火電廠脫硫方式選擇的探討

馬艷霞

（山西省環境科學研究院，山西 太原 030027）

火電廠脫硫方式選擇的探討

馬艷霞

（山西省環境科學研究院，山西 太原 030027）

文章論述了目前國內外火電廠采用的脫硫方式，以及對適用我國現行SO2排放標準的脫硫技術選擇進行了探討。

火電廠；脫硫；濕式石灰石/石膏法；氨法脫硫

1 國內外主要脫硫技術簡述

目前國內外脫硫技術已有多種，而應用較為廣泛的脫硫技術主要有：濕式石灰石/石膏法、氨法脫硫、煙氣循環流化床法（包括NID法）、旋轉噴霧半干法、爐內噴鈣－尾部加濕活化法等。

1.1 濕式石灰石/石膏法

該法是目前世界上技術最為成熟、應用最廣的脫硫工藝。該法脫硫劑利用充分，脫硫效率可達90%以上，脫硫劑來源豐富，副產品石膏利用前景較好。不足之處是系統較復雜，占地面積大，初投資及廠用電較高，脫硫廢水需進行處理。

工藝特點：采用石灰石漿液作為脫硫劑，經吸收、氧化和除霧等處理，形成副產品石膏。脫硫石膏經脫水后可綜合利用。

1.2 氨法脫硫

2009年9月18日，由中國電力企業聯合會組織召開，國家發展改革委環資司、國家環保部科技司等主管部門及五大電力集團參加的江南氨法脫硫技術現場評議會在廣西南寧召開。與會專家經考察認為，氨法脫硫技術是一項真正可實現循環經濟的綠色脫硫工藝，尤其適宜于燃煤含硫量高的電廠鍋爐和工業爐窯煙氣脫硫新建及改造項目。

工藝特點：氨法煙氣脫硫技術是以液氨或氨水作為原料，與煙氣中的SO2發生酸堿反應，最終生成副產物硫酸銨，脫硫效率大于90 %。

1.3 煙氣循環流化床干法脫硫

該技術是20世紀80年代后期由德國魯奇公司研究開發的。

工藝特點：石灰粉經過石灰干消化器消化后進入兩級串聯旋風筒，消石灰倉中消石灰以干態的形式從倉室以一定的控制速度送入吸收塔。在塔內與經過預除塵后的煙氣中的SO2發生反應進行脫硫，脫硫效率達85 %以上。

1.4 NID干法脫硫技術

NID技術是原理為石灰粉經過石灰消化器消化后進入反應器，與煙氣中的SO2發生化學反應，生成CaSO3和CaSO4，煙氣中的SO2被脫除，用于中小型容量機組，脫硫效率可達80 %。

1.5 簡易濕式石灰石/石膏法

簡易濕式石灰石/石膏法脫硫裝置的基本原理與濕法基本相同，但裝置的容量相應減小，并取消煙氣加熱裝置（GGH）。該裝置總的煙氣脫硫率可達70%。

1.6 旋轉噴霧半干法脫硫技術

旋轉噴霧半干法工藝是采用石灰粉制漿作為脫硫劑，石灰經消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的SO2發生化學反應，生成CaSO3和CaSO4，煙氣中的SO2被脫除。脫硫劑利用率低，脫硫效率一般在70%左右。

1.7 爐內噴鈣-尾部加濕活化法脫硫技術

該工藝以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850～1 150 ℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的SO2反應，生成CaSO3。在尾部增濕活化反應器內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸，生成氫氧化鈣進而與煙氣中的SO2反應，脫硫效率一般達75 %左右。

2 脫硫技術比選

（1）爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝適用于對脫硫效率要求不高的中小機組脫硫。

（2）煙氣循環流化床法（包括NID法）由于其能滿足90 %以上的脫硫效率，其技術成熟，脫硫劑石灰或石灰石可就近取材，但是目前在國內大容量機組上應用較少。

（3）旋轉噴霧半干法脫硫方案既需要性能較高的石灰，又由于煙氣系統調整復雜，存在吸收塔結垢，價格比其他干法高且脫硫效率與其他干法相當，綜合技術經濟性能差。

（4）簡易濕式爐內噴鈣法的最大特點就是省去了投資較高的GGH，經濟性好，但從嚴格的脫硫要求下，該方法不宜采用。

（5）石灰石－石膏濕法脫硫工藝具有在大型發電機組上應用的業績，可以滿足脫硫率的要求。

（6）氨法脫硫工藝最大特點就是脫硫效率高，在國內外大型發電機組上均有成功運行實例，相較于爐內噴鈣法脫硫工藝占地小，且有氨源保障、脫硫產物可作為商品利用。

經分析，本文認為石灰石－石膏濕法及氨法脫硫較適用于我國200 MW以上火電機組。當有穩定的氨源供應單位時首選氨法脫硫，若有穩定石灰石供應單位選用石灰石/石膏法。

3 應用實例

（1）石灰石/石膏濕法：該法目前在美國、德國和日本應用廣泛。在國內已有珞璜電廠一、二期300 MW機組、北京一熱、重慶電廠等使用，應用較為成熟。

（1）氨法脫硫：氨法脫硫系統在德國的一些電廠已得到應用；目前在國內也有運行實例：廣西水利電力建設集團田東電廠2×13.5萬kW機組、揚子石化熱電廠脫硫工程等。由于氨法脫硫在電廠應用相對較晚，本文重點介紹氨法脫硫在廣西水電集團田東電廠2×135 MW發電機組煙氣脫硫工程的運行實例。

設計參數：煙氣量：2×550 957 Nm3/h。運行指標：2009年8月7日～8月14日整套系統進行168 h滿負荷試運行。試運行過程中，各項指標優良，脫硫效率達96 %以上，主要技術經濟參數見表1。由表可見，各項性能參數完全達到設計要求。脫硫效率超過設計值，氨逃逸濃度低于設計值，表明了該氨法煙氣脫硫技術在大型火電廠特別是高硫煤燃煤煙氣治理中的技術優勢。氨法煙氣脫硫的同時還取得了30%的脫硝率，這也為我國氮氧化物的治理提供了新的思路。此外，系統能耗較低，電耗僅占發電量的0.57 %，體現了氨法煙氣脫硫技術高效節能的特點。

表1 田東電廠脫硫系統試運行考核主要技術經濟指標

副產品硫酸銨質量：該電廠副產硫銨質量完全達到了GB535合格品標準，完全可作為優質農用肥使用，甚至可以作工業級硫銨使用。

Thermal Power Plant Desulfurization Method Chooses to Discuss

Ma Yanxia

The article discusses the current thermal power plant at home and abroad the desulfurization way, and to apply our current SO2emission standard selection of desulfurization technology.

Thermal power plant;Desulphurization;Wet limestone/Gypsum method;Ammonia desulfurization

TM621

A

1000－8136（2012）06－0048－02

燃煤火電廠是煙塵、二氧化硫和氮氧化物等大氣污染物排放的主要來源。近年來國家相繼出臺了各項法律法規和技術經濟政策，控制燃煤火電廠大氣污染物的排放。

燃煤電廠二氧化硫控制是電廠排污控制的關鍵之一，根據《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223－2011），2015年 1月1日起新建鍋爐SO2排放執行100 mg/m3、現有鍋爐SO2排放執行200 mg/m3，火電廠必須逐步改進脫硫技術或降低燃煤含硫量。本文主要針對火電廠采用脫硫的方式進行簡單探討。

（編輯：王昕敏）