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摘要：随着火电行业的快速发展，电厂排放的含硫烟气越来越多，因此如何减少SO2污染物的排放，消除其对对大气环境的威胁成为当前人们所关注的重要问题。本文火电厂烟气脱硫技术应用进行了探讨，以供同行电厂交流借鉴。
关键词：火电厂；烟气脱硫技术；影响因素，选择原则
一、火电厂烟气脱硫的必要性
近几年来，随着我国国民经济的快速增长，我国的电力工业的迅速发展，许多中型机组都投入商业营运，耗油量、耗煤量呈快速增长趋势，在缓解了用电紧张局面的同时，也加大了二氧化硫的排放量。我国二氧化硫排放总量居世界第一。火电行业是我国二氧化硫排放的主要来源，火电厂排放的SO2约占全国SO2排放量的1/3。火力发电厂排放的烟气中的SO2是造成我国大气环境污染及酸雨不断加剧的主要原因。
为了有效的防治大气污染，不断改善空气质量，火电厂在进行烟气脱硫工作时，要根据国家相关的法律法规，加大执法力度，促进火电厂大气污染走向法治化和规范化的道路。空气污染严重影响着人类的健康和生存。随着国家环保政策的日益严格，火电厂烟气脱硫工作越来越受到重视。做好脱硫工作，严格控制二氧化硫排放量，已成为控制大气污染的必然趋势。强化现有和新建电厂脱硫设施建设，确保火电厂脱硫装置的安全、稳定、经济运行，保证烟气达标排放，最大限度地发挥脱硫装置的效能，使其健康、经济、长周期稳定运行，从而减少SO2排放对环境和人体的危害，为我们生产生活创造“碧海蓝天”、“山清水秀”的良好社会生态环境。
二、我国火电厂脱硫技术现状
脱硫方法可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫（FGD）三大类。前两种技术存在较多缺陷，在我国应用很少，但在国外都有一定应用。烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。其基本原理是:碱性脱硫剂+ SO2=亚硫酸盐(吸收过程)，亚硫酸盐+ SO2=硫酸盐(氧化过程)。碱性脱硫吸收剂吸收SO2，先反应形成亚硫酸盐，再加上氧，氧化成为稳定的硫酸盐，然后将硫酸盐加工为所需产品。
烟气脱硫技术是20世纪中期发展起来的，我国在烟气脱硫技术研究上始于70年代，稍滞后于发达国家，进入90年代以后，我国火电厂烟气脱硫技术得到了长足发展。随着我国工业化的快速发展，国家对烟气脱硫技术愈加重视，在近几十年来，国家投入了大量的人力、物力及财力对二氧化硫污染控制技术进行研究，取得了一系列成果。但我国在烟气脱硫技术研究成果处于实验阶段、小试或中试阶段，技术还不成熟，应用到火电厂的国内技术还不多，没有形成完全国产化的火电厂脱硫装置产业，我国拥有自主知识产权的完全国产化的脱硫技术道路还很长。
近年来，国内燃煤电厂基本都配套建设了烟气脱硫装置，90%以上的机组都采用了石灰石-石膏法脱硫工艺。这种单一的湿法脱硫工艺引起了脱硫副产物石膏大量产生，部分电厂脱硫石膏销路不畅出现了大量堆积污染环境的问题。同时脱硫废水大量产生，废水处理成本较高，使得脱硫经济效益并不理想。随着环保要求越来越高，许多电厂面临脱硫工艺的改造，而技改场地受到限制，因此开发符合我国国情的烟气脱硫工艺具有重要现实意义。
三、烟气脱硫常用技术分析
根据脱硫所用的吸收剂和最终产物的干湿物理性质，烟气脱硫方法通常可分为湿法、半干法、干法三大类，我国电厂烟气脱硫主要有湿法、干法等工艺。
1、湿法烟气脱硫技术
在湿法烟气脱硫技术中，液体或浆状吸收剂在湿状态下脱硫和处理脱硫产物。该法具有脱硫反应速度快、脱硫效率高等优点，但存在投资和运行维护费用都很高、脱硫后产物处理较难、易造成二次污染、系统复杂、启停不便等问题。
（1）石灰石-石膏法
在目前有的烟气脱硫工艺中，这项技术是最为可靠、成熟的，应用也最为广泛。它是以石灰与石灰石的浆液为脱硫剂，在吸收塔内对二氧化硫烟气进行洗涤吸收的方法。其劣势是有酸性废水需要再处理、磨损腐蚀现象严重、系统管理操作复杂、系统占地面积大、初期投资费用高等。但它具有利用率大、可以作为商品石膏回收、废渣可以抛弃、成本少、吸收剂的资源丰富、系统可用率高、高硫煤、脱硫效率高、且适用煤种范围广的优势。
（2）氨法
氨法脱硫工艺主要由吸收、循环、氧化和浓缩干燥四个部分组成。氨水溶液进入吸收塔吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸盐；循环段主要用来提高氨的利用率；亚硫酸盐在氧化段被压缩风机送来的空气氧化为硫酸铵；硫酸铵在浓缩干燥阶段得到最终副产物硫酸铵产品。氨法无废水、固废等二次污染问题，脱硫产物硫酸铵附加值高，市场广阔。但氨易挥发，该法对煤种也有一定要求，为保证副产物质量，通常适用于高硫煤种脱硫。
（3）氧化镁法
氧化镁法分为脱硫剂制备与供应系统、烟气系统、SO2吸收系统、脱硫副产物吸收系统和废水处理系统。氧化镁粉与水混合熟化制得脱硫剂浆液，经浆液泵打入脱硫塔；从锅炉来的烟气经降温除尘除杂后进入脱硫塔；在脱硫塔内，脱硫剂浆液经喷嘴喷洒与烟气接触反应，生成亚硫酸镁，约20%被氧化为硫酸镁，浆液循环至亚硫酸镁达一定浓度后排入脱硫副产物处理系统，烟气则经除雾升温后排放；副产物脱水干燥后可制肥料，也可焙烧再生氧化镁或送至硫酸厂制硫酸；脱硫废水经中和、重金属沉淀、絮凝、浓缩澄清后得以净化。氧化镁法脱硫效率可达99%；消耗水量少，运行费用低；工程中不易出现结垢堵塞等情况；菱镁矿主要分布在中国，原料易得；脱硫副产物附加值高，不论是用于生产肥料还是生产硫酸均有较大市场。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆但原料费用偏高，运行过程中PH和亚硫酸根含量不易控制。
2、干法湿气脱硫技术
脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行。该法具有无污水和废酸排出、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、烟气在净化过程中无明显温降、净化后烟温高、利用烟囱排气扩散等优点。缺点是吸收剂利用率低于湿式烟气脱硫工艺；脱硫效率低；反应速度较慢；设备庞大；用于高硫煤时经济性较差；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）喷雾干燥烟气脱硫技术
喷雾干燥法脱硫技术是20世纪80年代迅速发展起来的一种新兴脱硫工艺。喷雾干燥法系统主要由以下5部分组成：①吸收塔系统；②除尘系统；③雾化器及料浆制备系统；④干燥处理及输送；⑤系统的运行控制。主要用于燃用这低硫煤的电厂烟气脱硫。
（2）干法喷钙类脱硫技术
干法喷钙类脱硫工艺系统简单，脱硫费用低，Ca/S在2以上时，以石灰石和消石灰作吸收剂，脱硫率可达40%和60%。炉内喷钙工艺特别适用于老锅炉的改造，但脱硫率不高。
（3）循环流化床干法烟气脱硫技术
循环流化床脱硫技术是20世纪80年代后期由德国Lurgi公司研究开发的。循环流化床技术应用于烟气脱硫领域，取得了良好的效果。目前该技术的200MW干法循环流化床烟气净化系统已投入使用。华能邯峰电厂、甘肃金川热电厂、山西榆社电厂等采用循环流化床干法脱硫工艺，实现了环保与经济的双收益，为我国燃煤电厂锅炉烟气脱硫采用干法脱硫技术提供了个很好的范例。
（4）干式催化脱硫方法
在催化剂作用下，可将SO2或H2S进行净化。催化氧化过程，可在烟气和催化剂接触表面直接进行，其副产品为硫酸。催化还原法则将SO2还原为H2S，再用克劳斯法回收硫。
3、半干法烟气脱硫技术
半干法兼有干法与湿法的一些特点，是脱硫剂在干燥状态下脱硫在湿状态下再生或者在湿状态下脱硫，在干状态下处理脱硫产物的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫，在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既具有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又具有干法无污水和废酸排出、脱硫后产物易于处理的优点而受到人们广泛的关注。常用方法有喷雾干燥法、粉末—颗粒喷动床技术、烟道喷射脱硫技术等。
四、影响烟气脱硫技术选择的因素
1、自然资源和社会环境
脱硫工艺所需要的吸收剂在当地易获得，自然资源丰富、储量大、产量高、品质好（如石灰石、石灰，海水，氨水等），以满足脱硫的需要。所产生的副产品易处理，可用性好的副产品（当地自然资源缺乏）社会需求量大（如石膏、优质粉煤灰、农用肥、化工原料等），以增加经济收入，降低运行费用。副产品可用性较好的脱硫工艺，要依据当地的产业结构进行选择，避免造成由于副产品销路不畅，而提高整体运行费用。
2、不同地区的环保要求
我国地幅广阔，地理环境的不同也决定了当地对于环保要求的不同。地势低、靠近大城市、人口密集的地区环保要求相对较高，地势高、偏远、人口稀少的地区环保要求相对较低。在环保要求较低的地区，可考虑选择效率较低的脱硫工艺；环保要求较高的地区，考虑选择效率较高的脱硫工艺。
3、电厂实际情况对脱硫设备要求
对于采用不同机组的火电厂，也应该考虑使用不同的脱硫工艺以配合机组高效率低成本低污染地完成生产任务。对于一些小型机组，可以采用效率较高成本较低的脱硫工艺，建议采用循环流化床烟气脱硫；对一些大中型机组，需要保证脱硫工艺的经济性和可靠性，建议优先考虑湿式石灰石脱硫等。对于燃用低硫煤的机组，可以采用效率相对低的干法脱硫来降低脱硫成本。另外，对于一些新机组，在保证脱硫效率和经济可靠的前提下，可以尝试采用一些新兴脱硫工艺，例如新型炭法。在传统脱硫工艺的基础上，我们也可以结合国内外的新技术，或者因地制宜，融合更适合电厂实际情况的脱硫技术，不断对脱硫工艺进行改进，使其拥有更优越的性能。
五、烟气脱硫技术选择原则
烟气脱硫工艺选择要根据煤含硫量的大小，机组容量，低于环境，以及机组使用情况等因素综合考虑，具体可以依据以下原则确定：
（1）燃用含硫量大于1%煤（含）、并且容量大于200MW（含）的机组，建设烟气脱硫设施应重点考虑采用石灰石——石膏湿法脱硫工艺技术。
（2）燃用含硫量小于1%煤、并且容量小于200MW的机组，或剩余寿命低于10年的老机组以及在场地条件有限的现役电厂，在吸收剂来源和副产物处置条件充分落实情况下，建设烟气脱硫设施可考虑采用干法、半干法或其他一次性投资较低的成熟技术。
（3）200MW及以上机组，采用干法、半干法或其他一次性投资较低的成熟技术。并提供国内外已有相同或更大容量的烟气脱硫设施成功投运的实例。
（5）燃用含硫量小于1%煤的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查，并经全面技术经济比较后，可以考虑采用海水法脱硫工艺。
（5）在吸收剂来源以及副产物销售途径充分落实的前提下，且经过国家有关部门技术鉴定并有明确适用规模的或者能证明在国内外已有相同或更大容量的脱硫设施成功投运的，可以考虑采用其他脱硫工艺技术。
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论文作者:杨洋
论文发表刊物:《防护工程》2018年第22期
论文发表时间:2018/12/1
标签：烟气论文; 技术论文; 火电厂论文; 工艺论文; 电厂论文; 干法论文; 机组论文; 《防护工程》2018年第22期论文;