SO2和NOx控制技术和策略

1、燃煤 SO2、NOx 污染控制技术现状和减排对策一、燃煤SO2、 NOx污染控制技术概况在我国现有的火电机组中，燃煤机组约占93%，烧煤造成的环境污染已成为制约我国国民经济和社会持续发展的一个重要影响因素。大量原有的和新建的燃煤发电站和大中型燃煤工业锅炉等还是主要采用烟气脱硫等技术及其革新方法，来解决燃煤污染防治问题。对于我国，减少SO2 污染的最经济的方法是：停止燃烧S 3%的高硫劣质原煤，改用低硫优质煤以及采用燃烧前对原煤洗选，对原煤洗选可脱除原煤所含硫分中约占一半的黄铁矿硫中的 40%。它能实用于S1%的中、高硫原煤，是投资和运行费用相对减少的技术措施。另外采用燃烧中的脱硫技术，即家庭和

2、工业锅炉中采用掺有脱硫剂的型煤、循环流化床锅炉和煤粉炉炉内喷钙增湿活化技术。目前在技术管理上有可能大幅度减排SO2 的技术还是在燃煤量相对集中的大用户（发电厂等）采用燃烧中和燃烧后的烟气脱硫技术。其中，湿法烟气脱硫可除硫95% 以上，但是投资费用约占发电厂总投资的12-15% ，日常运行费用也较贵。与 NOx 相比， SO2 排放控制技术经济的可行性好，环境效益大。 减小 SO2 排放的控制措施有洗煤、 化学脱硫、煤的气化或液化等燃烧前脱硫，和采用型煤脱硫、流化床燃烧脱硫或炉内喷钙等燃烧中脱硫，以及燃烧后的烟气脱硫。国际上有多种脱硫技术已经工业化，我国业已开展脱硫技术研究多年，特别是电力行业已

3、有一些成功的试点工程。减少NOx 排放量可选用控制技术目前在工业上已成功运行的有二类，一类是改进燃烧技术减少燃烧过程NOx 的产生量，以采用低氮燃烧技术为宜；另一类是采用氨选择性催化还原法净化燃烧尾气。削减单位NOx 排放量所需费用高于SO2，其原材料的来源也较困难。二、减排对策减排对策包括清洁煤技术、节能、重点行业SO2 排放技术以及SO2 排放的经济技术政策。清洁煤技术是指在煤炭从开发到利用全过程中，旨在减少污染排放与提高利用效率的加工、燃烧、 转化及污染控制等新技术。 主要包括煤炭洗选、 加工（型煤、 水煤浆）、转化（煤炭气化、煤炭液化） 、先进燃烧技术（常压循环流化床、加压流化床、整体

4、煤气化联合循环、高效低污染燃烧器） 、烟气精华（除尘、脱氮）等方面的内容。清洁煤技术可主要分为煤炭加工和煤炭的高效洁净燃烧技术，煤炭加工包括煤炭洗选、型煤和水煤浆； 而煤炭的高效洁净燃烧技术主要指燃煤锅炉的和发电技术， 包括循环流化床、增压流化床、煤气化联合循环和煤炭气化。循环流化床（CFBC ）是目前国外清洁煤技术中一项成熟的技术，且正在向大型化发展，其煤种适应性广，燃烧效率高， 且与采用煤粉炉尾部烟气净化装置进行烟道气脱硫相比， 它不仅能脱 SO2，而且可减少 NOx ，投资成本和运行费用也比较低。国外目前运行、在建和计划建设的循环流化床技术发电锅炉已达 250 多台。我国目前循环流化床技

5、术只相当于发达国家八十年代初的水平，在建设 75 吨 /时及以下的小型循环流化床方面有一定的经验，但脱硫、除尘、防磨等配套技术还有待完善。增压流化床发电技术(PFBC)该技术由于实现了联合循环，发电技术高于CFBC发电技术。目前瑞典、日本、美国、西班牙等国都运行着ABB公司生产的单机容量最大的增压流化床联合循环发电机组（80MW ）， ABB 生产的 350MW 发电机组正在日本安装之中，其发电效率可达 42%左右。国内目前只有一套 PFBC-CC 示范试验装置（ 15MW ）正在建设之中，容量只有国外最大容量的 1/25。大型商业化 PFBC 机组的高温烟气净化技术及设备、大功率初温燃气轮机

6、技术、控制技术等还处于实验室研究开发阶段。煤气化联合循环发电技术(IGCC)该技术是将煤气化成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过余热锅炉生产蒸汽驱动汽轮机发电。 粗煤气经净化处理，可在燃烧前脱除硫和灰；联合循环可提高系统热效率。据美国资料， IGCC 燃煤发电 SO2 排放量比流化床脱硫及烟气脱硫效率均好。 目前世界上IGCC发电技术正处于第二代技术的成熟阶段，在建、拟建的 IGCC 电站 24 座。 IGCC 发电技术极有可能成为 21 世纪主要的发电方式之一。因投资大，技术复杂，中国仅进行了某些单项技术的研究开发。煤炭气化是把经过适当处理的煤送入反应器，在一定温度和压力下，通过气化剂以一

7、定的流动方式转化成气体。煤气化主要产生CO 和 H2， 煤气在燃烧前脱除硫组分，粗煤气中的硫化氢可在气体冷却后通过化学吸收或物理吸附脱除。 中国煤炭气化技术比较成熟， 它是城市民用燃气的重要组成部分。 但同国际先进水平相比， 中国的煤炭气化技术还相差较远， 尤其在热效率、气化率和环保方面仍需作大量研究开发工作。重点行业SO2 排放技术：电力行业到 1995 年底，全国火电装机容量已达1.6 亿千瓦，二氧化硫排放量占全国的35%。根据国家有关电力发展的规划，到本世纪末我国火电装机容量将达到2.2 亿千瓦，到2010 年火电装机容量将达3.7 亿千瓦，其二氧化硫排放量将分别占全国总排放量的一半和6

8、0% 以上。烟气脱硫（ FGD）是目前控制火电厂SO2 排放有效和应用最广的技术。当前在一定规模上使用的只有有限的几种：如石灰石-石膏法、喷雾干燥法、LIFAC 法、双碱法。其中前三种方法国家已安排了示范工程，即珞璜电厂从日本引进两套350MW 的石灰石 -石膏法工艺，四川白马电厂和山东黄岛电厂均采用喷雾干燥法工艺进行脱硫示范，而南京下关电厂则从芬兰引进两套125MW 的 LIFAC 法（炉内喷钙 -增湿活化法） 脱硫工艺设备进行旧电厂脱硫改造示范。此外，我国研究开发的磷铵肥法烟气脱硫新工艺，已完成5000 标立方米烟气量中试，总脱硫率95% 以上，并生产磷铵复合肥料。火电厂脱硫不仅要考虑技术

9、上可行，同时还要考虑国家和企业及社会经济承受能力。根据美国环保局对当前燃煤电厂应用各种湿、干法脱硫工艺，每千瓦投资和脱除每吨SO2 运行费用估算结果表明：采用湿法脱硫效率90%左右，每千瓦投资为80-180 美元。采用干法脱硫效率50-90% 左右，每千瓦投资为40-180 美元。按脱除每吨SO2 运行费看，湿法与干法相近，脱除一吨SO2 运行费为400-800 美元。到 2000 年我国火电装机容量将达到2.2 亿千瓦，为了使燃煤电厂SO2 排放达到总量控制目标，需要有1200 万千瓦燃烧电厂上烟气脱硫装置。按目前脱硫成熟的喷雾干燥和石灰石-石膏法脱硫技术其投资占电厂投资10-15%，火电厂

10、投资以每千瓦3000 元计，则1200 万千瓦燃煤电厂SO2 排放达标，烟气脱硫投资约需36 亿元 -54 亿元。钢铁行业钢铁企业烧结厂是黑色冶金行业SO2 排放大户，目前每年排放SO2 53.8万吨。烧结厂削减SO2 排放量的主要措施有以下几项：降低原料含硫量；减少原料的耗量；烧结厂要对烧结低浓度SO2 烟气进行治理钢铁联合企业中烧结厂和焦化厂是必不可少的配套，烧结厂利用焦化厂的氨水采用氨-铵法回收烧结烟气中SO2 是可推荐的方法。最保守的估计，按85%的脱硫效率计算，2000年时有 2400 万吨钢所配烧结厂采取脱硫措施就可达到硫回率16.6%， 2010 年时 3200 万吨钢所配烧结厂

11、采取脱硫措施就可达到硫回率37。 5%。有色行业粗铜冶炼是有色金属冶炼行业SO2 排放大户，目前铜年产量为80 万吨，年排放SO228万吨。 从硫回收的角度看有色冶炼行业与其他行业比硫回收率是比较高的，已经达 78.5%。2000 年前我国将新增25 万吨铜的冶炼工艺，若采用目前国内已达到的闪速炉熔炼加二转二吸制酸工艺， 即排放系数达到35 千克 SO2/吨 -铜，新增的 25 万吨铜产量只增加SO2 排放量8760 吨。到 2010 年前铜冶炼企业达到全部采用闪速炉熔炼加二转二吸制酸是完全可能的，硫回收率达到目前国际先进水平98.9%。到 2010 年铜产量达到165 万吨时， SO2 排放

12、量仅有 4.98 万吨。铅冶炼有二种主要工艺，一是密闭鼓风炉加二转二吸制酸，硫回收率可达风炉练铅工艺，烟气中SO2 浓度低，不能有效地回收SO2，排污系数高达吨-铅，是密闭鼓风炉的10 倍，应作为改造重点。97%, 二是鼓480.3 千克 SO2/锌冶炼有三种主要工艺，一是湿法炼锌，烟气中SO2 浓度低，不能有效地回收SO2，排污系数高达733。95 千克 SO2/吨 -锌，是改造重点；二是竖罐炼锌，虽然可得到较高浓度的SO2，但能耗高，污水量大，应限制发展；三是密闭鼓风炉工艺，可以同时炼铅、锌，是一种有推广前途的工艺。其它行业水泥行业新上项目全部采用窑外分解技术，改造大、中型水泥厂中的湿法窑为窑外分解技术；对地方中小型水泥厂，蛋窑、转窑、扇窑等耗煤水泥窑，用普立窑、 机立窑技术取代。硫酸行业通过改进一转一吸工艺为二转二吸工艺或一转一吸尾气处理，到 2000 年可比 1995 年减少 2.2 万吨 SO2 排放量。三、 “中国 21 世纪议程 ”的酸雨污染物控制策略在策略方面，“中国 21 世纪议程 ”白皮书指出酸雨污染物控制将重点开发研究：中小型燃烧锅炉高效除尘技术；二氧化硫排放的综合控制技术，包括型煤