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【摘 要】针对发电厂对烟气二氧化硫控制技术探讨问题，对目前燃煤过程的主要脱硫工艺进行了介绍，探讨了石灰石/石膏湿法的脱硫工艺、烟气循环流化床脱硫工艺、新型一体化干法脱硫工艺和氨法脱硫工艺，通过对发电厂现行两种脱硫工艺效果的探讨，循环干法烟气脱硫技术和CFB脱硫工艺，对两种不同脱硫工艺系统进行了比较。为发电厂脱硫技术选择和创新提供了依据。
【关键字】发电厂；二氧化硫；控制技术
引言
发电厂提供了工农业生产重要的电能源，但在发电过程中产生的二氧化硫，又是污染空气的重要物质，据资料报道，随着我国工业的发展，空气污染问题已经成为制约我国环境的制肘，其中二氧化硫的排放总量随着我国电力生产的发展呈升高趋势。主要的原因是火力发电导致，在中国排放二氧化硫总量的90%中，大约有一半以上数量来自火电厂的燃煤过程。但目前中国有不能关闭这些用煤作燃料的发电厂，据资料报道2010年的SO2的年排放量为2295万吨，预计在今后的15年内，到2015年降到2086万吨，2020降到1995万吨。任务是艰巨的。为此，国家颁布了新的《大气污染防治法》，大力发展清洁生产，提倡节能减排，并划定了SO2污染控制区，并把火力发电厂定格为清洁生产审核企业，通过安装在线监测系统，严格控制发电厂燃煤过程中的SO2排放的标准。同时，国家出台了利用创新技术处理SO2的政策，给脱硫电厂给与政策优惠。显然，电厂燃煤过程要严格控制SO2的排放量，必须依靠现代科技能力，以创新技术的发展积极探索适合中国国情的脱SO2技术。这时低碳经济发展的要求，也是环境保护的必然要求，因此，脱硫技术的研究已成为当代重要课题之一。
1、目前燃煤过程的主要脱硫工艺介绍
当今世界燃煤电厂对控制SO2排放量的方法，其中最有效的技术应属烟气脱硫法，就是利用烟气脱硫法来排除脱硫率，虽然在技术上已经比较成熟，但在世界范围内选取这种方法进行烟气脱硫的工艺已经达到数百种，本文分析了国内热电厂应用较多的几种烟气脱硫工艺技术，希望为发电厂对烟气二氧化硫的控制技术得到提高。
1.1石灰石/石膏湿法的脱硫工艺
石灰石/石膏湿法脱硫工艺是采用石灰石或石灰做脱硫吸收剂，为了对烟气二氧化硫气体吸收的更好，就需要增加石灰石的比表面积，因此将石灰石磨成细粉状，再与水混合充分搅拌成吸收浆液。当携带SO2的烟气进入吸收塔后，塔内的石灰粉吸收浆液就会与SO2混合，二氧化硫就会与浆液中的碳酸钙发生化学反应后沉降，它的反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器，然后经换热器加热后排入烟囱。吸收浆液可循环再利用。这种方法的经济价值较高，可以使脱硫的副产物（二水石膏）成为建材产品，不仅符合清洁生产要求，解决发电厂烟气脱去SO2，同时又可以增加发电厂的经济效益，可以说是一举三得。
1.2烟气循环流化床脱硫工艺（CFB）
这种脱硫工艺方法，由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。它的吸收剂采用干态的消石灰粉，烟气由管道从底部进入吸收塔，烟气经吸收塔底进入，就会与消石灰及水发生反应，除去烟气中的SO2。烟气中夹带的吸收剂和脱硫灰，在通过吸收塔下部时，由于受到气流的加速作用，使烟气中的微粒悬浮起来，使管道内烟气的质点以不规则的运动，从吸收塔顶部的侧向下位置进入脱硫除尘器，使烟气进行气固分离，在除尘器内，可以基本完成对烟气中的颗粒吸附。经测定通过气固分离器的烟气含尘量在50mg/Nm3以下。
1.3新型一体化干法脱硫工艺（NID）
NID脱硫工艺是ALSTOM公司是上世纪90年代中期的干法脱硫工艺。它是利用石灰或消石灰为脱硫剂，把电除尘器捕集下来的飞灰和加入的脱硫剂进行混合，然后增湿，作为吸收剂注入除尘器入口烟道，使之均匀地分布。
1.4氨法脱硫工艺（FGD）
FGD脱硫系统，是当今比较先进的SO2排放控制技术。它不但可以脱除烟气中95%以上的SO2，而且可以生产出高附加值的硫酸铵化肥产品，这种变废为宝的工艺符合清洁生产的要求。该系统的工艺方法主要是利用浓度为15%含量的氨水作为脱硫剂，然后将生成的硫酸铵浆液，进行浓缩脱水。
2.对发电厂现行两种脱硫工艺效果的比较
2.1循环干法烟气脱硫技术
发电厂410吨煤粉锅炉在发电过程中，采用了新型循环干法烟气脱硫技术（简称NID），这种技术是近年来国内的先进技术。它的运行参数为：脱硫效率≥90%；出口烟气含硫量≤90mg/Nm3；脱硫剂消耗量为2.3t/h；脱硫用水耗量≤21.5t/h；脱硫动力的总功率≤1200Kw。按上述数据计算，单台机组脱硫的年正常运行成本为1934.58万元，折算电成本为0.026元/kwh。
2.2CFB脱硫工艺
发电厂同样的410吨煤粉锅炉，采用循环流化床常温半干法脱硫工艺。工艺参数为：脱硫效率≥90%；出口烟气含尘量浓度≤50mg/Nm3；脱硫剂耗量2.96t/h脱硫用水耗量≤19.4t/h脱硫系统总功率≤3 590Kw；单台机组脱硫每年正常运行成本需1993.74万元，折算电成本为0.0284元/kwh。
2.3两种不同脱硫工艺系统的比较
CFB脱硫工艺由于采用布袋除尘器，除尘效果明显，可以达到50mg/Nm3。NID脱硫工艺采用电除尘器，虽在100mg/Nm3以下，但可满足国家标准。NID脱硫工艺还可以长周期运行。但从脱硫工艺的稳定性比较，CFB的脱硫工艺稳定性比NID工艺的稳定性稍差。NID脱硫工艺采用先进的NIDIC工艺包，可全部实现DCS控制，在操作过程中，工艺上很少出现波动，还可降低生产成本。
3、结语
通过结果计算和分析认为，目前国内干法脱硫装置在设计和设备制造方面各有优势，这也说明技术上还有不足。脱硫系统能否长期稳定正常运行，是制约脱硫效果的“瓶颈”。目前我国烟气脱硫系统的投资和运行、维护费用较高，因此如何因地制宜地选择相适应的脱硫工艺，来降低投资和运行费用是现代化工生产的关键。在今后的技术创新中，要利用高科技手段，提高烟气脱硫的结果，为保护环境，选择能耗低、吸收剂消耗量小，二次污染物少，排放指标符合国家清洁生产要求的脱硫技术，是科技创新的努力方向。
【关键字】发电厂；二氧化硫；控制技术
引言
发电厂提供了工农业生产重要的电能源，但在发电过程中产生的二氧化硫，又是污染空气的重要物质，据资料报道，随着我国工业的发展，空气污染问题已经成为制约我国环境的制肘，其中二氧化硫的排放总量随着我国电力生产的发展呈升高趋势。主要的原因是火力发电导致，在中国排放二氧化硫总量的90%中，大约有一半以上数量来自火电厂的燃煤过程。但目前中国有不能关闭这些用煤作燃料的发电厂，据资料报道2010年的SO2的年排放量为2295万吨，预计在今后的15年内，到2015年降到2086万吨，2020降到1995万吨。任务是艰巨的。为此，国家颁布了新的《大气污染防治法》，大力发展清洁生产，提倡节能减排，并划定了SO2污染控制区，并把火力发电厂定格为清洁生产审核企业，通过安装在线监测系统，严格控制发电厂燃煤过程中的SO2排放的标准。同时，国家出台了利用创新技术处理SO2的政策，给脱硫电厂给与政策优惠。显然，电厂燃煤过程要严格控制SO2的排放量，必须依靠现代科技能力，以创新技术的发展积极探索适合中国国情的脱SO2技术。这时低碳经济发展的要求，也是环境保护的必然要求，因此，脱硫技术的研究已成为当代重要课题之一。
1、目前燃煤过程的主要脱硫工艺介绍
当今世界燃煤电厂对控制SO2排放量的方法，其中最有效的技术应属烟气脱硫法，就是利用烟气脱硫法来排除脱硫率，虽然在技术上已经比较成熟，但在世界范围内选取这种方法进行烟气脱硫的工艺已经达到数百种，本文分析了国内热电厂应用较多的几种烟气脱硫工艺技术，希望为发电厂对烟气二氧化硫的控制技术得到提高。
1.1石灰石/石膏湿法的脱硫工艺
石灰石/石膏湿法脱硫工艺是采用石灰石或石灰做脱硫吸收剂，为了对烟气二氧化硫气体吸收的更好，就需要增加石灰石的比表面积，因此将石灰石磨成细粉状，再与水混合充分搅拌成吸收浆液。当携带SO2的烟气进入吸收塔后，塔内的石灰粉吸收浆液就会与SO2混合，二氧化硫就会与浆液中的碳酸钙发生化学反应后沉降，它的反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器，然后经换热器加热后排入烟囱。吸收浆液可循环再利用。这种方法的经济价值较高，可以使脱硫的副产物（二水石膏）成为建材产品，不仅符合清洁生产要求，解决发电厂烟气脱去SO2，同时又可以增加发电厂的经济效益，可以说是一举三得。
1.2烟气循环流化床脱硫工艺（CFB）
这种脱硫工艺方法，由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。它的吸收剂采用干态的消石灰粉，烟气由管道从底部进入吸收塔，烟气经吸收塔底进入，就会与消石灰及水发生反应，除去烟气中的SO2。烟气中夹带的吸收剂和脱硫灰，在通过吸收塔下部时，由于受到气流的加速作用，使烟气中的微粒悬浮起来，使管道内烟气的质点以不规则的运动，从吸收塔顶部的侧向下位置进入脱硫除尘器，使烟气进行气固分离，在除尘器内，可以基本完成对烟气中的颗粒吸附。经测定通过气固分离器的烟气含尘量在50mg/Nm3以下。
1.3新型一体化干法脱硫工艺（NID）
NID脱硫工艺是ALSTOM公司是上世纪90年代中期的干法脱硫工艺。它是利用石灰或消石灰为脱硫剂，把电除尘器捕集下来的飞灰和加入的脱硫剂进行混合，然后增湿，作为吸收剂注入除尘器入口烟道，使之均匀地分布。
1.4氨法脱硫工艺（FGD）
FGD脱硫系统，是当今比较先进的SO2排放控制技术。它不但可以脱除烟气中95%以上的SO2，而且可以生产出高附加值的硫酸铵化肥产品，这种变废为宝的工艺符合清洁生产的要求。该系统的工艺方法主要是利用浓度为15%含量的氨水作为脱硫剂，然后将生成的硫酸铵浆液，进行浓缩脱水。
2.对发电厂现行两种脱硫工艺效果的比较
2.1循环干法烟气脱硫技术
发电厂410吨煤粉锅炉在发电过程中，采用了新型循环干法烟气脱硫技术（简称NID），这种技术是近年来国内的先进技术。它的运行参数为：脱硫效率≥90%；出口烟气含硫量≤90mg/Nm3；脱硫剂消耗量为2.3t/h；脱硫用水耗量≤21.5t/h；脱硫动力的总功率≤1200Kw。按上述数据计算，单台机组脱硫的年正常运行成本为1934.58万元，折算电成本为0.026元/kwh。
2.2CFB脱硫工艺
发电厂同样的410吨煤粉锅炉，采用循环流化床常温半干法脱硫工艺。工艺参数为：脱硫效率≥90%；出口烟气含尘量浓度≤50mg/Nm3；脱硫剂耗量2.96t/h脱硫用水耗量≤19.4t/h脱硫系统总功率≤3 590Kw；单台机组脱硫每年正常运行成本需1993.74万元，折算电成本为0.0284元/kwh。
2.3两种不同脱硫工艺系统的比较
CFB脱硫工艺由于采用布袋除尘器，除尘效果明显，可以达到50mg/Nm3。NID脱硫工艺采用电除尘器，虽在100mg/Nm3以下，但可满足国家标准。NID脱硫工艺还可以长周期运行。但从脱硫工艺的稳定性比较，CFB的脱硫工艺稳定性比NID工艺的稳定性稍差。NID脱硫工艺采用先进的NIDIC工艺包，可全部实现DCS控制，在操作过程中，工艺上很少出现波动，还可降低生产成本。
3、结语
通过结果计算和分析认为，目前国内干法脱硫装置在设计和设备制造方面各有优势，这也说明技术上还有不足。脱硫系统能否长期稳定正常运行，是制约脱硫效果的“瓶颈”。目前我国烟气脱硫系统的投资和运行、维护费用较高，因此如何因地制宜地选择相适应的脱硫工艺，来降低投资和运行费用是现代化工生产的关键。在今后的技术创新中，要利用高科技手段，提高烟气脱硫的结果，为保护环境，选择能耗低、吸收剂消耗量小，二次污染物少，排放指标符合国家清洁生产要求的脱硫技术，是科技创新的努力方向。