火电厂烟气脱硫技术应用与发展趋势.doc

摘要
我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。
SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD），目前湿法烟气脱硫被认为是最成熟，控制SO2最行之有效的途径。随着国民经济的发展，对电量的需求日益增加，燃煤电厂排放的S02量也愈来愈大，S02造成的环境污染日趋严重，解决火电厂烟气脱硫问题迫在眉睫。纵观目前世界脱硫技术的发展，发达国家90％以上的烟气脱硫采用湿法脱硫技术。
石灰石一石膏法湿法脱硫工艺独到的技术特点和优点主要体现在：工艺系充不受烟气中S02含量的限制，系统运很稳定，对煤种和机组负荷变化适应性强，能在较大范围内满足系统脱硫率的要求；单机容量可达1200MW机组烟气量；脱硫率高，SO2脱除效率可大于95％；能耗低，一般FGD装置电耗小于1．5％；可靠性高，装置可利用率大于95％；吸收剂价廉易得，脱硫副产品石膏还可以综合利用。若是在湿法烟气脱硫剂中添加表面活性剂,可以大幅度地提高脱硫效率,并且对脱硫剂的成分和酸碱度影响较少,适合推广使用。本文也讨论了表面活性剂的性质、功能及其在湿法烟气脱硫除尘一体化装置中的应用。
本文在分析燃煤锅炉烟气除尘脱硫技术现状的基础上，对烟气脱硫技术进行了理论分析。研究了湿法脱硫技术原理以及其影响因素、改进技术和发展前景。

关键字：烟气脱硫石灰石石膏湿法烟气脱硫，脱硫原理表面活性剂HT型高效湿法脱硫技术横向冲刷

前言

我国火电厂烟气脱硫技术最早始于20世纪6o年代初。当时为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀；采用在过热器前喷人白云石粉；以减少烟气中二氧化硫的浓度，降低烟气酸露点；保护低温空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。进入20世纪7O年代后，先后开展了lO多项不同规模、不同工艺的试验研究，取得了一些阶段性研究成果，积累了宝贵的经验。主要的试验有：湖北松木坪电厂活性炭脱硫工业性试验；四川豆坝电厂磷铵复合肥料脱硫工业性试验；四川白马电厂旋转喷雾脱硫工业性试验；炉内喷钙脱硫中间试验等。但由于技术、经济等多方面的原因，一直未能在大型工业装置上得到应用。
目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有：煤炭洗选、洁净煤燃料技术；燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。洁净煤燃料技术在国际上是近l0年开发的新技术，目前工业发达国家成熟的已经商业化运行的有：循环流化床锅炉(CFBC)、加压循环流化床锅炉(PFBC)、燃气蒸汽联合循环发电(IGCC)，但单机容量都不大，国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段。后两种洁净煤燃料技术投资大，技术要求高，难以在短时间内在国内大面积推广使用。循环流化床锅炉(CFBC)具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点，尽管建设费用较高，但其技术已趋于成熟，具备条件的5～3O万千瓦机组可因地制宜有计划地选用。上述洁净煤发电技术由于其煤炭燃烧方式与常规锅炉燃烧方式差别很大，因此，在不更换锅炉的情况下，洁净煤发电技术难以用于解决现役电厂的环保问题，在可预见的将来，洁净煤技术在电力结构中所占比例仍较低。因此，控制火电厂二氧化硫的排放，在未来较长的时间内，其主流和根本有效的手段仍将是烟气脱硫。
在我国煤炭产量中，含硫量在1％以下的低硫煤约占70％；其中含硫量小于0．5％的比例较低，大部分低硫煤资源分布在内蒙古西部、山西和陕西北部、新疆等地。根据我国的能源政策，低硫煤主要保证民用和用作工业原料的需要。如果用煤量大、技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤，则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺，而且将导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其它工业炉窖或民用方面使用，从而增加全国二氧化硫排放控制的难度和治理二氧化硫污染所付出的经济代价。
烟气脱硫是目前国际上广泛采用的控制二氧化硫的成熟技术，因地制宜采用不同的烟气脱硫工艺可有效地控制火~)--氧化硫的排放，满足国家和地区环境质量标准的要求。由于火电厂生产用煤量大，锅炉热效率和煤炭转换成电能的效率都较高，脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制。因此，采取烟气脱硫治理火电)--氧化硫污染，环境效益显著。如果参照工业发达国家的做法，拉开低硫煤与高硫煤的价格差距，并通过政策、标准等加以引导，则烟气脱硫较易被燃用中高硫煤的电厂所接受。根据我