喷雾干燥吸收(SDA) 满足SO2低量排放指标的烟气脱硫

喷雾干燥吸收(SDA) 满足SO2低量排放指标的烟气脱硫
 

HenrikMonstodSchmidt日前撰文称，喷雾干燥吸收(SDA)工艺是应用范围排在世界第二位的烟气脱硫技术，目前已投入运行的燃煤锅炉SDA烟气净化装置总装机容量大约为22GWe。
　　在80年代，安装在欧洲和美国的第一代尼鲁SDA装置，通常设计脱硫效率为80%~90%，达到当时400mg/Nm^3的排放指标。后来，这些国家纷纷采取措施促进工厂所有者按照更低的SO2排放指标运行烟气脱硫装置，因此今天第一代尼鲁SDA装置实际是在90%~99%脱硫效率下运行的。现在欧洲和美国新建的SDA烟气脱硫装置其设计脱硫效率一般都大于94%。
　　作为一种成熟、适用面广的技术尼鲁SDA工艺已广泛应用于世界各地，去除废气中含有的SO2、SO3、CHl等酸性组分。在超过30年的持续开发和工业应用中，尼鲁公司积累了丰富的经验，尼鲁SDA工艺不仅能适应很宽的操作参数范围，还能应用于多种工业装置的废气处理，如燃煤燃油锅炉、市政废弃物焚烧炉、危险废弃物焚烧炉、钢铁和镍烧结机等。
　　SDA在美国
　　根据国际能源署(IEA)煤研究—洁净煤中心(IEACCC)的报告，到2006年为止美国燃煤发电机组的装机容量约为300GWe，其中约1/3(110Gwe)装备了烟气脱硫(FGD)系统。另有40GWe的燃煤电厂已立项在2020年之前装备FGD系统。
　　湿式石灰石石膏法目前仍然是美国及全球范围内应用最广泛的一种烟气脱硫工艺。喷雾干燥吸收(SDA)工艺是全球应用排名第二位的烟气脱硫技术。到2006年为止，燃煤锅炉的SDA烟气净化系统总装机容量已达到约22GWe。
　　在美国，烟气脱硫技术的市场分布很大程度上取决于电厂燃煤的含硫量。美国西部的电厂，燃煤典型的含硫量约为1%，SDA在这里是占主导地位的烟气脱硫技术。
　　每年都有很多新的SDA装置签订合同，开工建设及调试运行。目前仅在美国，在建和已投入运行的燃煤电厂SDA烟气净化装置就达到了27.9GWe。在这27.9GWe中，尼鲁/巴威的SDA系统在过去的28年中应用在超过50台锅炉上，总容量达到了13.8GWe。这使得尼鲁/巴威公司在这一领域处于领先地位，成为最大、最有经验的SDA系统供应商。
　　在美国，湿式石灰石石膏法和SDA烟气脱硫工艺系统占脱硫装置总装机容量的约95%，其他烟气脱硫工艺的使用非常有限。其他烟气脱硫工艺，包括主要应用于小机组的干式喷射脱硫技术，总装机小于3GWe。循环流化床型工艺(CFB和DID等)总装机小于3GWe，湿式氨法工艺总装机小于0.5GWe。
　　高性能低SO2排放的SDA工业应用经验
　　一个高性能SDA系统满足SO2低量排放目标的工程实例，此系统是尼鲁/巴威公司为美国西部地区一台790MWe新建燃煤锅炉配备的，于2007年投入运行。烟气入口SO2含量为1700mg/Nm^3的条件下，设计效率为94%。该电厂使用燃煤来自美国西部，为低硫煤，烟气中的SO2浓度通常为800~850mg/Nm^3。实际运行数据显示净化后烟气中的SO2浓度稳定地控制在70~115mg/Nm^3。
　　另一个大型工程实例是丹麦一电厂配备的3套SDA装置，在这里SDA系统常年以99%脱硫效率下运行，锅炉出口烟气中含有700~1000mg/Nm^3的SO2，净化后烟气在烟囱处的排放浓度<15mg/Nm^3。
　　这3套SDA装置于1989年~1991年，用于燃煤硫分变化较大的350MWe锅炉烟气的净化。在使用高硫煤进行性能测试和系统验收的过程中，在SO2入口含量达到4000~4400mg/Nm^3的条件下，SDA装置运行稳定，脱硫效率达到95%~97%。
　　在市政和危险废弃物焚烧炉及其他工业装置的烟气净化中，低排放SDA装置的应用也广为人知。从1982年开始，尼鲁公司在超过75个此类项目中积累了大量经验。用于市政废弃物焚烧炉烟气净化的SDA装置除SO2以外，还需要脱除CHl。在此类项目中，CHl最大排放浓度的限制常常是决定吸收剂用量的因素，在这种情况下SDA装置通常可将SO2脱除到15~25mg/Nm^3。