电厂脱硫脱硝除尘一体化的创新之7路.doc

电厂脱硫脱硝除尘一体化的创新之路 我国是一个以煤炭为主要能源的发展中国家，随着社会经济的发展，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，煤炭燃烧后排放出大量的污染物，已在局部地区造成了酸雨，严重的危害着生态环境。1992年在2省9市试行了SO2排放收费管理，1998年2月国务院召开“二氧化碳排放控制区和酸雨控制区发布会”，明确宣布酸雨区范围本文来自中华环评网，和治理策略。继1995年修订后，1999年再度修订“大气污染防治法”，对SO2排放做了明确的规定。为了控制污染，还子孙以碧水蓝天，在国家科委和国家环保局领导下，开展了一系列防治SO2污染技术的攻关研究。 目前，国内外应用于工业生产和正在进行中间试验的烟气脱硫方法比较多,总体上可以分为三类：即以吸收剂水溶液洗涤烟气的湿法烟气脱硫；吸收剂浆液吸收硫及干燥的半干法；以及直接喷射钙基吸着剂粉料的干法烟气脱硫。 湿法烟气脱硫的脱硫效率比较高，适用范围广，但系统复杂，设备投资和运行费用高，要求的运行管理水平高，即使在发达国家推广应用也存在着一定困难。喷雾干燥半干法烟气脱硫投资及运行费用与湿法比较有所降低，但旋转雾化喷头等关键设备技术要求高，灰浆系统比较复杂，推广应用也不容易。与上述两种脱硫方法相比，喷钙脱硫成套技术具有投资低，运行成本低，系统简单，操作容易等优点，在中国被认为有广阔发展前景的脱硫技术。 连续实施了十多年的强化电力脱硫除尘一体化急待应用示范建设政策使我国电力行业得到迅速发展，进入2000年后，电力总装机容量超过了3亿千瓦。从目前的情况看，新增电源的增长速度基本上能够实现与国民经济较高增速之间的动态平衡。 与此同时，较多依赖火力发电的电源结构仍未得到有效改善，目前燃煤发电仍占电力总消耗量的75％以上。由其引发的环境污染问题也随之趋于严重，1998年和1999年我国因煤炭燃烧而排放出的二氧化硫总量分别高达2087万吨和1857万吨，居世界第一位，北方地区则接连发生大规模烟尘污染和酸雨现象，火电厂已经成为我国主要的大气污染源之一。除了二氧化硫外，火电生产过程中还会形成一定的污水，构成了电力污染的一个部分，各个省市已纷纷响应，出台各种燃煤电厂脱硫的配套优惠政策，这一系列措施使火电厂安装环保装置的积极性有所加强，尤其是电力脱硫设备，未来两三年电力脱硫装置市场将会达到一个峰值。 根据中国环境科学研究院的研究表明　火电厂是中国排放大气污染物大户，2003 年全国排放二氧化硫约为2150 万吨，火电厂的排放量就达到1100 万吨， 占到了全国二氧化硫排放总量的50%以上，按照目前的排放控制水平，到2020 年，中国火电厂排放的二氧化硫将达到2100 万吨以上。从长远来看，我国二氧化硫的排放量要削减一半，控制在1200 万吨/年，其中电力行业排放的二氧化硫应控制在550 万吨/年以下，这是一项艰巨的工程。 电力污染早已引起政府有关部门的高度关注，国家环保总局、国家经贸委等先后颁布《火电厂大气污染物排放标准》、《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》等行政法规，并采用政策规制和经济杠杆来促使火电企业实施环保措施，以期实现电力产业向环保化发展的政策，同时也提出了电厂脱硫脱硝除尘一体化国产化的目标。 二.电力脱硫脱硝除尘存在问题 1.技术方法成旧装置造价高昂 电力环保装置迟迟未能安装运行主要是由于装置造价高昂，比如，一个装机容量60 万千瓦左右的中型电厂，以250 元/千瓦的造价，脱硫设备投资大约需要1.5 亿元；一年需脱硫1.25 万吨,以1000 元/吨的脱硫运行成本计算，脱硫装置的年运行成本也在1000 万以上，在煤炭价格日渐高涨的情况下，发电企业面对高昂的脱硫成本，并且发电成本的提高又不能在电价上同步，国家提出每度电加价0.02元的脱硫费用，更不适应国家提倡循环经济的发展方针。 电力脱硫设备市场容量主要来自于两个方面，一是增量市场新建电厂上脱硫项目，二是存量市场---已建电厂的脱硫改建。2004 年新建成的机组一半左右没有脱硫装置，这是因为电站项目建设的周期大约在三四年，而这些机组大都是2002 年以前立项的，当时还未要求新建机组全面脱硫。而从2003 年开始， 国家环保总局要求新建的燃煤机组必须上脱硫装置，所以，今后新投产机组中脱硫机组所占比例将逐年增大。“十一五”中后期投产的新机组基本都要配套脱硫装置。老机组的脱硫改造目前仍存在一定问题，比如资金、电价、预留场地等，由于电力紧张，机组停不下来也是个问题。 脱硫设备市场容量预测 - 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 脱硫设备造价（元 /千瓦） 240 230 225 210 200 190 190 新增装机容量（万千瓦） 5,100 6,800 7,200 5,400 5,000 4,