CN101732961A

CN101732961A - 一种海水脱硫工艺

Info

Publication number: CN101732961A
Application number: CN200810179158A
Authority: CN
Inventors: 何刚
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2008-11-27
Filing date: 2008-11-27
Publication date: 2010-06-16

Abstract

一种海水脱硫工艺属于环保技术领域，是涉及一种海水脱硫工艺的改进。本发明就是提供一种利用海水的这种特性来洗涤烟气中的二氧化硫，达到烟气净化目的海水脱硫工艺。本发明海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统、电气控制系统等组成。其主要流程是：锅炉排出的烟气经除尘器后，由FGD系统增压风机送入气-气热交换器(GGH)的热侧降温以提高吸收塔内的二氧化硫吸收效率，冷却后的烟气由吸收塔地步送入，在吸收塔中与由塔顶均匀喷洒的海水(利用电厂循环冷却水)逆向充分接触混合，经过净化后的烟气，通过GGH升温后，经由烟囱排入大气。

Description

一种海水脱硫工艺

技术领域：

本发明属于环保技术领域，是涉及一种海水脱硫工艺的改进。

背景技术：

天然海水中含有大量的可溶盐，其主要成分是氯化物和硫酸盐，也含有一定量的可溶性碳酸盐。海水通常呈碱性，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收二氧化硫能力。利用天然海水脱硫的技术原理由美国加州伯克莱大学L.A.Bromley教授于上世纪60年代提出的，1970年美国在关岛电厂中试，英国也于80年代在爱丁堡附近中试。但是担心脱硫效果不好和污染海水等；美、英等国没有在燃煤发电厂应用，发展较慢，工程应用晚于湿式石灰-石膏法。在1988年以前，海水脱硫技术多用于冶金行业的炼铝厂及炼油厂；如挪威南部铝厂、挪威Statoil Mongstad炼油厂等的脱硫系统均采用此装置。海水脱硫技术在火电厂的应用源于1981年的美国关岛试验，随后在印度TATA电力公司500MW燃煤机组上进行了工业性试验并于1988年投入商业运行，1995年印度TATA电力公司在同一台机组上安装了第二台海水脱硫装置，使其烟气处理能力达到44.5×10 4标准m3/l的海水脱硫装置后；此后，海水脱硫工艺在电厂的应用取得了较快的发展。

发明内容：

本发明就是针对上述问题，提供一种利用海水的这种特性来洗涤烟气中的二氧化硫，达到烟气净化目的海水脱硫工艺。

为实现上述目的，本发明采用如下技术方案，本发明海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统、电气控制系统等组成。其主要流程是：锅炉排出的烟气经除尘器后，由FGD系统增压风机送入气-气热交换器(GGH)的热侧降温以提高吸收塔内的二氧化硫吸收效率，冷却后的烟气由吸收塔地步送入，在吸收塔中与由塔顶均匀喷洒的海水(利用电厂循环冷却水)逆向充分接触混合，经过净化后的烟气，通过GGH升温后，经由烟囱排入大气。本发明的有益效果：

与湿式石灰石-石膏法、旋转喷雾法、烟气循环流化床法、炉内喷钙-尾部增湿活化脱硫法及电子束氨法脱硫等脱硫技术相比，海水脱硫技术有以下优点：

(1)技术成熟、工艺简单、运行维护方便、设备投资费用低。采用海水脱硫技术的一座2×900MWe的发电厂，每年可节省运行成本2.59亿元(以年发电6000小时计)，节省石灰石矿上十万吨，节省淡水260万吨。

(2)系统脱硫效率高，一般可达90％。

(3)只需要海水和空气，不需任何添加剂，避免了石灰石的开采、加工、运输和贮存等。

(4)不存在副产品及废弃物，脱硫后循环水的温升≤1℃，PH值和融解氧有少量降低。国外对海水脱硫工艺对环境和生态影响的研究表明，其排放的重金属和多环芳烃的浓度均未超过规定的排放标准。

附图说明：

图1是本发明的工艺流程图。

具体实施方式：

本发明海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统、电气控制系统等组成。其主要流程是：锅炉排出的烟气经除尘器后，由FGD系统增压风机送入气-气热交换器(GGH)的热侧降温以提高吸收塔内的二氧化硫吸收效率，冷却后的烟气由吸收塔地步送入，在吸收塔中与由塔顶均匀喷洒的海水(利用电厂循环冷却水)逆向充分接触混合，经过净化后的烟气，通过GGH升温后，经由烟囱排入大气。

在吸收塔中，通过向下喷射与烟气逆向流动的海水洗涤脱去烟气中的SO2，形成亚硫酸根和氢离子+。亚硫酸是一种不稳定的中等程度的酸，易分解成SO2和H2O。为使溶于水中形成的亚硫酸固定下来，向海水处理曝气池中鼓入大量的空气，使亚硫酸根离子与空气中的氧反应生成稳定的硫酸根离子和一部分硫酸盐；同时，利用海水中的碳酸根离子和碳酸氢根离子中和氢离子使海水的PH值得以恢复。其反应过程的主要化学方程式如下：

SO₂(气)→SO₂(液)	(1)
SO₂(气)→SO₂(液)	(1)	SO₂(液)+H₂O→SO₃ ^2-+H⁺	(2)
CO₃ ^2-+H⁺→HCO₃ ^-	(3)	SO₂(液)+H₂O→SO₃ ^2-+H⁺	(2)
CO₃ ^2-+H⁺→HCO₃ ^-	(3)	HCO₃ ^2-+H⁺→CO₂+H₂O	(4)
SO₃ ^2-+1/2O₂→SO₄ ^2-	(5)	HCO₃ ^2-+H⁺→CO₂+H₂O	(4)

实施例1：近年来，海水脱硫技术在火电厂得到了较快的应用。1988年和1994年印度TATA电力公司先后在Trombay电厂先后建成两套125MW机组容量的海水脱硫装置；1995年西班牙Unelco电力公司先后在GranCanaria燃油电厂(2×80MW)和Tenerife燃油电厂(2×80MW)建成4套海水脱硫装置，多年来运行良好；印度尼西亚Paicon电力公司的4×335MWe新建机组采用海水脱硫工艺，已于1998年投入运行。英国准备2005年开工建设位于重要生态保护区的Longannet电站建设4套600MWe燃煤发电机组的海水脱硫装置；美国关岛的Cabras电厂拟采用挪威ABB公司的Flakt-Hydro工艺来解决日益严格的环保要求；挪威国家电力公司打算在奥斯陆附件建造一座1200MWe的燃煤电厂，选择Flakt-Hydro工艺对烟气进行脱硫；马来西亚2套750MWe机组，巴西、希腊等地的海水脱硫工程正在建设中。

实施例2：从1996年开始，深圳西部电厂陆续建成了6套300MWe燃煤发电机组的海水脱硫装置。其中，4号国产300MWe燃煤机组引进挪威ABB公司海水脱硫技术和设备，于1999年3月完成72h连续试运并投入商业运行；这套机组的FGD系统是我国首套海水脱硫装置，是国家环保总局和国家电力公司的示范项目，其各项性能指标均达到或超过设计值，满足国家对该项目的审查要求，符合环保标准；曝气过程中没有明显的SO2溢出情况，对周围环境没有造成不良影响；工艺排水对海域水质和海洋生物的影响很小。5、6号机组(2×300MW)海水脱硫装置于2004年2月23日建成投运；1号、2号、3号机组海水脱硫工程正在进行，计划2006年投运。届时，深圳的燃煤机组全部都安装脱硫装置，深圳总的SO2的排放水平可以降低一半。

实施例3：由台塑美国公司独资兴建的福建后石电厂陆续建成了6套600MWe无GGH海水脱硫装置，于1999年至2003年陆续投入运行。1号机组已于1999年11月并网，同年12月完成96h满负荷试运行一次成功，于2000年2月底投入商业运行；2号机组于2000年7月完成96h满负荷试运行并一次成功，于2000年8月底投入商业运行。中国华电工程(集团)公司联合阿尔斯通电力挪威公司(APN)共建的青岛发电厂海水脱硫工程正在开工建设，该工程采用世界上先进海水脱硫技术，脱硫效率高达90％以上；2004年第一台海水脱硫装置建成，2005年第二台亦将投入运行；其1、2号300MWe机组海水脱硫工程是国家环保总局在我国北方地区的第一个海水脱硫示范项目。其他一些沿海发电厂，如秦皇岛电厂的2套300MWe、山东黄岛发电厂的2套660MWe海水脱硫装置也正在筹建。我国已成为世界上大型海水脱硫装置建设经验最丰富的国家。

Claims

1.一种海水脱硫工艺，其特征在于海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统、电气控制系统等组成。其主要流程是：锅炉排出的烟气经除尘器后，由FGD系统增压风机送入气-气热交换器(GGH)的热侧降温以提高吸收塔内的二氧化硫吸收效率，冷却后的烟气由吸收塔地步送入，在吸收塔中与由塔顶均匀喷洒的海水(利用电厂循环冷却水)逆向充分接触混合，经过净化后的烟气，通过GGH升温后，经由烟囱排入大气。