2烟气脱硫技术按照脱硫工程是否加水和脱硫产物的干湿形态,烟气脱硫技术分为湿法､干法和半干法三种工艺｡湿法脱硫工艺包括用钙基､钠基､镁基､海水和氨等碱性物质作为液态吸收剂,其脱硫效率主要受浆液pH值､液气比､停留时间､吸收剂品质及用量的影响;湿法脱硫还具有协同除尘功效,在实现SO2达标或超低排放的同时捕集烟气中的颗粒物,辅助实现烟气颗粒物超低排放｡干法､半干法脱硫工艺主要采用干态物质(例如消石灰､活性焦等)吸收､吸附烟气SO2｡电力行业烟气脱硫技术中以石灰石-石膏湿法脱硫工艺为主,占脱硫机组容量的92.46%(含电石渣法);其它技术还有:烟气循环流化床法脱硫(1.93%)､海水脱硫(2.67%)､氨法脱硫(1.94%)等｡石灰石-石膏湿法脱硫技术以含石灰石粉的浆液为吸收剂,吸收烟气中SO2､HF和HCl等酸性气体｡吸收塔型包括喷淋塔､液柱塔､鼓泡塔､填料塔､托盘塔等,其中喷淋塔由于其运行可靠､操作简单,应用最为广泛｡在吸收塔内,烟气中SO2与石灰石反应形成亚硫酸钙,再鼓入空气强制氧化,最后生成副产物石膏,从而达到脱除SO2的目的,脱硫净烟气经除雾器除雾后排放｡脱硫系统主要包括吸收系统､烟气系统､吸收剂制备系统､石膏脱水及贮存系统､废水处理系统､除雾器系统､自动控制和在线监测系统｡系统脱硫效率可达98.5%以上｡石灰石-石膏湿法脱硫技术成熟度高,堵塞､腐蚀等负面影响因素可控,运维成本低,脱硫塔内调节手段较多,可根据入口烟气条件和排放要求,通过改变物理传质系数或化学吸收效率等多种手段调节脱硫效率,保持长期稳定运行并实现达标排放｡因此石灰石-石膏湿法脱硫技术对煤种､负荷变化均具有较强的适应性,对SO2浓度低于12000mg/m3的燃煤烟气均可实现SO2达标(100mg/m3或50mg/m3)｡此技术还可部分去除烟气中的SO3､颗粒物和重金属,随着燃煤电厂大气污染物超低排放的全面实施,湿法脱硫塔协同高效除尘已成为超低排放技术路线的重要组成部分｡石灰石-石膏法脱硫效率主要受浆液pH值､液气比､停留时间､吸收剂品质及用量､塔内气流分布等多种因素的影响｡我国石灰石资源广泛,价格便宜,石灰石-石膏湿法脱硫具有良好的地域适应性和经济可行性,是电力行业烟气脱硫技术中的主流技术｡但吸收剂石灰石的开采,对周边生态环境可能造成一定程度的影响,所产生的脱硫石膏如无法实现资源循环利用也有可能产生一定的环境影响｡为满足日益严格的排放要求,传统石灰石-石膏喷淋空塔脱硫工艺通过调整塔内喷淋布置､烟气流场优化､加装提效组件等方法提高脱硫效率,形成多种新型高效脱硫工艺,主要分为复合塔技术和空塔pH分区技术｡不同的石灰石-石膏湿法脱硫工艺,石灰石浆液在吸收塔内布置､输送方法不尽相同,导致在相同入口烟气条件下虽均能实现SO2达标排放或超低排放,但基建设备投资､运行维护成本和性能稳定性方面也有所差别,需根据电厂实际情况综合考虑性能指标､运行指标和经济指标,选择应用工艺路线｡在脱硫塔底部浆液池和上部喷淋层之间以及喷淋层之间加装托盘类或鼓泡类等气液强化传质装置,形成稳定的持液层,烟气穿越持液层时气液固三相传质速率得以提高,完成一级SO2脱除｡吸收塔上部喷淋层通过调整喷淋密度及雾化效果,完成对烟气SO2的深度洗涤,实现SO2达标或超低排放｡上述SO2脱除增效手段还有协同捕集烟气中颗粒物的辅助功能,再联合脱硫塔内､外加装的高效除雾器,复合塔系统的颗粒物协同脱除效率一般可按50%~80%计｡该类技术的典型代表包括旋汇耦合､沸腾泡沫､旋流鼓泡､双托盘均流增效板等工艺｡其中旋汇耦合脱硫工艺在超低排放工程中应用较为广泛,投运及在建机组装机容量88635MW｡包括在喷淋塔内加装隔离体等手段从而对脱硫浆液实施物理分区或依赖浆液自身特点(流动方向､密度等)形成自然分区,达到对浆液pH的分区控制｡部分脱硫浆液pH维持在较低区间(4.5~5.3)以确保石灰石溶解和脱硫石膏品质,部分脱硫浆液pH值则提高(5.8~6.4),最终保证对烟气SO2的吸收效率｡与此同时,优化脱硫浆液喷淋(喷淋密度､雾滴粒径等),不仅可以提高脱硫效率,对烟气中细微颗粒物的协同捕集也有增效作用,再联合脱硫塔内､外加装的高效除雾器,pH分区系统颗粒物协同脱除效率一般可按50%~70%计｡典型工艺包括石灰石-石膏法单塔循环､双塔循环(pH物理分区)､石灰石-石膏法单塔双区､塔外浆液箱pH分区(pH自然分区)等脱硫工艺｡其中双循环工艺的装机容量已达30000MW以上,单塔双区技术的装机容量为65000MW｡当前各类石灰石-石膏湿法脱硫工艺在确保SO2达到超低排放限值前提下还应考虑协同脱除颗粒物效率｡具体的颗粒物协同脱除效率除取决于所采用的技术外,还受到运行条件,如入口颗粒物浓度等条件影响,同时还需兼顾相应能耗｡除雾器作为脱硫系统的一部分应保证逃逸雾滴浓度低于50mg/m3,雾滴含固量宜控制在5%以下｡石灰石-石膏湿法脱硫主要工艺参数及使用效果见表8｡脱硫系统会产生脱硫副产物石膏､脱硫废水及噪声污染,同时脱硫原烟气中夹带的粉尘,除部分被脱硫浆液捕集进入脱硫石膏和脱硫废水外,残余烟气粉尘和逃逸脱硫浆液中的石膏还会进入大气造成颗粒物二次排放污染｡脱硫石膏可以外运综合利用;脱硫废水应处理后回用;尽可能选用低噪声设备,在设计中着重从消声､隔声､减振上进行考虑｡通过脱硫塔内浆液喷淋分布优化提高协同除尘效率､除雾器提效并优化运行管理等措施,进而降低脱硫净烟气中颗粒物浓度｡烟气循环流化床脱硫技术是以循环流化床原理为反应基础的烟气脱硫除尘技术,通过循环流化床吸收塔内与塔外的吸收剂的多次再循环,使吸收剂与烟气接触时间增加,从而提高脱硫效率和吸收剂的利用率｡原烟气从底部进入吸收塔,经过文丘里段加速,与吸收剂､循环灰等混合形成烟气循环流化床,在循环流化床内,通过喷入的降温湿润水､高浓度颗粒间的激烈地湍动与混合,发生气-固-液三相的离子型反应,烟气中SO2及其它酸性气体与吸收剂Ca(OH)2反应而被脱除｡同时,喷入的水分被充分蒸发,干燥含尘烟气从吸收塔顶部排出进入下游的脱硫除尘器收集脱硫副产物,除尘器收集的副产物大多循环回吸收塔进行高倍率循环反应利用,少量脱硫副产物通过输送设备外排｡最后净化后的烟气经过引风机外排｡烟气循环流化床脱硫技术具有技术成熟､工艺流程简洁､占地面积小､节能节水､排烟无需再热､设备烟囱无需防腐､没有废水产生等特点,副产物为干态,便于综合利用｡烟气循环流化床脱硫效率受多种因素影响,包括钙硫比､反应温度､喷水量､停留时间等｡烟气循环流化床脱硫技术对吸收剂品质要求较高,生石灰活性T60小于4分钟,同时系统需加装清洁烟气再循环以稳定吸收塔入口烟气负荷｡该技术适用于燃用中低硫煤或有炉内脱硫的循环流化床机组,特别适合缺水地区｡吸收塔入口SO2浓度低于3000mg/m3时可实现达标排放,低1500mg/m3通过吸收塔和袋式除尘器及相关设备的大型化应用研发,采用多塔烟气分配及平衡技术,实现烟气循环流化床脱硫技术660MW大型化应用的突破,并已在2台660MW机组进行了工程示范,在脱硫塔入口SO2浓度小于1500mg/m3时,实现SO2浓度小于35mg/m3的排放｡循环氧化吸收协同脱硝技术(CirculatingOxidationandAbsorption,简称COA),利用循环流化床激烈湍动的､巨大表面积的颗粒作为反应载体,通过烟气自身或外加氧化剂的氧化作用,将烟气中NO转化为NO2,然后与碱性吸收剂发生中和反应实现脱硝,经济协同脱硝效率40%~60%｡COA技术可单独用作电厂炉后的烟气脱硝,也可与SCR或SNCR脱硝技术进行有机结合,作为烟气NOX超低排放的工艺选配｡COA技术已经在30多台(包括300MW等级)燃煤机组上得到应用｡烟气循环硫化床脱硫技术的主要工艺参数及使用效果见表9｡烟气循环流化床脱硫系统产生脱硫副产物为干灰渣,可外运进行综合利用,如制砖､干粉砂浆､路基材料､土壤复垦等;整个系统为干态运行,没有废水产生;烟囱外排烟气无需再热｡脱硫系统会产生噪声污染,尽可能选用低噪声设备,在设计中着重从消声､隔声､减振上来降低噪声污染｡氨法脱硫原理是溶解于水中的氨和烟气接触时,与其中的SO2发生反应生成亚硫酸铵,亚硫酸铵进一步与烟气中的SO2反应生成亚硫酸氢铵,亚硫酸氢铵再与氨水反应生成亚硫酸铵,通过亚硫酸氢铵与亚硫酸铵不断的循环,以及连续补充的氨水,不断脱除烟气中的SO2,氨法脱硫的最终副产品为硫酸铵｡脱硫效率可达到98%以上｡由于氨气碱性强于石灰石,故氨法脱硫工艺可在较小的液气比条件下实现98%以上的脱硫效率,加之采用空塔喷淋技术,系统运行能耗低,且不易结垢,也不产生废水｡但此工艺对入口烟气含尘量要求较严,一般小于35mg/m3｡氨法脱硫对煤中硫含量的适应性广,但考虑到经济可行性,该技术主要用于中､高硫煤脱硫,氨法脱硫的副产品硫酸铵为重要的化肥原料,因此氨法脱硫是资源回收型环保工艺｡由于以氨气､氨水为吸收剂,因此采用该工艺电厂周边应有稳定氨来源｡氨法脱硫效率主要受浆液pH值､液气比､停留时间､吸收剂用量､塔内气流分布等多种因素的影响｡氯､氟等杂质在脱硫过程中逐渐富集于吸收液中,影响硫酸铵结晶形态和脱水效率,因此需定期外排净化｡副产品硫酸铵具有腐蚀性,故吸收塔及下游设备应选用耐腐蚀材料｡电力行业采用氨法烟气脱硫技术约为脱硫装机总容量的1.94%,主要用于化工企业自备电厂10万kW等级及以下的燃煤机组｡与现有的氨法相比,新氨法(NADS)脱硫工艺在工艺上更为灵活,工艺中的NH3和H2O是分别进入吸收塔,可以根据不同的情况生产硫酸铵､磷酸一铵或硝酸铵化肥,并连产高纯度的SO2气体｡浓缩后的SO2气体可用于生产高质量的工业硫酸｡吸收塔的吸收温度在50ºC左右,SO2吸收率大于95%,吸收后的烟气进入再热器,升温到大于70ºC,进入烟囱排放,吸收塔为多级循环吸收,一般级数为3~5级｡此工艺吸收塔出口烟气中NH3含量低,氨损耗小;吸收液的循环量小､液气比小､能耗低｡2.3.4 主要工艺参数及使用效果氨法脱硫技术的主要工艺参数及适用效果见表10｡氨法脱硫过程中会产生氨逃逸,必须加装静电除雾器或超声波团聚器等颗粒物捕集装置,减少对环境的二次污染;氨法脱硫工艺理论上可实现废水零排放,但由于吸收液循环利用过程中内杂质富集过多,影响脱硫稳定运行,需定期净化处理后外排｡海水中含有相当数量的OH-､HCO3-､CO32-等碱性离子,pH值约为8,从而使海水具有较强的吸收SO2和酸碱缓冲能力｡海水烟气脱硫技术就是利用天然海水的这种特性,脱除烟气中SO2,再用空气强制氧化为硫酸盐溶于海水中的一种湿式烟气脱硫方法｡系统脱硫效率可达98%以上｡海水法烟气脱硫技术是以海水为脱硫吸收剂,除空气外不需其它添加剂,既保护环境,又节约石灰石和淡水资源,且工艺简洁,运行可靠,维护方便｡通过优化塔内烟气流场分布､液气比､加装海水均布装置等手段,可实现SO2达标或超低排放｡但受地域限制,仅适用于拥有较好海域扩散条件的滨海火电厂,且其平均燃煤含硫率不宜高于1%｡洗涤烟气后的海水pH值和盐度等指标发生变化,需经处理达到当地海域水质环境要求后,才可直接排放｡当烟气中有O2和水蒸汽时,利用活性焦表面的催化作用,将其吸附的SO2氧化为SO3,SO3再和水蒸气反应生成硫酸｡随着活性焦表面硫酸的增加,活性焦的吸附能力也逐渐降低,因此需通过洗涤或加热方式再生｡技术特点是可节水80%以上,适合水资源匮乏地区;脱硫温度在140℃左右,烟气不用再热;腐蚀性小｡可实现硫的资源利用,对环境二次污染小,在活性焦输送､筛分过程中产生粉尘｡该技术需在较低气流速度下进行吸附,故所需活性焦体积较大,且运行中活性焦存在磨损､失活等问题｡该技术脱硫效率大于95%,同时具有脱硝､除汞等功能,在国内电力行业尚无工程应用｡有机胺SO2脱除技术是利用专用有机胺作为吸收剂吸收烟气中的SO2,再将SO2解析出来形成纯净的气态SO2;解析出来的SO2送入常规硫酸生产流程中,进行硫酸的生产｡该技术脱硫效率可99.8%,回收利用SO2形成硫酸,无二次污染｡但是,有机胺脱硫法对脱硫原烟气中粉尘､氯､氟含量要求较严,需对原烟气进行高效预处理,此外有机胺的抗氧化性以及脱硫过程中生成的热稳定盐脱除问题需进一步研究解决｡专用有机胺价格昂贵､一次投资大,运行能耗和成本较高｡国内仅有一个工程应用｡生物脱硫技术是将生物脱硫技术和洗涤技术相结合,用可不断再生的碱溶液将烟气中的SO2洗涤进入液相后,利用需氧､厌氧菌的生物特性将SO2转化成硫磺的资源化脱硫技术｡利用高浓度化学需氧量(COD)废水作为微生物的营养源,以污治污｡整个工艺流程水耗低､产品利用价值高,具有典型的循环经济特点｡国内有少量工程应用｡石灰石-石膏法､烟气循环流化床法､海水脱硫､氨法脱硫等技术均可实现火电厂SO2达标排放,但不同的脱硫工艺,由于其吸收剂种类､吸收剂在脱硫塔内布置､输送方法不尽相同,导致不同脱硫工艺的适用范围也各有侧重｡烟气循环流化床脱硫技术主要以消石灰粉或消石灰浆液为吸收剂,一般脱硫效率在93%~98%之间,对于烟气中SO2浓度在3000mg/m3以下的中低硫煤,SO2排放浓度可满足100mg/m3的要求｡适合于300MW等级燃煤锅炉及中小型工业锅炉的SO2污染治理,并已在600MW等级燃煤机组进行工程示范,对循环流化床锅炉增加炉外脱硫改造和缺水地区更为适用｡氨法脱硫技术的脱硫吸收剂主要采用氨水和液氨,脱硫效率在95%以上,脱硫系统阻力小于1600Pa｡氨法脱硫技术对煤种､负荷变化均具有较强的适应性,适用于各种煤种的新､改､扩建火电厂的SO2治理,尤其适用于附近有稳定氨源､且电厂周围环境不敏感､机组容量在300MW以下燃用中､高硫煤的电厂｡海水脱硫技术利用海水天然碱性实现SO2吸收,系统脱硫效率可达98%以上｡对于入口SO2浓度低于2000mg/m3的滨海电厂且海水扩散条件较好,并符合近岸海域环境功能区划要求时,可以选择海水脱硫｡以石灰石-石膏法为基础的多种湿法脱硫工艺(传统空塔､复合塔､pH分区)适用于各种煤种的新､改､扩建火电厂的SO2治理,实现达标排放,但基于脱硫浆液在塔内传质吸收方式的差异,上述工艺在脱硫效率､能耗､运行稳定性等指标方面也各不相同,应统筹考虑,选择适用于不同烟气SO2浓度条件下的达标排放技术｡上述各种技术的达标适用性见表12｡SO2超低排放技术应采用成熟可靠､运行安全稳定､技术经济合理的脱硫工艺技术,满足在电厂规定的原烟气SO2浓度范围内实现排放低于35mg/m3,并需优先考虑脱硫装置的长期运行的可靠性和稳定性｡基于石灰石浆液吸收SO2并生成石膏的湿法脱硫工艺是当前应对各类煤种实现SO2超低排放的最佳可行技术;另一方面,火电厂污染物超低排放要求排放烟气同步实现颗粒物小于10mg/m3､SO2小于35mg/m3､NOx小于50mg/m3,因此各类石灰石-石膏湿法脱硫工艺在确保SO2达到超低排放限值前提下还应考虑协同脱除颗粒物效率｡对于烟气SO2浓度在1000mg/m3以下的低低硫煤,传统空塔喷淋石灰石-石膏法是超低排放最佳可行技术;对于烟气SO2浓度在1000~2000mg/m3的低硫煤,旋汇耦合､沸腾泡沫､旋流鼓泡､双托盘均流增效板等复合塔脱硫技术和单塔双循环､双塔双循环､单塔双区等空塔pH分区技术是超低排放最佳可行技术,该类脱硫工艺系统协同除尘效率按60%~70%计｡对于烟气SO2浓度在2000-6000mg/m3之间的中硫煤,复合塔技术为超低排放最佳可行技术,但是系统能耗将有所增加;pH分区技术亦为超低排放最佳可行技术,但设备造价､占地上升｡结合高效除尘除雾装置,雾滴浓度可控制在20mg/m3以下,整个系统协同除尘效率可按60%~80%计｡对于烟气中SO2浓度在6000mg/m3以上的高硫煤,空塔pH物理分区技术为超低排放最佳可行技术,旋汇耦合也可作为最佳可行技术｡结合高效除尘除雾装置,雾滴浓度可控制在20mg/m3以下,整个系统协同除尘效率可按60%~80%计｡在拥有较好海域扩散条件的滨海火电厂,入口烟气SO2浓度在2000mg/m3以下,海水脱硫是最佳可行技术｡加装三级除雾器等高效除雾器后,脱硫系统协同除尘效率可按50%~60%计｡对于缺水地区入口烟气SO2浓度在1500mg/m3以下300MW级以下的低硫煤机组或有炉内脱硫的CFB机组,烟气循环流化床脱硫技术可为超低排放最佳可行技术｡对于电厂周围有稳定氨源且厂址附近居民较少､环境不敏感的300MW级以下的煤电机组,氨法脱硫技术可为超低排放最佳可行技术,关键是要解决氨逃逸问题,确保颗粒物实现超低排放｡
