煙氣脫硫

历史

寻找从锅炉或炉灶的烟尘中移除二氧化硫的方法已经被人思索良久，至今已经超过150年。最早期被提出的方法乃始原自约1850年的英国。
1920年代，英国兴建愈来愈多大型火力发电厂，同时大量二氧化硫的排放开始引起了公众的关注。直至1929年英国上议院决定对曼彻斯特 Barton Electricity Works upheld the claim of a landowner against 因二氧化硫排放而造成土地污染。  不久之后，一场反对在伦敦范围内兴建发电站的运动因而牵起。这场运动的呼声导致了推行强制监控所有发电厂二氧化硫排放的实施。 
第一个在能源供应行业实际运作的烟气脱硫装置于1931年在当时属伦敦电力公司（London Power Company）旗下，位于英国伦敦的巴特西发电站（Battersea Power Station）首次运作。1935年，第二个与巴特西发电站使用的烟气脱硫装置拥有相似设计的系统在位于英国威尔士的史云斯发电站（Swansea Power Station）投入使用。第三个于1938年在位于英国富咸的富咸发电站（Fulham Power Station）投入运作。 然而此三座先驱性的烟气脱硫装置后来于二次大战期间因其产生的巨大白色蒸气云会容易在敌方轰炸机视线下暴露其位置而被停止了运作。 战后，巴特西发电站的烟气脱硫装置从新投入运作，而同时在伦敦市对面新建的班克赛德"B" 发电厂（Bankside "B" Power Station）内的烟气脱硫装置亦一并投入服务。最终在巴特西"B"发电站内的烟气脱硫装置在1960年代停用。原因是人们发现所产生的化学品被排入泰晤士河后所造成的污染比其烟道气排出至大气层所造成的伤害更为严重。 而班克赛德"B" 发电厂内的装置则一直运作至1981年发电厂关闭为止。之后一段时间再没有大规模的烟气脱硫装置再被兴建或投入使用，直至1970年代在美国和日本的发电厂 开始再重新发展和装备烟气脱硫系统。
1970年，美国国会通过了1970年空气净化法（Clean Air Act of 1970，CAA）。法案允许了美国联邦规则（Federal Regulations）涵盖包括来自固定（工业）和移动来源的排放，后来由美国国家环境保护局（EPA）所公布。后来在1977年，美国国会对法案作出修正并要求对排放气体实施更严格的监控。 为应对1970年空气净化法作出的要求，美国机械工程师学会（ASME）在1978年授权组建了PTC 40 标准委员会（PTC 40 Standards Committee），并在1979年召开了首次会议讨论制定标准化程序以针对烟气脱硫装置性能测试的执行和报告方案，及规定报告需包含以下范畴: (a) 减少排放（Emission reduction）; (b)消耗和应用（Consumable and Utilities）;(c) 废物及副产品的分类和数量（Waste and by-product characterization and amount）。 第一份草案在1990年被美国机械工程师学会所批准并在1991年被美国国家标准协会（ANSI）正式采纳。2005年，美国国家环境保护局发表了洁净空气跨州规范（Clean Air Interstate Rule，CAIR）。在之后的2006年， PTC 40 标准委员会在再度召开。 2017年，修订后的PTC 40 标准被正式公布。修订后的标准（PTC 40-2017）涵盖了干式和可再生烟气脱硫系统及在不确定性分析（Uncertainty Analysis）的章节作出了更详细的描述。
在1973年6月时，世界上总共有42座运行的烟气脱硫装置，其中36座在日本，6座在美国，其功率分别在5兆瓦至250兆瓦不等。 直至1999-2000年左右，全球已有27个国家，总功率达229吉瓦，共678座烟气脱硫装置投入运行。其中45%位于美国，24%位于德国，11%在日本，其余20%分布在世界各国。 约79%使用石灰或石灰岩湿式洗涤技术。约18%使用喷雾干燥技术。

基本概念

一般的烟气脱硫过程分为两个阶段: 第一是移除燃烧过程中产生的飞灰（Fly Ash），而第二则为移除二氧化硫（SO₂）或硫氧化物（SOₓ）。此前曾经有过尝试在单一个洗擦容器或空间内去同时执行移除飞灰和二氧化硫/ 硫氧化物的步骤。但工程师们很快发现这样会带来十分多的维修问题和很低的移除效率。而在使用湿式洗涤（Wet scrubbing）方式的系统中，烟气从锅炉过热器（Reheater）出发，一般首先会经过飞灰移除部件，如静电除尘器（Electrostatic precipitator，ESP）或袋式除尘器（Baghouse），然后再进入二氧化硫吸收部分。但在使用喷雾干燥（Spray-dry）方式的系统，烟气中的二氧化硫或硫氧化物则首先与石灰于容器或混合塔内发生反应，然后再经过其他处理设施或控制设备。
Another important design consideration associated with wet FGD systems is that the flue gas exiting the absorber is saturated with water and still contains some SO₂. These gases are highly corrosive to any downstream equipment such as fans, ducts, and stacks. Two methods that may minimize corrosion are: (1) reheating the gases to above their dew point, or (2) using materials of construction and designs that allow equipment to withstand the corrosive conditions. Both alternatives are expensive. Engineers determine which method to use on a site-by-site basis.