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[其他方面] 燃煤电厂的 SO2 控制

发布时间：2009/6/13 阅读次数：1007 字体大小: 【小】【中】【大】

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燃煤电厂的 SO₂ 控制

舒惠芬
中国电机工程学会咨询委员会，北京 100761

摘要： 概述了我国燃煤电厂SO2排放现状、面临的减排任务及可采取的措施，介绍了国内目前已建设的商业运行的脱硫工程，并对脱硫工艺的选择、承包商的选择、脱硫国产化等相关问题提出了讨论的意见。

关键词： 燃煤；酸雨；控制；脱硫

1　我国能源结构和酸雨污染

1．1　我国的能源结构
　　中国的能源生产和消费结构长期以来以煤炭为主，此格局在今后相当长时期内不会改变。煤直接燃烧排放的SO₂、NO_x等酸性气体的排放量不断增长，并使我国很多地区产生酸性降水（亦称酸雨）。20世纪90年代以来，酸雨区域比80年代扩大了100多万km²，酸雨的pH值小于5.6的城市主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地，特别是华中部分地区，酸雨的平均pH值已低于4。我国酸雨的特征是pH值低，其中硫酸根（

）离子浓度高，硝酸根（

）离子浓度低，酸性降水中硫酸根与硝酸根的当量之比为6.5∶1，呈典型的硫酸型酸雨。可见，控制SO₂的排放总量是抑制我国酸雨污染的关键。我国90%以上的SO₂来自于能源利用，SO₂排放量的增加量与煤炭消耗量的相关系数高达0.98。所以减少SO₂排放的关键是控制燃煤产生的SO₂。^［1］
1.2　我国煤炭资源及含硫分布
　　我国煤炭资源丰富，品种齐全，总体上煤的含硫量不高，在全国10000多亿t煤炭储量中，以低硫煤（小于1%）为主，煤层平均含硫为0.9%，含硫量大于2%的仅10%。根据1995年对104个国有重点局、矿的统计，商品煤中含硫小于1%的占70%以上，对2000～2020年20年预测动力煤含硫小于1%的可达到72.93％～76%（考虑高硫煤限产）。^［2，3］
1.3　我国燃煤电厂对SO₂排放的影响
1.3.1　燃煤电厂装机及用煤量
　　2000年全国燃煤电厂装机容量221150MW，占总装机容量的69.3%，发电量10632亿kWh，占全国总发电量的77.7%，燃用原煤53000万t，折算为标准煤38600万t。
1.3.2　燃煤电厂用煤的含硫量及SO₂排放
　　1995年，燃煤电厂用煤含硫量的分布如表1。

表1　1995年统计6MW及以上电厂用煤含硫分布情况

煤中含硫/%	≤0.5	0.5～1.0	1.01～1.5	1.51～2.0	2.01～3.0	>3
不同含硫量的煤所占份额/%	22	38	21	10	3	6

　　煤中含硫小于1%的，占全部燃煤量的60%，2000年上升到80%，所以在发电量、燃煤量增加的情况下，SO₂排放还略有降低。1995年燃煤电厂SO₂排放为824万t，占全国总排放量（2369.6万t）的34.7%；由于采取各种措施，2000年燃煤电厂SO₂排放为731.5万t，占全国排放量（1995.1万t）的36.6%，但火电厂的SO₂的排放量70%以上，集中在两控区。^［3,4］
1.4　燃煤电厂SO₂排放对酸雨的贡献
　　1995年全国燃煤电厂SO₂排放对硫沉降的贡献为292万t，是全国硫沉降的31.5%。2000年，全国燃煤电厂SO₂排放对硫沉降的贡献大约为263万t，是全国硫沉降的35.9%。^［3］

2　限制SO₂排放新的法规标准

　　为了控制SO₂不断增加的严峻局面，国家在20世纪90年代后期陆续出台了新的法规、标准。
2.1　《酸雨控制区和二氧化硫控制区》的规定
　　1998年国务院以［1998］5号文，批复了国家环保总局制定的《酸雨控制区和二氧化硫控制区划分的方案》（简称“两控区”），“两控区”的总面积达到了109万km²，占国土总面积的11.4%，涉及24个省（市、自治区）^［3］。文中对“两控区”内的火电厂提出了明确的控制目标：①　除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市市区及近郊区新建燃煤火电厂；②　新建、改建燃煤含硫大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；③　现有燃煤含硫大于1%的电厂要在2000年采取减排SO₂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SO₂的措施等。^［5］
2.2　《大气污染防治法》的修订
　　2000年4月，第九届全国人大第十五次常委会通过修订的《大气污染防治法》，其中第三十条明确规定“新建、扩建排放二氧化硫的火电厂和……超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装置或采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施”，也就是对燃煤电厂治理SO₂已经提到遵守法律或是违反法律的高度。
2.3　《火电厂大气污染物排放标准》的修订
　　对1997年实行的《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-1996再次进行了修订，在GB 13223-1996标准中对Ⅱ时段燃煤电厂SO₂排放浓度的限制值是：燃煤硫分小于等于1%时允许排放浓度为2100mg/m³(在标准状况下，以下同)，燃煤硫分大于1%时，允许排放浓度为1200mg/m³。2003年新修订的排放标准（征求意见二稿）已将SO₂排放浓度限制为小于400mg/m³（新标准执行后建设的所有机组)，老机组也要分别在2008年、2010年达到这一标准，同时还要满足地区环境总量控制的要求。
　　综观以上情况，燃煤电厂SO₂排放不仅污染了环境，同时也制约了电力工业本身的发展，燃煤电厂控制SO₂的排放已迫在眉睫。

3　电力工业为减少SO₂排放采取多项措施

3.1　改善电力结构，加快水电建设
　　2000年水电装机79350MW，比1995年增加27170MW，水电发电2431亿kWh，比1995年增加563亿kWh。
3.2　关停小火电
　　“九五”期间全国关停了高能耗、高污染的小火电8855MW。^［3］
3.3　节能降耗
　　全国供电煤耗从1995年的412g/(kWh)降至2000年的392g/(kWh)，每年平均降低煤耗4 g/(kWh)。
3.4　电厂多烧低硫煤
　　这是降低SO₂排放的有效措施，2000年电厂燃煤年平均含硫量降至0.91%，这是2000年电厂SO₂排放减少的主要措施。
3.5　采取脱硫措施
　　部分电厂所在地区SO₂容量超标，烧低硫煤仍达不到环境要求，还有些电厂燃中高硫煤，必须采取脱硫措施。
3.5.1　试验研究
　　电力部门从20世纪70年代在6个电厂开展了6种不同脱硫工艺的试验研究，见表2。

表2　脱硫试验项目

项　目　名　称	试验规模/m³·h^-1(标准状况下)	起止时间
上海闸北电厂石灰石/石膏中间试验	2500	1974～1976
上海南市电厂铁离子液相催化脱硫中间试验	2500	1974～976
湖南三00电厂亚钠循环法脱硫中间试验	50000	1972～1978
湖北松木坪电厂活性炭脱硫中间试验	5000	1976～1981
四川白马电厂旋转喷雾半干法脱硫中间试验及“七五”国家重点攻关工业试验	5000 70000	1984～1986 1986～1990
四川豆坝电厂活性炭磷氨肥法中间试验及工业试验	2500 7000	1986～1993

3.5.2　脱硫示范工程
　　20世纪90年代在6个电厂7台共1070MW机组上，建立了6种不同工艺的工业示范项目，见表3。

4　商业化工程建设情况

　　截止2002年底已在12个电厂20台共4890MW机组上建设了商业化运行的脱硫工程，见表4。
4.1　燃烧脱硫
　　循环流化床锅炉（CFBC）已在100MW等级机组应用，并已国产化，大型化的300MW四川白马电厂的CFBC已在引进国外设备。增压流化床锅炉（PFBC），煤气联合循环发电（IGCC）均处在试点研究阶段。
4.2　烟气脱硫
　　烟气脱硫在国外已是成熟技术，为适应国内市场要求，国内已有数家工程公司引进了国外的烟气脱硫技术，主要是石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，个别公司还引进了烟气循环流化床干法脱硫技术，并在此基础上进行了国产化工作。

表3　脱硫示范工程情况

项　目　名　称	工程规模	供　货　商	起止时间	资金来源
中日合作山东黄岛电厂旋转喷雾半干法烟气脱硫	30万m³/h	三菱重工	1993～1998	日本政府赠款
中日合作太原第一热电厂简易石灰石/石膏湿法脱硫	60万m³/h	日　　立	1994～1999	日本政府赠款
四川成都热电厂电子束法烟气脱硫	30万m³/h	荏原	1995～1999	主要日方出资
南京下关电厂炉内喷钙加烟气增湿脱硫	2×125MW	芬兰IVO	1996～1998	中方出资
四川内江电厂循环流化床锅炉脱硫	1×410t/h	芬兰沃斯龙	1994～1996	中方出资
深圳西部电厂	1×300MW	挪威ABB	1996～1999	中方出资

表4　商业化脱硫工程

电　　厂	工艺技术	工程规模	供　货　商	投产时间	资金来源
重庆珞璜电厂一期	石灰石-石膏湿法	2×360MW	三菱重工（日本）	1991～1992	华能国际电力
重庆珞璜电厂二期	石灰石-石膏湿法	2×360MW	三菱重工（日本）	1999～2000	华能国际电力
重庆电厂	石灰石-石膏湿法	2×200MW	斯坦米勒(德国) 龙源环保公司(中国)	1998～2000	德国复兴银行贷款
浙江半山电厂	石灰石-石膏湿法	2×125MW	斯坦米勒(德国) 龙源环保公司(中国)	1998～2000	德国复兴银行贷款
北京第一热电厂	石灰石-石膏湿法	2×410t/h	斯坦米勒(德国) 龙源环保公司(中国)	1998～2000	德国复兴银行贷款
广东粤连电厂	石灰石-石膏湿法	2×125MW	能源环境工程公司(奥地利)	2000	中方资金
浙江钱清电厂	炉内喷钙尾部增湿	1×125MW	Fortum(芬兰)	2000	中方资金
云南小龙潭电厂	烟气悬浮吸收(GSA)	1×100MW	史密斯(丹麦) 龙源环保公司(中国)	1999～2001	中方资金
福建后石电厂	海水洗涤	2×600MW	富士化工(日本)	2000	台商资金
杨洲电厂	石灰石-石膏湿法	1×200MW	川崎重工(日本)	2001～2002	中日公同出资
贵溪电厂	湿法脱硫除尘一体化	1×125MW	南京电力环保所	1998～2000	中方资金
双鸭山电厂	湿法脱硫除尘一体化	2×200MW	东北电力燃烧中心	2000～2002	中方资金
京能热电厂	石灰石-石膏湿法	1×200MW	国电龙源环保公司	2000～2002	中方资金

　　由于国家法规、标准日趋严格，最近2、3年又有一批脱硫工程开始建设，据不完全统计，截至2003年6月，在建及已揭标的燃煤机组共51台13035MW，其中湿法37台10460MW（包括海水脱硫2台600MW），干法（半干法）12台2525MW，电子束法2台50MW。

5　关于脱硫工程中几个问题的讨论

　　商业化脱硫工程起步时间相对较短，国内还没有积累足够的经验，再由于脱硫市场前景看好，各种脱硫公司应运而生，国外的先进技术、不成熟工艺也积极打入中国市场，因此，有一些问题需要我们在实践中不断总结，认真考虑。
5.1　脱硫工艺的选择原则
　　脱硫工艺选择要考虑诸多方面的因素，要综合内部、外部条件，经全面经济技术比较后确定。
5.1.1　脱硫率及对脱硫工艺选择的影响
　　脱硫率表示系统脱硫能力的大小。因此，要根据燃煤含硫的高低选择相应的脱硫工艺。在各种脱硫工艺中，根据技术经济综合比较：有的不受煤中含硫限制，脱硫率可达90%以上，如石灰石-石膏湿法脱硫；有的工艺只适用于中、低硫煤，如海水脱硫、烟气循环流化床、炉内喷钙等；有的工艺脱硫率仅70%～80%，如干法喷雾、炉内喷钙等。
5.1.2　工艺先进、成熟
　　各国都在竟相发展脱硫技术，以进一步降低造价和运行成本，因此应尽可能采用20世纪90年代先进、成熟的技术，使脱硫装置运行稳定、可用率高，且当锅炉负荷变化时，脱硫装置具有良好的负荷跟踪特性。
5.1.3　脱硫机组容量大小及机组寿命
　　目前300MW及以上容量机组宜选择石灰石湿法工艺，200MW及以下容量机组，也可根据其机组寿命选择其他脱硫工艺，如烟气循环流化床、简易湿法脱硫、半干法脱硫等。目前少数电厂在300MW等级机组上，也采用烟气循环流化床工艺，有一定的风险。
5.1.4　占地面积
　　新建电厂较好布置，但仍应尽可能考虑少占地；对于老厂改造项目，由于在机组初期建设时，都未留有脱硫装置的场地，因此在选择脱硫工艺时，应考虑占地少、布置紧凑的方案，或者将脱硫工艺中的几个装置分散布置，或在厂外布置。
5.1.5　吸收剂有可靠的来源
　　我国有储藏量丰富、价格低廉的钙基吸收剂石灰石，且石灰石纯度高，有的CaCO₃含量大于90%，无毒无害，在使用过程中十分安全，是烟气脱硫理想的吸收剂，目前国内外的多种工艺均使用钙基吸收剂，如石灰石（石灰）-石膏法、喷雾半干法、循环流化床锅炉及烟气循环流化床等。有的工艺需用消石灰粉和氨基吸收剂，都应根据当地资源、加工条件等因素综合比较确定。
5.1.6　脱硫副产物的利用和处置
　　脱硫副产物的利用应有可靠的综合利用途径，处置应有充足的处理堆放场地，且不要影响粉煤灰的利用。
5.2　承包商的选择
5.2.1　承包商的资质
　　目前大机组脱硫工程都借助于国外技术。国内部分承包商，可引进国外的先进脱硫技术，并有较雄厚的资金承担脱硫工程，但也有的承包商缺乏这两方面的条件。关于承包商的业绩，除查看其资料外，尽可能有实地考查或用户的证明材料，不排除有个别承包商的业绩资料不实。承包商的资产情况也应该明晰，以确保工程顺利进行。
5.2.2　承包商应有合法的技术来源
　　转让的技术应有技术持有方的证明件及相关批准文件；如系工程上技术合作，要有双方正式签署的合作文件；自主开发的技术应有专利证书或相关知识产权文件。
5.2.3　工程承包方式
　　脱硫工程是个系统工程，以湿法脱硫为例，共有5～6个子系统，200多台套设备，因此整体技术及各种设备匹配至关重要。目前工程中承包方式大致有二类：
　　(1) 由承包商总负责（设计、主要设备采购、指导安装、调试、技术服务一条龙）。这种方式责任清晰，对于运行人员少而精的新建电厂，可采用这种承包方式，比较容易进行质量控制。
　　(2) 由承包商技术负责（设计、指导安装、调试），设备采购由业主负责，这种方式有时会出现系统要求和设备质量不能很好吻合，出现问题分不清责任，导至互相推委，承包商很难做到技术全面负责。这种方式，一般在老厂比较多。
　　从工程实际情况来看，除电气设备（因脱硫用变压器，开关柜，电力、控制电缆）与电厂共性很大，业主有多年的采购经验，其他专用设备和相关通用设备，最好不要分头采购，以保证工程的质量。
5.3　脱硫国产化
　　脱硫国产化是降低造价的根本出路。
5.3.1　脱硫国产化的核心是设计
　　脱硫工程要逐步做到国内能独立设计，只有这样才是真正意义上的国产化，所以应在国外转让技术的基础上，认真消化吸收，结合国家的实情，再加以标准转换及技术改进、技术创新。经过几个工程的实践，做出自己的特色，创出中国自己的品牌。
5.3.2　设备国产化
　　脱硫系统中，大部分是通用设备，目前基本上已做到国产化。专用设备数量不多，但目前国内制造商也还没有可选用的产品，如大容量循环浆泵、石膏浆浓缩、高效率的水力旋流、大容量氧化风机、塔内喷淋系统、喷嘴等，都还要从国外进口，今后由于脱硫市场的扩大，设备制造厂也会逐步引进设备制造技术。
5.4　脱硫工程费用
　　工程投资和安全运行及运行费用综合考虑，从最近几年的工程投标来分析，每千瓦造价相差甚多，但从现在改革的观点来看，应综合评价工程的经济性，包括一次投资、年运行费以及整个系统的安全运行、设备寿命等。因此，不能单纯压低造价，经过几年以后，将要认真进行总结，使脱硫投资保持一个合适的价位。
　　以湿法脱硫为例，可接受价的价位2×600MW机组，公用系统统一考虑采用GGH，湿法一般投资在300～350元/kW；2×300MW机组为350～400元/kW；200MW及以下机组为400元/kW。
5.5　脱硫附产物的综合利用
5.5.1　脱硫石膏利用类型
　　石灰石/石膏法脱硫附产物是二水石膏（CaSO₄·2H₂O），其纯度一般在90%以上。日本、法国的利用率都在90%以上，目前国内电厂脱硫石膏处理有以下3种类型：① 石膏仓中的粉状二水石膏，直接卖给用户，主要是建材部门，做石膏制品;② 将粉状二水石膏加工成半成品（如粒状），再卖给水泥厂，或二水石膏加工成半水石
膏

售出;③ 电厂自己有石膏制品生产线，如石膏砌块、粉刷石膏等。
5.5.2　干法（半干法）脱硫副产品的利用
　　干法（半干法）脱硫附产品，是粉煤灰、亚硫酸钙、少量硫酸钙及未反应完的氧化钙或氢氧化钙等的混合物，从国外报导看，一般做矿坑回填或作路基，目前国内干法脱硫工程还不多，有的正在建设中，脱硫副产物的利用还有待开发。

6　参考文献

［1］　田贺忠，郝吉明，等.中国酸雨和二氧化硫污染控制进展.中国电力，2001（3）.
［2］　中国煤碳学会 高硫煤生产与消费控制及其污染防治对策的研究.1998
［3］　王志轩，朱法华，等.火电SO₂环境影响与控制对策.北京：中国环境出版社，2002.
［4］　国家环保总局.中国环境状况公报（1995、 2000）.

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