国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述

国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述【摘要】国外燃煤电厂烟气脱硫技术取得了较大的发展。

湿法脱硫技术使用较广，约占85%左右，其它如喷雾干燥式脱硫技术等也有较好的业绩。

美国、德国、日本等工业发达国家的燃煤电厂普遍采用了脱硫措施，并制定了严格的环境保护法律、法规；对燃煤电厂规定了烟气的SO2排放标准，减轻了对周围环境的污染。

【关键词】燃煤电厂环境保护脱硫技术烟气SO21．国外常用的脱硫技术近年来，世界各发达国家在烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD）方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200610MW的FGD处理容量。

目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有：（1）湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰-石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%；（2）喷雾干燥脱硫技术，约占8.4%；（3）吸收剂再生脱硫法，约占3.4%；（4）炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%；（5）海水脱硫技术；（6）电子束脱硫技术；（7）脉冲等离子体脱硫技术；（8）烟气循环流化床脱硫技术等。

以湿法脱硫为主的国家有：日本（约占98%）、美国（约占92%）和德国（约占90%）等。

1.1 湿法石灰石/石灰烟气脱硫工艺技术这种技术在70年代因其投资大、运行费用高和腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用，经过多年的实践和改进，工作性能和可靠性大为提高，投资与运行费用显著减少。

突出的优点是：（1）脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）；（2）吸收剂利用率高，可大于90%；（3）设备运转率高（可达90%以上）。

目前从设计上综合考虑加强反应控制，强制氧化和加入氧化剂，从而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗，减小基建投资和运行费用；选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟道、挡板、除雾装置等处的使用寿命，提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔等因素，对此项技术作了进一步改进和提高。

1.2喷雾干燥烟气脱硫技术这种技术属于半干法脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，技术成熟、投资低于湿法工艺。

在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多，美国也有15套装置（总容量5000MW）正在运行。

燃煤含硫量一般不超过1.5%，脱硫效率均低于90%。

1.3吸收剂再生烟气脱硫工艺主要有氧化镁法、双碱法、WELLMEN LORD法。

虽然脱硫效率可达95%左右，但系统复杂，投资大，运行成本高，仅在特定条件下应用，目前应用不多。

双碱法用的石灰可用石灰石代替，使成本降低。

加拿大正在建设一个采用此法脱硫的大型电厂。

1.4炉内喷吸收剂/增湿活化烟气脱硫工艺为寻求有中等脱硫效率、投资和运行费较低的工艺，以减轻脱硫带来的巨大经济压力，这种工艺方法现在又开始受到注意，并在短时期内取得了重大进展。

目前，该工艺在德国、法国、奥地利、芬兰等国已有工业运行装置，美国、加拿大等国亦正在研究。

为了克服喷射吸收剂后，烟尘比电阻升高，影响除尘效果及脱硫效率不够高的弊端，芬兰IVO公司开发了LIFAC（Limestone Injection into the Furnace and Activation of Calcium）——炉内喷石灰石（钙）/活化脱硫工艺。

即在锅炉尾部烟道上安装活化反应器，将烟气增湿，延长滞留时间，使剩余的吸收剂和SO2发生反应。

它适用于中、低硫煤锅炉，当Ca/S=2.5时，脱硫效率可达80%，其工艺流程见图1。

图1LIFAC物质平衡（100%最大连续负荷，SO2值按干烟气和6%O2）1.5海水烟气脱硫技术这是一种投资省、运行费用低、易管理的脱硫工艺，适用于燃煤含硫量不高，并以海水为循环冷却水的电厂。

已投运或工程建设中的国家有挪威、西班牙、印度尼西亚、委内瑞拉和瑞典、英国也计划在大型燃煤电站实施海水脱硫工艺（详见表1）。

现已有20多套商业运行系统，烟气处理总量达 6.589×106m3/h，相当于装机容量2150MW，其中单项工程最大处理烟气量为 1.125×106m3/h，相当于装机容量375MW。

烟气中SO2浓度在21～6500mg/L之间，吸收塔有填料塔和喷淋塔2种，吸收效率达80%～99%。

其工艺流程见图2。

文献7通过对国外已投入商业运行的海水脱硫工艺、系统构成、当前应用水平和国外实例工程的论述和分析，阐明了该工艺在火电厂FGD工程中的适用性、工艺排水特征、海洋环境方面的可容纳性及海洋生态领域的研究成果，认为这是一种符合我国国情并值得在国内火电厂试点的脱硫工艺。

深圳西部电厂海水脱硫项目已经投入运行。

表1海水脱硫工艺在火电厂的应用概况序号 工程名称 国家及地区 烟气量对应机组容量/MW 实施阶段燃煤含硫量/% 系统脱硫效率/% 所在海域 1 Tata （Ⅰ） 印度41×500 已运行7a0.35 85 海湾 2 Tata （Ⅱ）印度41×500 1995年刚投运 0.35 85 海湾 3 Gran Canaria 西班牙 2×80 正调试中 1.50 91 海岛 4 Tenerife 西班牙 2×80 正安装中 1.50 91 海岛 5 Paicon 印度尼西亚 2×670已签工程合同0.4092 海岛 6 Longannet 英国 4×600 已批环境评价、有中试 0.70 90 河口 7Cogentrix美国2×150已批环境评价海边图2 海水脱硫工艺原理图1.6 电子束烟气脱硫技术这是一种不产生二次污染并能实现资源综合利用的脱硫技术，主要特征为：（1）能同时脱硫、脱硝，脱除率分别可达90%和80%以上，而目前任何一种其它方法一次只能脱除其中一种。

影响脱硫、脱硝的主要原因是辐照剂量和烟气湿度；（2）处理过程为干法，不产生需进一步处理的废水、废渣；（3）副产品硫铵、硝铵可作为化肥使用（注：对此观点有不同意见，因硫铵会造成不可恢复的土地板结）；（4）流程简单、运行可靠、操作方便、无堵塞、腐蚀和泄漏等问题，对负荷变化的适应能力较强；（5）处理后的烟气一般无需再加热，可直接经烟囱排放；占地面积约为常规方法的1/2～1/3，投资及运行费用均低于常规方法；脱硝时不必使用价格昂贵的脱硝催化剂。

电子束烟气处理流程和反应机理如图3所示。

本工艺由烟气冷却、氨添加、电子束照射反应和副产品收集处理等部分组成，主要设备有：冷却塔——冷却水喷射式完全蒸发型；反应器——卧式侧面3级照射方式；电子束发生器——800kV （36kV ）×2台；副产品回收装置——干式电除尘器；副产品处理装置——钢管干燥加回转式冷却器。

该项技术最早由日本荏原（EBARA）公司开发成功，首先在藤泽中央研究所建造世界上第1个处理量为1000m3/h的燃油电厂烟气电子束处理小型中试厂。

日本荏原公司、美国能源部（DOC）、德国卡尔斯鲁厄研究中心（KFK）和卡尔斯鲁厄大学、波兰与国际原子能机构（IAEA）合作对此工艺进行了广泛研究，分别在日本九州若松的八幡钢厂（10000m3/h）、新名古屋电厂（1200m3/h），美国Indianapolis的电子束烟气处理中试厂（PDU）（6800～25496m3/h）、德国的Badenwerk燃煤电厂（20000m3/h），波兰（20000m3/h）和华沙某100MW燃煤电厂（27000m3/h）和我国的成都热电厂一台200MW燃煤机组（取其一半烟气量进行处理）等处建立了中试厂和工业示范厂。

一些关键技术正不断突破，用于烟气脱硫的电子加速器将进一步趋于结构简化、造价便宜、单台功率更大。

美国已生产出单台功率为500kW（600mA）的高频高压加速器，功率为1.5MW的加速器正在研制中。

2 美国的烟气脱硫技术在1986～1995年美国计划新安装燃煤发电机组32815MW，扣除退役机组2136MW，净增加容量30679MW，这些新增机组大多数安装了烟气脱硫装置共206套，烟气脱硫容量/装机总量由18.77%上升到27.00%。

脱硫概况详见表4、5、6。

图3 电子束烟气处理流程和反应机理在美国的烟气脱硫装置中，湿法石灰石/石灰法占90%以上，其次是双碱法和碳酸钠法。

80年代以来，为了降低基本投资和运行费用，积极研究及开发了喷雾干燥烟气脱硫和炉内直接喷射石灰石烟气脱硫技术。

目前，美国正在研究开发E-SOx法脱硫技术，这是一项改造现有电除尘器（ESP）拆除电场第一电场极板极线，加装石灰乳浆喷射装置，在除尘时又脱硫。

该方法的实质是向烟气中喷入石灰浆液，再用电除尘器收集脱硫后的粉尘产物，要求同时脱硫、脱氮，脱硫、脱氮费用要低于石灰石洗涤法烟气脱硫和催化还原法烟气脱硫工艺。

改进后，要求脱硫效率最低不小于50%，费用最高不大于500美元/t（SO2）。

据美国Barge电厂处理烟气量为42.5～566m3/min 的中试结果，当Ca/S=1.3～1.4时，ESP出口烟温高出绝热饱和温度16～19℃时脱硫效率可达50%～60%。

美国还开发了ADVACAT工艺并已申请了专利，主要用于烟道喷射，目的是为提高吸收利用率，其关键是将飞灰和石灰水转化为高活性的硅酸钙吸收剂，它的反应活性是单纯石灰的4倍，能含水份30%～60%，且在含水60%时仍能维护松散易流化状态。

此工艺配合布袋式除尘器，脱硫效率可达90%左右。

表4 1986～1995年美国烟气脱硫装置统计表5 美国火电厂SO2排入标准表6 美国的烟气脱硫技术美国EPA 40 CFR（Code of Federal Regulations）环境保护篇对排放标准和烟气检测作出了明确细致的规定。

3 德国的火电厂烟气净化法规及技术德国的环保事业是从严格的立法开始的，1983年7月1日生效的《联邦防污染法》的第13款大型燃烧装置法规GFAVO规定，自1998年7月1日起，热功率300MW （相当于电功率120MW的电厂）以上的大型燃烧装置释放的烟气中SO2含量不得超过400mg/m3，烟气中的硫含量须低于燃料含硫量的15%。

详见表7。

德国加装脱硫、脱硝设备的现代化电厂发电量达1×1012W*h，释放的SO2和NO2各约1000t以上。

表7 德国现行的燃烧装置烟气中有害物排放的允许极限值（mg/m3）德国的静电除尘效率最高可达99.9%，施加的直流电压最高可达75kV。

由于在后续的烟气脱硫过程中还可以继续从烟气中分离飞灰，故允许适当地降低电除尘的效率。

德国FGD技术可分为添加剂法、湿式法和干式法3种，在电厂中的采用率为最高，达到86%，其它的仅占2%。

至1991年止原联邦德国共花费了140亿马克在72座电厂（共38GW）安装了159套烟气脱硫设备，电厂的SO2排放量由1982年的1.55Mt（占原联邦德国排放总量的54%）下降到1991年的0.2Mt（占SO2排放总量的20%）。