，有部分二价汞被还原成了单质汞。因此，需要了解脱硫装置内汞的再挥发原因及其防止技术。
Hg的再排放认为是由以下反应造成的：脱硫浆液中的汞主要存在于FGD固体物中，具体原因尚不清楚，但可能是汞吸附于杂质中，也可能是汞易于在细颗粒物中浓缩。使Hg2+在进行再排放反应之前，一般采用有机硫或硫化物予以固定，生成难溶的汞的硫化物，将其固定沉淀下来。大多数添加剂包括硫化物官能团，典型的添加剂有TMT-15（德因萨）、Nalco、NaHS（B&W）、Solucorp、PRAVO等。这些添加剂在不同的实验中作用相差很大，仍有许多工作需要进行研究。在使用石膏板的干燥过程中，温度升高，存在Hg再次逸出的可能。
4．脱硫联合微细粉尘去除技术固体微粒按大小分有三个界点，分别是1μm、2.5μLm和10μm粒径，小于1μm的称为烟；粒径大于1μm的称为尘；粒径小于2.5μm的称为细颗粒；粒径大于2.5μm的称为粗颗粒；粒径小于10μm的由于能被人和动物呼吸系统吸入称为可吸入颗粒，又由于其重量轻，在空气中的飘浮时间长而称为飘尘；粒径大于10μm的因其重力作用可迅速下沉而称为降尘。单纯采用喷淋法对微细粉尘的去除率是很低的，一般不超过10%，需要在塔内设置内部构件，局部形成速度和压力的骤变，达到以微细粉尘为核心的凝并聚合的目的，为微细粉尘的去除创造条件。
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