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發布者︰环亚AG環保設備 發布時間︰2017-05-05

對于FGD技術的研究,我國起步于70年代。經過近20年的努力,至90年代初已進行了4種FGD工藝,即活性碳磷氨肥法、石灰旋轉噴霧法、簡易石灰噴霧法和石灰石三相流化床法的中試規模研究。雖然我國對FGD的研究開發取得了很大的成就,但進入商業化還有待時日。
  為了適應日趨嚴格的排放要求,摸索適合國情、技術經濟性能好的FGD工藝,從80年代後期,開展了   大規模的FGD研究。90年代後,我國先後從國外引進了各種類型的FGD技術,在6個電廠建立了FGD的示範工程,目前均已投入商運,這些示範工程項目的投運為我國今後FGD的規模化發展,進行了有益的嘗試和探索。6個FGD示範工程涉及濕法、半干法和干法︰華能路瑛電廠石灰石一石膏濕法,太原   熱電廠簡易濕法,深圳西部電廠海水洗滌法,黃島電廠旋轉噴霧干燥法,下關發電廠爐內噴鈣爐後增濕活化法,成都熱電廠電子束輻射法。除了以上示範工程之外,一批新建電廠FGD工程正在建設中,包括北京熱電廠2台125MW機組、杭州半山電廠2台125MW機組、重慶電廠2台200MW機組,以上3個電廠均利用德國政府的貸款;浙江錢清電廠1台125MW機組;廣東連州電廠2台125MW、雲南小龍潭電廠1台100MW機組等已與國外的供貨商簽訂了合同。正在招標和已通過可行性研究審查或已完成可行性研究報告的脫硫項目主要有︰上海石洞口   發電廠2*300MW、望亭電廠2*300MW,韓城   發電廠2*600MW、沙角A廠300MW、廈門青嶼電廠2*300MW、廣西柳州電廠100MW機組等,共計約6000MW。
  我國2000年燃煤電廠脫硫的目標是︰到2000年投運和在建的脫硫設備其裝機容量為10000MW左右。預計2000年末可投運的脫硫機組的容量可達2120MW。可以預見,如此大規模的工程建設,   依靠國外廠商,無論在資金和政策上都是不現實的。煙氣脫硫工藝的國產化是必然的趨勢,也是降低造價的   出路。
  由于燃煤電廠所產生的煙氣量非常大,一般達到幾十萬到幾百萬m?,而煙氣中SO2的濃度卻很低,因此SO2控制費用非常高。根據采用煙氣脫硫工藝的不同,煙氣脫硫工程的基建投資費用要佔到電廠總投資的10%~20%。   電力研究院(EPRI)對   121個燃煤電廠進行了統計,各項投資、運行費所佔比例列表1。
  根據國內已經投運和在建的FGD工程的投資和運行費用的統計來看,以上的數據基本適用于我國燃煤電廠的情況。從國內已投運的2台360MW燃煤電廠的經濟分析看︰FGD總投資為2.66億元,佔電廠同期總投資的11.15%,年運行費用為8319萬元,脫除每噸SO2的費用為945元。

表1    121個電廠脫硫工程各項投資比例 %
項目基建投資運行維護費
電廠總計100100
污染控制2528
靜電除塵器33
灰處置11
煙氣脫硫1517
煙氣脫硝33
風機與監測12
廢水處理22

  根據   環保法規和有關部門的要求,在近10年內電力部門煙氣脫硫的工作是十分繁重的。所需的資金也很龐大。從統計數據可以對今後10年電力工業進行煙氣脫硫所需的投資作一個初步的測算。   電力公司所屬的6MW以上機組1996年的總容量為2.2億kW,其中燃用含硫量為1%~2%的機組約佔總容量的35.4%,為7800萬kW,燃煤含硫量>2%的機組約佔總容量的8.2%,為1800萬kW。目前   市場上平均的SO2脫除費用為每kW機組容量約100美元。因此,到2005年和2010年,我國電力部門用于煙氣脫硫所需的投資費用分別約149億元和647億元。聯合國亞太地區經濟委員會對中國1995年~2010年的SO2控制費用估算為94億美元,2個估計值大體一致。

 

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