摘要：当前我国的发电仍然是以火力发电为主，本文通过分析我国火电厂广泛采用的脱硫技术和实施状况，针对当前出现的一些问题进行了研究，最后也提出一些关于提高我国火电厂今后脱硫技术需要考虑的事项。
关键词：火电厂；脱硫技术；应用；对策
随着我国经济的飞速发展，煤电消耗急剧增大，火电厂烟气排放总量增加。火电厂排放的S02约占全国S02排放量的1/3。为了控制S02的排放和酸雨的蔓延，国家对锅炉烟气排放标准有严格限制。对于二氧化硫的控制方法一般有三个途径：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫（FGD）。
一、脱硫技术概述
脱硫技术从脱硫形式讲，主要方法：燃烧前控制——原煤净化；燃烧中控制——硫化床燃烧（cFB）和炉内喷吸收剂；燃烧后控制———烟气脱硫；新工艺（如煤气化/联合循环系统、液态排渣燃烧器）。
1.1燃烧前脱硫技术
在燃料进入燃烧器之前所进行的处理、加工，主要包括燃料的替换、洗选加工、形态转换等技术。
1.2燃烧过程中脱硫
在燃烧过程中，通过各种手段将煤中的硫转移到固体废物中，从而减少二氧化硫向大气的排放。
1.3燃烧后脱硫技术
指对燃烧装置排出的烟气进行处理，脱除其中二氧化硫的技术。FGD是去除矿物燃料燃烧所产生的硫化物最常用的方法，分为干法和湿法。
目前燃煤脱硫有3种方式：一是锅炉燃烧前脱硫，如洁净煤技术；二是燃烧过程中（炉内）脱硫，如循环流化床燃烧技术；三是燃烧后脱硫，即烟气脱硫技术。由于燃烧前和炉内脱硫的效率较低，难以达到较高的环保要求，因此目前火电厂，特别是大型火电机组烟气脱硫，主要采用炉后烟气脱硫（FGD）工艺。就目前的技术水平和现实能力而言，烟气脱硫技术也是世界上应用最广泛、最经济、最有效的一种控制SO2排放的技术。电厂烟气脱硫技术大致可分为干法、半干法和湿法3种类型。
1.3.1干法脱硫
干法烟气脱硫技术是脱硫吸收和产物处理均在无液相介入的完全干燥的状态下进行，具有流程短、无污水废酸排出、净化后烟气温度高，利于烟囱排气扩散、设备腐蚀小等优点，反应产物亦为干粉状。此种方法的脱硫效率为40%～70%，脱硫剂利用率较低，但投资少、设备占地面积小。
1.3.2半干法脱硫
半干法烟气脱硫技术是结合了湿法和干法脱硫的部分特点，吸收剂在湿的状态下脱硫，在干燥状态下处理脱硫产物；也有在干燥状态下脱硫，在湿状态下处理脱硫产物的。半干法的工艺特点是反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。这种方法的脱硫效率为70%～85%，较脱硫效率比湿法低，但投资及运行费用也较低，具有较好的经济性。
1.3.3湿法脱硫
湿法烟气脱硫技术是液体或浆状吸收剂在湿的状态下脱硫和处理脱硫产物，具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题[3]。湿式烟气脱硫工艺脱硫产物为膏状物，可脱除烟气中95%以上的SO2。目前，日本和欧美等国家绝大部分燃煤电厂都采用此种方法。
二、脱硫工艺选择原则
1.燃用含硫量大于1％煤（含1％）、并且容量大于200MW（含200MW）的机组，建设烟气脱硫设施应重点考虑采用石灰石一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。
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4.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。
三、我国火电厂脱硫技术现状
我国对FGD技术的研究开展较早，但是进展缓慢。随着我国工业化的快速发展，国家对FGD技术愈加重视，在近二十年来，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。表1为国内FGD技术研究进程情况。
由于烟气脱硫技术是20世纪中期发展起来的，通过表1可以看出，我国在FGD技术研究上稍滞后于发达国家，进入90年代以后，我们基本上与国外研究处于同步。同时还可以看出我国在FGD技术研究上作了大量工作，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，因而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。我国在“九五”期间投运的脱硫设备中70%为石灰石石膏法脱硫，30%为半干法或其它工艺，由于国内脱硫工艺不完备，绝大部分设备从国外进口。引进的脱硫设备先进，运行稳定，自控程度高，但是投资及运行费用昂贵，因而目前在国内推广应用困难。我国引进的部分脱硫技术及装置见.表2。
四、存在问题与对策
4.1存在问题
4.1.1尽管我国对于脱硫技术的投入很大，但是没有开发出自主知识产权的脱硫技术；虽然对多种脱硫方式完成了实验及示范工作，但对技术的推广力度不够，技术推广与技术开发是科技转化为生产力的两个方面，我国还没有建成规范而卓有成效的技术推广体系，使得很多技术没能转化为生产力，没能形成科研与效益的良性循环。
4.1.2由于国内目前没有形成脱硫工艺专用及配套设备体系，使得脱硫设备还是以从国外成套引进为主，使得脱硫投资费用大大增加，火电厂投资积极性不高。
4.1.3火电厂治理二氧化硫排放的投资巨大，治理资金现由火电厂单独负担困难，二氧化硫治理资金渠道不畅。
4.2对策
4.2.1增大科研投入，增强科研技术推广力度。脱硫技术的研究费用很大，必须对脱硫新技术加大投入，以开发出自主知识产权的技术工艺，实现脱硫技术的国产化。增强科研技术的推广力度，使脱硫技术迅速投入应用并产生效益，形成产研紧密结合良性循环体系。
4.2.2实现脱硫技术设备的国产化，是一项系统工程，必须建立火电厂脱硫实验基地和示范电站，同时必须形成脱硫工艺专用及配套设备的生产体系；从而能够完全自主开发适合我国国情的脱硫工艺和设备。
4.2.3我国幅员辽阔，各地经济发展不平衡，因而对于不同地区的火电厂应当选择合适的脱硫工艺。高参数、大容量火电机组是当前和今后相当时间内火电厂发展的方向，大机组脱硫技术是火电厂烟气脱硫的重点，而湿法脱硫是当前国际大型火电厂机组的首选，因而我国大型火电厂应重点发展湿法脱硫技术。烟气循环流化床脱硫技术脱硫效率高，建设投资省，占地面积小，比较适合于中低硫煤中小型机组和旧机组改造，这也是我们应当重点推广的技术之一。
4.2.4由于脱硫设备投资巨大，应当改善二氧化硫治理资金的渠道。治理二氧化硫排放是一项公益事业，治理费用可由消费者共同承担，治理费用合理地进入电价，可以减轻火电厂的负担，增强火电厂治理二氧化硫的积极性。
结束语
促使我国脱硫行业向更加健康的道路上发展，必须依托更加成熟、先进的脱硫技术；加强完善脱硫行业相关政策法规和标准体系；同时着重脱硫设施建设与运行的全过程监管；扶持自有知识产权的工艺技术；大幅度提高脱硫设备的国产化率；改进现有工艺，提高脱硫率，降低烟气脱硫费用，是烟气脱硫技术的发展趋势。
参考文献：
[1]王丹超.烟气脱硫技术简介[J].石油化工环境保护，2015，27（2）：35~39.
[2]王志刚・石灰法烟气脱硫原理〔M〕.2015
[3]孙克勤.电厂烟气脱硫设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2016.
论文作者:李天忠
论文发表刊物:《电力设备》2018年第36期
论文发表时间:2019/6/11
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