CFB锅炉脱硫与烟气脱硫技术经济分析

1、火电厂循环流化床锅炉（CFBB）脱硫与烟气脱硫技术经济分析火电厂流化床 循环流化床锅炉（CFBB） 脱硫与烟气脱硫技术经 济分析韦定强摘要 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。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

2、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 S02 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 S02 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

3、 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 100MV 机组锅炉设计燃用煤质特性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2030,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 kWh,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 4.86 计算，合山电厂当年向大气排 放高达 19.22 万 t 的SO2 表

4、 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（干烟气量 47878Nm；Th 湿烟气量 509746Nm；Th）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/Nm3PPmS026.6633300139104869120011.6从表 2 可明显看出，该厂仅一台 410t/h 炉每年排出 SO2 高达目单位结收到基硫分Sar4.54.78收到基灰分Aar46.77 49.2低位发热量QarnetMJ/kg14.15 12.533300t, SO2 超标排放倍数达 11.6 倍，如不及时采取脱硫

5、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S02 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）及流化床 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

6、流化床 循环流化床脱硫技术排烟流化床 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、脱硫效率咼、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 MLJ 公司。此外，德国鲁奇的 BISCHOF 公司排烟流化床 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。GSA 法脱硫与烟气流化床 循环流化床 （CFB） 脱硫的共同点是：均采用锅炉尾部烟气循环脱硫、石灰作吸收剂，占地小、初投资 省，副产品抛弃。不同点是：前者属半干法脱硫，后者属干法脱 硫；前者使用脱硫剂为纯度及活性较高的石灰浆

7、CaO（OH）2 后者脱硫剂为熟的干石灰粉（即已消化的石灰）或采用炉内喷钙；前者 反应塔后使用分离器循环灰粒，喷嘴注射石灰浆，后者反应器后使 用电除尘器循环灰粒；脱硫效率、初投资、运行费用、占地面积 等后者比前者略大。图 1 为 GSA 兑硫工艺系统流程简图。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：属干法处理过程，不产生废水、废渣； 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；副产品为硫铵和硝铵混合物，可用作化肥。图1 GSA 兑硫工艺系统流程图 3.1.3 石灰石石膏法（WLFO 脱硫技术湿式石灰石-石膏法脱硫

8、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 S02 的烟气进行喷淋洗涤，使 S02 与浆液 中碱性物质发生化学反应生成亚硫酸钙和硫配钙（CaS04）,从而将 SO2 除 掉。上述几种烟气脱硫技术国内已有几家电厂采用。一些电厂拟采用或已采用烟气脱硫的投资及运行费用情况列于表3。表 3 国内一些电厂采用烟气脱硫投资及运行费用情况 工程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 4305 万美元按现

9、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 2002X2002X2002X1252002X3602X25处理烟气量 Nm3/hX1041762X7527X52X5530.082X1087.230.27燃煤硫分 2.2 3.91.091.092.52.044.021.09脱硫工程静态总投资万元 44680358514422218000943035731410年脱余 SO2 量 t/a757101685016850250007800804002814每年脱除 SO2 单位投资（按 20 年计）元/t。S

10、O2295.051063.81312.2360604.48222.297.13（按 15 年计）年利用小时 h6540500050007000650065006000年运行成本费用（包括折旧费在内）万元 6666730677792000958.1 未包括折旧及销售化肥收入 5177未包括折旧 170.5每脱 1kgS02 单位成本元/ kg。SO2 a1.1354.3364.6160.81.2280.6440.606脱硫率 9590 9081809570脱硫岛占地 mA 770070007700 30002255120001000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

11、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（

12、不包括采用锅炉尾部烟气流化床 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 兑硫系统装置（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（26.5mx28m）。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术脱硫与几种烟气脱硫技术经济比较项 目单位 CFBBGS 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 4.54.784.784

13、.78 合山湿法脱硫米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 MW100100100100处理烟气量（按 1 台 100MV 机组计算）Nm2/h4730005097465356265356261606878509746535626要求脱硫效率 90 不小于 9295 不小于 90每年脱除 SO2 量 t/a27184.5306363063630636脱硫工程静态总投资（1 台 100MV 机组）万元17877.4147441858241436脱硫工程静态总投资（3 台 100MV 机组）万元40000306592315A60000因脱硫每年增加运行成本（1 台 100MW 万元/年1590175012624677 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 a0.5850.570.411