中国燃煤发电厂烟气脱硫技术及应用

唐标

摘 要：由于我国的燃料结构以煤为主，致使我国大气污染仍以煤烟型污染为主。其中，粉尘和酸雨危害最大，污染程度仍在加大。因此，控制煤尘中的SO2对改善大气污染具有重要意义。本文首先介绍了燃煤电厂烟气脱硫的原理及相关脱硫技术，分析了燃煤发电厂烟气脱硫技术的选择，并探讨了燃煤发电厂烟气脱硫技术创新应用策略。

关键词：燃煤发电;烟气脱硫;应用策略

1 燃煤电厂烟气脱硫的原理

烟气脱硫的主要方法有干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫。化学反应的酸、碱中和反应是烟气脱硫的基本原理。烟气中的酸性物质二氧化硫通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或者硫酸盐，从而将烟气中的硫脱除。

2 燃煤发电厂烟气脱硫技术

2.1 湿法烟气脱硫技术

2.1.1 石灰石--石膏法

此种脱硫技术是燃煤发电厂烟气脱硫处理最为成熟，并应用最为广泛的一种。石灰石--石膏脱硫系统包括烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统及排放系统等，在进行脱硫处理时，将石灰石作为吸收剂，对其进行碾磨处理成为粉状物后，与水拌合均匀成为浆液备用。在吸收塔内，通入的生产烟气中含有的SO2会与浆液中的碳酸钙及从塔下鼓入的空气产生氧化反应生成硫酸钙。在硫酸钙达到一定饱和度后，最终会结晶形成二水石膏。经上述处理后的烟气会依次通过除雾器将其中含有的雾滴去除干净，并利用加热器加热升温，最终由增压风机从烟囱内排出。另外，脱硫后副产物二水石膏经过浓缩、脱水处理后，可得到脱硫渣石膏进行再利用。

2.1.2 氨法烟气脱硫技术

氨法烟气脱硫技术的吸收剂采用氨水，在吸收塔中烟气和氨水充分接触，氨水和二氧化硫生成亚硫酸铵，然后经过脱水、结晶、干燥等程序后生成硫酸铵。燃煤发电厂应用氨法烟气脱硫技术应重点考虑硫酸铵的价格和效率，由于这种脱硫技术采用的氨水吸收剂价格相对较高，若硫酸铵的销售价格低或没有销路，无法抵消氨水费用，会严重影响燃煤发电厂的经济效益。不过，二氧化硫和氨水发生化学反应的速度较快，无需将吸收剂再重新流入循环系统，因此这种烟气脱硫系统的投资费用较低，且没有废渣、废水的排放。

2.1.3 海水湿法脱硫技术

海水通常呈碱性，当SO2被海水吸收再经过曝气过程，便会被氧化为无害的硫酸盐并完全溶于海水中。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。其主要流程和反应原理是，锅炉排出的烟气经除尘器除尘后，由FGD系统增压风机送入气--气热交换器的热侧降温，然后送入吸收塔，在吸收塔中由来自循环冷却系统的海水洗涤烟气，洗涤烟气后的海水含有较多的SO32-，不能直接排放到海水中，需经过处理，使SO32-氧化为SO42-，并除去海水中的CO2，达标后的海水排入大海，净化后的烟气经气--气热交换器升温后，经烟囱排入大气。它具有以下优点：①采用天然海水作吸收剂，节省吸收剂制备系统，工艺系统简单;②吸收系统不会产生结垢、堵塞等运行问题，可用率高;③无脱硫灰渣生成;④脱硫效率高;⑤投资和运行成本较低，通常比湿式石灰石-石膏法低1/3。但由于其吸收剂的特殊性，该工艺可考虑在沿海地区的燃煤电厂采用，且煤种含硫量<2%。

2.2 半干法/干法烟气脱硫技术

2.2.1 旋转喷雾干燥法

旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术的原理是：利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，烟气中的二氧化硫与吸收剂发生化学反应，同时，吸收剂吸收烟气中的热量使水分蒸发掉。脱硫反应完成后的废渣以干态形式排出。旋转喷雾烟气反应过程包括四个步骤：吸收剂制备→吸收剂浆液雾化→雾粒和烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥→废渣排出。旋转喷雾干燥法的优点为：系统运行设备简单、投资成本低、运行费用低、占地面积小、运行相当安全可靠、烟气脱硫率可达75%～90%、最终产物易于处理等。但与湿法相比，其脱硫效率略低。

2.2.2 炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法）

LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器喷水增湿，促进脱硫反应，脱硫效率可达75%～85%。LIFAC法比较适合中、低硫煤，其投资及运行费用具有明显优势，较具竞争力。另外，由于活化器的安装对机组运行影响不大，较适合中、小容量机组和老电厂的改造。此种工艺虽然具有投资与运行费用较低的优势，但其脱硫效率比湿法脱硫效率低。

2.2.3 電子束照射法脱硫技术

它是一种较新的脱硫工艺，其原理为在烟气进入反应器前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束辐照烟气，使水蒸汽与氧等分子激发产生氧化能力很强的自由基，这些自由基能使烟气中的SO2和NOx很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和销酸铵。经脱硫后的烟气温度高于露点，不需再热系统，可直接排放。其主要特点为：①它是一种干法处理过程，不产生废水、废渣;②可同时脱硫、脱硝，具有90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率;③操作方便，过程易于控制;④对硫分和烟气量的变化有较好地适应性和负荷跟踪性;⑤副产品硫酸铵和硝酸铵混合物可作化肥;⑥脱硫成本低。

3 燃煤发电厂烟气脱硫技术的选择

3.1 燃煤发电厂脱硫的条件

为了保障燃煤发电厂的脱硫效率，对机组具有一定程度的要求。首先在质量上要保证过关，含尘量要控制在合适范围内，要保证漏风率处在正常范围内，这其中任何一个数据出现问题，都会对整个机组产生重要的影响。在建设工作中，场地和施工条件是燃煤发电厂脱硫工作中的关键条件。为了保证燃煤发电厂脱硫工作能顺利进行，需设置合理的脱硫装置。在进行脱硫装置的布置工作中，要根据脱硫工作量的多少，按实际情况合理进行装置的布置工作，从而为脱硫技术的实施提供基础保障。

3.2 燃煤发电厂脱硫的影响

在燃煤发电厂的脱硫技术应用中，烟气系统、锅炉及机组等都会受到相应的影响。脱硫技术不一样，相关的设备受到的影响也会有所不同。在所有的脱硫技术中，湿法脱硫技术对设备影响最小，湿法脱硫技术中主要的工作部位处于除尘器的下游位置，对设备的其他位置影响就小。但湿法脱硫技术主要的影响位置是在烟道和烟囱，可能会存在腐蚀危害。另外，脱硫技术的应用，能对机组产生不利影响，主要是因负荷的变化范围较大，因此在确定脱硫技术后，为了保障相关设备和系统能在很短时间内适应，需经常进行机械设备的起停和热冲击工作，同时要保障系统具有良好的负荷跟踪特性。在完成脱硫工作后，为了避免系统再出现问题，需对设备进行维护工作，针对设备中出现的故障情况，还需采取措施对其进行维修和管理。

4 燃煤发电厂烟气脱硫技术创新应用策略

4.1 加大脱硫技术的自主创新

我国为了解决燃煤发电厂烟气硫化物的污染问题，在燃煤发电厂的烟气脱硫技术中投入了较多的资金，并注重对新型装置与技术的研究与开发，不断创新脱硫技术。为了使脱硫的成本降低，需对脱硫装置进行优化。对脱硫装置而言，其所应用的频率较高，所以需尽量降低装置损耗，让脱硫装置能更长久的使用。这样才能严格控制燃煤发电厂烟气排放的硫化物含量，以此减轻燃煤发电厂烟气对环境和空气造成的污染。

4.2 自主研发脱硫装置

我国燃煤发电厂的烟气脱硫技术起步不是很早，所以目前尚且不具有自身先进的燃煤发电厂烟气脱硫技术。当前，我国部分脱硫装置是从国外引进的，这给有关技术的发展产生一定的制约，并严重污染了环境。因此，我国应学习其他国家的脱硫技术，让我国自己也能自主创出先进的脱硫置，降低脱硫技术的成本，这样才能减轻燃煤发电厂的烟气对环境和空气造成的污染。

總之，我国是一个能源消耗大国，同时我国的燃料组成结构主要以煤炭为主，这样在煤炭的燃烧过程中会有大量的SO2产生并排放到大气中，使大气中所含有的SO2超过标准，致使酸雨的出现。因此，需做好燃气排放过程中SO2的脱硫工作，从而改善其对大气的污染程度。

参考文献：

[1]张先明.中国燃煤发电厂烟气脱硫技术及应用[J].电力科技与环保，2014（30）.

[2]马宏生.燃煤发电厂烟气脱硫技术及应用探析[J].科技创新导报，2017（36）.