国外燃煤电厂烟气脱硫技术综述

北极星电力网技术频道作者:张基伟 2000/7/27 0:00:00

关键词: 脱硫技术燃煤电厂烟气脱硫

【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SO₂

Summary of Flue Gas Desulfurization Technology of Coal Fired Power Plant Abroad

Abstract　Flue gas desulfurization technology of coal fired power plant abroad achieved greater development. Wet type desulfurization technology is employed more extensively, accounting for about 85%. Other technologies such as sprayed dry type desulfuryzation etc. have better achievement as well U.S., Germany, Japan etc. industrialized countries have widely adopted desulfurization measures in coal fired power plants, enacted strict environmental protection laws and regulations, set SO₂ emission standard of flue gas for coal fired power plants, thereby the surrounding environmental pullutionis alleviated.
Key words　coal fired power plant　environmental protection　desulfurization technology　flue gas　SO₂

1　国外常用的脱硫技术

　　近年来，世界各发达国家在烟气脱硫(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200 610 MW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5 000 MW)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1　LIFAC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6.589×10⁶ m³/h，相当于装机容量2 150 MW，其中单项工程最大处理烟气量为1.125×10⁶ m³/h，相当于装机容量375 MW。烟气中SO₂浓度在21～6 500 mg/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	×500	已运行7 a	0.35	85	海湾
2	Tata(Ⅱ)	印度	×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	0.40	92	海岛
6	Longannet	英　国	4×600	已批环境评价、有中试	0.70	90	河口
7	Cogentrix	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——800 kV(36 kV)×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1 000 m³/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(10 000 m³/h)、新名古屋电厂(1 200 m³/h)，美国Indianapolis的电子束烟气处理中试厂(PDU)(6 800～25 496 m³/h)、德国的Badenwerk燃煤电厂(20 000 m³/h)，波兰(20 000 m³/h) 和华沙某100 MW燃煤电厂(27 000 m³/h)和我国的成都热电厂一台200 MW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500 kW(600 mA)的高频高压加速器，功率为1.5 MW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32 815 MW，扣除退役机组2 136 MW，净增加容量30 679 MW，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42.5～566 m³/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

状　况	数量/套	总控制容量/MW	相当洗涤容量/MW
运行中的	135	57 899	54229
建设中的	15	8 320	8 054
已签合同的	13	9 216	9216
有协议的	2	1 780	1 780
仅有脱硫计划	41	22 948	22 363
合　计	206	1 000 208	95 687

表5　　美国火电厂SO₂排入标准

附加条件	浓度限值/mg^.m^-3	要求的脱硫效率 η_SO₂/%
严格的	675	≥90
一般的	1 347	≥70

表6　　美国的烟气脱硫技术

工艺	运行中的		建设中的		已订合同的		合　计		备　注
工艺	数量/套	容量/MW	数量/套	容量/MW	数量/套	容量/MW	数量/套	容量/MW	备　注
石灰石法	60	26 008	9	5 564	8	5 405	77	36 977	湿法、不可再生
石灰法	39	17 113	—	—	2	2 036	41	19 149	湿法、不可再生
碳酸钠法	6	1 505	1	550	2	1 100	9	3 150	湿法、不可再生
双碱法	5	1 963	1	265	—	—	6	2 228	湿法、可再生
石灰法	12	3 893	3	1 510	1	720	16	6 123	干法、不可再生
碳酸钠法	1	44	—	—	—	—	1	440	干法、不可再生
石灰石法	2	624	1	165	—	—	3	789	不可再生、产物回收
W-L法	7	1 958	—	—	—	—	7	1 958	可再生、产物回收
氧化镁法	3	724	—	—	—	—	3	724	可再生、产物回收

　　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300 MW(相当于电功率120 MW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400 mg/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1 000 t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

燃　料	飞　灰	CO	NO_x	SO₂
煤	50	250	200 (液态排渣为400)	400
油		176	150	400
可燃气		100	100	35

　　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75 kV。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38 GW)安装了159套烟气脱硫设备，电厂的SO₂排放量由1982年的1.55 Mt(占原联邦德国排放总量的54%)下降到1991年的0.2 Mt(占SO₂排放总量的20%)。从1982年到1991年原联邦德国还共投资70亿马克为60座电厂(总装机量28 MW)装备了131套脱硝装置，使NO_x的排放量从每年的74×10⁴ t，下降到21×10⁴ t，减少了72%。这131套脱硝装置的总运行费用为16亿马克。
　　德国化学方法脱硝措施分为选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法和脱硫脱硝综合法，SCR法占95%。德国《联邦防污染法》第13款对德国的火电厂环保事业起了根本性的推动作用，如今德国的火电厂在政府和法庭的干预下严格执行这一法规，且关键性的监测设备如CEMS、DAS等均要取得TUV认证并接受政府部门的检查。
　　此外，德国的Lurgi公司正在进行循环流化床烟气脱硫系统新工艺的工业示范试验工作。此工艺主要是有一台直立的循环流化床燃烧器，石灰、水和烟气在其中均匀地配合，加快化学反应的传热和传质过程，对于含SO₂450～900 mL/L的烟气，脱硫效率可达93%～97%，而且缩短了脱硫设备的高度和占地面积，降低了材料的耐腐蚀要求，从而大大降低了设备造价和运行维护费用。
　　我国环境科学院大气所、武汉水利电力大学等单位也正从事此项技术的研究、开发，某些关键技术指标还优于德国技术，是一项很有发展前途的——多相流循环流化床脱硫技术。

4　日本的烟气脱硫技术及应用

　　日本的烟气脱硫主要采用湿法和回收法，其中湿法石灰石-石膏法约占总容量的一半，其次是亚铵法(约占24%)、双碱法(约占16%)。
　　日本的三菱重工、川崎重工、日立造船、巴威-日立、千代田、石川岛播磨重工、荏原等公司先后向中国介绍了多种脱硫工艺，其中包括湿法石灰石/石膏法、喷气沸腾简易脱硫法、高速平流湿法、炉内喷钙加湿活化法、气悬浮体吸收法、旋转喷雾法、电子束加氨脱硫法等等。
　　我国的华能珞璜电厂一期工程2×360 MW机组配套引进日本三菱重工的湿法石灰石-石膏法脱硫系统，脱硫效率达95%以上。太原一热和黄岛电厂脱硫项目系日本政府绿色援助计划“赠款试验项目”，分别采用巴威-日立的简易湿法和旋转喷雾半干法脱硫工艺。
　　日本荏原公司在成都第一热电厂完成了电子束脱硫工业示范工程。
　　日本Chivoda湿法喷气沸腾式脱硫工艺的核心是射流沸腾反应器。烟气以沸腾状态通过浆液，在反应器内集中进行吸收、氧化、形成石膏、结晶和中和作用，从而省了再循环泵、雾化喷嘴、氧化槽和浓缩装置等，节约了电耗、减少了易结垢和堵塞的部件，运行可靠性大为增加。这种工艺在日本用于燃烧低硫煤的工业装置。在美国应用此工艺已有一台40 MW工业装置投入运行，另一台100 MW示范装置正在建设。我国重庆长寿化工厂也已采用此项技术，预计脱硫效率大于70%。

5　结束语

　　目前，世界各国日益重视由锅炉燃烧所生成的烟尘、SO₂和NO_x所造成的环境危害，特别是一些发达的工业化国家，已制定了严格的法律、法规和技术保障措施，控制锅炉燃烧过程中的污染物生成，并采取措施减少其排放量。
　　以上综合介绍了国外较成熟的烟气脱硫技术和几个主要工业发达国家燃煤电厂烟气脱硫技术及使用情况，以促进我国燃煤电厂对烟气脱硫的重视和脱硫技术的发展。

作者单位：张基伟　福建厦门华电电站装备公司

参考文献

1　S.Gramelt.石灰石/石膏法烟气脱硫(FGD).北京国际烟气脱硫研讨会，1996
2　日本三菱重工(株).三菱重工烟气脱硫技术介绍.北京国际烟气脱硫研讨会，1996
3　IHI CORP.土屋博隆. Flue Gas Desulfurization System，1997
4　USA EPA. Code of Federal Ragulations 40 Part 60 & Part 75，1995
5　USA The McGraw-Hill Companies. POWER，Jan.1996～June. 1997
6　SA Teknik a/s Denmark. SATGAS 1200 W Analysis System CO, SO₂ & NO_x. Projekt nr.200242
7　董学德，彭斯干、唐崇武、丁　伟.烟气海水脱硫技术及其应用.中国电力，1996(10)

来源：中国电力

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