关于火电厂烟气脱硫新技术进展研究

马 克 李 倩

(保定电力职业技术学院，河北 保定 071051)

煤炭占据我国能源结构的首要地位，其消费量占一次能源的70%左右，这种局势在我国今后很长时间内不会改变。火电厂以煤炭作为主要发电燃料，其燃烧时放出大量SO2，造成严重的大气污染，并且随机组容量的增大，SO2排放总量不断增加。当前我国实施可持续发展战略，环境保护工作是其重要保障。所以，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。

1 火电厂脱硫技术分类

根据脱硫工艺在电力生产中所处的位置，脱硫技术可分燃烧前、燃烧中和燃烧后脱硫三大类型［1］。燃烧前脱硫主要指原煤洗选、煤气化等脱硫技术。原煤洗选是煤炭行业成熟技术，早在20 世纪70年代就已在国内得到成功应用，可将煤中含硫从3 %降低至1.5 %左右，但由于洗选厂投资高，运行成本大，所生产的成品煤量小于入洗煤量，致使电厂燃煤价提高较多，目前已很少采用此法。燃烧中脱硫又称炉内脱硫，主要指常压循环流化床、增压循环流化床与炉内喷钙等脱硫技术。常压与增压循环流化床脱硫技术与煤气化技术等属于清洁煤燃烧技术。炉内喷钙脱硫技术单独使用时，效率较低，脱硫率不到50%，为了提高脱硫效率，降低钙硫比，往往与尾部加湿工艺联合使用。燃烧后脱硫又称烟气脱硫技术，主要有石灰石(石灰)—石膏法、氨法、海水法等湿法脱硫，旋转喷雾等半干法脱硫，循环流化床烟气脱硫，电子束脱硫以及脱硫除尘一体化技术等，下面将重点介绍火电厂烟气脱硫的几项新技术。

2 烟气脱硫新技术介绍

2.1 氨法烟气湿法脱硫技术

湿法氨法工艺过程一般分为3 个步骤:脱硫吸收、中间产品处理、副产品制造。其中，脱硫吸收过程是氨法烟气脱硫技术的核心，它以水溶液中的SO2和NH3的反应为基础，得到亚硫酸铵中间产品;中间产品的处理主要分为两大类:直接氧化和酸解，直接氧化是在多功能脱硫塔中，鼓入空气将亚硫酸铵氧化成硫铵，酸解是用硫酸、磷酸、硝酸等酸将脱硫产物亚硫铵酸解，生成相应的铵盐和气体二氧化硫;副产品制造是将中间产品处理后得到的铵盐送制肥装置制成成品氮肥或复合肥。

由于氨是一种良好的碱性吸收剂，氨的碱性强于钙基吸收剂，而且氨吸收烟气中SO2是气—液或气—气反应，反应速度快、反应完全、吸收剂利用率高，可以得到很高的脱硫效率，相对于钙基脱硫工艺来说系统简单、设备体积小、能耗低。另外，其脱硫副产品是常用化肥，其销售收入可以大幅度降低运行成本。并且氨法脱硫工艺在脱硫的同时可以脱氮，脱硫过程中没有废水、废渣产生，从实际运行效果看，其脱硫效果满足各地环保要求，运行费用低，因此氨法脱硫是较适合中国国情的一项烟气脱硫技术。

2.2 海水湿法脱硫［2］

海水脱硫工艺使用的脱硫剂是海水。海水通常呈碱性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO2，达到烟气净化的目的。海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

在吸收塔内烟气中的二氧化硫被吸收生成亚硫酸根离子，与此同时，它与海水中的重碳酸根离子相互作用，生成二氧化碳使pH 值不致过低。海水流入曝气池后，亚硫酸根氧化生成稳定的硫酸根，多余的二氧化碳排入到大气，使pH 值恢复到排放标准。被洗涤的SO2以硫酸盐形式进入海水，由于海水中含有大量的硫酸盐成分，因此不会造成污染，但由于被洗涤下来的灰分含有重金属等有害物质，其数量虽然甚微，但日积月累，对海底污泥极有可能造成污染，对此必须引起重视。

采用海水脱硫要具备以下3 个条件:滨海电厂，采用海水作为循环冷却水，有丰富的低成本海水资源;适用于燃用低硫煤的火电厂烟气脱硫;海域功能对海水质量要求较低，扩散条件较好。

目前，世界上已有不少国家，如印度、印度尼西亚、西班牙等已相继安装了海水脱硫装置。如印度Trombay 电厂对500MW 锅炉的烟气用海水脱硫，效率可达98%。我国已在深圳西部电厂第2 台机组上安装了一套由挪威引进的300MW 机组海水脱硫装置，1998年底投入运行;福建漳州后石电厂6 台600MW 机组也安装了海水脱硫装置，也已投入运行。

2.3 半干法脱硫

半干法脱硫采用的脱硫剂以固液混合物的形式喷入吸收塔，在与烟气中的二氧化硫反应的同时水分被蒸发，脱硫剂被干燥为固体，过剩的脱硫剂与生成的副产品均以固体形式被收集，其代表工艺有喷雾干燥法工艺和气体悬浮吸收工艺。喷雾干燥法脱硫工艺技术比较成熟，具有工艺流程简单、脱硫率达75%～90%，投资和运行费用低，占地面积小，系统可靠性高等特点。

系统采用双流体雾化喷嘴，双流体雾化喷嘴与旋转雾化喷嘴相比，设计简单，可以更好地控制雾化粒度和雾化质量。由布袋除尘器回送的吸收剂由两级水雾化喷嘴活化增湿，进一步提高吸收剂脱硫效率，脱硫效率可达到80 %左右，但单塔烟气处理量较小。

喷雾干燥的新发展是丹麦正在开发的喷雾干燥再生脱硫工艺，吸收剂为氧化镁，生成的亚硫酸镁已在高温流化床中成功实现再生，再生后的吸收剂活性不但没有失去，反而有所提高。

气体悬浮吸收技术由丹麦FLS 公司开发，现已用于小龙潭电厂6#炉，系统设计脱硫率可大于90%，总压降1800Pa，钙硫比小于1.3。

2.4 循环流化床烟气脱硫技术

循环流化床是一种使高速气流与所携带的稠密悬浮颗粒充分接触的技术，是近几年新兴起来的具有开发前景的脱硫技术，由化工和水泥生产过程中的流化床技术发展而来。烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其它对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。

整个排烟循环流化床脱硫系统由石灰浆制备系统、脱硫反应系统和收尘引风系统组成。影响循环流化床脱硫效率的主要因素有床层温度、钙硫比、脱硫剂的粒度和反应性等。根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量，以保证要求的脱硫效率所必需的钙硫比。

循环流化床烟气脱硫工艺没有废水产生，占地面积小，基建投资相对较低，尤其适合于老机组烟气脱硫。脱硫副产品可用作混凝土掺合料、矿井回填料、路基等。循环流化床作为脱硫反应器的最大优点是:可以通过喷水将床温控制在最佳反应温度下，达到最好的气固间紊流混合并不断暴露未反应消石灰的新表面，而通过固体物料的多次循环使脱硫剂具有很长的停留时间，大大提高了脱硫剂的钙利用率和反应器的脱硫效率。能够脱除高硫煤中的硫，并在钙硫比1.1～1.5 时达到85%以上的脱硫效率。

目前，国外已有几十套循环流化床干法脱硫装置在运行，单台最大容量是相当于我国270MW 的脱硫装置，其次是鲁奇公司的相当于200MW 机组的脱硫装置。我国的广东恒运电厂(1×200MW 机组)、山西漳山和古交电厂(各2×300MW 机组)、榆社电厂(2×300MW 机组)均采用循环流化床烟气脱硫装置，并均已投运。

2.5 电子束烟气脱硫技术［3］

电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O2、H2O 等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。这些自由基对烟气中的SO2和NO 进行氧化，分别变成SO3和NO2或相应的酸。在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。

电子束烟气脱硫技术是物理方法与化学方法相结合的新技术，它是利用电子加速器产生的等离子体促使烟气中的二氧化硫及NOx 与加入的NH3 反应，实现烟气脱硫脱硝的目的，脱硫效率可达90%左右。此工艺在成都热电厂1×100MW 机组已得到成功应用。

2.6 除尘脱硫一体化技术［4］

该技术在半干法脱硫技术工艺基础上发展而成，是上世纪90年代后由瑞典ABB 公司研究开发的，其技术原理是利用干反应剂石灰粉CaO 或熟石灰Ca(OH)2吸收烟气中的二氧化硫。日前ABB 公司应用此脱硫技术的最大机组容量为200MW，我国国内已开发用于100～200MW 机组的设备。

此外，尚在试验中的火电厂烟气脱硫技术还有火星炭吸收脱硫技术、集脱硫除尘制浆一体化技术、脉冲放电烟气脱硫技术等［5］。

3 我国火电厂烟气脱硫现状及发展状况［6］

我国烟气脱硫产业发展情况可以概括为以下几点:

(1)脱硫设备国产化率已达90%以上。石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等国内已具备研发和生产加工的能力，从设备采购费用来看，石灰石—石膏湿法脱硫工艺技术设备的材料国产化率已达到90%左右，部分烟气脱硫工程国产化流程超过了95% ，其他工艺技术的设备国产化率大于90%。

(2)部分脱硫公司已拥有自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并进行了多年的工程实践。

(3)国内脱硫技术引进的模式，按其引进的技术范围和特点氛围项目合作，部分技术引进和技术完全引进三种。

(4)烟气脱硫工程总承包能力已基本满足国内火电厂烟气脱硫工程建设的需要。根据中国电力企业联合会的专项调查，截至2005年底，具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10 万kW 及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50 家，其中，合同容量超过200万kW 装机的公司有17 家，超过1000 万kW 装机的公司有7 家。但是随项目的增多和市场的变化，脱硫工程的实施模式呈现多元化，部分公司采用设计加全部或部分设备采购。北京第一热电厂2 期2* 410t/h 锅炉和山东黄台电厂2×300MW 机组的脱硫工程项目的实施，采用了这种模式。

(5)脱硫工程造价大幅度降低。30 万kW 及以上新建火电机组的烟气脱硫工程千瓦造价已由最初的1000多元(人民币)降到“九五”时期末的500 元左右，目前已降至200 元左右。

(6)初步建立了产业化发展的管理体系。目前，已经初步形成了政府宏观指导和协调，企业自主经营，行业协会积极参与服务的管理体系。

尽管火电厂烟气脱硫产业化取得了重大成就，但随国民经济快速发展，电力行业仍然存在一些问题，主要是烟气脱硫技术自主创新能力仍然较低，脱硫市场监管急需加强，部分脱硫设施难以高效稳定运行等等。

4 结 论

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD 将是控制SO2排放的主要方法。目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为:脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

随着我国国民经济的快速发展，各行业对电力需求的不断增大，火电作为近期我国最主要的发电源，其排放的污染物位列第一，在当今大力加强节能减排工作的同时，必须继续加大火电厂烟气脱硫技术的投资力度和研发力量，尽快将国外先进的脱硫技术与国内实际情况相结合，攻克一些技术瓶颈，促进我国火电行业脱硫产业更快、更好地发展。

［1］杨彪．火电厂脱硫技术简述［J］．云南电力技术，2007，12(5):26－29．

［2］司靖宇，杨华．燃煤电厂烟气海水脱硫研究［J］．内蒙古石油化工，2011，31(4):95－98．

［3］毛本将．丁伯南．电子束烟气脱硫技术及工业应用［J］．环境保护，2010，28(2):114－116．

［4］周志祥．《火电厂湿法烟气脱硫技术手册》．中国电力出版社，2006．

［5］于静梅，张辉，刘东明．燃煤电厂烟气脱硫技术发展概况［J］．锅炉制造，2008，31(4):25－29．

［6］王建．姜开明．我国烟气脱硫技术现状［J］．中国能源，2011，8(4):15－18．