關于火電廠煙氣脫硫新技術進展研究

馬 克 李 倩

(保定電力職業技術學院，河北 保定 071051)

煤炭占據我國能源結構的首要地位，其消費量占一次能源的70%左右，這種局勢在我國今后很長時間內不會改變。火電廠以煤炭作為主要發電燃料，其燃燒時放出大量SO2，造成嚴重的大氣污染，并且隨機組容量的增大，SO2排放總量不斷增加。當前我國實施可持續發展戰略，環境保護工作是其重要保障。所以，加大火電廠SO2的控制力度就顯得非常緊迫和必要。

1 火電廠脫硫技術分類

根據脫硫工藝在電力生產中所處的位置，脫硫技術可分燃燒前、燃燒中和燃燒后脫硫三大類型［1］。燃燒前脫硫主要指原煤洗選、煤氣化等脫硫技術。原煤洗選是煤炭行業成熟技術，早在20 世紀70年代就已在國內得到成功應用，可將煤中含硫從3 %降低至1.5 %左右，但由于洗選廠投資高，運行成本大，所生產的成品煤量小于入洗煤量，致使電廠燃煤價提高較多，目前已很少采用此法。燃燒中脫硫又稱爐內脫硫，主要指常壓循環流化床、增壓循環流化床與爐內噴鈣等脫硫技術。常壓與增壓循環流化床脫硫技術與煤氣化技術等屬于清潔煤燃燒技術。爐內噴鈣脫硫技術單獨使用時，效率較低，脫硫率不到50%，為了提高脫硫效率，降低鈣硫比，往往與尾部加濕工藝聯合使用。燃燒后脫硫又稱煙氣脫硫技術，主要有石灰石(石灰)—石膏法、氨法、海水法等濕法脫硫，旋轉噴霧等半干法脫硫，循環流化床煙氣脫硫，電子束脫硫以及脫硫除塵一體化技術等，下面將重點介紹火電廠煙氣脫硫的幾項新技術。

2 煙氣脫硫新技術介紹

2.1 氨法煙氣濕法脫硫技術

濕法氨法工藝過程一般分為3 個步驟:脫硫吸收、中間產品處理、副產品制造。其中，脫硫吸收過程是氨法煙氣脫硫技術的核心，它以水溶液中的SO2和NH3的反應為基礎，得到亞硫酸銨中間產品;中間產品的處理主要分為兩大類:直接氧化和酸解，直接氧化是在多功能脫硫塔中，鼓入空氣將亞硫酸銨氧化成硫銨，酸解是用硫酸、磷酸、硝酸等酸將脫硫產物亞硫銨酸解，生成相應的銨鹽和氣體二氧化硫;副產品制造是將中間產品處理后得到的銨鹽送制肥裝置制成成品氮肥或復合肥。

由于氨是一種良好的堿性吸收劑，氨的堿性強于鈣基吸收劑，而且氨吸收煙氣中SO2是氣—液或氣—氣反應，反應速度快、反應完全、吸收劑利用率高，可以得到很高的脫硫效率，相對于鈣基脫硫工藝來說系統簡單、設備體積小、能耗低。另外，其脫硫副產品是常用化肥，其銷售收入可以大幅度降低運行成本。并且氨法脫硫工藝在脫硫的同時可以脫氮，脫硫過程中沒有廢水、廢渣產生，從實際運行效果看，其脫硫效果滿足各地環保要求，運行費用低，因此氨法脫硫是較適合中國國情的一項煙氣脫硫技術。

2.2 海水濕法脫硫［2］

海水脫硫工藝使用的脫硫劑是海水。海水通常呈堿性，自然堿度大約為1.2～2.5mmol/L，這使得海水具有天然的酸堿緩沖能力及吸收SO2的能力。國外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發并成功地應用海水洗滌煙氣中的SO2，達到煙氣凈化的目的。海水脫硫工藝主要由煙氣系統、供排海水系統、海水恢復系統等組成。

在吸收塔內煙氣中的二氧化硫被吸收生成亞硫酸根離子，與此同時，它與海水中的重碳酸根離子相互作用，生成二氧化碳使pH 值不致過低。海水流入曝氣池后，亞硫酸根氧化生成穩定的硫酸根，多余的二氧化碳排入到大氣，使pH 值恢復到排放標準。被洗滌的SO2以硫酸鹽形式進入海水，由于海水中含有大量的硫酸鹽成分，因此不會造成污染，但由于被洗滌下來的灰分含有重金屬等有害物質，其數量雖然甚微，但日積月累，對海底污泥極有可能造成污染，對此必須引起重視。

采用海水脫硫要具備以下3 個條件:濱海電廠，采用海水作為循環冷卻水，有豐富的低成本海水資源;適用于燃用低硫煤的火電廠煙氣脫硫;海域功能對海水質量要求較低，擴散條件較好。

目前，世界上已有不少國家，如印度、印度尼西亞、西班牙等已相繼安裝了海水脫硫裝置。如印度Trombay 電廠對500MW 鍋爐的煙氣用海水脫硫，效率可達98%。我國已在深圳西部電廠第2 臺機組上安裝了一套由挪威引進的300MW 機組海水脫硫裝置，1998年底投入運行;福建漳州后石電廠6 臺600MW 機組也安裝了海水脫硫裝置，也已投入運行。

2.3 半干法脫硫

半干法脫硫采用的脫硫劑以固液混合物的形式噴入吸收塔，在與煙氣中的二氧化硫反應的同時水分被蒸發，脫硫劑被干燥為固體，過剩的脫硫劑與生成的副產品均以固體形式被收集，其代表工藝有噴霧干燥法工藝和氣體懸浮吸收工藝。噴霧干燥法脫硫工藝技術比較成熟，具有工藝流程簡單、脫硫率達75%～90%，投資和運行費用低，占地面積小，系統可靠性高等特點。

系統采用雙流體霧化噴嘴，雙流體霧化噴嘴與旋轉霧化噴嘴相比，設計簡單，可以更好地控制霧化粒度和霧化質量。由布袋除塵器回送的吸收劑由兩級水霧化噴嘴活化增濕，進一步提高吸收劑脫硫效率，脫硫效率可達到80 %左右，但單塔煙氣處理量較小。

噴霧干燥的新發展是丹麥正在開發的噴霧干燥再生脫硫工藝，吸收劑為氧化鎂，生成的亞硫酸鎂已在高溫流化床中成功實現再生，再生后的吸收劑活性不但沒有失去，反而有所提高。

氣體懸浮吸收技術由丹麥FLS 公司開發，現已用于小龍潭電廠6#爐，系統設計脫硫率可大于90%，總壓降1800Pa，鈣硫比小于1.3。

2.4 循環流化床煙氣脫硫技術

循環流化床是一種使高速氣流與所攜帶的稠密懸浮顆粒充分接觸的技術，是近幾年新興起來的具有開發前景的脫硫技術，由化工和水泥生產過程中的流化床技術發展而來。煙氣循環流化床脫硫工藝由吸收劑制備、吸收塔、脫硫灰再循環、除塵器及控制系統等部分組成。該工藝一般采用干態的消石灰粉作為吸收劑，也可采用其它對二氧化硫有吸收反應能力的干粉或漿液作為吸收劑。

整個排煙循環流化床脫硫系統由石灰漿制備系統、脫硫反應系統和收塵引風系統組成。影響循環流化床脫硫效率的主要因素有床層溫度、鈣硫比、脫硫劑的粒度和反應性等。根據反應器進口煙氣流量及煙氣中原始SO2濃度控制消石灰粉的給料量，以保證要求的脫硫效率所必需的鈣硫比。

循環流化床煙氣脫硫工藝沒有廢水產生，占地面積小，基建投資相對較低，尤其適合于老機組煙氣脫硫。脫硫副產品可用作混凝土摻合料、礦井回填料、路基等。循環流化床作為脫硫反應器的最大優點是:可以通過噴水將床溫控制在最佳反應溫度下，達到最好的氣固間紊流混合并不斷暴露未反應消石灰的新表面，而通過固體物料的多次循環使脫硫劑具有很長的停留時間，大大提高了脫硫劑的鈣利用率和反應器的脫硫效率。能夠脫除高硫煤中的硫，并在鈣硫比1.1～1.5 時達到85%以上的脫硫效率。

目前，國外已有幾十套循環流化床干法脫硫裝置在運行，單臺最大容量是相當于我國270MW 的脫硫裝置，其次是魯奇公司的相當于200MW 機組的脫硫裝置。我國的廣東恒運電廠(1×200MW 機組)、山西漳山和古交電廠(各2×300MW 機組)、榆社電廠(2×300MW 機組)均采用循環流化床煙氣脫硫裝置，并均已投運。

2.5 電子束煙氣脫硫技術［3］

電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時，會使煙氣中的分子如O2、H2O 等處于激發態、離子或裂解，產生強氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對煙氣中的SO2和NO 進行氧化，分別變成SO3和NO2或相應的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達到脫硫脫硝的目的。

電子束煙氣脫硫技術是物理方法與化學方法相結合的新技術，它是利用電子加速器產生的等離子體促使煙氣中的二氧化硫及NOx 與加入的NH3 反應，實現煙氣脫硫脫硝的目的，脫硫效率可達90%左右。此工藝在成都熱電廠1×100MW 機組已得到成功應用。

2.6 除塵脫硫一體化技術［4］

該技術在半干法脫硫技術工藝基礎上發展而成，是上世紀90年代后由瑞典ABB 公司研究開發的，其技術原理是利用干反應劑石灰粉CaO 或熟石灰Ca(OH)2吸收煙氣中的二氧化硫。日前ABB 公司應用此脫硫技術的最大機組容量為200MW，我國國內已開發用于100～200MW 機組的設備。

此外，尚在試驗中的火電廠煙氣脫硫技術還有火星炭吸收脫硫技術、集脫硫除塵制漿一體化技術、脈沖放電煙氣脫硫技術等［5］。

3 我國火電廠煙氣脫硫現狀及發展狀況［6］

我國煙氣脫硫產業發展情況可以概括為以下幾點:

(1)脫硫設備國產化率已達90%以上。石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝中的關鍵設備，如漿液循環泵、真空皮帶脫水機、增壓風機、氣氣換熱器、煙氣擋板等國內已具備研發和生產加工的能力，從設備采購費用來看，石灰石—石膏濕法脫硫工藝技術設備的材料國產化率已達到90%左右，部分煙氣脫硫工程國產化流程超過了95% ，其他工藝技術的設備國產化率大于90%。

(2)部分脫硫公司已擁有自主知識產權的煙氣脫硫主流工藝技術，并進行了多年的工程實踐。

(3)國內脫硫技術引進的模式，按其引進的技術范圍和特點氛圍項目合作，部分技術引進和技術完全引進三種。

(4)煙氣脫硫工程總承包能力已基本滿足國內火電廠煙氣脫硫工程建設的需要。根據中國電力企業聯合會的專項調查，截至2005年底，具備一定技術、資金、人員實力，且擁有10 萬kW 及以上機組煙氣脫硫工程總承包業績的公司近50 家，其中，合同容量超過200萬kW 裝機的公司有17 家，超過1000 萬kW 裝機的公司有7 家。但是隨項目的增多和市場的變化，脫硫工程的實施模式呈現多元化，部分公司采用設計加全部或部分設備采購。北京第一熱電廠2 期2* 410t/h 鍋爐和山東黃臺電廠2×300MW 機組的脫硫工程項目的實施，采用了這種模式。

(5)脫硫工程造價大幅度降低。30 萬kW 及以上新建火電機組的煙氣脫硫工程千瓦造價已由最初的1000多元(人民幣)降到“九五”時期末的500 元左右，目前已降至200 元左右。

(6)初步建立了產業化發展的管理體系。目前，已經初步形成了政府宏觀指導和協調，企業自主經營，行業協會積極參與服務的管理體系。

盡管火電廠煙氣脫硫產業化取得了重大成就，但隨國民經濟快速發展，電力行業仍然存在一些問題，主要是煙氣脫硫技術自主創新能力仍然較低，脫硫市場監管急需加強，部分脫硫設施難以高效穩定運行等等。

4 結 論

燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內，FGD 將是控制SO2排放的主要方法。目前國內外火電廠煙氣脫硫技術的主要發展趨勢為:脫硫效率高、裝機容量大、技術水平先進、投資省、占地少、運行費用低、自動化程度高、可靠性好等。

隨著我國國民經濟的快速發展，各行業對電力需求的不斷增大，火電作為近期我國最主要的發電源，其排放的污染物位列第一，在當今大力加強節能減排工作的同時，必須繼續加大火電廠煙氣脫硫技術的投資力度和研發力量，盡快將國外先進的脫硫技術與國內實際情況相結合，攻克一些技術瓶頸，促進我國火電行業脫硫產業更快、更好地發展。

［1］楊彪．火電廠脫硫技術簡述［J］．云南電力技術，2007，12(5):26－29．

［2］司靖宇，楊華．燃煤電廠煙氣海水脫硫研究［J］．內蒙古石油化工，2011，31(4):95－98．

［3］毛本將．丁伯南．電子束煙氣脫硫技術及工業應用［J］．環境保護，2010，28(2):114－116．

［4］周志祥．《火電廠濕法煙氣脫硫技術手冊》．中國電力出版社，2006．

［5］于靜梅，張輝，劉東明．燃煤電廠煙氣脫硫技術發展概況［J］．鍋爐制造，2008，31(4):25－29．

［6］王建．姜開明．我國煙氣脫硫技術現狀［J］．中國能源，2011，8(4):15－18．