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当燃煤电厂脱硫的现状分析和防治对策

发布时间:2021-09-09 16:39:46 阅读: 来源:木盒厂家

燃煤电厂脱硫的现状分析和防治对策

1、燃煤发电对环境产生的污染

我国的能源消费以煤为主,1995年煤炭产量为12.8亿t。预测到2000年、2010年、2020年,我国煤炭产量将分别达到14亿t、23亿t和30亿t。煤炭在为工农业生产和人民生活提供丰富能源的同时,也成为我国环境污染的主要污染源。

我国的环境形势非常严峻,烟尘、粉尘、SO2、NOx以及由此而产生的酸雨等对大气环境造成了极大的危害,酸雨面积已超过国土面积的29%。

燃煤电厂是煤炭的主要用户,由于电能在使用上有比其它能源有无可比拟的优越性,以及从节能的观点出发,应从能源发展战略上考虑将供各种工业和生活锅炉及民用所消耗的煤转化为电能,逐步达到先进产煤国家80%的煤用于发电的水平。据统计,1991年全国SO2排放量1622万t,燃煤电厂排放460万t,占排放总量的28.4%。1995年全国SO2排放量达到2 370万t,燃煤电厂排放的SO2约占排放总量的30%。2000年,预计燃煤电厂煤消费量为5.4亿t,预测排放SO2量为1 100万t,全国预测到达避光的效果SO2排放总量为2163万t,燃煤电厂排放SO2占总排放公司配备了“高大上”的销售团队量的50.86%。

根据我国电力工业“九.五”发展目标,到本世纪末,总装机容量为3亿kW,年发电量为1.4亿kW.h。燃煤电厂带来的大气污染问题是我国可持续发展必须解决的一个现实问题,因此,燃煤电厂的发展要和环境保护密切结合,加快开发煤炭洁净燃烧技术,积极开发可替代煤的清洁能源,例如,核电、水电、太阳能、风能、地热能及生物质能等,特别是发展水电和核电,将会对减少SO2排放作出较大贡献。

2 脱硫的分类和方法

二氧化硫的治理可分为燃烧前、燃烧中和燃烧后进行三大类。燃烧前是指对燃料进行处理,如洗煤、气化、液化等;燃烧中是指炉内脱硫,如流化床燃烧脱产品涵盖管材、带材、低级产品、和线材和加热科技硫、炉内喷钙脱硫、型煤固硫和利用脱硫添加剂等;燃烧后脱硫即指烟气脱硫,目前国内外采用的脱硫技术中,主要采用的方法仍然是烟气脱硫。

发电用原煤在我国原煤消耗中的比例在1986年之前大致占20%,目前已增加到30%,估计2010年可达40%。发电用煤几乎都是采用煤粉燃烧方式,因为煤粉燃烧方式能使燃烧效率达到98%~99%以上,设备投资相对较小,对煤种适应性强,技术上成熟。

当前实用的脱硫技术主要有三种:湿式石灰石/石膏法(湿法),喷雾干燥脱硫法(半干法),炉内喷钙/增湿活化法(干法)。三种脱硫方法的比较见表1。

表1 三种脱硫方法技术经济指标的比较

技术经济指标 石灰石/石膏法 喷雾干燥法 因其可快速高效地制造精细复杂的立体结构炉内喷钙/增湿活化法

脱硫投资占电站总投资(%) 10~20 10~15 8~10

烟气脱硫率(%) ca/s=1.5时,≥90 ca/s=1.5~1.6时,80~90 ca/s=2时,50~80

钙利用率(%) >90 40~45 35~40

运行费用 高 中等 较低

设备占地面积 大 较大 小

适用范围 1.含硫量中、高煤

2.不宜用于已建成电站改造 1.含硫高、中、低煤

2.条件适合时可用于已有电站改造 1.含硫量低的煤

2.宜用于已有电站改造

是否需烟气再循环 喷淋后,烟气温度降到约50 ℃,需装设烟气再循环 可控制喷雾塔后的烟气温度约75 ℃,烟气可不需再加热 控制喷水增湿后的干烟气温度约75 ℃,烟气可不需再加热

目前国际上的成熟度和应用情况 完全成熟,已应用30年,90%的电站烟气脱硫用此法 最近已成熟,已应用相当数量的电站 已接近成熟,到1993年已有5台先后投入运行

国内应用情况 从日本引进二套重庆珞璜电厂360 MW1992年投运 日本援助山东黄岛电厂210 MW;四川白马电厂125 MW的1/4烟气量工业性试验 南京下关电厂2×25 MW,1998年一台机组已投运。(引自芬兰)

除表1中所列外,还有德国政府贷款的三个技术脱硫项目。

3 脱硫的费用

为了使燃煤发电产生的二氧化硫总量得到控制,就必须对位于酸雨控制区、二氧化硫污染控制区的燃煤电厂,逐步安装脱硫设备。

根据电力工业发展规划,2000年火电装机容量将达2亿kW,年用煤量将达5.4×108t,届时二氧化硫将达1 100万t,预计将有1×107 kW左右的机组要安装脱硫设备。1996年电力工业计划投资总规模为962.6亿元,完成大中型投产装机1 281.49万kW,平均1 kW的投资费为7 511.6元。若以安装脱硫设备的投资占电厂总投资10%计,则1×107 kW的机组安装脱硫设备需75.12亿元。如每年增加火电装机容量均为1×107 kW,则每年增加脱硫设备的投资至少为75.12亿元。除增加脱硫设备的投资外,还有运行费用也很可观:如四川重庆珞璜电厂从日本引进的2×360 MW的年运行费为4 000万元,而且还使电厂的供电效率下降1个百分点,如以年运行6 500计小时,折合为0.085 5元/(kW.h)。因而对于发展中国家来说,石灰石/石膏法烟气脱硫系统往往是令人生畏地可望而不可及。即使以运行费用为0.05元/(kW.h),年运行6 500小时,每年增加的1×107 kW的火电机组的运行费用也高达32.5亿元。如将2000年年发电量1.4亿kW.h,按平均脱硫的运行费0.05元/(kW.h)计算,燃煤发电量为8千亿kWh时,脱硫的运行费就高达400亿元。

4 减少脱硫费用的对策和途径

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