中国燃煤电站脱硫和脱硝技术现状与发展

260中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集中国•海南中国燃煤电站脱硫和脱硝技术现状与发展中国电力投资集团公司1中国燃煤发电厂主要大气污染物排放现状和面临的形势中国是以煤炭作为主要一次能源生产电能的国家。2003年，中国发电装机容量为384.5GW，其中火电装机容量约为285.6GW，占74.3%。根据电力发展规划，2010年全国发电装机容量将达到580GW左右，其中火电380GW，占65.5%。2020年全国发电装机容量达到900GW左右，其中火电580GW，占64.4%。2030年，全国火电装机容量占有率仍将保持在58%左右。在未来30年间，虽然煤电所占比重将逐年有所下降，但其在电源结构中的主导地位不会改变。燃煤发电在给中国电力工业快速发展提供有力保证的同时，也给环境造成巨大的压力。这是中国电力工业可持续发展当前面临的主要问题。2002年发电锅炉直接燃烧的煤炭占中国煤炭消费量的49.12%，而且比例还在逐年增加。煤炭燃烧产生大量烟尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）等污染物，这些污染物直接排入大气，破坏生态环境。表1为2000年和2002年中国燃煤电厂的烟尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）排放量和1999年日本电厂上述主要污染物排放量的有关数据[1]。从该表可以计算出：在两年间，燃煤发电排放的烟尘、SO2分别减少了12.9%，7.9%，NOx增加了10.8%；SO2虽然减少了7.9%，但每年燃煤电厂SO2排放的绝对量在800万吨以上。与日本火电厂相比，2000年度中国燃煤发电机组SO2、NOx实际排放水平分别比日本1999年的排放水平分别高出7.81和3.96g/kWh。表1中国火电厂的烟尘、SO2和NOx排放量以及与日本排放量的比较年份火力发电量（TWh）烟尘排放量（万吨）SO2排放量（万吨）NOx排放量（万吨）20001092310890460200213422708205202000（中国）----8.03(g/kWh)4.23(g/kWh)1999（日本）----0.22(g/kWh)0.27(g/kWh)中国现在装机容量已居世界前列，随着国民经济快速发展，对电力的需求增长量巨大，致使2000年中国的SO2和NOx等破坏臭氧层物质的排放绝对量均居世界第一位[2]。1998年，中国燃煤电厂排放的SO2占当年全国SO2排放总量的1/3左右，到2000年增至40%[3]。2002年全国火电厂的SO2排放量达到820万吨。可以预见，随着煤炭转换成电力比重的提高，火电厂排放的SO2占排放总量的比例还将提高。燃煤排放的SO2是导致酸雨的主要原因之一。目前，中国继欧洲和北美之后成为世界第三大酸雨区。酸雨区已覆盖西南、华南、华中和华东大部分地区，平均降水pH值低于5.6的地区占国土面积的40%左右，造成的经济损失每年几千亿元[4]。中国燃煤电站NOx排放的现状是：1991年193万吨，1995年265万吨，2000年469万吨，2002年520万吨。预计到2010年将达到550万吨。如果按燃煤电厂目前的排放情况，只控制了SO2的排放，而不采取有效的烟气脱硝技术控制NOx的排放，2010年以后的5-10年，NOx排放总量将会超过SO2，成为电力行业的第一大酸性气体污染排放物。中国政府历来重视燃煤电厂污染物排放所造成的环境污染问题。根据国民经济可持续发展的需要，国家环保法规对火电厂SO2和NOx排放限制越来越严格。近十年，国家先后两次制定和修改了火电厂大气污染物排放标准；2003年，又根据2000中国•海南中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集261年9月修正颁布的《大气污染防止法》，制定了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-003），并于2004年1月1日实施。新标准对上述出自燃煤电厂的三种大气污染物排放的限制更加严格。发电企业依据国家环保法规对新建机组增加了脱硫装置，并制定了环保改造计划，对已运行机组有计划的改造，满足国家对污染物排放总量的控制要求。2中国燃煤发电厂脱硫技术的现状与发展2.1燃煤电站的二氧化硫控制概况为了解决二氧化硫造成的污染问题，中国政府除制定了相应法规外，还在全国几十个省市划分了二氧化硫和酸雨污染控制区（即“两控区”），实行对二氧化硫排放收费的原则，并在“两控区”内实行污染物排放总量控制；同时，还推出了一系列环保优惠政策（如将企业缴纳的90%二氧化硫排放费返还给企业用于治理，对进行二氧化硫治理的项目提供贴息贷款等）；要求对新建燃煤机组配备烟气脱硫装置，对污染严重地区的已运行火电机组进行改造、加装脱硫装置。这一系列政策、措施促进了企业的二氧化硫治理工作，并取得一定效果。在“十五”期间，中国可完成近30GW的火电机组配备烟气脱硫装置，“十一五”期间将会有更多的机组配备安装烟气脱硫装置。目前，国内烟气脱硫技术国产化已取得重大进展，具备了承包建设大型燃煤电站烟气脱硫装置的工程实力，烟气脱硫产业已初具规模。近几年，国内单机容量50-600MW的烟气脱硫招标工程，全部由国内脱硫公司中标。据统计[5]，到2003年底已经建成投产和立项建设配有脱硫装置机组的总容量为35155MW，其中2003年立项建设的机组容量为21980MW；新建机组占58%，老机组改造占42%。未来5年每年将新增配有脱硫装置的火电机组20000MW以上。SO2排放量迅速增长势头基本得到了控制。按照国家环保规划，在新增发电装机容量年均增长率6.2%的前提下,2010年全国燃煤发电机组SO2的排放总量为800万吨，比2000年降低10.1%。预计在未来的近几年内，国内电力行业的脱硫产业将会进入一个较快的发展时期。国际上控制SO2排放的方法有上百种。国外燃煤电厂已经实现工业应用的工艺主要有9种：湿法烟气脱硫技术，喷雾干燥法，烟气喷氨吸收法，炉内喷钙+尾部烟气增湿法，烟气循环流化床-悬浮吸收法，NID脱硫技术，海水脱硫法，活性炭吸收法和电子束脱硫法。目前，得到广泛应用的有四种，即：湿法烟气脱硫技术、烟气循环流化床脱硫技术、海水脱硫技术和活性焦脱硫技术。2.2燃煤电站的烟气脱硫技术2.2.1湿法烟气脱硫技术自20世纪60年代末湿法烟气脱硫技术出现以来，经过不断的改进和发展，石灰石--石膏法脱硫工艺已成为烟气脱硫技术中技术昀为成熟，应用昀为广泛的脱硫技术，目前占全球脱硫装机总容量的85%。湿法脱硫技术的核心装置----反应塔，是脱硫厂商研究改进的关键技术。通过提高烟气流速、均匀塔内流体分布、提高喷嘴雾化效果、强化气液传质过程、减少反应时间等技术手段，使反应塔结构紧凑、高度降低、系统简化，从而达到节省投资、减少占地面积、提高运行性能、减少运行费用、方便维护等目标。湿法脱硫技术的发展趋势为：由早期的填料塔向喷淋空塔、喷淋筛板组合塔直至喷淋高速塔、液柱塔、鼓泡塔发展。目前，中国已经引进的吸收塔主要有喷雾式吸收塔、喷雾/筛板式吸收塔、液柱式吸收塔、鼓泡式吸收塔。典型的工程为北京第一热电厂、重庆珞磺发电厂、太原第一热电厂等，还有大量的正在建设中的工程项目，均将在2~3年内相继投产运行。2.2.2烟气循环流化床脱硫技术循环流化床烟气脱硫技术具有良好的发展前景，与湿法脱硫相比，系统简单、造价低廉、结构紧凑、占地面积小、节水，适合于50MW-300MW级的燃煤机组，特别对场地窄小的老机组改造和缺水地区具有很大优势。在国际上，比较成熟的烟气循环流化床技术有，德国鲁奇公司(Lurgi)、的CFB技术、丹麦的FLS.miljo公司的旋转喷雾技术、德国沃尔福（wulff）公司的RCFB技术以及Alstom公司的NID技术。中国对以上几种技术均有引进并进行了工程实施，主要工程有云南小龙潭电厂、浙江衢州化工厂、广州恒运发电厂。从已投产运行的装置看，Alstom公司的NID技术具有更好的运行可靠性和较好的技术经济指标。2.2.3海水脱硫技术利用海水的天然碱度来脱除SO2的海水脱硫技术具有脱硫效率高（可达95%）、工艺简单、投资和运行费用低、无结垢、堵塞问题等优点，但仅适262中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集中国•海南用于沿海电厂且占地面积大。Alstom公司的海水脱硫技术在全球具有较好的工程业绩，深圳西部电厂为该技术在我国的示范工程，投产以来运行良好。青岛电厂的海水烟气脱硫工程正在建设之中。2.2.4活性焦炭脱硫技术活性焦炭脱硫技术是上世纪60年代发展起来，以物理-化学吸附原理为基础的干法脱硫技术，具有吸附容量大、吸附过程和催化转换动力快的优点。吸附过二氧化硫的活性焦炭再生后可重复使用，还可获得硫酸、液体二氧化硫和单质硫等副产品。90年代初，我国豆霸电厂建成5000Nm3/h的活性焦炭脱硫中试装置，在1997年建成100000Nm3/h的烟气处理装置。实践证明，这套装置运行费用低，投资少。但由于设备腐蚀严重，没有得到推广。目前该技术存在的主要问题是如何降低活性焦炭的制备成本、提高硫资源回收率。因此，研制高活性、高强度、低价格活性焦炭的新生产工艺成为关键。2.3脱硫技术的选择中国地域广大，各地区煤种和环境差异性很大。对于烟气脱硫技术的选择要综合考虑技术的特点和煤种特性、机组容量、周边环境、资源利用及环保法规的具体要求。从机组容量分析，对于大机组尽量采用湿法脱硫技术，中小型机组可以选择投资相对较低的干法脱硫技术；我国西部地区缺水较为严重，应选择较小耗水量的脱硫技术，比如：NID脱硫技术、循环流化床烟气脱硫技术、活性焦炭脱硫技术；对于场地窄小的中小型改造机组，NID脱硫技术无疑是较好的选择；另外，对于石膏副产品利用经济性较差的地区，可以采用湿法-副产品抛弃法，以降低投资和运行费用。3燃煤电厂脱硝技术的分析和中国的发展路线在燃煤发电厂氮氧化物(NOx)生成物中，通常燃料型NOx占75%，热力型NOx占25%。但对运行在很高温度下的旋风炉和其他锅炉，这种比例是不同的，而且热力NOx的比例可能会大大高于燃料NOx的比例。燃料的含氮量、燃烧采用的过剩空气量，燃料和空气的混合程度、火焰温度以及在该温度下停留时间等因素决定了烟气中的NOx含量。控制氮氧化物排放的方法分为两大类：1）低NOx燃烧技术--在燃烧过程中控制氮氧化物的生成；2）烟气脱硝技术--使生成后的氮氧化物还原。第一类的技术有：低NOx燃烧器（LNB）、空气分级法的紧密耦合燃尽风（CCOFA）和分离燃尽风(SOFA)，以及燃料和空气都分级的燃料（包括煤粉）的再燃技术Rebruning）等。第二类技术包括选择性催化还原技术（SCR）和选择性非催化还原技术（SNCR），以及SNCR/SCR的组合技术。我国低NOx燃烧技术工作起步较早而脱硝工作也已经起步。目前，国内新建的300MW及以上火电机组已普遍采用LNB技术。对现有100-300MW机组也开始进行LNB技术改造。已立项攻关的（CCOFA）和分离燃尽风(SOFA)以及超细煤粉的再燃技术（MCR），已处于现场实验和设计施工阶段。烟气脱硝（SCR、SNCR以及SNCR/SCR）技术正积极与外商合作，加紧进行可行性研究，争取早日立项实施。3.1几种脱硝技术的分析3.1.1LNB技术采用LNB技术，只需用低NOx燃烧器替换原来的燃烧器，燃烧系统和炉膛结构不需作任何更改。因此，它是在原有炉子上昀容易实现的昀经济的降低NOx排放的技术措施。其缺点是，单靠这种技术无法满足更严格的排放法规标准。因此，LNB技术应该和其他NOx控制技术联合使用。在国外，LNB技术通常和烟气脱氮技术联合使用。3.1.2CCOFA和SOFA技术CCOFA和SOFA属于空气垂直分级供给的燃烧技术。CCOFA和SOFA技术分别通过与现有燃烧系统端部风出口相毗邻和隔一段距离设置燃尽风口，把燃烧需要的一部分空气送入炉膛，实现二次燃烧。这种供风方式与低NOx同心偏置风（CFS）系统结合，可以使NOx减排20%~50%，而系统的材料费用为1$/kW（200MW机组）到10$/kW。