电力行业脱硫现状及治理前景剖析

电力18讯：    我国的环境污染非常严重，二氧化硫排放是大气污染的主要污染源之一。由于电力企业是二氧化硫的排放大户，因此，控制二氧化硫的排放，成为电力环境治理的主要问题。特别是国务院在环保“十五”计划中提出，到2005年，二氧化硫排放总量比2000年要减少10％，“两控区”内减少20％的目标后，使得电力企业的环保压力更为沉重。


       二氧化硫治理　投资大任务重  
       经过几年治理，电力工业燃煤排放的二氧化硫等污染物已有相当改观，但按国家规定的排放标准，仍有相当部分燃煤机组属超标排放。就拿拥有全国燃煤机组近一半的原国家电力公司系统来说，目前就有约10％的燃煤机组污染为超标排放。要在今后几年燃煤机组继续增加、发电量继续增长的情况下实现污染物达标排放和减排，任务十分艰巨。此外，要减少火电机组污染物的排放，电力工业还需解决环保治理投资大、时间紧的问题。以原国家电力公司系统现有机组和新建机组进行脱硫工程装置建设为例，不算循环床锅炉投资就需投资145亿元。而脱硫任务重的火电厂大都集中在我国中、西、南部等经济欠发达地区，资金筹集难度大。  
       专家认为，减少二氧化硫排放总量是“十五”环保工作的重点，也是难点：一批大型项目特别是火电项目陆续建成投产，会对减少二氧化硫排放总量形成压力；“十五”期间的一些新开工项目，尤其为西电东送配套的火电项目，客观上也会增加排放总量。一般情况下，火电厂脱硫工程从立项到建成投产至少需要3年时间，要在“十五”剩下的时间内落实治理项目并建成投产，时间也相当紧迫。  
      “十五”期间，我国仅在“两控区”内就要投入120亿元，建设37个燃煤电厂脱硫工程，每年可减少二氧化硫排放量105万吨。为减少二氧化硫排放量，减轻酸雨污染程度，“十五”期间，国家出台了一系列政策：一是国家对电厂脱硫项目给予资金支持，二是保证脱硫电厂优先入网，三是提高二氧化硫排污收费标准，利用市场机制降低二氧化硫污染治理成本和减少二氧化硫排放量，四是加快采用洁净煤技术。同时，按照国务院在关于电力体制改革方案中明确的组建几个容量为4000万千瓦左右全国性发电企业的要求，改变现行以省为单位的二氧化硫排污收费返还方式为集中返还发电企业，由企业用于电厂脱硫治理项目建设。  


       脱硫技术使用现状  
       解决电力环保问题的途径和手段，归根结底要依靠技术进步。目前而言，电力行业在污染控制技术方面得到了商业化应用的成果。如，石灰石－石膏烟气湿法脱硫、烟气循环流化床、水膜除尘脱硫一体化等技术；常规低NOx燃烧技术；燃煤机组的干除灰、干排渣技术和电除尘器提高效率改造技术；20万千瓦机组燃煤电厂袋式除尘技术；灰渣综合利用技术；电厂废水回用技术等等。在烟气脱硫方面，通过技术引进先进技术和工程实践，我国已具备了大型火电机组湿式石灰石－石膏法脱硫工程的设计、建设能力。目前，30万千瓦机组脱硫国产化示范工程正在建设；20万千瓦国产化脱硫工程已建成投产；适合10万～20万千瓦规模的中小型火电机组简易脱硫除尘技术已完成工业示范试验。由于我国脱硫工程公司已有能力参与市场竞争，使国内大型火电机组的脱硫工程造价已从3～4年前由国外承建时的每千瓦800元～1200元下降到500元左右，可以说，技术问题已不是制约我国火电厂脱硫的主要因素。  
       我国从70年代起就进行脱硫的研究，四川白马电厂成功进行了7万标准m3烟气的旋转喷雾半干法脱硫的工业性试验。虽然其工业设备至今仍在运行且已具备了20万千瓦的设计能力，但由于成本较高，电价走不出去等原因，至今未能在大型机组商业化运行上取得经验。  
       1992年，日本与原电力部合作进行高硫煤脱硫技术工业试验，在山东黄岛发电厂使用半干式旋转喷雾法进行脱硫效果实验。从运行的情况看，脱硫率达70％以上，脱硫试验装置每小时处理烟气量为30万标准m3，每年可除去二氧化硫4500多吨。（1998年排放二氧化硫达到3.3万吨，排放每千克，交费0.2元，而脱硫设施每脱掉1千克硫，费用为1.82元。）  
       湿法石灰石－石膏脱硫，是世界范围内运用比较成熟的一种技术，这种技术是四五十年代发展起来的，美国、日本有90％的燃煤电厂采用这种技术。但这种设备也是脱硫设备中比较昂贵的一种，投资费用约占燃煤发电厂的12％～18％，日常运行费用也较贵。而且这种方法虽然已经循环利用了水，但是水的消耗量仍很大，在我国北方和西北的干旱地区使用会遇到较大困难。但<