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摘要我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD），目前湿法烟气脱硫被认为是最成熟，控制SO2最行之有效的途径。随着国民经济的发展，对电量的需求日益增加，燃煤电厂排放的S02量也愈来愈大，S02造成的环境污染日趋严重，解决火电厂烟气脱硫问题迫在眉睫。纵观目前世界脱硫技术的发展，发达国家90％以上的烟气脱硫采用湿法脱硫技术。石灰石一石膏法湿法脱硫工艺独到的技术特点和优点主要体现在：工艺系充不受烟气中S02含量的限制，系统运很稳定，对煤种和机组负荷变化适应性强，能在较大范围内满足系统脱硫率的要求；单机容量可达1200MW机组烟气量；脱硫率高，SO2脱除效率可大于95％；能耗低，一般FGD装置电耗小于1．5％；可靠性高，装置可利用率大于95％；吸收剂价廉易得，脱硫副产品石膏还可以综合利用。若是在湿法烟气脱硫剂中添加表面活性剂,可以大幅度地提高脱硫效率,并且对脱硫剂的成分和酸碱度影响较少,适合推广使用。本文也讨论了表面活性剂的性质、功能及其在湿法烟气脱硫除尘一体化装置中的应用。本文在分析燃煤锅炉烟气除尘脱硫技术现状的基础上，对烟气脱硫技术进行了理论分析。研究了湿法脱硫技术原理以及其影响因素、改进技术和发展前景。关键字：烟气脱硫石灰石石膏湿法烟气脱硫，脱硫原理表面活性剂HT型高效湿法脱硫技术横向冲刷前言我国火电厂烟气脱硫技术最早始于20世纪6o年代初。当时为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀；采用在过热器前喷人白云石粉；以减少烟气中二氧化硫的浓度，降低烟气酸露点；保护低温空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。进入20世纪7O年代后，先后开展了lO多项不同规模、不同工艺的试验研究，取得了一些阶段性研究成果，积累了宝贵的经验。主要的试验有：湖北松木坪电厂活性炭脱硫工业性试验；四川豆坝电厂磷铵复合肥料脱硫工业性试验；四川白马电厂旋转喷雾脱硫工业性试验；炉内喷钙脱硫中间试验等。但由于技术、经济等多方面的原因，一直未能在大型工业装置上得到应用。目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有：煤炭洗选、洁净煤燃料技术；燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫，对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。洁净煤燃料技术在国际上是近l0年开发的新技术，目前工业发达国家成熟的已经商业化运行的有：循环流化床锅炉(CFBC)、加压循环流化床锅炉(PFBC)、燃气蒸汽联合循环发电(IGCC)，但单机容量都不大，国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段。后两种洁净煤燃料技术投资大，技术要求高，难以在短时间内在国内大面积推广使用。循环流化床锅炉(CFBC)具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点，尽管建设费用较高，但其技术已趋于成熟，具备条件的5～3O万千瓦机组可因地制宜有计划地选用。上述洁净煤发电技术由于其煤炭燃烧方式与常规锅炉燃烧方式差别很大，因此，在不更换锅炉的情况下，洁净煤发电技术难以用于解决现役电厂的环保问题，在可预见的将来，洁净煤技术在电力结构中所占比例仍较低。因此，控制火电厂二氧化硫的排放，在未来较长的时间内，其主流和根本有效的手段仍将是烟气脱硫。在我国煤炭产量中，含硫量在1％以下的低硫煤约占70％；其中含硫量小于0．5％的比例较低，大部分低硫煤资源分布在内蒙古西部、山西和陕西北部、新疆等地。根据我国的能源政策，低硫煤主要保证民用和用作工业原料的需要。如果用煤量大、技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤，则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺，而且将导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其它工业炉窖或民用方面使用，从而增加全国二氧化硫排放控制的难度和治理二氧化硫污染所付出的经济代价。烟气脱硫是目前国际上广泛采用的控制二氧化硫的成熟技术，因地制宜采用不同的烟气脱硫工艺可有效地控制火~)--氧化硫的排放，满足国家和地区环境质量标准的要求。由于火电厂生产用煤量大，锅炉热效率和煤炭转换成电能的效率都较高，脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制。因此，采取烟气脱硫治理火电)--氧化硫污染，环境效益显著。如果参照工业发达国家的做法，拉开低硫煤与高硫煤的价格差距，并通过政策、标准等加以引导，则烟气脱硫较易被燃用中高硫煤的电厂所接受。根据我国国情，烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。第一章、湿法烟气脱硫技术的进展早在英国产业革命后的十九世纪末，人们就开始应用含碱性物质的泰晤士河河水，洗涤燃煤烟气净化SO2。在本世纪三十年代，人们开始应用CaO作吸收剂，湿法脱除烟气中的SO2。本世纪七十年代初，第一套湿法洗涤烟气脱硫装置诞生于美国。从七十年代初到本世纪末的30年里，针对湿法烟气脱硫洗涤系统，尤其是脱硫塔易结垢、堵塞、腐蚀以及机械故障等一系列的弊病，日本、美国及德国对湿法烟气脱硫开展了深入不间断的的研究，在脱硫效率、运行可能性和成本方面有了很大的改进，运行可行性可达99%。到目前为止，湿法烟气脱硫技术已经成熟，并步入实用化阶段。在最近30年内，湿法烟气脱硫技术每隔10年就攀升一个新的台阶，取得了新的进展。第1.1节起步阶段---第一代烟气脱硫（70年代初--70年代末）1970年美国颁布了空气净化法，要求新建燃煤发电厂SO2的排放量控516mg/Nm3以下，以法律手段强制燃煤发电厂安装烟气脱硫装置，削减SO2排放量。七十年代初，以湿法石灰石为代表的第一代湿法烟气脱硫技术开始在电厂应用。从七十年代初到七十年代末，主要湿法烟气脱硫技术有湿法石灰石/石灰法、湿法氧化镁法、双碱法、钠基洗涤、碱性飞灰洗涤、柠檬酸盐清液洗涤、威尔曼--洛德法等。第一代烟气脱硫多安装在美国和日本。第一代烟气脱硫技术的主要特点是：吸收剂和吸收装置种类众多，投资和运行费用很高，设备可*性和系统可用率较低，设备结垢、堵塞和腐蚀最为突出，脱硫效率不高，通常为70-85%，大多数烟气脱硫的副产物被抛弃。第1.2节、发展阶段---第二代烟气脱硫（80年代初--80年代末）在80年代初，西方发达国家SO2排放标准日趋严格，批准了执行SO2削减计划，促使烟气脱硫技术进一步发展，烟气脱硫出现了第二代高峰。烟气脱硫技术得到了迅速推广。1979年美国国会通过了“清洁空气法修正案”（AAA1979），确立了以最小脱硫效率和最大SO2排放量为评价指标的新标准，由此，80年代第二代烟气脱硫系统进入商业化应用。第二代烟气脱硫以干法、半干法为代表，主要有喷雾干燥法、LIFAC、CFB、管道喷射法等。在这个阶段，湿法石灰石/石灰法得到了显著的改进和完善。在解决结垢、堵塞、腐蚀、机械故障等方面取得了显著的进展。第二代湿法烟气脱硫技术的主要特点是：湿法石灰石洗涤法得到了进一步发展，特别在使用单塔、塔型设计和总体布局上有较大的进展。脱硫副产品根据不同国情可生产石膏或亚硫酸该混合物，德国、日本的烟气脱硫大多利用强制氧化使脱硫副产品转化为石膏，而美国烟气脱硫副产品大多堆放处理；基本上都采用钙基吸收剂，如石灰石、石灰和消石灰等；湿法石灰石洗涤法脱硫效率提高到90%以上；随着对工艺理解的深入，设备可*性提高，系统可用率达到97%；由于脱硫副产品是含有CaSO3、CaSO4、飞灰和未反应吸收剂的混合物，故脱硫副产品的处置和利用，成为80年代中期发展干法、半干法烟气脱硫的重要课题。喷雾干燥法在发展初期，脱硫效率仅为70-80%，经过不断完善，到后期通常能达到90%，系统可用效率较好，副产品商业用途少。烟道内或炉内喷钙的脱硫效率只有30-50%，系统简单，负荷跟踪能力强，但脱硫吸收剂的消耗量大。第1.3节、成熟阶段---第三代烟气脱硫（90年代初--90年代末）1990年美国国会再次修订了“清洁空气法”（CAAA1990），新的修正案要求现有电厂减少SO2的排放量，到2002年1月1日，SO2总排放量比1990年SO2排放量减少900万吨。1990年以来，美国燃煤发电厂使用的第三代湿法烟气脱硫，均为脱硫效率≥95%的石灰石湿法工艺，脱硫副产品石膏实现商业化应用。第三代烟气脱硫技术的主要特点如下：投资和运行费用大幅度降低，性能价格比高，喷雾干燥法烟气脱硫需要量大大减少，各种有发展前景的新工艺不断出现，如LIFAC、CFB、电子束辐照工艺，NID工艺以及一些结构简化、性能较好的烟气脱硫工艺等。这些工艺的各种性能均好于第二代，而且商业化、容量大型化的速度十分迅速；湿法、半干法和干法脱硫工艺同步发展。第三代湿法烟气脱硫通过工艺、设备及系统多余部分的简化、采用就地氧化、单一吸收塔技术等，不仅提高了系统的可*性（95%）和脱硫效率，而且初期投资费用降低了30-50%。同时脱硫副产物回收利用的研究开发，也拓展了商业应用的途径。到1995年，世界各国使用的烟气脱硫装置总共大约有760套（250GW）。其中湿法是应用最普遍的烟气脱硫系统，占总量的84%，特别是石灰石/石灰湿法占70%，安装湿法烟气脱硫装置最多的国家是美国，大约为200多套；其次是德国，大约为15套；日本居第三位，大约为45套。湿法烟气脱硫技术经过30年的研究发展和大量使用，一些工艺由于技术和经济上的原因被淘汰，而主流工艺石灰石/石灰--石膏法，得到进一步改进、发展和提高，并且日趋成熟。其特点是脱硫效率高，可达95%以上，可利用率高，可达到98%以上。可保证与锅炉同步运行；工艺过程简化；系统电耗降低，投资和运行费用降低了30-50%。第1.4节、我国湿法烟气脱硫的现状和发展我国对烟气脱硫技术的研究与开发，始于70年代。到90年代，已进行了四种烟气脱硫的试验研究（活性炭磷铵肥法、旋转喷雾干燥法、简易石灰喷雾法和石灰石三相硫化床法的中试规模）。90年代，我国先后从国外引进了各种类型的烟气脱硫技术，在六个电厂建造了烟气脱硫示范工程，并已投入工业化运行。近年来我国也加大烟气脱硫国产化的力度，并已取得了突破性进展。我国政府在最近10年内，颁布了一系列有关燃煤发电厂SO2污染控制法规、条例及排放标准。严格的法规和排放标准，是治理SO2污染和控制的重要推动力。第1.5节、国家有关脱硫方面的法律、法规《大气污染防治法》针对火电厂提出了“在城市市区内新建火电厂，应当根据需要和条件，实行热力与电力联合生产”、“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，属于新建项目不能采用低硫煤的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施，属于已建企业不用低硫煤的，应当采取控制二氧化硫排放、除尘的措施。国家鼓励企业采用先进的脱硫、除尘技术”。在《火电厂大气污染排物放标准》（GB13223-1996）中对火电厂二氧化硫控制划分了三个时间段，根据不同的时间段提出了不同的控制要求。对1997年1月1日起环境影响报告待审查批准的新、扩、改建火电厂（第三时段），在继续并从严实行全厂排放总量控制的基础上增加了烟囱浓度控制限制，并与“两控区”和煤的含硫量挂钩。煤的含硫量大于，最高允许排放浓度2100mg/Nm3小于或等于1%时为1200mg/Nm3，即要求处于“两控区”的电厂煤的含硫大于1%时必须脱硫。但对于1%以下含硫量的电厂，还要根据电厂的允许排放总量和区域控制总量及当地环境质量的要求通过环境影响评价后确定是否脱硫。在1998年1月国务院以国函〔1998〕5号文批复的国家环保局制定的《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》中要求“两控区”内火电厂做到：到2000年达标排放；除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂；新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱