世界上成熟应用于燃煤电厂的烟气脱硫技术有钙法脱硫、海水烟气脱硫和氨法脱硫等。三种脱硫技术各有优缺点，分别适用于不同的地区和企业，相对于钙法、氨法脱硫技术，海水烟气脱硫在脱硫、脱氮效果、一次性投入、综合运行费用和避免二次污染方面有一定优势，在我国沿海电厂具有广阔的应用前景。本文重点介绍了海水脱硫技术，对福建省今后SO2减排的治理工作提出了意见和建议。

1 烟气脱硫技术

    烟气脱硫技术在世界不同类型的电厂中都有应用，目前全世界燃煤电厂已有近万台烟气脱硫装置，总装机容量约1亿kW，单机****容量为100万kW以上。世界上成熟应用于燃煤电厂的烟气脱硫技术有钙法脱硫、海水烟气脱硫和氨法脱硫等三种。

   我国电厂烟气脱硫技术起步于20世纪70年代，相对于发达国家起步较晚、起点很低。烟气脱硫技术变化因素较多、系统要求较高、投资和运行消耗很大，长期以来脱硫市场未形成规模，至最近几年，我国电厂脱硫装置基本上都是引进国外技术和设备并以钙法为主。通过几十年来积极的探索、攻关，我国在电厂烟气脱硫技术方面取得了快速进展，在某些领域已具有自行研发能力和独立知识产权。

1.1 海水烟气脱硫

海水烟气脱硫是近几十年来发展成熟的新技术，与发电厂通常的钙法脱硫法相比，海水脱硫有多种优点：

（1）以海水作为吸收剂，不用淡水、药品，不需要处理副产品，所以不需要药品溶解系统、药品贮槽和脱水系统等附属设备；

（2）被吸收的SO2转化成海水中的硫酸盐，不存在废弃物处理等问题；

（3）可以实现脱硫脱氮同步进行，脱硫效率达95%以上，脱氮效率达60%以上；

（4）不存在设备结垢堵塞的问题；

（5）建设、运行、维护费用较低，运行操作比较简单。对于采用海水冷却的发电厂，可直接将凝汽器循环水引入脱硫装置，无须专门建设取水设施，建设投资大大降低。总脱硫系统相对简单，运行操作比较简单，设备费、运行费和维护费比较低。

脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、可用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。在燃用低硫煤的沿海城市具有良好的应用前景，比较适合福建省沿海地区燃煤电厂使用。福建省海岸线较长，沿海地区经济发达，人口稠密，燃煤电厂较多，环保要求严格，海水脱硫具有明显优势和良好前景。

1.1.1海水烟气脱硫原理与工艺

海水烟气脱硫属于湿法脱硫，是利用海水的天然弱碱性吸收SO2。海水中含有大量的碳酸盐类物质，呈弱碱性，pH值一般为7.6～8.4，以重碳酸盐（HCO3-）计，自然碱度为1.2～2.5mmol／L，不同的地区稍有不同，海水的碱成分是重碳酸盐离子（HCO3-）和碳酸盐离子（CO32-）共存，HCO3-量基本上比CO32-多，这2种离子和吸收SO2后的酸性海水反应，能将海水中和，而海水具有天然的酸碱缓冲能力和吸收SO2的能力。

海水烟气脱硫工艺主要由烟气系统、吸收塔系统、供排海水系统及海水恢复系统等四部分组成。锅炉燃烧烟气通过除尘器除尘后，排气从吸收塔下部引入，从冷凝器出来的海水主要从上部注入，排气的SO2在吸收塔中部被海水吸收，产生重亚硫酸盐离子（HSO-3）和亚硫酸盐离子（SO23-）。HSO-3和SO23-都是排放海水的COD成分，吸收后的海水呈酸性（pH2.5～4.0）。为了使脱硫后的海水达标排放，在塔的下部水槽和海水处理槽进行稀释和强制氧化。电厂冷凝器海水量远比脱硫吸收海水量多，利用未参与吸收反应的冷凝器海水进行混合稀释，同时在海水处理槽内进行曝气，采取强制氧化让返回海中的海水的pH恢复。由于海水盐分的主要成分是氯化钠和硫酸盐，天然海水中硫酸盐含量一般为2700mg/L，脱硫过程对海水增加的硫酸盐量为70～80mg/L，属于天然海水的正常波动范围。此外，曝气还有提升放出海水的DOC（溶存氧）的作用。

1.1.2海水脱硫技术在国外的应用

海水脱硫工艺由挪威在20世纪70年代研发成功，相继应用到炼油厂、炼铝厂及电站锅炉的烟气治理中，现在挪威的火电厂全部采用海水脱硫。目前海水脱硫受到世界各沿海国家的重视，如西班牙、英国、美国、印尼、马来西亚、印度等国都安装有一定数量的海水脱硫装置。过去10年，世界沿海地区有很多的煤和重油燃烧锅炉火力发电站，使海水脱硫技术的开发应用和技术研究明显增强。

1.1.3海水脱硫工艺在我国的应用

近年来， 我国海水脱硫项目得以快速发展，1998年，我国首台海水脱硫示范工程在深圳西部电厂4号机组（30万kW）建成投运，投资2.1亿元，引进挪威ABB公司设备和技术。目前运行良好，脱硫效率达92％～97％，各项性能指标均达到或超过了设计值。随后深圳西部电厂的1号、2号、3号、4号、5号、6号机组（均为30万kW）的海水脱硫装置也陆续投入运行。研究表明，深圳市6台海水脱硫机组的建成投运，可以使深圳市SO2的排放总量减少一半。

近年来，我国沿海地区的华能日照电厂、秦皇岛电厂、华电青岛发电公司、浙江舟山电厂、福建省漳州后石电厂和厦门嵩屿电厂的海水烟气脱硫设备相继投运。

至20世纪末，海水烟气脱硫技术基本上由国外公司垄断，海水脱硫的关键设备，如搪瓷换热元件、吸收塔填料等主要依靠进口。目前，国内海水烟气脱硫的技术和关键设备的研发和国产化进程在加快。国产海水烟气脱硫项目的工程造价可以控制在4000元／kW以下，新建机组占总投资比例不足10％。

（1）厦门嵩屿电厂海水烟气脱硫项目

厦门市政府对位于鼓浪屿风景区的嵩屿电厂海水脱硫效率、脱硫海水排放水质等环保指标的要求均优于国家标准。厦门市要求环保设施的设计满足《火力发电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）第Ⅲ时段标准数值的一半值的控制要求；要求在发电产能增加一倍的同时，脱硫效率达到95%以上；烟气脱除氮氧化物的效率达60%以上。

嵩屿电厂4台30万kW机组烟气海水脱硫项目，应用东方锅炉集团的首套国产化纯海水脱硫技术，投资2.5亿元，2007年9月通过国家环保验收，全部性能优于国际海水烟气脱硫项目的各项指标；脱硫效率达到95%以上；二氧化硫排放浓度由原来的1200～2100mg/m3，下降至105mg/m3以下；烟气脱除氮氧化物的效率达60%以上；除尘效率达到99.9%；粉尘浓度降低50%以上。经济指标：脱硫成本约0.015元/kW·h。工程建设投资比石灰石湿法脱硫低1/3左右，建成后的运行费用与石灰石湿法脱硫相差不大。目前，海水脱硫的维护费用要高一些，嵩屿电厂4台海水脱硫机组每年耗电达1亿多度。

存在问题：吸收塔的内壁为碳钢内附防腐层，海水吸收二氧化硫的反应呈酸性，对吸收塔内壁具有一定的腐蚀作用，已经出现塔壁腐蚀问题，需要进行相应的维修。

（2）漳州后石电厂海水烟气脱硫工艺

漳州后石电厂海水脱硫工艺采用漳州后石电厂6套60万kW机组无GGH（气气换热器）海水脱硫装置，是福建首家利用海水进行脱硫的电厂，由日本富士化水工业株式会社总承包。于2004年和2006年建成投产。目前海水烟气脱硫设施6台机组运行正常，脱硫效率达到95％以上。与传统钙法脱硫相比，最突出的优势是烟气脱硫后避免了固体副产物的产生。脱硫后的海水经曝气工序处理后直接排入大海。

锅炉烟气经由高效静电除尘器除尘，除尘效率可以达到99%，可以有效去除烟气中的飞灰和重金属，脱硫海水中的悬浮颗粒、重金属含量对海洋生物影响甚微。在脱硫的曝气过程中，海水被鼓入大量空气，这将减少海水中的COD含量，增加海水中的溶解氧含量，对海水生态恢复是有益的。

每套脱硫机组配备2台脱硫泵和3台曝气泵，单套脱硫装置年耗电7100kW·h，脱硫成本0.015元/kW·h。脱硫塔每年进行定期检修，因采用烟气单烟道进入脱硫塔的设计，所以维修期间的发电机组需停机。

（3）海水脱硫环境影响评价

深圳西部电厂4号机组是我国首套海水烟气脱硫装置，是国家环保总局和国家电力公司的示范项目。在该工程建设的同时，国家电力公司和国家环保总局联合开展的脱硫工艺排水对附近海域水质、海洋生物及海底沉积物影响进行跟踪监测与研究。1999年9月6日由国家环保总局主持，国家电力公司等单位对西部电厂海水脱硫工程进行验收。验收结论为：各项性能指标均达到或优于设计值，满足国家对该项目的审查要求，符合环保标准；平均脱硫率在95%左右；曝气过程中没有明显的SO2溢出情况，对周围环境没有造成不良影响；工艺排水对海域水质和海洋生物的影响很小。在有条件的海边电厂可以作为一种比选脱硫工艺推广应用。

在环保指标方面，厦门嵩屿电厂和漳州后石电厂的海水烟气脱硫项目均由厦大和海洋三所对排放海域进行连续监测。环境监测表明：在整个烟气吸收系统及海水恢复系统中，除海水和空气外，没有添加其他任何物质，海水烟气脱硫能够有效处置脱硫副产物，脱硫后海水的pH值为6.8～8.8，经过脱硫及海水恢复的海水排水pH值达到6.8以上，对海水系统来说可以完全掩盖，脱硫副产物曝气后排入大海，未发现周边海域有异常情况发生。

1.2 钙法脱硫工艺

钙法脱硫以石灰石（石灰）为脱硫剂，分为湿法、干法和半干法，是目前世界上应用最广泛的一种脱硫技术。钙法脱硫技术具有原材料资源丰富、价格便宜、在国外相当成熟且公开、获取容易的特点；该工艺脱硫吸收剂利用率高；吸收浆液可循环利用；适用于任何含硫煤种的烟气脱硫，对燃煤电厂规模适应性广；脱硫效率达到95％以上，采用先进的工艺技术可以兼具脱氮功能；脱硫副产物可进一步回收利用作为建筑材料。目前应用的单机容量已达100万kW以上。

1.2.1钙法脱硫工艺原理

钙法脱硫工艺采用石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液通过循环泵打入喷淋层，高覆盖率喷淋可实现与烟气的充分接触混合，从而使烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应从而被脱除，最终反应产物为石膏混合物。脱硫后的烟气经除雾器除去其携带的细小液滴，然后通过GGH换热升温后排入烟囱。终产物脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收利用。目前，从美国、日本、德国三国大规模应用的钙法脱硫工艺装置来看，湿式钙法脱硫占主导地位，在美国约占80％、日本约占75％、德国约占90％，应用的单机容量已达100万kW以上。我国燃煤电厂也大部分采用了该种脱硫方法，使用比例约占90%以上。

1.2.2存在的问题

由于钙法脱硫具有设施占地面积较大、初始投资成本较高，设备易结垢阻塞、腐蚀及磨损，附产物石膏混合物回收成本高，销路不畅，会产生二次污染，系统复杂、运行费用高等问题，因此这项技术在中国的推广前景不容乐观。

1.3 氨法烟气脱硫

氨法烟气脱硫技术工艺成熟，近年来氨法烟气脱硫技术倍受业界众多企业、研究单位的关注。认为氨法是回收法，烟气脱硫利用我国广泛的氨资源生产硫酸铵化肥，可以获得一定的经济效益，达到既治理大气二氧化硫的污染，又变废为宝的目的；同时可以实现同步脱硫、脱硝，利用一台设备可同时清除95%的二氧化硫和40%的氮氧化物，脱硫副产物可以转化为化肥硫酸铵，避免废渣的二次污染。对减少温室气体起到非常重要的作用，是一项较适应我国国情的、完全资源化的、符合循环经济理念的脱硫技术。

1.3.1氨法烟气脱硫工艺

氨法烟气脱硫工艺根据氨与SO2、水反应生成脱硫产物的基本机理，主要有湿式氨法、电子束氨法、脉冲电晕氨法、简易氨法等。电子束氨法与脉冲电晕氨法分别是用电子束和脉冲电晕照射喷入水和氨的已降温至70℃左右的烟气，在强电场的作用下，部分烟气分子电离成为高能电子，高能电子激活、裂解、电离其他烟气分子，产生OH、O、HO2等多种活性粒子和自由基。在反应器里，烟气中的SO2、NO被活性粒子和自由基氧化为高价氧化物SO3、NO2，与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3，在有NH3或其它中和物的情况下生成(NH4)2SO4/NH4NO3的气溶胶，再由收尘器收集。脉冲电晕放电烟气脱硫脱硝反应器的电场本身同时具有除尘功能。

1.3.2氨法烟气脱硫技术的使用

世界各国都有成功使用氨法烟气脱硫技术的燃煤企业，20世纪70年代初，日本与意大利等国开始研制氨法脱硫工艺并相继获得成功。不同工艺的氨法烟气脱硫自20世纪80-90年代开始应用，国外研究氨法烟气脱硫技术的企业主要有：美国GE（通用环境系统公司）、Marsulex、Pircon、Babcock & Wilcox；德国Lentjes Bischoff、KruppKoppers（克虏伯公司）；日本NKK（日本钢管公司）、IHI、千代田、住友、三菱、荏原等。装置规模从5万kW至30万kW。据统计，全世界目前使用氨法脱硫的机组约为1000万kW。

目前，氨法烟气脱硫技术在我国还没有l0万kW以上机组的运行业绩，在福建省同类企业中也尚未得到应用。国内氨法烟气脱硫****的业绩是在天津碱厂建设的6万kW机组氨回收法烟气脱硫装置。1995年，国家计委和科技部将氨法烟气脱硫技术作为国家重点科技攻关项目并列入“十五”863项目，经过一些科研机构和企业的多年研究和工业试验，逐渐形成了适合我国国情的氨回收法脱硫技术并树立了工程业绩。

1.3.3存在的主要问题

氨法烟气脱硫技术存在的主要问题是受原料氨的资源和脱硫副产物—化肥使用的制约，工程造价与运行费用较高，对设备的防腐要求高，维护费用高。脱硫副产品化肥硫酸铵属于低档次的化肥，在农业上使用可能导致土壤板结，使用此方法的副产品应与农业部门取得联系。同时由于氨法起步较晚、业绩少，也制约了氨法在烟气脱硫上的推广。

2 结论

钙法脱硫、海水脱硫和氨法脱硫等三种脱硫技术各有优缺点，适用于不同的地区和企业。三种脱硫技术都可以达到国家对脱硫效率的要求，都可以达到同时脱氮的目的。福建省燃煤电厂脱硫技术的选择应根据电厂实际情况加以选择和应用。根据国内外调研情况，对福建省燃煤电厂脱硫技术的选择建议如下：

（1）鉴于福建省海岸线长、燃煤电厂集中的特点，建议沿海地区新建、扩建电厂以及老厂改造脱硫项目，应优先考虑海水烟气脱硫技术。相对于钙法、氨法烟气脱硫技术而言，海水烟气脱硫在脱硫、脱氮效果、一次性投入、综合运行费用和避免二次污染方面都有一定优势，在福建省沿海电厂具有广阔的应用前景。但是采用海水烟气脱硫技术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需慎重考虑。

（2）目前对钙法脱硫技术的研究和开发成果比较多，钙法脱硫技术已经趋于成熟，对于内陆或山区的燃煤电厂，选用钙法脱硫比较合适。主要问题是钙法脱硫副产物的利用问题有待进一步解决。

（3）对于氨法烟气脱硫工艺，主要要考虑氨的来源受到限制、副产品硫酸铵化肥的使用问题，条件具备的可以考虑采用。

（4）建议燃煤电厂同步实现脱硫脱硝。目前，一些地方政府已经在燃煤电厂脱硫的同时，提出脱氮的要求。例如北京、上海、深圳、厦门市政府已经在本世纪初就提出燃煤电厂要降低氮氧化物排放（脱氮）的要求。从发展趋势上看，国家对氮氧化物的减排将成为强制要求。我们要立足长远，未雨绸缪，从现在就开始考虑同步脱硫、脱氮的相关安排。事实上，福建省也已经有这方面的先例，厦门嵩屿电厂和漳州后石电厂已通过海水脱硫实现同步脱硫、脱氮，华能福州电厂三期脱硫设施已安排投入同步脱氮设备。建议福建省新上脱硫企业主动了解关注脱氮技术的投入和应用，只要条件许可，脱硫、脱氮治理尽可能安排一步到位，以达到提高烟气排放质量，节省人力、物力、财力的效果。

（5）二氧化硫治理重点是中小企业工业窑炉、工业锅炉脱硫。目前福建省重点公共燃煤脱硫电厂，除邵武华电（计划关停企业）未进行脱硫改造外，其余的如华能电厂、湄洲湾电厂、龙岩恒发电厂都已完成或正在进行脱硫改造。华能福州电厂烟气脱硫机组二期改造工程已按时投产，每年共可减少二氧化硫排放约4.5吨；龙岩恒发电厂的脱硫项目已经完成；莆田湄洲湾电厂正在按计划实施烟气脱硫项目。在非电力行业中，青纸、南纸和三钢等自备燃煤脱硫电厂的锅炉烟气或烧结机脱硫工程，有的已经完成并投入运行，有的正在按计划实施。

   福建省政府公布的2007-2010年重点脱硫项目大部分已完成或按计划实施。今后脱硫工作的重点在于未列入政府公布名单的企业脱硫改造，包括大多数小企业的工业窑炉、工业锅炉等的脱硫改造，工作难度更大，特别要对新上项目的污染减排方案进行论证选择，实现新上项目的源头控制。