燃煤电厂烟气脱硫方案探讨孙士英

燃煤电厂烟气脱硫方案探讨孙士英

孙士英姚士林郑超

（国电乐东发电有限公司海南省乐东黎族自治县572539）

摘要：从国家对燃煤电厂锅炉SO2污染排放标准和SO2排放总量控制的角度入手，探讨了烟气脱硫的基本原理，分析了我国当前可选择的烟气脱硫的控制方案，指出循环流化床、烟气湿法、喷雾干燥法和海水脱硫法为我国当前燃煤电厂应采取的主要烟气脱硫方案。

关键词：烟气脱硫；SO2污染排放；酸雨

Controlmethodstothefluegasdesulfurizationfromcoal-firedpowerplant

Sunshiying，yaoshilin，zhengchao

Abstract：Itisdiscussedthefundamentalofthefluegasdesulfurization；OnthebasisofState’sSO2pollutioncontrolstandardandgrossemissioncontroltocoalfiredboilers，thewaysaboutSO2emissioncontrolwhichcanbeselectedatpresentareanalyzed；ItisindicatedthatthedesulfurizedwaysareCFBB、wet-FGD、spraying-dryingandseawaterdesulfurizationmethodsinChinaatpresent.

Keywords：fluegasdesulfurization；SO2pollutantemission；acidrain

新形势下，我国经济快速发展，电力需求持续增长。截至2016年底，全国电力装机容量已达16.5亿千瓦，其中火电为10.5亿千瓦，火电发电量约占全部发电量的80%以上。在燃煤中一大批属于中硫煤，直接排放对环境影响较大。据统计，我国SO2排放每年约2000万吨，其中燃煤电站每年产生1000多万吨，占排放总量的一半以上。

大气污染防治是当前重大民生问题，SO2排放和酸雨沉降是全球密切关注的重大环境问题。根据国家监测和研究表明，2016年，全国474个城市中酸雨城市比例为19.8%，酸雨频率平均为12.7%，酸雨类型总体为硫酸型，酸雨区面积约69万平方千米，占国土面积的7.2%，其中，较重酸雨区和重酸雨区面积占国土面积的比例分别为1.0%和0.03%。酸雨污染主要分布在长江以南-云贵高原以东地区，主要包括浙江、上海、江西、福建的大部分地区，湖南中东部、广东中部、重庆南部、江苏南部和安徽南部的少部分地区。

减少SO2排放、控制酸雨污染是“十三•五”我国必须解决的一项焦点环保问题。为适应当前环境保护工作的新要求，2012年国家环保部修订了《火电厂大气污染物排放标准》。新标准区分现有和新建火电建设项目，分别规定了SO2对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的SO2排放限值；对现有火电厂，设置了达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。同时，国家环保总局还给出了全国SO2排放总量的限制，严格推行各省、区分区治理，提高了征收SO2排污费用。

1国家对SO2排放的要求

为了保护环境，改善空气质量，控制酸雨污染，保障人体健康，落实《大气污染防治行动计划》，国家环保总局和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。新标准规定了新建和现有火电厂锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限（详见表1），针对重点地区制定了更加严格的火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物特别排放限值（详见表2），并增设了汞的排放限值，SO2排放限值接近或达到发达国家和地区的要求。

根据“十三五”规划纲要、《大气污染防治行动计划》及相关环保政策，国家全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，加快燃煤锅炉综合整治，对SO2零排放总量提出了严格的控制目标，预计到2020年，全国能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内。全国二氧化硫排放总量分别控制在1580万吨以内，比2015年下降15%。

SO2排放绝对量在逐渐增大，而对总量控制来说，随着国家淘汰关停落后火电机组，深化火电烟气脱硫设施改造，全国城市SO2年均浓度和超标率均将逐年下降，人们生活环境会越来越好。因此，按照国家环保目标要求，对火力发电锅炉每一个控制限值均有对应的成熟、可靠的控制技术，限期完成脱硫设施的改造，努力实现SO2零排放。

2燃煤电站锅炉控制SO2排放的措施

2.1循环流化床锅炉

循环流化床锅炉的燃烧系统主要由布风装置、燃烧室和物料循环系统构成。在煤燃烧过程中加入脱硫剂（通常为石灰石），其中的钙与燃烧形成的SO2反应生成硫酸钙。由于循环流化床锅炉为低温燃烧方式，其床温控制在850-950度之间，这是脱硫反应的最佳温度，因此，具有较高的脱硫效率；采用物料循环方式，未反应的脱硫剂可以有足够的时间与SO2反应，降低了脱硫剂的无效排放。可以看出，循环流化床锅炉除了具有固定的布风板以承接固体燃料和脱硫剂，加强脱硫剂和SO2的混合外，低温燃烧的温度控制和循环系统延长的反应时间都是传统煤粉炉不能达到的。

当然，循环流化床锅炉采用燃烧中脱硫技术，脱硫效率难以与尾部脱硫技术中最佳脱硫方式相比，但由于其能够满足国家新环保标准的要求，以及低投入和低脱硫成本，具有较强的市场竞争力。

2.2烟气脱硫技术

2.2.1烟气脱硫技术的基本情况

烟气脱硫的基本原理是用碱性物质吸收酸性的二氧化硫。烟气脱硫技术根据脱硫反应物和脱硫产物的存在状态可分为湿法、干法和半干法。湿法脱硫技术主要包括石灰石-石膏法、双碱法、镁法、氨法、海水法等；干法脱硫技术主要包括循环流化床脱硫技术、增湿灰循环烟气脱硫技术（NID）、电子束法等；半干法主要包括循环悬浮式半干法、喷雾干燥、炉内喷钙/增湿活化脱硫技术等。

我国采用了多种脱硫技术，如黄岛电厂100MWSDA法；四川白马电厂100MW、黄岛电厂200MW旋转喷雾半干法；南京下关电厂125MW炉内喷钙尾部增湿活化法；福建后石电厂2*600MW、深圳西部电厂2*300MW、日照电厂海水脱硫；海南西南部电厂2*350MW、上海石洞口电厂2*600MW、华能东方电厂2*300MW、河南沁北电厂4*600MW、国电双鸭山电厂2*600MW等均为湿法脱硫。

综上可知，在烟气脱硫技术中，湿法脱硫得到电厂备受青睐，主要原因是湿法脱硫具有其它方式难以达到的稳定脱硫效率，可达95%以上。据有关资料显示，旋转喷雾半干法也是一种具有发展前景的脱硫技术，但缺少大容量机组的运行实践。

2.2.2湿法脱硫技术

2.2.2.1石灰石-石膏湿法脱硫系统

石灰石-石膏湿法脱硫是应用较广泛的脱硫技术，技术最为成熟，应用的单机容量已达1000MW，是我国重点推广使用的技术。

石灰石-石膏湿法烟气脱硫（FGD）工艺技术，主要包括以下几个系统：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、事故排放及浆液返回系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、压缩空气系统等。石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统见图3所示。锅炉烟气在吸收塔内，烟气与石灰石-石膏浆液（CaCO3）逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔浆池罐中被氧化成硫酸钙，过饱和溶液结晶生成石膏（CaSO42H2O）。烟气中的HCl、HF也与浆液中的石灰石反应而被吸收。

2.2.2.2石灰石-石膏湿法脱硫主要特点

①脱硫效率高。石灰石/石膏湿法脱硫工艺脱硫剂利用充分，脱硫率在95%以上。

②可靠性较高。该工艺引进早，技术成熟，运行经验多，国外火电厂石灰石/石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，使用寿命长，投资效益较好。

③煤质适应范围广。该工艺适用于不同容量的机组，适用于任何含硫量煤种的烟气脱硫（含硫量大于3%的高硫煤或含硫量低于1%的低硫煤），对煤种变化的适应性强。

④吸收剂资源丰富。该工艺的吸收剂-石灰石，国内分布广泛，资源丰富，开采和运输价格便宜。

⑤脱硫副产物可综合利用。该工艺的脱硫副产物为二水石膏，主要用于建材产品和水泥缓凝剂。综合利用脱硫副产物，可以增加电厂效益、降低运行费用，同时也可以减少脱硫副产物处理费用，延长灰场使用年限。

⑥建设和运行费用较高。系统复杂，占地面积较大，一般要配套建设废水处理设施，后期处理较复杂。整个系统物料处于浆状，制浆、喷淋系统易结垢、堵塞，工艺较复杂，系统管理、维护费用较高。

2.2.3海水脱硫技术

2.2.3.1海水脱硫系统

海水脱硫系统是采用海水作为脱硫剂除去烟气中SO2。常规海水含盐分3.5%，其中碳酸盐占0.34%，主要是可溶性的碳酸钙和碳酸钠。海水中碳酸盐通过江河把溶解的石灰岩持续送入大海，不断与海底的沉积物和海岸接触反应达到化学平衡。海洋是吸收和溶解CO2的巨大容器，溶解CO2生成HCO3-离子，可以吸收大量SO2。海水脱硫效率一般在90%以上，适用于燃用含硫量<1％煤的海滨电厂，但其脱硫效率受海水碱度影响较大，海水PH值为7.5～8.5比较适合。

海水脱硫系统是通过海水与烟气一次接触除去烟气中SO2。首先，SO2在吸收塔中被海水吸收。由于烟气和海水中有限的氧气，大部分SO2与水反应生成HSO32-（不稳定易分解）和H+，小部分SO2与水及溶解氧反应生成SO42-。海水中H+浓度增加，海水酸性增强。从吸收塔中排出的酸性海水流入海水处理站。将大量空气鼓入海水处理站的曝气池中，在发生完全氧化反应后，把SO32-氧化成为SO42-（SO42-稳定不易分解）。曝气池中大量空气将加速中和反应产生大量CO2并析出水面，使海水中的溶解氧达到饱和状态。在曝气池中，海水中CO32-和HCO3-与吸收塔中生成的H+发生中和反应，使海水PH值还原。

2.2.3.2海水脱硫主要特点

①脱硫效率较高，脱硫率在90%以上。

②投资和运行费用较低。系统工艺简单，以海水作为吸收剂，不要添加任何化学物质。对于采用海水冷却的发电厂，可直接将凝汽器下游循环水引入脱硫装置，无须专门建设取水设施，可降低建设投资。建设周期短，便于运行维护。不存在结垢堵塞的问题。

③没有固定副产物排放，被吸收的SO2转化成海水中的天然组分-硫酸盐，不存在废弃物处理等问题。

④燃煤硫分适应性较差，只适用于燃用含硫量<1％燃煤。

⑤烟气系统中的粉尘和重金属等，随脱硫后的海水排入大海，对海水有一定影响，需经环境影响评价以后才能确定其可行性。

⑥受位置限制，应用范围小。

2.2.3旋转喷雾半干法

旋转喷雾半干法是美国JOY公司和丹麦NRO公司联合开发的。与湿法烟气脱硫工艺相比，旋转喷雾半干法要求燃煤硫分不超过1.5%，并且有设备简单，投资和运行费用低、占地面积小、运行可靠、不会产生结垢和堵塞、在控制好干燥吸收器出口烟气温度的情况下，对设备的腐蚀性较低等特点，脱硫效率在75%-90%之间。

该法的缺点是工艺设备单机容量偏小，对高硫煤处理能力不足。

3结语

从国家环保标准和对SO2总量排放控制的要求分析，火电站SO2排放限值将更加严格。采用简易的脱硫设施将难以达到国家环保标准。目前电站锅炉可采用的方案：

①内地大型机组可以采用湿法脱硫技术，其高脱硫效率是目前解决环境压力的最佳出路；其缺点是建设初期投资费用偏高，长期保持高费用运行。国家出台了每千瓦时补贴1分钱脱硫电价补贴政策，以鼓励湿法脱硫工艺的推广。

②沿海大型机组可以采用海水脱硫技术，其系统工艺简单、高脱硫效率、没有固弃物，投资运行费用较低。其缺点是受厂址位置限制，地方政府环评许可影响较大。

③在运火电机组可以采用旋转喷雾脱硫技术，较低的投资和运行费用以及较高的脱硫效率，使其有很大的实施价值；其缺点是对大机组的脱硫效率偏低，需要进一步研究提升。

④新建小型机组（政府许可）可以考虑循环硫化床燃烧技术，既可以满足国家对排放总量控制要求，而且投资费用和运行费用较低。其缺点是锅炉容量偏小，难以满足大型电站机组的需要，同时对已经运行的煤粉锅炉也无能为力。

参考文献：

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