火力发电厂的脱硫技术问题及解决方案

目前，中国火力发电厂在脱硫问题上常用的两种方式是半干法和湿法，两种方法各有自身的利弊，为了切实做好火力发电厂的脱硫问题，我们需要从脱硫技术发展的现状入手，从影响脱硫的各个因素入手，找到切实可行的解决措施。

1 目前中国火力发电厂脱硫使用的方法

当前中国火力发电厂普遍采用的脱硫方法主要有两种，即半干法和湿法。所谓半干法指的是利用喷雾干燥的原理，在吸收剂浆液喷入吸收塔之后所进行的脱硫工作，或者通过干燥方式使其在塔内分离，或者使其与二氧化硫(SO2)反应，从而生成固体灰渣，进而达到脱硫效果。半干法具有自身优势，即投资费用少、设备可靠性较高，并且具有较高的脱硫效率，基于半干法的优势条件，其使用范围不断扩大，成为一项主导型的火力发电厂脱硫工艺。与半干法相对应的另一种火力发电厂脱硫技术是湿法脱硫技术，目前已成为大型锅炉中一项首选的脱硫方法，较为流行的湿法脱硫方法有碱式硫酸铝法脱硫技术、湿式氨法脱硫技术、海水脱硫技术、双碱法脱硫技术、简易湿法脱硫技术等。所谓湿法脱硫技术指的是在烟道末端，采用浆液剂洗涤烟气，脱硫剂和脱硫产物均为湿态，反应在溶液中进行，钙利用率高，脱硫效率可以达到90%以上。湿法脱硫技术的脱硫率相当高，但也有其自身的缺点和不足，即湿法脱硫工艺的投资大，运行费用高，废水难处理，需装设除雾器或专门的再热装置。

2 火力发电厂脱硫技术问题的解决方案

300 MW机主如何提高脱硫效率成为火力发电厂脱硫中一项亟待解决的问题，在此问题的解决上，通过实践环节和生产经验，我们总结出火力发电厂脱硫问题的解决需要通过提高预除尘器的除尘效率，优化大灰斗循环灰进入装置，增加喷嘴数目，优化雾化方式，降低吸收塔烟气温度等方式来实现，此外还应该提高生石灰品质、减少占用的厂用电率和增压风机等。

2.1 降低吸收塔烟气温度

烟温越低，越有利于脱硫率的提高，因此在火力发电厂的脱硫工作中降低和控制吸收塔烟气的温度对于提高火力发电站脱硫率具有重要意义。A、B两个火力发电站所控制的吸收塔烟气温度不同，A控制烟温一般在80 ℃左右，B电厂控制的烟温为72 ℃左右，烟温越低，越有利于脱硫率的提高，但是由于存在雾化不均匀，如果控制温度较低就存在部分区域温度过低，这部分烟气进入后除尘器，低于露点，存在腐蚀或脱硫灰结块的问题，影响后除尘器的收尘效果，只有均匀的温度控制，才能有利于提高脱硫率和增加后除尘的使用寿命，保证长时间的除尘效率。保证脱硫系统稳定的经济运行，必须控制锅炉烟气的排放量，严格控制烟温、烟尘含量和含硫量在合理范围之内，否则以上参数超出设计范围，除尘效率和脱硫效率会有明显变化[1]。因此，在300 MW机主如何提高脱硫效率的问题上，我们也要通过降低吸收塔烟气温度的方式来实现。

2.2 增加喷嘴数目 优化雾化方式

喷嘴方式和雾化方式的不同也会影响火力发电厂的脱硫率问题。通过对喷嘴数目及雾化不同的A、B两个火力发电厂进行对比分析，我们发现A电厂采用六个喷嘴，雾化控制的面积较小，有更好的均匀控制烟气的温度，死角相对较少，有利于提高烟气中的SO2和消石灰的反应空间，而B采用四个喷嘴，在吸收塔中均匀分布于四个角，雾化时存在较大的死角，分布不均，部分烟气存在旁路问题。因此，在300 MW机主如何提高脱硫效率的问题上我们也要通过增加喷嘴数目，优化雾化方式的方法来实现。

2.3 优化大灰斗循环灰进入装置

大灰斗循环灰进入装置对于提高火力发电厂的脱硫率也是相当重要的。实践证明大灰斗循环灰进入的部位不同，火力发电厂的脱硫率也是不同的。大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管上部与大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管中部的两个火力发电厂相比，大灰斗循环灰进入的部位设置在文丘里管中部有利于循环灰的均匀分布和流化，提高烟气与循环灰的均匀接触，提高了循环灰的利用，有利于烟气中SO2的吸收，这在很大程度上提高了火力发电厂的脱硫率。因此，在300 MW机主如何提高脱硫效率的问题上要进一步优化大灰斗循环灰进入装置。

2.4 提高预除尘器的除尘效率

对于火力发电厂的脱硫率来说，提高预除尘器的除尘效率对于脱硫率也是非常重要的。我们通过对具有不同预除尘器除尘效率的电厂进行对于分析发现，预除尘器除尘效率差异对于脱硫效率的影响是很大的。A火力发电厂的预除尘器除尘效率为70%～75%，B火力发电厂的预除尘器的除尘效率达到了98%，对于这两个具有不同除尘效率的火力发电厂来说，由于B电厂的除尘效率高，在脱硫吸收塔中粉煤灰的浓度低，相应提高了吸收塔中消石灰和SO2的反应机会，提高了消石灰的利用率，同时也提高了脱硫效率[2]。因此，在300 MW机主如何提高脱硫效率的问题上要通过提高预除尘器除尘效率的方式加以控制和管理。

2.5 做好煤质选择工作

煤质的选择对于300 MW机主提高脱硫率的作用是比较大的，设计使用的煤质不同，对于脱硫率的影响也是不同的，因此，为了提高火力发电厂的脱硫率，我们必须确保使用的煤质质量要高。一般情况下设计煤的含硫量为0.6%～0.8%，在此情况下电厂吸收塔入口烟气中SO2的浓度一般为2 400 mg/Nm3～2 500 mg/Nm3，而为了提高火力发电厂的脱硫率，我们一般将煤种的含硫量控制在1.0%～1.2%这一区间内，此时火力发电厂吸收塔入口SO2浓度为3 000 mg/Nm3～4 600 mg/Nm3。因此，在300 MW机主如何提高脱硫效率的问题上要做好煤质的选择工作，提高设计煤的硫含量[3]。

除了以上提到的做好煤质选择工作，提高预除尘器的除尘效率，优化大灰斗循环灰进入装置，增加喷嘴数目，优化雾化方式，降低吸收塔烟气温度等方式外，在300 MW机主如何提高脱硫效率的问题上我们也可以采取提高生石灰品质、减少占用的厂用电率和增压风机等方式来实现。首先，在生石灰的品质上，生石灰的纯度在85%以上，活性温升在45 ℃～80 ℃的火力发电厂与生石灰的纯度在65%，活性一般在10 ℃～12 ℃的火力发电厂相比，脱硫剂的使用量和脱硫效果都是不一样的，因此脱硫剂的品质必须合格。CaO纯度必须在80%以上，活性T60<4 min。此外，电厂投运脱硫消耗厂用电率的高低也影响了脱硫率，因此，需要从电厂投运脱硫消耗的厂用电率入手解决好相关问题。除此之外，增压风机也是300 MW机主提高脱硫效率的一个重要手段，这是由于在原先设计的基础上增加了烟道的阻力，必须通过增加风机来克服增加设备和投运脱硫烟道的阻力，在没有增压风机和使用两台增压风机的不同火力发电厂相比，脱硫率的差异是较为明显的。

3 结语

目前，中国火力发电厂在脱硫问题上常用的两种方式是半干法和湿法，但当前中国火力发电厂的脱硫技术受到不同程度的制约，需要我们从火力发电厂的脱硫技术发展现状入手，加强理论创新，促进火力发电厂脱硫工艺再上新台阶。

原标题：火力发电厂的脱硫技术问题及解决方案