浅析燃煤电厂烟气二氧化硫排放的控制对策

摘要：本文指出了由于目前向大气环境排放二氧化硫逐年增加，并且国家对其污染控制政策也逐年严格，各燃煤电厂将面临二氧化硫减排任务。燃煤电厂必须根据自身的条件，寻找经济、技术上合理的二氧化硫减排措施，以最低的成本满足国家和地方对二氧化硫排放总量和排放浓度双达标的要求。

1引言

我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家，2006年，我国二氧化硫排放总量超过2587万t，造成一些地区酸雨污染严重。1979年以后美国每年排放二氧化硫约3000万t，通过实施各种国家控制政策，1990年降到2400t，1999年进一步降到1800t，2000年不到1000t，2010年计划比1980年二氧化硫排放总量降低80%。美国目前主要控制占二氧化硫排放总量70%的火电厂。在德国电力能源结构中，煤炭能源使用占的比例为55%，因此德国采取了严格的治理措施。从1983年开始就要求重点老企业进行脱硫，要求30万kW以上机组降到200mg/Nm3以下，10～20万kW机组降到500mg/Nm3以下，10万kW以下机组降到800mg/Nm3以下。因此与发达国家比较，我国在综合控制、经济控制二氧化硫排放方面还有很大潜力可挖，并且将二氧化硫减控目标定为燃煤电厂。

2我国近年来针对排放二氧化硫的控制政策

在2000年4月颁布于9月实行的《中华人民共和国大气污染防治法》中开始强调了对二氧化硫的控制要求。防治法中规定了对二氧化硫污染控制区划定为主要大气污染物排放总量控制区，建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业，超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的，必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施，对二氧化硫实行双重控制要求。

在2003年2月制定7月由国家发展计划委、财政部、国家环境保护总局和国家经济贸易委员会共同颁布的《排污费征收标准管理办法》(国务院令第369号)中，开始实行“零起点收费”，并引入了污染因子当量计算，同时根据污染因子对环境的影响不同，实行不同收费额度，例如SO2每千克的收费标准是烟尘收费标准的2.3倍。

在《排污许可证管理条例》中持证排污原则、按证排污原则规定了排污许可证的持有者，必须按照许可证核定的污染物种类、控制指标和规定的方式排放污染物。该条例中提出对排污者有污染物排放总量控制指标要求的，该指标纳入排污许可证管理之中，并且排放的污染不得超过国家和地方规定的排放标准和排放总量控制要求。

在2007年5月由国家发改委和国家环保总局发布《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》(试行)，该办法是利用价格的引导和调节作用，将治理环境污染的成本内部化，办法中规定：脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款;当脱硫设施投运率在80%～90%之间时，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款同时处以1倍罚款;投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款同时处以5倍罚款，表明了国家进一步强化监管，保证政策措施落实到位。

针对火电厂大气污染物排放造成的污染，国家环境保护局从1991年开始制定《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB13223-91)，到1996年第一次修订为《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-1996)再到2003再次修订，并在2011年7月第三次修订火电厂大气污染物排放标准。根据2011年最新标准要求，所有新建项目于2012年1月起开始正式实施此排放标准，现有火电厂最迟于2014年7月1日前完成贯彻标准工作，其中二氧化硫排放浓度限值新建锅炉为100mg/m3，现有锅炉为200mg/m3，对于重点区域的火电厂实行50mg/m3二氧化硫排放浓度特别限值。

环境保护部和国家质量监督检验检疫总局于2012年2月末发布于2016年1月开始在全国范围内执行新《环境空气质量标准》，其中部分省会城市和重点地区根据实际情况和当地环境保护需要提前履行本标准，本标准是既1996年颁布的环境空气质量标准后第二次重新修订的。原标准环境空气功能区分为三类，新标准分为两类，即不存在三类区特定工业区。该新标准充分体现了环境要以人为本的理念。采取任何治理大气防治污染的目的就是要改善大气环境质量，保障人们身心健康，本次标准的重新修订着重强调了对细颗粒污染物的控制要求。

二氧化硫排放总量是国家环境保护“十二五”规划中7个环境保护主要指标之一，规划指标要求二氧化硫排放总量2015年比2010年增长-8%。规划中明确指出“加大二氧化硫和氮氧化物减排力度。持续推进电力行业污染减排”。并且于2011年颁布2012年实施的《火电厂大气污染物排放标准》中大幅度收紧了二氧化硫的排放限值。

同时为了更深入贯彻和落实《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》、《国家“十二五”环境保护规划》和《国家“十二五”科学和技术发展规划》，指导和推进全国范围内大气污染防治措施创新，培育和发展节能环保战略性新兴产业，支撑大气环境质量改善，科技部、环境保护部在广泛征求意见基础上，组织制定了于2012年7月发布的《蓝天科技工程“十二五”专项规划》国科发计[2012]719号。该专项规划主要目标中优先领域与重点排放源污染预防和控制技术提出了针对燃煤电站锅炉和工业锅炉污染物排放，研发燃煤发电技术、脱硫脱硝脱汞协同控制技术、中低温脱硝技术的要求。

3火电厂大气污染物二氧化硫减排对策

3.1使用优质低硫煤

我国煤炭资源较丰富，目前国内火电厂均使用煤做为燃料发电。国家质量监督检验检疫总局和国家标准化管理委员会于2010年颁布2011年实施《发电煤粉锅炉用煤技术条件》中规定了发电煤粉锅炉用煤的技术要求，按无烟煤、贫煤、烟煤、褐煤锅炉对发电煤粉锅炉用煤技术条件进行重新划分。该文件中给出不同种类煤粉锅炉用煤含全硫量。全国煤炭含全硫量平均值为1.11%，商品煤含全硫量为1.08%，动力煤中含全硫量为1.15%。各地区煤中含硫量差别较明显，并且呈现由北向南增加趋势。各地区煤炭储量中全硫含量由低至高顺序为东北地区0.47%、华北地区1.03%、西北地区1.07%、华东地区1.08%、中南地区1.17%、西南地区2.43%。虽然我国大部分煤中全硫含量达到现行工业用煤质量要求，但燃煤电厂锅炉操作参数、设备老旧脱硫效率不稳定，因此企业应结合国内各地区煤中含硫量分布与企业自身技术、经济实力，选择含硫量低的煤。

3.2采用高效石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺优点已被普遍认同，工艺较成熟，应用实例也很多。该方法脱硫效率可达95%，对煤中含硫量适应范围也较大，但其脱硫效率也取决于多种工艺操作参数的调整。主要的工艺控制参数情况如下。

脱硫吸收塔进口烟气温度参数。由于脱硫反应为放热过程，很明显脱硫效率随吸收塔入口烟气温度的升高而降低。在实际生产过程中，由于机组负荷变化较频繁，需要在吸收塔前布置喷水装置来降低烟气温度，提高效率。某一企业在进口烟气SO2浓度和氧量基本不变的工况下，当进入吸收塔的烟温为96℃时，脱硫效率为92.1%，当烟温升到103℃时，脱硫效率降至为84.8%[1]。当烟气中SO2浓度越高反应速度越快，反应越彻底，脱硫效率越高。并且在吸收剂与SO2反应过程中，氧气也起到促进化学反应的进行，最终氧化成SO2-4，但并非烟气中含氧浓度越高越好，因为烟气中氧浓度过高则表明脱硫系统出现漏风现象。烟气中约含100～300mg/m3(标准状态下)的飞灰，这部分飞灰在很大程度上阻碍了石灰石消溶，促使浆液pH值偏酸性，最终影响脱硫效率。同时飞灰中含有如Hg、Pb、Cd、Zn等重金属离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应，进而影响脱硫效果。

石灰石粉颗粒的粒度越小，单位质量比表面积就越大，反应越彻底，石灰石粉品质和纯度越高，杂质含量就越少，反应越彻底，副产品品质越好。通常在生产中石灰石纯度要在90%以上，颗粒度要通过325目筛(44/μm)的过筛率达到95%。不过当石灰石中品质较低杂质含量较高时，石灰石粉应磨制得更细一些。

液气比是影响SO2去除效率非常重要的参数，与去除率成正比例关系。

在实际工作中若提高液气比将需要提高浆液循环泵的流量，需要提高设备初投资和运行成本，此时可在浆液中加入如钠碱、己二酸等添加剂，可以适当降低液气比，从而节约企业费用。

4结语

“十二五”规划经济发展目标是国内生产总值年均增长7%，国内经济快速的发展，需要大量的电力资源。燃煤电厂扩能和大量电厂的投产，必然加剧对环境排放污染物量。如何能高效控制污染物排放，提高人们生存环境质量，特别是燃煤电厂二氧化硫废气排放是今后很长时间内需要面对并迫在眉睫急需解决的问题。对国内燃煤电厂二氧化硫排放总量和排放浓度的控制不仅要从国家、地方各种政策上干预各企业应该采取污染物治理措施约束污染物排放，同时企业也要自身发掘对污染物采取控制方法，主动从多方面综合降低污染物尤其是二氧化硫的排放，从源头治理。我国针对二氧化硫控制政策已日趋完善，监管也日益强化，因此就需要火电厂通过多角度对二氧化硫经济和技术合理性进行比较，在实现达标排放、满足总量控制要求的前提下，将对二氧化硫的处理成本降为最低。