火电厂脱硫工艺的选择

1、1 技术成熟度为确保电厂安全生产，选择脱硫方式对技术成熟度的要求较高，目前已在国内外应用的 主要脱硫工艺的技术成熟情况如下。由于其在国外得到的广泛应用，尤其是在大机组上的大量成功应用实例，以及在国内华 能珞磺电厂的实际运用( 360 MW 机组通过签证验收) ，技术成熟度当属最高。该法也是一种成熟的工艺，尤其我国 70 年代为利用劣质煤而曾应用在小机组上，但尚缺 乏在大机组上的应用实例。目前国内最大的流化床在四川内江高坝电厂，还存在一些问题， 但通过技改应能解决。3N 烟气量试验处理装置已获国家验收通过，并已下文，推荐在 50 MW 以下机组上使用该 技术，但目前山东黄岛电厂的 300 000

2、 m 3N 烟气量试验处理装置则尚有一些问题。这是一种较为成熟的技术，本省下关电厂脱硫设备应用了该法，目前运行正常。3N 烟气量试验处理装置已通过验收，但还存在一定问题，离工业化仍有一定距离。国外该 法也处于试验阶段。尽管国内四川的豆坝电厂 5 000 m3N 烟气量试验处理装置已通过国家验收，比国外活性 炭工艺技术上有一定进步， 但毕竟规模较小， 技术上尚不是很成熟。 国外的活性炭吸附脱硫 工艺已经达到商业化阶段。选择脱硫方式要因地制宜，考虑当地环保要求，并兼顾目前情况和今后发展趋势。以目 前实际情况分析，本省电力公司 两控区” S02 排放超标电厂不可能同时都上脱硫装置，再根据国家电力公司

3、信息，300 MW 以上机组推广脱硫的机会较大。对应本省实际情况，省电力公司所属 300 MW 以上机组集中在谏壁电厂。在总量控制的前提下：谏壁电厂若用以前硫 分为 1.65%的燃煤， 须对 3 台 300 MW 机组进行脱硫， 脱硫效率 95%以上才能达标； 若用硫 分为 1%的燃煤，须对 2 台 300 MW 机组进行脱硫， 脱硫率 80以上即可达标。 考虑到燃煤 含硫量不稳定，因此本省 300 MW 以上机组最好选择脱硫率 90以上的脱硫工艺。目前本 省主要是中低硫煤， 燃煤含硫量在 0.52%2.2%,这种情况下对中小锅炉一般可以选择脱硫 率 70%以上的脱硫工艺。在满足脱硫率要求的前

4、提下，应考虑脱硫原材料价格(含运输成本) ，江苏石灰石价格较 低，因此投加石灰石脱硫的运行费用较低， 一般脱硫方法均可采用石灰石。 但旋转喷雾法使 用的是石灰，成本较高。电子束法原料是纯氨，必需附近有生产氨的化工厂。(1) 硫铵：硫铵适用于碱性土壤，对酸性土壤则不宜施用，因此结合江苏省实际情况，可在苏北盐碱地地区选用电子束氨法等生产硫铵的脱硫工艺，由于硫铵可用于盐碱地改造， 则副产品销路可能较好。(2) 石膏： 尽管有些地区如四川省的石膏销路不好， 但江浙一带建筑业发达， 石膏板材需 求量大，本地石膏生产量又较小，石膏销路较好。 如半山电厂正在建设，就已有厂商上门要 求联营生产石膏板。芜湖、

5、上海地区的石膏板生产厂家已经到江苏省电力公司要求购买脱硫 石膏，可见江苏省大机组上湿法脱硫副产品石膏会有一定销路。 目前虽然华能珞磺电厂生产 的石膏纯度不够，但据介绍并不影响使用，因为石膏板主要用于隔板，外面仍然要用涂料。 另据德国 STEAG 公司介绍，为提高石膏纯度，他们计划用生石灰代替石灰石，同时还可以 节省能耗和设备投资， 因此石膏的纯度不够是可以克服的，但提高石膏纯度同时会带来原料 价格升高。(3) 磷铵复肥：活性炭磷铵复肥法的原料为糠醛碳，较为易得。而副产品为磷铵复肥，销路较广(生产副产品需要附近有磷矿石和生产氨的化工厂)。100 MW 机组上采用脱硫硫酸制取硫酸亚铁，由于电厂本身

6、需用大量硫酸亚铁作为净水剂，销路不成问题。(4) 其它副产品：旋转喷雾法、炉内喷钙法、流化床法的副产品则利用较难，要占用大量 场地堆放。至于脱硫产生的废水排放， 由于现在电厂一般都有工业废水处理装置， 稍作改动 即可处理脱硫废水，因此问题不大。经济成本可分投资成本和运行成本两部分，其大小根据各电厂的具体情况决定，比如： 有的电厂位于山地， 交通不便， 费用中包括山地平整及建路的费用； 同一种工艺还存在设备 选型不同造成的费用差异， 同一电厂不同来源的数据也可能出现不同。 因此， 要精确地比较 各种工艺的经济成本较困难，只能进行模糊分析。由于国内数据较为混乱不全，而目前脱硫设备基本是从国外进口，

7、因此投资成本依据国 外有关分析数据进行分析可比性较大（但也只能作为定性参考） ：如以石灰石 / 石膏湿法为 100，则：旋转喷雾法约为 80；炉内喷钙 LIFAC 法约 30；电子束法约为 105；活 性炭法约为 125% （与国内PAFP 法有很大的不同）;流化床法则较难比较，因为其脱硫发生 在锅炉内，外加设备较少，但总投资较高。由于国内的情况与国外差别较大，因此采用国内脱硫工艺费用的数据，对今后应用更具 实用价值。以石灰石 /石膏湿法为 100%（均不考虑副产品利用） ，则：旋转喷雾法约 90%， 炉内喷钙 LIFAC 法约 70%，电子束法约为 145%，活性炭 PAFP 法约为 160

8、%，流化床法约 为 45%。如果副产品都能利用，并按其预计价格卖出，则石灰石/石膏湿法运行成本可基本被抵销（根据国外经验），电子束法运行成本可下降到原来的35%，活性炭 PAFP 法运行成本可被抵销并有少量盈余。由于进口设备的国产化，可以直接降低设备投资费用和运行费用，提高设备维修可靠性， 且有利于民族工业的发展，因此也是一个应重要考虑的方面。石灰石/石膏湿法是目前脱硫装置的关键设备， 诸如再循环泵、 氧化风机、 真空皮带脱水机、 增压风机， 吸收塔内部装置、 控制系统、 阀门等还需进口， 其余均可国产。 电子束法除了电子束包括电源部分是日本进口 以外，其余均为国内制造。流化床法的锅炉和控制系

9、统进口。旋转喷雾法、活性炭PAFP 法则基本国产。脱硫工艺应适当考虑其可扩展性，如目前以脱硫为主，最好今后可通过加装装置脱氮； 再则，如目前脱硫率在 70%左右的，可考虑加装二级脱硫装置使脱硫率达到90%以上，以便环保要求进一步提高时，能跟得上形势的需要。这方面，石灰石/石膏湿法可以通过加装装置脱氮，电子束法、 PAFP 法、流化床法本身就有脱氮功能，只要稍作调整就可以脱氮。其中，PAFP 法一级装置脱硫率为 70%80%,据称调整运行周期后也可达到 90%,加装二 级装置则肯定可达 90%以上。我省今后选择脱硫工艺, 应优先选择能用在 300 MW 以上机组的工艺, 技术成熟度要高, 脱硫原

10、料价格较低廉,脱硫率应能达到 90%95%,副产品在本省可以得到利用。目前能 满足上述要求的只能是石灰石 /石膏湿法脱硫或海水脱硫,但海水脱硫受地理条件局限很大,因此石灰石 /石膏湿法脱硫应是首选技术。今后石灰石/石膏湿法脱硫在脱硫工艺中的地位就和目前电除尘器在烟气除尘工艺的地位相近。 而其它脱硫工艺如电子束法、 流化床法、 PAFP 法、旋转喷雾法、炉内喷钙法就相当于现在旋风除尘、水膜除尘、布袋除尘的地位,将主要 用于中小机组,根据电厂各自不同的特点予以选择。（1）苏北地区可考虑在电子束脱硫工艺成熟后发展电子束脱硫,同时可以脱氮, 副产物化肥硫铵又可用于当地盐碱地改造,应该能有一定销路。（2

11、）旋转喷雾法则似乎没有明显优势,投资、运行费用虽然比石灰石/石膏湿法脱硫低一些,但低得不是太多,原材料为石灰较贵,且副产品不能利用。（3） 如果要降低投资, 可采用简易湿法, 或象珞璜电厂二期那样搞部分烟气脱硫, 脱硫率 尽管有所下降,但也能达到 80%的脱硫率,与旋转喷雾法持平,投资成本分别为石灰石 /石 膏湿法脱硫的 60%及88%,低于或接近旋转喷雾法,运行成本也与旋转喷雾法相差无几, 而技术上则更为成熟可靠。（4）另一种值得重视的脱硫工艺是流化床法，尤其是增压流化床（PFBC）,因为目前很多小机组使用年限较长，且面临关、停的命运。而 PFBC 电厂具有占地小，环境保护性能高等 优点，适

12、用于老机组的改造，尤其是将退役老机组改造应优先考虑采用PFBC ，因为电厂中汽轮发电机组的寿命比锅炉长， 因此当锅炉报废后， 可用 PFBC 锅炉岛(包括燃气轮机部分) 替代原有电厂， 并利用电厂原有的其它设施进行技术改造， 使老电厂重新具有生命力。 PFBC 结构紧凑、系统简单，几乎不需要增加占地，且电厂出力增加20左右。改造后的 PFBC电厂可保留 1/3 原有设备，相对于新建机组投资约可节约20%40%。改造后的电厂出力提高、煤耗降低、 SO 2 和 NO X 的排放也大为降低。今后老电厂小机组主要是起调峰作用， 而 PFBC在这方面有着得天独厚的优势，因此值得考虑。(5) 炉内喷钙法也可考虑， 主要是其投资和运行成本均较低， 在我省燃煤主要为中低硫煤 的前提下，使用较适合，且下关电厂