幼儿园班级工作总结 一个学期的时间又在繁忙中悄然度过，本学期我们小一班能积极围绕园务计划、保育计划的精神，切实加强日常各项工作的管理，力求使各项常规工作常做常新，努力提高各项活动的有效性，深入领会、贯彻新《纲要》精神、《教师职业道德规范》，进一步转变…COAL CHEMICAL INDUSTRY 1999年　第4期　No.4　1999 焦化厂焦炉煤气脱硫脱氰工艺的选择 张巨水 摘　要　本文通过对现代焦炉煤气脱硫脱氰工艺技术的分析，着重介绍了几种比较典型的工艺流程，并对焦化厂如何优选焦炉煤气脱硫脱氰…焦化厂脱硫工艺的优化及改进 来源：化学工程与装备更新时间：09-12-14 11:12作者: 刘可志摘要：随着国家环保法规的日趋 摘要： 严格以及人们的环保意识不断加强，焦化厂焦炉煤气中 H2S、HCN 及其燃烧产物对大气环 境的污染问题日趋严重，甚…
2008年第2期　　　　　　　　　硫磷设计与粉体工程?13?SP&BMHRELATEDENGINEERING我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述汪艳红(中国石化集团南京设计院,江苏南京　210048)　　摘　要:概述了我国火电厂烟气脱硫的必要性,以及国家为此出台的主要政策、法律、法规等,介绍了国际上控制火电厂SO2排放的主要途径,全面论述了我国火电厂烟气脱硫的历史、现状和采用的主要工艺及进展,以及脱硫生成物的综合利用,探讨了目前我国火电厂烟气脱硫存在的问题,提出应用国家政策推动火电厂烟气脱硫工作的全面实施,“循环经济”法则是治理我国火电厂烟气脱硫的最佳选择。关键词:烟气脱硫;工艺;火电厂;现状;进展;存在问题;综述中图分类号:X773.013　　文献标识码:A　　文章编号:08)02-0013-121　火电厂烟气脱硫的必要性1.1　火电厂SO2排放对环境造成的污染连续多年居世界首位。而燃煤产生的SO2排放量占SO2排放总量的90%以上[1]。二氧化硫排放是造成我国大气环境污染及酸雨不断加剧的主要原因。酸雨对环境的危害主要表现在:森林退化,湖泊酸化,鱼类死亡,水生生物种群减少,农田土壤酸化、贫脊,有毒重金属污染增强,粮食、蔬菜、瓜果大面积减产,建筑物和桥梁腐蚀,文物面目皆非等,严重危害了人类生存的环境。不仅如此,酸雨还对人体健康产生直接影响。人类的眼角膜和呼吸道黏膜对酸类十分敏感,酸雨或酸雾对这些器官有明显刺激作用,易导致红眼病和支气管炎,咳嗽不止,还会诱发肺病。我国酸雨属硫酸型,形成的主要原因是燃煤产生的SO2排放,各省(直辖市、自治区)间存在致酸物质的远距离输送和相互影响。酸雨覆盖了我国40%以上的国土面积,全国50%以上的城市遭受酸雨的影响。我国酸雨区主要分布在长江以南,青藏高原以东,包括浙江、江西、福建、湖南、贵州、重庆等省市的大部分地区,以及广东、广西、四川、湖北、安徽、江苏和上海等省市的部分地区,北方部分地区也开始出现酸性降水。重酸雨区的面积由2002年占国土面积的4.9%增加到2005年的6.1%。1.2　控制火电厂SO2排放的紧迫性据国家环境保护总局历年的统计数据显示,年我国SO2排放总量见表1。表1　年上半年我国SO2排放量年度上半年Mt全国总量19....两控区13....760排放量6.08..火电厂占全国总量比/131.93%33.58%34.57%38.26%41.20%43.15%44.62%———由表1可以看出,进入21世纪以来,我国SO2排放总量不断增长,火电厂SO2排放量占全国SO2排放总量的比例也不断增长。“十五”期间,我国能源消耗超常规增长,煤炭消费量猛增,2005年煤炭消耗2140Mt,增长了近900Mt,增加量超出规划8倍;煤炭消耗占到能源消耗总量的68.9%。火电行业是SO2排放的主要来源。2000年,我国火电装机容量2.38亿千瓦,消耗煤炭580Mt,到2005年,火电装机容量达到5.08亿千瓦,超过规划约1亿千瓦,消耗煤炭1110Mt,增长了近1倍。能源消费的超常规增长和火电行业的快速发展是导致SO2排放量增加的主要原因。“十五”环境保护计划指标没有全部实现,SO2排放量比我国是世界上最大的煤炭消费国,煤炭占一次性能源消费总量的70%左右。随着我国经济的迅猛发展,电力需求日益增加,煤炭消耗量亦迅速攀升。从1998年以来,我国SO2年排放量超过美国,硫磷设计与粉体工程?14?SP&BMHRELATEDENGINEERING　　　　　　　　　　2008年第2期2000年增加了27.8%,未完成削减10%的控制目标。对燃油电厂实施燃煤或燃气代油技术改造,进一步加剧了火电厂SO[2]2的排放量。随着国民经济的高速发展,火电厂烟气脱硫成为我国环境污染治理的重中之重,形势严峻。2　我国控制SO2排放的相关政策、法律、法规及标准　　国际上对酸雨造成的环境污染问题引起高度重视,我国也已将控制酸雨和SO2污染纳入《中华人民共和国大气污染防治法》。“十五”以来,为了控制污染、保护环境,我国又出台了一系列的相关政策、法律、法规和标准,对控制包括火电厂在内的工业污染源提出了更严格的要求。2.1　相关政策1996年我国制定了《21世纪议程》和《中国环境保护行动计划》等纲领性文件,对电力工业环境保护提出了很高的要求。1998年1月,国务院批复了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区(以下简称两控区”)划分方案,并提出了“两控区”酸雨和SO2污染控制目标。《方案》规定在“两控区”内,SO2的工业污染源要达标排放,并实行SO2排放总量控制;有关直辖市、省会城市、经济特区城市、沿海开放城市和重点旅游城市的环境空气中SO2浓度要达到国家环境质量标准,酸雨控制区内的酸雨恶化趋势得到了缓解。《方案》要求除“以热定电”的热电厂外,禁止在大城市城区及近郊区新建燃煤火电厂,新建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂必须配套建设脱硫设施。现有燃煤含硫量大于1%的电厂,要在2000年采取减排措施,2010年前要分期分批建成脱硫设施或采取其他有效的相应减排措施。我国《国家环境保护“十五”规划》提出电力行业SO2排放量到2005年比2000年削减10%～20%。为确保2005年“两控区”内SO2排放量比2000年减少20%,国务院《关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划的批复》中明确要求,新建、扩建和改建火电机组必须同步安装脱硫装置或其他脱硫措施,并计划投入155个火电厂脱硫项目,形成2118kt/a的SO2削减能力。电力企业从新建、扩建、改建火电机组优先采用资源利用率高以及污染物产生量少的清洁生产技术、工艺和设备,也就是从源头上保护环境与资源。2002年1月,颁布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》。根据国务院领导关于加快火电厂SO2治理和推进烟气脱硫产业化发展的批示精神,2005年5月,国家发展和改革委员会(以下简称发改委)制定了《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》(发改环资[号)。该《意见》提出,通过三年的努力,建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系,完善技术标准和规范体系;主流烟气脱硫设备的本地化率达到95%以上,烟气脱硫设备的可用率达到95%以上;建立有效的中介服务体系和行业自律体系,从而解决我国火电厂烟气脱硫产业化发展所面临的问题。依据《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》、《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》及《国家环境保护“十一五”规划》,本着“整体控制、突出重点、分区要求、总量削减”的方针,制定《国家酸雨和二氧化硫污染防治“十一五”规划》[3]。重点控制火电厂的SO2排放,新(扩)建燃煤电厂除国家规定的燃用特低硫煤的坑口电厂外,必须同步建设脱硫设施。超过国家和地方SO2排放标准或总量控制要求的现役燃煤发电机组,必须安装烟气脱硫设施或采取其他减排措施。为实现“十一五”规划纲要提出的SO2削减目标,提高烟气脱硫设施建设和运行质量,根据《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》精神和《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》的要求,日,国家发改委办公厅会同国家环境保护总局办公厅以发改办环资[号文,印发了《关于开展烟气脱硫特许经营试点工作的通知》,并印发了《火电厂烟气脱硫特许经营试点工作方案》[4]。该《方案》指出,在政府有关部门的组织协调下,火电厂将国家出台的脱硫电价、与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司,由专业化脱硫公司承担脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理,并完成合同规定的脱硫任务。火电厂烟气脱硫引入特许经营模式,对于提高脱硫工程质量和设施投运率,加快烟气脱硫技术进步,实现烟气脱硫产业又好又快发展有着重要意义。此次试点周期为三年。2.2　相关法律法规2000年4月,第九届全国人民代表大会常务委“2008年第2期　　　　　　　　　?15?汪艳红1我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述员会第十五次会议修订通过了《中华人民共和国大气污染防治法》,该法自日起施行。为促进SO2排放污染的治理,2000年国家环境保护总局开始试点征收SO2排污费(环发〔2000〕75号);2003年1月,国务院发布《排污费征收使用管理条例》,自日起全面开征二氧化硫、氮氧化物排污费。2002年6月通过了《清洁生产促进法》,并于日开始施行,要求电力行业推行清洁生产,抓好电力企业污染防治,控制和治理工业污染源。原国家经贸委将烟气脱硫装置产业列为《清洁生产技术导向目录》(第一批)享受国家优惠政策,并制定了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》,以火电为电力供应主要能源的广东省2003年开始对无脱硫设施的电厂电价上网实行“环保折价”制度,通过电价体现对脱硫电厂的扶持。这些法律、法规、政策和标准的实施,加快了火电厂烟气脱硫设施的建设,对控制SO2污染起到了重要作用。2.3　相关标准2003年12月,颁布了新修订的《火电厂大气污染物排放标准》GB(代替GB),并于实施。新标准主要做了如下修改:调整了大气污染物排放限值;取消了按除尘器类型和燃煤灰分、硫分含量规定不同排放浓度限值的做法;规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放限值的时限;调整了折算火电厂大气污染物排放浓度的过量空气系数。为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》,规范火电厂烟气脱硫工程建设,国家环境保护总局决定对《火电厂烟气脱硫工程技术规范　烟气循环流化床法》(HJ/T178-2005)和《火电厂烟气脱硫工程技术规范　石灰石/石灰—石膏法》(HJ/T179-2005)等两项国家环境保护标准进行修改[5]。《火电厂烟气脱硫工程技术规范　烟气循环流化床法》(HJ/T178—2005)修改方案:“5.2.2.5”与“5.2.2.6”合并,修改为“5.2.2.5新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施,不宜设置烟气旁路。如确需设置的,应保证脱硫装置进出口和旁路挡板门具有良好的操作和密封性能”;“5.2.2.7”条编号修改为“5.2.2.6”。《火电厂烟气脱硫工程技术规范　石灰石/石灰—石膏法》(HJ/T179-2005)修改方案:“5.3.2.5”修改为:“新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施,不宜设置烟气旁路。如确需设置的,应保证脱硫装置进出口和旁路挡板门具有良好的操作和密封性能”。两项方案均于日起实施。3　我国火电厂烟气脱硫的现状及进展3.1　我国火电厂烟气脱硫的历程烟气脱硫(FGD)始于20世纪20年代。据国际能源机构煤炭研究所组织的调查,1992年末全世界17个国家的燃煤电厂安装了各种烟气脱硫设备646套,总装机容量达167GW。其中美国308套、德国208套、日本51套。湿式脱硫工艺占世界安装FGD机组总容量的81.8%。我国电厂烟气脱硫技术起步于1961年,20世纪70年代开始在电厂进行烟气脱硫的研究工作,先后进行了亚钠循环法(W-L法)、含碘活性炭吸咐法、石灰石—石膏法等半工业性试验或现场中间试验研究。80年代中期加大试验研究力度,对国际上现有的主要脱硫技术进行研究和实用性工程装置实验;国家科技部在“九五”期间,组织“中小锅炉实用脱硫防尘技术与装备研究及产业化”攻关课题,其中包括针对燃煤电厂烟气脱硫技术,采用脉冲电晕等离子体烟气脱硫新技术研究;与此同时,引进了脱硫技术项目,进行示范规模试验和工业化运行应用。90年代首次在重庆珞璜电厂两台360MW机组上安装了石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置;90年代后期开始引进国外先进的烟气脱硫FGD技术,如湿式石灰石—石膏法、旋转喷雾干燥法、电子束法、海水法、LIFAC法等技术。到2006年为止,我国火电厂脱硫装机容量达到1.2亿多千瓦,其中大型燃煤机组的烟气脱硫装置大都不拥有自主知识产权,用于常规湿法脱硫工艺的脱硫湿风机、搅拌器、高性能阀门、重要的检测与采样一次性元件等一些关键设备,国内还没有制造技术,个别能国产化的产品,其质量、性能与国外产品相比尚有一定差距。3.2　我国火电厂烟气脱硫装置的建设现状和进展“十五”以来,我国脱硫产业快速发展,火电厂脱硫工作取得重大进展[6、7]。“十五”期间,随着火电机组装机容量快速发展,同时中国电力系统也加大了SO2排放的控制力度。2001年以前火电厂采取烟气脱硫措施的火电装机容量仅在500万千瓦左右;2001年中国完成5硫磷设计与粉体工程?16?SP&BMHRELATEDENGINEERING　　　　　　　　　　2008年第2期万千瓦机组以上的火电厂脱硫项目总承包公司只有5～6家;2002年脱硫产业进入发展期;2003年进入了快速发展期,到2003年底火电厂烟气脱硫工程合同额超过40亿元;2004年达到了发展高峰,火电厂脱硫项目的总承包公司增至35家左右,脱硫工程合同额已超过300亿元;到2005年底,累计建成的火电机组烟气脱硫设施5300万千瓦,在建的火电机组烟气脱硫设施约2亿千瓦,预计2007年将全部建成投运。2006年全国新增7000多万千瓦的脱硫装机容量,超过前十年投入运行的脱硫机组装机容量的总和,其中老机组脱硫新增3650万千瓦,比目标责任书要求的增加了18%;关停小火电厂200多万千瓦。脱硫装机容量达到1.2亿多千瓦,占全国火电总装机容量的比例由2005年的12%上升到2006年的26%,形成了500多万吨SO2的削减能力,比2005年增加了160万吨SO2的削减量。自2006年以来,全国新投运煤电机组同步安装并运行脱硫设施(不包括循环流化床锅炉脱硫)的装机容量比例达到82.5%。2007年上半年淘汰小火电装机容量551万千瓦。到2007年底,全国建成火电脱硫装置达2.7亿千瓦,占总装机容量近一半,截至目前,脱硫机组的比例已上升为30%以上。3.3　我国火电厂烟气脱硫工艺技术状况及进展3.3.1　烟气脱硫工艺分类烟气脱硫(FlueGasDesulfurization,简称FGD)是目前燃煤电厂控制SO2气体排放最有效和应用最广的技术。20世纪60年代后期以来,烟气脱硫技术发展迅速,根据美国电力研究院的统计,大约有200种不同流程的FGD工艺进行了小试或工业性试验,但最终被证实在技术上可行、经济上合理并且在燃煤电厂得到采用的成熟技术仅有十多种。烟气脱硫技术按脱硫剂及脱硫反应产物的状态可分为湿法、干法及半干法三大类。1、湿法脱硫工艺世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异,主要是以碱性溶液为脱硫剂吸收烟气中的SO2。这种工艺已有50年的历史,经过不断地改进和完善后,技术成熟,而且具有脱硫效率高(90%～98%)、机组容量大、钙硫比低、煤种适应性强、运行费用较低和副产品易回收等优点。但其工艺流程复杂、占地面积大、投资大,需要烟气再热装置,脱硫产物为湿态,且普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及造成二次污染等问题。湿法脱硫工艺是世界上应用最多的,占脱硫总装机容量的83.02%。据美国环保局(EPA)的统计资料,全美火电厂采用湿式脱硫装置中,石灰石/石灰—石膏湿法占87%;双碱法占4.1%,碳酸钠法占3.1%。目前,湿法脱硫工艺占据80%以上的烟气脱硫市场。湿法脱硫工艺主要有:石灰石/石灰—石膏法、海水法、双碱法、亚钠循环法、氧化镁法等。2、干法脱硫工艺干法脱硫工艺用于电厂烟气脱硫始于20世纪80年代初。它使用固相粉状或粒状吸收剂、吸附剂或催化剂,在无液相介入的完全干燥的状态下与SO2反应,并在干态下处理或再生脱硫剂。脱硫产物为干态,工艺流程相对简单、投资费用低;烟气在脱硫过程中无明显降湿,利于排放后扩散;无废液等二次污染;设备不易腐蚀,不易发生结垢及堵塞。但要求钙硫比高,反应速度慢,脱硫效率及脱硫剂利用率低;飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用;对干燥过程控制要求很高。干法脱硫工艺主要有:荷电干法吸收剂喷射脱硫法、电子束照射法、吸附法等。3、半干法脱硫工艺半干法脱硫工艺融合了湿法、干法脱硫工艺的优点,具有广阔的应用前景。它利用热烟气使Ca(OH)2吸收烟气中的SO2,在反应生成CaSO3?0.5H2O的同时进行干燥过程,使最终产物为干粉状。该工艺通常配合袋式除尘器使用,能提高10%～15%的脱硫效率。半干法脱硫工艺主要有:喷雾干燥法、循环流化床法、增湿灰循环法、烟道喷射法等。目前烟气脱硫技术以湿法脱硫工艺占主导,同时干法、半干法脱硫工艺也在发展中。1998年,全世界烟气脱硫总装机容量为226819MW,湿法脱硫工艺占86.8%,其中石灰石法占93.2%,处于主导地位;干法、半干法脱硫工艺占10.9%,其中喷雾干燥法占73.7%,处于主导地位。3.3.2　我国火电厂主要采用的四大烟气脱硫工艺目前,我国已有石灰石—石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性炭吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。在火电厂大、中容量机组上得到广泛应用并继续发展的主流工艺有4种:石灰石/石灰—石膏湿法脱硫工艺(WFGD)、喷雾干燥脱硫工艺(LSD)、炉内2008年第2期　　　　　　　　　?17?汪艳红1我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述喷钙炉后增湿活化脱硫工艺(LIFAC)和循环流化床烟气脱硫工艺(CFB-FGD)。这四种烟气脱硫工艺技术指标见表2[8]。表2　我国火电厂主要采用的4种烟气脱硫工艺技术指标指标名称WFGDLSDLIFACCFB-FGD适用煤种的w(S)/1>1.5%1%～3%<2%不限n(Ca/S)/11.1～1.21.5～2.0<2.5≈1.2脱硫效率(%计)/190～9780～9070～8580～95相对工程投资3/115%～20%10%～15%4%～7%5%～7%钙利用率(w计)/1>90%50%～55%35%～40%>70%运行费用高中较低较低设备占地面积大较大小小灰渣状态湿干干干工艺成熟度成熟较成熟成熟较成熟燃用中、低燃用中、低中小型机组适用规模及范围大型电厂高硫煤机组硫煤的中小型机组改造硫煤的中小型机组改造的改造及新建　　注:3指工程投资占电厂总投资比例。1、石灰石/石灰—石膏湿法石灰石/石灰—石膏法是技术最成熟、应用最多、运行状况最稳定的方法,其脱硫效率在95%以上。石灰石/石灰—石膏湿法是300MW及以上机组中最广泛采用的脱硫方式。世界各国(如德国、日本等)在大型火电厂中,90%以上采用湿式石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺。目前,石灰石/石灰法是世界上应用最多的一种FGD工艺,对高硫煤,脱硫率可在90%以上,对低硫煤,脱硫率可在95%以上。从年国家环境保护总局受理的火电机组脱硫项目(见表3)可以看出,在我国近几年新建的火电厂烟气脱硫工艺技术中,石灰石/石灰—石膏湿法占了近90%。石灰石/石灰—石膏湿法的主要优点是能广泛地进行商品化开发,且其吸收剂的资源丰富,成本低表3　年国家环境保护总局受理的火电机组脱硫装机容量年份装机总量石灰石—石膏湿法/MW装机量/MW占总量比例/1082.30%590.50%%2006953138474188.90%廉,废渣既可抛弃,也可作为商品石膏回收。传统的石灰/石灰石工艺有其潜在的缺陷,主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。1989年,我国重庆珞璜电厂一期360×2MW机组从日本三菱重工全套引进石灰石—石膏湿法脱硫装置,耗外汇3640万美元。1992年我国重庆珞璜电厂二期从日本引进的处理360×2MW机组锅炉烟气脱硫装置,投资4000万美元,每年付出运行费用4000万元人民币,为其配套工程石灰石及磨制粉厂投资700万元人民币,副产石膏约400kt/a,石膏纯度高于90%。后因该法投资大,且运行费用高等问题,该厂没有再作引进,原设想的国产化也未能实现。2、喷雾干燥法喷雾干燥法烟气脱硫最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺,20世纪70年代中期得到发展,第1台电站喷雾干燥脱硫装置于1980年在美国北方电网河滨电站投入运行,并在电力工业迅速推广应用。该工艺目前已基本成熟,在欧洲应用较多,法国、奥地利、丹麦、瑞典、芬兰等国家均建有这种设备。目前,该法的商业应用市场占用量位于湿法之后居第二位[9]。1983年,西南电力设计院和四川白马电厂开发了“旋转喷雾干燥法脱硫技术”(喷雾干燥吸收法),在四川白马电厂建成了处理烟气量3500m3/h(标准状况)小型试验装置基础上,在该电厂进行70000m3/h(标准状况)中试装置。为在200～300MW机组上采用旋转喷雾干燥法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。其典型规模为25MW机组或130t/h锅炉的脱硫装置,其总投资为2000万元,其中设备费800万元,年运行费用为160万元,在燃用含硫量为3.5%的高硫煤时,脱硫率可达80%以上;若煤中的含硫量低于1.5%,脱硫率可达90%以上。该技术已作为国家环境保护最佳适用技术由电力工业部环境保护办公室向全国推广。由此,我国已掌握了处理7×104m3/h以下烟气量、50MW以下机组及20t/h以下锅炉的干法烟气脱硫技术,其燃料煤最高含硫量可允许达到3.5%。1987年开始,为引进丹麦Niro公司旋转喷雾干燥法烟气脱硫设备运行积累操作经验,在北京市橡胶六厂6.5t/h锅炉上引出部分烟气,建立处理2000m3/h(标准状况)烟气量的试验装置,开展前硫磷设计与粉体工程?18?SP&BMHRELATEDENGINEERING　　　　　　　　　　2008年第2期期工艺试验。20世纪80年代末引进丹麦的处理35t/h锅炉“旋转喷雾干燥法”烟气脱硫装置。经消化吸收全套设备已国产化,并在四川白马电厂的烟气脱硫装置连续运行近10年,脱硫效率达80%。3、炉内喷钙炉后增湿活化法LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉,并在锅炉空气预热器后增设活化反应器,用以脱除烟气中的SO2。炉内喷钙脱硫技术早在20世纪50年代中期就已开始研究,但由于脱硫效率不高(只有15%～40%),钙利用率低(15%)而被搁置。到20世纪70年代又重新研究,80年代初,芬兰Tampella和IVO公司以炉内喷钙为基础,开发附加尾部增湿活化的烟气脱硫工艺,即炉内喷钙炉后增湿活化工艺(LIFAC),使脱硫效率和脱硫剂利用率都有了较大提高。该工艺于1986年首先投入商业运行后,并迅速得到了推广,已在美国、日本、加拿大和欧洲国家得到工业应用,被认为是目前最有前途的几种组合技术之一。LIFAC工艺的脱硫效率一般为70%～85%。加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺,8个月的运行结果表明,其脱硫工艺性能良好,脱硫率和设备可用率都达到了与一些成熟的SO2控制技术相当的水平。“八五”期间,南京下关发电厂(125×2MW)引进了芬兰的LIFAC烟气脱硫工艺,1998年底开始运行。这是国内第一套采用LIFAC烟气脱硫工艺的工程,该工程被国务院确定为电力环保和城市电厂改造示范工程。LIFAC脱硫工艺总脱硫率在75%～85%,其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放,有利于老电厂改造,但脱硫效率不高。4、烟气循环流化床法循环流化床烟气脱硫工艺是德国鲁奇(Lurgi)公司开发的一种新的干法脱硫工艺。该工艺以循环流化床原理为基础,通过脱硫剂的多次再循环,延长脱硫剂与烟气的接触时间,大大提高了脱硫剂的利用率。该法主要优点是脱硫剂反应停留时间长、对锅炉负荷变化适应性强。目前已研制出第三代技术,即内回流循环流化床法。目前在国内无锡化工集团热电厂65t/h锅炉上得到应用,脱硫效率高于90%,粉尘排放浓度低于100mg/m3。另外,我国云南小龙潭电厂引进的丹麦史密斯脱硫工艺,广东恒运引进的德国的脱硫工艺属于该脱硫工艺。但目前循环流化床烟气脱硫工艺只在中小规模电厂锅炉上得到应用,尚缺乏大型化的应用业绩[9]。3.3.3　其他通用的烟气脱硫工艺1、氨法烟气脱硫工艺由于石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫投资较大,要消耗石灰石粉,而且副产品石膏在中国是基本无用的,并产生废水。对于火电厂而言,要增加10%的发电成本,这是一笔可怕的费用。若采用氨法脱硫,把大型火电厂集中排放的SO2烟气看成是资源,是财富,才可能根本改变烟气治理的被动局面。由于氨的价值远大于石灰石粉,必须回收以保持氨的使用价值[10]。一般氨法脱硫用氨代替石灰石粉,与烟气中二氧化硫作用,起到脱硫的目的;而GE氨法、NKK氨法是由在吸收塔中或在亚硫酸溶液中鼓人空气达到氧化的目的;另有一种高能物理的方法———电子束氨法,其用高能电子束的作用使氨、氧、水蒸气吸收,产生强氧化自由基O、OH和HO2,从而使SO2氧化为SO3。但以上几种方法投资都过大,运行费用昂贵,并只能生产一种产品,销路比较被动,很难推广。2、等离子体烟气脱硫技术等离子体烟气脱硫技术研究始于20世纪70年代,目前世界上已大规模开展研究的方法有2类:电子束辐照法(EB)和脉冲电晕等离子法(PPCP)。这两种方法均属于烟气脱硫脱硝技术。(1)电子束辐照法(EB)该技术最早由日本荏原制作所提出,于1977年起进行开发,并与日本原子能研究所共同研究成功。随后美国也利用荏原的研究成果进行应用研究,在西屋电子公司试验场及印第安纳波利斯发电厂进行试验。现已在日本、美国、法国、俄罗斯等国建立了20余套示范工程。其关键设备是大功率的电子枪,其容量类似于引发原子能反应堆用的电子枪,目前主要是由日本电缆厂生产。该法以其崭新的头角显露出来,引起烟气净化工程界的关注。高能量的电子使烟气中的O2和H2O分子发生裂解,产生强氧化性的OH、O和HO2原子团;电子束辐射所产生的强氧化性原子团,对烟气中的SO2、NO2进行氧化,生成硫酸和硝酸;在有氨存在的情况下,生成较稳定的硫酸铵和硫硝铵固体,它们被除尘器捕集下来,从而达到脱硫脱硝的目的。2008年第2期　　　　　　　　　?19?汪艳红1我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述该工艺流程简单、运行维护方便;对负荷变化的适应能力较强;一次投资和运行费用低于常规方法;无二次污染物产生,副产物硫酸铵和硝酸铵是可利用的氮肥;同时脱硫脱硝(脱除率分别可达90%和80%以上);无堵塞、腐蚀和泄漏等问题;处理后的烟气一般无需再加热,可直接经烟囱排放;占地面积约为常规方法的1/2～1/3。根据EPA资料介绍:电子束—氨法的投资和运行费用比石灰石/石灰—石膏湿法约低40%,且副产物大多转变成肥料回收[9]。但此法需要大功率、耐受辐照高温引起腐蚀的电子枪,以及防辐射屏蔽,且运行、维护技术要求高。(2)脉冲电晕等离子法(PPCP)脉冲电晕等离子法是20世纪80年代发展起来的新技术,其脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照法基本一致。该技术利用高电压脉冲在烟气中电晕放电,使SO2和NO2与注入的NH3反应生成硫酸铵和硝酸铵,可实现烟气脱硫、脱硝。等离子体在常温下只提高电子的温度,而不提高离子的温度,故该法的能量效率比电子束法至少高两倍。此法可同时脱除烟气中的SO2、NOx及重金属,既具有电子束辐照法的全部优点,又大大降低了一次性投资,副产物是硫酸铵、硝酸铵,可用于生产复合肥料。该烟气脱硫技术可广泛应用于燃煤电厂、化工、冶金、建材等行业,是目前最具应用前景和国内外广泛关注的烟气治理技术之一[11]。世界上许多国家进行了大量的实验研究,并且进行了较大规模的中间试验。国家科技部在“八五”国家自然科学基金重点项目和“八五”国家科技攻关项目的基础上,设计并运行了m3/h烟气的脉冲放电等离子体工业化试验装置。“九五”期间,国家科技部仍立为攻关项目,支持脉冲电晕等离子体烟气脱硫技术,建立1m3/h脉冲电晕等离子体烟气脱硫工业试验装置。国内大连理工大学等已完成了10m3/h的小试,四川大学进行了400m3/h的试验,中国核工程物理研究院等单位已建12000m3/h的工业化装置。3、海水脱硫工艺[12]自20世纪60年代,美国加州伯莱大学Bromle教授提出了海水脱硫的技术原理,70年代挪威ABB环境公司开发了Flakt-Hydro海水脱硫工艺后,海水脱硫就开始被广泛应用于火电厂烟气脱硫工程。印度、西班牙、英国等先后建成运行的海水脱硫项目达20多个,都取得了良好的脱硫效果。国内海水脱硫工程主要以挪威ABB公司的技术为主。自1996年起,深圳西部电厂先后建成了6套300MW海水脱硫工程;福建后石华阳电厂已建成4套600MW的海水脱硫工程,并于年陆续投入运行。厦门嵩屿电厂(300×4MW)、青岛电厂(300×2MW)等目前也正在积极考虑采用海水脱硫工艺。天然海水中含有大量的可溶性盐,其主要成分为氯化钠和硫酸盐,以及一定量的可溶性碳酸盐,这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫技术就是利用海水的这种特性,用其洗涤烟气中的SO2,达到烟气净化的目的。海水脱硫是一种湿式抛弃法脱硫工艺,结构简单,运行稳定,系统无磨损、堵塞和结垢问题,可用率可高达100%;脱硫率大于92%;不需要添加任何化学药剂,不产生固体废弃物,最大程度减轻了对环境的负面影响。该工艺适用于沿海电厂,特别是用海水作循环冷却水的火电厂。3.3.4　具有自主知识产权的烟气脱硫工艺1、磷铵肥法(PAFP法)[11]磷铵肥法是利用天然磷矿石和氨为原料,采用两级吸收,第一级采用活性炭吸附,脱除烟气中部分SO2制得30%的稀硫酸。然后,用此硫酸分解磷灰石,用氨中和磷酸,获得复合肥料。再用复合肥料脱除活性炭中未能吸收的SO2,最终产物为磷酸氢二铵和硫酸铵。该法在烟气脱硫过程直接生产磷铵复合肥料。1982年西安热工研究所首先探索该方法,1983年至1985年初热工所与四川环保科研所合作进行3m3/h小试,确定了该法的基本流程。1986年磷铵肥法烟气脱硫被遴选为国家“七五”重点攻关专题,在四川豆坝电厂建成5000m3/h(标准状况)中试装置,于1990年底连续运行2000h以上。经国家组织的验收签定确认该法流程合理可行。中试时φ(SO2)为cm3/m3的烟气,总脱硫效率维持在高于95%,磷矿粉萃取率高于90%,获得有效成分为37%的氮磷复合肥料数十吨。与一般烟气脱硫方法相比,此法脱硫效率高(大于95%),脱硫的原料来源较为丰富、价廉易得,硫磷设计与粉体工程?20?SP&BMHRELATEDENGINEERING　　　　　　　　　　2008年第2期所获产品为农业急需的磷铵复合肥,为国家大力推广使用的产品。2、NADS氨—肥法[10]氨—肥法是在日本、美国和德国早有成熟的氨法脱硫技术,但投资过大、运行费用昂贵,且只能生产一种产品,销路比较被动,很难推广。华东理工大学在此基础上自行研究开发了NADS氨—肥法,吸收剂为液氨,适合于高浓度的烟气脱硫。NADS氨—肥法包含三个步骤:一是用氨来吸收烟气中SO2生成亚硫酸氢铵;第二步是用强酸或中强酸来酸解HN4HSO3,得到铵盐肥料(硫酸铵、硝酸铵或磷酸铵),并得到优质的SO2气体;第三步是用SO3来生产硫酸,得到的硫酸也可以通过与磷矿作用生成磷酸。NADS氨—肥法的三步骤都是成熟的化工工艺,只需将其连接起来即可。对氨的使用已有成套的经验,其繁杂程度不会比石灰石粉加工储运困难,以后的酸解系统和硫酸生产系统都是物料浓缩后的建设单元,投资(只有石灰石—石膏法的一半)和运行成本都不会高。产品也可多样化。该技术是一种比较好的回收方法,不产生废渣,为处理废渣减轻了压力,可以充分利用硫资源,生产H2SO4和(NH4)2SO4,副产品都有较高的利用价值,且运行费相对较低,是较有发展前景的脱硫技术之一。目前,该技术已获得国家专利(),被国家计委和教育部列为“九五”国家重点科技攻关项目,在25MW机组试验成功后,分别被国家科技部和教育部列入“十五”专项攻关计划、“清洁能源行动”和实施200MW机组的样板工程。它以我国庞大的化肥工业为基础,将火电厂烟气中的SO2回收,生产高效化肥,化害为利,变废为宝。贵州是西电东送的重要基地,已有好几座300×4MW的火电厂,且氨源充足,磷资源更丰富,在贵州采用NADS氨—肥法脱硫具有很大优势。目前该技术仅在四川内江有一套/h(标准状况)的试验装置。3、干式脱硫剂床料内循环法[13]“干式脱硫剂床料内循环的烟气脱硫方法及装置”由清华大学从1994年开始进行技术创新和一系列工程化实验,日,该项技术示范工程通过了教育部主持的技术鉴定。目前,该项技术获国家发明专利,已被列入科技部重点基础研究(973)项目和教育部211计划重点支持项目。专家鉴定认为:该项烟气脱硫技术用于电厂锅炉烟气脱硫的效率可达96.5%,而且工艺技术简单,系统运行稳定,运行费用相对低廉,经济效益非常明显;在国内独立自主开发的同类技术中属领先水平,部分技术指标达到国外同类技术的先进水平,拥有非常好的发展前景。针对该项技术,清华大学已与清华同方联合推进产业化工作,并将在宁夏银川热电厂烟气脱硫工程中开展更大规模的应用。4、资源化法烟气脱硫新技术[14]资源化法烟气脱硫技术是将烟气中的SO2收集下来作为资源加以回收利用。该技术于1997年开始研发,1999年初完成实验室规模实验,取得了较完整的技术数据。2000年3月,由襄樊奇正电气有限公司(原襄樊市湘成化工机械研究所)提供试验方案、脱硫技术,在湖北省荆门市煤矸石电厂的2台35t/h循环流化床锅炉配套的2台6MW发电机组完成工业规模试验,2003年10月进行技术评审。该脱硫技术拥有自主知识产权,符合中国国情,具有脱硫效率高、设备投资省、操作简便、可靠性高、运行费用低廉等优点,脱硫副产品收益可靠,可部分或全部抵消运行费用,为脱硫装置的长期运行提供了可靠保证。采用资源化法烟气脱硫技术不产生二次污染,系统运行可靠,烟气的各项指标符合国家排放标准,副产品收益与运行费用相抵或略有盈余。硫资源化脱硫技术还需在大型电厂应用,为进一步推广应用积累更多的经验和技术资料。4　我国火电厂烟气脱硫生成物的综合利用据统计,世界各国研发的烟气脱硫技术有200多种,商业应用的烟气脱硫技术也20多种。烟气脱硫技术按脱硫产物的处理方法可分为抛弃法和回收法。抛弃法将SO2转化为固体灰渣抛弃掉,处理简单、费用低,但需要占用大量的堆置场地,是目前世界各国(日本除外)主要采用的脱硫方法。回收法则将SO2转化为硫酸、硫磺、液体SO2、化肥或石膏等有用物质回收,可以避免二次污染,充分利用硫资源。世界各国均会根据自己的国情,选择最适合的脱硫工艺。例如:湿式石灰/石灰石—石膏法之所以在日本广泛应用,就是因为日本缺乏天然石膏;喷雾干燥吸收法(SDA)的脱硫渣在丹麦被用作减少水土2008年第2期　　　　　　　　　?21?汪艳红1我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述流失的“稳定料”,在瑞典被用于维护路面,而在德国则是生产硫酸、水泥的原料。为了避免二次污染,充分利用硫资源,我国既可考虑采用经济效益更好的脱硫方法,例如与化肥生产相结合的烟气脱硫法(氨—肥法、电子束—氨法、磷铵肥法脱硫工艺等);也可对烟气脱硫生成物进行综合利用。4.1　脱硫石膏及钙型产物烟气脱硫石膏和天然石膏主要成分都是二水硫酸钙晶体(CaSO4?2H2O),其物理化学性质具有共同点。烟气脱硫石膏作为工业副产品,具有纯度高、不易破碎、价格低廉等特点,且其品质和细度均优于天然石膏,不宜作废物处理。目前已有不少国家制定了建筑法规,提倡将新建住宅或旧房改造成生态建筑,而脱硫石膏的应用就符合这一要求。烟气脱硫石膏的有效利用较好地解除了火电厂的后顾之忧,有利于石灰石—石膏湿法工艺的推广。日本和德国是世界上脱硫石膏主要产生国和利用国,其次为美国、英国、奥地利、荷兰。在我国,火电厂脱硫石膏主要用作建筑石膏制品和硅酸盐水泥缓凝剂[15]。1、珞璜电厂1992年以来,重庆大学、重庆市建筑科学研究院等研究开发出许多脱硫石膏产品,并形成了稳定的市场份额,在重庆地区正逐渐取代天然石膏。珞璜电厂两期360×4MW机组产生800kt/a脱硫石膏,重庆电厂200×2MW机组产生200kt/a脱硫石膏,共计1000kt/a。一半供应给该地区有大小十多家水泥厂用作水泥缓凝剂,另一半做成建筑石膏制品,包括纸面石膏板、纤维石膏板、石膏砌块和石膏条板等。由于有些产品如纤维石膏板科技含量较高,吸引了法国石膏业巨头拉法基,准备在重庆独资或合资建设脱硫石膏制品厂。2、其他电厂1998年,由太原第一热电厂投资,北京国电龙源环保工程公司承建的脱硫石膏综合利用项目所产半水石膏,质量达到国家标准的要求,并全部外销。北京第一热电厂在烟气脱硫装置中引进国外脱硫石膏工艺,形成30×104m2/a石膏砌块的规模,可满足两期工程410×4t/h锅炉脱硫石膏的处理量。杭州半山电厂脱硫石膏供附近中小纸面石膏板厂和石膏空心砌块生产企业使用,在价格和质量上远优于天然石膏,脱硫石膏销路很好。4.2　脱硫灰渣采用干法、半干法进行烟气脱硫的产物大多为灰渣,但其主要化学矿物成分相差很大。例如,RCFB脱硫产物呈灰色粉末状,含有大量的CaCO3、CaSO3?0.5H2O和少量的Ca(OH)2、粉煤灰等;SDA的脱硫产物含有大量的粉煤灰、CaCO3、CaSO4?2H2O和少量的CaSO3?0.5H2O等;LIFAC的脱硫产物主要为粉煤灰,其中SO3以CaSO4?2H2O和CaSO3?0.5H2O形式存在。对脱硫灰渣进行综合利用时,要根据脱硫灰渣的主要成分选择最适合的途径。LIFAC脱硫产物基本上是粉煤灰,其用途也基本与粉煤灰相似,但与普通粉煤灰相比,所含SO3和CaO较多。一般可用于水泥混合材料、混凝土掺合料、路基材料、砌块的掺合料,制作硅钙砖、矿棉等。2001年,南京工业大学在国内外首次对LIFAC粉煤灰的化学和矿物等特性进行了系统的研究,对其中游离氧化钙的作用进行了较为深入的探讨,确定了相关的控制指标;在国内外首次制定了用于水泥和混凝土中的LIFAC粉煤灰产品标准[16]。该成果对我国开展同类脱硫灰渣的综合利用具有先导意义,其推广应用必将产生较大的环境效益、经济效益和社会效益。如今该技术已在南京下关发电厂成功地实现了产品的产业化,并进一步进行脱硫粉煤灰系列产品的开发、生产和推广,为我国脱硫粉煤灰的综合利用起到了示范和辐射作用。RCFB脱硫产物可以用于生产硫酸,以解决我国硫酸短缺的问题。4.3　脱硫废水湿法烟气脱硫工艺技术成熟,脱硫效率高,对煤种适应性好,运行可靠,因而应用最为广泛。湿法烟气脱硫会产生一定量的脱硫废水,如不处理,将严重影响周边环境。中国电力系统废水治理研究始于20世纪80年代中后期,南京电力环保所(现国电环境保护研究院)在小型试验的基础上,先后在陕西霸桥电厂、户县电厂进行了灰水回收系统防垢技术示范研究,其研究成果在全国约20个火电厂推广应用。“九五”期间电力系统继续对火电厂灰渣废水、工业污水和生活污水治理进行研究,开发出自动净式(BMF)生硫磷设计与粉体工程?22?SP&BMHRELATEDENGINEERING　　　　　　　　　　2008年第2期活污水处理技术。通过对该技术的推广应用,电力系统的废水回收率达到了30%。与此同时,国家电力公司下达重大科技攻关项目“火电厂废水零排放示范工程技术研究”,其研究成果在火电厂推广应用,到2000年电力系统废水回收率约达53%,通过技术创新,火电厂废水回收率呈逐年上升趋势,使火电厂水耗明显降低。湿法烟气脱硫废水水质比较特殊,各工序排出的废水水质因电厂使用燃料、脱硫装置类型、煤种等不同而异。因此需了解脱硫废水的水质特性,针对其特点研究合适的脱硫废水处理技术。目前,应用最广泛的脱硫废水处理工艺为化学沉淀法,用于去除废水中的金属离子,使处理后的废水达标排放。近几年最新发展的脱硫废水处理工艺有:①流化床法,用于去除废水中的重金属;②化学沉淀—微滤膜法,对化学沉淀后的脱硫废水进行浓度处理[17]。随着环保要求的越来越严格,采用化学沉淀—微滤法处理脱硫废水是今后的趋势。5　我国火电厂烟气脱硫存在的问题近年来,我国为了遏制环境恶化趋势,有效控制火电厂SO2排放,采取了一系列措施,出台了一系列促进火电厂SO2控制的法律、法规和政策,以加快火电厂SO2治理。我国火电厂烟气脱硫设施建设规模也得到了不断发展和扩大。但在火电厂烟气脱硫快速发展的同时,仍有一些问题,主要表现在以下几方面。5.1　国家相关政策、法律、法规的推行不力1、科学发展观未得到有效贯彻落实[6、7]“十五”期间,在以GDP为中心的干部考核体制下,一些基层单位片面追求GDP的增长,甚至以牺牲环境和群众健康为代价,忽视了环境保护,没有充分重视环境治理设施和环境保护基础设施的建设。再加上前三年国家不批常规电源项目,电源建设储备相对于经济发展严重不足,造成后几年电力供应短缺。在这种情况下,原定的国家关于关停一批小容量、低效率、高污染的燃煤发电机组的计划实施困难;同时原计划在已建成的发电机组上新装烟气脱硫装置的电厂将凭着电量紧缺的借口,无暇顾及而推迟或躲避安装脱硫装置;甚至违法违规,建设了污染环境、破坏生态的电源项目,造成一些地区的生态环境边治理、边破坏,治理赶不上破坏,导致环境质量恶化。2、脱硫项目建设滞后于总量控制要求[6、7]“十五”期间,火电行业的脱硫改造等重点工程项目进展不理想,计划要求削减1050kt二氧化硫(约合新运行3500多万千瓦的火电脱硫机组)的任务只完成约70%(“十五”新投运的脱硫机组只有约2400万千瓦),脱硫项目的安排大大滞后于总量控制目标的需求。且脱硫工作缺乏资金和政策支持。“十五”期间,国家未能在国债和环保补助金上对火电脱硫项目给予更多的支持,在大部分地区也未能对现役火电机组脱硫的上网电价予以落实,造成老机组脱硫建设缓慢和运行效率低下。3、环保机制不健全,监管能力薄弱[6、7]目前我国的环境管理制度、法规、政策和措施主要以达标为最终要求,在当今的社会经济发展条件下显然不适应。环境保护法规不健全、操作性不强的问题在“十五”期间没有得到根本改变;法规制定和修订的进程缓慢,环境违法处罚力度不够;环境守法意识较差,执法不严现象较为突出。环境保护的政策机制不完善,污染治理市场化机制不健全。环境管理多头交叉,缺乏统一有效的环保监管体制。环境执法能力建设投入不足的问题在“十五”期间没有得到解决,特别是在排污收费制度改革后,地方环境管理的费用没有得到有效落实。环境监测、执法、信息、宣教、科技手段能力滞后,环境标准体系不完善,缺乏进行综合环境评估的技术方法。应对突发重特大环境事件的处置能力明显不足,环境应急指挥、调度、协调、信息、救援等机制尚不完善,一些环保部门缺乏快速监测有毒有害污染物的手段,缺少必要的监测车辆和仪器。4、脱硫经济政策不配套[18](1)目前的贷款政策没有给治理SO2工程以倾斜。在国外,如日本OECF贷款、德国KFW银行贷款中对脱硫都实行低息(0.75%)、长期(25～40年)贷款,但国内银行却没有任何鼓励治理SO2的金融政策。(2)按照现行电价政策,现有电厂进行脱硫技术改造,其投资和运行费用不能进电价。对于总装机100MW火电厂,如全部配备脱硫设施,仅投资费用就高达5亿以上,年运行费用约1个亿,相当于电厂每度电的发电成本约增加0.03元,如此高的费用2008年第2期　　　　　　　　　?23?汪艳红1我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述如不能在电价中消化,有些电力企业亦难以承受。(3)现行竞价上网政策缺乏对脱硫洁净电量的保护措施。脱硫机组发电成本比不脱硫机组高,在竞价上网的市场经济中必处于劣势,导致电力企业没有安装脱硫设施的积极性。(4)没有鼓励治理SO2的减免税收政策。虽然根据国家有关规定,目前部分脱硫项目享有进口设备免征进口环节税,购买国产设备可以抵扣企业所得税和增值税等税收优惠。但在实际操作中,申请税收优惠手续较繁琐,审批过程比较漫长。不仅增加了企业的资金压力,也对脱硫工程的建设工期造成一定影响[19]。5.2　火电厂烟气脱硫产业化发展相对滞后“十五”以来,火电厂烟气脱硫在改善大气环境质量的同时,为有些专业烟气脱硫企业带来经济效益,促进了火电厂烟气脱硫产业的形成。但相对于我国的火电厂建设规模的急剧增长,烟气脱硫产业化发展滞后。1、国家缺乏对烟气脱硫设施进行科学评价的指标和要求,导致供方市场存在着脱硫技术的重复、盲目引进,技术人员严重不足,招标中无序、低价竞争,质量管理环节薄弱等问题;需方市场存在着工艺选择的盲目性,单纯地以低价位选取中标单位。2、目前,我国工业废水处理设施市场化运营正在起步阶段,而火电厂烟气脱硫委托运营几乎是空白。火电厂建成的烟气脱硫设施不愿委托专业治理公司营运,主要原因是委托运营要增加成本。此外,本单位运行烟气脱硫设施,在不同程度上存在自家人管理,可设法偷排的心理,有效需求不足制约了烟气脱硫市场化的进程。3、我国目前绝大多数烟气脱硫装备的引进大多重硬件、轻软件,忽视消化吸收和创新;本地化依托工程难于落实;缺少烟气脱硫装备本地化相配套的优惠政策;本地化向产业化转变过程中缺乏规范化的市场准入制度,缺乏烟气脱硫装备技术规范。三同时”在实际中不能落实和投运后达不到设计指标、不能连续稳定运行等情况时有发生。4、火电厂烟气脱硫产业化形成,通过脱硫企业的核心治理技术和设备制造技术,可使治理费用大大降低。但目前脱硫企业严重缺乏拥有自主知识产权的烟气脱硫技术和关键设备的制造技术。设备国产化率低,不利于降低脱硫工程成本,更不利于推动国内脱硫产业的稳步发展。5.3　火电厂烟气脱硫工程建设存在问题1、在火电厂脱硫市场突然剧烈膨胀的情况下,市场运作不够规范,造成脱硫工程质量难以得到有效保证,许多脱硫项目建成后无法正常运行。同时,由于脱硫设施在短时间内大量建设,维护和监督管理工作不到位,导致设施建成后效率低,故障发生率高,达不到应有的脱硫效果。2、火电厂现役机组脱硫电价不到位,严重困扰脱硫设施的建设和运营。由于烟气脱硫装置的投资和运营成本均较大,而现役火电机组一般已运行较长时间,相对地使新增的脱硫设备折旧年限短,再加上当初建设时未预留脱硫工程建设场地,也未考虑脱硫装置的容量,故对其进行脱硫改造的总成本相对较高[19]。再加上脱硫电价不落实,导致有些企业出现亏本现象,严重挫伤投资者建设脱硫装置的积极性。3、SO2排污费重点用于脱硫工程治理补助的政策未及时到位。我国SO2排污费的收取标准呈阶梯性提高,各火电厂缴纳的SO2排污费逐年增加,但目前对这笔费用如何用于烟气脱硫工程以及如何补贴的标准等仍没有具体规定。这笔费用也没有返还企业用于脱硫改造工程补助,造成发电厂脱硫建设资金压力很大。4、由于在脱硫工程实施过程中,面临:①脱硫工程建设要求现役机组停车,而全国电力供应持续紧张,脱硫工程建设与电力正常生产间有矛盾;②多数现役电厂均未预留脱硫建设场地,施工场地条件受限制,导致实施困难、新增工作量较大;③申请办理进口脱硫设备的免税和退税手续很麻烦,导致工程进度滞后。6　结束语据中国行业研究网发布的《2008年中国电力环保行业研究咨询报告》[20],年,国内将陆续有2亿千瓦以上燃煤机组需要安装脱硫设施,平均每年可提供130亿元以上的脱硫市场空间。国内脱硫市场的竞争,将主要在200余家环保企业中展开。今后几年,虽然需要安装脱硫设施的装机容量巨大,但由于多为大型机组,脱硫工程数量将有所减少,脱硫企业间的竞争将更加激烈。“十一五”期间,国家将进一步推进脱硫产业化“硫磷设计与粉体工程?24?SP&BMHRELATEDENGINEERING　　　　　　　　　　2008年第2期发展步伐[21]。国家将进一步加大对环保技术及装备自主创新的投入力度和政策支持力度。逐步建立健全火电厂烟气脱硫产业化市场监管体系,完善火电厂烟气脱硫技术标准体系和主流工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准与规范;要求主流烟气脱硫设备的本地化率达到95%以上,烟气脱硫设备的可用率达到95%以上;建立有效的中介服务体系和行业自律体系。2007年上半年,全国SO2排放总量12.634Mt,与去年同期相比下降0.88%,这是“十五”以来SO2排放量首度比同期有所降低[22]。在火力发电量增长18.3%的情况下,SO2排放量同比下降了5.2%,这是电力行业SO2减排上取得的突出成效。为实现“十一五”规划纲要提出的SO2削减目标,提高烟气脱硫设施建设和运行质量,根据日印发的《火电厂烟气脱硫特许经营试点工作方案》精神,火电厂烟气脱硫引入特许经营模式。日,全国首批11个火电厂烟气脱硫特许经营试点项目在北京举行签约仪式[23]。这11个特许经营试点项目涉及7家脱硫公司。此次试点具有项目类型多样化、工艺技术多元化、试点项目规模化、脱硫公司专业化等特点。这是我国火电厂烟气脱硫产业向市场化又迈进了一步。要治理我国火电厂烟气脱硫,实现“十一五”规划纲要提出的SO2削减目标,遵循“循环经济”法则,依据科学发展观并结合国情,选择和开发、并推广符合我国国情的烟气脱硫工艺,可以实现资源充分的综合利用和污染物的零排放,这是治理我国火电厂烟气脱硫的最佳选择。要推动火电厂烟气脱硫工作的全面实施,促进火电厂烟气脱硫产业的健康发展,应用国家政策积极推行有利于SO2治理的经济和产业发展政策,才能进一步提高企业实施烟气脱硫的积极性,促进脱硫产业的健康发展,从根本上促进我国电力、环境保护和经济的协调发展。参考文献:[1]　曾东瑜,陈凡植,郭洁茹,等.国产化是我国未来烟气脱硫的发展方向[J].广东电力,～13.[2]　国家发展和改革委员会.关于加强火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见[J].节能与环保,.[3]　国家环境保护总局.国家酸雨和二氧化硫污染防治“十一五”规划[EB/OL].()http://www./in2fo/gw/huangfa/6237831.pdf.[4]　俟　名.国家发展和改革委员会等部门出台政策推动火电厂烟气脱硫特许经营试点[J].电力标准化与技术经济,2007,(5):51～52.[5]　国家环境保护总局.关于修改《火电厂烟气脱硫工程技术规范烟气循环流化床法》(HJ/T178-2005)等两项国家环境保护标准的公告[EB/OL].[]http://www.sepa.gov.cn/info/gw/gg/760.htm.[6]　国家环境保护总局.国家环境保护“十一五”规划[EB/OL].[]http://www./plan/hjgh/sywgh/gjsywgh/458.htm.[7]　中国环境规划院.国家环境保护“十五”计划指标完成情况分析[EB/OL].[]http://www./xcjy/zwhb/012_75714.htm.[8]　刘　利,程养学,喻文熙,等.火电厂烟气脱硫工艺概述及脱硫国产化[J].能源环境保护,～5.[9]　董佩杰.火电厂烟气脱硫技术的探讨[J].山西电力,2006,(4):63～65.[10]　丁正元.大型火电厂烟气氨法脱硫与回收[J].贵州化工,～36.[11]　周玉新,刘建章.烟气脱硫技术现状与发展趋势[J].化学工程师,.[12]　吴俊芬,虞启义.火电厂海水脱硫的探讨[J].能源工程,～47.[13]　清　宣.我国火电厂烟气脱硫关键技术获突破[N].科学时报,(24).[14]　郭声波.烟气脱硫及硫资源化新工艺[J].环境工程学报,～102.[15]　张　方,马彦涛,胡将军.国内外火电厂烟气脱硫石膏的特点利用及处置[J].粉煤灰综合利用,～51.[16]　南京工业大学党委办公室.“LIFAC粉煤灰在水泥混凝土中的应用研究暨粉煤灰产品企业标准”项目通过鉴定[EB/OL].[]http://db./eachview.asp?tb=info&id=784.[17]　周卫青,李进.火电厂石灰石湿法烟气脱硫废水处理方法[J].电力环境保护,～31.[18]　邢连中.应用国家政策推动火电厂烟气脱硫工作的全面实施[J].华东电力,～13.[19]　许洪胜.火电厂烟气脱硫工程建设存在的问题与政策性建议[J].广东电力,～23.[20]　中国行业研究网.2008年中国电力环保行业研究咨询报告[R/OL].()/doc/.html.[21]　王志轩.“十一五”电力环保目标及政策建议[N].中国电力报,(005).[22]　国家环境保护总局,国家统计局,国家发展和改革委员会.2007年上半年主要污染物排放量指标公报[EB/OL].()/doc/.ht2ml.[23]　刘　晶.推行火电厂脱硫设施建设运行维护管理专业化十一个脱硫项目试行特许经营[EB/OL].[]http://www./hjyw/595.htm.作者简介:汪艳红(1975-),女,工程师,理学士,长期从事化工专业技术期刊的编辑和信息整编工作,现任某化工专业技术期刊的副主编。(收稿日期:)ABSTRACTSSP&BMHRELATEDENGINEERINGBimonthlyTotalNo.83,No.22008;PublishedonMar.31,2008(InitialIssueinDec.of1991)DiscussiononHeatRecoveryandUtilizationinSulfuricAcidEngineeringShaYe2wang(SINOPECNanjingDesignInstitute,Nanjing210048,China)Abstract:　Itisstatedthatsulfuricacidproductionbelongstothebasicchemicalrawmaterialindustrywhichinvolveslowenergycon2sumptionandexportofenergy.Thechemicalreactionforproductionofsulfuricacidproduceslargeamountofchemicalreactionheatandothertypesofheat.Heatrecoveryandutilizationratefornormalsulfuricacidproduction:60%～70%forsulfurburningsulfuricacidproduction,and50%～60%forpyrite2basedsulfuricacidproduction.Theun2recoveredheatisoflowqualityandlimiteduse.Newcon2ceptandtechnicalrenovationarerequiredtomakefulluseofsuchheat,sothatthechemicalreactionforproductionofsulfuricacidfromSO3willhappenwithgoodqualityofenergyrecoveryandhighefficiency.Itisstatedthatthegapwithforeignproducersinsteamproductioncanbesignificantlynarrowedbyreducingtheheatloss,anditispointedoutthatthepromotionofapplicationofnewtechnol2ogieswillenhancetheheatrecoveryandutilizationrate.Italsocoversthedeterminationoftheoptimizedchoiceanddecisionforheatre2coveryandutilizationthroughtechnicalandeconomicevaluations.Keywords:　sulredecisionScientificManagementandProcessControlOptimizationforCompoundFertilizerPlantSUNZhi2yan(GuizhouHongfuIndustrialDevelopmentGeneralCo.,Ltd.,Fuquan550501,China)Abstract:　Theinfluencesbythesizingoftheproductioncapacityofcompoundfertilizerplantontheprocesscontrolarediscussed.TheoreticalcalculationismadefortheoptimizedmixratioofrawmaterialsusingthemodernmathematicalsoftwareMatlab.Qualityman2agementsystemknowledgeisalsousedtoanalyzevariousinfluencesbythecompoundfertilizerproductiononthevisualqualityandin2teriorqualityoftheproducts.Theprocesscontrolisalsoanalyzed,soastoeffectivelyimprovethequalitycontrolandmanagementforcompoundfertilizerproduction.Keywords:　managementNecessity,ApplicationandProspectforPromotionofMagnesium2potassiumSulfateFertilizerinChinaBaiMu(AMilitaryTroopofPLA,Guilin541001,China)Abstract:　Theeffectofapplicationofmagnesium2potassiumfertilizeronplantsinthefarmlandinChinaandtheshortagesituationisdescribed.Anexampleistakentodemonstratethepositiveeffectbyapplyingmagnesium2potassiumfertilizerontheyieldofsugarcane,banana,tomato,citrusandrice,aswellastheproductionsituationofmagnesium2potassiumsulfatefertilizerinChina,whichisconsid2eredtohavewideprospectforapplication.Keywords:　magnesium2potassprospectSummaryofCurrentStatusandDevelopmentofFlueGasDesulphurizationProcessinHeatEnginePlantsinChinaWANGYan2hong(SINOPECNanjingDesignInstitute,Nanjing210048,China)Abstract:　ThenecessityforfluegasdesulphurizationinheatengineplantsinChina,aswellasmainrelevantpolicies,lawsandregu2lationsissuedbythegovernmentaredescribed.ItoutlinesmainmethodstocontrolSO2emissionfromheatengineplantsintheworld.ItfullylaysoutthehistoryandcurrentstatusoffluegasdesulphurizationinheatengineplantsinChina,mainprocessesusedandtheirdevelopment,aswellthecomprehensiveutilizationofdesulphurizationproducts.Itdiscussesexistingproblemsinthefluegasdesulphur2izationinheatengineplantsinChina,andproposesthatstatepoliciesshouldbeusedtopromotethefullapplicationoffluegasdesul2phurizationinheatengineplants,andtheprincipleof“recyclingeconomy”isthebestoptionforfluegasdesulphurizationtreatmentinthermalpowerplantsinChina.Keywords:　flusummary
2008年第2期 硫磷设计与粉体工程 ?13? SP&BMHRELATEDENGINEERING 我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述 汪艳红 (中国石化集团南京设计院,江苏南京　210048) 摘　要:概述了我国火电厂烟气脱硫的必要性,以及国家为此…双碱法脱硫工艺原理 双碱法工艺，双碱法脱硫工艺是为了克服石灰/石灰石法烟气脱硫容易结垢的缺点而发展起来的。钠钙双碱法（Na2CO3-Ca(OH)2）采用纯碱吸收SO2、石灰还原再生。再生后吸收液循环使用。与石灰/石灰石法相比，它具有如下优点： ·吸收…初中生梦想作文500字 梦想是>孤独的旅行 作者/戈星浩 今天，老爸莫名其妙地问：“你的梦想是什么？”我本身不是一个对梦想有清晰定义的人，我没有回答。不过，老爸的话还是引发了我对梦想的思索。 小时候，我和我同学的梦想，几乎一模一样——长大后要当一名科…日国家安监总局无领导小组讨论面试真题 地点：北京 时间：7：30 入考场隔离，9：00正式开始面试 方式：采用的是无领导小组讨论方式，考生成弧形面向考官。 真题： 弘扬“忠孝仁义礼智信”传统文化，提高机关干部思想道德素质。 任务1：…就爱阅读网友整理上传,为您提供最全的知识大全,期待您的分享，转载请注明出处。
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