《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》_土壤污染防治政策指引
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《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》简介
据统计，我国目前二氧化硫年排放量约为2000万吨，其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％以上。《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》要求：到2005年，全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％，“两控区”削减20％。国务院批复的《国家环境保护“十五”计划》中也明确要求：2005年，全国二氧化硫排放量将控制在1800万吨，其中工业排放的二氧化硫控制在1450万吨。
为实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》中关于二氧化硫减排的任务和要求，遏制我国酸沉降污染恶化的趋势，改善城市环境空气质量，2002年1月30日，国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，自发布之日起实施。该技术政策为我国在未来一定时期内控制燃煤造成的二氧化硫排放污染提供了技术导向和技术支持。
一、技术政策的控制范围和技术原则
该技术政策根据生命周期分析理论，适用于煤炭开采加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施的建设和运行等，贯穿煤炭生产、燃用到末端治理等整个过程，可作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。控制的主要污染源包括燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉，以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。
该技术政策的原则是：燃煤二氧化硫的排放应推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉鼓励使用中、高硫份燃煤，并安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
二、能源的合理利用
我国是世界上能源生产大国，也是能源消费大国，能源生产和消费结构对大气环境的影响很大。我国的一次能源结构长期得不到优化，煤炭在一次能源中的比例保持在70％以上，油、天然气、水电等清洁优质能源的比重很低，不适应经济发展和环境保护的需要。发展可再生能源、增加石油和天然气的勘探和利用、开发新能源是改善能源结构的基本措施。另外，由于能源管理和技术水平的落后，能源产品价格偏低，我国在能源使用上的浪费现象比较严重。节能是我国能源利用的基础方针，也是减少二氧化硫排放的核心，对经济发展和环境保护都有重要意义。
1.城市的能源利用
《大气污染防治法》规定：国务院有关部门和地方各级人民政府应采取措施，改进城市燃料结构，发展城市煤气，推广型煤的生产和使用；大、中城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶，限期实现燃用清洁燃料，逐步替代直接燃用原煤。
城区内民用炉灶燃用原煤热效率只有清洁能源的三分之一，浪费了大量的能源，而且由于烟囱低矮，直接造成了环境空气污染。因此，城区内民用炉灶通过采用燃气、轻油、电和固硫型煤等清洁能源，逐步实现燃料清洁化是一条经济有效的节能降污技术措施。
目前一些城市特别是中小城市，供热方式主要是采用分散小锅炉和家用小煤炉供热。分散小锅炉吨位小，排放高度低，供热效率低，除尘设施落后，脱硫困难，造据统计，我国目前二氧化硫年排放量约为2000万吨，其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％以上。《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》要求：到2005年，全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％，“两控区”削减20％。国务院批复的《国家环境保护“十五”计划》中也明确要求：2005年，全国二氧化硫排放量将控制在1800万吨，其中工业排放的二氧化硫控制在1450万吨。
为实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》中关于二氧化硫减排的任务和要求，遏制我国酸沉降污染恶化的趋势，改善城市环境空气质量，2002年1月30日，国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，自发布之日起实施。该技术政策为我国在未来一定时期内控制燃煤造成的二氧化硫排放污染提供了技术导向和技术支持。
一、技术政策的控制范围和技术原则
该技术政策根据生命周期分析理论，适用于煤炭开采加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施的建设和运行等，贯穿煤炭生产、燃用到末端治理等整个过程，可作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。控制的主要污染源包括燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉，以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。
该技术政策的原则是：燃煤二氧化硫的排放应推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉鼓励使用中、高硫份燃煤，并安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
二、能源的合理利用
我国是世界上能源生产大国，也是能源消费大国，能源生产和消费结构对大气环境的影响很大。我国的一次能源结构长期得不到优化，煤炭在一次能源中的比例保持在70％以上，油、天然气、水电等清洁优质能源的比重很低，不适应经济发展和环境保护的需要。发展可再生能源、增加石油和天然气的勘探和利用、开发新能源是改善能源结构的基本措施。另外，由于能源管理和技术水平的落后，能源产品价格偏低，我国在能源使用上的浪费现象比较严重。节能是我国能源利用的基础方针，也是减少二氧化硫排放的核心，对经济发展和环境保护都有重要意义。
1.城市的能源利用
《大气污染防治法》规定：国务院有关部门和地方各级人民政府应采取措施，改进城市燃料结构，发展城市煤气，推广型煤的生产和使用；大、中城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶，限期实现燃用清洁燃料，逐步替代直接燃用原煤。
城区内民用炉灶燃用原煤热效率只有清洁能源的三分之一，浪费了大量的能源，而且由于烟囱低矮，直接造成了环境空气污染。因此，城区内民用炉灶通过采用燃气、轻油、电和固硫型煤等清洁能源，逐步实现燃料清洁化是一条经济有效的节能降污技术措施。
目前一些城市特别是中小城市，供热方式主要是采用分散小锅炉和家用小煤炉供热。分散小锅炉吨位小，排放高度低，供热效率低，除尘设施落后，脱硫困难，造成了SO2和烟尘的大量低空排放。家用煤炉供暖置于采暖房间中，虽然热能利用率较高，但煤炉使用时对房间内外环境都造成污染，是一种落后的供暖方式。城市居民住宅建设的发展趋势是商品化、小区化，发展集中供热是必然措施。对于在热网区外和未进行集中供热的城市地区，新建锅炉应保证有一定的容量，产热量应不低于2.8MW(4蒸吨/时)。
2.火电机组能源合理利用
根据统计，我国1995年火电平均的发电能耗为379gce/kWh，日本的发电能耗为332gce/kWh。我国发电效率低与大量使用中小机组有关，有些小机组的发电能耗高达1000gce/kWh。1995年在用的2910台机组中，容量低于50MW的机组为2078台，占总机组数的71.4％，占总装机容量的18％，其平均发电能耗是全国平均值的1.5倍；容量低于100MW的机组装机容量占总容量的24.5％。
因此，电厂控制SO2排放的重要措施是提高发电效率，减少煤炭使用量。关停小火电机组是减排二氧化硫见效快的措施之一。应淘汰能耗高、污染重的50MW及以下在用小型发电机组，并在中期逐步淘汰无法达到环保要求的100MW及以下在用小型发电机组，新建火电机组容量不应低于100MW。国务院办公厅下发的《国务院办公厅转发国家经贸委关于关停小火电机组有关问题意见的通知》已明确提出，到1999年底一律关停25MW以下的凝汽式机组，2000年前关停单机容量50MW以下的中、低压常规燃煤燃油机组。
三、煤炭的清洁生产、加工和供应
1.限制高硫煤的生产
据统计，考虑乡镇煤矿煤炭的硫分后，全国1995年商品煤的加权平均硫分为1.1％。其中硫分含量低于1％的低硫煤消耗量约占总煤炭消耗量的71％；硫分含量大于3％的高硫煤只占全国总量的6.4％，但其燃烧造成的二氧化硫排放量占全国总排放量的25％左右。考虑到对地区经济及煤炭资源分布等的影响，应先关闭现有硫分大于3％的高硫小煤矿，对现有硫分大于3％的高硫大煤矿近期实行限产，一段时期内，不能采取有效降硫措施或无法定点供应安装有脱硫设施并达标的用户的，也应关闭。
限制高硫分煤炭的开采是控制二氧化硫污染、保护煤炭资源的有效措施。《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫控制区的批复》要求，“建成的生产煤层含硫分大于3％的矿井，逐步实行限产或关停”。《国务院关于煤炭行业实行关井压产有关问题的通知》中明确要求“对开采高硫高灰，又无有效降硫降灰措施的小煤矿全部关闭”。这为限产或关闭高硫煤矿提供了政策依据。到2000年底，全国共取缔关闭了4.3万处非法和布局不合理的煤矿，压缩煤炭产量3.35亿吨，其中两控区内减少硫分含量大于3％的高硫煤产量3000万吨，成效显著。
2.加大煤炭洗选力度
煤炭洗选加工是降低煤炭中硫分和灰分的主要手段，燃煤设施由直接燃烧原煤改为洗后动力煤是控制二氧化硫和烟尘排放的有效措施。
煤炭洗选脱硫效率取决于硫在煤中的赋存形式，无机硫占总硫的比例超过70％的，脱硫效果可达到50％～60％，效果理想；无机硫占总硫的比例为50％～60％的，脱硫效果可达到30％左右；无机硫占总硫的比例低于20％的，几乎无脱硫效果。根据我国动力煤的赋存形式，大部分动力煤通过洗选，脱硫效率可达到50％左右。目前我国动力煤入洗量只占动力原煤产量的10％，动力煤入洗脱除煤中硫的潜力巨大。
洗后煤与原煤相比，出矿价高20％左右，但按10％的节煤率计算，考虑货运量减少和热效率提高节约的费用，经济性可与原煤竞争。再考虑节煤等减少的二氧化硫排污费，有一定的竞争优势。
3.清洁煤炭优先供给中小锅炉和民用燃烧设施
我国工业锅炉量大面广、吨位小，是城市环境空气污染的主要来源之一。据统计，全国1995年共有工业锅炉50万台，年耗煤量约为3.4亿吨，生产能力为126万蒸吨，单台容量平均只有2.5蒸吨/小时，单台容量在4蒸吨/小时及以下的占82％。
中小锅炉和民用燃烧设施排放高度低，实施脱硫在技术和管理上困难，应优先使用硫分小于1.0％的低硫煤和洗后动力煤。我国硫分低于1％的低硫煤约占总煤炭消耗量的71％，中小型工业炉窑以及民用燃烧设施使用低硫煤有资源保障。
四、煤炭清洁燃烧使用
1.燃用固硫型煤
型煤比散煤一般可节煤15％～25％，减少二氧化硫和烟尘排放40％～60％。我国民用型煤技术比较成熟，可进一步推广。我国的工业型煤年产量不足1000万吨，工业型煤炉前成型技术已在部分地区推广，但发展较慢。集中成型技术已开展了工业示范，可在用户集中的地方因地制宜地发展型煤厂集中成型。生物质型煤技术正通过技术开发和引进，改善型煤的着火和燃烧特性，可在条件适合地区推广使用。
目前我国在燃烧型煤上还存在一些技术问题：一是型煤和散煤比，着火温度高，着火滞后，特别对于由低挥发份劣质煤生产的型煤，着火困难；二是燃烧散煤的层燃炉如果不作改造直接改烧型煤，往往影响锅炉的燃烧强度；三是燃烧温度高，高温时的固硫效率较低。有必要进一步加强对以上技术问题的研究攻关。
2.先进燃烧技术
循环流化床锅炉(CFBC)由于湍流混合充分，燃烧热效率可达85％～90％，而层燃炉只有70％；另外由于燃烧温度低，NOX排放量比层燃炉少70％以上；在CFBC中加入石灰石(固硫剂)的钙硫比达2.0时，脱硫率可达70％。CFBC目前在国外的应用已比较成熟，最大单机容量可达250MW。我国自20世纪六十年代开始研究和开发CFBC，经历四个阶段：第一阶段，研究开发中小型流化床工业锅炉，目前全国在用量达3000多台；第二阶段，研究开发电站用循环流化床锅炉，目前我国已有大约68MW机组在正常运行；第三阶段，研制煤气与蒸汽联产的锅炉，1994年我国投入运行了一台35t/h的示范锅炉；第四阶段，研制以流化床气化和燃烧为基础的燃气－蒸汽联合循环发电技术，目前正在进行示范。我国CFBC在使用时绝大多数未加脱硫剂。
流化床燃烧技术改造电站老锅炉有一定优势。一是由于装机容量在100MW以下的常规煤粉锅炉将要逐渐淘汰，而汽轮发电机组(经整修)还能再运行25年。如用流化床燃烧技术改造则能使电厂再延长服役期25年，投资只有新建电厂的40％～60％，在经济上有竞争力。二是由于这些电站锅炉一般没有安装烟气脱硫设备，烧高硫煤时二氧化硫严重超过环保要求。
煤气化联合循环发电(IGCC)是一种高效的发电方式，供电效率可达42％～45％，可望达到50％～52％，脱硫效率可达99％。IGCC发电效率高，初投资比现有的煤粉炉大很多，国外已进入商业化阶段。据统计，世界各国正在建造和计划建造的IGCC装置有24座，总装机容量820MW。我国仅进行了某些单项技术的研究开发，应加强对IGCC的研发，通过示范工程，逐步掌握关键技术，为中远期的应用推广打下基础。
五、关于烟气脱硫
1.加强燃煤火电机组的脱硫
以火电为主的电力生产是我国二氧化硫的排放大户。据统计，全国1995年发电装机容量为2.13亿千瓦，其中火电约为1.62亿千瓦；发电煤炭年消耗约为4.3亿吨，二氧化硫排放量为820万吨。火电机组为固定源集中排放，比起排放量小、分布广泛的其他污染源，便于集中治理，是削减二氧化硫的重点。
电厂SO2排放控制的主要技术是烟气脱硫，目前在国外已大规模商业化应用，国内正在开展相关技术的产业化。
为体现此原则，技术政策规定：对新建和改建电厂不论燃用煤含硫高低，应在建厂同时安装高效烟气脱硫装置，实现达标排放并满足总量控制要求。对于已建电厂，剩余寿命大于10年的(含10年)，为达到排放标准和总量控制要求，应补建烟气脱硫设施。对于已建的老电厂，剩余寿命小于10年的，如排放超标或无法满足排放总量控制要求，可采取低硫煤替代或其它费用较低的控制技术或措施。
2.火电机组烟气脱硫技术的选择
烟气脱硫主要有湿法、半干法、干法和硫氮联脱法等。湿法技术有上百种，如石灰石(石灰)－石膏法、氧化镁法、氨法和海水法等；干法技术有喷脱硫剂法和流化床法等；半干法技术主要指旋转喷雾干燥法；再生法有碱式硫酸铝法、活性炭法等；SO2/NOX联合脱除技术有吸附法、电子束法、等离子体法等。对17个国家燃煤电厂已安装的各种烟气脱硫(FGD)装置的统计表明，湿法工艺目前占主导地位，占FGD总安装量的82％，多用于中高硫煤，技术已完全成熟。
根据目前全球范围内的烟气脱硫技术应用现状和成熟程度，对于燃用中高硫煤(含硫 2％)机组、或大容量机组(200MW)的电站锅炉，应安装技术成熟可靠、脱硫效率在95％以上的烟气脱硫技术，如湿式石灰石－石膏法工艺。燃用中低硫煤(含硫
从经济性方面相比较，各种技术用于新建机组的费用相差不很悬殊。如石灰石－石膏法的基建投资费用为每千瓦500～800元，喷雾干燥法为400～600元，喷吸着剂法为300～500元。以脱每吨SO2的总费用计(年均投资与运行费用之和)，考虑到脱硫效率的差异，上述技术的费用相近，都在1000元左右。
具体的脱硫工程项目，应根据当地的资源和自然条件状况，经充分的论证后选用适宜的技术。应鼓励资源可综合利用的技术(如脱硫产物可回收、脱硫剂可再生的技术)、可同时脱硫脱氮的技术以及相关新技术的研究开发，并进行工程示范和推广。
为加强对电厂等重点源的管理和监督，对烟气脱硫系统要同时装备SO2和烟尘在线监测系统，并配有计算机数据采集处理系统，实现二氧化硫排放监测数据采集自动化，逐步实现数据传递网络化。
近年来，在我国先后引进和建成了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。到2000年底，运行中的FGD容量占两控区总装机容量的1.6％。我国烟气脱硫起步晚，在技术装备水平、产品质量和成套性方面与国外设备相比有很大的差距，因此应加快火电厂烟气脱硫关键技术与设备的产业化。
为此，应在以下几方面加强管理和技术开发工作：(1)积极扶持烟气脱硫国产化的示范工程，包括成熟技术和开发中的新技术。
(2)扶持脱硫设备的生产和供应，并制定有关脱硫设备及构件的加工、安装的质量标准及技术规范。
(3)培育和扶持有实力的脱硫工程公司。提高其系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙的工程总承包能力。
(4)制定促进火电厂烟气脱硫国产化的配套政策，包括贷款、税收优惠政策、电力调度优惠政策等。
3.工业锅炉和窑炉脱硫技术
目前各地都在开发工业锅炉和窑炉的脱硫除尘一体化技术。从技术水平看，脱硫剂大部分为石灰，由于没有配备氧化设备，脱硫产物一般为亚硫酸钙，有再次释放SO2的风险；脱硫剂的投入为间歇式，pH值从碱性至酸性周期变化，使工艺难以稳定，腐蚀(低pH时)、磨损、结垢(高pH值时)严重。从经济角度看，除尘脱硫一体化技术每蒸吨投资为2.5～3.0万元，相当于脱除一吨二氧化硫的成本为500～1000元，与燃煤电厂烟气脱硫成本相当。从管理角度看，中小锅炉难以配套先进的工艺自控装置和自动监测系统，不易管理监督，实际使用中不加药、不加水的现象时有发生，难以保证连续运行，也加剧了设备的腐蚀和磨损。
工业锅炉和窑炉的脱硫技术应遵循以下原则：
中小锅炉(产热量在20蒸吨/小时以下)对脱硫效率要求不高的，可利用飞灰和冲渣水等锅炉排放物，或企业自排的无二次污染的碱性废液进行脱硫，达到节资降耗的目的。对脱硫效率要求较高的，可采用系统运行较可靠的双碱法工艺；
产热量在20蒸吨/小时及以上的大中型燃煤锅炉和炉窑，可根据具体条件选用清洁煤炭替代、流化床改造并添加固硫剂或烟气脱硫技术；
无论是中小锅炉或大中型锅炉，选用何种烟气脱硫技术，应充分考虑所选技术的使用寿命、运行可靠性、自动化控制程度、有无二次污染、副产品的安全处置、经济投入和管理问题。
