火电厂二氧化硫控制措施的选择与应用

王红霞

（邯郸市环境保护研究所，河北 邯郸 056002）

目前二氧化硫污染已成为制约我国经济、社会可持续发展的重要因素，控制其污染势在必行。由于我国用于火力发电的燃煤中高硫煤占有很大比重，燃煤火力发电行业的二氧化硫控制是当务之急。《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》指出：要“加强燃煤电厂二氧化硫治理，新（扩）建燃煤电厂，除燃用特低硫煤的坑口电厂外，必须同步建设脱硫设施或者采取其他降低二氧化硫排放的措施”。因此，在环境影响评价工作中，如何针对项目特点，提出科学合理的脱硫技术措施，严格控制二氧化硫的排放总量，减轻新建项目的二氧化硫污染，就显得尤为重要。

1 燃煤二氧化硫控制途径

减少燃煤二氧化硫污染的途径有：采用低硫煤作燃料；（2）采取脱硫措施；（3）煤炭高效洁净燃烧。燃用低硫煤，是减轻二氧化硫污染最简单、最经济的方法。但结合中国的煤炭资源及国情，全部采用此法难度较大。脱硫方式可分为燃烧前、燃烧中、燃烧后3中。①燃烧前脱硫主要有物理法、化学法和生物法。目前我国采用较多的是物理浮选方法，其中跳汰占59%，重介质选煤占23%，浮选占14%。由于选煤生产技术较落后，我国的煤炭入洗率仅为20%。煤气化、液化和水煤浆技术在我国虽有一定的应用规模，但只能满足冶金等工业及民用需要；②燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD），是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方式。现已有200余种FGD技术。根据脱硫产物的干湿形态，FGD又分为湿法、干法和半干法等；③燃烧中脱硫主要有低污染燃烧、型煤和流化床燃烧技术。型煤可分为民用型煤和工业型煤。型煤的固硫率一般在50%左右，可节煤和减少烟尘排放，多用于中小锅炉。燃烧中脱硫的成熟技术是循环流化床燃烧(DFBc)发电技术，该技术正在朝大型化方向发展。更为先进的煤炭高效洁净燃烧发电技术是增压流化床燃烧燃气蒸汽联合循环(PF-BC-CC)发电技术和整体煤气化燃气蒸汽联合循环(IGCC-CC)发电技术，这将是未来的主流发展方向。

2 主要污染控制方法及其在我国的应用

2.1 湿法脱硫

湿法脱硫的传统工艺是石灰石／石膏法。该工艺是利用石灰石或石灰洗涤剂与烟气中的二氧化硫反应，反应产物硫酸钙在洗涤液中沉淀下来，经分离后既可以石膏形式回收，也可以抛弃。与传统工艺相比，简易石灰石／石膏法将预洗、吸收和氧化设备合并，且简化烟气热交换系统、改进烟气部分旁路，以70%。80%脱硫率为目标，有效地降低了设备初期投资。

由于湿式石灰石-石膏法技术上最为成熟，有关环保专家预测：“在未来10年内，仍将由湿式石灰石-石膏法占领90%以上脱硫市场”。目前，我国湿法脱硫装备仍需引进国外技术，如重庆珞璜电厂一期工程2×360MW机组全容量湿法烟气脱硫装置由日本三菱公司提供，是我国已投入商业运行的最大容量烟气脱硫装置。还有多家电厂正在或即将引进该脱硫工艺技术。预计短期内湿法脱硫工艺会在我国有一定应用前景。但由于湿式石灰石-石膏法工艺装置的造价和运行费均很高，故开发适合我国国情的低造价的FGD装置是当务之急。

海水脱硫是近几年发展起来的一项湿法脱硫新工艺。该技术特点是利用海水中的自然碱度吸收中和烟气中的二氧化硫，生成硫酸盐返回大海，无固体生成物。该工艺由烟气系统、再热系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成，它设备少、运行简单。挪威ABB公司的海水脱硫技术已商业化20多套。我国深圳西部电厂2号300MW机组引进的海水脱硫装置，其设计工况条件下脱硫率≥90%。海水脱硫法已成为海边电厂很有希望的一种FGD方法，预计在我国沿海会有较好的发展前景。

2.2 干法脱硫

FGD干法之一的喷雾干燥法已在美国和欧洲的一些燃煤电站实现了商业化，装备此技术的机组约占总装机容量的10%。该法是利用石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器，与二氧化硫边反应边干燥。副产品为硫酸钙、飞灰及部分未反应的石灰等组成的混合物。脱硫率为70%一95%。国内已引进装备此项工艺的有山东黄岛电厂4号机组，处理烟气量为30万m3/h，入口二氧化硫体积分数为2000×10-6，设计脱硫率为 70%。

电子束法是正在走向商业化的FGD干法新工艺。该法以高能电子束照射烟气，使烟气中的N2、O2和水蒸汽发生辐射反应，生成大量的离子、自由基、原子、电子和各种激发态的原子、分子等活性物质，将烟气中的SO2和NOX氧化为SO3和N2O3等，反应产物再与水蒸汽反应生成雾状硫酸和硝酸，最后与注入反应器的氨生成硫酸氨和硝酸氨。我国已在成都热电厂引进l00MW机组示范性电子束脱硫装置，设计脱硫率>80%，脱硝率为l5%。

原理上与电子束法类似的正脉冲电晕等离子体脱硫法正在受到关注，其特点是可避免电子束管的高技术性、电子束泄露辐射等问题，还可以在目前电厂广泛装备的静电除尘器基础上稍作改进而成为静电除尘、脱硫脱硝一体化装置。日本、美国、意大利、韩国等正在大力研究开发此项技术。我国大连理工大学、华中理工大学等院所也正在开展此项技术的研究。

2.3 高效洁净发电技术

2.3.1 循环流化床燃烧(CFBC)发电技术循环流化床燃烧发电是目前国外洁净煤发电中一项成熟技术。其特点是把煤和吸收剂(石灰石)加到燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮，进行流化燃烧，流化形成的湍流加大了混合作用，因而提高了燃烧效率。同时，较低的燃烧温度大大抑制了NOX的生成量。因此，该方法具有燃烧效率高、煤种适应性广、炉内脱硫同时抑制NOX的优点。在工业发达国家，此工艺已迅速得到商业化发展。由于技术经济原因，我国尚处于起步阶段。目前，我国已在引进开发此项技术，由于国产化后的CFBC锅炉造价可以做到与常规煤粉锅炉加脱硫装置相当，系统也和常规电厂相似，因此，CFBC也将会在我国有比较好的发展前景。

2.3.2 增压流化床燃烧燃气/蒸汽联合循环(PFBC-CO)发电技术与CFBC相比，PFBCCC技术的燃烧特点是燃烧室工作压力为I.2～1.6MPa，床层深，燃料在床内停留时间长，压力下空气密度大，氧气与燃料接触好，燃烧效率>99%，可在较低 Ca/S 比(1.5～2.0)和较高燃烧温度下(900～970℃)达到高脱硫率。该技术产生的灰渣中含可燃物少，不含石灰，自硬结性强，渗透率低，重金属浸出量少，可作为水泥掺料、建筑产品合成添料等。而正在开发的第2代PFBC(2G-PFBC)技术与现行PFBC相比，效率可由42%提高到45%～48%，它的体积更小、投资更省、排放更清洁，脱硫率可达95%，NOX排放值为43m3/MJ，固体颗粒几乎被完全除去。

3 结束语

为了实现我国在较短时间内控制二氧化硫污染加重的趋势，做好建设项目环境保护工作，实现“增产不增污”和“增产减污”，火电建设项目要因地制宜采取合适的燃煤发电脱硫工艺，如沿海采用海水脱硫较经济，内地依各电厂项目的条件和特点，可采用成熟的烟气湿法脱硫和喷雾干燥脱硫，部分火电项目可采用国产CFBC锅炉等。同时，也期望研制出更多的适合我国国情，造价低的FGD装置，能够为火电建设项目提供更多、更好的脱硫工艺技术选择。

[1]何正浩，李劲.燃煤发电SO2污染控制技术及其在我国的应用与展望 电力环境保护2002，1.

[2]陆海珠，韩兵.电厂脱硫工程控制系统的分析与论证，电力环境保护 2004，4.

[3]赵鹏高.关于加强火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见，电力环境保护,2006，1.