燃煤电厂脱硫技术及选择脱硫工艺的建议
火电厂的SO2排放量在全国SO2总排放量中占有相当的比例，1995年全国工业燃煤排放的SO2超过2000万t，其中电力行业排放SO2为630万t；预计到2000年电力行业的SO2年排放量将约占全国SO2总排放量的44%，因此，采取必要的措施，控制燃煤电厂的SO2排放，对于改善我国的大气环境质量有着十分重要的意义。本文通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，就火电厂开展脱硫工作和选择脱硫工艺提出了建议。
1 脱硫技术
脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫(FGD)3类。
1．1 燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化等。物理洗选煤法脱硫最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离。燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，煤的气化和液化还有待于进一步研究完善。有的技术，如细菌脱硫等正在开发。煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。
1．2 炉内脱硫
炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。其基本原理是：
CaCO3=CaO＋CO2↑
CaO＋SO2=CaSO3
CaSO3＋1／2O2=CaSO4
（1） LIMB炉内喷钙技术
早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。一度被冷落。但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。Ca／S在2以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。
（2） LIFAC烟气脱硫工艺
LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO2。芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。
加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO2控制技术相当的水平。我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。
1．3 常规烟气脱硫技术
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。
1．3．1干式烟气脱硫工艺
该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。其缺点是：吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。
（1） 喷雾干式烟气脱硫工艺：喷雾干式烟气脱硫(简称干法FGD)，最先由美国JOY公司和丹麦Niro Atomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO2反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。
（2） 粉煤灰干式烟气脱硫技术：日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644 000 Nm3／h。其特点：脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。
1．3．2 湿法FGD工艺
世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石(CaCO3）、石灰（CaO)或碳酸钠(Na2CO3）等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高(90%～98％)，机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。据美国环保局(EPA)的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39．6％，石灰石法占47．4％，两法共占87%；双碱法占4．1％，碳酸钠法占3．1％。世界各国(如德国、日本等)，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。
石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：
石灰法：SO2＋CaO＋1／2H2O=CaSO3.1／2H2O
石灰石法：SO2＋CaCO3＋1／2H2O=CaSO3.1／2H2O＋CO2
其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。
传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。
湿法FGD工艺较为成熟的还有：氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国Davy Mckee公司Wellman-Lord FGD工艺；氨法等。
在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低(45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。目前，应用较多的是技术上成熟的再生(回转)式烟气热交换器(GGH)。GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。
1．4 等离子体烟气脱硫技术
等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有2类：
（1） 电子束辐照法(EB)
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。
（2） 脉冲电晕法(PPCP)
脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。
1．5 海水脱硫
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。
2 国内脱硫试点火电厂简介
国内7个试点火电厂的脱硫工程情况列于表1。
3 火电厂选择脱硫设施的几点想法
3．1 选用脱硫工艺的基本原则
美国电力研究所EPRI认为一套先进的脱硫装置有3个要求：
（1） 脱硫效率大于95%；
（2） 可靠性大于99%；
（3） 能量消耗应小于电站出力的2．5％。
根据我国国情，提出4个选用脱硫工艺的原则：
（1） 脱硫后排烟中的SO2应符合国家排放标准的规定和建设机组环境评价要求。
（2） 脱硫设施的经济性要好。燃煤电厂建设脱硫设施，这是发展的必然趋势，但由于建设脱硫设施的初投资和运行费用，将造成电价的增加。
按照《电力法》，国家将制定各类发电厂竞争上网的具体办法，培育发电竞争市场，要有效地控制发电厂的固定成本，从而控制电价。国家电力公司就公平调度上网电力电量提出按上网电价高低的顺序调度上网(作者认为国家电力公司在这方面应该优先考虑脱硫设施投入正常运行的电厂)。因此在选择脱硫工艺时，应对有关脱硫工艺的初投资及运行费用进行详细的计算比较，优化选用初投资低、运行费用低的脱硫工艺，这样可以尽量少增加脱硫设施电厂的电价，使其更具有竞争能力。
（3） 脱硫设施能稳定运行，具体有下列要求：
脱硫设施运行不影响机组的正常运行；
脱硫设施的脱硫率稳定。主要是指客观条件或环境发生某些变化，能通过调整脱硫设施某些运行参数，保持脱硫后排烟SO2含量在环保允许范围内或保持设计的脱硫率；
脱硫设施的维修工作量小。脱硫设施是一套比较复杂的系统，它包括许多子系统，尽量使各个子系统能够稳定运行，减少维修工作量。
（4） 选择脱硫设施的其它原则：
应优先选用国产化率高且能运行稳定的脱硫工艺。国产化率高不单初投资低，电价低，而且对今后长时间运行备品、技术指导更方便；
耗水量低。随着工业发展，水源往往会成为工业建设的一项制约因素，尤其是北方缺水地区，应优先选用耗水量低的脱硫工艺；
脱硫剂供应问题。一定要严格按规定要求控制脱硫剂的质量，这样才能保证脱硫设施正常运行；
脱硫灰的处理。脱硫灰尽量考虑综合利用或进行适当的处理措施，防止污染环境。
3．2 选用脱硫工艺综合意见
根据国内引进的7种烟气脱硫(FGD)试点工程情况和上述选用脱硫工艺的原则，可以初步归纳出下列几点看法：
（1） 从烟气脱硫工艺成熟性，应优先选用湿法石灰石法，世界上90%烟气脱硫是采用湿法石灰石法；
（2） 从运行稳定性、国产化率高和造价、运行费用较低，应优先选用太原一厂简易的湿法石灰石法，该法主要是省略了烟气再加热系统。
（3） 从油炉改造，利用原有钢架和场地而不降低机组出力或调峰性能，以及煤种适应性好的要求，应优选循环流化床锅炉，但初投资大。
（4） 电子束脱硫工艺流程、海水脱硫、活化反应器等是新工艺，应根据这些新工艺投产后1～2年实际运行情况，再决定其选用程度。
3．3 对湖北省电力行业开展脱硫工作的建议
通过上述的分析研究，作者认为湖北省电力行业开展脱硫工作时应注意如下几个方面：
（1） 认真吸收国内外火电厂在脱硫工作中已取得的成果和经验教训，着重分析研究国内电力行业引进试点厂的情况，针对各火电厂锅炉的具体情况，选择经济性好、能稳定运行的脱硫工艺。
（2） 对于燃用中、低硫煤，配备水膜除尘器的中、小型锅炉，可以采用投资较少的炉内喷钙加烟道增湿活化脱硫工艺，其脱硫率可达80%左右；对于脱硫率要求不高就能满足环保排放要求的机组，可以利用水膜除尘器的特点，利用灰水(一般为碱性水)来进行脱硫，这方面工作有待进一步探讨。
（3） 对于燃用中、低硫煤的大型锅炉或新建大型锅炉，应选择技术成熟且脱硫效率高的石灰石—石膏湿法脱硫工艺。
（4） 对于燃用高硫煤的锅炉，例如：燃用当地煤的松木坪电厂，其煤质含硫高达4％～5％，按照国家环保政策的要求，一是炉前脱硫(可以就地洗煤)，二是改造现有锅炉，选用循环流化床锅炉。
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