SO2控制技术及相关控制措施,标准,前言研究

SO2控制技术及相关控制措施，标准，前言研究2目录SO2的来源及危害1SO2的标准及前言研究5

SO2国内外的控制技术3SO2相关的控制措施4我国SO2排放的现状23SO2的来源及危害SO2是当今人类面临的主要大气污染物之一，其污染源分为两类:天然污染源和人为污染源.这两种污染源的特点如表1所示，天然污染源由于量少，面广，易稀释和净化，对环境危害不大，而人为污染源由于量大，集中，浓度高，对环境造成严重危害.4表1SO2天然污染源和人为污染源特点比较SO2污染源发生源特征及影响排放比例天然污染源海洋硫酸盐盐雾缺少氧化的水和土壤释放的硫酸盐细菌分解的有机化合物火山爆发森林失火等1)全球性分布，在广阔的地区以低浓度排放，在大气中易于稀释和被净化2)一般不会产生酸雨现象，人力无法控制1/3人为污染源石化燃料燃烧，占3/4以上金属冶炼、石油生产、化工生产采矿等1)比较集中，在占地球表面不到1%的城市和工业区上空占主导地位2)酸雨发生的主要原因3)人力可以控制2/35

SO2的污染属于低浓度，长期污染，它的存在对自然生态环境，人类健康，工业生产，建筑物及材料等方面造成一定程度的危害。SO2对人体健康的影响主要通过呼吸道进入人体，与呼吸器官作用，引起或加重呼吸器官的疾病。SO2往往被飘尘吸附，SO2和漂尘的协同效应使其对人体的危害更大。6SO2对植物的危害主要是通过叶面气孔进入植物体，如果其浓度和持续时间超过本体的自解机能就会破坏植物的正常生理机能，使其生长缓慢，对病虫害的抵御能力低，严重时会枯死。SO2给人类带来最严重的问题是酸雨，这是全球问题。酸雨对环境的危害最为突出的是使湖泊变为酸性，导致水生物死亡。酸雨对生态系统的影响及破坏主要表现在使土壤酸化和贫瘠化，农作物及森林生长缓慢。酸雨还会对重要文物设施造成严重损坏。7我国二氧化硫排放的现状中国1989-2009年SO2排放情况8国外SO2的控制技术近年来，世界各发达国家在烟气脱硫方面均取得了很大的进展，美国、德国、日本等发达工业国家计划在2000年前完成200610MW的烟气脱硫处理容量。91)湿法脱硫技术，占85%左右，其中石灰-石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%;2)喷雾干燥脱硫技术，约占8.4%;3)吸收剂再生脱硫法，约占3.4%；4）炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫法，约占1.9%；5）海水脱硫技术；6）电子束脱硫技术；7）脉冲等离子体脱硫技术；8）烟气循环流化床脱硫技术等目前国际上已实现工业应用的燃煤电厂烟气脱硫技术主要有101、湿法石灰石/石灰烟气脱硫工艺技术突出优点脱硫效率高（有时脱硫效率大于90%）吸收及利用率高，可大于90%设备运转率高设计方面综合考虑加强反应控制，强制氧化和加入氧化剂，从而减少吸收塔和附属设备体积、降低能耗，减少基建投资和运行费用；选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟道、挡板、除雾装置等处的使用寿命，提高气液传质效率，建设大尺寸吸收塔112、喷雾干燥烟气脱硫技术这种技术属于半干法脱硫技术，多数采用旋转喷雾剂，技术成熟、投资低于湿法工艺。在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用较多燃煤含硫量一般不超过1.5%，脱硫效率均低于90%3、吸收剂再生烟气脱硫工艺主要有氧化镁法、双碱法、WELLMENLORD法。虽然脱硫效率可达95%左右，但系统复杂，投资大，运行成本高，仅在特定的条件下应用，目前应用不多124、炉内喷吸收剂/增湿活化烟气脱硫工艺为寻求有中等脱硫效率、投资和运行费较低的工艺，以减轻脱硫带来的巨大经济压力，这种工艺方法现在再次兴起为了克服喷射吸收剂后，烟尘比电阻升高，影响除尘效果及脱硫效率不够高的弊端，芬兰IVO公司开发了LIFAC(LimestoneInjectionintotheFurnaceandActivationofCalcium)炉内喷石灰石(钙)/活化脱硫工艺，即在锅炉尾部烟道上安装活化反应器，将烟气增湿，延长滞留时间，使剩余的吸收剂和SO2发生反应。它适用于中、低硫煤锅炉，当Ca/S=2.5时，脱硫效率可达80%135、海水烟气脱硫技术这是一种投资省、运行费用低、易管理的脱硫工艺，适用于燃煤含硫量不高，并以海水为循环冷却水的电厂。已投运或工程建设中的国家有挪威、西班牙、印度尼西亚、委内瑞拉和瑞典、英国也计划在大型燃煤电站实施海水脱硫工艺烟气中SO2浓度在21~6500mg/L之间，吸收塔有填料塔和喷淋塔2种，吸收效率80%~99%，右侧为其工艺流程图146、电子束烟气脱硫技术该技术不产生二次污染并能实现资源综合利用主要特征为:(1)能同时脱硫、脱硝，脱除率分别可达90%和80%以上;(2)处理过程为干法，不产生需进一步处理的废水、废渣;(3)副产品硫铵、硝铵可作为化肥使用;(4)流程简单、运行可靠、操作方便、无堵塞、腐蚀和泄漏等问题，对负荷变化的适应能力较强;(5)处理后的烟气一般无需再加热，可直接经烟囱排放;占地面积约为常规方法1/2~1/3，投资及运行费用均低于常规方法;脱硝时不必使用价格昂贵的脱硝催化剂。15国外脱硫技术的应用1、美国

在美国的烟气脱硫装置中，湿法石灰石/石灰法占90%以上，其次是双碱法和碳酸钠法。80年代以来，为了降低基本投资和运行费用，积极研究及开发了喷雾干燥烟气脱硫和炉内直接喷射石灰石烟气脱硫技术。目前，美国正在研究开发E-SOx法脱硫技术，这是一项改造现有电除尘器(ESP)拆除电场第一电场极板极线，加装石灰乳浆喷射装置，在除尘时又脱硫。16该方法的实质是向烟气中喷入石灰浆液，再用电除尘器收集脱硫后的粉尘产物，要求同时脱硫、脱氮，脱硫、脱氮费用要低于石灰石洗涤法烟气脱硫和催化还原法烟气脱硫工艺。改进后，要求脱硫效率最低不小于50%，费用最高不大于500美元/t(SO2)。据美国Barge电厂处理烟气量为42.5~566m3/min的中试结果，当Ca/S=1.3~1.4时，ESP出口烟温高出绝热饱和温度16~19℃时脱硫效率可达50%~60%。17

美国还开发了ADVACAT工艺并已申请了专利，主要用于烟道喷射，目的是为提高吸收利用率，其关键是将飞灰和石灰水转化为高活性的硅酸钙吸收剂，它的反应活性是单纯石灰的4倍，能含水份30%~60%，且在含水60%时仍能维护松散易流化状态。此工艺配合布袋式除尘器，脱硫效率可达90%左右。18德国的静电除尘效率最高可达99.9%，施加的直流电压最高可达75kV。由于在后续的烟气脱硫过程中还可以继续从烟气中分离飞灰，故允许适当地降低电除尘的效率。2、德国19

德国FGD技术可分为添加剂法、湿式法和干式法3种，在电厂中的采用率为最高，达到86%，其它的仅占2%。此外，德国的Lurgi公司正在进行循环流化床烟气脱硫系统新工艺的工业示范试验工作。此工艺主要是有一台直立的循环流化床燃烧器，石灰、水和烟气在其中均匀地配合，加快化学反应的传热和传质过程，对于含SO2450~900mL/L的烟气，脱硫效率可达93%~97%，而且缩短了脱硫设备的高度和占地面积，降低了材料的耐腐蚀要求，从而大大降低了设备造价和运行维护费用。20

我国环境科学院大气所、武汉水利电力大学等单位也正从事此项技术的研究、开发，某些关键技术指标还优于德国技术，是一项很有发展前途的多相流循环流化床脱硫技术。3、日本

日本的烟气脱硫主要采用湿法和回收法，其中湿法石灰石-石膏法约占总容量的一半，其次是亚铵法(约占24%)、双碱法(约占16%)。

日本的三菱重工、川崎重工、日立造船、巴威-日立、千代田、石川岛播磨重工、荏原等公司先后向中国介绍了多种脱硫工艺，其中包括湿法石灰石/石膏法、喷气沸腾简易脱硫法、高速平流湿法、炉内喷钙加湿活化法、气悬浮体吸收法、旋转喷雾法、电子束加氨脱硫法等等。22

我国的华能珞璜电厂一期工程2×360MW机组配套引进日本三菱重工的湿法石灰石-石膏法脱硫系统，脱硫效率达95%以上。太原一热和黄岛电厂脱硫项目系日本政府绿色援助计划“赠款试验项目”，分别采用巴威-日立的简易湿法和旋转喷雾半干法脱硫工艺。

日本荏原公司在成都第一热电厂完成了电子束脱硫工业示范工程。23日本Chivoda湿法喷气沸腾式脱硫工艺的核心是射流沸腾反应器。烟气以沸腾状态通过浆液，在反应器内集中进行吸收、氧化、形成石膏、结晶和中和作用，从而省了再循环泵、雾化喷嘴、氧化槽和浓缩装置等，节约了电耗、减少了易结垢和堵塞的部件，运行可靠性大为增加。这种工艺在日本用于燃烧低硫煤的工业装置。在美国应用此工艺已有一台40MW工业装置投入运行，另一台100MW示范装置正在建设。我国重庆长寿化工厂也已采用此项技术，预计脱硫效率大于70%。24国内SO2控制技术1、燃烧前脱硫

燃烧前脱硫是指煤炭的洗选加工，主要是通过重选、浮选、磁选及氧化、微生物脱硫等技术减少原煤中的硫分和灰分，以降低SO2的排放量。根据脱硫机理，燃烧前脱硫又分为物理法、化学法和生物法三种。

原煤的燃烧前脱硫是洁净煤的源头技术，既能脱硫又能除灰，同时，还可以提高热能利用效率，减少无效运输，并且脱硫的费用较低，无二次污染。主要的燃烧前脱硫方法见下表。25主要的燃烧前脱硫方法脱硫机理脱硫方法物理脱硫跳汰分选重介质分选摇床分选电选化学脱硫法浮选脱硫碱法脱硫Meyers法加氢热解脱硫生物脱硫法生物浸出生物表面处理法262、燃烧中固硫

燃烧中脱硫的原理是向燃煤炉堂内喷撒碱性物质，与燃烧产生的SO2发生中和反应，生成中性物质，减少烟气中SO2含量。主要的燃烧中固硫方法见下表。27固硫技术固硫原理炉内喷钙技术将钙基吸着剂粉料，由气流携带，沿炉膛合适的温度区域喷入，使钙基吸着剂粉料在炉内热解，固硫。流化床燃烧技术把燃料和物料（石灰石）一同加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床料在炉室内沿高度方向上形成有规律的悬浮分布，呈流态化燃烧。型煤加工技术用煤粉或低品位制成具有一定强度和形状的煤制品。283、燃烧后脱硫

燃烧后脱硫就是指烟气脱硫。这是目前世界上唯一的大规模商业化应用的脱硫方式。由于烟气脱硫的主要困难是SO2浓度和总量大、要处理的烟气体积大，因此，虽然烟气脱硫的方法多大十几种。但仍需要合理地选择烟气脱硫工艺，同时还要考虑环境、经济和社会等多方面的因素。29

根据脱硫产物的干湿形态。烟气脱硫可分为湿法、半干法和干法工艺技术。主要的燃烧后脱硫方法见表。烟气脱硫工艺技术脱硫方法湿法石灰石-石膏法简易石灰石-石膏法海水脱硫法稀硫酸吸收法磷铵复合肥法双碱法氨吸收法半干法旋转喷雾干燥法烟气循环流化床脱硫法干法吸着剂喷射法接触氧化法荷电干式吸收剂喷射法30常用脱硫方法比较脱硫方法优点缺点煤炭洗选跳汰分选工艺流程简单，处理能力大脱硫效果欠佳，分选精度低，处理易选煤时，矸石中精煤损失也高于2%，损失于中煤中的精煤则更高。重介质分选分选效率较高生产工艺中增加了加重质的回收再生系统，设备磨损比较严重，虽已研制出不少耐磨材料和设备，提高了使用寿命，但与其它选矿方法比较，仍是主要缺点。摇床分选精度高、设备简单处理能力低、占地面积大。电选无需进行产品脱水，较湿式脱硫具有应用上的优势。处理量小，受空气湿度及煤种影响较大。固体剂脱硫钙基固硫剂原料丰富，价格便宜目前的钙基固硫剂普遍存在利用率较低问题，降低热值、增加炉渣量，高温情况下CaSO4不稳定，会分解重新释放SO2烟气脱硫脱硫率高成本高31我国二氧化硫的控制措施

治理火电厂污染,削减二氧化硫排放总量加强监督管理,控制化工和建材等行业排放的二氧化硫发展二氧化硫污染防治先进技术和设备进行能源规划,运用经济手段控制二氧化硫排放降低城市燃料含硫量1254332专家认为,只有当全国SO2排放总量控制在1400万吨左右,我国酸雨污染局面才能被扭转。而我国SO2排放量的90%、氮氧化物的70%来自于燃煤,其中约50%来自火电厂,如1995年底,我国火电装机容量为1.6亿千瓦,SO2排放量占全国总排放量35%,2000年火电装机容量达到2.2亿千瓦,SO2排放量将接近全国总排放量的一半。因此,削减火电厂SO2排放量成了我国SO2污染控制的重中之重。1、治理火电厂污染,削减二氧化硫排放总量332、加强监督管理,控制化工和建材等行业排放的二氧化硫化工、冶金、有色和建材等行业生产过程中排放的SO2,约占总排放量的20%左右,也是造成酸雨和SO2污染的重要原因。很多省市己明确了各重点企业主要污染物允许排污总量和削减量,安装在线监测装置,严格监督管理。对超标排污的企业责其限期治理,限期治理期间限产限排仍不达标的,由当地政府责令停产。343、降低城市燃料含硫量

为了控制二氧化硫的排放量,我国各地调整能源结构,降低城市燃料含硫量,建成一批二氧化硫污染治理项目,控制生活SO2排放,推广使用电、天然气、煤气、液化石油气等清洁能源或固硫型煤。今后应大力发展与控制S02有关的城市能源基础设施建设,以此起到了引导城市居民绿色消费的作用。35成熟的SO2污染控制技术和适用的设备也是控制SO2排放量的重要组成部分。要加快适合国情的脱硫技术设备的研究、开发、推广和应用,重点是:石灰石一石膏法烟气脱硫、旋转喷雾干燥法烟气脱硫、电子束法、湿式除尘脱硫、炉内喷钙法脱硫、循环流化床脱硫、工业型煤固硫等治理技术和设备,并加快有关示范工程的建设。我国还应加快分批淘汰各类SO2污染严重的生产工艺和设备的进度,加快对国外先进治理技术、设备的引进和消化吸收。4、发展二氧化硫污染防治先进技术和设备36自2002年末开始,火电、钢铁、建材等行业超常规发展,高能耗行业的产品年均增长率都在10%以上,因此,根据国家能源规划,大力发展清洁能源,加快清洁能源的替代,也是控制S02污染的一项重要措施。5、进行能源规划,运用经济手段控制二氧化硫排放目前国内S02排污费征收标准是每当量0.63元,即0.63元/kg,而烟气脱硫的成本普遍为0.88-150元/kg,这就造成了一些火电厂烟气脱硫积极性不高,甚至有些火电厂宁可多交排污费也不正常运转建好的脱硫设施,增加了削减S02排放量的难度。所以我国对SO2排污费的征收标准进行适当的调整,最好能略高于烟气脱硫成本,并且适当提高国家对S02重点源治理费用的补助比例。通过运用经济的手段,把企业的被动治污变为主动治污。37SO2相关排放标准《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)《工业炉窑大气污染物排放标准》(GB9078-1996)《炼焦炉大气污染物排放标准》(GB16171-1996)《水泥厂大气污染物排放标准》(GB4915-1996)38常用术语定义标准状态：在温度为273K，压力为101325Pa时的状态，简称“标态”。最高允许排放浓度：指处理设施后排气筒中污染物任何1小时浓度平均值不得超过的限值或指无处理设施排气筒中污染物任何1小时浓度平均值不得超过的限值。最高允许排放速率：指一定高度的排气筒任何1小时排放污染物的质量不得超过的限值。污染源：指排放大气污染物的设施或指排放大气污染物的建筑构造(如车间等)。过量空气系数：燃料燃烧时，实际空气供给量与理论空气需要量之比值，用“α”表示。39《大气污染物综合排放标准》

(GB16297-1996)最高允许排放浓度mg/m3最高允许排放速率kg/h无组织排放监控浓度限值mg/m3排气筒高度/m一级二级三级监控点浓度1200（硫、二氧化硫、硫酸和其他含硫化合物）151.63.04.1无组织排放源上风向设参照点，下风向设监控点0.50（监控点与参照点浓度差值）202.65.17.7308.817264015304550234569700（硫、二氧化硫、硫酸和其他含硫化合物）6033649870479114080631201909082160240100100200310最高允许排放浓度mg/m3最高允许排放速率kg/h无组织排放监控浓度限值mg/m3排气筒高度/m二级三级监控点浓度960（硫、二氧化硫、硫酸和其他含硫化合物）152.63.5周边外浓度最高点0.40204.36.63022402538503958550（硫、二氧化硫、硫酸和其他含硫化合物）6057837077120801101609013020010017027040火电厂大气污染物排放标准》

(GB13223-2003)41本标准分三个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求：

1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1时段排放控制要求。

1997年1月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控制要求。自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5a，在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目），执行第3时段排放控制要求。42《工业炉窑大气污染物排放标准》

(GB9078-1996)标准级别1997年1月1日前1997年1月1日新改扩建排放浓度mg/m3排放浓度mg/m3

有色金属冶炼一850禁排二1430850三43001430钢铁烧结冶炼一1430禁排二28602000三43002860燃煤（油）炉窑一1200禁排二1430850三18001200本标准分为一级、二级、三级标准，分别与GB3095《环境空气质量标准》中的环境空气质量功能区相对应位于国务院批准的酸雨控制区和二氧化硫污染控制内的各种工业炉窑，SO2的排放除执行本标准外，还应执行总量控制标准。43《炼焦炉大气污染物排放标准》

(GB16171-1996)本标准分为一级、二级、三级标准，分别与GB3095《环境空气质量标准》中的环境空气质量功能区相对应非机械化炼炉大气污染物排放标准

标准级别1997年1月1日之前通过审批的非机械化炼焦炉1997年1月1日起审批的非机械化炼焦炉排放浓度mg/m3排放浓度mg/m3

一240/二500400三60045044《水泥厂大气污染物排放标准》

(GB4915-1996)1997年1月1日起建设的水泥厂二氧化硫排放限值

标准级别回转窑立窑排放浓度mg/m3排放浓度mg/m3

一//二400300三800600本标准分为一级、二级、三级标准，分别与GB3095《环境空气质量标准》中的环境空气质量功能区相对应1985年8月1日至1996年12月31日之间建设的水泥厂，对于SO2并未设置排放限值。

GB3095中的一类区禁止排放。45中国的能源规划——“十五”规划中国能源发展战略是：“在保障能源安全的前提下，把优化能源结构作为能源工作的重中之重，努力提高能源效率，保护生态环境，加快西部开发”。中国到2005年能源规划中生产与消费需求预测建立在两个原则的基础上：一是能源供应立足于国内，适当进口；二是优先生产和使用清洁能源。规划到2005年，中国一次能源生产总量约为12.3亿吨标准煤，其中煤炭占63.45%、石油17.55%、天然气5.07%、水电核电等13.93%。一次能源消费总量约为13.7亿吨标准煤，其中煤炭占57.15%、石油24.97%、天然气4.85%、水电核电等13.03%。46实施有利于环境的能源政策和战略1.改善能源结构，提高优质能源比例大力开发水电积极开发和增加进口石油、天然气适当发展核电因地制宜地开发生物质能和新能源2.提高能源利用率，节约能源3.积极推行清洁煤的生产和消费472010和2020年二氧化硫排放规划迄今为止，我国尚没有官方的关于2010和2020年的二氧化硫排放规划。在《国家环保保护“九五”计划及2010年远景目标》