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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处理就直接向大气排放
2、，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
3、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Sar4.54.78收到基灰分Aar46.7749.2低位发热量QarnetMJkg14.1512.51998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t，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2为该厂1台410t/h锅炉的
4、SO2排放情况。表2合山电厂一台410t/h炉SO2排放量(干烟气量47878Nm3h湿烟气量Nm3h)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/Nm3PPmSO26.6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SO2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
5、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公司排烟流化床循环流化床脱硫技术(称为
6、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脱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
7、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1GSA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。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
8、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MW2200220022002360225处理烟气量Nm3/h7527525530.0821087.230.27燃煤硫分2.23.91.091.092.52.044.021.09脱硫工程静态总投资万元年脱余SO2量t/a每年脱除SO2单位投资(按20年计)元/t。SO2295.81312
9、.48222.297.13(按15年计)年利用小时h年运行成本费用(包括折旧费在内)万元.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。a1.1354.3364.6160.81.2280.6440.606脱硫率959070脱硫岛占地m20001000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
10、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(26.5m28m)。这是湿法脱硫的一大缺点。表4
11、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4CFBB技术脱硫与几种烟气脱硫技术经济比较项目单位CFBBGSA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4.54.784.784.78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MW0处理烟气量(按1台100MW机组计算)Nm2/h6646要求脱硫效率90不小于9295不小于90每年脱除SO2量t/a27184.30636脱硫工程静态总投资(1台100MW机组)万元17877.41436脱硫工程静态总投资(3台1
12、00MW机组)万元315960000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。a0.5850.570.411.52因脱硫每年增加运行成本(3台100MW)万元年40005677脱硫岛设备厂内占地m2无无2856.58000脱硫剂制备系统占地m23267(厂外用地)60000(厂外用地)2797(厂外用地)脱硫前后发电成本元kW。h0.1807前0.215后0.1807前0.1807前0.2357后0.1807前脱硫增加厂用电率1.310.6422.61.68从表412下一页