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SOx减排及烟气净化控制技术

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          目前,我国二氧化硫(SO2)排放量居世界前列,主要涉及火电、钢铁、有色冶金、化工、焦炭等,造成50%以上的出现酸雨。国家统计局数据显示,2005年我国二氧化硫排放总量约为2500万吨,已成为世界上二氧化硫排放量最多的国家。2006年我国二氧化硫排放总量达2594万吨,同比增长1.8%。而燃煤电厂排放量约占这一数字的1/2。国家发改委和国家环保总局于2007年3月底共同发布《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》。这将对实现“十一五”期间全国二氧化硫排放总量削减10%的约束性目标和改善全国大气环境质量起决定性作用。《规划》提出:“十一五”期间,现有燃煤电厂需安装设施1.37亿千瓦,共221个项目,可形成二氧化硫减排能力约490万吨。加上淘汰落后、燃用低硫煤、降耗等措施,到2010年,现有燃煤电厂二氧化硫排放总量由 2005年的1300万吨下降到502万吨,下降61.4%。
        燃煤电厂是二氧化硫排放的主要来源。为削减二氧化硫排放,中国开始制定新规,促使燃煤电厂提高效率。目前,燃煤电厂的设施,投运率和脱硫效率偏低、设施建设低价无序竞争,脱硫设施监管不到位。尚待最终确定的新规中,官方要求燃煤电厂现有燃煤机组应按照要求完成脱硫改造,执行人民币一分五厘的脱硫加价。根据新规,官方将按照补偿治理二氧化硫成本的原则,调整二氧化硫排污费征收标准,环保部门将足额征收、依法使用排污费。同时,将建立脱硫设施建设、验收、运行监测制度,依据脱硫设施的停运时间,扣减脱硫电价并处以罚款。发改委表示,新规的制定,将进一步促进燃煤机组加快脱硫,提高脱硫效率,以实现“十一五”二氧化硫削减一成的目标。
        “十一五”目标是全国二氧化硫排放总量减少10%,而粗略计算《规划》的实施将使二氧化硫排放总量削减约4%。为实现上述目标,《规划》提出以下保障措施。一是完善二氧化硫总量控制制度,依据《大气污染防治法》和“公开、公平、公正”的原则核定企事业单位二氧化硫排放总量、核发许可证,进一步完善二氧化硫总量控制制度。二是强化政策引导,完善电价形成机制,研究和逐步实施根据燃煤机组脱硫改造的实际投资和运行成本核定脱硫电价。鼓励安装脱硫装置的机组优先上网,优先保障上网电量。二氧化硫排污费优先用于现有燃煤电厂二氧化硫治理。对脱硫关键设备和脱硫副产品综合利用继续给予减免税优惠。三是加快脱硫产业化发展,加大对拥有自主知识产权烟气脱硫技术和设备产业化的扶持力度,加快烟气脱硫新技术、新工艺的研发和示范试点,推动烟气脱硫副产品综合利用,继续整顿烟气脱硫市场。四是充分发挥政府、组织和的作用。国家发展改革委、环保总局将根据《规划》,每年公布需安装烟气脱硫设施的电厂名单、重点项目及完成情况,接受社会监督。同时,将加快制订烟气脱硫设施建设、运行和维护技术规范,开展烟气脱硫特许经营试点,加大对已投运烟气脱硫设施运行的监管,对非正常停运烟气脱硫设施的将加大处罚力度。
        国家发改委要求,力争“十一五”期间把二氧化硫排污费征收标准逐步提高到治理污染全部成本水平。报告称,主要污染物排污费征收标准偏低,不能弥补污染治理成本,不利于污染物的治理和减排,造成违法成本低,不利于调动治污积极性。报告提出,按“谁污染谁付费”原则,推进环境污染外部成本内部化,二氧化硫排污费征收标准力争在“十一五”期间逐步提高到治理污染全部成本水平。其他主要污染物排污费征收标准要适时调整。
        我国通过现行上网电价每千瓦时加价一点五分钱的加价政策,鼓励已建电厂脱硫减排。同时责令新建扩建燃煤机组必须同步建设脱硫设施,现有燃煤机组按要求完成脱硫改造。
        燃煤电厂是二氧化硫排放的主要来源。为加快燃煤机组烟气脱硫设施建设,减少二氧化硫排放。 2007年6月,国家发展和改革委会和国家环保总局联合会下发了《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》规定,新建扩建燃煤机组必须按照环保规定同步建设脱硫设施,其上网电量执行国家发展改革委公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价;现有燃煤机组应按要求完成脱硫改造,其上网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱的脱硫加价政策。同时,发电企业要保证脱硫设施的正常运行,不得无故停运。
        国家发改委的调查表明,目前现有燃煤电厂仍有一半左右没有安装脱硫设施;已安装脱硫设施的燃煤电厂存在闲置或故意不运行的现象;部分已安装脱硫设施的燃煤电厂没有及时得到电价补偿。该《办法》的制定,将为实现“十一五”二氧化硫削减百分之十的目标发挥重要作用。
        据述我国将在未来4年中投资44亿美金,用于221个火电厂的脱硫装置建设,已达成在2010年前减少10%的二氧化硫排放的目标。国家发改委直接制定中国的脱硫减排计划,要求新建和扩建火电项目必须安装污染控制装置,同时,制定政策鼓励那些已经安装排污装置的企业,例如,这些电厂的电能可以优先并入本地电网,或者给予更长的发电运行时间。这221个电厂合计发电容量1370亿兆瓦,占中国总发电量的27%。发改委的电厂脱硫计划正在执行之中。2006年已经有576亿兆瓦的电厂安装了脱硫装置,2007年将完成245亿兆瓦,2008年和2009年分别完成288亿和138亿兆瓦电厂的安装。国家总局已经分别与各省和央企电厂签订减排协议,协议涉及的排放量占全国三分之二的二氧化硫排放量。
        内蒙古自治区与国家环保总局签订内蒙古污染物总量削减责任书。责任书规定:全区2010年二氧化硫排放总量在2005年的基础上削减3.8%,控制在140万吨以内,其中火电二氧化硫排放量不超过68.7万吨。
 目前我国大型火电机组中,其烟气脱硫设备几乎全部采用石灰石—石膏法脱硫工艺,产生的石膏综合利用压力不断增大,脱硫难以有效处理。近期化工行业推出一种烟气脱硫新技术——氨法脱硫。该技术以其脱硫效率高、无二次污染、可资源化等独特优势备受关注。氨法脱硫以氨水为脱硫剂,锅炉烟气进入脱硫塔经氨水循环吸收生成亚硫酸铵,脱硫后的烟气经除雾净化进入换热器换热后进入烟囱排放。吸收剂氨水与吸收液混合进入吸收塔,吸收形成的亚硫酸铵在吸收塔底部氧化成硫铵溶液,经蒸发结晶、固液分离、干燥、包装后得成品硫铵。氨法脱硫原料来自化工企业,主要副产品也是氮肥。氨的载体可以是液氨、氨水、碳铵等。氨法脱硫可将二氧化硫、氨为硫酸铵、磷铵、硝铵等化肥或硫酸、液态二氧化硫等产品。一般副产硫酸铵,也可根据电厂周边条件副产其它产品。装置不产生二次污染。系统阻力较常规脱硫技术节电50%以上,可以利用原锅炉引风机的潜力,大多无需新配增压风机。另外,液气比小,循环泵的功耗降低近70%。实践证明,该技术的二氧化硫去除效率在95%以上,同时可使氮氧化物同步去除率达到20%~40%。脱硫副产物的生产过程也较简单,与常规脱硫技术比较,占地节省50%以上。化工企业特别是氮肥厂采用氨法技术进行锅炉烟气脱硫,可直接将废氨水生成硫酸铵作为肥料出售或作为复合肥的原料,在厂内即可实现的综合利用,以废治废、变废为宝。
        湖南麓南脱硫有限攻克烟气脱硫技术多项科研难题,在治理大烟气量燃煤锅炉及有色冶炼炉窑排放的高浓度二氧化硫(SO2)方面取得技术突破。其开发的PXJ型高效脱硫除尘成套设备被列入“国家重点实用技术”,已在国内百余项烟气治理工程成功投运。据介绍,PXJ型高效脱硫除尘成套设备具有以下优点:一是脱硫剂用量少,电耗低,不易发生结垢和堵塞现象;二是脱硫效果好,可达95%~99%,SO2排放浓度最低可达50毫克/立方米,饱和烟气脱水率超过97%;三是采用连锁式气液分离装置,可将烟气中不同粒径的液滴有效脱除,排烟含湿量低于75毫克/立方米,使下游设备不易腐蚀;四是由于采用了无能耗烟气换热器,可不消耗任何就完成烟气的降温和升温。该脱硫装置能使脱硫、脱氮同步进行,一套设备多种功能。此外,该装置水耗低,循环水利用率达95%,尤其适合我国干旱缺水地区的电厂脱硫。该研制的第三代烟气湿式高效脱硫除尘成套设备已为鞍钢集团第二热电厂480吨/小时煤粉炉脱硫工程成功配套。经监测,整体系统造价仅为国外同类设备的1/5,运行费用仅为国外设备的1/3,各项技术性能指标与世界同步。
        含硫气体可转化成化肥。冶金行业中烧结厂产生的含硫气体会对环境造成污染,中冶南方技术有限(原武汉钢铁设计研究总院)自主开发的一项新技术,可以把含硫气体变成化肥。
        通过在煤中添加催化燃烧剂,改善燃煤燃烧的动力学特征,提高炉内燃煤燃烧速率,使燃烧更充分,达到的目的。同时优化燃煤颗粒的表面性能,促进煤中灰分与硫氧化物反应,达到脱硫作用。煤燃催化燃烧剂还能有效防止燃煤锅炉结焦、积灰的生成,具有除焦、除积灰、改善燃烧器工作状况的效果。添加比例为每5吨煤添加燃煤催化燃烧剂1升。试验结果表明,使用燃煤催化燃烧剂可使锅炉正反平衡效率平均提高5.2%,固体不完全燃烧损失降低4.2%,烟气二氧化硫减排 25%。企业实际应用显示,使用燃煤催化燃烧剂可以节省原煤8%~15%。
        炼油厂硫排放的规定越来越严格,炼油厂SOX 排放主要来自催化裂化装置的器。催化裂化(FCC)装置减少SOx排放己引起足够重视。国外经验表明,采用基于添加剂(助剂)的SOx排放消减解决方案,有助于炼油厂避免采用高投资措施,如湿式气体洗涤器或选择性催化还原(SCR)设备。
        INTERCAT公司推出了脱SO X 催化助剂,助剂用量与催化裂化反应器中释放H2S和SO2 的脱除量成正比,一般的助剂用量通常占催化剂藏量的1%~10%,SOX 的脱除率一般在20%~60%。但INTERCAT公司的助剂Soxgetter的SOX的脱除率最高可超过90%。该助剂可通过该公司专有的添加系统定期、小批量加入催化裂化装置。Soxgetter是一种基于水滑石(Mg6Al2 (OH)18 4.5H2O)的助催化剂,水滑石呈层状结构,使SOX 易于进入。Soxgetter抗磨损性比DESOX 助剂高出35%。美国已有12家炼油厂采用了Soxgetter助剂,SOX 脱除率达到87%,助剂效率达到34gSOX /g脱除当量助剂。在此基础上,INTERCAT公司又推出Super Soxgetter助剂,将MgO含量至少提高了70%,工业试验表明,在相同的SOX 脱除率下Super Soxgetter助剂的用量只有Soxgetter助剂的60%,其效率几乎是Soxgetter助剂的2倍。
        INTERCAT公司开发的新型SOx排放消减添加剂已经验证应用,这种基于水滑石结构的Super Soxgetter添加剂主要物化性质见表3,在FCC排放SOx为1000~1200μg/g情况下,可使排放SOx减小到50μg/g以下。与湿式气体洗涤器(投资为1500万美元)相比,操作费用由6500美元/天减小到5200美元/天,见表4。
        格雷斯-戴维逊炼制技术公司也推出减少SOx排放的助剂。Super DeSOX助剂可减少FCC装置SOx排放,而无需另加投资。当FCC进料预处理停运时,也可用于SOx控制,它可为加工含硫进料和平衡整个炼厂SOx排放提供灵活性。Super DeSOX助剂通过使来自器的硫转移到反应器,而使SOx排放减少。它以H2S释出,到下游进行。可使SOx排放降低至近0PPm。
        BELCO公司开发了专有的药剂喷注(SBS)技术,用以控制炼油厂烟气SO3 的排放污染。该SBS技术先期在发电厂中获得应用,并已推广应用于世界各地炼油厂。SBS喷注技术使用酸式亚硫酸钠(SBS)作为药剂,将SBS溶液喷入排放控制设备(用于从烟气中去除颗粒和SO2)的热烟气上游,SO3 与喷入的SBS反应生成干的硫酸钠和酸式硫酸钠颗粒,这些颗粒与其他颗粒一起从烟气中除去。反应速率很快,停留时间很短。该工艺的特征在于利用喷注 SBS,主要去除SO3 ,而不吸收SO2 。因而需用药剂极少,少量药剂可用简易的内导管喷嘴以低流率喷入烟气中。SBS喷注技术可与BELCO公司的EDV湿式洗涤系统组合使用。
        太仓市保利协鑫热电厂所用上海弗卡斯环保工程有限公司的FCL氨法脱硫技术项目通过鉴定。随着国家对减排工作力度的加大,控制电厂大气污染,特别是对二氧化硫和氮氧化物的治理越来越紧迫。弗卡斯环保公司以资源化利用的理念开发成功FCL氨法脱硫技术,在同一装置和同一介质下,脱硫脱硝能够瞬时交叉反应完成,同时兼有除尘功能,其副产物硫酸铵可广泛应用于高效复合肥的生产。氨法脱硫技术具有脱硫效率高、造价和运行费用低、占地面积小、易操作、维修少等多项特点,适合于我国部分电力行业发展现状,也适用于化工企业及有废氨水来源的企业。对保利协鑫热电厂应用情况的监测结果显示,二氧化硫去除效率在95%以上,氮氧化物同步去除率达到27.6%,副产品硫酸铵总氮含量可达20.6%,含水率为1.0%,各项指标都符合国家标准。氨法脱硫将SO2 、NOX 转化为复合肥料生产的重要原料,走出了一条发电、环保和农业同步发展之路,具有广阔的市场前景。
        国内首创的烧结烟气氨法脱硫工程在柳州钢铁公司经过运行,各项指标数据显示系统运行良好,达到设计要求。该工程技术全部由武汉都市环保工程技术股份有限公司自主开发。在钢铁企业烧结生产过程中,由于矿石和燃料煤中含有硫化物,因此会排出二氧化硫,大约占钢铁厂排放总量的60%~90%。以前,国内钢铁企业几乎没有处理就直接排放到大气中。如今,二氧化硫排量成为国家约束性控制指标,烧结机烟气脱硫势在必行。武汉都市环保公司经过多年探索,自主研发了一套“ 以废治废”的循环治理方法——烧结烟气氨法脱硫技术。该技术利用焦炉煤气中的氨资源作为二氧化硫的脱硫剂。该套技术成果已经取得三项发明创造和实用新型。焦炉煤气是钢铁企业炼焦时的副产物,其中含有大量的氨。此前一般通过购买硫酸进行中和处理。2007 年5月,烧结烟气氨法脱硫技术在柳钢的烧结厂两台烧结机上投入运行。焦化厂的废氨水引入脱蔬塔,与烟气中的二氧化硫反应,并充入氧气,生成硫酸铵化肥。当地有关部门的监测记录显示,该设施的脱硫效率达到95%以上,同时具有40%的除尘效率、20%以上的脱硝效率。据介绍,以前钢厂每年要花数千万元购买硫酸用于脱氨,现在不仅不用花钱买,产出的硫酸氨还有收益。据介绍,国内20多家钢铁厂前往柳钢取经。


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