燃煤电厂锅炉烟气NID 脱硫技术与工程应用
摘要：简要阐述了燃煤电厂锅炉烟气NID 脱硫技术与工程应用。
关键词：NID, 脱硫工艺,燃煤电厂锅炉,工程应用
1 概述
目前，国内燃煤电厂锅炉烟气脱硫技术有了很大发展，新建机组配套脱硫和在役机组脱硫改造成为一种必然的发展趋势。根据炉后烟气脱硫过程中工艺水的应用特点，将炉后烟气脱硫技术分为湿法、干法和半干法三大类。其中，半干法脱硫是指在脱硫过程中有少量工艺水投入，但脱硫产物最终是以干态的形式出现。特别是在役机组的脱硫改造，受已有条件限制，脱硫工艺和方案布置受到很大制约。300MW以下机组改造选用半干法脱硫工艺的较多，半干法脱硫主要有脱硫除尘一体化脱硫工艺(NID)、烟气循环流化床法（CFB）等。NID 脱硫工艺以其独到的设计和相好的性能越来越受到重视和应用。
2 NID脱硫工艺
NID（NovelIntegratedDesulphurization）脱硫除尘一体化脱硫技术由ALSTOM公司在20 世纪90 年代初从喷雾干燥法开发而成，用于燃煤、燃油电厂、工业锅炉、垃圾焚烧电厂的烟气脱硫及有害气体的处理。
2.1 工艺原理及流程
NID 是利用含有CaO 的吸收剂或消石灰（氢氧化钙）与二氧化硫反应生成CaSO3 和Ca- SO4。除尘器收集下来有一定碱性的粉尘与CaO 混合增湿后再进入除尘器入口烟道和烟箱，反复循环。NID工艺特征是吸收剂的低湿度和高比例循环。在吸收剂的大表面积和低湿度作用下，烟温快速下降，吸收剂水份快速蒸发。由于水份蒸发时间很短，使得反应器容积减小。NID 脱硫工艺可与除尘器组合为一体，结构简单，占地面积小，物料循环倍率可达30～50 次以上。正常情况下，脱硫率一般可达85 以上。
2.2 性能特点
根据国家发展和改革委员会最新发布的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程 DL/T5196- 2004》中关于脱硫工艺选择的一般性原则的要求，焦作电厂#2 机组已投产约25 年，属于剩余寿命低于10 年的老机组，本工程设计的燃煤含硫量Sar<2.0，且吸收剂来源和副产品处置均能充分落实，适宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟脱硫技术。NID 半干法脱硫工艺能保证脱硫效率在80 以上，并满足SO2 达标排放和排放总量控制要求。设备占地面积很小，更有利于现有电厂燃煤机组的改造。设备安装简单，建设周期短。对于现有电厂，设备改动小，一般在正常的大修停机期间就可完成。辅助设备都可布置在除尘器下，无需占用更多额外空间。能脱除烟气中80 以上的SO2，是一种非常有效的脱硫方法，SO3、HCI 和HF 的脱除率高达98，用于中、低硫煤时最经济。而且脱硫效率根据不同的环保要求或煤种的变化，通过调整CaO 或Ca（OH）2 的加入量和再循环灰量及操作温度，确保能满足SO2 的排放标准。 NID 脱硫工艺脱除单位量SO2 的总费用较低，约550- 950 元/ 吨。由于工艺简单，组成部件较少，且可利用现有的设备和公共设施，占地面积小，平均每1150Nm3/h 的烟气量需1m2 场地。系统运行的维护费和动力消耗较低。
NID 脱硫工艺典型配置的除尘器是袋式除尘器。由于布袋表面吸附的粉尘与SOX等接触相当于一个气固相反应器，所以NID 脱硫工艺与袋式除尘器相配时更有利于脱硫效率的提高。采用石灰粉，由石灰石煅烧取得，焦作附近太行山脚下石灰粉生产企业较多，以用量定产。部分企业的石灰粉经焦作市产品质量监督检验所等单位检验，CaO 纯度≥85。脱硫副产品与粉煤灰一起从烟气中分离出来，是含湿量较低的固态粉末，组成中的CaSO3·1/2H2O 十分稳定，其分解温度为436℃，与空气长期接触自然氧化成CaSO4·2H2O，对环境不会造成影响。根据经验，可用作煤矿回填、筑路、造砖等。目前，土壤资源越来越宝贵，一些地方已不允许烧红砖，脱硫渣的综合利用越来越受到重视。同时，该工艺不会产生废水，不会造成二次污染。
2.3 半干法脱硫工艺的比较
NID 脱硫工艺国内主要应用业绩有包头第二热电厂1×200MW机组，某自备电厂1× 210MW机组，淄博齐鲁石化1×125MW机组等。
CFB 循环流化床法烟气脱硫工艺是八十年代末德国鲁奇(LURGI)公司开发的一种新的干法脱硫工艺，这种工艺以锅炉循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率。正常情况下，脱硫率一般可达85 以上。烟气从吸收塔底部引入，并通过吸收塔底部文丘里管加速，进入吸收塔循环流化床体。物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成聚团物向下返回，而聚团物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑移速度很高，强化了气固间的传质与传热。除尘器除下的固体颗粒大部分通过除尘器下的再循环系统返回吸收塔，继续参加反应。国内主要应用业绩有：山西榆社2×300MW机组，焦作华润2×135MW机组等。
RCFB 回流式烟气循环流化床：德国Wulff 公司在Lurgi 技术基础开发出回流式烟气循环流化床工艺，简称RCFB，脱硫率可达85 以上。已在广州恒运自备电厂一台210MW 机组使用。Wulff 公司的RCFB 工艺流程基本与鲁奇 CFB 相同，RCFB 最大特点是反应塔的流场和塔顶结构设计上，使反应塔中烟气吸收剂颗粒在向上远动中有一部分因回流从塔顶向下返回塔中。这股向下的固体回流与烟气的方向相反，而且是一股很强的内部湍流，从而增加了烟气与吸收剂接触时间，形成内部再循环。
CDS 循环干法工艺：国内引进美国环境技术公司（EEC）循环干法烟气脱硫技术工艺。脱硫工艺原理与CFB 基本相同，脱硫率可达85 以上。循环流化床系统主要由消石灰贮存输送系统、循环流化床吸收塔、喷水增湿系统、回料系统、脱硫渣输送系统、除尘器及控制系统组成。目前国内应用该脱硫工艺的电厂机组有北方电力内蒙古乌海热电有限公司2×200MW 机组。
3 现役锅炉改造脱硫系统的配置
脱硫工艺的选择应根据锅炉容量和调峰要求、燃煤煤质（特别是折算硫分）、二氧化硫控制规划和环评要求的脱硫效率、脱硫工艺的成熟程度、脱硫剂的供应条件、水源情况、脱硫副产物和飞灰的综合利用条件、脱硫废水、废渣排放条件、场地布置条件等因素，经全面技术经济比较后确定。
4 工程应用实例
4.1 工程概况
河南焦作电厂（以下简称焦作电厂）#2 机组烟气治理工程是在焦作电厂实施的第一个脱硫工程项目。焦作电厂#2 机组（220MW）于 1980 年1 月建成投产，配套锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG- 670/13.7- 5 型超高压一次再热自然循环煤粉炉。1989 年将#2 炉原设计配备的旋风除尘器改造为兰州电力修造厂生产的 KFH／JZl70.1 型双室三电场卧式静电除尘器。焦作电厂已进行过2 台机组的电除尘器改袋式除尘器的改造工程，采用的是长袋低压脉冲袋式除尘技术，改造后的袋式除尘器使用效果良好，并积累了一定的袋式除尘器的应用经验。本次#2 机组烟气治理工程的主要包括脱硫、除尘、气力输灰和引风机等四个部分，重点是甄选和制订符合焦作电厂生产实际的烟气脱硫技术方案。
4.2 脱硫设计方案
焦作电厂#2 机组烟气治理工程为老机组改造工程，炉后没有预留脱硫场地，而且临近市内公路，可利用的改造场地非常有限。本工程采用从ALSTOM引进的NID 循环半干法脱硫技术。系统总体布置方式为“NID 脱硫系统布袋除尘器”，一套系统由四条独立工艺线组成。除灰系统采用气力输灰方式，输送到灰库外运。主要设计参数：脱硫效率（保证值）≥85，处理烟气量1100000Nm3/h，烟气SO2 排放浓度≤400mg/Nm3，烟尘排放浓度≤50mg/Nm3。吸收剂给料系统，变频螺旋给料机转速由进出口 SO2 量及烟气量反馈调节。除尘器采用ALSTOM 典型设计的低压脉冲布袋除尘器，总过滤面积为27520m2，布袋数量8600 个，滤袋材料采用进口PPS 针刺毡。系统设有NID 工艺关断挡板，用于在低负荷运行期间或其中一条NID 线检修时切断NID 工艺线。设置旁路系统，用于避免系统内部接露、进口温度超过180℃或 NID紧急停运情况下启用旁路系统，保护布袋除尘器不被损坏。
烟气在线监测系统，系统自配一套用于控制的在线检测系统，由于一套系统有四条独立控制线，在线监测分为四条线路监测，反馈信号用于系统调节控制。
引风机采用2 台双吸双支高效离心式引风机，加装液力耦合器进行调速。引风机入口设置联络烟道。脱硫工况下系统额定负荷运行，流量为751227.5m3/h，全压7200Pa，介质温度 70℃。
5 结论
环境保护是我国的一项基本国策，是可持续性发展战略的重要内容。电力工业是国家的基础工业，也是燃煤大户，电站锅炉进行高效率除尘和脱硫的任务非常艰巨，也非常迫切。通过对在役燃煤锅炉烟气脱硫项目的逐步实施，将产生明显的社会效益和经济效益，对促进地区经济发展、保护环境、落实当地环保关于二氧化硫的排放控制要求、保持地区经济可持续发展等具有重要的实际意义。电厂脱硫项目不设预除尘，采用的布袋除尘器和NID 半干法脱硫工艺均为目前国内技术领先的实用性技术，其功能、设计参数等均符合高效除尘和脱硫的需要，对于促进新技术新工艺的应用具有十分现实的作用。
参考文献
[1] 火力发电厂烟气脱硫设计技术规范DL/ T5196-2004，国家发展和改革委员会，2004 年 10 月20 日.
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