我国燃煤二氧化硫污染的控制技术及其应用
关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知
国家环境保护总局文件环发[2002]26号关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知各省、自治区、直辖市环境保护局（厅）、经贸委（经委）、科委（科技厅）:为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，控制燃煤造成的二氧化硫污染，保护生态环境，保障人体健康，指导大气污染防治工作，现批准发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，请遵照执行。
附件：燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策二○○二年一月三十日附件：燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策1. 总则1.1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90%以上，为推动能源合理利用、经济结构调整和产业升级，控制燃煤造成的二氧化硫大量排放，遏制酸沉降污染恶化趋势，防治城市空气污染，根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》的有关要求，并结合相关法规、政策和标准，制定本技术政策。
1.2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10%，“两控区” 二氧化硫排放量减少20%，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。
1.3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开发应用，并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。
1.4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。
重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。
1.5 本技术政策的总原则是：推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。
1.6 本技术政策的技术路线是：电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的，应安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
我国燃煤电厂二氧化硫、氮氧化物排放控制问题分析
我国燃煤电厂二氧化硫、氮氧化物排放控制问题分析中国电力企业联合会行业发展与环境资源部主任王志轩摘要：本文简述了中国电力工业的发展及火电厂二氧化硫和氮氧化物控制的问题。
从排放量占全国的排放比例、对环境的影响和控制措施及效果等方面，分析了“十五”期间二氧化硫控制情况；并简要从工艺、自有技术情况、设备国产化水平、脱硫工程总承包能力、造价这五个方面分析了烟气脱硫产业化发展情况；研究预测了“十一五”二氧化硫总量控制水平和污染控制技术水平(与美国比较)，提出了法规、政策、技术等方面的对策建议。
对火电厂氮氧化物控制现状进行了分析；从法规层面和企业、政府、产业化公司方面对氮氧化物控制形势做出了基本判断；进而从目的、手段、法规、技术路线、经济政策、控制策略方面提出了相关建议。
1、中国电力工业发展简况“十五”期间，我国发电装机年均增长10.12%，电力消费弹性系数平均高达1.36，基本满足我国在工业化快速发展中的国民经济和人民生活水平提高的需要。
2005年末，我国装机总量达到5.17亿千瓦，比上年增长16.9%，是建国以来增长最快的一年。
其中：火电占75.7%(在火电中煤电占95%左右)，水电占22.7%，核电占1.32%，风电占0.2%。
预计今明两年平均每年装机约7000万千瓦；到2007年，电力行业将逐步进入一个潜在的产能富裕阶段。
预计到2010年电力装机容量将达8亿千瓦左右，到2020年将达11亿千瓦左右。
2020年，我国人均装机容量仍然达不到1个千瓦。
2、关于火电厂二氧化硫控制问题2.1二氧化硫排放控制情况及烟气脱硫产业发展状况的简要分析我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家，其中燃煤电厂二氧化硫排放量已达到总排放量的50%以上。
2005年全国二氧化硫排放量为2549万吨；其中火电厂二氧化硫排放量约为1300万吨左右（估计数据）。
图1 近年全国、工业、电力的二氧化硫排放量由上图1可见，电力二氧化硫排放量和排放比例的趋势都是升高的。
分析燃煤火力发电厂大气污染治理技术
分析燃煤火力发电厂大气污染治理技术1. 引言1.1 燃煤火力发电厂大气污染的现状燃煤火力发电厂是我国主要的能源生产方式之一，但同时也是大气污染最主要的来源之一。
根据环保部发布的数据显示，燃煤火力发电厂排放的二氧化硫、氮氧化物等有害气体是造成雾霾和酸雨的主要原因。
这些污染物不仅影响了空气质量，也对人体健康和环境造成了严重的危害。
目前，我国燃煤火力发电厂的大气污染问题十分突出。
据统计，燃煤火力发电厂每年排放的污染物占全国总排放量的40%以上，而且随着能源消费的增加，这一比例还在不断增加。
特别是在一些工业发达地区和城市，燃煤火力发电厂的大气污染已经成为当地环境的一大隐患。
必须加强燃煤火力发电厂大气污染的治理工作，采取有效的技术手段降低污染物排放，保护环境和人民健康。
在这个问题日益突出的背景下，展开对燃煤火力发电厂大气污染治理技术的研究和实践显得尤为迫切和重要。
1.2 大气污染治理的重要性大气污染治理的重要性体现在保障人民健康、改善环境质量、促进可持续发展等方面。
随着社会经济的不断发展，燃煤火力发电厂作为重要的能源供应来源，排放大量的二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等有害物质，对大气环境造成了严重污染。
这些污染物不仅直接危害人们的健康，还加剧了大气污染导致的酸雨、光化学烟雾等问题，对环境造成了严重破坏。
加强燃煤火力发电厂大气污染治理，减少有害气体排放，清洁大气环境，已成为当前社会发展的重要课题。
通过推动脱硫、脱硝等技术的应用，有效控制、减少燃煤火力发电厂的大气污染物排放，可以有效改善空气质量，降低健康风险，提升民众生活品质。
大气污染治理还对于推动清洁能源的发展、减少温室气体排放、实现可持续发展具有积极意义。
加强燃煤火力发电厂大气污染治理，是当前环境保护事业和可持续发展的重要举措。
2. 正文2.1 大气污染物排放来源分析大气污染物排放来源分析是燃煤火力发电厂大气污染治理的首要任务之一。
燃煤火力发电厂是大气污染物的重要排放源之一，主要排放的污染物包括二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等。
燃煤二氧化硫污染防治技术政策
一、《燃煤二氧化硫污染防治技术政策》1、了解总体原则推行合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，逐步严格二氧化硫排放污染控制要求，促进燃煤设施采取有效措施减少二氧化硫的排放。
2、了解能源合理利用的有关规定（1）鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用，逐步改善以煤为主的能源结构；（2）淘汰落后工艺和产品，推行清洁生产，提高能源利用效率；（3）清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工业燃烧设施；（4）城市地区应发展集中供热和热定电的热电联产，热网区外和未进行集中供热的城市地区，新建燃煤锅炉的产热量应在4t/h以上；（5）0.7MW以下的采暖炉应禁止燃用原煤，提倡使用清洁能源（燃气、轻油、电和固硫型煤）；（6）鼓励建设坑口电厂；（7）到2003年，淘汰50MW（含）以下的机组；到2010年，淘汰100MW（综合利用电厂除外）以下的机组。
3、煤炭生产要求4、了解电厂锅炉、工业锅炉和窑炉脱硫的有关规定（1）脱硫要求（2）技术路线（3）为电厂烟气脱硫设施应配备二氧化硫和烟尘的在线连续监测装置；（4）工业锅炉和窑炉脱硫设备的寿命大于10年，脱硫设备的主要工艺参数有自控装置，脱硫产物应稳定化或经适当处理，没有二次释放二氧化硫的风险。
二、城市污水处理及污染防治技术政策1、了解城市污水处理技术原则（1）设市城市和建制镇均应规划城市污水集中处理设施；（2）达标排放工业废水应纳入城市污水处理系统；（3）工业废水应严格控制重金属、有毒有害物质，达标排放；（4）分散生活污水和工业废水，应就地处理达标排放2、污水收集系统的有关原则（1）城市排水规划中明确排水体制和退水出路；（2）新城区，完全分流制；旧城区，可维持合流制，合理确定截留倍数；降雨量小城市，合流制；（3）发达地区或受纳水体要求高的区域，初期雨水纳入城市污水收集系统；（4）实行城市排水许可制度3、了解污水处理工艺选择的原则和工艺选择的主要技术经济指标（1）原则：处理规模、水质特性、受纳水体的环境功能、当地实际情况和要求，经全面技术经济比选后确定；（2）指标：处理单位水量投资、削减单位污染物投资、处理单位水量电耗和成本、削减单位污染物电耗和成本、占地面积、运行性能可靠性、管理维护难易程度、总体环境效益。
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保
火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保随着工业化进程的加快以及能源消费量的不断增加，燃煤火电厂作为我国主要的能源供应方式，占据着重要的地位。
燃煤火电厂在发电过程中产生的大量烟气中含有的二氧化硫和氮氧化物等有害物质给环境带来了严重的影响。
为了保护环境，减少空气污染，我国对火电厂烟气的净化技术提出了更高的要求，其中烟气脱硫脱硝技术应用成为了重点。
本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用与节能环保方面进行探讨。
一、烟气脱硫脱硝技术概述1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术是指利用化学方法或物理方法降低烟气中二氧化硫的浓度，从而减少对大气环境的污染。
目前常见的烟气脱硫方法包括湿法石膏法、干法石灰石法和氨法等。
湿法石膏法是目前应用最为广泛的一种方法，其原理是将石膏与二氧化硫反应生成硫酸钙，从而达到脱除二氧化硫的目的。
烟气脱硝技术是指采用各种方法降低烟气中氮氧化物的浓度，从而减少对大气环境的污染。
常见的烟气脱硝方法包括选择性非催化还原（SNCR）、选择性催化还原（SCR）以及催化氧化法等。
SCR技术由于具有高脱硝效率、低能耗和低副产物生成等优点，被广泛应用于火电厂的烟气脱硝工程中。
目前，我国火电厂烟气脱硫脱硝技术应用已取得了显著的成效。
各地燃煤火电厂纷纷按照国家环保政策的要求，进行烟气脱硫脱硝改造，以减少大气污染物排放。
京能集团旗下的燕山热电厂采用了世界先进的湿法石膏法脱硫技术，将烟气中的二氧化硫大幅降低，达到国家排放标准。
与此该公司还引进了SCR脱硝技术，通过对烟气进行催化还原处理，有效降低了氮氧化物的排放浓度。
神华集团、华电集团等国内大型火电企业也在技术改造方面取得了积极成果，不断提高烟气脱硫脱硝技术的应用水平。
1. 节能作用烟气脱硫脱硝技术的应用在一定程度上有助于提高火电厂的能源利用率，达到节能减排的目的。
烟气脱硫过程中所需的吸收剂以及脱硝过程中的催化剂等均属于能源材料的消耗，但通过技术改造和优化设计，可以降低该消耗量，提高设备和反应效率，从而达到节能要求。
试析燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术及有效应用
试析燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术及有效应用发布时间：2022-03-10T07:13:27.287Z 来源：《科技新时代》2022年1期作者：方成伟[导读] 煤电节能减排升级改造行动中，超低排放技术得到快速发展。
在超低排放技术中，烟气多污染物协同治理技术得到越来越多的应用，推动燃煤电厂节能环保目标的实现。
在燃煤电厂烟气多污染物协同治理中，要考虑到除尘系统和脱硫脱硝系统之间的协同性，实现污染物治理以及节能降耗的多赢目标。
北京铝能清新环境技术有限公司摘要：煤电节能减排升级改造行动中，超低排放技术得到快速发展。
在超低排放技术中，烟气多污染物协同治理技术得到越来越多的应用，推动燃煤电厂节能环保目标的实现。
在燃煤电厂烟气多污染物协同治理中，要考虑到除尘系统和脱硫脱硝系统之间的协同性，实现污染物治理以及节能降耗的多赢目标。
关键词：燃煤电厂；多污染物；烟气治理；协同治理；治理技术1引言我国的大气环境污染原因中，工业废气排放是重要的元凶。
随着国家对环境治理保护工作的重视，燃煤电厂的污染物治理工作面临新的挑战。
为了满足国家环保超低排放标准的要求，探索科学高效的燃煤烟气污染物治理技术十分必要。
烟气多污染物协同治理技术因具有明显的综合优势成为燃煤电厂在污染物治理中的重要选择。
2燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术概述燃煤电厂烟气多污染物协同治理是遵循协同治理的理念，在同一设备内对多种烟气污染物进行脱除或净化，或者在前面的环节为后面的环节创造对治理污染物更有利的条件，从而提高烟气治理的整体效率，实现良好的节能效果。
3燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术要点在烟气多污染物协同治理技术中，通过综合考虑除尘系统、脱硫脱硝系统之间的协同关系，使前后工序能够配合高效。
协同治理的工艺系统主要包括烟气脱硝、烟气冷却、低温电除尘、湿法脱硫几个环节。
工艺系统对烟气中的各个污染物组分进行综合考虑，在实现除尘效果的基础上尽可能提高余热利用率，精简工艺流程和工艺设备，减少烟气降温后的阻力，降低能耗，实现减排和节能的双赢目标。
烟气脱硫技术的现状分析与应用
烟气脱硫技术的现状分析与应用近年来，环境保护成为社会关注的焦点，大气污染是其中一个重要问题。
烟气中的二氧化硫是大气污染的主要来源之一，因此研究烟气脱硫技术成为当前环保领域研究的热点之一。
本文将从现状分析与应用两个方面探讨烟气脱硫技术的相关发展。
烟气脱硫技术的现状分析目前，烟气脱硫技术主要包括干法脱硫和湿法脱硫两种常用方法。
干法脱硫主要通过烟气与固态吸收剂接触，使二氧化硫与吸收剂反应生成硫化物，以达到脱硫效果。
常用的干法脱硫方法有活性碳吸附法、氧化剂吸附法和物理吸附法等。
然而，干法脱硫方法存在着吸附剂消耗快、脱硫效率低、操作复杂等不足之处。
湿法脱硫是目前应用较为广泛的烟气脱硫方法，主要通过将烟气与石灰乳或氨水等吸收剂进行接触，使二氧化硫与吸收剂反应生成硫酸盐或硫代硫酸盐的水溶液，达到脱硫效果。
常见的湿法脱硫方法有石灰石石膏法、石灰乳法和氨法等。
目前，石灰乳法广泛应用于燃煤电厂等大型工业设备中，该方法具有脱硫效率高、操作简单、适应性广等优点。
然而，湿法脱硫方法也存在一些问题。
首先，石灰乳法需大量消耗石灰石，造成资源浪费；其次，湿法脱硫方法产生大量废水，对环境造成二次污染；此外，湿法脱硫设备庞大，投资高，造成了一定的经济负担。
烟气脱硫技术的应用现状烟气脱硫技术在电力、冶金、化工和环保等领域得到广泛应用。
在电力行业，燃煤发电是主要的电力供应方式，但也是大气污染的重要来源之一。
因此，对烟气进行脱硫处理对于减少二氧化硫排放至关重要。
目前，国内外的燃煤发电厂广泛采用湿法脱硫技术。
在冶金行业，冶炼过程中产生的废气中含有大量的二氧化硫。
采用烟气脱硫技术可以有效降低废气中的二氧化硫含量，减少对环境的污染。
在化工行业，如化肥、石油化工等领域，二氧化硫是常见的废气排放物，采用烟气脱硫技术可以减少对大气的污染。
在环保行业，烟气脱硫技术也有广泛的应用。
比如，工业废气处理、污水处理等领域，烟气脱硫技术可有效减少排放的二氧化硫浓度。
燃煤电厂排放的二氧化硫现状和发展趋势以及治理措施
燃煤电厂排放的二氧化硫现状和发展趋势以及治理措施作者：姜秀刚来源：《科技传播》2012年第24期摘要我国是世界上煤炭生产与消费的主要国家之一，随着社会经济的不断发展，我国煤炭事业的发展也是日益进步，但是我国燃煤电厂二氧化硫治理和减排面临的形势极其严峻。
因此，加强对燃煤电厂二氧化硫排放与治理的研究有着重要的现实意义，本文旨在研究我国燃煤电厂二氧化硫排放现状，探究燃煤电厂二氧化硫排放发展趋势，针对出现的问题提出相应的解决策略，为我国燃煤电厂二氧化硫排放与治理方面的进一步发展提供一些可行性思路。
关键词燃煤电厂；二氧化硫；现状；发展趋势；治理措施中图分类号X7 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）81-0175-02“十五”以来，中国能源消费超常规增长，煤炭消费量从2000年的13.2亿吨猛增至2005年的21.67亿吨，其中电煤消耗约占全国消费量的一半以上。
作为“十一五”期间经济社会发展的两项约束性指标，到2010年，全国燃煤电厂二氧化硫排放总量必须控制在951.7万吨以下，比2005年降低近30% ，燃煤电厂二氧化硫治理和减排面临前所未有的严峻形势。
尽管我国在燃煤电厂二氧化硫排放与治理方面积累了丰富的经验取得了重大突破，但是在实际的二氧化硫排放与治理过程中，很多问题仍然存在。
本文主要研究我国燃煤电厂二氧化硫排放现状，探究燃煤电厂二氧化硫排放发展趋势，针对出现的问题提出相应的解决策略，为我国燃煤电厂二氧化硫排放与治理方面的进一步发展提供借鉴。
1 燃煤电厂排放的二氧化硫现状与问题1.1 燃煤电厂二氧化硫减排管理措施不到位目前来讲，我国对于燃煤电厂二氧化硫减排管理的主要措施就是排污收费制度，这种制度实施于20世纪80年代，由于排污收费制度中的收费标准与二氧化硫处理成本之间存在着巨大差距，这种排污收费制度早已不适应现代燃煤电厂二氧化硫减排管理的需要。
随着燃煤电厂的不断发展，二氧化硫污染欠账越来越多，二氧化硫排污收费已经很难在全国实施。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
第21卷 第4期煤 炭 转 化V o l121 N o14 1998年10月COAL CONV ER S I ON O ct11998我国燃煤二氧化硫污染的控制技术及其应用α雷震东1) 吴创之2) 陈 勇3) 陈国榘3)摘 要 对国内各种主要的燃前、燃中、烟气脱硫技术的应用现状和发展趋势进行了分析。
针对目前特殊的国情条件认为:1)燃前处理技术具有环保与经济的双重效益,技术成熟度高,关键应从政策和管理引导入手;2)燃烧过程处理技术对新建锅炉,尤其是各种流化床燃煤系统十分有效;3)在现阶段及未来几年之内,烟气脱硫仍将是对我国二氧化硫污染控制最为有效的技术,但应将重点放在开发适合国情的烟气脱硫技术以及政策导向上。
关键词 燃煤,二氧化硫污染,控制技术中图分类号 TQ53419,X5110 引 言环境酸化是当今世界严重的区域性环境问题之一。
据统计,目前我国酸雨覆盖面积已占到中国国土面积的约40%.酸雨主要前体物二氧化硫的排放趋势在西欧和北美等地已得到有力控制,而在我国,则仍在以较快速度增长着。
1995年,我国二氧化硫的排放量达2370万t,已超过美国的2100万t而位居世界第一。
最近国内的研究表明,我国二氧化硫的排放绝大部分沉降在我国大陆境内,大量酸性物质的沉降已经导致我国环境酸化:长江以南酸雨区域已连成一片,并向长江以北蔓延;全国降水的酸度平均升高2倍～8倍,出现了世界罕见的降水pH年均值低于4的地区。
最近几年的研究结果还表明,我国酸雨区内的酸沉降对农业、林业和材料破坏造成的经济损失每年达二百多亿元,对人体健康也造成严重危害。
[1]我国的酸雨类型属硫酸型,SO42-与NO-3的比值在4∶1～15∶1范围内,这主要与我国以煤炭为主的一次能源消费结构有关(1995年为75%)。
我国用煤的平均含硫量为1112%[2],在其使用过程中,又有80%用于直接燃烧,因燃煤而排放的二氧化硫占其总排放量的7416%(1994年)。
针对煤炭燃烧所造成的严重环境问题,我国政府根据具体国情制定了相应的政策。
1995年8月29日,政府颁布了新修订的《中华人民共和国大气污染防治法》(简称《大气法》),与1982年公布的《大气法》相比,着重强调了燃煤污染的防治问题,并从单纯煤的烟尘控制扩大到燃煤产生的SO x, NO x等多因子控制。
为了与其相适应,国家环保局也正在制定一系列的单项法规和标准,如1997年1月1日实施的新修定的《火电厂大气污染排放标准》就规定了1997年1月1日以后SO2最高允许排放浓度(表1),而且各地还有最高允许排放量的控制。
根据新标准,对于新建的火电厂,当煤中含硫量超过1%时,就必须加装脱硫设备才能符合法规要求。
此外,目前在两省九市征收SO2排污费(200元 吨SO2)的试点工作也将逐步推广至酸雨控制区和二氧化硫污染控制区。
表1 SO2最高允许排放浓度 m g m3燃料的含硫量 %≤110≥110最高限值21001200日趋严重的SO2污染形势、不断严格的污染排放标准以及环保政策对污染控制的鼓励等,使得在α1)硕士;2)副研究员;3)研究员,中国科学院广州能源研究所,510070广州 收稿日期:1998205217不远的将来我国大规模地推行SO2减量化具备了必要的外在条件。
因此,对中国国内目前所拥有的各种燃煤二氧化硫污染控制技术进行一番分析是十分必要的。
对于煤中所含硫分及其燃烧所产生的二氧化硫污染物的控制技术,可以分为燃前处理、燃烧过程处理技术和烟气脱硫三大类。
1 燃前处理技术111 动力煤洗选加工动力煤洗选加工可降低灰分、硫分,提高热值,用于电站锅炉可以降低发电煤耗,延长锅炉及辅机的寿命;用于工业锅炉和窑炉可以提高燃烧效率,同时可以减少烟尘和SO2排放量。
在煤炭质量要求严格的国家,为了控制用煤的灰分和硫分,各煤矿一般都配套有煤洗选措施。
德、法、澳、日等国用煤入洗率都在90%以上。
[3]在中国,原煤的入洗率较低,只有22%,约218亿t煤,设备容量也只能达到318亿t(1995年)。
[4]现阶段,我国的洗煤主要用于冶金用煤,动力用煤只是对含硫量高的煤才采用洗选,其入选比重仅为613%左右。
因此,洗选煤的发展在中国还存在极大潜力。
国务院已批准将其列入《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》,预计到2000年,我国煤炭入洗率能提高到30%左右。
“九五”期间,国内正着重于研究解决大型选煤设备和自动检测技术的可靠性等问题。
[5]112 型煤加工将粉煤加工成型煤,比燃烧散煤节约能源的20%～30%,减少烟尘排放量40%～60%,还能提高锅炉出力10%～30%,加入适量的固硫剂后,燃烧时烟尘和SO2排放都比燃烧散煤时减少40%～60%.[6]针对我国城市居民燃料消费状况,在煤气尚未普及的地区,发展固硫型煤代替散煤的燃烧可以改变城市污染状况。
国内多年实践已证明,型煤加工技术在经济上是合理的,而且环境、社会效益显著。
无论是民用型煤还是工业型煤,都存在着巨大的市场潜力。
在我国,民用型煤加工已有成熟技术,但工业型煤的发展比较缓慢,其技术开发仍处于分散的低水平重复状态,对于其推广还缺乏统一规划和良好的组织管理。
目前市场上每吨工业型煤价格比原煤高50元～80元,因而用户普遍缺乏使用积极性。
总之,如何让工业型煤技术尽快而充分地发挥其经济、环保和社会效益还是一个很大的课题。
113 水煤浆技术水煤浆是一种煤基液流态燃料,可以代油燃烧。
由于在水煤浆的制备过程中,必须经历对煤的洗选过程,因而采用水煤浆燃料后,可以降低SO2的排放量达80%以上。
我国对水煤浆的制备与燃烧技术的试验研究开始于80年代初,同世界上其它国家一样,最初的主要目的是希望摆脱对进口石油的依赖。
国内现有技术已具备了商业化水平,制浆技术达到国际水平。
但是在电厂锅炉及工业炉窑的试用表明,水煤浆燃烧技术的应用和推广存在较大的经济性问题。
根据我国能源政策,燃油锅炉有逐渐被取代的趋势,但对于现有燃油锅炉,只有当石油的价格与水煤浆价格比为2125时(1990年可比价),在经济性上才合算。
[7]目前,水煤浆技术在电厂还很难推广,在工业窑炉上的应用存在一定潜力。
114 利用微生物脱硫技术利用某些细菌以硫化物为能源,并使硫元素的存在形态发生改变的性质,可以进行微生物脱硫。
一般用氧化亚铁硫杆菌去除煤中约占2 3的无机硫(FeS2),用硫化叶菌去除有机硫,效率分别可以达到40%和30%左右。
国内已能分离出可脱除有机硫的微生物,脱硫率可达21%～47%,而对于黄铁矿的脱除方法则需要更进一步的改进。
微生物法脱硫具有反应条件温和、成本低、能耗省、无煤的流失等优点,是一种很有前途的方法。
[8]2 燃烧过程中的处理技术211 流化床燃烧工艺(FBC)流化床燃烧脱硫通过向床(炉)内加入石灰石或白云石,在燃烧温度850℃～900℃下,石灰石分解产生氧化钙,与烟气中存在的SO x发生反应,达到脱硫的目的。
因为流化床最佳操作温度范围也正好是最有利于CaCO3分解的温度范围,所以流化床燃烧系统一般具有较高的脱硫效率。
从60年代以来,我国经历了流化床燃烧工艺发展的三个阶段。
第一阶段致力于小、中型的鼓泡流化床锅炉(),现今20多个锅炉厂家每年生产8 煤 炭 转 化 1998年200余台这样的锅炉,迄今为止共有3000余台第一代流化床锅炉,最大蒸发量130t h.热效率达到83%～86%,脱硫率83%～93%,为了进一步提高床内的脱硫效率,采用飞灰循环不失为一种行之有效的方法。
[9]第二阶段是从80年代以来大力发展的常压循环流化床锅炉(A CFB),燃烧效率达到98%～9915%,脱硫率达90%以上,现已较多地被用作电站锅炉。
国内目前建成或在建的220t h(配50MW 机组)的锅炉已超过10台,一台100MW的A CFB 已于1996年上半年投入运行,四川内江电厂还从芬兰引进了一台420t h的流化床锅炉。
就经济性而言,A CFB的成本基本接近于粉煤电厂加上烟气脱硫装置的成本。
[10]第三阶段主要研究并发展燃煤增压流化床(PFBC)燃气蒸汽联合循环发电技术。
1994年,在国内已有一套35t h的示范装置投入运行。
国外现已达到商业验证阶段。
其主要优点在于发电效率比常规蒸汽电站高3%～4%,节煤达10%～15%,发电效率可达46%以上,SO2和NO x排放均低于环保部门规定的指标,脱除率可达99%.装置所需投资几乎与常规蒸汽电站相当。
目前,我国正在研究开发较大规模的PFBC,并计划于本世纪内建成一套150MW的PFBC示范装置。
212 煤气化联合循环系统(IGCC)在IGCC系统中,煤与气化剂首先在气化炉内反应生成燃料气,然后送入燃气轮机系统燃烧。
在气化时,煤中的硫及氮、氯等分别生成H2S,N H3, SO2,HC l,经过常规的方法可以脱除至非常低的水平。
煤气燃烧后以高于PFBC的烟气温度进入燃气轮机。
气化炉可采用流化床气化炉、气流床气化炉、固定床气化炉三类。
目前,IGCC在国外已进入商业化示范阶段,预计2010年左右可进入实用阶段,单机规模达到300 MW～400MW,热效率可望达到53%.与A CFB及PFBC相比,IGCC的投资最大,而所得的高效率难以抵偿其附加的费用。
[11]因此,今后降低总系统的费用和进一步提高效率,使其具有经济吸引力是未来几年内的发展方向。
我国政府已把IGCC及PF2 BC共同列入“21世纪议程”,并计划于2000年前在国内建成一座单机容量200MW～400MW的3 烟气脱硫工艺(FGD)烟气脱硫是目前世界上控制燃煤SO2排放应用最广和最有效的技术,经工业化应用的成熟工艺有十几种,根据脱硫剂的类型可分为湿法、半干法、干法。
湿法效率最高,半干法次之,而干法处理废渣较方便。
对于副产物的处理又有回收利用和抛弃两种。
由于燃煤锅炉种类的多样性以及各具特点的自身条件,很难找到一种适合全局通用的脱硫方案,这就为各种脱硫方法的争奇斗艳提供了广阔的空间。
我国早在70年代就开始了这方面的研究工作,几乎与美国同时起步,涉及各类方法。
但由于经济方面以及缺乏相应政策的推动,进展缓慢,大部分技术尚停留在中试甚至小试阶段,仅有的几项经过中试应用的技术也还未能大范围推广。
311 国内FGD技术研究发展状况31111 完成中试或通过鉴定的成熟技术(1)石灰石2石膏湿法。
早在70年代中期,上海闸北电厂就完成了2500Nm3 h烟气的中间试验。
由于当时石膏缺乏销路,未能用于生产。
不过,以其为代表的各种湿法洗涤装置得到了较大发展,并占据了国内中小型锅炉烟气脱硫市场的主流。
(2)活性炭2硫酸法。
“六五”期间,湖北松木坪电厂建立了规模5000Nm3 h的中试装置。
用含碘015%的活性炭吸附浓度为3000×10-6～4000×10-6的SO2,再水洗得到20%的稀硫酸,脱硫率达到90%以上。