日期：2015/5/22

     世界上成熟應用于燃煤電廠的煙氣脫硫技術有鈣法脫硫、海水煙氣脫硫和氨法脫硫等。三種脫硫技術各有優缺點，分別適用于不同的地區和企業，相對于鈣法、氨法脫硫技術，海水煙氣脫硫在脫硫、脫氮效果、一次性投入、綜合運行費用和避免二次污染方面有一定優勢，在我國沿海電廠具有廣闊的應用前景。本文重點介紹了海水脫硫技術，對福建省今后SO2減排的治理工作提出了意見和建議。

1 煙氣脫硫技術

    煙氣脫硫技術在世界不同類型的電廠中都有應用，目前全世界燃煤電廠已有近萬臺煙氣脫硫裝置，總裝機容量約1億kW，單機最大容量為100萬kW以上。世界上成熟應用于燃煤電廠的煙氣脫硫技術有鈣法脫硫、海水煙氣脫硫和氨法脫硫等三種。

   我國電廠煙氣脫硫技術起步于20世紀70年代，相對于發達國家起步較晚、起點很低。煙氣脫硫技術變化因素較多、系統要求較高、投資和運行消耗很大，長期以來脫硫市場未形成規模，至最近幾年，我國電廠脫硫裝置基本上都是引進國外技術和設備并以鈣法為主。通過幾十年來積極的探索、攻關，我國在電廠煙氣脫硫技術方面取得了快速進展，在某些領域已具有自行研發能力和獨立知識產權。

1.1 海水煙氣脫硫

海水煙氣脫硫是近幾十年來發展成熟的新技術，與發電廠通常的鈣法脫硫法相比，海水脫硫有多種優點：

（1）以海水作為吸收劑，不用淡水、藥品，不需要處理副產品，所以不需要藥品溶解系統、藥品貯槽和脫水系統等附屬設備；

（2）被吸收的SO2轉化成海水中的硫酸鹽，不存在廢棄物處理等問題；

（3）可以實現脫硫脫氮同步進行，脫硫效率達95%以上，脫氮效率達60%以上；

（4）不存在設備結垢堵塞的問題；

（5）建設、運行、維護費用較低，運行操作比較簡單。對于采用海水冷卻的發電廠，可直接將凝汽器循環水引入脫硫裝置，無須專門建設取水設施，建設投資大大降低�？偯摿蛳到y相對簡單，運行操作比較簡單，設備費、運行費和維護費比較低。

脫硫工藝一般適用于靠海邊、擴散條件較好、可用海水作為冷卻水、燃用低硫煤的電廠。在燃用低硫煤的沿海城市具有良好的應用前景，比較適合福建省沿海地區燃煤電廠使用。福建省海岸線較長，沿海地區經濟發達，人口稠密，燃煤電廠較多，環保要求嚴格，海水脫硫具有明顯優勢和良好前景。

1.1.1海水煙氣脫硫原理與工藝

海水煙氣脫硫屬于濕法脫硫，是利用海水的天然弱堿性吸收SO2。海水中含有大量的碳酸鹽類物質，呈弱堿性，pH值一般為7.6～8.4，以重碳酸鹽（HCO3-）計，自然堿度為1.2～2.5mmol／L，不同的地區稍有不同，海水的堿成分是重碳酸鹽離子（HCO3-）和碳酸鹽離子（CO32-）共存，HCO3-量基本上比CO32-多，這2種離子和吸收SO2后的酸性海水反應，能將海水中和，而海水具有天然的酸堿緩沖能力和吸收SO2的能力。

海水煙氣脫硫工藝主要由煙氣系統、吸收塔系統、供排海水系統及海水恢復系統等四部分組成。鍋爐燃燒煙氣通過除塵器除塵后，排氣從吸收塔下部引入，從冷凝器出來的海水主要從上部注入，排氣的SO2在吸收塔中部被海水吸收，產生重亞硫酸鹽離子（HSO-3）和亞硫酸鹽離子（SO23-）。HSO-3和SO23-都是排放海水的COD成分，吸收后的海水呈酸性（pH2.5～4.0）。為了使脫硫后的海水達標排放，在塔的下部水槽和海水處理槽進行稀釋和強制氧化。電廠冷凝器海水量遠比脫硫吸收海水量多，利用未參與吸收反應的冷凝器海水進行混合稀釋，同時在海水處理槽內進行曝氣，采取強制氧化讓返回海中的海水的pH恢復。由于海水鹽分的主要成分是氯化鈉和硫酸鹽，天然海水中硫酸鹽含量一般為2700mg/L，脫硫過程對海水增加的硫酸鹽量為70～80mg/L，屬于天然海水的正常波動范圍。此外，曝氣還有提升放出海水的DOC（溶存氧）的作用。

1.1.2海水脫硫技術在國外的應用

海水脫硫工藝由挪威在20世紀70年代研發成功，相繼應用到煉油廠、煉鋁廠及電站鍋爐的煙氣治理中，現在挪威的火電廠全部采用海水脫硫。目前海水脫硫受到世界各沿海國家的重視，如西班牙、英國、美國、印尼、馬來西亞、印度等國都安裝有一定數量的海水脫硫裝置。過去10年，世界沿海地區有很多的煤和重油燃燒鍋爐火力發電站，使海水脫硫技術的開發應用和技術研究明顯增強。

1.1.3海水脫硫工藝在我國的應用

近年來， 我國海水脫硫項目得以快速發展，1998年，我國首臺海水脫硫示范工程在深圳西部電廠4號機組（30萬kW）建成投運，投資2.1億元，引進挪威ABB公司設備和技術。目前運行良好，脫硫效率達92％～97％，各項性能指標均達到或超過了設計值。隨后深圳西部電廠的1號、2號、3號、4號、5號、6號機組（均為30萬kW）的海水脫硫裝置也陸續投入運行。研究表明，深圳市6臺海水脫硫機組的建成投運，可以使深圳市SO2的排放總量減少一半。

近年來，我國沿海地區的華能日照電廠、秦皇島電廠、華電青島發電公司、浙江舟山電廠、福建省漳州后石電廠和廈門嵩嶼電廠的海水煙氣脫硫設備相繼投運。

至20世紀末，海水煙氣脫硫技術基本上由國外公司壟斷，海水脫硫的關鍵設備，如搪瓷換熱元件、吸收塔填料等主要依靠進口。目前，國內海水煙氣脫硫的技術和關鍵設備的研發和國產化進程在加快。國產海水煙氣脫硫項目的工程造價可以控制在4000元／kW以下，新建機組占總投資比例不足10％。

（1）廈門嵩嶼電廠海水煙氣脫硫項目

廈門市政府對位于鼓浪嶼風景區的嵩嶼電廠海水脫硫效率、脫硫海水排放水質等環保指標的要求均優于國家標準。廈門市要求環保設施的設計滿足《火力發電廠大氣污染物排放標準》（GB13223－2003）第Ⅲ時段標準數值的一半值的控制要求；要求在發電產能增加一倍的同時，脫硫效率達到95%以上；煙氣脫除氮氧化物的效率達60%以上。

嵩嶼電廠4臺30萬kW機組煙氣海水脫硫項目，應用東方鍋爐集團的首套國產化純海水脫硫技術，投資2.5億元，2007年9月通過國家環保驗收，全部性能優于國際海水煙氣脫硫項目的各項指標；脫硫效率達到95%以上；二氧化硫排放濃度由原來的1200～2100mg/m3，下降至105mg/m3以下；煙氣脫除氮氧化物的效率達60%以上；除塵效率達到99.9%；粉塵濃度降低50%以上。經濟指標：脫硫成本約0.015元/kW·h。工程建設投資比石灰石濕法脫硫低1/3左右，建成后的運行費用與石灰石濕法脫硫相差不大。目前，海水脫硫的維護費用要高一些，嵩嶼電廠4臺海水脫硫機組每年耗電達1億多度。

存在問題：吸收塔的內壁為碳鋼內附防腐層，海水吸收二氧化硫的反應呈酸性，對吸收塔內壁具有一定的腐蝕作用，已經出現塔壁腐蝕問題，需要進行相應的維修。

（2）漳州后石電廠海水煙氣脫硫工藝

漳州后石電廠海水脫硫工藝采用漳州后石電廠6套60萬kW機組無GGH（氣氣換熱器）海水脫硫裝置，是福建首家利用海水進行脫硫的電廠，由日本富士化水工業株式會社總承包。于2004年和2006年建成投產。目前海水煙氣脫硫設施6臺機組運行正常，脫硫效率達到95％以上。與傳統鈣法脫硫相比，最突出的優勢是煙氣脫硫后避免了固體副產物的產生。脫硫后的海水經曝氣工序處理后直接排入大海。

鍋爐煙氣經由高效靜電除塵器除塵，除塵效率可以達到99%，可以有效去除煙氣中的飛灰和重金屬，脫硫海水中的懸浮顆粒、重金屬含量對海洋生物影響甚微。在脫硫的曝氣過程中，海水被鼓入大量空氣，這將減少海水中的COD含量，增加海水中的溶解氧含量，對海水生態恢復是有益的。

每套脫硫機組配備2臺脫硫泵和3臺曝氣泵，單套脫硫裝置年耗電7100kW·h，脫硫成本0.015元/kW·h。脫硫塔每年進行定期檢修，因采用煙氣單煙道進入脫硫塔的設計，所以維修期間的發電機組需停機。

（3）海水脫硫環境影響評價

深圳西部電廠4號機組是我國首套海水煙氣脫硫裝置，是國家環�？偩趾蛧�家電力公司的示范項目。在該工程建設的同時，國家電力公司和國家環�？偩致摵祥_展的脫硫工藝排水對附近海域水質、海洋生物及海底沉積物影響進行跟蹤監測與研究。1999年9月6日由國家環�？偩种鞒�，國家電力公司等單位對西部電廠海水脫硫工程進行驗收。驗收結論為：各項性能指標均達到或優于設計值，滿足國家對該項目的審查要求，符合環保標準；平均脫硫率在95%左右；曝氣過程中沒有明顯的SO2溢出情況，對周圍環境沒有造成不良影響；工藝排水對海域水質和海洋生物的影響很小。在有條件的海邊電廠可以作為一種比選脫硫工藝推廣應用。

在環保指標方面，廈門嵩嶼電廠和漳州后石電廠的海水煙氣脫硫項目均由廈大和海洋三所對排放海域進行連續監測。環境監測表明：在整個煙氣吸收系統及海水恢復系統中，除海水和空氣外，沒有添加其他任何物質，海水煙氣脫硫能夠有效處置脫硫副產物，脫硫后海水的pH值為6.8～8.8，經過脫硫及海水恢復的海水排水pH值達到6.8以上，對海水系統來說可以完全掩蓋，脫硫副產物曝氣后排入大海，未發現周邊海域有異常情況發生。

1.2 鈣法脫硫工藝

鈣法脫硫以石灰石（石灰）為脫硫劑，分為濕法、干法和半干法，是目前世界上應用最廣泛的一種脫硫技術。鈣法脫硫技術具有原材料資源豐富、價格便宜、在國外相當成熟且公開、獲取容易的特點；該工藝脫硫吸收劑利用率高；吸收漿液可循環利用；適用于任何含硫煤種的煙氣脫硫，對燃煤電廠規模適應性廣；脫硫效率達到95％以上，采用先進的工藝技術可以兼具脫氮功能；脫硫副產物可進一步回收利用作為建筑材料。目前應用的單機容量已達100萬kW以上。

1.2.1鈣法脫硫工藝原理

鈣法脫硫工藝采用石灰石或石灰作脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液。當采用石灰為吸收劑時，石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液通過循環泵打入噴淋層，高覆蓋率噴淋可實現與煙氣的充分接觸混合，從而使煙氣中的SO2與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應從而被脫除，最終反應產物為石膏混合物。脫硫后的煙氣經除霧器除去其攜帶的細小液滴，然后通過GGH換熱升溫后排入煙囪。終產物脫硫石膏漿經脫水裝置脫水后回收利用。目前，從美國、日本、德國三國大規模應用的鈣法脫硫工藝裝置來看，濕式鈣法脫硫占主導地位，在美國約占80％、日本約占75％、德國約占90％，應用的單機容量已達100萬kW以上。我國燃煤電廠也大部分采用了該種脫硫方法，使用比例約占90%以上。

1.2.2存在的問題

由于鈣法脫硫具有設施占地面積較大、初始投資成本較高，設備易結垢阻塞、腐蝕及磨損，附產物石膏混合物回收成本高，銷路不暢，會產生二次污染，系統復雜、運行費用高等問題，因此這項技術在中國的推廣前景不容樂觀。

1.3 氨法煙氣脫硫

氨法煙氣脫硫技術工藝成熟，近年來氨法煙氣脫硫技術倍受業界眾多企業、研究單位的關注。認為氨法是回收法，煙氣脫硫利用我國廣泛的氨資源生產硫酸銨化肥，可以獲得一定的經濟效益，達到既治理大氣二氧化硫的污染，又變廢為寶的目的；同時可以實現同步脫硫、脫硝，利用一臺設備可同時清除95%的二氧化硫和40%的氮氧化物，脫硫副產物可以轉化為化肥硫酸銨，避免廢渣的二次污染。對減少溫室氣體起到非常重要的作用，是一項較適應我國國情的、完全資源化的、符合循環經濟理念的脫硫技術。

1.3.1氨法煙氣脫硫工藝

氨法煙氣脫硫工藝根據氨與SO2、水反應生成脫硫產物的基本機理，主要有濕式氨法、電子束氨法、脈沖電暈氨法、簡易氨法等。電子束氨法與脈沖電暈氨法分別是用電子束和脈沖電暈照射噴入水和氨的已降溫至70℃左右的煙氣，在強電場的作用下，部分煙氣分子電離成為高能電子，高能電子激活、裂解、電離其他煙氣分子，產生OH、O、HO2等多種活性粒子和自由基。在反應器里，煙氣中的SO2、NO被活性粒子和自由基氧化為高價氧化物SO3、NO2，與煙氣中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3，在有NH3或其它中和物的情況下生成(NH4)2SO4/NH4NO3的氣溶膠，再由收塵器收集。脈沖電暈放電煙氣脫硫脫硝反應器的電場本身同時具有除塵功能。

1.3.2氨法煙氣脫硫技術的使用

世界各國都有成功使用氨法煙氣脫硫技術的燃煤企業，20世紀70年代初，日本與意大利等國開始研制氨法脫硫工藝并相繼獲得成功。不同工藝的氨法煙氣脫硫自20世紀80-90年代開始應用，國外研究氨法煙氣脫硫技術的企業主要有：美國GE（通用環境系統公司）、Marsulex、Pircon、Babcock & Wilcox；德國Lentjes Bischoff、KruppKoppers（克虜伯公司）；日本NKK（日本鋼管公司）、IHI、千代田、住友、三菱、荏原等。裝置規模從5萬kW至30萬kW。據統計，全世界目前使用氨法脫硫的機組約為1000萬kW。

目前，氨法煙氣脫硫技術在我國還沒有l0萬kW以上機組的運行業績，在福建省同類企業中也尚未得到應用。國內氨法煙氣脫硫最大的業績是在天津堿廠建設的6萬kW機組氨回收法煙氣脫硫裝置。1995年，國家計委和科技部將氨法煙氣脫硫技術作為國家重點科技攻關項目并列入“十五”863項目，經過一些科研機構和企業的多年研究和工業試驗，逐漸形成了適合我國國情的氨回收法脫硫技術并樹立了工程業績。

1.3.3存在的主要問題

氨法煙氣脫硫技術存在的主要問題是受原料氨的資源和脫硫副產物—化肥使用的制約，工程造價與運行費用較高，對設備的防腐要求高，維護費用高。脫硫副產品化肥硫酸銨屬于低檔次的化肥，在農業上使用可能導致土壤板結，使用此方法的副產品應與農業部門取得聯系。同時由于氨法起步較晚、業績少，也制約了氨法在煙氣脫硫上的推廣。

2 結論

鈣法脫硫、海水脫硫和氨法脫硫等三種脫硫技術各有優缺點，適用于不同的地區和企業。三種脫硫技術都可以達到國家對脫硫效率的要求，都可以達到同時脫氮的目的。福建省燃煤電廠脫硫技術的選擇應根據電廠實際情況加以選擇和應用。根據國內外調研情況，對福建省燃煤電廠脫硫技術的選擇建議如下：

（1）鑒于福建省海岸線長、燃煤電廠集中的特點，建議沿海地區新建、擴建電廠以及老廠改造脫硫項目，應優先考慮海水煙氣脫硫技術。相對于鈣法、氨法煙氣脫硫技術而言，海水煙氣脫硫在脫硫、脫氮效果、一次性投入、綜合運行費用和避免二次污染方面都有一定優勢，在福建省沿海電廠具有廣闊的應用前景。但是采用海水煙氣脫硫技術后可能產生的重金屬沉積和對海洋環境的影響需要長時間的觀察才能得出結論，因此在環境質量比較敏感和環保要求較高的區域需慎重考慮。

（2）目前對鈣法脫硫技術的研究和開發成果比較多，鈣法脫硫技術已經趨于成熟，對于內陸或山區的燃煤電廠，選用鈣法脫硫比較合適。主要問題是鈣法脫硫副產物的利用問題有待進一步解決。

（3）對于氨法煙氣脫硫工藝，主要要考慮氨的來源受到限制、副產品硫酸銨化肥的使用問題，條件具備的可以考慮采用。

（4）建議燃煤電廠同步實現脫硫脫硝。目前，一些地方政府已經在燃煤電廠脫硫的同時，提出脫氮的要求。例如北京、上海、深圳、廈門市政府已經在本世紀初就提出燃煤電廠要降低氮氧化物排放（脫氮）的要求。從發展趨勢上看，國家對氮氧化物的減排將成為強制要求。我們要立足長遠，未雨綢繆，從現在就開始考慮同步脫硫、脫氮的相關安排。事實上，福建省也已經有這方面的先例，廈門嵩嶼電廠和漳州后石電廠已通過海水脫硫實現同步脫硫、脫氮，華能福州電廠三期脫硫設施已安排投入同步脫氮設備。建議福建省新上脫硫企業主動了解關注脫氮技術的投入和應用，只要條件許可，脫硫、脫氮治理盡可能安排一步到位，以達到提高煙氣排放質量，節省人力、物力、財力的效果。

（5）二氧化硫治理重點是中小企業工業窯爐、工業鍋爐脫硫。目前福建省重點公共燃煤脫硫電廠，除邵武華電（計劃關停企業）未進行脫硫改造外，其余的如華能電廠、湄洲灣電廠、龍巖恒發電廠都已完成或正在進行脫硫改造。華能福州電廠煙氣脫硫機組二期改造工程已按時投產，每年共可減少二氧化硫排放約4.5噸；龍巖恒發電廠的脫硫項目已經完成；莆田湄洲灣電廠正在按計劃實施煙氣脫硫項目。在非電力行業中，青紙、南紙和三鋼等自備燃煤脫硫電廠的鍋爐煙氣或燒結機脫硫工程，有的已經完成并投入運行，有的正在按計劃實施。

   福建省政府公布的2007-2010年重點脫硫項目大部分已完成或按計劃實施。今后脫硫工作的重點在于未列入政府公布名單的企業脫硫改造，包括大多數小企業的工業窯爐、工業鍋爐等的脫硫改造，工作難度更大，特別要對新上項目的污染減排方案進行論證選擇，實現新上項目的源頭控制。