燃煤脱硫技术小结（范文）

第一篇：燃煤脱硫技术小结（范文）

燃煤脱硫技术小结

论文作者：袁栋栋

摘要：我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。目前减少二氧化硫排放的措施主要有燃烧前煤脱硫技术、燃烧中煤脱硫技术、燃烧后烟气脱硫技术。下面进行具体的介绍。

关键词：燃煤 烟气脱硫

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，也是世界上少数几个以煤为主要能源的国家之一。我国排放的二氧化硫90%来自于燃煤，1995年二氧化硫排放量超过2370万吨，超过欧美，位居世界第一。而二氧化硫排放会造成酸雨，对人及生态环境造成严重的危害，为此我国积极推行脱硫技术，减少二氧化硫的排放。目前减少二氧化硫排放的措施主要有燃烧前煤脱硫技术、燃烧中煤脱硫技术、燃烧后烟气脱硫技术。下面进行具体的介绍。

一、燃烧前煤脱硫技术

主要为煤炭洗选脱硫，即在燃烧前对煤进行净化，去除原煤中部分硫分和灰分。分为物理法、化学法和微生物法等。

1、物理法：主要指重力选煤，利用煤中有机质和硫铁矿的密度差异而使它们分离。该法的影响因素主要有煤的破碎粒度和硫的状态等。主要方法有跳汰选煤，重介质选煤，风力选煤等。

2、化学法：可分为物理化学法和纯化学法。物理化学法即浮选；化学法又包括碱法脱硫，气体脱硫，热解与氢化脱硫，氧化法脱硫等。

3、微生物法：在细菌浸出金属的基础上应用于煤炭工业的一项生物工程新技术，可脱除煤中的有机硫和无机硫。

我国当前的煤炭入洗率较低，大约在 20％ 左右，而美国为 42％，英国为94．9％，法国为 88．7％，日本为 98．2％。提高煤炭的入洗率有望显著改善燃煤 二氧化硫污染。然而，物理选洗仅能去除煤中无机硫的 80％，占煤中硫总含量的 15％～30％，无法满足燃煤二氧化硫污染控制要求，故只能作为燃煤脱硫的一种辅助手段。

二、燃烧中煤脱硫技术

煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂，碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁，与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐，随灰分排出。在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。

1、型煤固硫技术：将不同的原料经筛分后按一定比例配煤，粉碎后同经过预处理的粘结剂和固硫剂混合，经机械设备挤压成型及干燥，即可得到具有一定强度和形状的成品工业固硫型煤。固硫剂主要有石灰石、大理石、电石渣等，其加入量视含硫量而定。燃用型煤可大大降低烟气中二氧化硫、一氧化碳和烟尘浓度，节约煤炭，经济效益和环境效益相当可观，但工业实际应用中应解决型煤着火滞后、操作不当会造成的断火熄炉等问题。

2、流化床燃烧脱硫技术：把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧，形成了湍流混合条件，延长了停留时间，从而提高了燃烧效率。其反应过程是煤中硫燃烧生成二氧化硫，同时石灰石煅烧分解为多孔状氧化钙，二氧化硫到达吸附剂表面并反应，从而达到脱硫效果。流化床燃烧脱硫的主要影响因素有钙硫比，煅烧温度，脱硫剂的颗粒尺寸孔隙结构和脱硫剂种类等。为提高脱硫效率，可采用以下方法：

（1）改进燃烧系统的设计及运行条件（2）脱硫剂预煅烧（3）运用添加剂，如碳酸钠，碳酸钾等（4）开发新型脱硫剂

三、燃烧后烟气脱硫技术

烟气脱硫的基本原理是酸碱中和反应。烟气中的二氧化硫是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或硫酸盐，从而将烟气中的二氧化硫脱除。最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰，也可用氨和海水等其它碱性物质。共分为湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术三类，分别介绍如下：

1、湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。

（1）石灰石—石膏法烟气脱硫技术

该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。

（2）氨法烟气脱硫技术

该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结构和堵塞现象。

另外，湿法烟气脱硫技术中还有钠法、双碱脱硫法和海水烟气脱硫法等，应根据吸收剂的来源、当地的具体情况和副产品的销路实际选用。

2、半干法烟气脱硫技术

主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。

该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2)吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。

3、干法烟气脱硫技术

干法采用固体粉末或颗粒为吸附剂，干法脱硫后烟气仍具有较高的温度（100℃），排出后易扩散。主要有炉内喷钙法和活性炭法。由于炉内喷钙法的吸收剂及反应原理与湿法有些相似，这里不再详述，只介绍一下活性炭法。活性炭法是利用活性炭的活性与较大的比表面积使烟气中的二氧化硫在活性炭表面上与氧及水蒸气反应生成硫酸而被吸附。吸附过的活性炭经再生，可以获得硫酸，液体二氧化硫，单质硫等产品。该法不仅可以控制二氧化硫的排放，还能回收硫资源，是一种发展前景较好的脱硫工艺。

以上是我对脱硫技术的小结，选择脱硫技术时，除了考虑脱硫效果外，还应看该方法的综合技术经济指标，从投资额、技术成熟程度、废料和二次污染处置的难易程度和吸收剂的来源是否广泛和价格高低等方面考虑，选择最适宜的方法。

第二篇：XPII脱硫除尘技术在燃煤工业锅炉上的应用

XPII脱硫除尘技术在燃煤工业锅炉上的应

用

北京北辰热力厂 汪盾 刘红承 孙凤娟

摘 要：燃煤锅炉的脱硫除尘问题关系到首都的蓝天，如何积极面对新标准的实施与贯彻，是北京市供热燃煤企业的头等大事。

关键字：脱硫 除尘 应用

1、前言

燃煤锅炉的脱硫除尘问题，直接影响到北京的蓝天质量。随着北京市《锅炉污染物综合排放标准》(DB11/139—2007II时段)将于奥运会前开始实施，标志着供热燃煤锅炉的脱硫除尘已经进入了一个深度阶段，它与以往的脱硫除尘从指标、技术、管理上有很大区别，若不从工艺、技术、管理各方面有较大创新是不能高效维系燃煤锅炉的合格排放的。

纵观国内外脱硫除尘技术的发展及应用，美国、日本、德国等先进技术在我国大型电厂成熟地应用，目前已有静电除尘配合石灰石—石膏法等各种烟气脱硫工艺，成功地控制了燃煤电厂的二氧化硫、烟尘的排放。但对于供热所用燃煤工业锅炉的烟气二氧化硫、烟尘脱除治理，国内外的先进技术因其系统设备复杂、投资运行费用高、占地面积大而难以在工业锅炉上推广，极大地影响了环境治理。

然而，在目前这个阶段，要达到新标准的要求又势在必行，必须走适合我国供热燃煤锅炉自己的脱硫除尘之路。北京北辰热力厂与北京利德衡环保工程公司、湘潭大学、清华大学等机构一起，经过近几年不断的摸索、实践，在2007年12月开始在8#、9#炉上安装并运行了XPII型脱硫除尘装置，取得了初步的良好效果。

2、

第三篇：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。

第四篇：脱硫技术简介

脱硫技术简介

石灰石（石灰）—石膏湿式洗涤法脱硫工艺

石灰石（石灰）—石膏湿式洗涤法脱硫工艺是最典型的湿法脱硫工艺。此工艺的主要特点是：脱硫效率高达95％以上；技术成熟，运行可靠性高，国外火电厂投运率一般可达98％以上；对煤种变化的适应性强，适用于任何含硫量的煤种；占地面积较大，一次性建设投资相对较大；吸收剂资源丰富，价格便宜；脱硫副产物便于综合利用。

石灰石（石灰）—石膏湿式洗涤法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80％以上，应用的单机容量已达100万千瓦。

喷雾干燥法脱硫工艺

喷雾干燥法是典型的半干法脱硫工艺，以石灰为脱硫吸收剂。石灰经消化并加水制成消石灰乳，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3，烟气中的SO2被脱除。

喷雾干燥法脱硫工艺具有技术成熟、工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85％。该工艺在美国及西欧一些国家有一定应用范围，约为8％。脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。

烟气循环流化床脱硫工艺

烟气循环流化床脱硫是近年发展较快的半干法脱硫工艺。一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其他对二氧化硫有吸收反应能力的干粉或浆液作为吸收剂。由于吸收剂反复循环达百次之多，利用率较高。

此工艺所产生的副产物呈干粉状，适合作废矿井回填、道路基础等。典型的烟气循环流化床脱硫工艺，当燃煤含硫量为2％左右，钙硫比不大于1.3时，排烟温度约70℃，脱硫率可达90％。此工艺在国外目前应用在10-20万千瓦等级机组。由于其占地面积少，投资较省，尤其适合于老机组烟气脱硫改造。

炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙脱硫工艺属干法，利用烟气载热完成钙基脱硫剂的煅烧过程，煅烧后的脱硫剂与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙。该脱硫工艺系统简单，投资低，但脱硫效率也很低。因而，出现了其改进型的工艺，即炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺，在炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺的基础上增加了增湿段，提高未反应脱硫剂的活性，从而使之继续参与脱硫反应。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量达30万千瓦。

海水脱硫工艺

海水脱硫工艺是利用海水的碱度实现脱除烟气中二氧化硫的一种脱硫方法。在脱硫吸收塔内，大量海水喷淋洗涤进入吸收塔内的燃煤烟气，烟气中的二氧化硫被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、经烟气换热器加热后排放。

海水脱硫工艺适用于靠海边、海水置换条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。此种工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要求较高的区域需慎重考虑。

电子束法脱硫工艺

该工艺流程由排烟预除尘、烟气冷却、喷氨、电子束照射和副产品捕集等环节组成，可同时脱硫脱硝，但脱硫效率很低。脱硫脱硝的副产物是粉状微粒硫酸氨（NH4）2SO4和硝酸氨NH4NO3的混合粉体，是农业生产用化肥，但其使用的安全性应当验证。

来源：《中国华能》（2006－6）

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

[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。