烟气脱硫技术
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摘要湖南省125MW和200MW火电机组均处于“两控区”。通过对以上机组进行烟气脱硫技术经济分析，为湖南省火电厂的环保管理、污染控制和区域总量控制提供依据和决策服务。
关键词烟气脱硫经济分析火电机组
0概述
酸雨是人类在生产生活过程中向大气排放大量的二氧化硫、氮氧化物所造成的。目前我国的主要能源是煤，煤燃烧所产生的二氧化硫、氮氧化物就成为导致酸雨的主要原因。湖南省125MW和200MW火电机组均处于国家划定的“二氧化硫和酸雨控制区”内。本文对以上火电机组烟气脱硫技术进行经济分析，为湖南省火电厂的环保管理、污染控制和区域总量控制提供技术依据和决策服务。
1烟气脱硫方法
烟气脱硫大致可分为干法和湿法。干法的优点是无湿法的废水处理问题，烟气脱硫系统相对比湿式回收法简单，但干法亦存在较大的问题，干法是气—固之间的反应，反应效率不高，脱硫效率偏低，脱硫剂的利用率不高。湿法属液—固反应，反应速度快，大大缩短了烟气在反应器里的停留时间，吸收塔的体积可以大大缩小，可降低投资，而且可适合各种低、中、高硫的煤种，工艺上仅需要改变吸收剂的加入量即可。
烟气脱硫湿法洗涤技术有磷铵肥法（磷铵吸收剂）、双硷法（NaOH、石灰吸收剂）、氨法、氧化镁法、炉内喷钙—增湿活化脱硫法，喷雾干燥型气／液接触器中进行的半干洗涤法（用生石灰作吸收剂）。应用最广的是石灰石—石膏法、活性碳吸收法、氧化铜、氧化锌法。
据报道，在欧洲广泛采用的湿式石灰石技术是在德国于70年代末开始发展的。石灰／石灰石系统占欧洲已安装或正在施工的洗涤塔的90％。使用的脱硫剂种类很多，其中价格最低的是石灰和石灰石，石灰的优点是吸收SO2反应快、脱硫效率高，缺点是必须采购土制石灰，在厂内进行消化、制浆。由于土制生石灰品质不高，消化困难，劳动强度大，现场条件恶劣，如果采用引进石灰生产线，投资大大增加。
石灰石优点是石灰石矿资源丰富，分布很广，价格低廉，加工容易，制粉占地不大，投资省。
目前，世界上应用石灰石烟气脱硫工艺最多的国家是美国、日本、德国和奥地利，应用这种方法的单机容量可达1000MW。在国内，这一脱硫工艺已在重庆珞璜电厂2台365MW机组上应用。
2经济分析
目前，制约脱硫工程广泛应用的根本原因是烟气脱硫费用较高。因此脱硫工程要在我国得到全面推广运用，烟气脱硫工艺必须是基建投资省、运行成本低、系统简单的脱硫工艺。
为对125MW和200MW机组进行经济分析，采用两种方法进行经济技术比较。其中一种是根据国内外的相关研究，脱硫工程的投资额与电厂容量的0．8次方成正比，除脱硫剂外的一切运行费用也与电厂容量的0．8次方成正比进行计算。第2种方法简易除尘脱硫技术经济比较采用类比法。
2．1金竹山电厂125MW机组烟气脱硫经济分析
根据相关资料计算出金竹山电厂125MW机组在燃煤含硫1．09％时的几种脱硫技术经济比较结果见表1。其中机组年运行小时为5000h，年脱除二氧化硫单位投资按20a计算（以下相同）。
从表1看出，采用锅炉喷钙增湿法脱硫1台125MW机组投资4471万元，年运行费用437万元；采用GSA或CFB排烟循环法脱硫投资3796万元，年运行费用448万元；采用石灰石—石膏法投资15851万元，年运行费用689万元；采用电子束法投资12308万元，年运行费用731万元；采用管道喷钙脱硫投资347万元，年运行费用83万元；采用三相流化床投资420万元，年运行费用166万元；采用简易石膏法投资790万元，年运行费用242万元。
金竹山电厂是个老厂，125MW机组运行时间较长。3号、4号、5号机组虽有一定场地可作脱硫场地，但场地较小。因此对未到退役年限的125MW机组进行脱硫技术改造，不宜采用投资和运行费用较高的电子束法和石灰石—石膏法进行烟气脱硫。3号、4号、5号机组的除尘器是文丘里—水膜除尘器，若采用烟气循环流化床（CFB）脱硫技术进行脱硫技术改造，可在原来的水膜筒基础上进行技术改造，大幅度降低脱硫技术改造投资。若不要求高脱硫效率，在原来的水膜筒基础上进行三相流化床技术改造，还可进一步降低脱硫技术改造投资。6号机组是采用电除尘器除尘，若采用锅炉喷钙增湿技术进行脱硫改造，电除尘器有利于减少因脱硫而增加的烟尘排放量。若脱硫效率要求不高，可采用管道喷钙进行烟气脱硫，投资和运行费用最省。
根据以上分析，推荐金竹山电厂3号、4号、5号机组采用三相流化床进行烟气脱硫技术改造，6号机组可根据对脱硫效率的要求来选择锅炉喷钙增湿或管道喷钙进行脱硫改造。
2．2株洲电厂125MW机组烟气脱硫经济分析
采用相同的计算方法，株洲电厂125MW机组在燃煤含硫1．3％时的几种脱硫技术经济比较结果见表2。
从表2可知，采用锅炉喷钙增湿法脱硫1台125MW机组投资4471万元，年运行费用461万元；采用GSA或CFB排烟循环法脱硫投资3796万元，年运行费用472万元；采用石灰石—石膏法投资15851万元，年运行费用726万元；采用电子束法投资12308万元，年运行费用769万元；采用管道喷钙脱硫投资347万元，年运行费用137万元；采用三相流化床投资420万元，年运行费用272万元；采用简易石膏法投资790万元，年运行费用384万元。
株洲电厂2×125MW属新建的机组，运行时间不长。工程未预留脱硫场地，因此对株洲电厂125·81·MW机组进行脱硫改造，不宜采用需要很大脱硫场地的石灰石—石膏法和电子束法。株洲电厂地处株洲市的工业区，需要较高的脱硫效率才能为2×300MW机组扩建提供有利的条件和满足以后更严格的排放标准。采用锅炉喷钙增湿法、GSA或CFB排烟循环法可达到较高的脱硫效率。那一种合理脱硫技术较合理，还是把2种技术联合起来进行脱硫，要进行进一步的技术论证。
根据分析推荐株洲电厂125MW机组采用GSA或CFB排烟循环法进行烟气脱硫改造。
2．3耒阳电厂200MW机组烟气脱硫经济分析
同样计算出耒阳电厂200MW机组在燃煤含硫1．09％时的几种脱硫技术经济比较结果见表3。
表3说明，采用锅炉喷钙增湿法脱硫1台200MW机组投资6949万元，年运行费用684万元；采用GSA或CFB排烟循环法脱硫投资5528万元，年运行费用701万元；采用石灰石—石膏法投资22111万元，年运行费用1079万元；采用电子束法投资17926万元，年运行费用1140万元；采用管道喷钙脱硫投资539万元，年运行费用301万元；采用三相流化床投资612万元，年运行费用429万元；采用简易石膏法投资1100万元，年运行费用539万元。
锅炉喷钙增湿法虽然有投资及运行低的优点，且不增加场地，但也存在以下问题：a．脱硫率不及石灰石—石膏法；b．脱硫过程简单但系统较复杂；c．对脱硫剂粒度要求高；d．喷嘴易磨损，增湿系统的活化器易腐蚀；e．由于脱硫率比石灰石—石膏法低，因此需要的脱硫剂量大，同时产生的灰、渣量也大，如不能综合利用，将加重现有灰场的负担。
烟气循环流化床法（CFB）则有投资及运行费用低的优点，且不增加场地，但也存在以下问题：a．系统排烟温度一般较低，因此设备较易腐蚀及堵塞；b．由于吸收塔内局部烟速很高，吸收塔易磨损；c．由于需要大量的纯度及活性很高的石灰，并且石灰生产也会造成二次污染；d．我国目前还未见有200MW机组的烟气循环硫化床脱硫业绩，该技术是否在200MW机组上可行，有待进一步论证。
耒阳电厂200MW机组的运行期还很长，加上正在进行二期2×300MW扩建工程，环境容量有限。因此为更有利于减少扩建对环境的压力，推荐耒阳电厂的200MW采用脱硫效率较高、技术较成熟的石灰石—石膏法进行烟气脱硫。
3结论及建议
综合以上技术经济分析，湖南省125MW和200MW火电机组采用石灰石—石膏法、电子束法进行烟气脱硫，具有脱硫效率较高，副产品有一定市场，不增加灰场的负担等优点，但工程投资较大，目前火电厂的投资和管理方较难承担。若采用三相流化床、管道喷钙等简易烟气脱硫法，烟气脱硫效率相对较低，投资较少，对脱硫效率要求不高的火电厂进行脱硫改造较适合。对文丘里水膜除尘器进行三相流化床改造，可以实现除尘脱硫一体化，不仅场地需要很少，且投资最省。因此对文丘里水膜除尘器的火电机组是可以优先考虑的技术改造方案。
总之，不论125MW和200MW火电机组，还是其他高温高压机组，在进行烟气脱硫的方案选择时，经济运行是考虑的主要方面之一，但机组安全运行是基础。只有保证机组安全运行的脱硫技术才能在实践中运用。
