中国燃煤发电厂火电站脱硫和脱硝技术现状与发展分析

中国燃煤电站脱硫和脱硝技术现状与发展

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。www.china-heating.com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）；