燃煤電站煙氣脫硫問題及措施

文 / 呂曉潔 中國國際工程咨詢公司

2011年，全國二氧化硫排放總量2217.9萬噸,其中電力行業二氧化硫排放量約913萬噸，占全國二氧化硫排放量的41.2%，同比降低1.4個百分點。電力行業二氧化硫排放量有減少的趨勢，但仍占全國排放總量的很大比重，因此，全國二氧化硫減排目標的實現很大程度有賴于對電力行業排放的控制。

1 煙氣脫硫技術分類及應用現狀

煙氣脫硫（Flue Gas Desulfurization，簡稱FGD）是目前燃煤電廠控制二氧化硫氣體排放最有效和應用最廣的技術。20世紀60年代后期以來，煙氣脫硫技術發展迅速，根據美國電力研究院（EPRI）的統計，大約有300種不同流程的FGD工藝進行了小試或工業性試驗，但最終被證實在技術上可行、經濟上合理并且在燃煤電廠得到采用的成熟技術僅有10多種。

煙氣脫硫技術按脫硫劑及脫硫反應產物的狀態可分為濕法、半干法和干法3類，其特點及代表性工藝如表1所示。

這3類煙氣脫硫技術在發達國家已發展多年，目前在火電廠大、中容量機組上得到廣泛應用的主流工藝有4種：石灰石—石膏濕法脫硫、海水脫硫、循環流化床煙氣脫硫法和氨法脫硫法。

1.1 石灰石-石膏濕法煙氣脫硫

石灰石-石膏濕法脫硫約占全部FGD安裝容量的92%，最高脫硫率在Ga/S=1.1～1.25時可達到98%及以上。根據吸收塔型式不同可分為逆流噴淋塔、順流填料塔和噴射鼓泡反應器，常用的是逆流噴淋塔型式濕法工藝。其原理是使自下而上的煙氣和自上而下的石灰石粉在FGD吸收塔充分接觸，從而煙氣中的二氧化硫與漿液中的堿性物質發生化學反應，達到“洗滌”煙氣的目的。

表1 各類煙氣脫硫技術的特點及典型工藝

該方法的主要缺點是基建投資費用高、系統復雜、占地多、耗水量大、運行成本高；優點是技術成熟、性能可靠、脫硫效率高、脫硫劑利用率高，且脫硫劑石灰石資源豐富、價格低廉，脫硫副產品石膏有較高的回收利用價值，因此適合在中、高硫煤（含硫率≥1.5%）地區的大型電廠使用。

1.2 海水法脫硫

海水脫硫工藝占全部FGD安裝容量的3%，脫硫效率一般可達90%以上。其原理是在脫硫吸收塔內用海水對煙氣中的二氧化硫進行逆行噴淋洗滌，凈化后的煙氣再經除霧及換熱后排放，被吸收的二氧化硫在洗滌液中發生水解和氧化作用，洗滌后的液體引入曝氣池，經曝氣處理使其中的SO32-被氧化成為穩定的SO42-，并使海水的pH值與COD（化學需氧量）調整達到排放標準后排放大海。

海水脫硫的優點是工藝簡單、無結垢、堵塞現象，吸收劑來源充足、可用率高，無脫硫灰渣產生；缺點是存在溫排水問題，而且排放后的廢水可能產生重金屬沉積，對海洋環境的影響還有待進一步觀察研究。該工藝一般適用于海邊擴散條件較好并燃用低硫煤的電廠 ，內陸電廠推廣使用不太現實。

1.3 循環流化床煙氣脫硫法

循環流化床煙氣脫硫（CFB-FGD）工藝占全部FGD安裝容量的2%，脫硫效率在90%以上。其原理是鍋爐煙氣在流化床反應塔內被加速并均勻分布后，與流化狀態的脫硫劑和霧化水均勻混合并快速反應，從而使大部分二氧化硫及其它酸性氣體被脫除。脫硫后的反應物連同飛灰及未反應的脫硫劑被煙氣攜帶進入返料除塵器，除塵器分離下的固體產物一部分返回塔內循環利用，另一部分外排。

該方法主要優點是脫硫劑通過多次循環，提高了利用率。但目前該工藝只在中小規模電廠鍋爐上得到應用，尚缺乏大型化的應用業績。

1.4 氨法脫硫

氨法脫硫占全部FGD安裝容量的2%，脫硫效率最高可達95%以上。其原理是采用氨水作為吸收劑與進入吸收塔的煙氣混合，從而使煙氣中的二氧化硫與氨水反應生成亞硫酸銨，并進一步與鼓入的強制氧化空氣進行氧化反應生成硫酸銨溶液，最后經結晶、離心機脫水、干燥后得到硫酸銨。

氨法脫硫的優點是脫硫效率高，整個系統不產生廢水、廢氣和廢渣，能耗低，屬資源回收型脫硫工藝，并且運行可靠性高、適用性廣；缺點是氨的易揮發性使其容易隨脫硫尾氣溢出損失，脫硫過程中產生的亞硫酸銨氧化困難，脫硫產品硫銨結晶困難，以及凈化后尾氣中的氣溶膠問題等還有待解決。

2 目前存在的主要問題及對策分析

2.1 行業準入門檻低，系統運行過程中問題不斷

我國脫硫工程建設中廣泛采用EPC模式，俗稱“交鑰匙工程”，由于建設單位不參與脫硫工程后期運營，客觀上造成脫硫工程價格低、質量差，以致FGD裝置無法正常投入運行，甚至處于閑置狀態。因此，必須從行動上高度重視FGD裝置及技術，提高市場準入，規范管理，并在各個階段把好質量關，確保電廠煙氣脫硫的質量和正常運行維護。

2008年首批11個火電廠煙氣脫硫特許經營試點項目的實施，是電廠煙氣脫硫發展模式的一種創新，但脫硫電價真正落實到脫硫公司還存在諸多中間環節，火電廠脫硫系統運營的難度還很大。

2.2 以引進技術為主的脫硫裝置存在一定隱患

我國目前的燃煤煙氣脫硫技術以引進為主，在實際應用過程中，引進技術常常因為與我國國情適應性差，導致已建煙氣治理設施在運行中出現性能不穩定、投運率不高、經濟性差等問題。其中以我國煤質差異最為明顯，中國電廠普遍存在煤質差、煤種變化大的問題，需要適應性更強的脫硫產品。

因此，要解決脫硫系統的關鍵是要大幅提高自主創新能力，加快創新支撐體系建設，推動技術發展新格局，由目前的規模優勢逐漸向技術優勢推進。

2.3 脫硫設備性能缺乏有效診斷手段，造成重復建設和投資浪費

國家已制定燃煤煙氣濕法脫硫設備標準，解決了石灰石-石膏濕法燃煤煙氣脫硫設備的腐蝕、結垢、堵塞等問題，提出了人機安全要求。對其他非主流脫硫設備，應以濕法為鑒，制定相關國家或行業標準，引導其良性發展，避免重蹈覆轍，造成損失。

2.4 缺水豐煤地區煙氣脫硫存在一定困難

我國內蒙、陜北以及新疆部分煤炭資源豐富地區均屬于缺水地區，當地電力發展用水問題亟待解決。

以新疆哈密煤電基地為例，哈密煤炭預測資源量占全國預測資源量的12.5%，占新疆預測資源量的31.7%，居全疆第一，并且國家規劃建設哈密─鄭州特高壓工程，輸送容量750萬千瓦。哈密屬于資源性缺水地區，燃煤電站建設的重點在于落實電廠水源，因此從節水的角度分析，電廠煙氣脫硫應該選擇干法工藝，但目前干法脫硫尚無大型化應用業績，并且沒有經濟性優勢。針對這種實際情況，脫硫方式如何選擇，是項目建設單位和設計單位共同面臨的難題。

政府應選擇性的推行干法脫硫工藝示范工程，并在資金方面給予一定扶持，以促進電力行業節能減排。

3 燃煤電站煙氣脫硫技術發展趨勢

截至2011年，我國每年直接用于燃燒的煤炭達10余億噸以上，盡管技術和裝備水平等在不斷進步，二氧化硫排放量仍有增長的可能，因此資源回收型脫硫工藝將有很大的發展空間。

目前，脫硫脫硝一體化、氨法脫硫、有機胺脫硫、活性焦法和其它資源回收型脫硫新技術取得了一定進展。國家有關部門在政策、項目和資金上繼續支持和組織實施300兆瓦及以上火電機組的煙氣脫硫完善化技術示范和引進技術再創新，重點解決工藝設計、設備成套和運行規范化等問題，提高脫硫設施工程建設質量和運行管理水平。

4 結論及建議

我國目前已經發展成為全球最大的煙氣脫硫市場，全國約有87.6%的火電機組安裝了煙氣脫硫設備。隨著環保標準日趨嚴格，脫硫市場還有廣闊的空間，應積極探索適合我國的煙氣脫硫新技術、新工藝，加強規范管理，加大政策引導和資金扶持，推動燃煤電站脫硫向低污染、低能耗、資源型方式發展。