|
|
设
备
管
理
网
s
b
g
l
.
j
d
z
j
.
c
o
m
|
 |
火电厂二氧化硫的控制对策 |
|
|
| 火电厂二氧化硫的控制对策 |
|
作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 10:15:19  |
|
滕腾
江苏省电力试验研究所 南京 210029
1998年6月，国家环保局印发了《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方案》，此方案中把今后我国的二氧化硫（SO2）排放总量控制，尤其是“两控区”内削减SO2排放总量的重点放在火电厂上。国务院对上述方案的批复中，更是明确指出“除以热定电的热电厂外，禁止在大中城市城区及近郊区新建燃煤火电厂。新建、改建燃煤含硫量大于1％的电厂，必须建设脱硫设施。现有燃煤含硫量大于1％的电厂，要在2000年前后采取减排SO2的措施，在2010年前分期分批建成脱
硫设施或采取其它具有相应效果的减排SO2的措施。”
1 江苏火电厂SO2控制基本排放情况
根据江苏省电力工业实际情况，我省的沿江8个市（南京、扬州、南通、镇江、常州、无锡、苏州、泰州市）被划为酸雨控制区，徐州市市区及邳州市、新沂市被划为SO2控制区。受影响的有谏壁、南热、戚墅堰、常熟、扬州、天生港、徐塘、贾汪、华能南京、华能南通和利港11个电厂，其中部、省属及省电力公司占有股份的电厂8个。初步估计，省电力公司占有股份的8个电厂所属机组排放SO2约19．41万吨，计3896万元。主要电厂排放情况见附表。
2 目前的任务
根据国家环保局印发的《酸雨控制区和SO2污染控制区划分方案》，我省在“两控区”内电厂到2000年应达标排放，且SO2排放量控制在国家规定的总量控制指标内，现有燃煤含硫量大于1％的电厂，要在2000年前后采取减排SO2的措施；到2010年，必须满足“两控区”内SO2排放量控制在2000年排放水平之内的要求。燃煤含硫量大于1％的电厂要在2010年前分期分批建成脱硫设施或采取其它具有相应效果的减排SO2措施。另外，该方案对我省新建电厂也有很大限制：它规定在“两控区”大中城市市区内（城区和近郊区），禁止新建燃煤火电厂（以热定电的热电厂除外）。“两控区”内新建、改造燃煤含硫量大于1％的电厂，必须建设脱硫设施。该方案还强调：对“两控区”内重点SO2排放源要求安装在线式连续监测计量装置，并进行长期监测。因此，该项工作也必须尽快开展。同时该方案要求做好SO2排污收费的征收、管理和使用工作，其中用于重点排污单位的专项治理SO2的资金比例不得低于90％。按省局系统年交费3 896万元计，每年可得到脱硫返还资金3 506万元。
3 可以考虑的几种对策
3．1 降低燃煤含硫量
（1）利用价格杠杆，进煤煤价除考虑灰分、发热量等因素外，把燃煤含硫量也作为定价的一个依据，实行优质优价。由于目前国家限制高硫煤的开采及使用，已建成的生产煤层含硫分大于3％的矿井逐步实行限产或关停。新建、改造含硫分大于1．5％的煤矿，应当配套相当规模的煤炭洗选设施，现有煤矿应按照国务院煤炭新增主管部门和有关部门制订规划的要求，分期分批补建煤炭洗选设施。这些措施如果能够得到落实，那么将较为容易得到含硫量较低的煤炭。但有一点应注意，由于目前SO2收费为0．2元／kgSO2，因此单纯考虑减少SO2收费（假设煤中SO2全部从烟气排放），煤中含硫量降低1％所增加的费用不应超过4元／吨煤，事实上煤中SO2还有小部分不从烟气排放，因此这个数字还应更低，但如考虑脱硫成本则增加费用可高得多。
（2）与煤质含硫量低的大型煤矿订立长期供货合同。其至可以通过共同投资煤炭洗选设施的形式，得到稳定的低硫煤来源。如前所述，按现行政策规定新建含硫分大于1．5％的煤矿，应当配套建设相当规模的煤炭洗选设施，现有煤矿应分期分批补建煤炭洗选设施，所以可能会面临资金上的问题，而电力系统与其共同投资，则解决了这个问题。
（3）争取国家有关政策扶持。据资料分析，燃烧前用物理方法脱除硫分的成本只是燃烧后脱硫的1／10，在煤矿脱硫同时又可以降低灰分，减少运输量。因此经济上也是合算的（但也有资料称在欧洲燃前脱硫成本过高而未采用）。但是，这种方法有一个前提，即合作的煤矿不仅硫分要较低，而且煤的硫分中硫酸盐和黄铁矿硫要占相当的比例，这样才能通过洗选得到含硫量低于1％的煤。据国外资料称传统洗煤技术只能脱除黄铁矿硫。而目前的物理洗煤技术通常是利用比重的不同将煤中杂质分离，只能脱除20％～50％的黄铁矿硫，占总含硫量的10％～30％。因此，传统的洗煤技术对有机硫无能为力。先进的物理洗煤技术如细粉碎、“重液”旋风分离、悬浮和选择凝聚则可减少65％的SO2排放量。
采用降低燃煤含硫量的措施，优点是节约了设备投资和运行费用，但是该方法也有很大的局限性：一是目前煤种来源较杂，含硫量呈逐年上升趋势，因此控制燃煤含硫量在实际中能否做到很难说；二是洗煤脱硫的效率与煤种有一定关系，低硫煤比高硫煤难脱硫。根据经验，低硫煤采用传统洗煤脱硫方法，脱硫容易的脱硫率可以在25％左右，难的则几乎没有脱硫效果，高硫煤洗煤脱硫率则有时可以达到60％。
而且，目前我国的这种政策可能只是一种权宜之计，从国外SO2控制标准来看，一般只有规定燃煤含硫量不得超过一定数值的，而没有依据燃煤含硫量的不同定出两种不同的排放标准。因此单纯依靠降低燃煤含硫量估计只能在一定程度上临时满足目前的环保要求，今后的政策可能会逐步与国际接轨。当然，即使将来采用脱硫措施，降低燃煤含硫量仍然有很大意义，因为低的燃煤含硫量可以降低对脱硫工艺脱硫率的要求。一般而言，要求的脱硫率越低，对应的可以采用较为低廉的脱硫设施。并可减少脱硫成本。
3．2 关停小机组
如降低燃煤硫分较困难，维持目前燃煤硫分，可考虑关停5万以下机组。
3．3 采用脱硫措施
如前所述，靠降低燃煤含硫量和关停小机组都只能在一定程度上满足现行政策的要求，但今后的政策将会逐步向鼓励甚至强制电厂采用脱硫设施过渡，采用脱硫措施势在必行。
目前，上脱硫设施主要的障碍是人们普遍觉得其投资大、运行费用高，这些考虑与当年锅炉上电除尘器相仿，但是现在电除尘器则已被公认为是在电厂大机组的一个基本组成部分。随着我国环境保护要求的不断提高，将来上脱硫设施也会和上电除尘器一样普遍。据说国电公司已经作出了每年按排5台300 MW以上机组上脱硫设施的计划。考虑到不远的将来迟早要上脱硫设施的因素，目前应充分利用有些脱硫工艺可与外方免费合作试验的机会，一方面可以减少设备投资（只有在试验阶段外方才有可能对设备免费投资，如将来进入大规模商业应用设备费用将十分可观），另一方面可以获得一些先进的技术，培养出一批熟悉脱硫工艺技术和运行的人员，甚至在合作过程中研究出一些与外方共同拥有或我方独有的脱硫技术，为今后发展打下基础。更重要的是，可以借此培养起本省自己的脱硫产业。向外可以争取今后广阔的脱硫设备市场，有利于本省电力公司产业的多元化发展。向内又可以用好SO2超标排放费用的返回部分，提高脱硫设备国产化程度，并可加强本省电力系统脱硫设备的维修能力，一举多得。
|
|
| 资讯录入：admin 责任编辑：admin |
|
|
上一篇资讯： 垃圾电站渗沥水处理技术方案的论证
下一篇资讯： 氢冷发电机氢气湿度超标的治理 |
|
|
| 【字体：小 大】【发表评论】【加入收藏】【告诉好友】【打印此文】【关闭窗口】 |
|
 网友评论：（只显示最新10条。评论内容只代表网友观点，与本站立场无关！） |
|
|
|
|
|
