1燃煤發(fā)電對環(huán)境產(chǎn)生的污染

我國的能源消費以煤為主，1995年煤炭產(chǎn)量為12.8億t。預測到2000年、2010年、2020年，我國煤炭產(chǎn)量將分別達到14億t、23億t和30億t。煤炭在為工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和人民生活提供豐富能源的同時，也成為我國環(huán)境污染的主要污染源。

我國的環(huán)境形勢非常嚴峻，煙塵、粉塵、SO2、Nox以及由此而產(chǎn)生的酸雨等對大氣環(huán)境造成了極大的危害，酸雨面積已超過國土面積的29%。

燃煤電廠是煤炭的主要用戶，由于電能在使用上有比其它能源有無可比擬的優(yōu)越性，以及從節(jié)能的觀點出發(fā)，應從能源發(fā)展戰(zhàn)略上考慮將供各種工業(yè)和生活鍋爐及民用所消耗的煤轉(zhuǎn)化為電能，逐步達到先進產(chǎn)煤國家80%的煤用于發(fā)電的水平。據(jù)統(tǒng)計，1991年全國SO2排放量1622萬t，燃煤電廠排放460萬t，占排放總量的28.4%。1995年全國SO2排放量達到2370萬t，燃煤電廠排放的SO2約占排放總量的30%。2000年，預計燃煤電廠煤消費量為5.4億t，預測排放SO2量為1100萬t，全國預測SO2排放總量為2163萬t，燃煤電廠排放SO2占總排放量的50.86%。

根據(jù)我國電力工業(yè)“九.五”發(fā)展目標，到本世紀末，總裝機容量為3億kW，年發(fā)電量為1.4億kW.h。燃煤電廠帶來的大氣污染問題是我國可持續(xù)發(fā)展必須解決的一個現(xiàn)實問題，因此，燃煤電廠的發(fā)展要和環(huán)境保護密切結(jié)合，加快開發(fā)煤炭潔凈燃燒技術(shù)，積極開發(fā)可替代煤的清潔能源，例如，核電、水電、太陽能、風能、地熱能及生物質(zhì)能等，特別是發(fā)展水電和核電，將會對減少SO2排放作出較大貢獻。

2脫硫的分類和方法

二氧化硫的治理可分為燃燒前、燃燒中和燃燒后進行三大類。燃燒前是指對燃料進行處理，如洗煤、氣化、液化等；燃燒中是指爐內(nèi)脫硫，如流化床燃燒脫硫、爐內(nèi)噴鈣脫硫、型煤固硫和利用脫硫添加劑等；燃燒后脫硫即指煙氣脫硫，目前國內(nèi)外采用的脫硫技術(shù)中，主要采用的方法仍然是煙氣脫硫。

發(fā)電用原煤在我國原煤消耗中的比例在1986年之前大致占20%，目前已增加到30%，估計2010年可達40%。發(fā)電用煤幾乎都是采用煤粉燃燒方式，因為煤粉燃燒方式能使燃燒效率達到98%～99%以上，設備投資相對較小，對煤種適應性強，技術(shù)上成熟。

當前實用的脫硫技術(shù)主要有三種：濕式石灰石/石膏法(濕法)，噴霧干燥脫硫法(半干法)，爐內(nèi)噴鈣/增濕活化法(干法)。

3脫硫的費用

為了使燃煤發(fā)電產(chǎn)生的二氧化硫總量得到控制，就必須對位于酸雨控制區(qū)、二氧化硫污染控制區(qū)的燃煤電廠，逐步安裝脫硫設備。

根據(jù)電力工業(yè)發(fā)展規(guī)劃，2000年火電裝機容量將達2億kW，年用煤量將達5.4×108t，屆時二氧化硫?qū)⑦_1100萬t，預計將有1×107kW左右的機組要安裝脫硫設備。1996年電力工業(yè)計劃投資總規(guī)模為962.6億元，完成大中型投產(chǎn)裝機1281.49萬kW，平均1kW的投資費為7511.6元。若以安裝脫硫設備的投資占電廠總投資10%計，則1×107kW的機組安裝脫硫設備需75.12億元。如每年增加火電裝機容量均為1×107kW，則每年增加脫硫設備的投資至少為75.12億元。除增加脫硫設備的投資外，還有運行費用也很可觀：如四川重慶珞璜電廠從日本引進的2×360MW的年運行費為4000萬元，而且還使電廠的供電效率下降1個百分點，如以年運行6500計小時，折合為0.0855元/(kW.h)。因而對于發(fā)展中國家來說，石灰石/石膏法煙氣脫硫系統(tǒng)往往是令人生畏地可望而不可及。即使以運行費用為0.05元/(kW.h)，年運行6500小時，每年增加的1×107kW的火電機組的運行費用也高達32.5億元。如將2000年年發(fā)電量1.4億kW.h，按平均脫硫的運行費0.05元/(kW.h)計算，燃煤發(fā)電量為8千億kWh時，脫硫的運行費就高達400億元。