电厂排烟和灰渣处理现状及前景分析
摘要：从环境保护角度分析，火力发电厂的排烟脱硫、灰、渣的综合控制利用等工作受到人们越来越多的重视，其技术已逐步成熟。文中介绍了大庆油田热电厂在粉煤灰、炉渣等方面的综合利用及在排烟脱硫方面的前期调查工作。
前言
我厂（大庆油田热电厂）是以煤做主要燃料的火力发电厂，年燃煤消耗量在240万吨左右，排放的烟气中SO2的排放量746mg/m3,虽未超过860mg/m3的环保标准，但我厂年SO2排放量多达16400吨，烟气排污费达980多万元。因此烟气脱硫是我厂必须解决的问题。同时燃烧产物灰、渣长年堆积造成了贮灰场排灰不畅、飞灰污染空气等缺陷，也同样破坏了环境，所以解决排烟除硫及灰尘、炉渣的综合利用等问题是确保我厂可持续发展过程中必须解决的也是确保电厂排放物达到环境保护标准的必由之路。
1 排烟除硫
1.1除硫方法介绍
除硫的方法可以分为三大类，即燃烧前除硫，燃烧中除硫、燃烧后烟气除硫。
燃烧前除硫是指从原煤中除硫，即采用物理或化学的方法对原煤进行清洗亦即洗煤，其中物理洗煤技术目前在世界上应用十分广泛。
燃烧中除硫是指把除硫剂（如石灰石）和煤混合在煤燃烧过程中除硫。
燃烧后除硫就是烟气除硫，烟气除硫是现在燃煤电厂应用最广泛的除硫技术，现在烟气除硫的方法有很多，按处理过程和物料状态分为多种。
1.2 排烟除硫方法介绍
1.2.1湿法除硫法
湿法除硫的吸收与再生，副产物的处理等是在湿状态下进行的，湿法除硫反应速度快，设备较小，除硫效率为在90%以上。
湿式石灰、石灰石除硫工艺是应用较广泛的一种方法，这种技术成熟，运行也十分可靠，吸收剂利用效率高，一般烧高硫煤的电厂多数用这种方法，存在问题是投资大，占地面积大，除硫产物难以处置等。
1.2.2干法除硫法
干法除硫技术主要是向烟气喷进吸收剂或喷催化吸收剂（如活性碳、活性氧化锰、活性氧化铝、氧化铜）以便除硫，有时还采用烟气调质改善控制效果，这种工艺在煤的含硫率小于3.5%时，除硫率超过90%，而它的费用比传统的湿法烟气除硫低一半左右。
1.2.3半干半湿除硫法
半干半湿法除硫的代表是喷雾干燥工艺，目前已基本成熟，这种除硫工艺的除硫率一般为70%左右，应用于燃用中、低硫煤的锅炉。其优点是系统简单、投资较小，缺点是它的生成物只能用于陆地填充，而所用的石灰要比石灰石贵3-4倍。
1.2.4其它除硫方法
这里介绍一种简易除硫装置，它的除硫效率可达70-90%，我国在对简易烟气除硫工艺进行研究提出的方案是：在燃煤电厂原有的烟道系统，将湿式水膜除尘器改造为三相流化床，或者在电除尘器后安装三相流化床除尘脱硫塔，用石灰浆料作吸收剂，进行烟气除硫，同时进一步除尘。
在石灰浆料吸收液中，SO2吸收的限制因素之一是液体一侧的气液传质，而液体一侧的传质是与缓冲离子对HCO3-/CO2及SO32-/ HCO3-的反应有关的。在气液界面上，HCO3-和SO32-按下式与溶解的SO2进行反应：
SO32-+ SO2+H2O=2HSO3-
HCO3-+ SO2 = CO2+ HSO3-
HCO3-和 SO32-则可以通过CaCO3和CaSO3溶解在液——固界面得到再生。因此SO2的气-液相传质极大地依赖于液相主体中溶解的碱性物质的量“溶解的碱性物质的量”是指溶液中比HSO3-的碱性更强的各种离子（如CO32-、SO32-、HCO3-、OH-）之活度的总和。通过在石灰石吸收液中再加入有机羧酸添加剂促进石灰石溶解，增加吸收液中溶解的碱性物质的量及通过有机羧酸可以缓冲吸收液的PH值，抑制气-液界面上由于SO2溶解而导致的PH值的降低，保持SO2 的气液传质，从而使烟气脱硫效率得以保证及提高，脱硫后产生的脱硫渣同灰浆一起由原有的灰管系统输送到灰场，除硫工艺中产生的亚硫酸钙送到灰场后被大气氧化为硫酸钙，其除硫效率可达85%，较适合我厂燃用的低硫煤（应用基含硫量0.27%）且工艺简单，投资费用运行费用均较低，占地少。
2 炉渣的综合利用
除灰系统是电厂生产系统中一个重要组成部分，除灰系统的安全运行直接关系到整个电厂的安全运行。目前我国火力发电厂普遍采用水力除灰系统，少数电厂采用气动除灰系统。
我厂即采用灰渣泵水力除灰系统，在灰渣泵水力除灰系统中，锅炉排出的渣和除尘器排出的灰沿倾斜的灰沟用喷嘴喷出的高压水流冲至灰渣泵房前池，再用灰渣泵经灰管道打到灰场。
我厂三台锅炉在冬季大负荷发电、供热期内，锅炉炉膛排渣量约占总灰量的10%，三台炉满负荷运行时，排渣总量约为9.7吨/小时，经常发生冲渣水量不足，严重时还需大量人力捞渣，有时使机组的发电量无法达到满负荷。
针对大负荷运行排渣量较大，冲渣水量不足等问题，我厂研究决定在今年利用#1炉大修期间在#1-#3炉捞渣机后加装了取渣装置，此装置在今年12月份投入后，利用炉渣开始生产新型建材，即为我厂多种经营陶粒厂提供生产原料，同时，也大大减少了冲渣水损耗、电耗及提高了灰渣泵使用寿命和年限，缓解了贮灰场的工作压力。另外，此捞渣装置投入使用后，其最大捞渣量可达每天300m3，如年平均按150 m3计，每立方米约30元左右，则仅此项每年可创收164.25万元，如生产加工成建材则经济效益更可成倍增长。
3 粉煤灰综合利用
我厂煤质资料如下:
我厂三台机组年平均发电量在30亿千瓦时，年耗煤约240万吨左右，相应产生粉尘、灰渣约50万吨左右，如此多的灰渣对贮灰场的容量要求很大，同时造成的空气粉尘污染极大。
针对贮灰场大风天扬尘空气污染较大的问题，建议在贮灰场灰平面上方安装淋灰装置，从而避免大风天扬尘现象，确保空气中灰尘含量达到环保标准。另外，我厂已安装使用了一套取干灰装置，年取干灰20万吨左右，用于生产水泥，砌块砖等建筑材料。同时在贮灰场还对外销售湿灰，年约进30万吨，此两项不仅缓解了贮灰场由于贮量不足造成的空气飞灰污染，还解决了我厂持续发展中的一个贮灰难题，同时也提高了除渣设备管道的健康状况、使用寿命；还可以创造进1000万元的直接经济效益。
4 结论
通过对粉煤灰、炉渣的综合利用及烟气除硫工程的安装投入，不仅可以满足了我厂发电排放物的环保要求，同时也解决了我厂冲渣水浪费及贮灰场贮量不足危及生产等问题，并且还创造了较大经济效益和社会效益，为我厂今后的可持续发展提供了足够的空间和保障。
参考文献
[1]朱文心火电厂除硫脱氮技术发展概况 中国电力 1997.11
[2]HG-670/13.7-HM12 锅炉机组说明书
[3]黄梅、李绍箕有机羧酸对低浓度CaCO3吸叫液烟气脱硫系统影响的初步研究 热力发电 1999.6
[4]电力生产过程水利电力出版社 1991.12
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