烟气脱硫工艺

烟气脱硫工艺烟气脱硫工艺烟气脱硫工艺V:1.0精细整理，仅供参考烟气脱硫工艺日期：20xx年X月我国烟气脱硫工艺技术发展展望燕中凯我国“十二五”烟气脱硫的政策背景二氧化硫减排是我国“十二五”|主要污染物减排最重要的任务之一。2011年3月，国务院发布的“十二五”规划纲要将二氧化硫作为主要污染物减排总量控制的约束性指标，要达到减少８％的目标。2011年12月，国家“十二五”环境保护规划已经公布，为达到减排8%的目标，二氧化硫排放量由2010年的万吨要进一步降低到2015年万吨。与此同时，我国的煤炭消费量预计将由2010年的30亿吨增长到2015年的38亿吨左右。因此，二氧化硫减排任务十分艰巨。2011年11月，国务院发布了《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》（国发〔2011〕35号）提出：对电力行业实行二氧化硫排放总量控制，继续加强燃煤电厂脱硫，新建燃煤机组应同步建设脱硫脱硝设施；对钢铁行业实行二氧化硫排放总量控制，强化水泥、石化、煤化工行业二氧化硫和氮氧化物治理。火电厂是我国二氧化硫的主要排放源，也是我国二氧化硫减排的主战场。经修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）已于2011年9月颁布，从2012年开始执行。其中规定新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值为100mg/m3（高硫煤地区为200mg/m3）；现有电厂改造执行200mg/Nm3（高硫煤地区执行400）；重点地区的燃煤电厂执行50mg/Nm3。以上排放限值的严厉程度与欧美相当，这也是我国二氧化硫排放基数太大、而环境容量有限的必然选择。不同燃煤硫含量、不同排放要求时所需要的估算脱硫效率如下表所示。表1不同煤种硫含量对应的脱硫效率排放标准/mgm-3硫含量/%50100200400%%%1%%%%%%2%%%%%3%%%4%%6%%注：一般煤含硫1%对应烟气二氧化硫浓度为2200~2400mg·m-3。上表以2400mg·m-3计。对燃煤硫分在3%以上的高硫煤机组来说，新机组脱硫效率必须达到98%左右，老机组的脱硫效率也必须达到95%以上；对燃煤硫分在1%-3%的中硫煤机组来说，大部分地区新建机组必须选择96%以上脱硫效率的工艺，而老机组可选择95%左右的工艺；对燃煤硫分在%-1%的低硫煤机组来说，新建机组脱硫效率必须达到93%以上；老机组可在90%左右。对于重点地区，脱硫效率必须达到97-99%才能满足50mg/m3的排放要求。烟气脱硫的环保政策和新的排放标准的实施，将对烟气脱硫市场及工艺技术发展方向产生重要引领作用。目前，我国火电厂脱硫领域的主流工艺是湿式石灰石-石膏法，占市场份额的90%以上；钢铁行业烧结机脱硫则是以石灰石-石膏法、氨法、循环硫化床法为主，多种工艺都有应用；化工行业，氨法则占据了较大市场份额。国内外已经成熟的脱硫工艺技术有很多种，但随着我国大气污染排放标准的日趋严格及发展循环经济的需要，我国烟气脱硫工艺技术路线现有格局将逐步发生微妙变化，将呈现由石灰石-石膏法占据绝对主导地位向多种烟气脱硫工艺技术路线共同发展的趋势。满足更严格排放标准、具有更稳定高效的脱硫效率、脱硫副产物可资源化的烟气脱硫工艺技术将代表未来发展方向，并将得到更多工程应用。烟气脱硫相关技术政策及规范国家环保部2011年环发405号文《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策（修订征求意见稿）》推荐的脱硫主导技术路线为石灰石/石灰-石膏法、海水法、氨法和循环流化床法，并提出了不同的鼓励应用范围。国家环保部2010年环发23号文，公布《燃煤电厂污染防治最佳可行技术指南(试行)》HJ-BAT-001，推荐石灰石/石灰-石膏法、回收型氨法、烟气循环流化床法三种脱硫工艺为二氧化硫污染防治最佳可行技术。烟气脱硫工艺设计应遵循的工程技术规范有:《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰-石膏法》（HJ/T179-2005），适用于400t/h(100MW)及以上锅炉，脱硫效率不低于95%；《火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法》（HJ/T178-2005），适用于65~1025t/h(15~300MW)锅炉，脱硫效率不低于85%；《火电厂烟气脱硫工程技术规范氨法》（HJ2001-2010），适用于100MW及以上机组，脱硫效率不低于95%，氨逃逸浓度低于10mg/m3，氨回收率不小于%；以及《工业锅炉及炉窑湿法烟气脱硫工程技术规范》（HJ462-2009）。国家环保部2010年

第103号公告，公示了《国家先进污染防治示范技术名录》和《国家鼓励发展的环境保护技术目录》，其中氨法脱硫技术被列为燃煤电厂烟气脱硫的示范技术；石灰石/石灰-石膏法、烟气循环流化床干法、废碱渣（液）烟气脱硫被列为鼓励发展的脱硫技术。2011年12月，国家环保部发布了《“十二五”主要污染物总量减排核算细则》，其中对国内较广泛应用的各种脱硫工艺的综合脱硫效率取值规定如下：石灰石/石灰-石膏法、海水法和氨法脱硫的综合脱硫效率最高可达到95%；循环流化床等半干法脱硫工艺、镁法和双碱法脱硫工艺综合脱硫效率原则上不超过80%。以上原则实际也是对目前我国脱硫工艺脱硫效率和实际运行情况的一个经验总结。根据以上国家烟气脱硫相关技术政策，石灰石/石灰-石膏法脱硫工艺和氨法脱硫工艺属于湿法脱硫，脱硫效率高，减排效果显著，是国家重点鼓励支持发展的工艺技术路线。影响烟气脱硫工艺技术路线选择的主要因素烟气脱硫工艺技术路线选择涉及技术、经济、总量减排、法律法规等多方面因素，应重点参考以下几个方面：1、排放标准要求。满足排放标准是基本要求。不论是新修订的火电厂排放标准，还是现行或即将修订的钢铁、水泥行业排放标准，都是国家强制性标准，烟气脱硫工艺必须满足达标排放的要求。2、技术政策要求。应满足国家相关烟气脱硫技术政策、工程技术规范等要求，以便在项目立项、可研、环评、设计各阶段顺利通过环境保护审批。3、总量控制和按排污量收费要求。企业扩大规模、各地招商引资发展经济的热情不减，但项目建设的前提之一是有环境容量指标。而指标有富余的地方或企业已很少，总量指标只有靠进一步的减排来获得。根据排污权可转让的原则，减少二氧化硫排放也可获得明显的经济收益。因此，最大可能的提高脱硫效率也是工艺选择的重要考虑因素。我国目前的排污收费原则是排污即收费，每吨二氧化硫的排污费已经上涨到1260元/吨。一个中型火电厂年产生二氧化硫以10万吨计算，脱硫效率每增加1%，可减少排放量1000吨，减少排污收费126万元。因此，脱硫效率的提高对改善企业的运行效益也有明显的影响。4、可靠性要求。国家环保部环办[2010]91号文明确要求火电企业铅封或取消烟气旁路，作为提高二氧化硫减排效果的主要措施，并将在“十二五”期间得到进一步的贯彻执行。这对脱硫装置的运行可靠性提出了更高的要求。没有大型工程化的业绩、没有连续稳定运行可靠数据的脱硫工艺也难以得到市场认可。5、循环经济要求。发展循环经济将是我国今后长期的经济发展之路。脱硫工艺的选择应在去除二氧化硫的同时，尽量避免或少产生二次污染，实现副产物综合利用将是对脱硫工艺的更高要求。传统的大量产生固废的脱硫工艺不符合循环经济的要求，其发展也将在“十二五”期间受到一定制约。总之，脱硫效率高、运行可靠、符合循环经济的要求的脱硫工艺技术才能满足“十二五”新形势的要求。四、我国主要脱硫工艺技术应用现状我国上世纪70年代中期就开始了控制二氧化硫排放的工艺技术研究，通过三十多年的自主研发与引进，国内已经投入工业运行的脱硫工艺技术多达几十种。脱硫工艺根据脱硫剂形态分为干法、半干法及湿法。干法和半干法具有投资省、能耗低的特点，在中小型燃煤锅炉领域占据一定的市场份额。但其脱硫效率通常不高于90%，因此，针对国家日趋严格的排放要求，其市场空间受到限制，只适用于较低的燃煤硫含量的条件。湿法脱硫可以达到95%以上的脱硫效率，将是今后我国脱硫工艺技术发展的主要方向。根据脱硫剂的性质，湿法可分为石灰石-石膏法、海水法、氨法、双碱法、镁法、有机胺法等。1、石灰石-石膏法石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺最早从国外引进，因工艺成熟、脱硫剂便宜易得等因素成为我国的主流脱硫工艺，在全国已投运的烟气脱硫机组中占90%以上的市场份额。石灰石-石膏法每年产生的石膏量达到7000万吨左右，综合利用率只有40%左右，其它只能作为固废堆存，由此产生环境二次污染问题，同时安全隐患加大。根据国家工信部发布的《大宗工业固体废物综合利用“十二五”规划》，石膏固废是我国第一大固废，2010年产生量达到亿吨，而综合利用量只有5000万吨左右。2015年，国家将控制石膏的固废产生量在亿吨以下，综合利用量目标1亿吨，任务非常艰巨。此外，由于该工艺以石灰石浆作为脱硫剂，受反应活性、料浆吸收能力等因素的限制，要实现96-98%的脱硫效率比较困难。2、海水法海水烟气脱硫技术作为一项成熟可靠的技术，在国际上已有近40年的成功应用业绩。我国上世纪90年代末，福建后石电厂1×600MW机组、深圳妈湾电厂1×300MW机组引进海水烟气脱硫技术并投入运行后，鉴于其系统简单、维护方便、不需添加脱硫剂等优点而越来越受到滨海电厂的青睐。目前，我国已有十多个电厂海水脱硫装置投入运行或在建。海水烟气脱硫技术适宜于我国东、南部沿海地区及脱硫后海水排放海域扩散条件良好，燃用含硫量小于1%的煤种及200MW及以上新建燃煤发电锅炉建设烟气脱硫设施时选用。但该工艺最大争议是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域要慎重考虑。

3、氨法氨法是以液氨或氨水为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫起反应，并通过空气氧化，最终产物为硫酸铵的脱硫工艺。氨为化学合成的纯度较高的化学品，其水溶液呈碱性，具有脱硫效率高的特点，可达到97%以上。脱硫副产物硫酸铵可销售作为化肥使用，因此，具有循环经济的特点，近年来受到国内众多企业的青睐。国外氨法脱硫先后有近十套装置投运，但受液氨供应不便等因素的限制没有大范围的推广。我国目前已有四十多家企业，投运了近百套氨法脱硫装置，分布于热电联产机组、电厂、钢铁等行业。还有30多家企业的氨法脱硫装置在建设中。4、其它脱硫工艺双碱法工艺是为了克服石灰石-石膏易结垢的缺点而发展起来的。该工艺理论上也可达到97%以上的脱硫效率。但该工艺流程较长，石膏中残留部分烧碱或纯碱造成难以综合利用。目前，国内有部分中小工业企业的自备电站采用了该工艺。镁法脱硫也可达到97%以上的脱硫效率。日本和我国的台湾建设有多套镁法脱硫装置，但大都采取的是抛弃法，即脱硫副产物亚硫酸镁抛弃到海里，造成运行成本较高。我国硫酸镁的市场空间较小，年消费量不足30万吨，而工业硫酸镁的产量高达70-80万吨。回收型镁法脱硫需要解决脱硫副产物市场去向的问题。有机胺法是在化工行业脱除硫化氢的工艺上发展起来的，也可达到97%以上的脱硫效率。目前，我国第一套工业化有机胺脱硫工程正在贵州福泉电厂（2X660MW级机组）建设中，预计2012年内投产，总投资近8亿元。该工艺流程长，需配套下游硫酸装置，一次投资较大。其经济性和运行可靠性有待工程投产后的检验。如果技术取得成功，比较适合高硫煤及电厂附近有较大硫酸需求的场合。生物脱硫是利用烟气中的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(SRB)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。生物脱硫在我国已有成功工程应用案例，且技术发展很具有潜力。需要关注的问题是要合理解决烟气温度较高和生物法脱硫常温操作二者之间的矛盾，培育更适于烟气脱硫的耐高温的脱硫菌。五、氨法脱硫工艺特点及应用情况1、氨法脱硫的工艺特点（1）脱硫效率高，燃煤硫份波动适应性强吸收剂氨为碱性强、纯度高的化学品，吸收烟气中的SO2是气－液两相反应，因此氨法反应速率快、反应完全，吸收剂利用率高，对二氧化硫的吸收能力高于其他工艺。工程实例证明，即使对于中高硫煤，氨法脱硫也可以达到97-99%的脱硫效率。氨完全溶于水，在不改变液气比的情况下，很容易增加吸收剂的吸收能力，满足硫份波动时的脱硫要求。这对燃煤来源较多、煤质不稳定的电厂有一定的吸引力。（2）符合循环经济的要求氨法脱硫脱硫副产物为硫酸铵化肥，系统不产生废水废渣。氨法脱硫还可采用废氨水作为脱硫剂，在治理二氧化硫和废氨污染的同时又能“变废为宝”，真正实现了“循环经济”。（3）运行成本低，并可与脱硝实现协同控制氨法脱硫系统阻力低，液气比小，因此，氨法脱硫装置的小时电耗比石灰石-石膏法低40%以上。1吨氨可脱除约2吨二氧化硫，生产约吨硫酸铵。硫酸铵作为一种农用化肥，有较高的经济价值，能够显著降低装置的运行费用。煤的含硫量越高，副产品硫酸铵产量越大，脱除单位SO2的运行费用越低，同时煤炭采购费用也将降低，环保效益、经济效益一举两得。氨法脱硫的同时具有20%左右的脱硝效果，还可与SCR等脱硝工艺公用一套液氨供应系统，减少占地和投资，氨法脱硫与脱硝可实现协同控制。（4）氨法更容易实现长周期稳定运行氨法的脱硫剂、中间副产物及最终产物均属易溶于水，对设备的磨损以及引起的堵塞风险都明显降低。且氨法脱硫没有制粉、制浆、废水处理等工序，流程更为简洁。因此，更容易实现长周期稳定运行。（5）氨法脱硫符合我国国情液氨是我国最大宗的煤化工产品，2010年的产能超过6500万吨，产量接近5500万吨。我国仍有近500家合成氨企业广泛分布于全国各地。目前在建的合成氨装置产能仍有数百万吨。因此，我国的氨源供应条件优越，完全可以满足脱硫脱硝等行业对工业氨的需求。硫酸铵是含有硫养分的氮肥，深受我国缺硫地区以及复混肥生产企业的喜爱。中国化工信息中心的研究表明，中国的硫酸铵市场需求潜力在1000万吨以上，而目前的产量只有300万吨左右。因此，硫酸铵在我国的市场潜力广阔。2、氨法脱硫的应用推广情况我国对氨法脱硫技术的探索始于上世纪九十年代。1995年，氨法脱硫技术被列为国家科技重点攻关项目并列入"十五"863项目。2005年，国家发改委、中国电力企业联合会氨法脱硫技术考察团赴美国进行考察后，建议中国建设氨法烟气脱硫示范工程。此后随着氨法脱硫工艺自身的不断完善和改进，氨法脱硫已进入工业化应用阶段。2009年中国电力联合会受国家发改委和环保部委托召开的“氨法脱硫技术现场评议会”，对氨法脱硫的技术成熟性给予了