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580 GW左右，其中火电380 GW，占65.5%。2020年全国发电装机容量达到900 GW左右，其中火电580 GW，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3.96 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最为成熟，应用最为广泛的脱硫技术，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5000 Nm3/h的活性焦炭脱硫中试装置，在1997 年建成100000 Nm3/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。
(编辑：邢静) |
