燃煤電站煙氣脫硫問題及措施

文 / 呂曉潔 中國(guó)國(guó)際工程咨詢公司

2011年，全國(guó)二氧化硫排放總量2217.9萬噸,其中電力行業(yè)二氧化硫排放量約913萬噸，占全國(guó)二氧化硫排放量的41.2%，同比降低1.4個(gè)百分點(diǎn)。電力行業(yè)二氧化硫排放量有減少的趨勢(shì)，但仍占全國(guó)排放總量的很大比重，因此，全國(guó)二氧化硫減排目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)很大程度有賴于對(duì)電力行業(yè)排放的控制。

1 煙氣脫硫技術(shù)分類及應(yīng)用現(xiàn)狀

煙氣脫硫（Flue Gas Desulfurization，簡(jiǎn)稱FGD）是目前燃煤電廠控制二氧化硫氣體排放最有效和應(yīng)用最廣的技術(shù)。20世紀(jì)60年代后期以來，煙氣脫硫技術(shù)發(fā)展迅速，根據(jù)美國(guó)電力研究院（EPRI）的統(tǒng)計(jì)，大約有300種不同流程的FGD工藝進(jìn)行了小試或工業(yè)性試驗(yàn)，但最終被證實(shí)在技術(shù)上可行、經(jīng)濟(jì)上合理并且在燃煤電廠得到采用的成熟技術(shù)僅有10多種。

煙氣脫硫技術(shù)按脫硫劑及脫硫反應(yīng)產(chǎn)物的狀態(tài)可分為濕法、半干法和干法3類，其特點(diǎn)及代表性工藝如表1所示。

這3類煙氣脫硫技術(shù)在發(fā)達(dá)國(guó)家已發(fā)展多年，目前在火電廠大、中容量機(jī)組上得到廣泛應(yīng)用的主流工藝有4種：石灰石—石膏濕法脫硫、海水脫硫、循環(huán)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(shí)可達(dá)到98%及以上。根據(jù)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(yīng)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(zhì)發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，達(dá)到“洗滌”煙氣的目的。

表1 各類煙氣脫硫技術(shù)的特點(diǎn)及典型工藝

該方法的主要缺點(diǎn)是基建投資費(fèi)用高、系統(tǒng)復(fù)雜、占地多、耗水量大、運(yùn)行成本高；優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)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(jià)格低廉，脫硫副產(chǎn)品石膏有較高的回收利用價(jià)值，因此適合在中、高硫煤（含硫率≥1.5%）地區(qū)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(dá)90%以上。其原理是在脫硫吸收塔內(nèi)用海水對(duì)煙氣中的二氧化硫進(jìn)行逆行噴淋洗滌，凈化后的煙氣再經(jīng)除霧及換熱后排放，被吸收的二氧化硫在洗滌液中發(fā)生水解和氧化作用，洗滌后的液體引入曝氣池，經(jīng)曝氣處理使其中的SO32-被氧化成為穩(wěn)定的SO42-，并使海水的pH值與COD（化學(xué)需氧量）調(diào)整達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)后排放大海。

海水脫硫的優(yōu)點(diǎn)是工藝簡(jiǎn)單、無結(jié)垢、堵塞現(xiàn)象，吸收劑來源充足、可用率高，無脫硫灰渣產(chǎn)生；缺點(diǎn)是存在溫排水問題，而且排放后的廢水可能產(chǎn)生重金屬沉積，對(duì)海洋環(huán)境的影響還有待進(jìn)一步觀察研究。該工藝一般適用于海邊擴(kuò)散條件較好并燃用低硫煤的電廠 ，內(nèi)陸電廠推廣使用不太現(xiàn)實(shí)。

1.3 循環(huán)流化床煙氣脫硫法

循環(huán)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(yīng)塔內(nèi)被加速并均勻分布后，與流化狀態(tài)的脫硫劑和霧化水均勻混合并快速反應(yīng)，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(yīng)物連同飛灰及未反應(yīng)的脫硫劑被煙氣攜帶進(jìn)入返料除塵器，除塵器分離下的固體產(chǎn)物一部分返回塔內(nèi)循環(huán)利用，另一部分外排。

該方法主要優(yōu)點(diǎn)是脫硫劑通過多次循環(huán)，提高了利用率。但目前該工藝只在中小規(guī)模電廠鍋爐上得到應(yīng)用，尚缺乏大型化的應(yīng)用業(yè)績(jī)。

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(dá)95%以上。其原理是采用氨水作為吸收劑與進(jìn)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(yīng)生成亞硫酸銨，并進(jìn)一步與鼓入的強(qiáng)制氧化空氣進(jìn)行氧化反應(yīng)生成硫酸銨溶液，最后經(jīng)結(jié)晶、離心機(jī)脫水、干燥后得到硫酸銨。

氨法脫硫的優(yōu)點(diǎn)是脫硫效率高，整個(gè)系統(tǒng)不產(chǎn)生廢水、廢氣和廢渣，能耗低，屬資源回收型脫硫工藝，并且運(yùn)行可靠性高、適用性廣；缺點(diǎn)是氨的易揮發(fā)性使其容易隨脫硫尾氣溢出損失，脫硫過程中產(chǎn)生的亞硫酸銨氧化困難，脫硫產(chǎn)品硫銨結(jié)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(duì)策分析

2.1 行業(yè)準(zhǔn)入門檻低，系統(tǒng)運(yùn)行過程中問題不斷

我國(guó)脫硫工程建設(shè)中廣泛采用EPC模式，俗稱“交鑰匙工程”，由于建設(shè)單位不參與脫硫工程后期運(yùn)營(yíng)，客觀上造成脫硫工程價(jià)格低、質(zhì)量差，以致FGD裝置無法正常投入運(yùn)行，甚至處于閑置狀態(tài)。因此，必須從行動(dòng)上高度重視FGD裝置及技術(shù)，提高市場(chǎng)準(zhǔn)入，規(guī)范管理，并在各個(gè)階段把好質(zhì)量關(guān)，確保電廠煙氣脫硫的質(zhì)量和正常運(yùn)行維護(hù)。

2008年首批11個(gè)火電廠煙氣脫硫特許經(jīng)營(yíng)試點(diǎn)項(xiàng)目的實(shí)施，是電廠煙氣脫硫發(fā)展模式的一種創(chuàng)新，但脫硫電價(jià)真正落實(shí)到脫硫公司還存在諸多中間環(huán)節(jié)，火電廠脫硫系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)的難度還很大。

2.2 以引進(jìn)技術(shù)為主的脫硫裝置存在一定隱患

我國(guó)目前的燃煤煙氣脫硫技術(shù)以引進(jìn)為主，在實(shí)際應(yīng)用過程中，引進(jìn)技術(shù)常常因?yàn)榕c我國(guó)國(guó)情適應(yīng)性差，導(dǎo)致已建煙氣治理設(shè)施在運(yùn)行中出現(xiàn)性能不穩(wěn)定、投運(yùn)率不高、經(jīng)濟(jì)性差等問題。其中以我國(guó)煤質(zhì)差異最為明顯，中國(guó)電廠普遍存在煤質(zhì)差、煤種變化大的問題，需要適應(yīng)性更強(qiáng)的脫硫產(chǎn)品。

因此，要解決脫硫系統(tǒng)的關(guān)鍵是要大幅提高自主創(chuàng)新能力，加快創(chuàng)新支撐體系建設(shè)，推動(dòng)技術(shù)發(fā)展新格局，由目前的規(guī)模優(yōu)勢(shì)逐漸向技術(shù)優(yōu)勢(shì)推進(jìn)。

2.3 脫硫設(shè)備性能缺乏有效診斷手段，造成重復(fù)建設(shè)和投資浪費(fèi)

國(guó)家已制定燃煤煙氣濕法脫硫設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)，解決了石灰石-石膏濕法燃煤煙氣脫硫設(shè)備的腐蝕、結(jié)垢、堵塞等問題，提出了人機(jī)安全要求。對(duì)其他非主流脫硫設(shè)備，應(yīng)以濕法為鑒，制定相關(guān)國(guó)家或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，引導(dǎo)其良性發(fā)展，避免重蹈覆轍，造成損失。

2.4 缺水豐煤地區(qū)煙氣脫硫存在一定困難

我國(guó)內(nèi)蒙、陜北以及新疆部分煤炭資源豐富地區(qū)均屬于缺水地區(qū)，當(dāng)?shù)仉娏Πl(fā)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(yù)測(cè)資源量占全國(guó)預(yù)測(cè)資源量的12.5%，占新疆預(yù)測(cè)資源量的31.7%，居全疆第一，并且國(guó)家規(guī)劃建設(shè)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(qū)，燃煤電站建設(shè)的重點(diǎn)在于落實(shí)電廠水源，因此從節(jié)水的角度分析，電廠煙氣脫硫應(yīng)該選擇干法工藝，但目前干法脫硫尚無大型化應(yīng)用業(yè)績(jī)，并且沒有經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)。針對(duì)這種實(shí)際情況，脫硫方式如何選擇，是項(xiàng)目建設(shè)單位和設(shè)計(jì)單位共同面臨的難題。

政府應(yīng)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(jìn)電力行業(yè)節(jié)能減排。

3 燃煤電站煙氣脫硫技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)

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

目前，脫硫脫硝一體化、氨法脫硫、有機(jī)胺脫硫、活性焦法和其它資源回收型脫硫新技術(shù)取得了一定進(jìn)展。國(guó)家有關(guān)部門在政策、項(xiàng)目和資金上繼續(xù)支持和組織實(shí)施300兆瓦及以上火電機(jī)組的煙氣脫硫完善化技術(shù)示范和引進(jìn)技術(shù)再創(chuàng)新，重點(diǎn)解決工藝設(shè)計(jì)、設(shè)備成套和運(yùn)行規(guī)范化等問題，提高脫硫設(shè)施工程建設(shè)質(zhì)量和運(yùn)行管理水平。

4 結(jié)論及建議

我國(guó)目前已經(jīng)發(fā)展成為全球最大的煙氣脫硫市場(chǎng)，全國(guó)約有87.6%的火電機(jī)組安裝了煙氣脫硫設(shè)備。隨著環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)日趨嚴(yán)格，脫硫市場(chǎng)還有廣闊的空間，應(yīng)積極探索適合我國(guó)的煙氣脫硫新技術(shù)、新工藝，加強(qiáng)規(guī)范管理，加大政策引導(dǎo)和資金扶持，推動(dòng)燃煤電站脫硫向低污染、低能耗、資源型方式發(fā)展。