1.1烟气净化技术概括    

1.1.1火电厂烟气净化的目的

燃烧电厂排放的废弃物对环境存在危害的污染物很多，但是，排放量最大、对环境的影响最直接、最严重，也是目前最受重视的是能造成大面积酸雨危害的气体污染物，即硫氧化物（主要是SO₂和很少量的SO₃）和氮氧化物（NO_X）。

煤中大部分硫分均会在燃烧过程中轻易生成SO₂，而目前常用的锅炉还不可能通过改进炉内燃烧过程来抑制SO₂的生成，而且煤粉炉的燃烧温度很高，也不利于有效地在燃烧过程中进行脱硫。所以，就现在的技术水平而言，烟气脱硫是降低常规燃煤电厂硫氧化物排放的比较经济和有效地手段，也是目前世界上火力发电应用最广泛的一种控制SO₂排放的技术。由于燃煤电厂所产生的烟气量巨大，一般达每个小时几十万到几百万立方米，而烟气中SO₂浓度却十分低，一般不到0.3%，锅炉排烟的温度也较高，通常为120～150℃.因此，根据采用的脱硫工艺不同，烟气脱硫的基建费常占电厂总投资的10%～20%以上，脱硫的运行费用也很高。

对氮氧化物来说，合理有效地组织煤的燃烧过程，可以较大幅度地降低NOX的生成量，只有在排放的限制更严格，而且炉内燃烧降氮不能满足要求的情况下，才采取进一步的烟气脱氮技术措施。目前烟气脱氮技术的应用范围和成熟程度还远不如脱硫技术，而且其设备投资和运行费用也比脱硫高得多。

1.1.2烟气脱硫技术的发展

自20世纪70年代世界上开始安装第一套大容量火电厂烟气脱硫（FGD）装置以来，烟气脱硫技术已经历30多年的发展过程，目前已投入应用的烟气脱硫技术有十余种。随着世界各国对能源生产过程中环境保护问题的重视，烟气脱硫已成为一项新兴的洁净煤发电产业而得到迅速的发展。

目前，我国采用脱硫装置的火电机组（包括引进国外技术）总容量约为25000多兆瓦，约占全国火电机组总容量的1.5%以上。

1.1.3烟气脱硫工艺的类型和主流工艺

（1）类型

①按脱硫反应物质在反应过程中的状态分类。

a.    湿法脱硫

主要有石灰石/石灰-石膏湿法，氨洗涤脱硫和海水洗涤脱硫等。

b.干法脱硫

主要有炉内喷钙、电子束辐照烟气脱硫、脱氨等。

c.半干法脱硫

主要有喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部增湿活化法、烟气循环流化床锅炉脱硫法等。

②按脱硫反应产物的处理方式分类

a.抛弃法

将脱硫反应的废渣以某种方式抛弃，不回收。其主要优点是设备简单，操作较容易，投资及运行费用较低。但废渣需要占用场地堆放，容易造成二次污染。当烟气中SO2浓度较低，脱硫产物无回收价值或投资有限，且大气污染物排放控制严格时，多采用抛弃法。

b.回收法

回收法是将烟气脱硫的产物做进一步处理，从而可以作为一种副产品加以回收利用，变害为利。回收法的另一方面意义是有些工艺中脱硫剂的再生使用。回收法多数采用闭路循环流程，避免或大大减少了二次污染。但是，流程较复杂，运行难度较大，投资和运行费用均较高。

③按脱硫剂的使用情况分类

a.再生法

在某些脱硫工艺中，脱硫剂在使用后可以采取某种比较经济的方式进行再生，从而循环利用。

b.非再生法

脱硫剂为一次性使用，与脱硫产物一起抛弃或回收利用。

（2）主流的脱硫工艺

目前，在众多的脱硫工艺中，燃煤电厂的烟气脱硫技术以石灰石/石膏湿法工艺为主流，在世界上应用最为成熟，使用范围广泛，脱硫效率高，但投资和运行费用也高。喷雾干燥法、炉内喷钙加尾部增湿活化（LIFAC）、烟气循环流化床法（CFDB）、电子束辐照烟气脱硫脱氮净化工艺，海水洗涤脱硫和氨洗涤等也在得到进一步的发展，并趋于成熟，开始占有一定的份额。

根据不同的脱硫工艺，脱硫装置可布置在锅炉的炉膛内或尾部烟道后，在尾部烟道后，可布置在除尘器前或出车除尘器前或除尘器后。

1.1.4燃煤厂烟气脱硫系统的特点

燃煤厂烟气脱硫装置和系统具有其特殊性，与火力发电行业的设备、系统特点及其运行规律相比，有显著不同。

（1）脱硫装置呈多样性

由于燃煤电厂设备及运行状况对脱硫系统的影响表现在诸多方面，比如，锅炉等主机设备的条件、煤质和排烟的烟气条件、现场条件、环保要求、脱硫吸收剂的来源、脱硫剂产品的限制及其利用等。另外，目前可选择的脱硫工艺较多，因此，脱硫的工艺流程、装置结构和设计参数均存在较大的差别。这与火电机组的产品单一、主机设备系列化有很大的不同。

（2）工艺特点接近于化学工业

火力发电行业的系统和设备的突出特点是承压部件，耐高温，以及防磨、防爆等工艺过程以燃烧与传热为主要特征。而脱硫系统的设计和运行以强化传质，防止设备的腐蚀和系统的结垢、堵塞，反应环境的控制，处理大量的化学反应产物等为主要特征，更接近于化学工业的性质。

1.2烟气脱硫剂的种类和特点

目前广泛使用的脱硫剂的种类包括：钙基脱硫剂、氨基脱硫剂和钠基脱硫剂，还有其他碱性物质、活性碳等。

（1）钙基脱硫剂

钙基脱硫剂主要是石灰石、石灰和消石灰，具有资源丰富，开采容易，价格相对低廉等特点。

①石灰石

石灰石在大自然中的储量非常丰富，无毒、无害，在处置和使用过程中十分安全，是有效地吸收烟气中SO2的理想吸收剂，但不能有效地脱出SO3.石灰石作脱硫剂使用时，必须磨制成颗粒粉末，或者再制成浆液。

②石灰

石灰的主要成分是CaO，自然界没有天然的石灰资源。烟气脱硫使用的石灰都是将石灰石煅烧后而成的。石灰的优劣完全取决于煅烧过程中质量的控制，否则会混有大量的欠烧或过烧的杂质，影响脱硫效率和运行费用。用于脱硫的石灰要求必须采用机立窑或旋转窑烧制，由于煅烧过程是一吸热反应，因此，要消耗一定的燃料，同时会产生SO₂等有害气体。

石灰作为吸收剂，比石灰石具有更高的活性。因此，单位质量的脱硫效率比石灰石高约一倍，是一种高效的能吸收SO2，同时也能吸收SO3的脱硫剂。石灰容易吸收空气中的水分。因此，在储运时应注意防潮。石灰主要用在石灰-石膏湿法脱硫、喷雾干燥半干法脱硫和循环流化床烟气脱硫工艺等。

③消石灰

消石灰是石灰加水经消化反应后的生成物，主要成分是Ca（OH）2。在消化过程中石灰粉化成约10um粒径的粉末状，作为吸收剂无需在经过磨粉工艺。Ca（OH）2的分子量比CaO大，即单位质量中Ca的含量比CaO少。消石灰容易吸收空气中那个的CO2，还原成活性低的的CaCO3。由于其在温度较低时具有很高的与SO2和SO3反应活性，在脱除SO2的同时，几乎能够脱除烟气中全部的SO3。消石灰一般应用在旋转喷雾干燥、炉内喷钙加尾部增显湿活化、烟气循环流化床脱硫等工艺，也可作为管道喷射脱硫等工艺，也可作为管道喷射脱硫工艺的吸收剂。

（2）氨基脱硫剂

氨一般以氨水或液氨的形态作为脱硫的吸收剂，主要用于氨洗涤工艺和电子束辐照脱硫工艺。氨基脱硫剂的活性很好。因此，在同样条件下，其用量比其他脱硫剂少。采用氨基脱硫剂工艺的副产品为硫酸铵，可用做农业化肥。但氨成品的价格较高，来源受限，并存在氨的泄露造成环境污染等问题。

（3）钠基脱硫剂

目前用作脱硫剂的钠基化合物包括NaSO₃、Na₂CO₃、NaHCO₃等，分别应用于湿法洗涤烟气脱硫工艺和用于炉内喷射管道喷射等工艺的脱硫吸收剂，脱硫效果好，并且兼有一定的脱氮作用。钠基脱硫剂可以再生，以循环利用。使用钠基脱硫剂的主要问题是脱硫剂的来源困难，价格相对较高。另外，脱硫产物中的钠盐易溶于水，造成灰场水体的污染。

（4）活性炭吸附剂

活性炭是一种具有优异吸附和解吸性能的含碳物质，具有稳定的物理化学性能。活性炭孔隙结构优良，比表面积大，吸附其他物质的容量大，且具有催化作用，一方面能使被吸附的物质在其孔隙内集聚；另一方面又能在一定的条件下将其解吸出来，并保持碳及其基团的反应能力，使活性炭得到再生。活性炭可单独来脱硫或脱氮（借助于氨），或用来联合脱硫脱氮，近年来已经开始应用于火电厂的烟气净化。

1.3电站锅炉烟气脱硫工艺的主要技术、经济和环境指标

目前，火电厂烟气脱硫装置的投资和运行费用是燃煤电厂各种污染控制系统中最高的，因此，在具体选择烟气脱硫方案时，必须进行科学合理的技术、经济和环境评价，其经济性不仅取决于脱硫工艺技术本身，在很大程度上还取决于与之配合的电厂机组的具体情况，如是否为现有机组或新建机组。

1.3.1主要技术指标

（1）烟气脱硫效率

烟气脱硫效率是衡量脱硫系统技术经济性的最重要的指标。脱硫系统的设计对脱硫效率的要求是在锅炉正常运行中（包括各种负荷条件和最差锅炉工况下），并在给定的钙硫摩尔比条件下，所能保证的最低脱硫效率。脱硫效率除了取决于所采用的工艺和系统设计外，还取决于排烟烟气的性质等因素。

脱硫效率也是考核烟气脱硫设备运行状况的重要指标，是计算SO₂排放量的基本参数。对于连续运行的脱硫设备，入口SO₂的浓度是随时间变化的，而且有时变化幅度很大，即实时计算的脱硫效率也是随时间变化的。因此，某一检测时段内设备的脱硫效率，应取整个时段内脱硫效率的平均值。在计算脱硫效率时，只计入SO₂的脱出率，而通常不考虑SO₂的脱除率。

另一方面，也可以采用基于各瞬时脱硫系统进出口SO₂的浓度计算对应的脱硫效率，然后再计算一段时间内的平均脱硫效率。

（2）钙硫摩尔比（Ca/S）

从化学反应的角度，无论何种脱硫工艺，在理论上只要有一个SO₂分子，或者说，脱除1mol的硫需要1mol的钙。但在实际反应设备中，反应的条件并不处于理想状态。因此，一般需要增加脱硫剂的量来保证吸收过程的进行。钙硫摩尔比就是用来表示达到一定脱硫效率时所需要钙基吸收剂的过量程度，也说明在用钙基吸收剂脱硫时钙的有效利用率。一般用钙与硫的摩尔比值表示，即Ca/S，所需的Ca/S越高，钙的利用率则越低。也有用脱硫剂的利用率来表示的。

以应用最为广泛的石灰石脱硫吸收剂为例，CaCO₃分子量为100，S的分子量为32，理论上，每脱除1kg的硫就需要3.125kg的CaCO₃。钙硫摩尔比由下式计算

Ca/S=32/100×CaCO₃/Skar G/B

式中CaCO₃——石灰石中CaCO₃含量的质量分数，%；

Skar——煤的自固；硫能力经验系数，Skar%；

 G——实际加入的石灰石量，kg/h；

反过来，如果已知为达到一定脱硫效率所需的钙硫摩尔比时，也可以由上式求出所需加入的石灰石量G。通常情况下，石灰石的消耗量占锅炉燃煤量的百分比小于6%。

湿法脱硫工艺的反应是在气相、液相和固相之间进行的，反应条件比较理想，因此，在脱硫效率为90%以上时，其钙硫摩尔比略大于1，一般为1.1～1.2.最佳状态可达1.01～1.02。而半干法在脱硫率为85%时，钙硫摩尔比为1.5～1.6；干法在脱硫效率为70%时，钙硫摩尔比可达2～2.5.因此，湿法脱硫工艺的脱硫剂利用率最高，达90%以上，干法脱硫工艺最低，利用率为30%左右。

（3）脱硫装置的出力

工程上采用脱硫装置在设计的脱硫率和钙硫比下所能连续稳定处理的烟气量来表示其出力，通常用折算到标准状态下每小时处理的烟气量，及采用m³/h来表示。

1.3.2主要经济指标

（1）工程总投资和单位容量造价

工程总投资指与烟气脱硫工程有关的固定资产投资和建设费用的总和，与发电机组的状况、容量场地等因素有关。在进行工程总投资预算时往往还需要考虑年均投资，即工程总投资除以设备寿命年数。

单位容量造价是根据工程总投资计算的每千瓦机组容量平均的投资费用。

与新建机组配套脱硫装置的情况相比，现有机组增设脱硫设备的改造工程则受到更多现场条件的限制，投资费用要比新建机组建设相同工艺、相同规模的脱硫系统高。主要包括：增加烟道和烟囱耐酸腐蚀处理；需对原有设备进行改造，以适应脱硫装置投运后的新工况；因场地限制，增加了设备、管道的合理布置和施工维修的难度等。所以，一个中等改造难度的电厂加装脱硫装置与新建电厂同步建设脱硫装置相比，工程总投资将增加约30%。

（2）年运行费用

烟气脱硫系统运行一年中所发生的全部费用，包括脱硫剂等原材料消耗费用、设备维修和折旧费、材料费、人工费用。

（3）脱除每吨SO₂的成本

是在烟气脱硫系统寿命期内所发生的一切费用与此期间的脱硫总量之比。它综合、全面地反映了烟气脱硫工艺在电厂实施后的经济性，可按下式计算：

脱硫成本=（工程总投资+寿命×年运行费用）/（年脱硫量×寿命）

（4）售电电价增加

因烟气脱硫系统的投用而引起的售电电价（元/kw·h）增加的计算方式：

电价增加=年运行费用（元）/[机组容量（kW）×24（h）×365×锅炉可用系数]

其他还包括脱硫系统的性能指标，比如，脱硫装置的各种设备必须能耐受经常性的热冲击和腐蚀，应有良好的负荷跟踪特性，脱硫装置停运后维护工作量以及脱硫系统的投运率等。另外，还有与设备改造有关的其他指标。

1.3.3环境评估

脱硫系统可能产生的环境问题主要是废水和废渣等。某些脱硫工艺在吸收剂制备过程中还产生噪声和粉尘等。

（1）废水

几乎所有的湿法脱硫工艺均会或多会少地产生废水。比如，湿法脱硫产物的脱水和浆液槽罐等设备的冲洗水等废水。脱硫废水的主要超标项目是PH值、COD、悬浮物及汞、铜、镍、锌、砷、氯、氟等。因此，在整体工艺中需考虑相应的废水处理措施。

（2）固体废弃物

大部分脱硫工艺对脱硫副产品采用抛弃堆放等处理方式，因此要对堆放场的底部进行防渗处理，以防污染地下水，对表面进行固化处理，以防扬尘。

1.4燃煤电厂低氮氧化物燃烧技术

在燃煤电厂排放的大气污染物中，氮氧化物（NO_X）因其对生态环境的污染危害极大，且难处理，所以，是重点控制排放的污染物之一。包括我国在内的世界上许多国家，均相继立法，对燃煤电站锅炉的NO_X排放浓度加以限制。随着人类对生态环境的要求越来越高和污染控制技术的发展，对NO_X排放限制将更加严格。