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全国火电厂二氧化硫排放和控制状况

全国火电厂二氧化硫排放和控制状况

(一)全国火电厂二氧化硫排放状况
  我国是燃煤大国,煤炭占一次能源消费总量的75%。随着煤炭消费的不断增长,燃煤排放的二氧化硫也不断增加,连续多年超过2000万吨,已居世界首位,致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重。目前我国酸雨已从八十年代西南少数地区发展到长江以南、青藏高原以东和四川盆地的大部分地区,降水pH值小于5.6的面积(国际评价酸雨的标准)已经占国土面积的30%。华中地区的酸雨污染程度已经超过八十年代污染最重的西南地区,酸性降水频率超过90%。我国很多城市空气二氧化硫污染十分严重,目前已有62%的城市环境空气二氧化硫平均浓度超过国家《环境空气质量标准》二级标准、日平均浓度超过国家《环境空气质量标准》三级标准。根据1998年中国环境状况公报:“我国的大气环境污染仍然以煤烟型为主,主要污染物是二氧化硫和烟尘。酸雨问题依然严重。1998年二氧化硫排放总量为2090万吨,其中工业来源的排放量为1593万吨,占76.2%;生活来源的排放量497万吨。在工业排放的二氧化硫中,县及县以上工业企业排放1172万吨,占73.6%;乡镇企业排放421万吨。”
  1998年全国发电装机容量达到27700万千瓦,比上年增长9.07%,发电量达到11577亿千瓦时,比997年增长2.07%。其中火电装机容量为20988万千瓦,占75.7%,火电发电量为9388亿千瓦时,占81%。据初步推算,1998年全国火电厂排放的二氧化硫约为780万吨,占全国二氧化硫排放量的37.3%。其中,国家电力公司所属6000千瓦及以上火电厂燃原煤量约2.8亿吨,平均含硫量为1.03%,二氧化硫排放量约500万吨,占全国二氧化硫排放量的23.9%。
  (二)全国火电厂烟气脱硫状况
  我国火电厂烟气脱硫技术最早始于六十年代初。当时为了防止锅炉尾部受热面的低温腐蚀,采用在过热器前喷入白云石粉的措施,以减少烟气中二氧化硫浓度,降低烟气酸露点,保护低温空气预热器在正常工作温度下不受或减轻腐蚀。
  进入七十年代后,先后开展了10多项不同规模、不同工艺的试验研究,取得了一些阶段性研究成果,积累了宝贵的经验。主要的试验有:湖北松木坪电厂活性炭脱硫工业性试验;四川白马电厂旋转喷雾脱硫工业性试验;四川豆坝电厂磷铵复合肥料脱硫工业性试验;炉内喷钙脱硫中间试验等。但由于技术、经济等多方面的原因,一直未能在大型工业装置上得到应用。
  近几年,随着我国经济实力的逐步增加和环境标准渐趋严格,我国火电厂治理二氧化硫污染的力度不断加大,先后建成了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。下表(略)为我国火电厂烟气脱硫示范项目的基本情况。
  此外,还有重庆电厂2×20万千瓦机组、北京第一热电厂2×410T/H锅炉、杭州半山电厂2×12.5万千瓦机组的石灰石(石灰)-石膏湿法烟气脱硫等工程。
  (三)火电厂烟气脱硫的控制二氧化硫排放的主要途径
  目前火电厂减排二氧化硫的主要途径有:煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫。煤炭洗选目前仅能除去煤炭中的部分无机硫,对于煤炭中的有机硫尚无经济可行的去除技术。我国高硫煤产区中,煤中有机硫成分都较高,很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的。
  洁净煤燃烧技术在国际上是近10年开发的新技术,目前工业发达国家成熟的已经商业化运行的有:循环流化床锅炉(CFBC)、加压循环流化床锅炉(PFBC)、燃气蒸汽联合循环发电(IGCC),但单机容量都不大,国内目前尚处于引进技术和示范试验阶段。后两种洁净煤燃烧技术投资大,技术要求要,难以在短时间内在国内大面积推广使用。循环流化床锅炉(CFBC)具有可燃用劣质煤、调峰能力强、可掺烧石灰石脱硫、控制炉温减少氮氧化物排放等特点,尽管建设费用较高,但其技术已趋于成熟,具备条件的5~30万千瓦机组可因地制宜有计划地选用。上述洁净煤发电技术由于其煤炭燃烧方式与常规锅炉燃烧方式差别很大,因此,在不更换锅炉的情况下,洁净煤发电技术难以用于解决现役电厂的环保问题,在可预见的将来,洁净煤技术在电力结构中所占比例仍较低。因此,控制火电厂二氧化硫的排放,在未来较长的时间内,其主流和根本有效的手段仍将是烟气脱硫。
    在我国煤炭产量中,含硫量在1%以下的低硫煤约占70%,其中含硫量小于0.5%的比例较低,大部分低硫煤资源分布在内蒙古西部、山西和陕西北部、新疆等地。根据我国的能源政策,低硫煤主要保证民用和用作工业原料的需要。如果用煤量大、技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤,则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺,而且将导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其它工业炉窑或民用方面使用,从而增加全国二氧化硫排放控制的难度和治理二氧化硫污染所付出的经济代价。同时,对现有火电厂来说,由于受煤炭资源、运输、电厂设备和不同区域环境状况的限制,仅靠燃用低硫煤,不但难以达到全面控制二氧化硫排放的目的,而且直接影响到电厂的安全生产运行.因此,国家应制定鼓励火电厂烟气脱硫的优惠政策,以支持火电厂燃用中高硫煤,并安装烟气脱硫装置。这将有利于国家煤炭资源的合理配置和利用,有利于全国环境质量的提高,有利于脱硫事业的发展。
  烟气脱硫是目前国际上广泛采用的控制二氧化硫的成熟技术。因地制宜采用不同的烟气脱硫工艺可有效地控制火电厂二氧化硫的排放,满足国家和地区环境质量标准的要求。由于火电厂生产用煤量大,锅炉热效率和煤炭转换成电能的效率都较高,脱硫工艺本身对环境的影响可有效加以控制,因此采取烟气脱硫治理火电厂二氧化硫污染,环境效益显著。如果参照工业发达国家的做法,拉开低硫煤与高硫煤的价格差距,并通过政策、标准等加以引导,则烟气脱硫较易被燃用中高硫煤的电厂所接受。根据我国国情,烟气脱硫应是火电厂控制二氧化硫排放的主要途径。
  (四)火电厂烟气脱硫市场需求预测与分析
  市场需求的影响因素较多,如环境保护方面的法律、法规、政策和标准,经济技术发展水平及火电厂的建设容量等。在各因素之间相互作用的情况下,确切的市场需求很难预测。下面主要依据现行的法律、法规、标准和现有燃煤电厂情况对火电厂烟气脱硫市场作一预测。
  根据《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》(国函[1998]5号)及《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)等要求,预计到2010年全国需要安装烟气脱硫装置的机组约180台,装机容量为44000MW。主要依据是,国家电力公司根据国家的法律、法规、标准,以及现有火电厂实际情况,要求到2010年国家电力公司所属火电厂的120台机组要安装烟气脱硫装置,装机容量28000MW。而目前国家电力公司所属火电厂占全国火电装机容量的63.6%,以此推算全国至少有44000MW的火电装机容量需安装烟气脱硫装置。
  到2000年底,国家电力公司所属火电厂有7000MW装机容量,约45台机组需安装烟气脱硫装置(含在建):全国有11000MW装机容量需安装烟气脱硫装置(含在建)。
  2001-2005年,国家电力公司所属火电厂有10000MW装机容量,约40台机组需安装烟气脱硫装置;全国有15700MW装机容量需安装烟气脱硫装置。
  2006-2010年,国家电力公司所属火电厂有11000MW装机容量,约35台机组需安装烟气脱硫装置,全国有17300MW装机容量需安装烟气脱硫装置。
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