一、概况
根据控制SO2排放的工艺在煤炭燃烧过程中的位置，可将脱硫技术分为燃烧前、燃烧中和燃烧后脱硫三种。燃烧前脱硫主要是指选煤、煤气化、液化和水煤浆技术；燃烧中脱硫指的是低污染燃烧、型煤和流化床燃烧技术；燃烧后脱硫也即所谓的烟气脱硫技术。
表1-1 燃煤的主要脱硫技术
燃烧阶段 技术名称 脱硫效率
燃烧前 煤炭洗选技术 40%—60%
煤气化技术 85%以上
水煤浆技术 50%
燃烧中 型煤加工技术 50%
流化床燃烧技术 70%
烟气脱硫 湿法 石灰石(石灰)/石膏法 95%以上
简易石灰石(石灰)/石膏法 70%—80%
海水烟气脱硫 60%—70%
烟气磷铵复肥法（PAFP） 50%—80%
碳酸钠、碳酸镁和氨做吸收剂工艺 60%—80%
半干法 喷雾干燥法（LSD） 70%—95%
干法 吸收剂喷射法 50%—70%
电子法 电子束辐照技术 50%—70%
其它 脱硫除尘一体化技术 40%—70%
二、燃烧前及燃烧中脱硫技术介绍
1、煤炭洗选技术
选煤是除去或减少原煤中所含的硫分、灰分等杂质，并按不同用户对煤质的不同要求，实行对路供应。选煤技术分物理法、化学法和微生物法三种。
目前在我国广泛采用的是物理选煤方法，其中跳汰占59%、重介质选煤占23%、浮选占14%。物理选煤可除去原煤中60%的灰分和1/3—1/2的黄铁矿硫。各种燃煤设备使用品种质量和粒度符合工艺要求的选煤，可提高热效率和可靠性。
1995年，我国共有煤炭洗选能力3.8亿吨，煤炭入洗量为2.8亿吨，占全国煤炭生产量的22%，共除去硫分101万吨，相当少排放了202万吨的二氧化硫。但中国选煤生产和技术都比较落后，发展缓慢，近几年煤炭入洗率一直在20%左右。
2 、煤气化技术
煤气化是把经过适当处理的煤送入反应器，在一定的温度和压力下，通过气化剂(空气或氧和蒸汽)以一定的流动方式(移动床、流化床或携带床)转化成气体。中国的煤气化用途主要分为工业和民用二大类，其中工业用途主要是生产化工合成原料气、燃料气。中国已成功地掌握了年产8万吨合成氨的德士古炉设计、制造及运行技术；燃料气主要用于冶金、建材工业，采用的气化技术有固定床和二段空气气化炉。城市居民用气主要依赖于炼焦副产煤气和煤的气化来实现，我国引进鲁奇气化炉技术成功地完成了产气量160万m3/hr的依兰煤气工程和产气量54万m3/hr的兰州煤气工程。
3、水煤浆技术
水煤浆是70年代发展起来的一种以煤代油的新型燃料。它是把灰分很低而挥发分高的煤，研磨成微细煤粉，按煤水合理的比例，加入分散剂和稳定剂配制而成，可以象燃料油一样运输贮存和燃烧。
生产水煤浆的原料煤，灰分一般小于8%，硫分小于5%，并且燃烧效率高，烟尘和SO2排放远低于烧原煤；另外，水煤浆燃烧时火焰中心温度比烧煤和烧油低，故氮氧化物的生成量低。目前我国共有六个制浆厂，制浆能力已超过了年产60万吨。至今已成功地完成了20t/hr、35t/hr工业锅炉、轧钢加热窑炉的应用工作，230t/hr电站锅炉应用水煤浆工程也已进行调试和试生产。
4、 型煤加工技术
型煤加工是用粉煤或低品位煤制成具有一定强度和形状的煤制品，可分为民用型煤和工业型煤两类。前者有煤球和蜂窝煤，后者包括用于工业锅炉、窑炉和蒸汽车的型煤。型煤加工一般需加粘结剂和固硫剂，以提高成型率和在燃烧中固硫。
型煤的固硫率一般在50%左右，并可节煤和减少烟尘排放。我国近十几年来对工业型煤固硫技术开展了大规模的研究工作，相继在重庆、洛阳、贵阳、北京、太原等地建设了工业型煤厂；集中成型基础上开发的集中配煤、炉前成型技术已在兰州、北京、天津等地部分推广。目前工业型煤的生产总能力达550万吨，较多的是用于中小锅炉上。
5、 流化床燃烧技术
流化床燃烧是把煤和吸附剂(石灰石)加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮，进行流化燃烧。循环流化床锅炉由于湍流混合充分，燃烧效率可达85%—90%，而层燃炉只有70%；在加入石灰石的钙硫比达2.0时脱硫率可达70%。较低的燃烧温度使NOx生成量大大减少，其排放比层燃炉少70%以上。
近年来，电厂循环流化床锅炉有很大发展，目前国外已有240台在运行，总容量约10GW，最大单机容量达250MW。
我国自六十年代初开始研究和开发循环流化床燃烧锅炉，已经历了四个阶段：第一阶段，研究开发中小型流化床工业锅炉，目前全国在用量达3000多台；第二阶段，研究开发电站用循环流化床锅炉，目前我国已有大约68MW机组在正常运行；第三阶段，研制煤气与蒸汽联产的锅炉，1994年我国投入运行了一台35t/hr的示范锅炉；第四阶段，研制以流化床气化和燃烧为基础的燃气—蒸汽联合循环发电技术，目前已在徐州贾旺电厂进行示范。我国CFB锅炉在使用时绝大多数还未加脱硫剂。
三、烟气脱硫技术(FGD)
表1-2 脱硫技术应用情况
类 别 脱硫率（%） 主要特点 缺 点 适用范围
湿法 钠吸收法 废弃法 ≥95 是所有烟气脱硫方法最经济者 未能回收硫资源，且造成二次污染 日、美等国用于火力发电厂
直接利用法 ≥95 吸收SO2后的吸收液NaSO3得以利用 多用于造纸、纺织、食品工业等
回收亚硫酸钠、硫酸钠法 90~95 流程简单，操作方便，副产品得以利用 投资高于废弃法 多用于燃油锅炉、硫酸厂尾气
韦尔曼-洛德法 90~95 流程简单，投资费用较低，回收SO2纯度高 目前产品亚硫酸钠需求量有限 硫酸尾气及有色冶炼烟气脱硫
双碱法 90~95 可得纯度高的石膏、设备不易堵塞、结垢 碱耗量大，脱硫费用高 多用于大中型燃煤锅炉
碱性硫酸钠-石膏法 98~99 流程简单，操作方便，原料价廉可得优质石膏 吸收液再生困难 该工艺在日本应用较多
氨吸收法 氨-酸法 90~95 流程简单、技术最成熟、投资省 耗氨、耗酸量大 我国最早应用于冶炼烟气脱硫
二段氨-酸法 95~98 流程简单、技术成熟、硫回收率高 我国多用于中小型硫酸厂、冶炼厂
亚胺法 90~98 不耗酸、气、压缩空气、流程简单，投资省 产生白色烟雾，溶液对设备有腐蚀作用 用于硫酸厂、有色冶炼厂烟气脱硫
氨-石膏法 90~95 可得结晶良好的石膏产品 耗氨量大、产生白色烟雾 多用于钢厂，可用于一般锅炉烟气脱硫
石灰石或石灰乳吸收法 生成物废弃法 70~90 流程简单、投资省、见效快 未能回收硫资源，易造成二次污染 国内外应用于一般锅炉烟气脱硫
石灰、石灰石-石膏法 70~90 原料便宜来源方便，可得石膏产品 石膏结晶堵塞设备，操作费用高 日本等多用于火力发电厂
稀硫酸催化氧化法 90~98 流程简单、无堵塞磨损问题、运转费用低可得副产品石膏和稀硫酸 多用于有稀硫酸或石膏用户者或无适当吸收剂的工厂
氧化镁法 ≥90 吸收剂便宜、吸收效率比石灰、石灰石-石膏法高，堵塞结垢问题小，可回收资源 多用于大中型火力发电厂及集中供热锅炉烟气脱硫
干法 活性氧化锰吸收法 ≥90 吸收剂不易失去活性、再生温度低，无需加温可得副产品硫铵
活性炭吸附法 ≥90 操作简单，运行可靠、可得副产品稀硫酸 设备装置庞大，占地面积大投资费用高、动力消耗大 适用于对单转化制酸流程的硫酸厂尾气脱硫
1、石灰石(石灰)/石膏法
在现有的电厂烟气脱硫工艺中，湿式石灰石(石灰)洗涤工艺技术最为成熟，运行也最可靠，吸收剂利用率高，一般Ca/S等于1.2时，脱硫效率可达90%以上，该工艺采用廉价的石灰石或石灰作吸收剂，脱硫产物为亚硫酸钙或硫酸钙，如采用强制氧化，产物基本为硫酸钙石膏。
1.1 化学原理
石灰石吸收湿法洗涤工艺是按下列化学过程进行的。在水中，气相SO2被吸收并经下列反应离解。
由于H+ 被OH-中和生成H2O使得这一平衡向右进行。OH-离子是由水中溶解的石灰石产生的，且鼓入的空气可将生成的CO2带走。
鼓入的空气也可用来氧化在上述有关反应中得到的 和 离子, 最后生成石膏沉淀物。
1.2 石灰石(石灰)法烟气脱硫系统的构成
石灰石(石灰)法烟气脱硫装置原则上可以划分为下列结构单元：
· 由石灰石粉料仓、石灰石磨机及测量站构成的石灰石制备系统。
· 由洗涤循环、除雾器和氧化工序组成的吸收塔。
· 由回转式烟气/烟气换热器或蒸汽/烟气预热器、清洁烟气冷却塔排放或湿烟囱排烟构成的烟气再热系统。
· 由水力旋流分离和过滤皮带组成的石膏脱水装置。
· 石膏贮存装置。
· 废水处理系统。
典型的工艺流程见图1-1。由石灰石粉与再循环洗涤水混合而成的重量浓度20%左右的石灰石浆用泵打入洗涤塔底槽，与槽中浆液混合后再泵至不同高度处由喷嘴喷射到洗涤塔中。洗涤液与烟气中 结合生成亚硫酸钙和石膏，为了实现将反应产物完全转化成石膏，需将氧化用的空气通到洗涤塔的石灰石浆槽中。通过水力旋流分离器将粗石膏晶体从洗涤液中分离出来，然后用真空皮带过滤机将石膏脱水到水份含量低于10%。
图1-1常规型FGD系统
1.3石灰石/石膏法的应用情况
湿式石灰石洗涤工艺应用范围较广，无论燃用低、中硫煤还是高硫煤，均可使用；在美国火电厂FGD系统中，脱硫产物抛弃的湿式石灰石洗涤工艺占48.0%，而对脱硫产物加以利用的石灰石/石膏法只占1.3%，我国在重庆珞璜电厂引进了两套该种烟气脱硫设备，分别匹配两台容量同为36万KW的凝汽式汽轮发电机组，其中1号机组于1992年11月开始商业运转，2号机组于1993年5月开始运转，均为100%烟气处理。该系统脱硫效率 95%；系统有效利用率达锅炉运行时间的99%以上；石膏纯度高于90%；工艺年副产石膏约40万吨。
2.海水烟气脱硫
天然海水含有大量的可溶性盐, 其中主要成分是氯化钠和硫酸盐, 及一定量的可溶性碳酸盐。海水通常呈碱性, 自然碱度约为1.2~2.5mmol/l, 这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。
海水脱硫系统主要有烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。锅炉排出的烟气经除尘器除尘后，有FGD系统增压风机送入气－气换热器的热侧降温，然后送入吸收塔，在吸收塔中用来自电厂循环冷却系统的冷却水洗涤烟气，洗涤过的海水经曝气处理后排入大海。
国外一些脱硫公司利用海水的这种特性, 成功地开发出海水脱硫工艺。海水脱硫系统主要由烟气系统、再热系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。
1988年以前，海水脱硫工艺多应用于冶金行业的炼铝厂及炼油厂等。近年来在火电厂的应用有较快的发展。挪威ABB公司的海水脱硫工艺已在挪威和国外建成20多套装置，挪威的烟气脱硫全部采用这种工艺。
深圳西部电力有限公司2号300MW机组引进海水脱硫技术,预计1998年7月工程建成投产。该系统在设计工况条件下的脱硫率³90%，在校核工况下, 脱硫率³70%，曝气池出口处排放海水的pH³6.5，FGD系统出口烟气温度³70℃。福建漳州后石电厂一期2台600MW机组利用海水脱硫的可行性研究也在进行之中。
3. 干法喷钙类脱硫
喷吸着剂工艺属干法工艺。按所用吸收剂不同可分为钙基和钠基工艺，吸着剂可以干态，湿润态或浆液喷入。喷入部位可以为炉膛、省煤器和烟道。当钙硫比为2.0时，干法工艺的脱硫效率可达50-70%，钙利用率达50%。这种方法较适合老电厂改造，因为在电厂排烟流程中不需增加什么设备，就能达到脱硫目的。喷吸收剂工艺目前占总装机容量的3.2%，其中89%用于燃煤含硫量<2%的机组。
3.1化学原理
喷钙脱硫技术由两步固硫反应组成，首先作为固硫剂的石灰石粉料喷入炉膛热烟气中， 热解后生成的CaO随烟气流动，与其中 反应脱除一部分 ；然后，烟气进入锅炉尾部的活化反应器(或烟道)，通过有组织的喷水增湿，一部分尚未反应的CaO转变成具有较高吸硫活性的 ，继续与烟气中的 反应，从而完成脱硫的全过程。整个工艺流程的化学过程如下：
在第一阶段, 石灰石粉用气力喷射到炉膛的上方、温度900~1250℃的区域。CaCO3受热分解成CaO和CO2：
CaCO3®CaO+CO2
锅炉烟气中部分SO2和全部SO3与CaO反应生成硫酸钙：
CaO+SO2+O2®CaSO4 CaO+SO3®CaSO4
新生成的CaSO4和未反应的CaO与飞灰随烟气(包括未被吸收的SO2)一起流到锅炉的下游。经验表明，只要保证锅炉正常的飞灰运行方式，锅炉的受热面不会产生积灰和结焦问题。
在第二阶段，烟气在一个专门设计的活化器中喷入雾化水，进行增湿。烟气中未反应的CaO与水反应生成在低温下有很高活性的Ca(OH)2， Ca(OH)2与烟气中剩余的SO2反应，首先生成CaSO3，接着氧化成CaSO4。
CaO+H2O®Ca(OH)2
Ca(OH)2+SO2+H2O+O2®CaSO4+H2O
在活化器中，对喷水量及水滴直径需严格控制，控制增湿后烟气温度与水露点温度之差，既要使此差尽可能小，又不要造成活化器湿壁和脱硫产物变湿。同时，还要保证烟气与固体颗粒的均匀混合及一定的停留时间，以使化学反应完全及液滴的干燥。
由于脱硫渣和灰含有一部分未反应的CaO和Ca(OH)2，为提高吸收剂的利用率，使其再循环到活化器。从活化器出来的增湿后的烟气温度在55~60℃，为防止烟气在ESP和烟囱中进一步降到低于露点而引起腐蚀，在活化器出口与ESP之间增加了烟气再热装置。
3.2工艺流程
图1-2给出了美国DOE洁净煤示范项目“LIMB及冷侧脱硫”在Edgewater 4号电站105Mwe机组上的工艺流程。工艺由两部分组成，即炉内喷钙/多级燃烧器(LIMB)系统，和炉后烟道冷侧喷水增湿系统。
系统工艺流程。
图1-2喷钙脱硫工艺流程
3.３应用与发展状况
“八五”期间，在贵州轮胎厂一台20t/hr层燃炉上建立了喷钙脱硫的工业示范装置，锅炉尾部增湿活化功能利用锅炉原配有的文丘里和水膜除尘器来实现。我国抚顺电厂引进了LIFAC的炉内喷钙部分，配套120MW机组(锅炉燃煤含硫0.54%)，设计脱硫效率40%；南京下关电厂引进LIFAC全套技术，配套125MW机组(锅炉燃煤含硫0.92%)，设计脱硫效率75%。
4.发展中的烟气脱硫新技术
目前，已经运行或正在建设的脱硫装置基本上是以石灰石-石膏法为主流的脱硫技术，大多属抛弃法，副产品是一种低品位的石膏。由于石膏的品位低、数量大，难以利用，可能会造成严重的二次污染。因此，开发一种不产生二次污染，并能实现资源综合利用的脱硫技术是发展方向。目前这方面正在研究的主要有电子束脱硫技术和脉冲等离子体脱硫技术。
4.1 电子束法
二十多年来，国外电子束技术研究发展迅速，无论在日本、美国、德国等均取得了可喜的进展。电子束脱硫技术(简称电子束法)已引起了许多国家的关注和重视。电子束法是采用高能电子束照射烟气，使烟气中的N2、O2和水蒸气等发生辐射反应，生成大量的离子、自由基、原子、电子和各种激发态的原子、分子等活性物质，它们将烟气中的SO2和NOX氧化为SO3和NO2。这些高价的硫氧化物和氮氧化物与水蒸气反应生成雾状的硫酸和硝酸，这些酸再与事先注入反应器的氨反应，生成硫铵和硝铵。
到目前为止，国外共建烟气处理量1000 Nm3/h以上的各类中试厂14个，波兰在建一座300万Nm3/h烟气处理量的工业示范厂。我国在成都热电厂引进了电子束法工艺进行100MWe烟气脱硫示范工程。
4.2 脉冲电晕法
当电子束技术用于大型燃煤电厂烟气脱硫时，所需束功率是可观的。例如，一个燃用2.5%含硫煤的300MW电厂，为达到80%脱硫率，需束功率约2000kW。大功率电子加速器是一种高技术产品，制造技术相当复杂，其中某些关键技术需研究开发。生产成本及运行维护费用均较高。据初步经济估算，在电子束技术总投资中，加速器约占15～20%的比例。因此，八十年代以来，一些科学家开始寻找更廉价的低温等离子体发生技术，如脉冲电晕技术，以取代昂贵的电子加速器。
4.2.1脉冲电晕法的基本原理
脉冲电晕法是利用上升前沿陡、窄脉冲的高压电源(上升时间：10~100ns，拖尾时间：100~500ns，峰值电压：100~200kV，频率：20~200Hz)与电源负载——电晕电极系统(电晕反应器)组合，在电晕与电晕反应器电极的气隙间产生流光电晕等离子体，而使SO2 和NOX 从烟气中脱除的过程。
在实现时，用几万伏以上的高压脉冲放电使电子加速到5~20eV，这些高能电子使周围气体分子辐射分解和电离，生成大量的氧化极强的OH、O、HO2、O3 等自由基、离子和电子等活性物种，进而使烟气中的SO2及NOX氧化,在有氨注入的情况下, 生成(NH4)2SO4和NH4NO3，同时用静电除尘器或袋式过滤器收集这些副产品，而使烟气得到净化。图1-3为纳秒压窄脉冲发生器示意图。高压窄脉冲电源回路由直流电源DC、旋转火花隙开关RSG、脉冲形成电容CP 及传输线组成。脉冲电晕反应器的结构一般为线——筒式或线——板式。在工业试验中一般为线——板式结构。运行时，用脉冲高压使电容储能，通过旋转火花隙开关向反应器注入能量，同时产生电晕等离子体。
图1-3 纳秒级高压窄脉冲发生器
DC—直流电源, CP —脉冲形成电容, RSG—旋转火花隙开关,
M—电机, CR—电晕反应器
4.2.2发展状况
1991年，我国大连理工大学设立了国家重点自然科学基金“脉冲放电等离子体活化法脱除烟气中SO2 和NOX 的研究”，重点解决脱硫脱硝能耗这一关键问题。国家科委于1993年将等离子体脱硫技术引入“八五”攻关计划。并于 1994年9月对该项目的进展情况进行了中期评估。在处理量为4~15Nm3/h的模拟烟气试验中，SO2 和NOX 初始浓度分别为500~2000 及200ppm，氨化学计量比为0.8~1，烟气在电场中停留时间为2～7秒，注入反应的能量为1~5Wh/Nm3 ，结果对SO2 脱除率为约80%，NOX 脱除率约60～70%，脱除的SO2 几乎全部转(NH4)2SO4 。
四、 案例分析: 珞璜电厂湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术
珞璜电厂位于重庆市西南35公里的长江之滨的珞璜镇。电厂4台360MW燃煤发电机组由法国阿尔斯通公司设计并供货, 一期工程2×360MW, 于1988年动工兴建, 1992年投产; 相同规模的二期扩建工程, 已于1996年破土, 预计1999年建成投产。
珞璜电厂燃用重庆松藻煤矿高硫无烟煤, 原煤含硫量3.5~5%, 四台燃煤机组年耗原煤370万吨, 如不采取脱硫措施, 每年向大气排放SO2约25万吨, 使当地SO2排放总量超过大气环境容量的极限。
为解决电厂兴建后的SO2污染控制问题, 珞璜电厂一期工程配套引进日本三菱重工烟气脱硫装置, 实现了脱硫设施与电厂主体工程同时设计、同时安装、同时投运的SO2治理方针。电厂二期扩建工程所配套的烟气脱硫装置，也将与电厂主体工程实现“三同时”。
1. 烟气脱硫装置
一期工程两套烟气脱硫装置(FGD), 与电厂锅炉单元匹配, 占地82×150米，每套装置处理烟气量1,087,200Nm3/h(ECR工况), 烟气SO2含量3707ppm(d), 采用石灰石细粉作吸收剂, 钙有效利用率93%, 钙硫化1.02, 脱硫率95%以上, 副产品二水脱硫石膏CaSO4·2H2O(纯度90%)可用于建材和化工行业。
(1) FGD工艺流程
FGD工艺流程含6个子系统：
1) 原料
FGD所需吸收剂石灰石细粉(250目, 筛余5%, CaO³50.4%), 由自卸密封罐车从3.5公里外的定点粉厂运输到电厂。ECR工况下, 每套装置用粉量约20吨/时。
2) 浆液配制系统
每套脱硫装置设独立的制浆系统, 浆液浓度为30wt%。
3) 烟气系统
烟气首先通过气/气换热器(GGH)的吸热侧, 冷却降温到100℃左右, 进入吸收塔洗涤,脱硫后的烟气经除雾器后,通过GGH的再热侧,加热到90℃,由增压风机送入烟囱。
4) 吸收系统
吸收塔为并流格栅填料塔, 兼有除尘、脱硫、氧化等功能。
塔高(包括反应器)30.7米, 反应段截面为11.2×7.2米。在标高21.7米处, 安装低压涌泉喷嘴, 塔内布置两层规则填料, 每层高4米。底部反应罐内, 密布氧化空气喷管, 并有中央搅拌器。塔内安装破泡装置, 并全部有树脂涂层防腐。
5) 石膏制备系统
吸收塔排出的石膏浆液, 通过水力旋流器, 增稠到40wt%, 后进入真空皮带脱水机, 脱水后的石膏(含水量£10%)由皮带运输机送至石膏仓储存。
6) 石膏浆液抛弃系统
部分不考虑综合利用的经水力旋流器增稠到40wt%的石膏浆液, 通过串联泵组, 一次性输送到5.5公里外的灰场堆放。
(2) FGD公用及附属系统
1) 控制系统
FGD有采用TDC-3000分散型控制系统。
2) 电气系统
3) 辅助系统
包括压缩空气、水、蒸汽等供给。
(3) FGD主要技术参数
1) 进入FGD的烟气条件
每套装置处理烟气量, 当锅炉连续经济出力(ECR)时, 烟气量为1,087,200Nm3/h, 最大连续出力(MCR)时, 烟气量为1,170,000 Nm3/h, ECR工况 下, 烟温为142℃。引风机出口压力为1.7mbar, 出口SO2浓度为350ppm, 飞灰213ng.Nm3(w)。
2) 主要技术经济指标
系统脱硫率 保证值³95%
系统出口烟温 ³90℃
系统出口水雾量 <50mg/Nm3
液气比(L/G) 26mg/Nm3 塔内烟气流速 4.3m/sec
塔内负压 -0.038bar 钙利用率 93%
石灰石耗量 <24吨/时·台
电力消耗 64000kwh/h·台 副产品石膏纯度 ³90%
(4) FGD工程验收
1992年3月16日, 1#FGD首次进烟成功, 经半年试运行, 于1992年10月8日完成连续14天的性能考核, 各项指标均达设计要求。2#FGD于1993年5月20日通过性能考核。1994年3月24日, 由国家环保局主持会议通过验收。表1-3为性能考核结果。
表1-3 保证项目性能试验结果
保证项目 保证值 试验结果
1# FGD 2# FGD
脱硫率 ³90% 95.9% 96.7%
出口烟气温度 >90℃ 101.2℃ 101.4℃
出口烟气水雾量 <50mg/Nm3 7mg/Nm3 26mg/Nm3
电力水耗
每套装置 <6400kwh/h 4978kwh/h 5520kwh/h
石膏回收 <750kwh/h 620kwh/h 747kwh/h
石膏抛弃 M480kwh/h 331kwh/h 409kwh/h
石灰石消耗量 <24t/h 21t/h 18.1t/h
石膏纯度 >90% 93% 93.4%
石膏水份 <10% 6.83% 8.44%
石膏中Cl-浓度 <100ppm 13ppm 63ppm
石膏中F-浓度 <100ppm 22.5ppm 60ppm
石膏中Mg+浓度 <450ppm 298ppm 71ppm
注: 1# FGD性能考核日期: 1992年9月15日~10月8日
2# FGD性能考核日期: 1993年4月2日~4月24日
2. 一期脱硫装置的运行情况
电厂配备35人组成脱硫车间，负责装置的运行、维修和日常管理。
通过几年的实践，摸索经验，运行管理正逐步纳入规范化。装置的投运率逐年有所提高(表1-4)。
表1-4 脱硫装置的投运率
运行年度 1# FGD 2# FGD
锅炉运行小时 FGD运行小时 投运率 锅炉运行小时 FGD运行小时 投运率
1994 6195 2959 47.8% 6817 4064 59.4%
1995 6391 4065 63.6% 7277 4347 59.7%
1996(1-8) 2445 2079 85% 4720 3810 80.7%
投运率不高的主要原因是锅炉排烟温度过高和烟气含尘量过大。
锅炉排烟温度设计值为142℃，由于冷气预热器设计传热面不足，实际运行温度通常在160℃以上。进入脱硫系统的烟气中SO3含量比设计值(3~8ppm)大三倍多，高达30ppm。大量的SO3(气态)在GGH(吸热侧)翅片管束的表面结露形成H2SO4，不仅加剧管来的腐蚀，而且极易粘结烟尘，造成烟气流通面积减小，使烟气阻力渐增。而且，由于生产厂家原因，电除尘器运行工况不稳冷，烟尘含量增大，使GGH吸热侧堵灰，压力损失DP迅速上升，直到装置报警并自动停运。
脱硫装置大修周期定为三年，大修合理工期为8周工作日，装置运行4~8个月后，应进行小修，小修工期为2周。
3. 二期脱硫工程
1995年11月，华能公司与三菱重工签署珞璜二期脱硫工程合作合同。工程总体设计由三菱重工承担，华能配合设计并负责国内设备制造的设计转化。关键设备，如再循环泵、氧化风机、真空皮带脱水机、增压风机、吸收塔内部装置、控制系统、阀门等，由三菱供货，其余均由华能在国内解决。三菱重工对脱硫装置的技术性能负责，并无偿转让相应的部分技术。华能承担装置建设的全过程总包。
二期脱硫装置的设计条件、工艺流程、系统布置均与一期类同，但针对一期工程运行中出现的问题和工期的实际情况，作适当变更，主要为：(1) 85%烟量处理, 80%系统脱硫率；(2) 采用双接触流程液柱塔(见图1-4)；(3) GGH(吸热侧)管束改用光管。
图1-4 并流填料塔改为双接触流程液柱塔
五、 燃烧后控制技术的综合评价
表1-5 燃烧后控制技术的综合评价
评价项目 石灰石石膏法 简易湿法 磷铵复肥法 喷雾干燥法 喷钙增湿法 海水脱硫
工艺流程简易情况 主流程简单;石灰浆制备流程复杂 流程较简单 脱硫流程简单，制肥部分较复杂 流程较简单 流程简单 流程较简单
工艺技术指标 脱硫率>90%,钙硫比1.1 脱硫率70%,钙硫比1.1 脱硫率95% 脱硫率80%,钙硫比1.5 脱硫率70%,钙硫比2 脱硫率90%
脱硫副产品 脱流渣主要为CaSO4,目前尚未利用 脱流渣主要为CaSO4,目前尚未利用 脱硫产品为含N+P2O5 35%以上的氮磷复合肥料 脱硫渣为烟尘和Ca的混合物,目前尚不能利用 脱硫渣为烟尘和Ca的混合物,目前尚不能利用 脱流渣主要为硫酸盐, 排放
推广应用前景 燃高,中硫煤锅炉,当地有石灰石矿 燃高,中硫煤锅炉,当地有石灰石矿 燃高硫煤锅炉,附近有磷矿资源 燃高,中,低硫煤锅炉都可使用 燃烧中,低硫煤锅炉 燃烧中,低硫煤锅炉, 沿海地区
电耗占总发电量的比例 1.5-2% 1% 1-1.5% 1% 0.5% 1%
烟气再热 需再加热备 需再加热 需再加热 不需再加热 不需再加热 需再加热
占地情况 多 少 多 少 极少 较大
技术成熟度 国内已商业化引进 国内正在引进 国内已进行中试 国内已进行中试 国内已工业示范 国内正在引进
环境特性 很好 好 很好 好 好 好
经济性能：FGD占电厂总投资的比例 13-19% 8-11% 12-17% 8-12% 6%-8% 7-8%
脱硫成本元/吨SO2脱除 750-1550 730-1480 1400-2000 720-1230 790-1290 400-700
副产品效益元/吨SO2脱除 无 无 1600元/吨SO2 无 无 无
FGD投资占电厂投资比例最高的是湿式石灰石-石膏法，约为13%-19%，最低的是炉内喷钙尾部增湿法，占6%-8%。
国务院关于酸雨控制区和二氧化
硫污染控制区有关问题的批复
国函［1998］5号
国家环保局：
你局《关于呈报审批酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案的请示》（环发［1997］634号）收悉，现批复如下：
一、原则同意《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》，由你局发布。同意酸雨控制区和二氧化硫污染控制区（以下简称两控区）划定范围（具体范围附后）。
二、两控区控制目标为：到2000年，排放二氧化硫的工业污染源达标排放，并实行二氧化硫排放总量控制；有关直辖市、省会城市、经济特区城市、沿海开放城市及重点旅游城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准，酸雨控制区酸雨恶化的趋势得到缓解。到2010年，二氧化硫排放总量控制在2000年排放水平以内；城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准，酸雨控制区降水pH值小于4.5的面积比2000年有明显减少。
三、禁止新建煤层含硫分大于3%的矿井，建成的生产煤层含硫分大于3%的矿井，逐步实行限产或关停。新建、改造含硫分大于1.5%的煤矿，应当配套建设相应规模的煤炭洗选设施。现有煤矿应按照规划的要求分期分批补建煤炭洗选设施。城市燃用的煤炭和燃料重油的含硫量，必须符合当地城市人民政府的规定。
四、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，必须建设脱硫设施。现有燃煤含硫量大于1%的电厂，要在2000年前采取减排二氧化硫的措施，在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其他具有相应效果的减排二氧化硫的措施。化工、冶金、建材、有色等污染严重的企业，必须建设工艺废气处理设施或采取其他减排措施。
五、要结合产业和产品结构的调整，大力推行清洁生产，加强技术改造，促进资源节约和综合利用，切实降低二氧化硫排放水平。
六、要按照《国务院关于二氧化硫排污收费扩大试点工作有关问题的批复》（国函［1996］24号要求，认真做好二氧化硫排污费的征收、管理和使用工作，其中用于重点的排污单位专项治理二氧化硫污染的资金比例不得低于90 %。
七、有关地方人民政府和电力、煤炭等有关部门要按照本批复的要求，制定有关规划及计划，采取有效措施，确保两控区目标和要求的落实。你局要认真做好两控区污染防治的指导工作，加强环境监测和监督检查。
附：1．酸雨控制区范围
2．二氧化硫污染控制区范围
中华人民共和国国务院一九九八年一月十二日
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