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燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策

2017-11-13 点击数:179
1.总则
1.1我国目前燃煤SO2排放量占SO2排放总量的90%以上,为推动能源合理利用、经济结构调整和产业升级,控制燃煤造成的SO2大量排放,遏制酸沉降污染恶化趋势,防治城市酸雾污染,根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》的有关要求,并结合相关法规、政策和标准,制定本技术政策。
1.2本技术政策是为实现2005年全国SO2排放量在2000年基础上削减10%,“两控区”SO2排放量减少20%,改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。
1.3本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气除尘设施建设和相关技术装备的开发应用,并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。
1.4本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、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。
1.5本技术政策的总原则是: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SO2排放污染控制要求,减少SO2排放。
1.6本技术政策的技术路线是:电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的,应安装烟气脱硫设施;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他清洁能源;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。
2.能源合理利用
2.1鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用,逐步改善和优化能源结构。
2.2通过产业和产品结构调整,逐步淘汰落后工艺和产品,关闭或改造布局不合理、污染严重的小企业;鼓励工业企业进行节能技术改造,采用先进洁净煤技术,提高能源利用效率。
2.3逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例,清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工业燃烧设施。
2.4城镇应统筹规划,多种方式解决热源,鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式;城市市区应发展集中供热和以热定电的热电联产,替代热网区内的分散小锅炉;热网区外和未进行集中供热的城市地区,不应新建产热量在..8MW以下的燃煤锅炉。
2.5城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在0.7MW以下采暖炉应禁止燃用原煤,提倡使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料,并应同时配套高效炉具。
2.6逐步提高煤炭转化为电力的比例,鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施,变输煤为输电。
2.7到2003年,基本关停50MW以下(含50MW)的常规燃煤机组;到2010年,逐步淘汰不能满足环保要求的100MW以下的燃煤发电机组(综合利用电厂除外),提高火力发电的煤炭使用效率。
3.煤炭生产、加工和供应
3.1各地不得新建煤层含硫份大于3%的矿井。对现有硫份大于3%的高硫小煤矿,应予关闭。对现有硫份大于3%的高硫大煤矿,近期实行限产,到2005年仍未采取有效降硫措施、或无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户,应予关闭。
3.2除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外,对新建硫份大于1.5%的煤矿,应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2%的煤矿,应补建配套煤炭洗选设施。
3.3现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力,加大动力煤的入洗量。
3.4鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造,提高选煤除硫率。
3.5鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备,提高选煤除硫率。
3.6鼓励煤炭气化、液化,鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。
3.7煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等措施降低SO2的排放。
3.8低硫煤和洗后动力煤,应优先供应给中小型燃煤设施。
4.煤炭燃烧
4.1国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料的规定》,划定禁止销售、使用高污染燃料区域(简称“禁燃区”),在该区域内停止燃用高污染燃料,改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。
4.2在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下,小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉应优先采用固硫型煤,禁止原煤散烧。
4.3民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术,在特殊地区可应用以烟煤、褐煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。
4.4在城市和其他煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤、炉前成型技术或集中配煤集中成型技术,并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。
4.5鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术问题。
4.6城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉,产热量≥7MW的热效率应在80%以上,产热量<7MW的热效率应在75%以上。
4.7使用流化床锅炉时,应添加石灰石等固硫剂,固硫率应满足排放标准要求。
4.8鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气-蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。
5.烟气脱硫
5.1电厂锅炉
5.1.1燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。
5.1.2电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是:
1)新、扩、改建燃煤电厂,应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施,实现达标排放,并满足SO2排放总量控制要求,烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。
2)已建的火电机组,若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按照设计寿命计算)大于10年(包括10年)的,应补建烟气脱硫设施,实现达标排放,并满足SO2排放总量控制要求。
3)已建的火电机组,若SO2
排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命(按照设计寿命计算)低于10年的,可采取低硫煤替代或其他具有同样SO2减排效果的措施,实现达标排放,并满足SO2排放总量控制要求。否则,应提前退役停运。
4)超期服役的火电机组,若SO2
排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求,应予以淘汰。
5.1.3电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是:
1)燃用含硫量≥2%煤的机组、或大容量机组(≥200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时,宜优先考虑采用湿式石灰石-石膏法工艺,脱硫率应保证在90%以上,投运率应保证在电厂正常发电时间的95%以上。
2)燃用含硫量<2%煤的中小电厂锅炉(<200MW),或是剩余寿命低于10年的老机组建设烟气脱硫设施时,在保证达标排放、并满足SO2
排放总量控制要求的前提下,宜优先采用半干法、干法或其他费用较低的成熟技术,脱硫率应保证在75%以上,投运率应保证在电厂正常发电时间的95%以上。
5.1.4火电机组烟气排放应配备SO2
和烟尘等污染物在线连续监测装置,并与环保行政主管部门的管理信息系统联网。
5.1.5在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上,应同时掌握其设计、制造和运行技术,各地应积极扶持烟气脱硫的示范工程。
5.1.6应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司,逐步提高其工程总承包能力,规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。
5.2工业锅炉和窑炉
5.2.1中小型燃煤工业锅炉(产热量<14MW)提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配备湿法除尘的,可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺:
1)燃中低硫煤锅炉,可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺;
2)燃中高硫煤锅炉,可采用双碱法工艺。
5.2.2大中型燃煤工业锅炉(产热量≥14MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气除尘技术。
5.2.3应逐步淘汰敞开式炉窑,炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采用烟气脱硫技术。
5.2.4大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装SO2和烟尘在线监测装置。
5.3采用烟气脱硫设施时,技术选用应考虑以下主要原则:
5.3.1脱硫设备的寿命在15年以上;
5.3.2脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置;
5.3.3脱硫产物应稳定化或经适当处理,没有二次释放SO2的风险;
5.3.4脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置;
5.3.5投资和运行费用适中;
5.3.6脱硫设备可保证连续运行,在北方地区的应保证冬天可正常使用。
5.4脱硫技术研究开发
5.4.1鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。
5.4.2鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。
5.4.3鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。
6.二次污染防治
6.1选煤厂洗煤水应采用闭路循环,煤泥水经二次浓缩,絮凝沉淀处理,循环使用。
6.2选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用,供锅炉集中燃烧并高效脱硫,回收硫铁矿等有用组份,废弃时应用土覆盖,并植被保护。
6.3型煤加工时,不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。
6.4建设烟气脱硫装置时,应同时考虑副产品的回收和综合利用,减少废弃物的产生量和排放量。
6.5不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放,应集中进行安全填埋处置,并达到相应的填埋污染控制标准。
6.6烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环,减少外排;脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产生的工艺水应循环使用。
6.7烟气脱硫外排液排入海水或其他水体时,脱硫液应经无害化处理,并须达到相应污染控制标准要求,应加强对重金属元素的监测和控制,不得对海域或水体生态环境造成有害影响。
6.8烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。
6.9烟气脱硫副产品用作化肥时其成分指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准,并不得对农田生态产生有害影响。
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