燃煤电厂应对新标准烟气湿法脱硫提效策略研究

柏 源，周启宏，李启良，薛建明，李忠华

(1.国电科学技术研究院，江苏南京 210031;2.南京龙源环保有限公司，江苏南京 210012)

“十一五”期间，电力行业加大了SO2治理和节能减排管理力度，提前完成了“十一五”节能减排规划目标，为全国节能减排目标的实现作出了重要贡献。但是，我国以煤炭为主的一次能源结构导致SO2排放量依然很大，仍高于环境的承载能力。随着国家环境保护“十二五”规划出台和《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)正式实施，控制燃煤电厂SO2排放仍然是电力行业环境保护工作的重点之一。

1 “十二五”SO2控制政策和排放标准

国家环境保护“十二五”规划明确指出，到2015年，SO2排放总量由2010年的2267.8万t降低至2086.4万t，2015年比2010年降低8%。规划要求持续推进电力行业污染减排，新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。

《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)已经于2012年1月1日起正式实施［1］。新标准规定，自2014年7月1日起，现有燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为200mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤火力发电锅炉执行400mg/m3限值。2012年1月1日起，新建燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为100mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤发电锅炉执行200mg/m3限值。

2 控制技术现状及存在问题

据统计［2］，截至2010年底，全国已投运烟气脱硫机组超过5.6亿kW，约占全国燃煤机组容量的86%，比美国2009年高36个百分点。在全国已投运的烟气脱硫机组中，30万kW及以上烟气脱硫机组约占86%。……