燃煤锅炉烟气脱硫途径通常可分为三种：1，燃烧前脱硫，如机械浮选法、强磁分离法等；2，燃烧中脱硫，如炉内喷钙以及采用CFBC等；3，燃烧后脱硫，即烟气脱硫(FGD)，这是当今世界上普遍采用的方法。而烟气脱硫按反应产物的物质形态(液态、固态)可分为湿式、半干式和干式三种，湿法烟气脱硫技术占85%左右,其中石灰石石膏法约占36.7%,其它湿法脱硫技术约占48.3%；喷雾干燥脱硫技术约占8.4%；吸收剂再生脱硫法约占3.4%；炉内喷射吸收剂及尾部增湿活化脱硫法约占1.9%；其它烟气脱硫形式有电子束脱硫、海水脱硫、循环流化床烟气脱硫等。由于对环境保护的日益重视和大气污染物排放量的更加严格控制，我国新建大型火电厂和现役电厂主力机组必须安装相应的烟气脱硫装置以达到国家环保排放标准。
就我国的烟气脱硫技术而言，西南电力设计院早在80年代就完成了旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术的研究，并在四川白马电厂建立了处理烟气量为70000Nm3/h的旋转喷雾干燥法脱硫工业试验装置，1991年正式移交生产运行。“八五”期间电力部门在有关部门的支持下进行了华能珞璜电厂2台360MW机组石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、山东黄岛电厂旋转喷雾干燥法烟气脱硫、山西太原第一热电厂高速水平流简易石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、南京下关电厂2台125MW机组的炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、四川成都热电厂电子束烟气脱硫、深圳西部电厂300MW机组海水脱硫等不同工艺的中外合作示范项目或商业化试点脱硫项目。国家经贸委在《“九五”国家重点技术开发指南》中确定了燃煤电厂脱硫主要技术开发内容有1，石灰/石灰石洗涤法脱硫技术；2，喷雾干燥法脱硫技术；3，炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫技术；4，排烟循环流化床脱硫技术，这给我国烟气脱硫技术的研究与开发指明了方向。其中湿式石灰/石灰石洗涤法脱硫技术已经由国家电力公司引进国外技术消化吸收并形成国产化；喷雾干燥法脱硫技术我国通过多年的研究和试验已基本掌握设计、制造100MW机组烟气脱硫技术的实力。
纵观当今烟气脱硫技术的现状，目前世界上大机组脱硫以湿法脱硫占主导地位，选用湿法脱硫装置的机组容量占总数的85%，但湿法脱硫一次性投资昂贵、设备运行费用较高。随着经济的发展，发展中国家的环保形势越来越严重，为适应这些国家脱硫市场的需要，许多国家都在致力开发高效干法脱硫技术。本文简单介绍目前有广泛市场前景的几种干式烟气脱硫技术，结合这些脱硫方法的特点和我国特别是上海地区的实际情况，提出并着手研究开发高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫，并建立国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台。
1， 炉内喷钙及尾部增湿润活化脱硫技术
LIFAC(Limestone Injecyion into Furnace and Activation of Unreacted Calcium)烟气脱硫工艺即锅炉炉膛内喷射石灰石粉，并配合采用锅炉尾部烟道增活化反应器，使未反就的CaO通过雾化水进行增湿活化的烟气脱硫工艺。目前世界许多厂商研究开发的以石灰石喷射为基础的干法脱硫工艺中，芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺最为典型，并于1986年首先投入商业性运行。
LIFAC工艺主要包括以下几个子系统：
(1) 石灰石粉系统 包括石灰石粉的制备、计量、运输、贮存、分配和喷射等设备。
(2) 水利化反就器系统 包括水利化水雾化、烟气与水混合反应、下部碎渣与除渣、器壁防垢等设备。
(3) 脱硫灰再循环系统 包括电除尘器下部集灰、贮存、输送等装置。
(4) 烟气再热系统 包括烟气再热装置和主烟气混合用喷嘴等。
LIFAC脱硫工艺的基本原理如下：
炉膛内喷钙脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力喷入炉膛内850~1150度(摄氏)烟温区，石英钟灰石煅烧分解成CaO和CO2，部分CaO与烟气中的SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2。反应生成CaSO4，脱除烟气中一部分SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2脱除率随煤种、石灰石粉特性、炉型及其空气动力场和温度场特性等因素而改变，一般在20%~50%。
活化器内脱硫的基本原理：烟气增湿活化售硫反应的机理主要是由于脱硫剂颗粒和水滴相碰撞以后，在脱硫剂颗粒表面形成一层水膜，脱硫剂及SO2气体均向其中溶解，从而使脱硫反应由原来的气-固反应转化成水膜中的离子反应，烟气中大部分未及时在炉膛内参与反应的CaO与烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4。活化反应器内的脱硫效率通常在40%~60%，其高低取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布和烟气流速、出口烟温，最主要的控制因素是脱硫剂颗粒与水滴碰撞的概率。
由于活化反应器出口烟气中还有一部分可利用的钙化物，为了提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化反应器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法，将烟气温度提高至露点以上10~15度(摄氏)加热工质可用蒸气或热空气，也可用未经活化器的烟气。
整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫效率η和活化器脱硫效率η之和，即η=η1+(1-η1)η2，一般为60%~85%。LIFAC脱硫方法适用于燃用含硫量为0.6%~2.5%的煤种、容量为50~300MW燃煤锅炉。与湿式烟气脱硫技术相比，投资少，占地面积小，适合于现有电厂的改造。
2 新型一体化脱硫技术
NID技术是瑞典ABB公司80年代初开发的新颖脱硫技术，借鉴了旋转雾干燥法的脱硫原理又克服了使用制浆系统的种种弊端，既具有干法的廉价、简单等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰的2*125MW样板机上运行成功，进一步拓展了它在欧洲的垃圾焚烧、煤粉炉及其它工业炉中的脱硫市场份额，迄今已有10套装置在欧洲各国运行。
NID烟气脱硫系统，从锅炉或除尘器排出的未经处理的热烟气，经烟气分布器后进入NID掇应器，与增湿的可自由流动的灰和石灰混合粉接触，其中的活性组份立即被子混合粉中折碱性组份吸收，同时，水分蒸发使烟气达到有效吸收SO需要的温度。对烟气的分布、混合粉的供给速率及分布和增湿用水量进行有效控制，可以达到最佳期脱硫效率。经处理的烟气进入除尘器(布袋除满面春风器或静电除尘器)除去其中的粉尘，再经引风机排入烟囱。除尘器除掉的粉尘经增湿后进入NID反应器，灰斗的灰位计控制副产品的排出。
NID系统可以采用生石灰(CaO)或消石(Ca(OH))作为吸收剂。采用生石灰时，，生石灰要在一体式的消化器中消化。如果采用消石灰，则不需提供石灰消化器。加入NID系统的水量取决于进入和排出NID反应器的烟气温度差(即喷水降温量)。温差越大，需要蒸发的水量也越大。一般情况下，吸收效率和石灰石利用率与离开反应器的烟气的相对湿度有关。出口温度低限受最终产物的输送特性限制，最佳状态是将“接近温度”保持在15~20度(摄氏)。
增湿润搅拌机是NID工艺的主要部件之一，增湿搅拌机根据控制出口烟气温度和SO脱除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循环飞灰和水。培湿搅拌机独特的设计，保证在搅拌时间很短的情况下能达到良好的搅拌效果。加入的水在粉料微粒表面上形成一层几μm的水膜，从而增大了酸性气体与碱性粉料的接触表面。大面积的密切接触保证了吸收剂和SO之间几乎是瞬间的高效反应，所以可以将反应器的体积保持在最小。二氧化硫与氢氧化钙反应生成容易处理的亚硫酸钙/硫酸钙。
NID技术的显著特点有：
(1) NID工艺取消了喷雾干燥工艺中制浆系统，实行CaO的消化及循环增湿一体化设计，克服了单独消化时出现的漏风、堵管等问题，而且消化时产生的蒸汽都能利用，增加了烟气的湿度，对脱硫有利。
(2) 鉴于其它干法、半干法工艺脱硫剂利用率不高的问题，此工艺实行脱硫灰多次循环，循环倍率高达30~50倍，使脱硫剂的利用率提高到95%以上，大大降低了运行成本。
(3) 脱硫效率高，当Ca/S=1.1时，脱硫效率确保大于80%，当Ca/S=1.2~1.4时，脱硫效率可达90%~99%。
(4) 整个装置结构紧凑、占用空间小，投资少，约为湿法脱硫投资的1/3，而且运行成本较低。
(5) 脱硫无需烟气再加热。
3 循环流化床烟气脱硫技术
循环流化床烟气脱硫技术是近几年国际上新兴起的比较先进的烟气脱硫技术，它具有投资相对较低的优点，因此非常适合发展中国家使用，正引起越来越多国家的重视。在国际上掌握此项技术比较成熟的公司有德国的Lurgi公司CFB、德国Wulff公司的RCFB(Reflux Fluidized Bed)和丹麦FLS.moljo公司的GSA(Gas Suspension Absorber)系统,美国已将此项技术纳入其洁净煤计划中.我国清华大学煤高效低污染燃烧国家重点实验室做了400m/h烟气量的机理性实验研究工作.此项技术在国外已基本成熟,但我国对这项技术的掌握还不具备完全工业化的条件,还有许多尚待解决的问题,需进一步地研究.
循规蹈矩环流化床烟气脱硫技术主要是根据循环流化床的工作原理,使吸收剂在流化床反应来实现脱硫的一种方法.整个循环流化床烟气脱硫系统由石灰浆制备系统\脱硫反应系统和收尘引风系统组成,包括石灰贮仓化灰槽、灰浆泵、水泵、活化反应器、旋风分离器、除尘器和引风机等设备。GSA系统工艺流程，从锅炉或焚烧炉出来的烟气进入活化反应器，与雾化的石灰浆混合，反应器内的石灰浆在干燥过程中与烟气中SO及其它酸性气体进行中和反应。烟气经旋风分离器分离粉尘后进入静电除尘器或布袋除尘器，符合排放标准的清洁烟气经烟囱排放到大气中。含有脱硫灰和未反应完全的石灰石的流化床床料在旋风分离器中分离，其中99%的床料经调节器速螺旋装置送回反应器中循环，只有大约1%的床料作为副产品脱灰排出系统。脱硫灰的循环可以最大限度地利用石灰浆和脱硫灰，减少了新鲜石灰的用量。
循环流化床烟气脱硫技术的主要控制参数有床料循环倍率、流化床床料浓度、烟气及脱硫吸收剂在反应器及旋风分离器中停留时间、反应器内操作温度、钙硫比、脱硫效率等。
利用循环流化床作为脱硫反应器的最大优点是，可以通过喷水将床温控制在最佳期反应温度下，达到最好的气固紊流混合并不断暴露出未反应消石灰的新表面，而通过固体物料的多次循规蹈矩环使脱硫剂具有很长的停留时间，从而大大提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。因此，循环流化床烟气脱硫能够处理高硫煤的脱硫，并且Ca/S在1.1~1.5之间时，脱硫效率可达90%~97%以上。与湿法烟气脱硫相比，具有系统简单、造价较低，而且运行可靠，所产生的最终固态产物易于处理等优点。因此，循环流化床烟气脱硫技术是一项具有广泛应用前景的脱硫技术。
4 上海地区烟气脱硫的应用前景分析
面对国外开发的众多烟气脱硫技术，我国的煤粉炉脱硫应针对具体的情况(如煤中含硫量、必须达到的脱硫效率、电厂所在位置及容量等)因地制宜地采用合适技术方案。湿法烟气脱硫技术脱硫率高，技术成熟、应用最广，但投资成本和运行费用较高。随着我国经济的快速发展，我国的环保形势越来越严重，开发高效、低成本的干式烟气脱技术的特点和我国特别是上海地区的实际情况，研究开发具有自主知识产权的高效、低成本的干式烟气脱硫技术显得任重道远。
上海地区新建成电厂石洞口二厂、吴泾电厂六期工程以及正在建设中的外高桥电厂等锅炉都燃用东胜神木煤，燃用神木煤锅炉的装机容量将达上海地区总装机容量的2/3。该煤种的特点为高钙低硫，钙在灰中含量可达20%以上。因此设想利用神木煤中的钙，在炉内进行自身燃烧脱硫，在燃烧中把一部分硫与这些钙基化合物反应固定在灰中；同时利用煤灰中的高钙在烟道内喷水增湿，活化未反应的氧化钙，在烟道内进行二次脱硫。即煤自身燃烧脱硫及增湿活化工艺。这一方法具有投资低、工艺简单、有效的特点，预计脱硫率在50%~60%，对燃用神木煤为主的上海地区电厂有很重要的实用意义。对上海地区燃用低硫煤而言，二氧化硫能控制在700mg/Nm左右，基本达到当前一些西方发达国家环保要求(美国为1238mg/Nm，加拿大为700mg/Nm)，所以完全能满足达到我国未来相当长时间内二氧化硫排放控制要求，减少了二氧化硫在大气的排放而且烟气增湿能降低飞灰电阻率，对烟气静电除尘也大有好处。因此，煤自身燃烧脱硫及增湿化技术是一种适合我国国情的脱硫方法，具有巨大的社会效益和良好的经济效益。另外，循环流化床烟气脱硫技术具有脱硫效率高、投资成本低等突出优点，是适合于中高硫燃煤锅炉的干法烟气脱硫技术。目前我国在这方面的基础研究工作已经起步，但距离工业实施还有一定差距。因此，有必要加强研究，并进行半工业和工业试验，以使我国的脱硫技术接近或达到世界先进水平。
在以上分析的基础上，上海交通大学目前已建立了国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台，对高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫技术进行研究和开发。试验台系统由模拟烟气产生系统、增湿活化反应器、可调喷水雾化系统、自动给料系统和除尘系统组成。系统通过燃烧城市煤气产生热烟气，向系统管道中加入一定量的SO气和掺入一定量的电厂锅炉尾部烟道中的真实烟气成分，并调节活化器进口烟气温度和流量。在活化器中采用Y型喷嘴喷水增湿活化脱硫吸收剂颗粒，通过调节雾化水和压缩空气的流量和压力以得到不同的雾化液滴粒径。在活化反应器进出口和沿活化反应器的高度方向布置了若干测点，测量烟气温度和SO浓度，研究各种因素对脱硫效率的影响。试验台高度为6m，现采用Π型结构布置，保证反应器内脱硫剂颗粒理论停留时间在4min以上，处理烟气量为2000Nm/h。配有分离式雾化液滴粒径标定台，并采用激光衍射测粒仪，可对喷嘴的雾化特性进行测定，从而可对影响脱硫反应的关键因素——增湿液雾粒径的影响进行详细的试验研究。试验台上已预装了旋风分离器，可改造为上出气的循环流化床烟气脱硫试验台，以便对循环流化床烟气脱硫进行详细的试验研究。在试验研究的基础上将在国内某电厂300MW机组抽取一定量的烟气，在烟道貌岸然旁路上进行。
3/21/2005
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