大型锅炉的脱硫与脱硝.doc

我国火电厂烟气脱硫产业化的现状及有关建议摘要 近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，烟气脱硫产业化取得了重大进展，国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排二氧化硫的需要。 一、火电厂烟气脱硫产业化取得重大进展 2005年底，我国建成投产的烟气脱硫机组容量由2000年的500万千瓦上升到二、存在的主要问题 （一）烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，烟气脱硫产业化取得了重大进展，国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排二氧化硫的需要。 一、 火电厂烟气脱硫产业化取得重大进展 2005年底，我国建成投产的烟气脱硫机组容量由2000年的500万千瓦上升到了5300万千瓦，增长了近10倍，约占火电装机容量的14%，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。目前，已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况一样，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫仍是主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法占90%以上。总体看，我国烟气脱硫产业已具备了年承担近亿千瓦装机脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。 （一）脱硫设备国产化率已达90%以上。石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等，国内已具备研发和生产加工能力。如石家庄泵业有限公司生产的系列脱硫浆液循环泵已应用于96个脱硫工程；成都电力机械厂生产的脱硫增压风机已应用于100个脱硫工程；上海锅炉厂生产的气气换热器已应用于60个脱硫工程。从设备采购费用看，石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术设备、材料国产化率达到90%左右，部分烟气脱硫工程国产化率超过了95%，其它工艺技术的设备国产化率大于90%。 （二）烟气脱硫主流工艺技术拥有自主知识产权。通过自主研发和引进、消化吸收再创新，我国已拥有了30万千瓦级火电机组自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并经过了一年以上的工程实践检验。如苏源环保工程股份有限公司研发的具有自主知识产权的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，已成功应用于太仓港环保发电有限公司二期2300MW烟气脱硫工程；北京国电龙源环保工程有限公司在引进德国技术基础上消化、吸收和再创新，拥有了自主知识产权的石灰石石膏湿法烟气脱硫技术，并成功应用于江阴苏龙发电有限公司三期2330MW烟气脱硫工程。以上两个工程项目经过一年多的实际运行检验，并通过了工程后评估，专家认为两公司拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术都具有成熟、可靠、适用性强的特点，达到了国际先进水平。其它工艺技术我国大多也拥有自主知识产权，只是应用于机组容量20万千瓦及以下火电机组，有些刚刚投运或正在施工建设，有待实践检验。 （三）具备烟气脱硫工程总承包能力。截止2005年底，具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10万千瓦及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家；其中，合同容量超过200万千瓦装机的公司有17家，超过1000万千瓦装机的公司有7家。北京国电龙源环保工程有限公司总承包合同容量达到了2471万千瓦。 （四）脱硫工程造价大幅度降低。由于烟气脱硫设备国产化率大幅度提高及市场竞争等因素，烟气脱硫工程造价大幅降低，如30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由最初的1000多元（人民币，下同）降到目前的200元左右。20万千瓦及以下现有火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价也降至250元以下。二、存在的主要问题 （一）烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。采用国外技术，要向国外公司支付技术引进费和技术使用费。据初步测算，已向国外公司支付技术引进费约3.2亿元，技术使用费约3亿元。 （二）脱硫市场监管急需加强。近几年，由于脱硫市场急剧扩大，一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定，脱硫公司良莠不齐，一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外，对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力，部分工程招投标存在走过场现象。 （三）部分脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映，目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策没及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为获经济利益，故意停运脱硫设施。 三、建议 （一）加大脱硫技术自主创新力度。国家加大资金投入，支持烟气脱硫的自主创新。对于引进的脱硫技术，创新的重点是降低工程造价和降低系统能源消耗。对于原始创新的，特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术，创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术。对于已有工程业绩的脱硫技术，创新的重点是副产品的有效利用和完全处置。对于关键设备，创新的重点是提高设备可靠性和使用寿命。 （二）加强脱硫产业化管理。严格市场准入，实行脱硫公司资质管理制度，通过市场竞争实现优胜劣汰；细化相关规定，加强对招投标活动的管理和监督；加强脱硫工程后评估，并将后评估结果作为脱硫公司资质审核的重要内容。建立健全烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范，提高烟气脱硫整体技术水平。 （三）充分发挥政府、行业组织、企业在二氧化硫控制中的作用。火电厂二氧化硫控制涉及政府、行业组织、企业等各个方面，必须充分发挥各方面的作用。政府部门要坚持依法行政，同时确保引导性政策如电价政策到位。加强对烟气连续监测系统的建设和管理，对烟气脱硫设施运行进行有效监督，加大对二氧化硫超标排放企业的处罚力度。企业是实施烟气脱硫工程的主体，必须按照法律、法规和标准的要求，确保二氧化硫稳定达标排放。进一步发挥行业协会等中介组织的作用，建立有效的行业自律体系。最常用的几种烟气脱硫技术的优缺点摘要：本文阐述了烟气脱硫当中的几中脱硫技术之间的优缺点。 关键词：烟气脱硫 高脱硫率工艺 中脱硫率工艺 低脱硫率工艺 前言 我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等，伦敦正是由于光化学烟雾的原因，整天被雾所笼罩着，所以才会有雾都之称。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。 中国的能源消费占世界的8%9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。为此1995年国家颁布了新的大气污染防治法，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的低费用、低耗本的脱硫技术。正文 烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。从烟气脱硫技术的种类来看，除了湿式洗涤工艺得到了进一步的发展和完善外，其他许多脱硫工艺也进行了研究，并有一部分工艺在燃煤电厂得到了使用。烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一，根据脱硫工艺脱硫率的高低，可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。 湿法烟气脱硫工艺是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。但由于湿法烟气脱硫技术具有投资大、动力消耗大、占地面积大、设备复杂、运行费用和技术要求高等缺点，所以限制了它的发展速度。 半干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂以浆液状态进入吸收塔（洗涤塔），脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程。 干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂进入吸收塔，脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程，干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点，但存在着钙硫比高、脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。 自20世纪80年代末，经过对干法脱硫技术中存在的主要问题的大量研究和不断的改进，现在已取得突破性进展。有代表性的喷雾干燥法、活性炭法、电子射线辐射法、填充电晕法、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、炉内喷钙尾部增湿法、烟气循环流化床技术、炉内喷钙循环流化床技术等一批新的烟气脱硫技术已成功地开始了商业化运行，其脱硫副产物脱硫灰已成功地用在铺路和制水泥混合材料方面。这一些技术的进步，迎来了干法、半干法烟气脱硫技术的新的快速发展时期。 传统的石灰石/石膏法脱硫与新的干法、半干法烟气脱硫技术经济指标的比较见表1。表1说明在脱硫效率相同的条件下，干法、半干法脱硫技术与湿法相比，在单位投资、运行费用和占地面积的方面具有明显优势，将成为具有产业化前景的烟气脱硫技术。 本文主要论述了高脱硫率工艺湿式洗涤工艺，主要是石灰石石膏工艺；中脱硫率工艺喷雾干燥工艺、炉内喷钙加湿活化工艺、烟气循环流化床和电子束照工艺；低脱硫率工艺炉内喷射工艺和管道喷射工艺。 1低脱硫率工艺 脱硫率70% 低脱硫率工艺主要包括炉内喷射工艺和管道喷射工艺。这些工艺的特点是投资费用低，但运行成本高，在煤中含硫量高。此工艺适用于剩余寿命短或现场安装空间有限的调峰机组的改造。 低脱硫率的烟气脱硫工艺的特征特性 脱硫工艺 炉内喷钙 管道喷射 SO2脱除率（%） 35%50% 50%70% 使用的吸收剂 石灰 石灰石 石灰 脱硫副产品的处置与利用 灰场堆放 土地回填 灰场堆放 土地回填 对电厂现有设备的影响 由于灰量增加，除尘器效率应提高 对烟气压降影响最小 由于灰量增加，除尘器效率应提高 对烟气压降影响最小 对电厂的发电机组和设备运行的影响 锅炉水冷壁管有结焦的可能 空预器堵塞 粉尘排放增加 电耗增加很少 无废水排放 飞灰综合利用困难 烟道中可能会积灰 电耗增加很少 水耗增加很少 飞灰综合利用困难 运行经验 已经有商业化运行 供应厂商不多 示范运行 供应厂商不多 费用 约为机组投资3% 运行费用高 约为机组投资3% 运行费用高 以上表格内容是低脱率工艺的二种工艺的特性总结。 2中脱硫率工艺 脱硫率70%90% 中等脱硫技术包括三种工艺：炉内喷钙加增湿活化工艺（LIFAC），烟气循环流化床（CFB，包括喷钙和常规）和喷雾干燥工艺。与低脱硫效率的工艺相比，脱硫效率有所提高，运行费用相对减少，设备较复杂，因而投资费用增加。与高效率的湿法工艺相比具有启停方便，负荷跟踪能力强的特点。适用于燃用中低含硫量的现有机组的脱硫改造。 (1) LIFAC脱硫技术是由芬兰的Tampella公司和IVO公司首先开发成功并投入商业应用的该技术是将石灰石于锅炉的8001150部位喷入，起到部分固硫作用，在尾部烟道的适当部位（一般在空气预热器与除尘器之间）装设增湿活化反应器，使炉内未反应的CaO和水反应生成Ca(OH)2,进一步吸收SO2,提高脱硫率。 LIFAC技术是将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到实现。 LIFAC技术具有占地小、系统简单、投资和运行费用相对较、无废水排放等优点，脱硫率为6080；但该技术需要改动锅炉，会对锅炉的运行产生一定影响。我国南京下关电厂和绍兴钱清电厂从芬兰引进的LIFAC脱硫技术和设备目前已投入运行。 (2) 炉内喷钙循环流化床反应器脱硫技术是由德国Sim-mering Graz Pauker/Lurgi GmbH公司开发的。该技术的基本原理是：在锅炉炉膛适当部位喷入石灰石，起到部分固硫作用，在尾部烟道电除尘器前装设循环流化床反应器，炉内未反应的CaO随着飞灰输送到循环流化床反应器内，在循环硫化床反应器中大颗粒CaO被其中湍流破碎，为SO2反应提供更大的表面积，从而提高了整个系统的脱硫率。 该技术将循环流化床技术引入到烟气脱硫中来，是其开创性工作，目前该技术脱硫率可达90以上，这已在德国和奥地利电厂的商业运行中得到证实。在此基础上，美国EEC(Enviromental Elements Corporation)和德国Lurgi公司进一步合作开发了一种新型烟气的脱硫装置。在该工艺中粉状的Ca(OH)2和水分别被喷入循环流化床反应器内，以此代替了炉内喷钙。在循环流化床反应器内，吸收剂被增湿活化，并且能充分的循环利用，而大颗粒吸收剂被其余粒子碰撞破碎，为脱硫反应提供更大反应表面积。 本工艺流程的脱硫效率可达95以上，造价较低，运行费用相对不高，是一种较有前途的脱硫工艺。(3) 喷雾干燥法烟气脱硫技术是一项发展最成熟的烟道气脱硫技术之一。该技术采用了旋转喷雾器，投资低于湿法工艺，在全世界范围内得到广泛应用，在西欧的德国、意大利等国家利用较多。对中高硫燃料的SO2脱硫率能达到80-90%。 该技术的基本原理是由空气加热器出来的烟道气进入喷雾式干燥器中，与高速旋转喷嘴喷出的充分雾化的石灰、副产品泥浆液相接触，并与其中SOX反应，生成粉状钙化合物的混合物，再经过除尘器和吸风机，然后再将干净的烟气通过烟囱排出，其反应方程式为： SO2 + Ca(OH)2 CaSO3 + H2O SO3 + Ca(OH)2 CaSO4 + H2O 该技术一般可分为吸收剂雾化、混合流动、反应吸收、水汽蒸发、固性物的分离五个阶段，与其它干燥技术相比其独特之处就在于吸收剂与高温烟气接触前首先被雾化成了细小的雾滴，这样便极大增加了吸收剂的比表面积，使得反应吸收及传热得以快速进行。其工艺流程如图1所示【3】。该技术安装费用相对较低，一般是同等规模的石膏法烟气脱硫系统的70%左右。但存在着石灰石用量大、吸收剂利用率低及脱硫后的副产品不能够再利用的难题，故该技术意味着要承担双倍的额外费用，即必须购买更多的石灰石和处理脱硫后的副产品，然后还要将其中的一部分花钱倒掉。 3.高脱硫率工艺 脱硫率90% 湿法烟气脱硫工艺是目前脱硫率最高的FGD技术，一般在Ca/S为1.05左右，脱硫效率达到90%以上。湿法工艺包括了许多不同类型的工艺流程，但是使用最多的还是以石灰石作为吸收剂的石灰石/石灰石膏烟气碚硫工艺。根据吸收塔的型式不同，石灰石/石灰石膏工艺又可分为三类：逆流喷淋塔，顺流填料塔和喷射流泡反应器。 高脱硫率烟所脱硫工艺的特征 特性 FGD工艺 逆流喷淋塔 顺流填料塔 喷射流泡反应器 脱硫效率（%） 9095%以上 9095%以上 9095%以上 使用的吸收剂 石灰或石灰石 石灰或石灰石 石灰或石灰石 脱硫副产品的处置和利用 商业化石膏、堆入灰场、回填 商业化石膏、堆入灰场、回填 商业化石膏、堆入灰场、回填 对电厂现有设备的影响 对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为1.2-1.4kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀 对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为1.2-1.4kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀 对除尘器没有影响、吸收塔烟气压降为2.4-3.6kPa、烟气对烟道和烟囱有腐蚀 对发电机组的影响 电耗大、水耗增加 电耗大、水耗增加 电耗大、水耗增加 运行经验 许多全尺寸电厂应用实例、多年运行经验 若干全尺寸电厂应用实例、若干运行经验 全尺寸电厂应用实例较少、若干运行经验 费用 约投资占电厂10%运行费用较少 约投资占电厂10%运行费用较少 约投资占电厂10%运行费用较高 除上述所说的几种脱硫技术外还有：电子射线辐射法烟气脱硫技术、填充式电晕法烟气脱硫技术、荷电干式吸收剂喷射脱硫系统（CDSI）、干式循环流化床烟气脱硫技术等在烟气脱硫中都有各自不同的优劣。 目前对现有的机组进行烟气脱硫技术改造方面投入了大量的精力，正在多个领域展开研究工作，其中在干法烟气脱硫方面研究较多的是循环流化床烟气脱硫技术及电子射线辐射法烟气脱硫技术，电晕法烟气脱硫技术目前研究的也较多。烟道气脱硫技术最显著改造之一是吸收器规格的增大，采用单个吸收器，据报道安装一台脱硫装置可服务于两台大型锅炉的烟气脱硫装置，以这种方式增大设备规格，大大降低了投资成本。研究与开发出一种新的烟气脱硫装置是烟气脱硫技术的发展趋势之一。其研发方向为SO2脱硫率高、可靠性强、辅助耗电低、采用单个吸收器、副产品可售或可利用，为保障这些技术要求，应该在脱硫技术的工艺、设备和材料方面进行进一步研究。 参考文献： 1胡金榜,王风东等.喷雾干燥法烟气脱硫的实验研究.环境科学.2001(8)2326 2李广超.大气污染控制技术.第一版,北京,化学工业出版社.2001.5,142144 3马广大等.大气污染控制工程,第一版.北京.中国环境科学出版社.1985 4马果骏.燃煤电厂烟气脱硫技术概况.中国环境保护产业协会.2004.1 烟道气生物脱硫技术进展摘要：本文简述了烟道气脱硫技术的进展，并主要介绍了生物脱硫的原理及应用前景。 关键词：烟道气 生物脱硫 一、烟道气脱硫技术进展1.1 湿法烟气脱硫技术湿法脱硫的优点是：硫氧化物的吸收反应速度快 ,设备体积小，建设费用较低，建筑用地较少，二次污染减少。缺点是：由于排烟温度降到 60左右，排烟的散效果差；需要大量的水。1.1.1石灰/石灰石石膏法湿法烟气脱硫应用最为广泛，占脱硫总装机容量的83.02%，而其中占绝对统治地位的石灰/石灰石石膏法是目前世界上最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺。该法最早是由美国Eschellman在1909年提出来的，1931年美国Battersea电站建成了第一套石灰/石灰石脱硫系统。在该工艺中 ,石灰石或石灰洗涤剂与烟气中SO2反应 ,反应产物硫酸钙在洗涤液中沉淀下来 ，经分离后即可抛弃也可以石膏的形式回收。80年代，随着吸收塔、吸收槽内腐蚀和结垢问题的解决，新设备、新技术以及电子计算机的使用都使得该法更具有生命力。目前，该法已在很大程度上进行了改进和完善，比较常用的技术如传统的双碱法、由德国鲁奇公司于 80年代末开发的CFB-CFB新型脱硫工艺、日本开发的煤灰干式脱硫法以及黄磷和碱水乳液法等。该过程存在的主要问题是：当SO2的浓度波动时，脱硫剂石灰粉末或浆液的投入量难以控制，吸收塔中的吸收液不能处于最佳吸收状态，影响脱硫率；低值副产物石膏还有待于解决含水率高和综合利用的问题；整体装置和运行费用仍偏高；脱硫效率不高。1.1.2海水脱硫工艺海水脱硫是近年来发展起来的一项新技术。该工艺利用天然的纯海水作为烟气中SO2的吸收剂，无需其它任何添加剂，也不产生任何废弃物，具有工艺简单、系统运行可靠、脱硫效率高等特点。1.1.3液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术该技术是清华大学的专利技术，液柱喷射烟气脱硫除尘集成系统主要由脱硫反应塔、脱硫及制备系统、脱硫及产物处理系统、控制系统和烟道系统组成，其中液柱反应塔是其核心装置。该技术投资低，脱硫率达85以上，脱硫剂的利用率为90以上 ,除尘效率达95以上 ,运行成本低 ,脱硫成本每千克SO2约为 0.45元。脱硫产物主要是CaSO4，可以用作建筑材料和盐碱地的改造。1.1.4其它湿法工艺除前述的传统方法外 ,还有MgO法、亚硫酸铵法、Wellman-Lord法、柠檬酸钠磷酸钠法和千代田法、液相湿式生物还原法等。通常可根据原材料来源及副产物销路，合理选用。1.2 半干法烟气脱硫技术半干法脱硫工艺的特点是，反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状，脱硫废渣一般抛弃处理。喷雾干燥法属于半干法脱硫工艺，该工艺利用石灰石浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器与SO2边反应边干燥。在反应器出口，随着水分的蒸发，形成干的混合颗粒物。该法可脱除70 %95%的SO2。另外由于喷雾干燥法的操作是在近似绝热饱和温度下进行的，为使喷雾干燥器稳定运行，要求控制吸收液的加入量，这使操作变得较为困难。1.2.1旋转喷雾干燥法旋转喷雾干燥法是用碱性吸收剂的悬浮液或溶液通过高速旋转雾化器雾化成细小的雾滴喷入吸收塔中，并在塔中与经气流分布器导入的热烟气接触，水蒸气和碱性吸收液在湿干两种状态下同SO2反应，干燥产物则在气液后侧用除尘器除去。1.2.2炉内喷钙增湿活化法此法是在炉内喷钙的基础上发展起来的，即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器和除尘器之间加装一个活化反应器，喷水增湿，促进脱硫反应，脱除烟气中的SO2 。1.3 干法烟气脱硫技术干法脱硫的工艺特点是，反应在无液相介入的完全干燥状态下进行，反应产物为干粉状。其主要优点是能处理大量的排烟，排出烟气的温度下降比较小，对烟囱周围地区来说，由于烟雾而引起的二次污染较少，用水量少。缺点是由于硫氧化物的吸收反应速度慢，因而排烟设备体积大，建设费用高。1.3.1荷电干式喷射脱硫法该法的作用原理是，吸收剂以高速通过高压静电电晕充电区后，在其表面上形成静电荷，由于同种电荷相互排斥，使吸收剂颗粒很快在烟气中扩散，形成均匀的悬浮状态，从而增加与SO2反应的机会。此外由于离子的电晕，可增强其活性，缩短反应所需滞留时间，从而有效提高脱硫率。该法的缺点是，脱硫率低，吸收剂利用率不高。1.3.2电子束法电子束是采用高能电子束照射烟气 ,使烟气中的N2、O2和水蒸气被激活 ,电离甚至裂解，产生大量离子及自由基等活性离子。由于它们的强氧化性，使SO2被氧化为SO3，这些高价的硫氧化物与水蒸气反应生成雾状的H2SO4，产生的酸再与预先注入反应器中的NH3反应生成硫铵。1.3.3脉冲电晕法该法是利用等离子体产生的高能电子将HO-H及O-O健打开，使之成为自由基或活化粒子，这些自由基或活化粒子可与SO2及NOx反应。由于这些等离子体在常温下只提高电子的温度，而不提高离子的温度，故该法的能量效率比电子束法至少高两倍。此法可同时脱除烟气中的SO2、NOx及重金属。二、烟气生物脱硫原理烟气中的SO2通过水膜除尘器或吸收塔溶解于水并转化为亚硫酸盐、硫酸盐；在厌氧环境及有外加碳源的条件下，硫酸盐还原菌将亚硫酸盐、硫酸盐还原成硫化物；然后再在好氧条件下通过好氧微生物的作用将硫化物转化为单质硫，从而将硫从系统中去除。可以将烟气生物脱硫过程划分两个阶段，即SO2的吸收过程和含硫吸收液的生物脱硫过程。2.1吸收SO2的工作原理利用微小水滴的巨大表面积完成对烟气的吸收，从而使SO2从气相转入液相，并主要以亚硫酸根、硫酸根的形式存在。吸收效果与吸收液的比表面积、pH、碱度、温度等有关，但主要取决于吸收液的比表面积。该过程的主要反应如下：SO2(g)SO2(l) HSO3- + CH3OHHS- + CO2 + 2H2O 3SO32- + 4CH3OH3HS- + 3HCO3- + CO2 + 5H2OSO2(l) + H2OHSO3 + H+HSO3 SO32- + H+2SO32- + O22SO42-2SH- + O22S0 + 2OH-从方程可以看出，在SO2的吸收过程产生了H+。因此，吸收液必须有足够的碱度来中和H+,以保障吸收反应的持续进行。2.2 含硫吸收液生物脱硫的工作原理在厌氧环境下，富含亚硫酸盐。硫酸盐的水在硫酸盐还原菌的作用下（此处以甲醇作为硫酸盐还原的电子供体）：HSO3- + CH3OHHS- + CO2 + 2H2O3SO32- + 4CH3OH3HS- + 3HCO3- + CO2 + 5H2O在好氧条件下利用细菌将厌氧形成的硫化氢氧化成单质硫，并将单质硫颗粒予以回收。发生发应如下：2SH- + O22S0 + 2OH-很显然，该反应增加了系统循环液的碱性，与吸收过成导致吸收液酸性增加的反应互逆，这维持了整个系统pH的稳定，从而减少了系统运行时的药剂投加量。三、荷兰的BioFGD工艺 1992年，荷兰HTSE&E公司和Paques公司开发的烟道气生物脱硫工艺（BioFGD）标志着烟气生物脱硫技术领域达到了实用技术水平。3.1 BioFGD工艺流程90年代初，荷兰Wageningen农业大学在厌氧处理硫酸盐废水领域进行了大量研究，并开发了回收单质硫的生物脱硫工艺。荷兰HTSE&E公司和Paques公司将这一新技术应用于烟气生物脱硫工程：从1992年5月开始实验室运行，到1993年7月的中试运行，积累了不少经验，使工艺的发展日趋成熟。目前BioFGD工艺对中小型锅炉烟气治理已进入实用化阶段，其示范工程处理电厂废气量达200万m3/h。BioFGD工艺主要通过1个吸收器和2个生物反应器去除气体中的SO2。吸附器首先吸收烟气中的SO2，并且是唯一与气体接触的单元。在第1个反应器通过厌氧生物处理形成硫化物，在第2个反应器通过好氧生物处理将硫化物氧化成高质量的单质硫，其工艺流程如下图所示：BioFGD工艺包括4个主要部分：吸附器、厌氧反应器、好氧反应器、硫回收。（1）采用立式的喷淋塔作为吸附器，该吸附器与传统的氢氧化钠洗涤器作用相同。吸附器提供了雾化水滴，从而加速了气液传质过成，提高了液气比；该吸附器中SO2去除率与气液接触密切相关，同时pH的影响也至关重要。（2）厌氧反应器采用内循环反应器，在厌氧反应器中亚硫酸盐和硫酸盐被硫酸盐还原菌还原成硫化物，烟气吸收液中的烟尘与重金属硫化物的沉淀也被增长的生物物质所捕获并与剩余生物污泥一起除去。含有污染物的污泥可以在电厂与煤一起燃烧而不会产生另外的污染源。（3）好氧反应器采用气提反应器，在好氧反应器中好氧微生物将前一步形成的硫化物氧化成硫元素。与此同时，废液中的pH值得以回升这与吸附器中SO2吸附到水中引起pH值降低的反应互逆。吸收液由于相互抵消变成中性，从而可以减少药剂投加量，并削弱吸收液对吸附器的腐蚀。（4）将好氧反应器出水中的单质硫进行回收，回收工艺由气浮池、斜板沉淀池、真空转鼓过滤器等组成。回收硫中只有少量的微生物，其纯度达92。3.2 BioFGD工艺的中试结果 1993年HTSE&E和Paques公司首先将BioFGD工艺应用于规模为50MW电厂的烟气治理，在该处理系统顺利运转的基础上，BioFGD工艺被进一步放大在荷兰南部Ceertridenberg的600MW火力发电站建立了烟道气生物脱硫中试工厂。设备尺寸：吸附塔高6m；厌氧内循环反应器高10m、直径1m；好氧气提循环反应器高8m；利用斜板沉淀池以浓缩回收硫。烟气流量：20008000m3/h；SO2含量：3000mg/m3（这一规模相当于国内3t锅炉产生的废气水平）。 中试系统在启动6周内能培养出稳定的高温微生物并有75的SO2转化为单质硫，剩余的25转化为多联硫酸盐。经过6周后，系统满负荷运行在6.0kgSO2/h下，SO2几乎全部转化为单质硫。中试系统吸收液大部分循环利用，只生产少量的废水。根据中试研究可以得出，煤炭火力发电厂生产的高温有毒烟气用微生物处理是非常合适的。3.3 BioFGD工艺的技术经济比较在假定电厂用煤含硫率1.5、系统SO2去除率90的条件下，对BioFGD和LSFO两种工艺在300MW和600MW火力发电厂的投资和运行费用进行核算，最后最后确认BioFGD工艺的总投资费用比LSFO大约低30。BioFGD工艺投资低的主要原因是所需的吸收器容积负荷高得多，另外制造工艺处理设施的用料也大量减少。BioFGD工艺的费用与烟气中硫含量的大小有关，硫含量的大小与系统的外加碳源（如甲醇）的用量成正比；对于600MW发电厂，BioFGD工艺与LSFO工艺相比在浓度3g/Nm3时的费用最占优势。总之，多方面研究表明，对于规模50600MW发电厂，脱硫率90时BioFGD比LSFO工艺的费用低得多，而小型发电厂的优势则更为突出。3.4 烟气生物脱硫的优点（1）费用比石灰/石膏强制氧化工艺（LSFO）工艺低30；（2）高脱硫率（高达98）；（3）高价值的副产品单质硫；（4）吸收液全部循环利用；（5）改进现有的LSFO工艺费用低；（6）使用范围广，能够解决环境问题。3.5 BioFGD工艺的深入研究领域 BioFGD工艺从实验室经中试并最终应用于实际的烟气治理，其处理装置的最优化、运行条件的最优化、微生物物种的筛选确定、活性污泥附着状态的选择、外加碳源的进一步开发等等仍然是发展BioFGD工艺必须进行的研究项目。其中外加碳源即“电子供体”的筛选本着价格低廉、有机废物回用的原则进行，已确定乙醇、甲醇、合成气（即H2、CO、CO2的混合体）等可以作为SRB的外加碳源。Houlen研究表明，小规模装置（510kmolSO2/h）中实用合成气要为便宜。3.6 BioFGD工艺的应用领域BioFGD工艺可以应用于以下领域的脱硫：火力发电厂脱硫和中小锅炉的脱硫；硫酸生产厂（在这种情况下，产生的元素硫也可作为原料）；焚烧炉废气脱硫；化学和石油化学装置（炼油的酸性废气）。利用改进的BioFGD工艺从气体中去除硫化氢，这样的工艺适合于：天然气的净化；煤气净化。国产化是我国未来烟气脱硫的发展方向摘要：火电厂排放的二氧化硫形成的酸雨已严重危害人类生存环境，国家把解决烟气脱硫问题纳入国家大计之中，强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置，但是，烟气脱硫的关键技术和设备要靠进口，这样，一方面造成巨额资金外流，另一方面又会因备品备件问题影响生产，为此，文章分析了发展国产烟气脱硫技术及成套设备的可行性和必要性，并指出实现国产化烟气脱硫技术和设备是今后的必然发展方向。 关键词：火电厂烟气脱硫国产化环境保护 我国是世界上最大的煤炭消费国，煤炭占一次能源消费总量的70%左右。随着经济的迅猛发展，电力需求日益增加，煤炭消耗量亦迅速攀升，连续多年二氧化硫年排放量居世界首位。二氧化硫形成的酸雨覆盖了40%以上的国土面积，全国50%以上的城市遭受酸雨的影响，其中尤以西南、华中、华南、福建、上海、山东、山西等地区更为严重。酸雨严重的地方森林枯死、草地变黄、庄稼减产，建材腐蚀，严重危害人类生存环境。目前，我国已把解决烟气脱硫问题纳入国家大政方针并成为治理火电行业和化工行业首要解决的问题。我国虽从20世纪60年代初开始研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方面的原因，至今还不完全具备200MW以上机组烟气脱硫的设计和设备成套能力。随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，在未来10年内，至少有40GW以上火电装机容量需安装烟气脱硫装置，显然，这个任务太艰巨，所需的资金很庞大。因此，必须结合我国国情，加快烟气脱硫技术设备国产化的步伐。1我国烟气脱硫市场现状1.1目前国内烟气脱硫技术的引进、开发及实施状况 a)北京国电龙源环保公司引进了德国斯坦米勒公司的全套脱硫技术，并和该公司承担了北京第一热电厂、杭州半山电厂和重庆电厂三个脱硫示范项目的实施。这些项目是脱硫工程全过程技术引进，涉及到基本设计、详细设计、设备采购、组件制作、设备监造、土建和安装、调试和验收。通过消化吸收，总结经验，公司建立了FGD冷态试验基地，自主开发，开展针对性的研究，具备一年内承接多个火电厂脱硫项目的能力。b)浙江菲达公司是电除尘器领域的骨干企业，引进瑞典ABB公司的NID脱硫工艺，完成了浙江巨州化学工业公司自备电厂70MW机组(中型机组)的脱硫项目，设备投入运行后，工作状况一直相当稳定。由于公司在烟气脱硫领域多年，经验丰富，综合竞争力较强。c)福建龙净环保公司是我国环境保护产业的重点骨干企业，位居电除尘器行业前10强，在烟气处理（除尘）方面经验丰富，2001年引进了德国鲁奇能捷斯比晓夫公司脱硫工艺。现公司主要从事脱硫、除尘设备的设计制造、咨询服务及工程承包业务，承担着1999年国债专项资金建设的燃煤电站烟气除尘脱硫装置国产化项目。d)武汉凯迪电力公司从德国WULF公司引进RCFBFGD干法烟气脱硫技术，生产与单机容量为300MW以下的电站锅炉相配套的脱硫装置，并拥有国内第一台具有全部自主知识产权的旋转喷雾干燥法烟气脱硫试验装置。2000年7月19日，凯迪电力等6家单位联合组成的武汉市烟气脱硫环保产业基地正式挂牌成立。该公司现已引进湿法脱硫技术，扩大承接烟气脱硫领域的范围。e)九龙电力公司主营电力生产及电力技术服务。该公司控股的重庆远达环保公司进入烟气脱硫行业，采用的是日本三菱重工的石灰石-石膏湿法脱硫技术，组织实施国家计委总投资为165亿元的“烟气脱硫技术及装置高科技技术产业化示范工程建设项目”。 f)清华同方公司具有自主知识产权的干式循环流化床烟气脱硫技术，该技术适用于300MW以下的机组，目前正应用于清华大学试验电厂的烟气脱硫示范工程。公司还开发了液柱喷射烟气脱硫除尘技术，目前应用于沈阳化肥总厂的烟气脱硫示范工程，该工程经过三个月的调试运行，已经通过了有关部门的鉴定。随着我国烟气脱硫市场的不断发展壮大，从事烟气脱硫的环保公司将会日益增多。以上几个主要的脱硫公司在国家的大力培养和扶持下，独立研究、开发脱硫技术的实力得到不断增强，发展潜力也得到充分发挥，成为开拓我国未来烟气脱硫市场的主力军，它们在多种脱硫技术领域的成功探索与应用，已成为推动我国烟气脱硫市场蓬勃发展的领头羊，这必将吸引更大量的技术和资金流入烟气脱硫市场，使我国烟气脱硫行业呈现出前所未有、欣欣向荣的良好局面，为实现烟气脱硫技术和设备国产化的目标打下扎实的基础。1.2我国烟气脱硫设备的供给情况分析1.2.1国外企业占主导地位近10年来，随着各国对环境保护认识的提高，烟气脱硫的关键技术有了飞速的发展，尤其是一些经济发达的国家，投入大量人力、财力进行开发并取得显著成效。据有关资料统计，到1998年止，美国投产了相当于装机容量150GW的电厂烟气脱硫装置；德国投产了相当于装机容量30GW的电厂烟气脱硫装置；日本已建成投产大型脱硫装置1400台（套），相当于装机容量39GW。目前国际上较为成熟的烟气脱硫技术包括石灰石-石膏法、海水脱硫法、喷雾干燥法、喷钙增湿法和电子束法等5种，分别为瑞典ABB、日本三菱重工、日本日立、德国WULF等公司所掌握。在我国，由于认识上的滞后和缺乏资金投入，大型火电厂烟气脱硫应用还处于起步阶段，烟气脱硫问题迄今没能得到较好的解决，近几年，一些院校和制造厂合作，研制了一批中、小型烟气脱硫设备，用于工业炉窑和小机组上，规模小、应用范围小，没解决多大问题，我国目前正在运行或计划安装的脱硫装置绝大部分都是采用国外的技术（见表1），只有四川白马电厂采用国内设备。这些工程在我国烟气脱硫市场中占的份额很小，还有95%以上的火电厂烟气脱硫任务没得到解决1.2.2国内厂商处于起步阶段目前国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是引进国外设备，国内只负责土建和安装。正在生产或打算生产烟气脱硫设备的公司主要有西南电力设计院烟气脱硫工程公司、凯迪电力公司、九龙电力公司、清华同方公司、福建龙净公司等，其中西南电力设计院烟气脱硫工程公司于1991年完成了四川白马发电厂干法烟气脱硫装置。该装置应用于300MW以下的机组。福建龙净环保股份有限公司引进湿法脱硫项目，建成后可与2300MW发电机组配套，进行湿法烟气脱硫。2烟气脱硫国产化是未来的发展方向 2.1烟气脱硫国产化不仅必要而且可行 到目前为止，我国还缺乏拥有自主知识产权、适合我国国情的商业化烟气脱硫技术，特别是我国还不完全具备与大型火电厂机组相配套的烟气脱硫装置的设计、制造能力，这与日本、德国、美国等发达国家有很大的差距。因此，中国烟气脱硫走什么道路是个值得认真把握的问题。在新的世纪，实现火电厂烟气脱硫技术设备国产化，是推进我国烟气脱硫行业蓬勃发展的必然举措，也是我国社会和经济可持续发展的迫切要求。 2.1.1烟气脱硫国产化是降低造价的需要世界各国二氧化硫的控制费用非常高，美国电力研究院对美国121个燃煤电厂烟气脱硫工程进行了统计，结果见表2。该结果表示脱硫设备占电厂总投资的15%左右，运行费用占总额的17%，可见，烟气脱硫设备所需的投资费用非常高，正是该原因，资金因素将会影响我国电厂安装烟气脱硫设备的进程，也会影响其市场需求。在我国，火电厂是否配置烟气脱硫设备，在很大程度上取决于脱硫工程的造价。 目前国内火电厂烟气脱硫工程绝大多数是从国外进口设备，国内负责土建和安装。对于石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺，利用国外技术和设备，平均造价高达人民币1000元/kW，若实现国产化，造价可控制在600元人民币/kW以下。一台300MW机组若采用国产化石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺，可节约投资约亿元。有些已建成的工程在运行中备品备件都还需要从国外进口，不但增加运行成本，有时还因备品备件不能及时更换影响设备的正常运行。2.1.2烟气脱硫国产化是治理二氧化硫污染的紧迫需要为控制二氧化硫污染，国家已出台了一系列的法律、法规和标准，为确保这些法律、法规、标准的实施，必须有资金保证外，还必须有技术作支撑，而技术又直接影响到资金的有效使用。虽然国外已有许多成熟的技术和设备，但不能完全依靠国外的技术和设备来治理我国的二氧化硫污染。因此，治理火电厂二氧化硫污染，必须从长远出发，发展适合我国国情的烟气脱硫技术，实现国产化设备的战略目标，最终实现资金与技术的最优结合。2.1.3烟气脱硫国产化是发展环保产业，提高机电制造企业竞争力的需要 随着我国环境保护法律、法规及标准的日趋严格和环保执法力度的进一步加大，今后环境保护的投入将逐渐增加，环保产业的潜在市场很大，是最具潜力的新的经济增长点之一。根据环保产业“十五”发展规划，我国环保产业产值的年均增长率将在15%以上。发展环保产业首先必须实现环保产业关键技术和设备的国产化，而烟气脱硫就是环保产业的重点领域之一。目前，国内虽然有些企业在生产一些烟气脱硫设备，但总量少、技术不先进。上海锅炉厂研制成功300MW烟气脱硫装置，这仅仅是走上大型化的开始。引进外国脱硫设备，价格确实太昂贵，许多电厂都说买不起。面对这样大的烟气脱硫市场，总不能拱手把几千亿人民币送给外国人，而必须走适合我国国情的道路，开发出烟气脱硫关键技术，加快设备国产化的步伐，否则，必将造成资金外流（采用外国脱硫设备是采用国产脱硫设备价格的10倍）、工期推延（因为缺乏资金投入）、失业人员大增（制造企业无活干）等严重后果。我国烟气脱硫关键技术与设备国产化不但是必要的，而且目前已具备了如下较可行的条件：a)烟气脱硫市场逐渐形成并呈现蓬勃发展的良好势头;b)先后开展了不同脱硫工艺的试验研究，培养了一批技术骨干，积累了一定的经验，具备了一定的脱硫设备制造与配套能力； c)广泛开展的国际交流与合作，特别是许多国家愿意在互利互惠的条件下，帮助中国逐步实现脱硫技术与设备的国产化。2.2烟气脱硫国产化是未来的发展方向 随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，在未来10年内至少有40GW以上的火电装机容量需安装烟气脱硫装置，潜在的庞大的烟气脱硫市场即将形成。虽然国外已有许多成熟的技术和设备，但不能完全依靠国外的技术和设备来治理我国的二氧化硫污染，况且我国又是以燃煤为主、二氧化硫排放较大的国家。因此，烟气脱硫是国家优先发展的高技术环保领域。为实现相关技术和设备的国产化，国家经贸委公布了火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点。我国国家电力公司已对湿法石灰石脱硫关键技术和设备进行研究、开发和制造，实现整个烟气脱硫过程国产化。据此，国家电力系统计划投资100亿元用于湿法烟气脱硫相关技术和设备的研究开发，以期到2010年使湿法烟气脱硫设备国产化率达到100%。根据我国大气环境保护法和火电厂大气污染物排放标准等所提出的要求，到2010年，我国需要安装烟气脱硫装置的火力发电机组约180台，装机容量为44GW。若按安装脱硫设备的投资约占电厂总投资的10%来测算，1GW机组所需湿法脱硫装置投资额约为75亿元，据此，到2010年的10年间，我国电厂烟气脱硫的市场规模有望达到3300亿元以上。可见，烟气脱硫国产化大有可为，在我国逐步形成庞大的潜在市场需求同时，也必将为国内电力环保设备生产厂商提供巨大的市场空间。烟气脱硫市场的崛起与蓬勃发展，必将引起我国环保科技的重大革新和社会经济的全新增长，这对于下一步实现“十六”大全面建设小康社会的奋斗目标必定会产生深远的影响。 3结束语 a)治理二氧化硫污染，势在必行，既需要国家合理规划，更需要开发具有独立自主知识产权的