版权信息 主管单位：中国电力企业联合会 主办单位：中国电力教育协会 国际标准刊号：ISSN 1007-0079 国内统一刊号：CN 11-3776/G4 联系我们
|
我国燃煤电厂脱硫技术分析与比较
1 绪论
1．1课题的背景和意义
1．1．1课题的研究背景
随着世界和我国经济的高速发展，对各种资源的消耗和利用不断增加，特别是由于燃煤电厂SO2和NOX的排放而造成的世界范围内的酸雨问题，已成为世界各国也是我国日益关注的重点。我国由于二氧化硫年排放总量大大超出了环境自净能力，造成我国近三分之一国土酸雨污染严重，酸雨造成的直接污染损失每年超过 1100 亿元,而整个大气污染所造成的损失每年约占我国 GDP 的 2%～3%之间。我国的能源消费以煤为主，一次能源组成中燃煤占 75%左右，目前全国煤炭消费量达到 15.0～19.0 亿吨,预测到 2010 年、2020 年，我国煤炭消耗量将分别达到23亿吨和 30亿吨。电力行业又是燃煤大户，随着经济的发展，社会对电力的需求将稳步上升，火电耗煤占煤炭消费量比例也将逐步增长，燃煤电厂二氧化硫排放占全国工业二氧化硫排放的比例由1998年的 21.6%上升到2002 年的34.6%。
我国已开始在全国尤其对酸雨和二氧化硫控制区，对排污超标又不能限期治理的单位将进行严厉经济处罚，同时大幅度提高二氧化硫排污费征收标准，新的且更严格的环境污染处罚条例即将实施。国家环保总局和国家发改委于2003年12月下文规定“2000 年以后批准建设的新建、改建和扩建烟煤电厂，应在2010年前建成脱硫设施；2000年前建成的机组，通过退役和分批建烟气脱硫装置，使之必须达到和满足环保国家排放标准”。可见燃煤火电机组进行脱硫建设或脱硫改造，必将越来越重要，也将成为新建或能否生存的必要条件之一，也是电力工业可持续发展与追求经济、环保和社会综合效益的必然要求[1]。
控制二氧化硫排放的各种工艺中，烟气脱硫技术是最为广泛采用的一种技术，也是目前世界最大规模商业化应用的脱硫方式，其他方法还不能在技术成熟程度和经济的承受能力等方面与之竞争。因此烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。全世界烟气脱硫工艺多种多样，很多技术在国外已经很成熟，而我国的火电厂烟气脱硫技术和产业才刚起步，且关键技术及设备均由国外引进，已建成的脱硫设施很多运行不正常。在国内外脱硫工艺中，湿法-石灰石-石膏法烟气脱硫技术较为成熟，工业应用经验丰富，二氧化硫的脱硫效率较高，市场占有率最高，但在商业应用过程中存在设备庞大、投资和运行维护费用昂贵等问题。随着循环流化床烟气脱硫技术向大型化的发展，干法烟气脱硫凭借设备系统简单、工程造价和运行维护费用低等特点，在300MW等级及以下机组上越来越受到业界的重视。但对大型燃煤机组上（尤其单机在600MW及以上机组）最好也只能采用湿法烟气脱硫工艺。
1．2脱硫技术简介及其分类
常见的几种脱硫方法[2]
脱硫方法按控制类型可划分为燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫(FGD)三类。目前烟气脱硫被认为是前景最为看好的一类，本文将着重介绍脱硫FGD技术。
烟气脱硫(GFD)
燃烧前脱硫
燃烧前脱硫就是在燃烧前采用化学和物理方法将煤中的硫去除掉，主要有物理洗选法、化学洗选法、煤的气化液化法等。物理洗选法最为经济，但只能脱除无机硫(主要是黄铁矿硫)。化学洗煤是使有机硫和黄铁矿硫的化学键断裂，生成H2S并碱反应脱硫(可脱去90%的无机硫和70%的有机硫)。用于脱除煤中硫化物的微生物种类较多，主要是氧化亚铁硫杆菌和氧化硫杆菌。
炉内脱硫
炉内脱硫又称燃烧中脱硫，是在煤燃烧过程中使加入的固硫剂与燃烧产生的SO2起反应，从而减少烟气中SO2浓度。炉内脱硫与其它脱硫技术比较，费用较低，适合较小和较旧电厂锅炉的改造。缺点是脱硫效益低;脱硫剂会沉积在换热管壁上，使气流压降增加;未反应的石灰会使静电除尘器的效率降低，严重增加除尘设备的负荷。主要工艺有炉内喷钙技术和型煤固硫技术。
GFD技术按工艺特点可分为湿法、干法、半干法三类。
1．3国内外脱硫技术发展状况
西方发达国家烟气脱硫技术起步较早，自70年代起就开始烟气脱硫装置的安装，到80年代己陆续完成了电厂脱硫装置的建设，并成功地达到了完善的商业运行阶段。美国自70年代起开始对电厂安装脱硫装置，到2000年以前，所有25M W以上火电站SO2,单位排放率不大于0.52g/MJ。目前日本的电厂已全部安装了烟气脱硫(( FGD)装置，广泛采用的是湿式石灰石一石膏法脱硫装置。德国对FGD也持积极态度，己有90%的机组安装了FGD设备，这些装置的97%都使用石灰或石灰石，87%使用的是湿法工艺。到2000年，美国、日本、德国、芬兰、奥地利等发达国家将有223, 025MW容量的脱硫装置投入运行。
1．3．2国内大型火电厂烟气脱硫技术发展应用现状
相对于发达国家，中国燃煤电厂的脱硫工作起步较晚，自70年代起才开始以开发、示范为目标，对烟气脱硫进行试验研究，由于科研脱离生产实践，结果是研究开发中止，中国的脱硫产业化无限期延长。到了九十年代，我国采取了国外贷款或成套进口的方式引进国外脱硫技术，国内脱硫工艺处于起步阶段，中国下一步的工作应该是进一步让脱硫技术在中国实现国产化，引进国外技术，建立一些合作项目，逐渐消化吸收国内外技术结合我国的国情实现国产化的脱硫技术。到目前为止，全国建成的脱硫工程较少，上规模的脱硫装置技术都是从国外引进的。
我国的大型火电厂烟气脱硫技术的研究和应用都还处于起步阶段，目前正在运行或计划安装的脱硫装置绝大部分都是采用国外进口技术和关键设备。正在从事烟气脱硫程的设计和设备制造的公司主要有北京龙源环保、清华同方环保、武汉凯迪电力、北京博奇电力、福建龙净环保、浙江菲达环保、山东三融、上海中芬电气、西南电力设计院烟气脱硫工程公司等。
北京龙源环保公司：1998年结合烟气脱硫项目，以技贸结合的方式引进了具有世界先进水平的德国斯坦米勒公司(现为费希亚巴高克环保公司，简称FBF公司)的全过程石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫技术（经原对外贸易合作部授权批准)。由其总承包设计的第一台国产化示范项目山东黄台电厂#8机组(30万等级)石灰石/石灰湿法脱硫土程，已经于2003年底投入运行，效果良好。
清华同方环保公司：采用清华大学热能系的干法循环流化床和石灰一石膏法(液柱喷射)湿法烟气环保脱硫技术。目前引进奥地利能源环境公司的湿式石灰石一石膏法工艺。在国内已有多个大中小(含600MW)各类型机组上，已经投产或正在设计、施工中。
武汉凯迪电力环保公司：引进、消化吸收德国WULLF公司的RCF内循环式干法循环流化床烟气脱硫技术，在国内有一大量30万及以下合同工程，正在设计、施土和调试中。美国巴威公司于2002年向武汉凯迪电力股份有一限公司转让了全套湿式一石灰石/石灰湿法脱硫工艺，井与该公司签订了长期技术合作协议。美国巴威公司的湿法脱硫业绩在全球的占有率是第一位的，武汉凯迪环保公司在国内烟气脱硫市场占有比例也很高。
北京博奇电力科技有限公司：主要消化引进了全套的日本千代田公司的鼓泡塔湿法和日本川崎公司的喷淋塔湿式石灰石一石膏法烟气脱硫工艺。目前正在设计建设的有一广东台山2 ×600MW ，河北定洲2 ×600MW等项目并即将进入试运行阶段。
福建龙净环保公司：引进了德国鲁奇比晓夫(LLB)公司干法循环流化床烟气脱硫技术，以许可证的方式完全转让，在国内也有很多30万及以下脱硫合同工程，正在设计、施工和调试中。近期也引进了湿法脱硫技术。
浙江菲达环保公司：1998年引进ALSTOM公司循环半干法脱硫技术一一NID技术；2002年引进美国DUCON公司引进湿法脱硫技术一一石灰石一石膏湿式脱硫技术。电除尘从ALSTOM公司引进；大型布袋除尘器从美国DUCON公司引进。
上海中芬电气公司：主要是半干法脱硫(LIFAC)技术:炉内喷钙加尾部烟道增湿活化烟气脱硫土艺。来自芬兰Fortum公司技术许可，适用于老电厂改造及300MW及以下新建机组。近期也引进了德国的循环流化床烟气脱硫技术。
山东三融环保工程公司：引进了德国鲁奇比晓夫(LLB)公司和日本川崎重土株式会社湿法(含海水脱硫)、干法循环流化床(CFB)烟气脱硫技术土艺。
1．4我国烟气脱硫技术的应用存在问题
（1）关键技术和设备国产化问题
我国虽从60年代初开始研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方而的原因，至今还小完全具各20万千瓦以上机组烟气脱硫自主的设计和设备成套能力。目前，国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口技术和关键设各，国内只负责土建、安装和部分设计。
（2）脱硫工程造价与运行成本因素
从国际上看，二氧化硫控制的费用非常高，美国电力研究院对美国121个燃煤电厂进行的统计结果，结果显示，脱硫设备占电厂总投资的10-15%左右，运行费用占总额的12-17%。可见，烟气脱硫设备所需的投资费用非常高。正因如此，在我国，工程造价和运行成本因素将会影响我国燃煤电厂安装烟气脱硫设备的进程，也就是会影响其市场需求。
1．5本文的主要工作
本文主要介绍了国内外电厂常用的脱硫技术，包括燃烧前脱硫、炉内脱硫和烟气脱硫(FGD)三类，着重介绍了广泛应用的烟气脱硫的各种技术的流程和重要设备；
结合电厂脱硫工程分析和比较各种脱硫技术，总结了各种脱硫技术的优缺点。以及电厂选择脱硫工艺应考虑的因素。
2．电厂主要的脱硫技术介绍[2]
2．1概述
自20世纪60年代起，随着工业污染的日趋严重，造成环境日益恶化。一些工业化国家相继制定严格的法规和标准，以限制燃烧过程中污染物的排放，改善人类的生存环境，这一措施极大地促进了脱硫技术的应用与发展。现在应用的脱硫技术可以分为三类:即燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫(烟气脱硫)。燃烧前脱硫包括洗煤、煤气化、液化以及利用机械、电磁等物理技术对煤进行脱硫。燃烧前的物埋脱硫方法只能脱去煤中部分的硫(主要是无机硫)，不能从根本上解决二氧化硫对大气的污染问题。曾经引起广泛重视并开展研究的生物脱硫技术。燃烧中脱硫主要包括炉内喷钙、流化床添加石灰石等。流化床添加石灰石脱硫技术本身具有良好的脱硫效果，国外近年来发展很快并已实现工业应用。国内由于环保意识不强、措施不力，再加上经济原因，该脱硫技术并未真正付诸实用。炉内喷钙工艺早在20世纪60年代就已经开始研究，但由于脱硫效率不高，一直未能得到广泛应用。进入20世纪80年代后，在炉内喷钙工艺基础上，美国开发了脱硫效率大为提高的LIMB工艺，芬兰的Tampella和IVO公司开发成功了LIMB工艺，这些技术现在都已得到了推广应用。燃烧后烟气脱硫是目前控制燃煤电厂SO2气体排放最有效和应用最广的技术，20世纪60年代后期以来，烟气脱硫技术发展迅速，从发表的文献统计，其工艺有200多种，但这些方法大多处于实验室阶段或小规模试验阶段，目前付诸实施的只有10多种。
烟气脱硫技术按其脱硫方式以及脱硫反应产物的形态可分为湿法、干法、半干法三大类:一般把以水溶液或浆液作脱硫剂，生成的脱硫产物存在于水溶液或浆液中的脱硫工艺称为湿法工艺;把以水溶液或浆液为脱硫剂，生成的脱硫产物为干态的脱硫工艺称为半干法上艺；把加入的脱硫剂为干态，脱硫产物仍为干态的脱硫工艺称作干法工艺。
2．2脱硫技术
从国外的情况看，目前已经在大、中容量机组仁得到广泛应用并继续发展的脱硫工艺有以下几种，分别是:
石灰石/石灰——石膏法、喷雾干燥脱硫工艺、炉内喷钙尾部增湿活化工艺、烟气循环流化床脱硫工艺、海水法、氨法、简易湿法、电子束法等。下面对下述工艺的主要工艺特点作简要介绍:
1）石灰石/石灰——石膏洗涤工艺
典型的湿式石灰石/石灰——石膏法脱硫系统主要包括:烟气系统(烟道挡板、烟气再热器、增压风机)、吸收系统(吸收塔、循环泵、氧化风机、除雾器等)、吸收剂制备系统(石灰石储仓、磨石机、石灰石浆液罐、浆液泵)、石膏脱水及储存系统(石膏浆液、水力旋流器、真空脱水机等)、废水处理系统及公用系统(工艺水、电、压缩空气等)。在石灰石/石灰——石膏法中，石灰石首先在研磨车间研磨成符合要求粒度的细粉，然后在浆液制备槽中细粉与水混合，制备好的浆液用泵输送到吸收塔，在吸收塔中烟气中的V2与吸收剂发生反应。吸收塔又可以分为鼓泡塔、填料塔、喷淋塔和液柱塔四种类型。该工艺流程如图1-1所示:
湿式石灰石/石灰一石膏法工艺的主要优点是吸收剂资源丰富，成本低廉，其废渣可抛弃，也可作为石膏回收。脱硫效率可达到95%，工艺成熟，运行安全可靠。主要缺点是基建投资费用高，占地面积大，耗水量大，脱硫副产品为湿态，因此难以处理，而且脱硫产生的废水需处理后排放
2）喷雾干燥脱硫工艺
喷雾干燥工艺用于电厂脱硫始于20世纪70年代中后期，该工艺是将吸收剂浆液Ca (OH) 2在反应塔内喷雾，雾滴在吸收烟气中SO2的同时被热烟气蒸发，生成固体并由电除尘器捕集。吸收剂浆液一般采用喷嘴式或旋转式喷雾，目前大部分采用旋转式，所以又称旋转喷雾干燥法。该方法较适于中、低硫煤地区，也有用于高硫煤的例子。当Ca/S比为1. 3-1. 6时，脱硫效率可达80%-30%。该工艺的工艺流程示意图见图1-2。
与石灰石/石灰——石膏法脱硫工艺相比，该工艺流程简单、投资费用低、能耗小、脱硫产物呈干态、便于处理。其主要缺点是利用消石灰乳作为吸收剂，系统较易结垢和堵塞，而且需要专门设备进行吸收剂的制备，因而投资费用偏大。脱硫效率和吸收剂利用率也不如湿式石灰石/石灰——石膏法高。
3）炉内喷钙尾部增湿活化工艺(LIFAC工艺)
炉内喷钙脱硫技术早在20世纪60年代就已开始研究，但由于脱硫效率不高，钙利用率低(15%)而被搁置。随着研究的进展及对该工艺理解的深入，以炉内喷钙为基础，附加尾部增湿活化，不同厂家和公司开发了一些新工艺，使脱硫效率和吸收剂利用率都有了较大提高。
LIFAC工艺是由芬兰Tampella公司和IVO公司联合研究开发的干法烟气脱硫工艺。该工艺是将石灰石于锅炉的850-1150℃部位喷入，起到部分固硫作用。在尾部烟道的适当部位(一般在空气预热器与除尘器之间)装设增湿活化反应器，使炉内未反应的Ca0和水反应生成Ca (OH)2，进一步吸收S02，提高脱硫效率。LIFAC工艺主要包括三步:(1)向高温炉膛喷射石灰石粉;(2)炉后活化器中用水或灰浆增湿活化;(3)灰浆或干灰再循环，工艺流程如图1-3所示:
LIFAC工艺优点是:设备简单，占地面积小，安装工期短，投资费用较低;缺点是需要改动锅炉炉膛且要损失部分热能，脱硫效率难于达到80%。
4）烟气循环流化床脱硫工艺(CFB-FGD)
CFB-FGD工艺是把固体流态化技术引入到FGD工艺中的一项新技术，在20世纪80年代以后有了很大发展。锅炉排出的烟气经流化床塔底的文丘里喷口进入反应塔，脱硫剂浆自反应塔下部由雾化风机雾化后进入反应塔，脱硫剂浆液、S0、水在反应塔里充分反应并干燥，反应产物从吸收塔上部随烟气流出再经预除尘器除尘，下来的吸收物料循环使用以提高吸收剂的利用率。该工艺流程如图1-4所示:
CFB-FGD技术发展很快，已出现了多种结构形式的装置.该工艺具有系统简单，运行靠，占地面积小，投资和运行费用低，无废水排放等优点，是一种较好的烟气脱硫工艺。
5）海水洗涤法
自然界海水呈碱性，pH值为7. 8-8. 3，因而海水对酸性气体具有很大的中和吸收能力，海水法脱硫技术采用未处理过的海水洗涤烟气，利用海水的天然碱性来中和二氧化硫，S02被海水吸收后，最终产物为可溶性硫酸盐，而这些硫酸盐已经是海水的主要成分之一。海水脱硫法按是否添加其它化学物质作吸收剂分为两类:不添加任何化学物质，用纯海水作为吸收液的工艺和在海水中添加吸收剂的脱硫工艺。
由静电集尘器和引风机出来的烟气通过鼓风机进入气/气再热器。烟气由气/气再热器出来后进入吸收器，并与相对较冷的海水混合，在吸收器的顶部，烟气穿过除雾器，以除去悬浮水珠。离开吸收器后，烟气再次通过再热器，以在排入烟囱前，升高其温度。酸性的水溶液被收集在吸收器沉淀槽中流入外部混合池和曝气池。在这里，它们与来自冷凝器出口的剩余海水混合，然后吹入空气，以减少其化学需氧量，并通过将二氧化碳(C02)分离出来，升高其pH值。然后，将处理过的水溶液排入大海。工艺流程如图1-5所示:
海水法烟气脱硫技术的主要优点是，它不像所有其它烟气脱硫技术一样，需要固体吸收剂作为反应剂。设备结构相对简单。其最明显的缺点是，仅局限于在沿海地区使用。该技术具有非常高的二氧化硫脱除率(最高达97-98%)，但只有在燃料含硫量低于2. 5-3. 0%的情况下，才能够达到这么高的脱硫率。在S02含量更高时，要保持较高的S02脱硫效率需要更多的海水，多于电厂冷却所用的海水量，这将使投资成本和生产成本显著增加。
6）氨洗涤法
氨/硫酸按或按洗涤法烟气脱硫技术，除用氨水作洗涤剂以外，其运行方式与石灰石/石灰——石膏法相似。S02通过与氨反应从烟道气中脱除，最终产品是硫酸按。
由静电集尘器和引风机出来的烟道气通过鼓风机进入气/气再热器。然后进入预洗涤器，在预洗涤器中，烟气与循环硫酸按稀浆相接触。烟道气被冷却，并被水蒸汽饱和。处于饱和状态的烟气穿过除雾器离开预洗涤器，然后进入吸收器，用过饱和硫酸氨溶液对烟气进行洗涤，从烟气中脱除S02。在吸收器顶部，烟道气通过两级除雾器，除去悬浮的水滴。离开吸收器的溶液被加工生产成硫酸钱，这是一种能用作肥料的价值相当高的产品。工艺程如图1-6所示:
氨法烟气脱硫技术的主要优点是副产品价值相当高，对于高硫燃料，销售硫酸盐的收入能够超过烟气脱硫装置的运行费用。而且没有废水排放，基本不会出现结垢和阻塞等问题。在某些地方，尤其是那些燃烧高硫燃料或可能燃烧高硫燃料的地方，该技术非常具有吸引力。缺点是这些设备的建造费用高，并且需要与石灰石/石灰——石膏法烟气脱硫设备相近的占地面积。
7）电子束法
该工艺由烟气冷却、加氨、电子束照射、粉体捕集四道工序组成。工艺流程:温度为150℃左右的烟气经预除尘后再经冷却塔喷水冷却到60-70℃左右，在反应室前端根据烟气中的S02及NOx浓度调整加入氨的量，然后混合气体在反应器中经电子束照射，其中的S02及NOx受电子束强烈氧化，在很短时间内被氧化成硫酸和硝酸分子，并于周围的氨反应生成微细的粉粒(硫酸氨和硝酸氨的混合物)，粉粒经集尘装置收集后，洁净的气体排入大气。
该工艺的优点是能同时脱硫脱硝，同时过程简单，系统启动和停运方便，副产品可用作化肥，而且占地面积较小、投资及运行费用较低。缺点是耗电多，运行费用中电费占得比例较高，另外需要加屏蔽装置。
8）简易湿法
此工艺的工作原理与传统的石灰石/石灰石膏法极其相似，均是以石灰石浆液吸收烟气中的二氧化硫生成亚硫酸钙，而后在吸收塔浆罐内与鼓入的空气氧化生成二水石膏。所不同的是，在保证一定脱硫率的前提下投资较少。主要措施有:(1)适当提高烟气通过吸收区的流速，以缩小吸收塔的体积;(2)作为吸收剂的石灰石粉颗粒较粗，以减少吸收剂制备或采购的费用;(3)采用部分烟气脱硫与另一部分未脱硫烟气混合后排放，以节省投资与占地均较大的烟气换热器。
2．3结论
脱硫工艺选取时并不是脱硫率越高越好，必须考虑到对社会环境影响因素，脱硫率选择在60%-80%是比较合适的。
脱硫工程是目前火电厂建设中一次性投资和持续性运行投入很高的环保项目，且企业自身难以获得相应的利润回报，因此，为确保脱硫工程建设的预期目标，达到火电厂大气污染物排放标准的要求，如何结合火电厂的内外部资源条件，科学合理地选择切合实际的脱硫工艺显得十分重要已直接关系到脱硫系统乃至机组的安全性和经济性运行。一旦选择失误，将造成不可弥补的重大损失，既达不到S02 。控制的预期日标，影响地方乃至国家总体环境日标的实现，又增加电厂的负担，损害电厂的经济利益和社会效益。
因此，针对一个具体的电厂，必须根据建设项目的具体要求，因地制宜、因厂制宜，按照一定的准则，采用科学合理的方一法选择“相对最优”的脱硫工艺，亦即不是去追求绝对最优的工艺，而是从非劣工艺中选择最满意、最适用的工艺。
3．燃煤电厂脱硫技术分析比较
3．1脱硫技术分析比较[3]
人为排放到大气中的SO2和NOx主要来源于化石燃料燃烧产生的烟气。长期以来，在中国能源的生产与消费结构中，煤炭一直占主要地位，这种格局在比较长的一段时间内不会改变。煤炭燃烧产生大量的含SO2及NOx，的烟气。我国目前燃煤SO2排放量占SO2排放总量的90%以上，而火力发电厂又是最主要的烟气排放源。随着火电厂装机容量的逐年增加及工业持续快速发展，污染未能得到有效控制，NOx的控制也刚刚起步，因此，加快脱硫脱硝技术和设备的研究、开发、推广和应用成为当前大气污染控制工作的一个重点。本节着重结合电厂脱硫工程分析和比较脱硫技术。
1）石灰石——石膏法[4]
重庆洛琐电厂应用的是日本三菱公司的工艺技术，4台360 M W机组，投资73050.9万人民币，燃煤含硫量4.02%，入口SO2浓度约3500mg/m3，脱硫效率95%以上。
该法的主要特点:（1)系统稳定可靠，效率高，一般可达95%以上，工业化应用广泛;( 2)烟气处理量大，煤种适应性强，对高硫煤大容量机组优势突出;( 3)吸收剂价廉、易得且利用率高，钙硫比一般在1. 03左右;( 4)对除尘器没有影响，对粉煤灰的品质没有影响;( 5)副产品为二水石膏，便于利用;( 6)投资大，占地而积大，耗水量相对较大，有少量污水排放;(7)副产品品质要求高，要求除尘器效率高。
2）喷雾干燥法
四川白马电厂和山东黄岛电厂都选择了该法
四川白马电厂是我国自行设计建成的一套中型试验装置，投资950万元人民币，处理烟气量7万Nm3/h，进口SO2浓度3 000 mg/ m3,当钙硫比为1. 4时，效率可达80%以上。
山东黄岛电厂应用日本三菱公司的工艺技术，投资16亿日元，处理烟气量30万Nm3/h，效率70%左右。
该法的主要特点:(1)一般用石灰作吸收剂，利用率中等，钙硫比一般在1. 3- 1. 6左右;( 2)系统稳定可靠，效率较高，一般可达90%以上; （3)投资较大，占地而积较大，耗水量较小，无污水排放;( 4)在燃煤含硫量不高的中小容量机组中应用优势突出;( 5)副产品大部分为CaSO2,不好利用，且与粉煤灰裹附在一起，影响粉煤灰的综合利用;( 6)增加了除尘器除灰量，塔壁易积灰，塔底易堵灰。
3）炉内喷钙尾部增湿活化法[5]
南京下关电厂，浙江钱清电厂，辽宁抚顺电厂都选择了该法，应用的是芬兰富腾公司LIFAS工艺技术。
浙江钱清电厂1台125 M W机组，投资5000万人民币，燃煤含硫量( 0. 9- 1. 2) %，要求脱硫效率65%
该法的主要特点:( 1)工艺简单灵活，投资少，占地而积小，能耗低;( 2)吸收剂一般为石灰石，利用率较低，约2. 5% ; ( 3)脱硫效率中等，一般为(75- 85)% ; ( 4)耗水量小，无污水排放，在燃煤含硫量不高的中小容量机组中应用优势突出;（5)对锅炉和烟气处理系统略有影响;（6)副产品为CaSO2和CaSO2，对粉煤灰利用有影响。
4）电子束照射法
四川成都热电厂选择了该法，应用的是日本荏原株式会社的工艺技术，机组容量90 M W，投资9 000万人民币，处理烟气量30万N m3/ h, SO2浓度1 800 mg/ m3, N 0x浓度400 mg/ m3,脱硫率80%，脱硝率10%。
该法的主要特点:( 1)能够同时高效地脱除烟气中的SO2和N 0x脱硫率可达90%以上，脱硝率可达80%以上;( 2)工艺简单灵活，耗水量小，无污水排放;( 3)投资较大，占地而积大，能耗高;( 4)副产品为硫酸钱和硝酸钱，是利用价值较高的农业肥料;( 5)需要一定量的氨水，副产品销路不好，运行成本较高。
5）海水脱硫法
深圳西部电厂选择了该法。应用挪威ABB的工艺技术。机组容量300 M W，投资1. 964 7亿人民币，处理烟气量122万Nm3/h，燃煤含硫量0. 63%，脱硫率90%。
该法的主要特点:( 1)电厂附近要有足够的海水资源;2)工艺简单，运行维护费用低;(3)投资较大，占地而积大，处理烟气量大，脱硫效率高;( 4)不需要其它添加剂，无需陆地处理的废弃排放物;(5)节省淡水;(6)电厂的燃煤含硫量不宜过高，约1%为宜，除尘效率要求高，否则会对海洋造成污染。
该法是华东理工大学承接的国家“九五”重点科技攻关项目。在四川内江发电厂和四川银山化工集团股份有限公司的配合下，于1999年8月完成了10万N m3/ h烟气量的中间试验，1999年9月通过了国家有关部门组织的成果鉴定和专题验收。目前准备在北京筹划进行20- 30 M W机组的工业化试验。
该法的主要特点:(1)以合成氨为吸收剂，生成很有价值的中间体亚硫钱，与化工厂联合可生产有价值的化工产品，产生较高的经济效益，是适合我国国情的新型工艺技术;( 2)投资少，占地面积小，能耗低，效率高，一般可达90%以上;( 3)副产品要有销路，否则运行成本亦较高;( 4)目前缺乏工业化应用业绩。
3．2选择脱硫工艺时应考虑的因素[6，7]
1）当地的自然资源和社会环境
选择脱硫工艺时应结合当地的自然资源和社会环境。脱硫工艺所需要的吸收剂在当地容易获得，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，可降低运行成木。所产生的副产品容易处理，可用性好的副产品(当地自然资源缺乏)社会需求量大（如石母，优质粉煤灰，农用肥，化工原料等)，以增加经济收入，整体降低运行费用。
2）燃煤含硫量和机组容量
燃煤含硫量和机组容量直接决定着SO2和烟气的产生量。要维持相同的大气质量，燃煤含硫量高或机组容量大的电厂，应考虑选择系统稳定、吸收剂利用率高、效率高、烟气处理能力大的脱硫装置;燃煤含硫量低或机组容量不大的电厂，应考虑选择系统简单、投资少、能耗低、运行灵活、效率适中的脱硫装置。比如前述的大同第一发电厂，虽然从当地的自然资源和社会环境方而考虑适宜采用石灰石——石母脱硫工艺，但由于其燃煤含硫量（约1 0%)低，机组容量小，选择该法合适否还应进行多方面的比较。
3）现有电厂的条件
由于以前对环保要求不高，我国大多数己建的燃煤火电厂在设计时并未考虑脱硫装置的场地条件及要求，成为选择脱硫工艺的制约因素。因此在选择脱硫工艺时，应根据现有电厂可利用场地的情况、工艺系统布置，结合机组寿命和烟气系统设备等因素综合考虑。
4）环境、地理位置和环保的要求
西方许多国家在选择脱硫效率时，电厂所在地的地势、地形、风向、风速也是要考虑的因素。我国各地的环保要求不同，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，可考虑选择效率较高的脱硫工艺，同时应尽可能考虑能同时脱除N 0x的工艺，因为大气中的SO2在大量除掉后，N 0x就要成为主要控制目标。
5）产品的处理和利用
所有的脱硫装置都产生含硫的副产品。在石灰石、石灰的脱硫装置中，副产品一般是CaSO3、CaSO4过量吸收剂和部分飞灰组成的固态混合物，可利用性较差，选择时要考虑一次污染、储存场地和费用问题。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。
6）不应对原有的综合利用造成影响
对电厂原有的粉煤灰利用，世界各地的市场都发展起来了。我国的粉煤灰综合利用率也在逐步提高，优质的粉煤灰不但不再造成环境的一次污染，还可创造较高的经济效益。在我国的一些大城市，粉煤灰的需求还呈供不应求的局而，因此在选择脱硫工艺时，应尽可能避免使其受到影响。
4．结论
控制二氧化硫排放的各种工艺中，烟气脱硫技术是最为广泛采用的一种技术，也是目前世界最大规模商业化应用的脱硫方式，其他方法还不能在技术成熟程度和经济的承受能力等方而与之竞争。因此烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。全世界烟气脱硫工艺多种多样，很多技术在国外已经很成熟，而我国的火电厂烟气脱硫技术和产业才刚起步，关键技术及设备均国外引进.电力职称论文发表
本文前两节分别介绍了国内外脱硫技术的现状及燃煤电厂常用的脱硫技术，着重介绍了烟气脱硫的各种技术；第三节主要结合电厂脱硫工程分析和比较各种脱硫技术，总结了各种脱硫技术的优缺点。
参考文献
[1]朱元龙.中国大型燃煤电站烟气脱硫技术应用及比较性研究.清华大学.2004.
[2]赵易等.几种常见烟气脱硫技术.华北电力大学.2006.2
[3]纪胜.燃煤火电厂对脱硫工艺的选择.大同第二发电厂.2000.
[4]张学荣.我国燃煤火电厂对脱硫工艺分析评价.中国华电集团公司.2006.
[5]积风芹,李忠杰.燃煤锅炉烟气脱硫技术选择探[J]石油化工环境保护,2003, 26（1）:39- 42.
[6]王健，姜开明.我国烟气脱硫技术现状调查[J].应用能源技术,2004（1）:9- 10.
[7]黄亚纪.几种脱硫技术综合性评价及在我国应用前景分析.[J].新疆环境保护.2002，24（4）：22-29.
|
