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摘要湖南省125MW和200MW火電機(jī)組均處于“兩控區(qū)”。通過(guò)對(duì)以上機(jī)組進(jìn)行煙氣脫硫技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，為湖南省火電廠的環(huán)保管理、污染控制和區(qū)域總量控制提供依據(jù)和決策服務(wù)。

關(guān)鍵詞煙氣脫硫經(jīng)濟(jì)分析火電機(jī)組

0概述

酸雨是人類(lèi)在生產(chǎn)生活過(guò)程中向大氣排放大量的二氧化硫、氮氧化物所造成的。目前我國(guó)的主要能源是煤，煤燃燒所產(chǎn)生的二氧化硫、氮氧化物就成為導(dǎo)致酸雨的主要原因。湖南省125MW和200MW火電機(jī)組均處于國(guó)家劃定的“二氧化硫和酸雨控制區(qū)”內(nèi)。本文對(duì)以上火電機(jī)組煙氣脫硫技術(shù)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分析，為湖南省火電廠的環(huán)保管理、污染控制和區(qū)域總量控制提供技術(shù)依據(jù)和決策服務(wù)。

1煙氣脫硫方法

煙氣脫硫大致可分為干法和濕法。干法的優(yōu)點(diǎn)是無(wú)濕法的廢水處理問(wèn)題，煙氣脫硫系統(tǒng)相對(duì)比濕式回收法簡(jiǎn)單，但干法亦存在較大的問(wèn)題，干法是氣—固之間的反應(yīng)，反應(yīng)效率不高，脫硫效率偏低，脫硫劑的利用率不高。濕法屬液—固反應(yīng)，反應(yīng)速度快，大大縮短了煙氣在反應(yīng)器里的停留時(shí)間，吸收塔的體積可以大大縮小，可降低投資，而且可適合各種低、中、高硫的煤種，工藝上僅需要改變吸收劑的加入量即可。

煙氣脫硫濕法洗滌技術(shù)有磷銨肥法（磷銨吸收劑）、雙鹼法（NaOH、石灰吸收劑）、氨法、氧化鎂法、爐內(nèi)噴鈣—增濕活化脫硫法，噴霧干燥型氣／液接觸器中進(jìn)行的半干洗滌法（用生石灰作吸收劑）。應(yīng)用最廣的是石灰石—石膏法、活性碳吸收法、氧化銅、氧化鋅法。

據(jù)報(bào)道，在歐洲廣泛采用的濕式石灰石技術(shù)是在德國(guó)于70年代末開(kāi)始發(fā)展的。石灰／石灰石系統(tǒng)占?xì)W洲已安裝或正在施工的洗滌塔的90％。使用的脫硫劑種類(lèi)很多，其中價(jià)格最低的是石灰和石灰石，石灰的優(yōu)點(diǎn)是吸收SO2反應(yīng)快、脫硫效率高，缺點(diǎn)是必須采購(gòu)?fù)林剖?，在廠內(nèi)進(jìn)行消化、制漿。由于土制生石灰品質(zhì)不高，消化困難，勞動(dòng)強(qiáng)度大，現(xiàn)場(chǎng)條件惡劣，如果采用引進(jìn)石灰生產(chǎn)線，投資大大增加。

石灰石優(yōu)點(diǎn)是石灰石礦資源豐富，分布很廣，價(jià)格低廉，加工容易，制粉占地不大，投資省。

目前，世界上應(yīng)用石灰石煙氣脫硫工藝最多的國(guó)家是美國(guó)、日本、德國(guó)和奧地利，應(yīng)用這種方法的單機(jī)容量可達(dá)1000MW。在國(guó)內(nèi)，這一脫硫工藝已在重慶珞璜電廠2臺(tái)365MW機(jī)組上應(yīng)用。

2經(jīng)濟(jì)分析

目前，制約脫硫工程廣泛應(yīng)用的根本原因是煙氣脫硫費(fèi)用較高。因此脫硫工程要在我國(guó)得到全面推廣運(yùn)用，煙氣脫硫工藝必須是基建投資省、運(yùn)行成本低、系統(tǒng)簡(jiǎn)單的脫硫工藝。

為對(duì)125MW和200MW機(jī)組進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分析，采用兩種方法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較。其中一種是根據(jù)國(guó)內(nèi)外的相關(guān)研究，脫硫工程的投資額與電廠容量的0．8次方成正比，除脫硫劑外的一切運(yùn)行費(fèi)用也與電廠容量的0．8次方成正比進(jìn)行計(jì)算。第2種方法簡(jiǎn)易除塵脫硫技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較采用類(lèi)比法。

2．1金竹山電廠125MW機(jī)組煙氣脫硫經(jīng)濟(jì)分析

根據(jù)相關(guān)資料計(jì)算出金竹山電廠125MW機(jī)組在燃煤含硫1．09％時(shí)的幾種脫硫技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較結(jié)果見(jiàn)表1。其中機(jī)組年運(yùn)行小時(shí)為5000h，年脫除二氧化硫單位投資按20a計(jì)算（以下相同）。

從表1看出，采用鍋爐噴鈣增濕法脫硫1臺(tái)125MW機(jī)組投資4471萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用437萬(wàn)元；采用GSA或CFB排煙循環(huán)法脫硫投資3796萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用448萬(wàn)元；采用石灰石—石膏法投資15851萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用689萬(wàn)元；采用電子束法投資12308萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用731萬(wàn)元；采用管道噴鈣脫硫投資347萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用83萬(wàn)元；采用三相流化床投資420萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用166萬(wàn)元；采用簡(jiǎn)易石膏法投資790萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用242萬(wàn)元。

金竹山電廠是個(gè)老廠，125MW機(jī)組運(yùn)行時(shí)間較長(zhǎng)。3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組雖有一定場(chǎng)地可作脫硫場(chǎng)地，但場(chǎng)地較小。因此對(duì)未到退役年限的125MW機(jī)組進(jìn)行脫硫技術(shù)改造，不宜采用投資和運(yùn)行費(fèi)用較高的電子束法和石灰石—石膏法進(jìn)行煙氣脫硫。3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組的除塵器是文丘里—水膜除塵器，若采用煙氣循環(huán)流化床（CFB）脫硫技術(shù)進(jìn)行脫硫技術(shù)改造，可在原來(lái)的水膜筒基礎(chǔ)上進(jìn)行技術(shù)改造，大幅度降低脫硫技術(shù)改造投資。若不要求高脫硫效率，在原來(lái)的水膜筒基礎(chǔ)上進(jìn)行三相流化床技術(shù)改造，還可進(jìn)一步降低脫硫技術(shù)改造投資。6號(hào)機(jī)組是采用電除塵器除塵，若采用鍋爐噴鈣增濕技術(shù)進(jìn)行脫硫改造，電除塵器有利于減少因脫硫而增加的煙塵排放量。若脫硫效率要求不高，可采用管道噴鈣進(jìn)行煙氣脫硫，投資和運(yùn)行費(fèi)用最省。

根據(jù)以上分析，推薦金竹山電廠3號(hào)、4號(hào)、5號(hào)機(jī)組采用三相流化床進(jìn)行煙氣脫硫技術(shù)改造，6號(hào)機(jī)組可根據(jù)對(duì)脫硫效率的要求來(lái)選擇鍋爐噴鈣增濕或管道噴鈣進(jìn)行脫硫改造。

2．2株洲電廠125MW機(jī)組煙氣脫硫經(jīng)濟(jì)分析

采用相同的計(jì)算方法，株洲電廠125MW機(jī)組在燃煤含硫1．3％時(shí)的幾種脫硫技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較結(jié)果見(jiàn)表2。

從表2可知，采用鍋爐噴鈣增濕法脫硫1臺(tái)125MW機(jī)組投資4471萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用461萬(wàn)元；采用GSA或CFB排煙循環(huán)法脫硫投資3796萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用472萬(wàn)元；采用石灰石—石膏法投資15851萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用726萬(wàn)元；采用電子束法投資12308萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用769萬(wàn)元；采用管道噴鈣脫硫投資347萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用137萬(wàn)元；采用三相流化床投資420萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用272萬(wàn)元；采用簡(jiǎn)易石膏法投資790萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用384萬(wàn)元。

株洲電廠2×125MW屬新建的機(jī)組，運(yùn)行時(shí)間不長(zhǎng)。工程未預(yù)留脫硫場(chǎng)地，因此對(duì)株洲電廠125·81·MW機(jī)組進(jìn)行脫硫改造，不宜采用需要很大脫硫場(chǎng)地的石灰石—石膏法和電子束法。株洲電廠地處株洲市的工業(yè)區(qū)，需要較高的脫硫效率才能為2×300MW機(jī)組擴(kuò)建提供有利的條件和滿足以后更嚴(yán)格的排放標(biāo)準(zhǔn)。采用鍋爐噴鈣增濕法、GSA或CFB排煙循環(huán)法可達(dá)到較高的脫硫效率。那一種合理脫硫技術(shù)較合理，還是把2種技術(shù)聯(lián)合起來(lái)進(jìn)行脫硫，要進(jìn)行進(jìn)一步的技術(shù)論證。

根據(jù)分析推薦株洲電廠125MW機(jī)組采用GSA或CFB排煙循環(huán)法進(jìn)行煙氣脫硫改造。

2．3耒陽(yáng)電廠200MW機(jī)組煙氣脫硫經(jīng)濟(jì)分析

同樣計(jì)算出耒陽(yáng)電廠200MW機(jī)組在燃煤含硫1．09％時(shí)的幾種脫硫技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較結(jié)果見(jiàn)表3。

表3說(shuō)明，采用鍋爐噴鈣增濕法脫硫1臺(tái)200MW機(jī)組投資6949萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用684萬(wàn)元；采用GSA或CFB排煙循環(huán)法脫硫投資5528萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用701萬(wàn)元；采用石灰石—石膏法投資22111萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用1079萬(wàn)元；采用電子束法投資17926萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用1140萬(wàn)元；采用管道噴鈣脫硫投資539萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用301萬(wàn)元；采用三相流化床投資612萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用429萬(wàn)元；采用簡(jiǎn)易石膏法投資1100萬(wàn)元，年運(yùn)行費(fèi)用539萬(wàn)元。

鍋爐噴鈣增濕法雖然有投資及運(yùn)行低的優(yōu)點(diǎn)，且不增加場(chǎng)地，但也存在以下問(wèn)題：a．脫硫率不及石灰石—石膏法；b．脫硫過(guò)程簡(jiǎn)單但系統(tǒng)較復(fù)雜；c．對(duì)脫硫劑粒度要求高；d．噴嘴易磨損，增濕系統(tǒng)的活化器易腐蝕；e．由于脫硫率比石灰石—石膏法低，因此需要的脫硫劑量大，同時(shí)產(chǎn)生的灰、渣量也大，如不能綜合利用，將加重現(xiàn)有灰場(chǎng)的負(fù)擔(dān)。

煙氣循環(huán)流化床法（CFB）則有投資及運(yùn)行費(fèi)用低的優(yōu)點(diǎn)，且不增加場(chǎng)地，但也存在以下問(wèn)題：a．系統(tǒng)排煙溫度一般較低，因此設(shè)備較易腐蝕及堵塞；b．由于吸收塔內(nèi)局部煙速很高，吸收塔易磨損；c．由于需要大量的純度及活性很高的石灰，并且石灰生產(chǎn)也會(huì)造成二次污染；d．我國(guó)目前還未見(jiàn)有200MW機(jī)組的煙氣循環(huán)硫化床脫硫業(yè)績(jī)，該技術(shù)是否在200MW機(jī)組上可行，有待進(jìn)一步論證。

耒陽(yáng)電廠200MW機(jī)組的運(yùn)行期還很長(zhǎng)，加上正在進(jìn)行二期2×300MW擴(kuò)建工程，環(huán)境容量有限。因此為更有利于減少擴(kuò)建對(duì)環(huán)境的壓力，推薦耒陽(yáng)電廠的200MW采用脫硫效率較高、技術(shù)較成熟的石灰石—石膏法進(jìn)行煙氣脫硫。

3結(jié)論及建議

綜合以上技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，湖南省125MW和200MW火電機(jī)組采用石灰石—石膏法、電子束法進(jìn)行煙氣脫硫，具有脫硫效率較高，副產(chǎn)品有一定市場(chǎng)，不增加灰場(chǎng)的負(fù)擔(dān)等優(yōu)點(diǎn)，但工程投資較大，目前火電廠的投資和管理方較難承擔(dān)。若采用三相流化床、管道噴鈣等簡(jiǎn)易煙氣脫硫法，煙氣脫硫效率相對(duì)較低，投資較少，對(duì)脫硫效率要求不高的火電廠進(jìn)行脫硫改造較適合。對(duì)文丘里水膜除塵器進(jìn)行三相流化床改造，可以實(shí)現(xiàn)除塵脫硫一體化，不僅場(chǎng)地需要很少，且投資最省。因此對(duì)文丘里水膜除塵器的火電機(jī)組是可以?xún)?yōu)先考慮的技術(shù)改造方案。

總之，不論125MW和200MW火電機(jī)組，還是其他高溫高壓機(jī)組，在進(jìn)行煙氣脫硫的方案選擇時(shí)，經(jīng)濟(jì)運(yùn)行是考慮的主要方面之一，但機(jī)組安全運(yùn)行是基礎(chǔ)。只有保證機(jī)組安全運(yùn)行的脫硫技術(shù)才能在實(shí)踐中運(yùn)用。