火電廠的SO2排放量在全國(guó)SO2總排放量中占有相當(dāng)?shù)谋壤?995年全國(guó)工業(yè)燃煤排放的SO2超過2000萬t，其中電力行業(yè)排放SO2為630萬t；預(yù)計(jì)到2000年電力行業(yè)的SO2年排放量將約占全國(guó)SO2總排放量的44%，因此，采取必要的措施，控制燃煤電廠的SO2排放，對(duì)于改善我國(guó)的大氣環(huán)境質(zhì)量有著十分重要的意義。本文通過對(duì)國(guó)內(nèi)外脫硫技術(shù)以及國(guó)內(nèi)電力行業(yè)引進(jìn)脫硫工藝試點(diǎn)廠情況的分析研究，就火電廠開展脫硫工作和選擇脫硫工藝提出了建議。

1　脫硫技術(shù)

脫硫方法可劃分為燃燒前脫硫、爐內(nèi)脫硫和煙氣脫硫(FGD)3類。

1．1　燃燒前脫硫

燃燒前脫硫就是在煤燃燒前把煤中的硫分脫除掉，燃燒前脫硫技術(shù)主要有物理洗選煤法、化學(xué)洗選煤法、煤的氣化和液化等。物理洗選煤法脫硫最經(jīng)濟(jì)，但只能脫無機(jī)硫；生物、化學(xué)法脫硫不僅能脫無機(jī)硫，也能脫除有機(jī)硫，但生產(chǎn)成本昂貴，距工業(yè)應(yīng)用尚有較大距離。燃燒前脫硫技術(shù)中物理洗選煤技術(shù)已成熟，煤的氣化和液化還有待于進(jìn)一步研究完善。有的技術(shù)，如細(xì)菌脫硫等正在開發(fā)。煤的燃燒前的脫硫技術(shù)盡管還存在著種種問題，但其優(yōu)點(diǎn)是能同時(shí)除去灰分，減輕運(yùn)輸量，減輕鍋爐的沾污和磨損，減少電廠灰渣處理量，還可回收部分硫資源。

1．2　爐內(nèi)脫硫

爐內(nèi)脫硫是在燃燒過程中，向爐內(nèi)加入固硫劑如CaCO3等，使煤中硫分轉(zhuǎn)化成硫酸鹽，隨爐渣排除。其基本原理是：

CaCO3=CaO＋CO2↑
CaO＋SO2=CaSO3
CaSO3＋1／2O2=CaSO4

（1）　LIMB爐內(nèi)噴鈣技術(shù)

早在本世紀(jì)60年代末70年代初，爐內(nèi)噴固硫劑脫硫技術(shù)的研究工作已開展，但由于脫硫效率低于10%～30％，既不能與濕法FGD相比，也難以滿足高達(dá)90%的脫除率要求。一度被冷落。但在1981年美國(guó)國(guó)家環(huán)保局EPA研究了爐內(nèi)噴鈣多段燃燒降低氮氧化物的脫硫技術(shù)，簡(jiǎn)稱LIMB，并取得了一些經(jīng)驗(yàn)。Ca／S在2以上時(shí)，用石灰石或消石灰作吸收劑，脫硫率分別可達(dá)40%和60%。對(duì)燃用中、低含硫量的煤的脫硫來說，只要能滿足環(huán)保要求，不一定非要求用投資費(fèi)用很高的煙氣脫硫技術(shù)。爐內(nèi)噴鈣脫硫工藝簡(jiǎn)單，投資費(fèi)用低，特別適用于老廠的改造。

（2）　LIFAC煙氣脫硫工藝

LIFAC工藝即在燃煤鍋爐內(nèi)適當(dāng)溫度區(qū)噴射石灰石粉，并在鍋爐空氣預(yù)熱器后增設(shè)活化反應(yīng)器，用以脫除煙氣中的SO2。芬蘭Tampella和IVO公司開發(fā)的這種脫硫工藝，于1986年首先投入商業(yè)運(yùn)行。LIFAC工藝的脫硫效率一般為60%～85％。

加拿大最先進(jìn)的燃煤電廠Shand電站采用LIFAC煙氣脫硫工藝，8個(gè)月的運(yùn)行結(jié)果表明，其脫硫工藝性能良好，脫硫率和設(shè)備可用率都達(dá)到了一些成熟的SO2控制技術(shù)相當(dāng)?shù)乃?。我?guó)下關(guān)電廠引進(jìn)LIFAC脫硫工藝，其工藝投資少、占地面積小、沒有廢水排放，有利于老電廠改造。

1．3　常規(guī)煙氣脫硫技術(shù)

燃煤的煙氣脫硫技術(shù)是當(dāng)前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對(duì)燃煤電廠而言，在今后一個(gè)相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)期內(nèi)，F(xiàn)GD將是控制SO2排放的主要方法。目前國(guó)內(nèi)外火電廠煙氣脫硫技術(shù)的主要發(fā)展趨勢(shì)為：脫硫效率高、裝機(jī)容量大、技術(shù)水平先進(jìn)、投資省、占地少、運(yùn)行費(fèi)用低、自動(dòng)化程度高、可靠性好等。

1．3．1干式煙氣脫硫工藝

該工藝用于電廠煙氣脫硫始于80年代初，與常規(guī)的濕式洗滌工藝相比有以下優(yōu)點(diǎn)：投資費(fèi)用較低；脫硫產(chǎn)物呈干態(tài)，并和飛灰相混；無需裝設(shè)除霧器及再熱器；設(shè)備不易腐蝕，不易發(fā)生結(jié)垢及堵塞。其缺點(diǎn)是：吸收劑的利用率低于濕式煙氣脫硫工藝；用于高硫煤時(shí)經(jīng)濟(jì)性差；飛灰與脫硫產(chǎn)物相混可能影響綜合利用；對(duì)干燥過程控制要求很高。

（1）　噴霧干式煙氣脫硫工藝：噴霧干式煙氣脫硫(簡(jiǎn)稱干法FGD)，最先由美國(guó)JOY公司和丹麥Niro Atomier公司共同開發(fā)的脫硫工藝，70年代中期得到發(fā)展，并在電力工業(yè)迅速推廣應(yīng)用。該工藝用霧化的石灰漿液在噴霧干燥塔中與煙氣接觸，石灰漿液與SO2反應(yīng)后生成一種干燥的固體反應(yīng)物，最后連同飛灰一起被除塵器收集。我國(guó)曾在四川省白馬電廠進(jìn)行了旋轉(zhuǎn)噴霧干法煙氣脫硫的中間試驗(yàn)，取得了一些經(jīng)驗(yàn)，為在200～300MW機(jī)組上采用旋轉(zhuǎn)噴霧干法煙氣脫硫優(yōu)化參數(shù)的設(shè)計(jì)提供了依據(jù)。

（2）　粉煤灰干式煙氣脫硫技術(shù)：日本從1985年起，研究利用粉煤灰作為脫硫劑的干式煙氣脫硫技術(shù)，到1988年底完成工業(yè)實(shí)用化試驗(yàn)，1991年初投運(yùn)了首臺(tái)粉煤灰干式脫硫設(shè)備，處理煙氣量644　000　Nm3／h。其特點(diǎn)：脫硫率高達(dá)60%以上，性能穩(wěn)定，達(dá)到了一般濕式法脫硫性能水平；脫硫劑成本低；用水量少，無需排水處理和排煙再加熱，設(shè)備總費(fèi)用比濕式法脫硫低1／4；煤灰脫硫劑可以復(fù)用；沒有漿料，維護(hù)容易，設(shè)備系統(tǒng)簡(jiǎn)單可靠。

1．3．2　濕法FGD工藝

世界各國(guó)的濕法煙氣脫硫工藝流程、形式和機(jī)理大同小異，主要是使用石灰石(CaCO3）、石灰（CaO)或碳酸鈉(Na2CO3）等漿液作洗滌劑，在反應(yīng)塔中對(duì)煙氣進(jìn)行洗滌，從而除去煙氣中的SO2。這種工藝已有50年的歷史，經(jīng)過不斷地改進(jìn)和完善后，技術(shù)比較成熟，而且具有脫硫效率高(90%～98％)，機(jī)組容量大，煤種適應(yīng)性強(qiáng)，運(yùn)行費(fèi)用較低和副產(chǎn)品易回收等優(yōu)點(diǎn)。據(jù)美國(guó)環(huán)保局(EPA)的統(tǒng)計(jì)資料，全美火電廠采用濕式脫硫裝置中，濕式石灰法占39．6％，石灰石法占47．4％，兩法共占87%；雙堿法占4．1％，碳酸鈉法占3．1％。世界各國(guó)(如德國(guó)、日本等)，在大型火電廠中，90%以上采用濕式石灰／石灰石—石膏法煙氣脫硫工藝流程。

石灰或石灰石法主要的化學(xué)反應(yīng)機(jī)理為：

石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O=CaSO3.1／2H2O

石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O=CaSO3.1／2H2O＋CO2

其主要優(yōu)點(diǎn)是能廣泛地進(jìn)行商品化開發(fā)，且其吸收劑的資源豐富，成本低廉，廢渣既可拋棄，也可作為商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上應(yīng)用最多的一種FGD工藝，對(duì)高硫煤，脫硫率可在90%以上，對(duì)低硫煤，脫硫率可在95%以上。

傳統(tǒng)的石灰／石灰石工藝有其潛在的缺陷，主要表現(xiàn)為設(shè)備的積垢、堵塞、腐蝕與磨損。為了解決這些問題，各設(shè)備制造廠商采用了各種不同的方法，開發(fā)出第二代、第三代石灰／石灰石脫硫工藝系統(tǒng)。

濕法FGD工藝較為成熟的還有：氫氧化鎂法；氫氧化鈉法；美國(guó)Davy Mckee公司W(wǎng)ellman-Lord FGD工藝；氨法等。

在濕法工藝中，煙氣的再熱問題直接影響整個(gè)FGD工藝的投資。因?yàn)榻?jīng)過濕法工藝脫硫后的煙氣一般溫度較低(45℃），大都在露點(diǎn)以下，若不經(jīng)過再加熱而直接排入煙囪，則容易形成酸霧，腐蝕煙囪，也不利于煙氣的擴(kuò)散。所以濕法FGD裝置一般都配有煙氣再熱系統(tǒng)。目前，應(yīng)用較多的是技術(shù)上成熟的再生(回轉(zhuǎn))式煙氣熱交換器(GGH)。GGH價(jià)格較貴，占整個(gè)FGD工藝投資的比例較高。近年來，日本三菱公司開發(fā)出一種可省去無泄漏型的GGH，較好地解決了煙氣泄漏問題，但價(jià)格仍然較高。前德國(guó)SHU公司開發(fā)出一種可省去GGH和煙囪的新工藝，它將整個(gè)FGD裝置安裝在電廠的冷卻塔內(nèi)，利用電廠循環(huán)水余熱來加熱煙氣，運(yùn)行情況良好，是一種十分有前途的方法。

1．4　等離子體煙氣脫硫技術(shù)

等離子體煙氣脫硫技術(shù)研究始于70年代，目前世界上已較大規(guī)模開展研究的方法有2類：

（1）　電子束輻照法(EB)

電子束輻照含有水蒸氣的煙氣時(shí)，會(huì)使煙氣中的分子如O2、H2O等處于激發(fā)態(tài)、離子或裂解，產(chǎn)生強(qiáng)氧化性的自由基O、OH、HO2和O3等。這些自由基對(duì)煙氣中的SO2和NO進(jìn)行氧化，分別變成SO3和NO2或相應(yīng)的酸。在有氨存在的情況下，生成較穩(wěn)定的硫銨和硫硝銨固體，它們被除塵器捕集下來而達(dá)到脫硫脫硝的目的。

（2）　脈沖電暈法(PPCP)

脈沖電暈放電脫硫脫硝的基本原理和電子束輻照脫硫脫硝的基本原理基本一致，世界上許多國(guó)家進(jìn)行了大量的實(shí)驗(yàn)研究，并且進(jìn)行了較大規(guī)模的中間試驗(yàn)，但仍然有許多問題有待研究解決。

1．5　海水脫硫

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(guó)外一些脫硫公司利用海水的這種特性，開發(fā)并成功地應(yīng)用海水洗滌煙氣中的SO2，達(dá)到煙氣凈化的目的。

海水脫硫工藝主要由煙氣系統(tǒng)、供排海水系統(tǒng)、海水恢復(fù)系統(tǒng)等組成。

2　國(guó)內(nèi)脫硫試點(diǎn)火電廠簡(jiǎn)介

國(guó)內(nèi)7個(gè)試點(diǎn)火電廠的脫硫工程情況列于表1。

3　火電廠選擇脫硫設(shè)施的幾點(diǎn)想法

3．1　選用脫硫工藝的基本原則

美國(guó)電力研究所EPRI認(rèn)為一套先進(jìn)的脫硫裝置有3個(gè)要求：

（1）　脫硫效率大于95%；
（2）　可靠性大于99%；
（3）　能量消耗應(yīng)小于電站出力的2．5％。

根據(jù)我國(guó)國(guó)情，提出4個(gè)選用脫硫工藝的原則：

（1）　脫硫后排煙中的SO2應(yīng)符合國(guó)家排放標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定和建設(shè)機(jī)組環(huán)境評(píng)價(jià)要求。

（2）　脫硫設(shè)施的經(jīng)濟(jì)性要好。燃煤電廠建設(shè)脫硫設(shè)施，這是發(fā)展的必然趨勢(shì)，但由于建設(shè)脫硫設(shè)施的初投資和運(yùn)行費(fèi)用，將造成電價(jià)的增加。

按照《電力法》，國(guó)家將制定各類發(fā)電廠競(jìng)爭(zhēng)上網(wǎng)的具體辦法，培育發(fā)電競(jìng)爭(zhēng)市場(chǎng)，要有效地控制發(fā)電廠的固定成本，從而控制電價(jià)。國(guó)家電力公司就公平調(diào)度上網(wǎng)電力電量提出按上網(wǎng)電價(jià)高低的順序調(diào)度上網(wǎng)(作者認(rèn)為國(guó)家電力公司在這方面應(yīng)該優(yōu)先考慮脫硫設(shè)施投入正常運(yùn)行的電廠)。因此在選擇脫硫工藝時(shí)，應(yīng)對(duì)有關(guān)脫硫工藝的初投資及運(yùn)行費(fèi)用進(jìn)行詳細(xì)的計(jì)算比較，優(yōu)化選用初投資低、運(yùn)行費(fèi)用低的脫硫工藝，這樣可以盡量少增加脫硫設(shè)施電廠的電價(jià)，使其更具有競(jìng)爭(zhēng)能力。

（3）　脫硫設(shè)施能穩(wěn)定運(yùn)行，具體有下列要求：

脫硫設(shè)施運(yùn)行不影響機(jī)組的正常運(yùn)行；

脫硫設(shè)施的脫硫率穩(wěn)定。主要是指客觀條件或環(huán)境發(fā)生某些變化，能通過調(diào)整脫硫設(shè)施某些運(yùn)行參數(shù)，保持脫硫后排煙SO2含量在環(huán)保允許范圍內(nèi)或保持設(shè)計(jì)的脫硫率；

脫硫設(shè)施的維修工作量小。脫硫設(shè)施是一套比較復(fù)雜的系統(tǒng)，它包括許多子系統(tǒng)，盡量使各個(gè)子系統(tǒng)能夠穩(wěn)定運(yùn)行，減少維修工作量。

（4）　選擇脫硫設(shè)施的其它原則：

應(yīng)優(yōu)先選用國(guó)產(chǎn)化率高且能運(yùn)行穩(wěn)定的脫硫工藝。國(guó)產(chǎn)化率高不單初投資低，電價(jià)低，而且對(duì)今后長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行備品、技術(shù)指導(dǎo)更方便；

耗水量低。隨著工業(yè)發(fā)展，水源往往會(huì)成為工業(yè)建設(shè)的一項(xiàng)制約因素，尤其是北方缺水地區(qū)，應(yīng)優(yōu)先選用耗水量低的脫硫工藝；

脫硫劑供應(yīng)問題。一定要嚴(yán)格按規(guī)定要求控制脫硫劑的質(zhì)量，這樣才能保證脫硫設(shè)施正常運(yùn)行；

脫硫灰的處理。脫硫灰盡量考慮綜合利用或進(jìn)行適當(dāng)?shù)奶幚泶胧乐刮廴经h(huán)境。

3．2　選用脫硫工藝綜合意見

根據(jù)國(guó)內(nèi)引進(jìn)的7種煙氣脫硫(FGD)試點(diǎn)工程情況和上述選用脫硫工藝的原則，可以初步歸納出下列幾點(diǎn)看法：

（1）　從煙氣脫硫工藝成熟性，應(yīng)優(yōu)先選用濕法石灰石法，世界上90%煙氣脫硫是采用濕法石灰石法；

（2）　從運(yùn)行穩(wěn)定性、國(guó)產(chǎn)化率高和造價(jià)、運(yùn)行費(fèi)用較低，應(yīng)優(yōu)先選用太原一廠簡(jiǎn)易的濕法石灰石法，該法主要是省略了煙氣再加熱系統(tǒng)。

（3）　從油爐改造，利用原有鋼架和場(chǎng)地而不降低機(jī)組出力或調(diào)峰性能，以及煤種適應(yīng)性好的要求，應(yīng)優(yōu)選循環(huán)流化床鍋爐，但初投資大。

（4）　電子束脫硫工藝流程、海水脫硫、活化反應(yīng)器等是新工藝，應(yīng)根據(jù)這些新工藝投產(chǎn)后1～2年實(shí)際運(yùn)行情況，再?zèng)Q定其選用程度。

3．3　對(duì)湖北省電力行業(yè)開展脫硫工作的建議

通過上述的分析研究，作者認(rèn)為湖北省電力行業(yè)開展脫硫工作時(shí)應(yīng)注意如下幾個(gè)方面：

（1）　認(rèn)真吸收國(guó)內(nèi)外火電廠在脫硫工作中已取得的成果和經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，著重分析研究國(guó)內(nèi)電力行業(yè)引進(jìn)試點(diǎn)廠的情況，針對(duì)各火電廠鍋爐的具體情況，選擇經(jīng)濟(jì)性好、能穩(wěn)定運(yùn)行的脫硫工藝。

（2）　對(duì)于燃用中、低硫煤，配備水膜除塵器的中、小型鍋爐，可以采用投資較少的爐內(nèi)噴鈣加煙道增濕活化脫硫工藝，其脫硫率可達(dá)80%左右；對(duì)于脫硫率要求不高就能滿足環(huán)保排放要求的機(jī)組，可以利用水膜除塵器的特點(diǎn)，利用灰水(一般為堿性水)來進(jìn)行脫硫，這方面工作有待進(jìn)一步探討。

（3）　對(duì)于燃用中、低硫煤的大型鍋爐或新建大型鍋爐，應(yīng)選擇技術(shù)成熟且脫硫效率高的石灰石—石膏濕法脫硫工藝。

（4）　對(duì)于燃用高硫煤的鍋爐，例如：燃用當(dāng)?shù)孛旱乃赡酒弘姀S，其煤質(zhì)含硫高達(dá)4％～5％，按照國(guó)家環(huán)保政策的要求，一是爐前脫硫(可以就地洗煤)，二是改造現(xiàn)有鍋爐，選用循環(huán)流化床鍋爐。

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