石灰石－石膏濕法煙氣脫硫的生命周期和可持續性分析

鄧雙，楊麗，劉宇，龍紅艷，張凡，王凡*

1.中國環境科學研究院，北京 100012

2.中國礦業大學(北京)，北京 100083

目前我國90%以上的燃煤電廠采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術，對二氧化硫的減排起到了積極的作用。但是這種單一的煙氣脫硫方式決定了我國煙氣脫硫所采用的石灰石原料用量巨大，常年如此大規模地開采石灰石礦必然會給地方生態帶來較嚴重的負面影響［1］。生命周期評價是一種用于評價產品、工藝過程或活動在其整個生命周期內所有投入及產出對環境造成潛在影響的方法［2］。馮超等［3-4］應用生命周期評價的方法，對某電廠的石灰石-石膏濕法煙氣脫硫項目進行了分析，發現該電廠石灰石-石膏濕法煙氣脫硫項目一年內的環境影響負荷低于未經脫硫直接排放的環境影響負荷。但針對燃煤電力行業如此大規模地采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術的現狀，非常有必要進行石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術的可持續性和生命周期分析。從工藝源頭即石灰石的開采、運輸，進而到使用和廢棄，也即所謂從“搖籃”到“墳墓”的全過程來分析其對自然環境造成的影響，為我國制定新的大氣污染控制政策尤其是煙氣脫硫對策提供科學依據。

通常生命周期分析包括確定分析對象和范圍、清單分析及影響分析3 個步驟［5-9］:1)確定分析對象和范圍，是對工藝過程生命周期的輸入、輸出及其潛在環境影響的匯編和評價，用于表征系統和過程對環境的影響及其程度;2)清單分析，是對工藝過程生命周期物質和能量流的抽象和一般化過程，是對其整個生命周期的資源、能源輸入和環境排放(包括廢氣、廢水、固體廢物等)進行的數據量化分析，其實質是數據的收集、整理與分析;3)環境影響分析，說明工藝過程對環境潛在影響的大小。筆者以燃煤電力行業為例，采用以上3 個步驟，進行了石灰石-石膏濕法煙氣脫硫的生命周期和可持續性分析。

1 確定分析的對象和范圍

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術采用石灰石粉制漿液作為脫硫吸收劑，與經降溫后進入吸收塔的煙氣接觸混合，煙氣中的SO2與漿液中的碳酸鈣，以及加入的空氣進行氧化反應，最后生成二水石膏，脫硫后的凈煙氣通過煙囪排入大氣。伴隨著煙氣脫硫，煙氣中的汞(Hg)、氟(F)和氯(Cl)等有毒有害元素轉移到脫硫石膏和脫硫廢水中。因此石灰石-石膏濕法煙氣脫硫的生命周期評價系統邊界內部是由形成煙氣脫硫實體和功能的一系列中間過程及單元過程流組成的集合，包括石灰石開采、運輸和研磨以及煙氣脫硫3 個主要單元(圖1)。

圖1 石灰石－石膏濕法煙氣脫硫全生命周期分析系統邊界Fig.1 Whole life cycle analysis system boundary of limestone-gypsum wet flue gas desulphurization

2 清單分析

生命周期評價的清單分析內容如圖1 所示。由于石灰石開采和運輸過程造成的粉塵和噪音產生量的基礎數據較少，因此主要分析脫硫副產物的產生量及其中Hg、F 和Cl 等有毒有害元素量。據中國電力企業聯合會報道［10］，我國2005—2013年火電廠脫硫石膏產生量如圖2 所示。由圖2 可見，全國燃煤電廠采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝的副產品石膏產生量幾乎呈逐年上升趨勢，2010年僅為5 230 ×104t，2013年已經達到7 750 ×104t，比2012年增長11%;綜合利用率約72%，與2012年持平。截至2013年底，我國火電裝機容量為8.70 ×108kW，如果按300 MW 機組產生4.0 t/h 脫硫廢水計算，全國火電行業每年的脫硫廢水產生量約為8 300 ×104t。

圖2 2005—2013年全國火電廠脫硫石膏的產生量Fig.2 Production of desulfurized gypsum from Chinese coal-fired power plants in 2005-2013

脫硫石膏和脫硫廢水中存在Hg、F 和Cl 等有毒有害元素，表1 為實測的10 家燃煤電廠的脫硫石膏和脫硫廢水中Hg、F 和Cl 濃度［11-12］。由表1 可見，大部分脫硫石膏中Hg 濃度已超過我國原煤中Hg 濃度的平均值(0.22 μg/g)［13-14］，并且脫硫石膏中Hg 濃度的最高值達到了4.02 μg/g，平均值為0.51 μg/g。我國土壤中Hg 的背景值為0.009 ～0.080 μg/g［14］，由此可見，脫硫石膏的平均Hg 濃度遠高于土壤中Hg 的背景值。

表1 脫硫廢水和脫硫石膏中Hg、F 和Cl 濃度Table 1 The concentration of Hg，F and Cl in desulfurized gypsum and desulfurized waste water

脫硫石膏中F 濃度為590 ～6 180 μg/g，Cl 濃度為103 ～410 μg/g;脫硫廢水中F 濃度為45.29 ～141.81 mg/L，Cl 濃度為1 978 ～8 300 mg/L。脫硫廢水中F 和Cl 濃度都已明顯超過GB 8978—1996《污水綜合排放標準》［15］，必須經過處理才能排放。

通過2013年脫硫石膏和脫硫廢水產生量以及其中的Hg、F 和Cl 元素平均濃度，可計算出2013年我國燃煤電力行業產生的脫硫副產物中Hg、F 和Cl總量(表2)。2013年生成的脫硫石膏中Hg、F 和Cl總量分別為38.76、23.50 ×104和1.98 ×104t;脫硫廢水中Hg、F 和Cl 總量分別為1.34、0.87 ×104和28.53 ×104t。由此可見，如果這些脫硫副產物沒有得到妥善處理，大量Hg、F 和Cl 等有毒有害元素將重新排入環境，會對環境造成嚴重影響。

表2 2013年全國燃煤電力行業產生的脫硫副產物中Hg、F 和Cl 總量Table 2 Production of Hg，F and Cl in desulfurized gypsum and desulfurized waste water from Chinese power plants in 2013

3 環境影響

石灰石開采和運輸過程中會產生粉塵、噪音和生態破壞，且脫硫過程會產生大量的石膏和脫硫廢水等副產物。由于粉塵和噪音環境影響的基礎數據匱乏，因此僅對石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術產生的生態、廢水和固體廢物等的環境影響及消除這些影響的成本進行分析。

3.1 生態

石灰石開采對生態產生的影響主要表現在以下幾個方面:破壞地形地貌;占用大量土地;對地表植物破壞;對動物生活的影響以及水土流失侵蝕。

據統計與估算，我國2007年在脫硫方面使用的石灰石原材料為1 300 ×104～1 500 ×104t，按照利用率為50%來計算，則需開采約3 000 ×104t 的礦，約相當于湖南省某縣探明儲量的一半［1］。2013年燃煤電力行業用于煙氣脫硫的石灰石原材料約5 600 ×104t，比2007年有明顯增加，按利用率為50%計，則需開采約7 200 ×104t 的石灰石礦。這就意味著會有大面積的地形地貌和植被遭到破壞，嚴重影響自然生態。

礦區植被保護與生態恢復的治理成本主要包括土地整理費、植被恢復費和輔助費用三部分。而土地整理費由工程設施費和造林地整理費組成;植被恢復費包括植被恢復調查設計費、種苗費、輔助材料費、栽植費、幼林撫育費、年管護成本和其他費用;輔助費用主要是灌溉費用中的人工費。參照矸石山礦區生態修復費成本［16］，2013年按開采7 200 ×104t的石灰石礦粗略計算，2013年全國石灰石礦區的生態修復成本為1.404 × 1013元。由此可見，修復開采的石灰石礦區需要巨額資金。

3.2 廢水

清單分析表明，全國火電行業2013年的脫硫廢水產生量約為8 300 ×104t。脫硫廢水具有以下特點:1)pH 較低(一般為4 ～6);2)懸浮物濃度很高(石膏顆粒、SiO2、Al 和Fe 的氫氧化物)，濃度可達幾萬mg/L;3)氟化物、COD 和重金屬超標，其中包括我國嚴格限制排放的第1 類污染物，如Hg、As、Pb等;4)鹽分極高，含有大量的Cl-、SO42-和SO32-等離子。脫硫廢水的水質與燃煤的種類、電除塵器的極數、脫硫氧化風量、吸收塔內Cl-的控制濃度、脫硫工藝用水的水質情況等因素有關，因此需要單獨設置一套完整的化學水處理系統，即通過氧化、中和、沉淀、凝聚等方法去除脫硫廢水中的污染物。主要包括COD 處理、重金屬處理、氟離子處理、懸浮物處理和污泥處理等過程。國內的杭州半山電廠、北京熱電廠等均采用該系統，例如廢水處理系統處理量為10 t/h，投資300 萬～500 萬元［17］。按該標準計算，2013年燃煤電力行業需要投資約340 億～570 億元進行脫硫廢水的處理，目前一臺百萬kW燃煤發電機組的年產值約50 億元。在煙氣脫硫的同時，會產生高額的廢水處理設備、運行和人工等附加費用。

3.3 固體廢物

截至2013年底，燃煤電廠脫硫石膏仍有庫存8 000 ×104t。目前28%脫硫石膏沒有得到綜合利用，如果對脫硫石膏進行填埋和堆積處理，需考慮其對土壤和地下水的污染;且中國的土地資源有限，填埋不是理想的選擇。即使進行脫硫石膏的綜合再利用，仍需謹防Hg、F 和Cl 等元素的二次污染。

世界上也有很多國家使用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，但因為其火電總裝機容量不大，所以消耗的資源與產生的脫硫石膏總量均不大，因此對環境造成的負面影響不大。而我國燃煤消耗量巨大，到2013年底，燃煤消耗量已經達到約35 ×108t。煙氣脫硫是一個長期的工作，通過對我國石灰石-石膏濕法煙氣脫硫的生命周期分析可知，長期如此大規模地采用該煙氣脫硫技術，將對我國的生態環境產生嚴重的影響;并且生態恢復以及固體廢物和廢水無害化處理需要花費大量經費，而目前煙氣脫硫成本［18-19］的計算并沒有將這些計算在內。

目前計算煙氣脫硫成本主要包括工程投資和運行費用，其中工程投資主要是工程建設費用(包括設備費、土建費、安裝費和建設周期利息)、工程設計費、不可預見費和其他費用(按一定比例估算);運行費用則主要包括脫硫劑的費用、能耗費用(水、電和汽等)、維修費(即每年檢修和大修費用)、工人工資和其他管理費用等。通過計算，得到2013年火電行業的脫硫成本為177 億元;明顯低于2013年用于火電廠煙氣脫硫的石灰石開采所破壞的石灰石礦區的生態修復成本1.404 ×105億元。由此可見，常此以往，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術不具有可持續性。

我國是硫資源缺乏的國家，2012年我國進口硫磺總量為1 120 ×104t。如果按我國煤中硫的平均濃度(算術平均)為1.40%計算［20］，燃煤電廠煙氣排出的硫量為4 900 ×104t。如果能將煙氣中的硫回收，即可消除由于石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝帶來的環境負面影響，又可緩解我國硫資源的匱乏，可謂一舉兩得。煙氣循環與梯度利用技術是一種減少污染物排放量的技術，可提高煙氣中硫的濃度，以有利于進一步回收利用。因此，建議積極開展煙氣循環與梯度利用技術的研究與示范。

4 結論

以燃煤電力行業為例，通過確定分析對象和范圍、清單分析和環境影響分析3 個步驟對石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術進行了生命周期和可持續性分析。結果表明，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術存在粉塵、噪音和生態破壞等環境問題。2013年燃煤電力行業用于煙氣脫硫的石灰石原材料約5 600 ×104t，生成的脫硫石膏中Hg、F 和Cl 總量分別為38.76、23.50 ×104和1.98 ×104t，而脫硫廢水中Hg、F 和Cl 總量分別為1.34、0.87 × 104和28.53 ×104t;形成的這些脫硫副產物需大量資金進行無害化處理。生態恢復以及固體廢物和廢水無害化處理成本使得石灰石-石膏濕法煙氣脫硫成本明顯提高，常此以往，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術不具有可持續性。根據我國的能源結構，煙氣循環與梯度利用技術是目前值得示范和推廣的煙氣凈化技術。

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