CFB锅炉脱硫与烟气脱硫技术经济分析.docx
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CFB锅炉脱硫与烟气脱硫技术经济分析
CFB锅炉脱硫与烟气脱硫技术经济分析
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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，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 Sar4.5～4。
78
收到基灰分 Aar46.77～49.2
低位发热量 QarnetMJ／kg14.15～12.5
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。
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SO2排放情况.
表2 合山电厂一台410t/h炉SO2排放量
（干烟气量47878Nm3／h湿烟气量509746Nm3／h）
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/Nm3PPm
SO26。
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:
①前者属半干法脱硫，后者属干法脱硫;②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；③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；④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:
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。
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MW2×2002×2002×2002×1252002×3602×25
处理烟气量Nm3/h×1041762×7527×52×5530。
082×1087.230。
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。
SO2295.051063.81312。
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1kgSO2单位成本元／kg
.SO2.a1.1354.3364.6160.81.2280.6440.606
脱硫率95≥90≥90818095≥70
脱硫岛占地m2～770070007700≥3000225512000
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。
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MW100100100100
处理烟气量（按1台100MW机组计算）Nm2/h473000509746
～535626535626
~1606878509746
～535626
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100MW机组）万元17877.4147441858241436
脱硫工程静态总投资（3台100MW机组）万元～400003065923159～60000
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。
a0.5850.570.411.52
因脱硫每年增加运行成本（3台100MW）万元／年~4000~56643786～5677
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。
642～2.61。
68
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