行
业
产
品
功
能
北极星电力网技术频道 作者:韦定强 2000/6/14 0:00:00
摘要 为满足环境保护要求，改善大气质量，在现有火电厂利用其有限场地寻求一种初投资省、占地少、脱硫效率高、技术成熟可靠、运行成本低 的脱硫装置势在必行。以广西合山电厂100MW机组为例对脱硫技改工程进行技术经济分析， 为找出最佳脱硫方式提供参考。
关键词 循环流化床 脱硫技术 分析 火电厂
1 问题的提出
如何保护和改善环境、防治污染和其他公害、保障人体健康，促进社会主义现代化建设的持 续发展，已经成为广大工程技术人员面临的重大课题。然而在我国现有的众多火电厂中具有 脱硫设施的为数很少，绝大部分燃煤电厂烟气未经处理就直接向大气排放，使我国受酸雨危 害的情况日趋严重。仅四川、云南、广西三省区每年因酸雨造成的经济损失就高达160亿元 〔1〕。根据文献［2］介绍，1988年全国SO2排放量1529万t，到1995年为1891万t ，按7年平均每年递增51.7万t计算，显然1999年全国SO2排放量将高达2098万t，如不再 加以严格控制，我国环境保护将面临严重挑战，大气污染不仅对国内生态环境及工农业生产 造成严重破坏，也对周边国家构成环境污染。因此环境与发展已成为我国面临的两大主题。
2 广西合山电厂现状及脱硫改造的重要性
合山电厂共8台机组，其中100MW机组3台，总装机容量505MW，为广西目前较大容 量的火电厂，一直燃用广西合山当地高硫烟煤，煤质见表1。
表1 合山电厂100MW机组锅炉设计燃用煤 质特性
| 项 目 | 单 位 | 结 果 |
| 收到基硫分 Sar | % | 4.5～4.78 |
| 收到基灰分 Aar | % | 46.77～49.2 |
| 低位发热量 Qarnet | MJ／kg | 14.15～12.5 |
1998年，广西遭遇30年罕见的大旱，水电发电量仅为正常出力的20%～30%，造成电网电 力供应十分紧张。在供电紧缺的情况下，火电机组发挥了作用，仅合山电厂年发电量就高达 34.2096亿kW。h，占全区发电量的13.96%，创建厂以来发电量的历史最高记录，为广西国 民经济作出了重大贡献。然而该厂当年发电煤耗量高达2720208t，按原煤平均含硫分为4.8 6% 计算，合山电厂当年向大气排放高达19.22万t的SO2。表2为该厂1台410t/h锅炉的SO2 排放情况。 表2 合山电厂一台410t/h炉SO2排放量 |
| 名 称 | 小时排放 t/h |
年排放量 t/a |
浓 度 | 允许排放 mg/Nm3 |
超标倍数 | |
| mg/Nm3 | PPm | |||||
| SO2 | 6.66 | 33300 | 13910 | 4869 | 1200 | 11.6 |
从表2可明显看出，该厂仅一台410t/h炉每年排出SO2高达33300t， SO2超标排放倍数达11.6倍，如不及时采取脱硫措施将面临关闭的危险。为了解决既要燃 用合山高硫煤又不对大气质量造成污染，亟待采用各种行之有效的脱硫措施，严格控制SO 2排放已刻不容缓。 3 脱硫方式选择及技术经济比较 目前，国际上使用最多的脱硫技术有烟气脱硫(FGD)及循环流化床锅炉(CFBB)技 术脱硫两种方式。 3.1 几种烟气脱硫(FGD)技术经济可行性分析 合山电厂100MW(410t/h炉)机组能否采用烟气脱硫，首先要分析烟气脱硫的工艺及设 备占地情况。烟气脱硫一般又分为三种：湿法烟气脱硫、干法和半干法烟气脱硫。国外应 用 最为普遍的是湿法烟气脱硫技术，约占电厂装机容量的85%，其次是干法和半干法脱硫技术 。 3.1.1 排烟循环流化床脱硫技术 排烟循环流化床脱硫全称为气体悬浮吸收技术(简称GSA脱硫系统)。该脱硫方式具有初投资 省 、占地少、脱硫效率高、运行费用低、系统简单及操作方便等优点。在国际上掌握此项技术 比较成熟的公司有丹麦FLS。MILJ公司。此外，德国鲁奇的BISCHOFF公司排烟循环流化床 脱硫技术(称为CFB烟气脱硫)也是较成熟的烟气脱硫技术。 3.1.2 电子束法脱硫(EBA法) 电子束法脱硫是干法脱硫中一种新的脱硫工艺，其主要特点是：①属干法处理过程 ，不产生废水、废渣；②能同时脱硫、脱硝，并可达到90%以上的硫脱率和80%以上的脱硝 率；③副产品为硫铵和硝铵混合物，可用作化肥。
图1 GSA脱硫工艺系统流程图 3.1.3 石灰石－石膏法(WLFO)脱硫技术 湿式石灰石－石膏法脱硫技术的基本原理主要是将石灰石粉浆或石灰作脱硫剂，在吸 收塔内 对含有SO2的烟气进行喷淋洗涤，使SO2与浆液中碱性物质发生化学反应生成亚硫酸钙和 硫配钙(CaSO4)，从而将SO2除掉。 表3 国内一些电厂采用烟气脱硫投资及 运行费用情况 |
| 项目 | 单位 | 重庆电厂 | 柳州电厂 | 广东粤 连电厂 |
成都热 电厂 |
珞璜电 厂一期 |
浙江锦 江电厂 |
备注 | |
| 湿式石膏法( 在建) | 电子束法(可研) | 湿式石膏法(可研) | 简易石膏法(在建) | 电子束法(已投运) | 湿式石膏法(已投运) | 双碱法 (已投运) |
珞璜一期1988 年静态投资43 05万美元按现 汇率3.5731亿 人民币，二期 3.6亿人民币， 据报道一期投 资及运行费用 误差较大。另 外柳州电厂脱硫投资为制造商的初步报价 | ||
| 机组容量 | MW | 2×200 | 2×200 | 2×200 | 2×125 | 200 | 2×360 | 2×25 | |
| 处理烟气量 | Nm3/h×104 | 176 | 2×75 | 27×5 | 2×55 | 30.08 | 2×1087.2 | 30.27 | |
| 燃煤硫分 | % | 2.2～3.9 | 1.09 | 1.09 | 2.5 | 2.04 | 4.02 | 1.09 | |
| 脱硫工程静态总投资 | 万元 | 44680 | 35851 | 44222 | 18000 | 9430 | 35731 | 410 | |
| 年脱余SO2量 | t/a | 75710 | 16850 | 16850 | 25000 | 7800 | 80400 | 2814 | |
| 每年脱除SO2单位投资(按20年计) | 元/t。SO2 | 295.05 | 1063.8 | 1312.2 | 360 | 604.48 | 222.2 | 97.13(按15年计) | |
| 年利用小时 | h | 6540 | 5000 | 5000 | 7000 | 6500 | 6500 | 6000 | |
| 年运行成本费用(包括折旧费在内) | 万元 | 6666 | 7306 | 7779 | 2000 | 958.1未包括折旧及销售化肥收入 | 5177 未包括折旧 |
170.5 | |
| 每脱1kgSO2单位成本 | 元／kg 。SO2。a |
1.135 | 4.336 | 4.6 16 | 0.8 | 1.228 | 0.644 | 0.606 | |
| 脱硫率 | % | 95 | ≥90 | ≥90 | 81 | 80 | 95 | ≥70 | |
| 脱硫岛占地 | m2 | ～7700 | 7000 | 7700 | ≥3000 | 2255 | 12000 |
1000 | |
从表3看出，柳州电厂的投资及运行费用以湿式石膏法为最大。从技术看，湿式石膏 法 脱硫技术最为成熟可靠，而且在运行实践中得到考验(如珞璜电厂)。湿式双碱法烟气脱硫只 能在中小型锅炉机组上使用，而且脱硫效率相对较低。 从表3还可看出，采用烟气脱硫， 占地多，初投资及运行费用都较大(表中珞璜电厂数据与实际投资及运行费用情况误差较大 ，仅作参考)。广东粤连电厂属于采用简易湿法脱硫，投资及运行费用较低。简易湿法脱硫 主要是脱硫副产品采取废液抛弃及湿烟气排放，可节省场地、初投资及运行费用，但增加灰 场负担。 虽然湿法烟气脱硫效率高，如湿式石灰石－石膏法脱硫效率可达98%以上，脱硫副产品可 综 合利用，FGD系统灵活性大、维护工作相对较少。然而采用烟气脱硫(不包括采用锅炉尾部烟 气循环流化床法脱硫)，设备占地面积大且工艺流程复杂。就合山电厂而言，如将一台410t/ h锅炉配一套正规的FGD脱硫系统装置(简易石膏法脱硫除外)，至少要占地约8000m2，而该 厂炉后面积不足800m2(26.5m×28m)。这是湿法脱硫的一大缺点。 表4是以合山电厂一台410t/h煤粉炉为例，当处理烟气量、年运行小时(5000h)相同，采用不 同脱硫方案的投资及运行费用比较。 表4 CFBB技术脱硫与几种烟气脱硫技术 经济比较 |
| 项 目 | 单位 | CFBB | GSA或CFB 排烟循环法 |
简 易石灰 石－石膏法 |
电子束或 湿式氨法 |
备 注 |
| 设计煤含硫分 | % | 4 .5 | 4.78 | 4.78 | 4.78 | 合山湿法脱 硫采用湿烟 气排放及石 膏作废液排 放，故文中 暂称为简易 湿法脱硫 |
| 机组容量 | MW | 100 | 100 | 100 | 100 | |
| 处理烟气量(按1台100MW机组计算) | Nm2/h | 473000 | 509746 ～535626 |
535626 ～1606878 |
509746 ～535626 | |
| 要求脱硫效率 | % | 90 | 不小于92 | 95 | 不小于90 | |
| 每年脱除SO2量 | t/a | 27184.5 | 30636 | 30636 | 30636 | |
| 脱硫工程静态总投资(1台100MW机组) | 万元 | 17877.4 | 14744 | 18582 | 41436 | |
| 脱硫工程静态总投资(3台100MW机组) | 万元 | ～40000 | 30659 | 23159 | ～60000 | |
| 因脱硫每年增加运行成本(1台100MW) | 万元／年 | ～1590 | ～1750 | ～1262 | ～4677 | 使用GSA干法脱 硫因购买石灰比 自制成本还高， 石灰自制，故占 地大。 |
| 每脱1kgSO2成本(1台100MW) | 元/kg。SO2。a | 0.585 | 0.57 | 0.41 | 1.52 | |
| 因脱硫每年增加运行成本(3台100MW) | 万元／年 | ～4000 | ～5664 | 3786～5677 | ||
| 脱硫岛设备厂内占地 | m2 | 无 | 无 | 2856.5 | ～8000 | |
| 脱硫剂制备系统占地 | m2 | 3267 (厂外用地) |
60000 (厂外用地) |
～2 797 (厂外用地) | ||
| 脱硫前后发电成本 | 元／kW。h | 0.1807前 0.215后 |
0.1807 前 |
0. 1807前 0.2357后 |
0.1807 前 | |
| 脱硫增加厂用电率 | % | 1.31 | 0.64 | 2～2.6 | 1.68 |
从表4可明显看出，用电子束法或湿氨法进行烟气脱硫，总投资及运行成本都很高，网 厂分开后，对电厂的竞争不利。而采用简易石灰石湿法、排烟循环流化床法(CFB)及CFB锅炉 脱硫总投资及运行费用都较小，尤其GSA法或CFB烟气脱硫仅为湿氨法脱硫的1/2左右，不增 用场地，很适合电厂改造。但排烟循环流化床法脱硫有如下技术问题需要认真调查研究： (1)由于合山煤灰分大，而且灰中SiO2含量极高(≥58%)，喷粉或喷浆用的喷嘴及旋风分离 器将受到严重磨损。 (2)吸收剂(CaO)纯度及活性要求很高，尤其CFB干法脱硫系统要求石灰的活性更高，广西区 内购买可能难以满足要求。 (3)干法与半干法脱硫一般对中低硫煤容易，对高硫煤能否适应仍待研究。 (4)CFB干法脱硫系统采用电除尘器循环粉尘，使电除尘器烟气含尘浓度高达3000g/Nm3以 上，将使电除尘器负荷成倍增加，影响电除尘器使用寿命。 (5)CFB干法及GSA干法脱硫方式原均为半干法设计，并有一些业绩，改为干法脱硫尤其CFB法 脱硫如在炉内喷钙取得脱硫剂(CaO)将对锅炉燃烧带来一定的负面影响，其技术成熟度及可 靠性要慎重考虑。 (6)系统阻力大(一般≥2500Pa)，控制系统要求高。 (7)我国对排烟循环流化床脱硫技术的研究工作刚起步，距工业实施还有一定的差距，要完 全掌握及消化此项技术仍需一定时间。虽然占地小，但经过广西电力工业设计研究院详细的 技术经济分析后，发现对燃用高硫煤的电厂而言其初投资和运行费用，反而比湿式石灰石脱 硫高出很多，原因是干法脱硫吸收剂(CaO)耗量很大，无论是自制还是外购投资及运行费用 都很高。 综合上述分析结果可知，在几种烟气脱硫中，排烟循环流化床(CFB)脱硫及GSA脱硫技术虽然 具 有占地少、耗电低等优点，从表面上看为老电厂进行脱硫技术改造创造一些有利条件，但存 在的问题也较多。如此种脱硫技术可用于高硫煤，技术可靠，吸收剂容易解决，石灰活性要 求不高，合山电厂100MW机组采用尾部烟气循环脱硫还是值得考虑的。 而对简易石膏法脱硫(即湿烟气排放和脱硫副产物石膏抛弃)，3台炉初投资为23159万元，平 均每炉7719.66万元，比其他种脱硫方式均低许多。湿法脱硫虽然厂用电率较高，但年平均 运行成本也比上述脱硫方式要低。 采用湿法烟气脱硫，设备占地面积较大，如加上石灰石破碎系统占地则高达5653m2(见表4 )。合山电厂烟囱后干煤棚及铁路如可以取消，可有5000m2的脱硫场地，这得天独厚的条 件，采用简易石灰石－石膏法脱硫无疑是最佳方案。 3.2 循环流化床锅炉(CFBB)脱硫技术经济可行性分析 合山电厂脱硫改造工程能否采用CFB锅炉脱硫，广西电力工业设计研究院曾进行了大 量的考查研究并完成该项目的可研工作，工程投资及运行费用情况如表4所示。 从表4可明显看出，合山电厂如采用CFB锅炉法脱硫，静态总投资17877.4万元(包括部分公 用设施)，年运行成本1590万元。在几种脱硫方案中投资及运行成本均排在第二位。图2为合 山电厂410t/h CFB锅炉燃烧系统简图。 采用CFB锅炉脱硫技术与湿式烟气脱硫技术对比，有如下明显特点：占地小、适合现有电 厂 改造；初投资较小、运行费用较低，从表4明显看出，在处理烟气量、燃煤含硫量、脱硫 效 率基本相同的前提下，采用CFB锅炉技术脱硫总投资及运行成本分别比正规湿法烟气脱硫低 ，但又比简易湿法高许多；管理人员少，锅炉机组由于自动化操作水平提高不仅不增加人 员反 而减少2～3人；此外，采用CFB锅炉技术脱硫既改善环境又能解决锅炉燃用劣质煤的燃烧 问题。但是，采用CFB锅炉技术脱硫存在如下问题： (1)脱硫效率不及烟气脱硫高，一般效率到90%后就很难再往上提高。合山电厂如用CFB锅炉 脱硫在燃煤含硫分4.5%的情况下，SO2排放浓度为1436mg/Nm3，仍达不到1200mg/Nm3 的要求，需适当降低入炉煤含硫量，而采用湿法烟气脱硫则可达标排放。 (2)脱硫过程简单但系统较复杂。从图2可看出，与采用锅炉尾部排烟循环流化床脱硫技术相 比新增设备较多。
图2 循环流化床燃烧系统简图 (3)工程改造时间长，投资及运行费用仍然偏高。如合山电厂一台410t/h锅炉脱硫改造 在扣 掉部分公用设施后动态总投资仍高达1.6亿元左右，施工期预计14个月，停产及旧炉提前报 废损失高达11 638万元(其中停产损失5 727万元，旧炉提前报废损失5 911万元)，预计 比GSA法脱硫施工多8个月，损失近9000万元。 4 结论及建议 经过上述技术经济分析及论证，合山电厂要进行脱硫改造只能在循环流化床锅炉(CFB B法)及排烟循环流化床(CFB法)两种脱硫技术之间选择。从技术看，前者技术可靠性、成熟 性及副产品的利用以及为解决合山低质、高硫煤的燃烧等比CFB烟气循环法脱硫优越得多。 从占地面积看，两种脱硫方法基本相同。从初投资看，预计CFB烟气循环法脱硫为CFB锅炉脱 硫投资的63%。但运行成本比CFB锅炉脱硫可能略高。对干法和半干法烟气脱硫是否适宜于高 硫煤，合山电厂实施改造以前应进行深入的调查研究后可列为方案比较。如CFB法或GSA法脱 硫技术可用高硫煤，既达到脱硫改造的目的又能兼顾消化当地劣质煤，运行费用又低，无疑 可以考虑。 作者单位：广西电力工业勘察设计研究院 南宁 530023 参考文献 1 张慧明.中国电力工业大气二氧化硫污染控制.环境科学进展，199 7，(12). |
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