研发电厂燃煤锅炉烟气PM2.5和水蒸汽回收技术的调查

第一篇：研发电厂燃煤锅炉烟气PM2.5和水蒸汽回收技术的调查

治污降霾的一次革命性突破

——陕西海浪集团公司研发锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术的调查

陕西海浪锅炉公司自成功研发出世界技术领先、国内首创的高效节能微排放燃煤锅炉后，又针对全国性大面积雾霾治理难题，创新技术，攻坚克难，取得了技术新突破。

近日，随着陕西海浪集团公司自主研发的锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术的成功问世，记者在该公司进行了调查采访。公司董事长张勤福自豪地对记者说：“该技术成果的成功研发，有望为治理全国范围内的雾霾顽疾带来一次革命性突破，它将水蒸气和烟尘作为雾霾产生的最大根源进行治理，对燃煤锅炉排放的烟气PM2.5和水蒸气进行回收减少排放，可使烟尘降至10mg/m³，多余的水蒸气全部被分离，从而从根子上解决雾霾的形成”。

研发海浪微排放锅炉带来的启示

人常说：思路决定出路！陕西海浪集团公司缘何会衷情于雾霾治理新技术的研发？又为何提出水蒸气和烟尘是雾霾主要成因这一独特见解并以此作为新技术研发的着力点？这些问题的答案都源自企业发展理念和发展思路的创新。

作为一家高科技民营企业，陕西海浪集团公司可谓自主创新的典型。近年来，公司按照“非环保产品不搞、无创新项目不上”的发展思路，先后成功研制出了“海浪高效节能微排放燃煤锅炉”、新型环保抗病毒农药、微生物除臭剂等一批自主创新产品，有的填补了国内空白，有的技术世界领先。

前些年，以化工为主营业务的海浪公司在跟西北农林大学合作 开展微生物除臭项目时，需要一个蒸气锅炉，但当时全国的蒸气锅炉都不符合要求，如果采用天然气锅炉，每吨蒸气的成本就要2万元。为降低成本，陕西海浪集团公司党委书记、董事长兼总经理张勤福在全国进行了调查，其间偶然发现上海有一个空气源热泵技术，可以利用空气的温度吸收加热。但实地调研后却发现，该技术的温度只能加到60℃，解决不了生物的蒸气问题，仅能用于城市供暖。而且只有当环境温度达到20—30℃时，它的效率才能达到最高。能否创造一个20—30℃的环境来发挥它的功效呢？张勤福想到了锅炉烟气，如果能将该技术推广到锅炉烟气上，既可以减排又可以节能。于是，他便组织公司技术人员进行实验。实验过程中又遇到了空气源热泵吸收部分的紫铜管与锅炉烟气中的SO2接触产生化学反应缩短使用寿命的难题。是改变空气源热泵的铜管材质还是脱硫？因不锈钢、钛材等金属的导热性不及铜，最终他们将解决问题的目光投向了脱硫。

如何脱硫？海浪公司依托生物除臭剂项目上使用的除臭塔技术，运用气水分离对该技术进行改造演变后接到锅炉上，作为锅炉脱硫除尘设备效率很高。脱硫后经国家环境监测中心检测，SO2排放量为108mg/m³（国家规定燃煤锅炉SO2排放标准为900mg/m³），烟尘排放为39mg/m³（国家规定天然气烟尘排放标准为50mg/m³），排烟温度为20℃。如果SO2排放能再降8个点，降到100mg/m³以内，就可以执行天然气的排放标准。为此，张勤福大胆决策，对前期研发工作思路进行了重大调整，决定做燃煤锅炉，让燃煤锅炉执行天然气排放标准。为此，他再次对全国锅炉技术进行了考察，寻找合作伙伴，并选择了国内比较好的几个燃煤锅炉技术，与自己研发的 脱硫技术相结合，并加进煤炭洁净燃烧新技术。项目做出来以后，再次进行排放检测显示：SO2排放量为5.95mg/m³，烟尘排放为25.4mg/m³，排烟温度为14度（当天环境温度为11度），就连国家环保部没有明确要求的白汽也通过分离后降到了仅为其它锅炉的1/10—1/5。检测报告出来后引发了各界广泛关注，国务院发展研究中心会同国家发改委、科技部、环保部等六部委专门在国务院新闻办召开了“海浪高效节能微排放燃煤锅炉”新技术成果发布会。

独辟蹊径 研发新技术

海浪公司推出的节能减排新技术为治理当前日益严重的雾霾天气提供了新的研发思路。作为一家节能环保企业的“掌门人”，张勤福一直在思考和研究应对雾霾的有效办法。与一些专家认为形成雾霾的原因依主次分别包括SO2、汽车尾气、扬尘和气象原因的观点不同，张勤福认为雾霾的成因首先是气象原因，其次是水蒸气，第三是烟尘，第四是SO2。为什么说气象原因排第一个，他曾举过一个简单的例子：几十个人呆在一个玻璃房子里，将外面的温度降至零下，玻璃房子里既没有汽车也没有锅炉，等一个小时以后就会形成雾霾，就看不见外面了，这就是气象原因——温差造成的。第二个成因水蒸气，主要是电厂的水蒸气。再一个就是烟尘，电厂每天排放的烟尘达3—5吨之多，而烟尘中又含有硫酸盐、氮氧化物、胶质物等，这些都有粘度，飘在空中粘在一起不易散去就会加重雾霾。气象原因人们无法改变，但可以改变水蒸气和烟尘的排放。

2012年冬，张勤福在去兰州推广“海浪高效节能微排放燃煤锅炉”新产品时，与兰州市领导说起兰州的雾霾治理问题时，他认为兰州的雾霾主要是市区三个电厂排放的大量水蒸气和烟尘造成，只要能做到对水蒸气和烟尘的分离回收，就可以根治雾霾。为证明自己的判断，他还专门花了三天时间，从不同角度对兰州市三个电厂的污染排放情况进行了调查，并索取来三个电厂的发电量、耗煤量、脱硫前后温度、除尘前后温度、烟气流量和温度、脱硫消耗的水分、最终烟尘含量、SO2含量、氮氧化物含量等数据，经过计算，三个电厂每天向大气当中排放的水蒸气达4004吨、烟尘达5.36吨、SO216吨、氮氧化物42吨。“如果长时间不刮风不下雨，如此大量的水蒸气和烟尘就会一直浮在天空，这便是雾霾的主要成因”张勤福对自己的这一判断深感自信。后来在陕西省环保产业协会召开的应对雾霾研讨会上，张勤福也阐述了自己的对雾霾成因的独特见解。他的见解特别是“水蒸气形成雾霾说”在业界产生强烈反响。兰州市环保局、陕西省环保厅专程赴海浪公司进行了调研；新华社内参专门报道了海浪公司的这一雾霾治理新思路。

创新技术 攻坚克难

提出一个新思路、新学说并不难，难的是将思路和学说真正变成生产力造福社会。张勤福对自己的治霾学说坚信不疑，并通过攻克各项技术难题打造自己理想中的治霾“神器”。

为加快产品研发，海浪公司与国家科技部环境科学研究院合作，在公司院内模拟了一个电厂燃煤锅炉，开展电厂锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收示范项目研究。首先尽快把设备标准化，从一组分离设备三层分离，到两组六层分离，再到三组九层分离，通过反复实验气水分离，并采用浦白、鄂尔多斯、华亭、麟游、兰碳等五种不同的煤进行燃烧，实验先后进行了一个多月，经环境科学研究院用四套检测设备在不同点检测显示，烟尘排放量最低达到7mg/m³，最高为21mg/m³。此后又经过多次实验和改进，目前烟尘排放已达到10mg/m³以内，水蒸气排放基本已达到湿气饱和水汽状态，也就是说多余的水蒸气全部都被分离完了。

产品研发过程中，也遇到了一系列技术难题。水被分离出来后却排不出来，一直存在于分离器中甚至被吸到风机里去，积到一定程度会从烟囱里喷出致使锅炉停止运转。针对这一难题，他们对密封状态下烟道的直径、风机的风压、系统的体积，以及负压反复进行计算和实验，摸索出了计算公式，使问题最终得以解决。除此以外，如何清理分离器长时间运行堆积的烟尘，如何解决压力问题，延长水蒸气在分离器中的停留时间，以提升分离效果。如100多万流量时，磁片承受压力到底能承受多少，要降速度降低5倍，就可以延长反应时间，真正把水蒸气分离出来。气要计算在分离器中的速度，停留的时间，要让气在分离器中停留的时间越长，分离的效果就越好。目前的实验是3组9层，让它的体积放大到3—5倍，让气流速度减少2—3倍，这样就让气在分离器反复来回发挥作用。改变烟气方向，让它广泛大面积接触。如果把水蒸气全部回收，就不会产生雾霾，不会对大气造成任何污染。经过一次次反复实验，终于使一道道技术难题最终都得以攻克。

技术应用 前景广阔

海浪公司研发的燃煤锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术将对雾霾治理带来革命性突破，市场前景广阔，技术应用范围极广。

首先是电厂。目前全国火电装机达7亿多千瓦，如果全国电厂都能应用该技术，对经过脱硫后形成的水蒸气和烟尘进行回收，使烟尘排放达到20mg/m³以下，对大气的污染将下降80%以上，从而 对减少雾霾起到关键作用。

其次是钢铁等冶炼企业。多年前英国在治理雾霾时拆掉了许多被视为雾霾源头的钢铁厂，最近河北唐山也拆掉了8户钢铁企业，造成了10万产业工作失业，产生了许多社会矛盾。如果在钢铁企业推广使用海浪公司的烟气PM2.5和水蒸气回收技术，便可以实现企业发展与治雾降霾的双赢，避免简单拆除的极端做法给社会造成的巨大损失和大量工人失业引发的社会问题。此外，该技术还可广泛应用于陶瓷行业、玻璃行业、化工行业、城市供暖等各领域，使相关领域的节能减排水平实现质的提升，为加快产业转型升级步伐提供强大支持！

我们有理由相信，海浪公司研发的锅炉烟气PM2.5和水蒸气回收技术必将受到社会的广泛关注和市场的热烈追捧，为企业减排、雾霾治理发挥巨大作用；我们也相信，视自主创新为企业生命的海浪人将在创新的道路上继续勇往直前，不断创造新的奇迹！

（云献科 张华刚）

第二篇：电厂燃煤锅炉同时脱硫脱氮技术与分析

电厂燃煤锅炉同时脱硫脱氮技术与分析

1、前言

随着经济的快速发展，我国因燃煤排放的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）急剧增加，二氧化硫、氮氧化物是大气污染的主要物质。据统计我国每年NOx、SO2排放量分别约为770万t和2400万t，然而NOx、SO2是形成“酸雨”和“酸雾”的主要原因之一，氮氧化物与碳氢化合物结合形成光化学烟雾，所以NOx、SO2污染带来的后果严重危及人体健康，对自然环境造成严重损害。

我国每年因NOx、SO2及形成酸雨造成损失达1100亿元，其损失约占国民经济生产总值的7%～8%。

在我国，SO2主要来自燃煤燃烧排放的烟气约占90%，其中火电厂燃煤排放占SO2总量的1/4左右；NOx90%来自燃料燃烧，因此脱硫脱氮及除尘是中国治理燃煤污染改善大气环境的最主要目标。

2、几种典型的脱硫脱氮技术

对于电厂燃煤锅炉排放的SO2和NOx，近年来各国相继开发了许多同时脱硫脱氮的方法，下面就几种方法进行技术、经济比较。

2.1 排烟循环流化床

排烟循环流化床（FGD-CFB）是80年代初由德国Lurgi公司开发的，该公司也是世界上第一台燃烧煤的循环流化床锅炉的开发者，后来又把循环流化床技术引入脱硫领域，取得了良好的效果。该技术在德国有三家公司进行开发研究，丹麦的FLS正在做。该法脱硫脱氮属于燃烧中处理，脱硫采用循环流化床，脱氮采用低氮燃烧。2001年我国在四川白马电厂300MW机组建示范工程。

排烟循环流化床优点：

①投资费用较低。

②脱硫装置不需要太大空间。

③固硫剂产物以固态排放。

排烟循环流化床问题：

①燃烧中采用低氮烧燃，脱氮效果不能保证。

②由于锅炉内喷射CaO吸收剂进行脱硫，产生CaCO3和煤灰一起排出，易造成二次污染。

③控制排烟温度70℃，需要有排烟加热装置〔1〕。

2.2 组合法（FGC）

这种方法是用石灰石石膏法湿式脱SO2：（FGD）和选择性催化还原法（SCR）脱NOx组合的技术〔2〕。据资料介绍，德国、日本、美国等国家多数采用这种方法。该组合技术中湿法脱硫效率高（90%～98%），吸收塔自身紧凑，但该法的问题是耗水量大，而且必须进行排水的深度处理，生成的大量副产品石膏应用也有限，烟气在进入烟囱前需要加热提高温度。该组合技术中氨选择性催化剂还原法的缺点是，脱氮的催化剂寿命维护比较麻烦，工艺中生成的胺化合物有堵塞系统的弊病等〔3〕，因此使该组合法的推广应用受到影响。

2.3 电子束法（EBA）

为了克服以上方法的缺点，国际上开发了许多同时脱硫脱氮的技术，电子束法既是属于同时脱硫脱氮的典型方法之一。电子束法是利用电子加速器产生的高能粒子照射烟气，使其SO2和NOx氧化生成硫酸和硝酸，再与添加的氨反应生成硫酸氨和硝酸氨。该技术首先是日本茬原制作所1970年着手研究，又经过与原子能研究所合作研究，1974年进行了1000/Nm3h-

1、1万/Nm3h-1规模不同的气体试验，从而肯定了这种干法技术。受美国能源部委托，在椹萨斯洲又进行了1.4万/Nm3h-1的改进试验，在西德进行了2.0万//Nm3h-1规模的试验，都取得了很好的结果。其它有些国家也在研究。我国2000年由中国工程物理研究院在四川绵羊投资2000万元建造一套电子束辐射烟气脱硫脱氮工业试验装置，烟气处理量3000～12000//Nm3h-1，脱硫率90%，脱氮率70%电子束法处理烟气的优点：

①用一个过程能同时脱硫脱氮，且去除效率高。

②能够生成硫酸氨和硝酸氨副产品作化肥用，没有废弃物。

③是干法过程，没有废水及其处理设施。

④因为不用催化剂，所以不存在催化剂中毒，影响使用寿命的问题。

⑤设备结构简单，对烟气条件变化适应性强，容易控制〔

4、5〕。

电子束处理法存在问题：

①该法耗电量大，由此占的运行费用很高。

②烟气辐射装置还不适合用于大规模应用系统。

③处理后的烟气仍然存在排放氮、硫酸和一氧化二氮的可能性〔6〕。

2.4 活性焦吸附法

该法是用活性焦进行烟气的同时脱硫和脱氮。SO2是通过活性焦的微孔催化吸附作用，生成硫酸储存于焦碳微孔内，通过热再生，生成总量虽少，但含SO2浓度很高气体，根据需要再去转换成各种有价值的副产品，如高纯硫磺、液态SO2、浓硫酸、化肥等。NOx是在加氨的条件下，经活性焦的催化作用生成水和氮气再排入大气。该工程的主要设备是脱硫脱氮塔，活性焦在塔内由上往下移动，烟气横向交叉通过活性焦炭层，因此烟气中的尘也被除掉〔7〕。

活性焦和活性炭是不同的两种炭质吸附材料。活性炭的综合强度（耐压、耐磨损、耐冲击）低，而且表面积大，若用移动床，因吸附、再生往返使用损耗大，存在着经济性问题，因此人们研究出比活性炭比表面积小，但强度高的成型活性焦炭，具有更好的脱硫、脱氮性能，用于烟气的同时脱硫脱氮。

活性焦吸附法是西德BF（Bergbau-Forschung）公司在1967年开发的，日本的三井矿山（株）公司根据日本的环境标准对其进行了改进，吸收了西德BF公司的成功经验，于1981年到1983年进行了1000/ Nm3h-1规模的试验，在此基础上又于1984年10月在自家的燃煤电厂建立了处理能力3万/ Nm3h-1的工业试验装置。经过改进和调整，达到长期、稳定、连续地运转，脱硫率几乎100%，脱氮率在80%以上，被日本通商产业省认定为第一号商品化装置。（根据设备运转结果，获得了各种资料，肯定了该技术，并定名为三井BF法。同时建立了3000/ta-1成型活性焦的商品化制造厂。）

在我国1991年，由辽宁省环境保护科学研究所承担“同时脱硫脱氮综合利用一体化”项目，并于2001年通过了辽宁省科技厅技术鉴定。该成果主要在三井BF方法基础上进行改进，利用我国煤炭特点（灰分高＞10%）研制出活性焦，其比表面积低，强度高，脱硫率90%，脱氮率80%，并且初期脱硫率、脱氮率均高于三井BF法，取得满意效果〔8〕。

活性焦吸附法脱硫脱氮的优点：

①具有很高的脱硫率（98%）。

②能除去湿法难以除去的SO3。

③能除去废气中的HCl、HF、砷、硒、汞，是深度处理的技术。

④在低温下（100～200℃）能得到高的脱氮率（80%），因而不需要废气升温装置。

⑤具有除尘功能。

⑥过程中不用水，无需废水处理装置，没有二次污染问题。

⑦碱、盐类对活性焦炭没有影响，不存在吸附剂中毒问题。

⑧建设费用低，使用动力小则运行费用低。

⑨厂地面积小也可以建设。

⑩可以回收副产品，高纯硫磺（99.95%）或浓硫酸（98%）或高纯液态SO2，其中任选一副产品。

活性焦吸附法脱硫脱氮的主要问题：

①固态的热吸收剂循环使用，是机械的方式，操作较复杂。

②吸附剂在运行中有磨损消耗，是成本的主要部分。

③烟气通过吸附床有较大的压力降由于以上特点，因此在美国政府调查报告中认为，该技术是最先进的烟气脱硫脱氮技术〔9〕

3、经济分析

由于排烟循环流化床是属于燃烧中进行脱硫脱氮，处理方法不同于其他三种方法（燃烧后烟气处理），所以不列入经济比较之内。

根据美国能源部（DOE）报告，一个500MW的火力发电厂，用湿法脱硫（FGD）其设备费用为175/kw，运行费用18mille/kwh，在其后组合进SCR法脱氮，设备费为125/kw，运行费为6.2mille/kwh（催化剂使用寿命按6年计算，若按4年寿命则为7.6mille/kwh）〔10〕，因此合计起来该组合法脱硫脱氮的设备费用为300/kw，运行费为24.2mille/kwh。

活性焦吸附法按300MW规模的火电厂烟气同时脱硫脱氮，其设备费用为175～225/kw，运行费用为10.8mille/kwh。

电子束法100MW规模的电厂，烟气同时脱硫脱氮，根据美国能源部报告的数据，设备费用是247/kw，运行费是21.6mille/kwh。根据日本资料报道，电子束法用于500MW规模的电厂，设备费是组合法的70%～80%，运行费是组合法的90%，由此计算，500MW规模的电厂，电子束法的设备费是210～240/kw，运行费是21.7mille/kwh，这个数值与美国能源部报告的数值是一致的。

通过以上分析这三种方法的经济比较结果见表1。

表1 三种脱硫脱氮方法的经济比较

项目 组合处理法 电子束法 活性焦吸附法

设备占的空间比例 100％ 40％ 较小

设备费$／kw 300 210~240 175~225

(占的比例)100％ 70％~80％ 65%~75％

运行费用mille/kwh 24.2 21.7 10.8(占的比例)100％ 90％ 45％

电厂规模MW 500 500 300

注：活性焦吸附法是按300MW计算的，若按500MW同样规模比较，经济效益会更好。

根据表1经济分析结果表明，活性焦吸附法的设备费用和运行费用都比较低，需要的建设空间也小，尤其是运行费用是电子束法的50%，所以活性焦吸附法在经济上具有竞争力。

4、结语

活性焦吸附法虽然开发历史较短，但是进展速度非常快，日本在1981年开始进行了1000/Nm3h-1烟气脱硫脱氮试验，到1989年即在西德建立了32/万Nm3h-1的电厂燃煤烟气处理装置，处理效果非常好。相比之下，电子束法尽管开发的历史较早（1970年），在技术上也有许多优点，但是由于大容量的电子加速器功率较大，耗电高，价格昂贵，建设燃煤电厂大型的实用规模的处理装置比较困难，因此实际进展速度并不快。

活性焦吸附法脱硫脱氮有完整的工艺系统，最终可以得到高质量的副产品，随着我国经济的快速发展，对环境质量要求将愈来愈高，必将对二氧化硫、氮氧化物制定更加严格的排放标准，所以一方面可以满足当前对SO2控制的要求，又要为控制NOx作技术准备。因此，这种技术即属于超前性，又具有推动环境可持续发展的战略意义。

第三篇：王丽文库之燃煤电厂锅炉烟气除尘的特点

燃煤电厂锅炉烟气除尘的特点

燃煤电厂锅炉烟气除尘设备不仅是环保设备，也是电厂的主要生产设备之一（燃煤电厂的四大主机：发电机、汽轮机、锅炉、除尘器）。

因此在设计袋式除尘器系统和滤料选择时，必须确保袋式除尘器的长期（锅炉及附属设备一般三年一个大修期）可靠运行；要充分考虑锅炉及其辅助的运行工况、燃料和灰尘特性，及运行可能出现的问题。

在燃料不变的情况下，含尘烟气的特性主要取决于锅炉的燃烧工况，同时也取决于除尘系统的设计。而锅炉负荷的变化，粉磨机、省煤器、空气预热器的选型及运行工况，一次风机、二次风机用引风机的开度都直接影响烟气的含尘浓度，颗粒大小直接影响烟气量，烟气的粒度、含氧量及氮氧化物的含量，系统的漏风和保温也是不可忽视的因素。可以说锅炉的运行工况直接影响袋式除尘系统，而袋式除尘系统的可靠性又直接关系到锅炉的安全。如果除尘系统因破袋失效，会造成锅炉引风机叶轮磨损加快；滤袋粘灰严重，会增加阻力，减少了引风机的抽力，造成锅炉的正压，这都是很危险的。所以在设计燃煤电厂的袋式除尘系统时，一定要把除尘作为锅炉系统的一个重要环节，在系统设计时，自动监测、自动控制、故障判断和紧急措施，都要有全面的考虑。在制定操作规程和岗位责任制及维护管理方面也要具体落实。

经验和教训告诉我们：一个成功的项目必须有周全而合理的设计，选用可靠的仪器、仪表和设备，一丝不苟的安装制造，精心的维护，严格的操作管理

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第四篇：我国燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题和对策

我国燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题和对策

[摘要]在我国燃煤电厂脱硫技术应用中存在着很多问题,影响到脱硫设施的运行。本文分析了在脱硫技术应用中存在的问题并提出了相应的对策。

[关键词]燃煤电厂 脱硫 问题及对策前言

我国电力行业环境保护问题较为突出,一次能源以煤炭为主的状况对环境产生的污染和生态的影响已经严重制约了电力工业的发展。据统计,目前我国煤炭产量约有50%用于电力生产,电力80%是由煤炭燃烧生产的。这种以煤电为主的格局在今后相当长的一段时期内将继续保持下去。为了控制污染、保护环境,我国政府及相关部门出台了一系列环境保护法律、法规。国家电力行业管理部门也制定了多项有关电力环保的管理规定。这些要求,形成了对火电厂脱硫强大的法规上的压力。

然而,在我国燃煤电厂脱硫技术应用和脱硫设备的运行中存在着很多问题,严重影响了这些技术和设施的脱硫效果,本文将介绍燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题,最后提出相应的对策。存在的问题及原因分析

在我国已经安装或进行了脱硫改造的燃煤电厂有相当部分的脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映,目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%,减排二氧化硫的作用没有完全发挥。分析产生这种现象的原因,主要有以下几个方面。

(1)有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高,没有完全掌握工艺技术,系统设计先天不足,个别设备出现故障后难以及时修复;

(2)由于脱硫设备的运行费用很高,将使发电成本大幅上升,部分电厂为降低成本,提高经济效益,常常停运脱硫设施。在部分老电厂中这一现象更为严重。

(3)近几年,由于脱硫市场急剧扩大,一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管,对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定,脱硫公司良莠不齐,一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外,对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力,部分工程招投标存在走过场现象。

(4)安装脱硫设施后,对发电设备的运行产生很多不良影响,影响到发电设备的高效运行。这主要是由于在发电设备的设计制造过程中并没有考虑到安装脱硫设备所带来的各种设备负荷和安全方面的需求,致使设备不能达到设计的运行指标。

(5)国家对电厂脱硫的电价政策不够完善,存在一定的问题,影响了电厂脱硫的积极性。虽然现在有一定的电价政策,但对于脱硫费用高的电厂来说,仍很难弥补脱硫设备投入和运行的高额费用。对策

(1)加大脱硫技术自主创新力度。国家加大资金投入,支持烟气脱硫的自主创新。对于引进的脱硫技术,创新的重点是降低工程造价和降低系统能源消耗。对于原始创新的,特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术,创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术。对于已有工程业绩的脱硫技术,创新的重点是副产品的有效利用和完全处置。对于关键设备,创新的重点是提高设备可靠性和使用寿命。

(2)脱硫设备国产化。我国20世纪90年代后建成的工业脱硫装置和大型工业示范性工程,其技术和设备绝大多数是引进的。今后我国环保企业的主要任务应是消化吸收国外的先

进技术,大幅度提高设备的国产化率。只有这样才能显著降低脱硫成本。我国应借鉴发达国家的经验,对征收排污费标准逐年大比例提高,这样可督促企业加快s0 治理的步伐。(3)加强脱硫产业化管理。严格市场准入,实行脱硫公司资质管理制度,通过市场竞争实现优胜劣汰;细化相关规定,加强对招投标活动的管理和监督;加强脱硫工程后评估,并将后评估结果作为脱硫公司资质审核的重要内容。建立健全烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范,提高烟气脱硫整体技术水平。

(4)电厂脱硫技术应用是一个系统工程,不能仅仅是建立在对现有发电设备的改造上,而应该从电厂的建设和发电设备的设计开始,到发电设备和脱硫设备等各种环保设施的运行,形成一个高效运行的系统。从我国燃煤电厂在今后很长时间内占有主要地位的情况来说,这一点是非常有意义的。

(5)脱硫资金。脱硫设备的建设和运行均需要较大投资,这笔费用仅靠企业自身是难以解决的。从我国国情考虑,国家在短期内也不可能为此拿出巨额资金。而环境保护关系到我们每个人和子孙后代的切身利益。所以,目前唯一可行的办法是通过提高电费筹措资金。无论采用哪种烟气脱硫方法,每度电的脱硫运行费用大约为2分钱左右,加上设备折旧、还银行贷款等因素大致费用是4分钱左右。按此标准调整电价,相当于提高电价10%左右,这对于我国居民应该是可以接受的。

(6)充分发挥政府、行业组织、企业在二氧化硫控制中的作用。火电厂二氧化硫控制涉及政府、行业组织、企业等各个方面,必须充分发挥各方面的作用。政府部门要坚持依法行政,同时确保引导性政策如电价政策到位。加强对烟气连续监测系统的建设和管理,对烟气脱硫设施运行进行有效监督,加大对二氧化硫超标排放企业的处罚力度。企业是实施烟气脱硫工程的主体,必须按照法律、法规和标准的要求,确保二氧化硫稳定达标排放。进一步发挥行业协会等中介组织的作用,建立有效的行业自律体系。结束语

本文首先对燃煤电厂脱硫技术进行了综述,对我国燃煤电厂脱硫技术和脱硫设施的应用状况和存在的问题进行了分析,并提出了相应的对策。对于提高脱硫技术的应用,规范脱硫产业的发展,国家制定相应的政策法规以及电厂采用脱硫技术和设施有一定的参考价值。

第五篇：我国燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题和对策

我国燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题和对策前言

我国电力行业环境保护问题较为突出,一次能源以煤炭为主的状况对环境产生的污染和生态的影响已经严重制约了电力工业的发展。据统计,目前我国煤炭产量约有50%用于电力生产,电力80%是由煤炭燃烧生产的。这种以煤电为主的格局在今后相当长的一段时期内将继续保持下去。为了控制污染、保护环境,我国政府及相关部门出台了一系列环境保护法律、法规。国家电力行业管理部门也制定了多项有关电力环保的管理规定。这些要求,形成了对火电厂脱硫强大的法规上的压力。然而,在我国燃煤电厂脱硫技术应用和脱硫设备的运行中存在着很多问题,严重影响了这些技术和设施的脱硫效果,本文将介绍燃煤电厂脱硫技术应用中存在的问题,最后提出相应的对策。存在的问题及原因分析

在我国已经安装或进行了脱硫改造的燃煤电厂有相当部分的脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映,目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%,减排二氧化硫的作用没有完全发挥。分析产生这种现象的原因,主要有以下几个方面。

(1)有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高,没有完全掌握工艺技术,系统设计先天不足,个别设备出现故障后难以及时修复;

(2)由于脱硫设备的运行费用很高,将使发电成本大幅上升,部分电厂为降低成本,提高经济效益,常常停运脱硫设施。在部分老电厂中这一现象更为严重。

(3)近几年,由于脱硫市场急剧扩大,一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管,对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定,脱硫公司良莠不齐,一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外,对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力,部分工程招投标存在走过场现象。

(4)安装脱硫设施后,对发电设备的运行产生很多不良影响,影响到发电设备的高效运行。这主要是由于在发电设备的设计制造过程中并没有考虑到安装脱硫设备所带来的各种设备负荷和安全方面的需求,致使设备不能达到设计的运行指标。

(5)国家对电厂脱硫的电价政策不够完善,存在一定的问题,影响了电厂脱硫的积极性。虽然现在有一定的电价政策,但对于脱硫费用高的电厂来说,仍很难弥补脱硫设备投入和运行的高额费用。对策

(1)加大脱硫技术自主创新力度。国家加大资金投入,支持烟气脱硫的自主创新。对于引进的脱硫技术,创新的重点是降低工程造价和降低系统能源消耗。对于原始创新的,特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术,创新的重点是适用于更大装机容量的脱硫技术。对于已有工程业绩的脱硫技术,创新的重点是副产品的有效利用和完全处置。对于关键设备,创新的重点是提高设备可靠性和使用寿命。

(2)脱硫设备国产化。我国20世纪90年代后建成的工业脱硫装置和大型工业示范性工程,其技术和设备绝大多数是引进的。今后我国环保企业的主要任务应是消化吸收国外的先进技术,大幅度提高设备的国产化率。只有这样才能显著降低脱硫成本。我国应借鉴发达国家的经验,对征收排污费标准逐年大比例提高,这样可督促企业加快s0 治理的步伐。

(3)加强脱硫产业化管理。严格市场准入,实行脱硫公司资质管理制度,通过市场竞争实现优胜劣汰;细化相关规定,加强对招投标活动的管理和监督;加强脱硫工程后评估,并将后评估结果作为脱硫公司资质审核的重要内容。建立健全烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范,提高烟气脱硫整体技术水平。

(4)电厂脱硫技术应用是一个系统工程,不能仅仅是建立在对现有发电设备的改造上,而应该从电厂的建设和发电设备的设计开始,到发电设备和脱硫设备等各种环保设施的运行,形成一个高效运行的系统。从我国燃煤电厂在今后很长时间内占有主要地位的情况来说,这一点是非常有意义的。

(5)脱硫资金。脱硫设备的建设和运行均需要较大投资,这笔费用仅靠企业自身是难以解决的。从我国国情考虑,国家在短期内也不可能为此拿出巨额资金。而环境保护关系到我们每个人和子孙后代的切身利益。所以,目前唯一可行的办法是通过提高电费筹措资金。无论采用哪种烟气脱硫方法,每度电的脱硫运行费用大约为2分钱左右,加上设备折旧、还银行贷款等因素大致费用是4分钱左右。按此标准调整电价,相当于提高电价10%左右,这对于我国居民应该是可以接受的。

(6)充分发挥政府、行业组织、企业在二氧化硫控制中的作用。火电厂二氧化硫控制涉及政府、行业组织、企业等各个方面,必须充分发挥各方面的作用。政府部门要坚持依法行政,同时确保引导性政策如电价政策到位。加强对烟气连续监测系统的建设和管理,对烟气脱硫设施运行进行有效监督,加大对二氧化硫超标排放企业的处罚力度。企业是实施烟气脱硫工程的主体,必须按照法律、法规和标准的要求,确保二氧化硫稳定达标排放。进一步发挥行业协会等中介组织的作用,建立有效的行业自律体系。结束语

本文首先对燃煤电厂脱硫技术进行了综述,对我国燃煤电厂脱硫技术和脱硫设施的应用状况和存在的问题进行了分析,并提出了相应的对策。对于提高脱硫技术的应用,规范脱硫产业的发展,国家制定相应的政策法规以及电厂采用脱硫技术和设施有一定的参考价值。