脫硫工藝技術

                           上海申弘閥門有限公司 
 
*章 現有可用的脫硫技術 
根據控制SO2排放的工藝在煤炭燃燒過程中的位置，可將脫硫技術分為燃燒前、燃燒中和燃燒后三種。燃燒前脫硫主要是選煤、煤氣化、液化和水煤漿技術；燃燒中脫硫指的是低污染燃燒、型煤和流化床燃燒技術；燃燒后脫硫也即所謂的煙氣脫硫技術。煙氣脫硫技術是目前在世界上*大規模商業化應用的脫硫方式，其它方法還不能在經濟、技術上與之競爭。上海申弘閥門有限公司主營閥門有：減壓閥(氣體減壓閥,可調式減壓閥,波紋管減壓閥,活塞式減壓閥,蒸汽減壓閥,先導式減壓閥,空氣減壓閥,氮氣減壓閥,水用減壓閥,自力式減壓閥,比例減壓閥)、安全閥、保溫閥、低溫閥、球閥、截止閥、閘閥、止回閥、蝶閥、過濾器、放料閥、隔膜閥、旋塞閥、柱塞閥、平衡閥、調節閥、疏水閥、管夾閥、排污閥、排氣閥、排泥閥、氣動閥門、電動閥門、高壓閥門、中壓閥門、低壓閥門、水力控制閥、真空閥門、襯膠閥門、襯氟閥門。專業脫硫閥門生產廠家。

1.1國外煙氣脫硫技術現狀 
世界各國研究開發和商業應用的煙氣脫硫技術估計超過200種。按脫硫產物是否回收，煙氣脫硫可分為拋棄法和再生回收法，前者脫硫混合物直接排放，后者將脫硫副產物以硫酸或硫磺等形式回收。按脫硫產物的干濕形態，煙氣脫硫又可分為濕法、半干法和干法工藝。

1.1.1濕法煙氣脫硫工藝 
濕法煙氣脫硫工藝絕大多數采用堿性漿液或溶液作吸收劑，其中石灰石或石灰為吸收劑的強制氧化濕式脫硫方式是目前使用廣泛的脫硫技術。石灰石或石灰洗滌劑與煙氣中SO2反應，反應產物硫酸鈣在洗滌液中沉淀下來，經分離后即可拋棄，也可以石膏形式回收。目前的系統大多數采用了大處理量洗滌塔，300MW機組可用一個吸收塔，從而節省了投資和運行費用。系統的運行可靠性已達99%以上，通過添加有機酸可使脫硫效率提高到95%以上。 
其它濕式脫硫工藝包括用鈉基、鎂基、海水和氨作吸收劑，一般用于小型電廠和工業鍋爐。以海水為吸收劑的工藝具有結構簡單、不用投加化學品、投資小和運行費用低等特點。氨洗滌法可達很高的脫硫效率，副產物硫酸銨和硝酸銨是可出售的化肥。 1.1.2半干法煙氣脫硫工藝 
噴霧干燥法屬于半干法脫硫工藝。該工藝于70年代初至中期開發成功，*臺電站噴霧干燥脫硫裝置于1980年在美國北方電網的河濱電站投入運行，此后該技術在美國和歐洲的燃煤電站實現了商業化。該法利用石灰漿液作吸收劑，以細霧滴噴入反應器，與SO2邊反應邊干燥，在反應器出口，隨著水分蒸發，形成了干的顆粒混合物。該副產物是硫酸鈣、硫酸鹽、飛灰及未反應的石灰組成的混合物。 
噴霧干燥技術在燃用低硫和中硫煤的中小容量機組上應用較多。當用于高硫煤時石灰漿液需要高度濃縮，因而帶來了一系列技術問題，同時由于石灰脫硫劑的成本較高，也影響了其經濟性。但是近年來，燃用高硫煤的機組應用常規旋轉噴霧技術的比例有所增加。噴霧干燥法可脫除70-95%的SO2，并有可能提高到98%，但副產物的處理和利用一直是個難題。

1.1.3干法脫硫工藝 
干法脫硫工藝主要是噴吸收劑工藝。按所用吸收劑不同可分為鈣基和鈉基工藝，吸收劑可以干態、濕潤態或漿液噴入。噴入部位可以為爐膛、省煤器和煙道。當鈣硫比為2時，干法工藝的脫硫效率可達50-70%，鈣利用率達50%。這種方法較適合老電廠改造，因為在電廠排煙流程中不需要增加什么設備，就能達到脫硫目的。 
再生工藝有些已具有商業可行性，但尚未被廣泛采用。由于反應后的吸收劑需經加熱和化學反應后重新使用，產物需要回收，因此成本較高，工藝復雜。 
SO2/NOx聯合脫除工藝多數處于開發階段，只是在一些燃中硫或低硫煤電廠得以商業應用。這類工藝可分為固體吸收/再生法，氣固催化法，電子束法，噴堿法，濕式SO2/NOx聯合脫除技術等。 
這里要特別提到的是煙氣循環流化床脫硫工藝。該技術在近幾年中已有所發展，不但用戶增多，同時單機的煙氣處理能力也比過去增大了很多。 
該工藝已達到工業化應用的水平，主要是由德國Lurgi公司、德國Wulff公司和丹麥F.L.Smith公司開發的。該工藝流程主要是由吸收劑制備系統、吸收塔吸收系統、吸收劑再循環系統、除塵器以及儀表控制系統等部分組成。鍋爐排出的未處理的煙氣從流化床的底部進入吸收塔。煙氣經過文丘里管后速度加快，并與很細的吸收粉末互相混合。經脫硫后帶有大量固體顆粒的煙氣由吸收塔的頂部排出。排出的煙氣進入吸收劑再循環除塵器中，大部分煙氣中的固體顆粒都被分離出來，然后返回吸收塔中被循環使用。該工藝在德國Solvay公司的自備電廠和Siersdorf電廠使用，運行良好。該工藝的主要特點是系統簡單可靠性高、脫硫效率高與濕法相當、占地小，特別適用于電廠的改造。 
據調查，1992年末*17個國家燃煤電廠已安裝各種FGD裝置646套，總裝機容量達167GW，其中美國308套，德國208套，日本51套。濕式脫硫工藝占世界安裝FGD的機組總容量的81.8%，其中一半以上副產物是石膏；噴霧干燥法次之，占10.5%；噴吸收劑工藝占3.2%，主要用于中小型鍋爐的改造；再生工藝在德國和美國建成17套，共4.7GW；SO2/NOx聯合脫除工藝有18套，總容量為3.0GW。 據英國IEA報告統計，濕式工藝用于燃煤含硫量小于1%的裝置占23%，用于含硫量1-2%的占28%，用于含硫量大于2%的占48%；噴霧干燥法用于燃煤含硫量小于1%的裝置占22%，用于含硫量1-2%的占47%，用于含硫量大于2%的占31%；吸收劑噴射工藝用于燃煤含硫量大于1%的裝置占67%，用于含硫量1-2%的占22%，用于含硫量大于2%的占11%。 1.2國內脫硫技術現狀 
我國電力部門在七十年代就開始在電廠進行煙氣脫硫的研究工作，先后進行了亞鈉循環法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工業性試驗或現場中間試驗研究工作。進入八十年代以來，電力工業部門開展了一些較大規模的煙氣脫硫研究開發工作。同時，近年來我國也加大了煙氣脫硫技術的引進力度。 
1.2.1試驗研究項目 
1.2.1.1湖南省會同發電廠亞鈉循環法半工業性試驗（1978~1981） 
亞鈉循環法（W-L法）煙氣脫硫工藝是以亞硫酸鈉為吸收劑，在低溫條件下（<60℃）吸收煙氣中SO2，生成亞硫酸氫納，以實現煙氣脫硫。當溶液中的SO2達到一定飽和程度后，加熱至140℃以上，亞硫酸氫鈉分解，產生SO2。由于水的蒸發而使亞硫酸鈉結晶，亞硫酸鈉結晶經溶解后再用作吸收劑。因亞硫酸鈉循環使用，故稱之為“亞鈉循環法”。將分解蒸發出的SO2與水蒸汽混合物，經冷凝、冷卻、過濾和干燥，除去水份，從而獲得純SO2，以實現SO2回收。 
1.2.1.2上海閘北電廠石灰石—石膏法現場中間試驗（1977~1979） 
該工藝采用石灰石作為吸收劑，副產物為石膏。系統的主要特點是采用了不同pH值進行兩級吸收，在低pH值下向槽中鼓入空氣，把亞硫酸鈣強制氧化成硫酸鈣。 1.2.1.3湖北松木坪電廠活性炭吸咐脫硫中間試驗（1979~1981） 
該工藝是采用含碘0.43%的活性炭吸附煙氣中的SO2，在煙氣中過剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。通過水分充分洗滌可獲得稀硫酸。 
1.2.1.4四川豆壩電廠磷銨肥法煙氣脫硫中間試驗（1985~1990） 
磷銨肥法（PAFP法）煙氣脫硫工藝采用二級吸收，*級采用活性炭吸附，脫除煙氣中部分SO2制得30%的稀硫酸。然后，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，獲得復合肥料。再用復合肥料脫除活性炭中未能吸收的SO2，終產物為磷酸氫二銨和硫銨。 
1.2.1.5四川白馬電廠旋轉噴霧干燥脫硫試驗工程（1992~1993） 
旋轉噴霧干燥（LSD法）脫硫工藝是利用噴霧干燥的原理。吸收劑漿液以霧狀形式噴入吸收塔內，吸收劑在與煙氣中SO2發生化學反應過程中，不斷吸收煙氣中的熱量，使吸收劑中水份蒸發，脫硫產物以干態形式排放。 
1.2.1.6貴陽電廠文丘里水膜除塵器脫硫中間試驗（1992~1993） 
該工藝是利用現有電廠的水膜除塵器，進行必要的改造，增加脫硫吸收劑制備、噴淋及循環氧化等設施，在同一設備中實施除塵脫硫一體化。 
該工藝在文丘里水膜除塵器喉部噴入鈣基吸收劑，脫除煙氣中部分二氧化硫和粉塵后進入循環氧化槽，再泵入捕滴器內進一步脫硫、除塵。新鮮吸收劑定量補入循環槽內，脫硫產物經強制氧化后排入原有除塵灰系統。 
1.2.2工業示范工藝 
近年來，我國電力工業部門在煙氣脫硫技術引進工作方面加大了力度。對目前世界上電廠鍋爐較廣泛采用的脫硫工藝建造了示范工程，這些脫硫工藝主要有： 1)石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝 2)簡易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝 3)旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝（LSD法） 4)海煙氣脫硫工藝 
5)爐內噴鈣加尾部增濕活化工藝（LIFAC法） 6)電子束煙氣脫硫工藝（EBA） 
7)循環流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB）

1.2.2.1石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝 
石灰石（石灰）—石膏濕法煙氣脫硫工藝主要是采用廉價易得的石灰石或石灰作為脫硫吸收劑，石灰石經破碎磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液。當采用石灰作為吸收劑時，石灰粉經消化處理后加水攪拌制成吸收漿液。在吸收塔內，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進行化學反應被吸收脫除，終產物為石膏。脫硫后的煙氣依次經過除霧器除去霧滴，加熱器加熱升溫后，由增壓風機經煙囪排放，脫硫渣石膏可以綜合利用。 該工藝的反應機理為： （1） 吸收劑為石灰 
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32- 溶解：Ca(OH)2(s) →Ca2++2OH-  CaSO3（s）→Ca2++SO32- 中和：OH-+H+→H2O  OH-+HSO3-→SO32-+H2O 氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+  SO32-+1/2O2→SO42- 
結晶：Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O(s)  Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O(s) （2） 吸收劑為石灰石 
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32- 溶解：CaCO3（s）+H+→Ca2++HCO3- 中和：HCO3-+H+→CO2（g）+H2O 氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+  SO32-+1/2O2→SO42- 
結晶：Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O(s)  Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O(s) 
在我國，重慶珞璜電廠引進了日本三菱公司的石灰石—石膏濕法脫硫工藝，脫硫裝置與兩臺360MW燃煤機組相配套。機組燃煤含硫量為4.02%，脫硫裝置入口煙氣二氧化硫濃度為3500ppm，設計脫硫效率大于95%。從近幾年電廠的運行情況來看，該工藝的脫硫效率很高，環境特性很好。不過，設備存在一定的結垢現象，防腐方面的研究也有待加強。該工藝的流程圖見下圖。
    近，利用德國政府軟貸款的重慶、半山和北京*熱電廠脫硫工程的各項工作正有條不紊的展開，預計到2000年底投入運行。

 1.2.2.2簡易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝  

簡易石灰石—石膏濕法氣脫硫工藝的脫硫原理和普通濕法脫硫基本相同，只是吸收塔內部結構簡單（采用空塔或采用水平布置），省略或簡化換熱器，因而和普通的濕法相比，具有占地面積小、設備成本低、運行及維護費用少等優點。  我國太原*熱電廠引進了日立高速平流濕法脫硫工藝，處理氣量60萬m3/h，為來自300MW機組的三分之二煙氣量，其入口SO2濃度為2000ppm，吸收劑采用石灰石，系統可達80-90%的脫硫效率，自裝置投入運行以來，系統可靠性較好。該工藝的流程圖見下圖。
另外，重慶市長壽化工總廠引進了日本千代田化工建設株式會社噴氣沸騰式簡易脫硫裝置，吸收劑為廢電石渣，裝置脫硫效率為70%以上；山東維坊化工總廠熱電分廠引進的是日本三菱重工的簡易濕式石灰—石膏法，脫硫劑為本廠的廢電石渣，脫硫率為82%。

1.2.2.3旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝 
旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝也是目前應用較廣的一種煙氣脫硫技術，其工藝原理是以石灰為脫硫吸收劑，石灰經消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔內的霧化裝置，在吸收塔內，被霧化成細小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的二氧化硫發生化學反應生成CaSO3，煙氣中的二氧化硫被脫除。該工藝反應機理為： SO2+H2O→H2SO3  

Ca(OH)2+ H2SO3→CaSO3+2H2O CaSO3在微滴中過飽和沉淀析出： CaSO3（l）→CaSO3（g）↓ CaSO3氧化成CaSO4： 
CaSO3（l）+1/2H2O→CaSO4（l） CaSO4溶解毒極低會迅速析出： CaSO4（l）→CaSO4（g）↓ 
與此同時，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發而干燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫產物及未被利用的吸收劑以干燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進入除塵器被收集下來，可以在筑路中用于路基。脫硫后的煙氣經除塵器除塵后排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分脫硫灰加入制漿系統進行循環利用。流程圖見下圖。 
 

我國于1984年在四川內江白馬電廠建成了*套旋轉噴霧半干法煙氣脫硫小型試驗裝置，處理氣量為3400m3N/hr。于1990年1月在白馬電廠建成了一套中型試驗裝置，處理氣量70000m3N/hr，進口SO2濃度3000ppm。經連續運行考核，Ca/S為1.4時，脫硫率可達到80%以上。 
1993年，日本開始援助山東黃島電廠4號機組引進三菱重工旋轉噴霧干燥脫硫工藝，裝置于1994安裝制造完畢，1995年開始試車，處理氣量為30萬m3/h，入口SO2濃度為2000ppm，設計效率為70%。該套設備曾因噴霧干燥脫硫吸收塔內壁出現沉積結垢而造成系統運行故障。通過采取降低處理煙氣量等措施，使系統運行恢復正常。

1.2.2.4海煙氣脫硫工藝 
海煙氣脫硫工藝是利用海水的堿度達到脫除煙氣中的二氧化硫的一種脫硫方法。煙氣經除塵器除塵后，由增壓風機送入氣—氣換熱器中的熱側降溫，然后送入吸收塔。在脫硫吸收塔內，與來自循環冷卻系統的大量海水接觸，煙氣中的二氧化硫被吸收反應脫除。脫除二氧化硫后的煙氣經換熱器升溫，由煙道排放。該工藝的反應機理：洗滌后的海水經處理后排放。此工藝是近幾年才發展起來的新技術。在我國，深圳西部電廠的一臺300MW機組海水脫硫工藝，得到了國家環保總局和國家電力公司的批準，作為海水脫硫試驗示范項目開始實施，在運行過程中開展相應的跟蹤和試驗研究工作。目前，該示范工程已投入商業運行，運行的可靠性高。該工藝的流程圖見下圖。H++CO32-→HCO3- 
HCO3-+H+→H2CO3→CO2+H2O 
洗滌后的海水經處理后排放。此工藝是近幾年才發展起來的新技術。在我國，深圳西部電廠的一臺300MW機組海水脫硫工藝，得到了國家環保總局和國家電力公司的批準，作為海水脫硫試驗示范項目開始實施，在運行過程中開展相應的跟蹤和試驗研究工作。目前，該示范工程已投入商業運行，運行的可靠性高。該工藝的流程圖見下圖。 
 
1.2.2.5爐內噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝 
爐內噴鈣加尾部增濕活化工藝（簡稱LIFAC工藝）是在爐內噴鈣脫硫工藝的基礎上在鍋爐尾部增設了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850-1150℃溫度區，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應生成亞硫酸鈣。由于反應在氣固兩相之間進行，收到傳質過程的影響，反應速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應內，增濕水以霧狀噴入，與未反應的氧化鈣接觸生成Ca(OH)2進而與煙氣中的二氧化硫反應，進而再次脫除二氧化硫。當Ca/S為2.5及以上時，系統脫硫率可達到65%-80%。。該工藝的反應機理為： *階段反應（爐內噴鈣）：  CaSO3→CaO+CO2 CaO+CO2→CaSO3 CaO+SO2+1/2O2→CaSO4 第二階段反應（尾部增濕）： CaO+H2O→Ca(OH)2 SO2+H2O→H2SO3 
Ca(OH)2+ H2SO3→CaSO3+2H2O 
煙氣脫硫后，由于增濕水的加入煙氣溫度下降（只有55-60℃，一般控制出口煙氣溫度高于露點10-15℃，增濕水由于煙溫加熱被迅速蒸發，未反應的吸收劑、反應產物呈干燥態隨煙氣排出，被除塵器收集下來。由于脫硫過程對吸收劑的利用率很低，脫硫副產物是以不穩定的亞硫酸鈣為主的脫硫灰，副產物的綜合利用受到一定的影響。 
南京下關發電廠2×125MW機組全套引進芬蘭IVO公司的LIFAC工藝技術，鍋爐的含硫量為0.92%，設計脫硫效率為75%。目前，兩臺脫硫試驗裝置已投入商業運行，運行的穩定性及可靠性均較高。該工藝的流程圖見下圖。 
 
1.2.2.6電子束煙氣脫硫工藝（EBA法） 
電子束煙氣脫硫工藝是一種物理方法和化學方法相結合的。本工藝的流程是由排煙預除塵、煙氣冷卻、氨的沖入、電子束照射和副產品捕集工序組成。鍋爐所排出的煙氣，經過集塵器的粗濾處理之后進入冷卻塔，在冷卻塔內噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合于脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內*得到蒸發，因此，不產生任何廢水。通過冷卻塔后的煙氣流進反應器，在反應器進口處將一定的氨氣、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決于SOx和NOx濃度，經過電子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中間物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸與共存的氨進行中和反應，生成粉狀顆粒硫酸銨和硝酸銨的混合體。 該工藝的反應機理為： 
N2、O2、H2O→·OH、·O、H2O·、N· SO2+2·OH→H2SO4 SO2+·O+ H2O·→H2SO4 NOx+·O+·OH→HNO3 H2SO4+NH3→(NH4)2SO4 HNO3+ NH3→NH4NO3 
反應所生成的硫酸銨和硝酸銨混合微粒被副成品集塵器所分離和捕集，經過凈化的煙氣升壓后向大氣排放。 
成都熱電廠和日本荏原制作所合作建造了的電子束脫硫工藝裝置，該裝置的處理煙氣量為300,000m3N/hr，二氧化硫的濃度為5148mg/m3，設計脫硫率為80%。目前，該工藝裝置已投入運行，運行的穩定性及設備狀況均較佳。該工藝的流程圖見下圖。 

1.2.2.7循環流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB） 
循環流化床鍋爐脫硫工藝是近年來迅速發展起來的一種新型煤燃燒脫硫技術。其原理是燃料和作為吸收劑的石灰石粉送入燃燒室中部送入，氣流使燃料顆粒、石灰石粉和灰一起在循環流化床強烈擾動并充滿燃燒室，石灰石粉在燃燒室內裂解成氧化鈣，氧化鈣和二氧化硫結合成亞硫酸鈣，鍋爐燃燒室溫度控制在850℃左右，以實現反應*。 該工藝的反應機理為： S+O2→SO2 CaCO3→CaO+CO2 Ca+SO2→CaSO3 
反應的Ca/S達到2.0左右時，脫硫率可達90%以上。 
四川內江高壩電廠引進了芬蘭的410t/hr循環流化床鍋爐，目前已投入了運行。  
第二章 脫硫工藝的技術經濟分析 
世界各國研究開發的煙氣脫硫技術已有很多種，而真正投入商業運行的脫硫工藝只有十幾種，其中為常見的是石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝、簡易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝、煙氣循環流化床脫硫工藝（常規CFB）、旋轉噴霧半干法煙氣脫硫工藝、氣脫硫工藝、爐內噴鈣加尾部增濕活化工藝、電子束煙氣脫硫工藝、循環流化床鍋爐脫硫工藝等。根據這些工藝的運行情況，對其進行技術經濟分析比較，可以看出各種工藝之間的差異。 2.1煙氣脫硫的技術分析 
可以在很多方面對各種煙氣脫硫工藝技術進行分析。一般情況下，煙氣脫硫工藝的技術分析將依據技術成熟度、技術性能和環境特性等三個方面。 
技術成熟度指標根據該技術目前所處的開發階段，分為實驗室、中試、示范和商業化四個階段。技術性能指標反映技術的綜合性能，對煙氣脫硫而言，還包括脫硫效率、處理能力、技術復雜程度、占地面積、再熱需要和副產品利用等。環境特性根據處理后煙氣的二氧化硫排放量進行評價，按其平均值與排放標準進行比較分為很好、好、中等和不好四個等級，低于標準的評為很好，達到標準的為好，接近標準的為中等，達不到標準的為不好。對各種脫硫工藝的技術進行了綜合評價，具體情況見表2.1、表2.2。 
從表2.1和表2.2可以看出，我國已加大了煙氣脫硫技術的引進工作。目前已有好幾套脫硫工藝在可靠、有效地運行。從技術的角度來說，引進的脫硫技術都比較成熟，流程比較合理，但是在脫硫效率、副產品的利用、電耗以及占地面積等方面有所不同。石灰石-石膏濕法脫硫工藝占地面積較多、電耗也很大，但是它的脫硫效率很高；干法/半干法工藝較簡單，電耗低、占地面積也小；海水脫硫工藝電耗較高，但是流程簡單，使用海水作吸收劑，大大節省了運行費用。 表2.1 煙氣脫硫技術的綜合評價（1） 
 
2.2煙氣脫硫的經濟分析 
國內目前大約只有2500MW燃煤機組安裝了煙氣脫硫裝置，所配備的裝置大多從國外引進，處于示范階段，報道的各種技術的經濟參數缺乏統一的基準。通過建立統一的評價方法和指標體系，根據脫硫費用現有資料，綜合考慮貼現、漲價等經濟因素，對各種技術作出的初步經濟分析見表2.3。表中費用已折合為1998年價。 
表2.3 煙氣脫硫技術經濟分析* 分號前的數值表示機組產生的煙氣量，后面的數值表示經過脫硫處理的煙氣量。 
另外，通過對煙氣脫硫經濟性指標分析也可以看出各種工藝之間的差異。煙氣脫硫經濟性指標是指對煤炭燃燒和轉化技術選用折合為每噸煤每年的初投資和每噸煤的加工費用，對煙氣脫硫選用FGD占電站裝機總投資的比例和單位脫硫成本作為綜合經濟性能評價的標準。各種煙氣脫硫工藝的經濟性能的比較見表2.4。 
表2.4 脫硫工藝的經濟性能比較平均而言，濕式石灰石—石膏法投資占電廠投資的比例高，約為16%，低的是爐內噴鈣尾部增濕工藝，只占5%；每脫一噸二氧化硫的運行成本，濕法為1100元左右，干法/半干法為800元左右，而再生法要高一些，但有副產品回收。電廠脫硫將造成電力生產成本的提高，機組安裝濕式FGD后的單位發電成本要增加0.02-0.03元/kWh，安裝干式FGD后的單位發電成本要增加0.01-0.02元/kWh。 
脫硫資金和脫硫造成的運行費用可通過提高電價以及提高取暖收費等方式轉嫁給用戶，由用戶承擔。就全國情況看，發電成本取上限0.03元/kWh計，考慮到2000年安裝脫硫機組容量達3080萬kW（發電量為1727億度），相應的年新增脫硫成本為51.8億元。若將此新增成本攤入整個電網系統，按規劃到2000年發電機組總容量為2.9億度kW，全國發電量為1.3萬億度，則相當于電網成本增加了0.004元/kWh。電價上漲0.004元/kWh不會對工業和居民生活帶來嚴重的影響。 
通過以上的技術、經濟和綜合分析，燃煤二氧化硫控制的可用技術應優先考慮以下的幾項脫硫工藝技術。 1）簡易濕法/干法脫硫技術：濕法技術包括簡易石灰石-石膏和水膜除塵器簡易脫硫工藝兩大類，一般可達60-70%脫硫效率，同時它們投資小、占地面積小，尤其后者適用于老機組的改造。干法主要是指煙氣循環流化床脫硫工藝。該工藝系統簡單可靠性好、脫硫效率高可與濕法相當、鍋爐負荷變化時常規CFB系統仍能正常工作、占地面積小，特別適用老機組的改造，脫硫副產品不會造成二次污染。 
2）吸收劑噴射脫硫：吸收劑噴射脫硫技術按噴射位置可分為爐內噴射、省煤器噴射和煙道噴射（包括噴吸收劑并增濕和煙道噴漿），以及這些工藝的組合。這類工藝投資較低、占地小，主要用于老廠的改造。

3）旋轉噴霧干燥脫硫：用旋轉噴霧器向脫硫塔內噴射石灰漿脫硫，一般用于中、低硫煤，也可用于高硫煤，脫硫效率90%左右。 
4）濕法石灰石-石膏法：該技術是目前國外應用廣的煙氣脫硫工藝，其特點是脫硫效率高（大于90%），吸收劑利用率高（大于90%），設備運轉率高，但初投資和運轉費比干法和半干法和簡易濕法高得多。

5）循環流化床燃燒脫硫技術：該技術在國外已屬商業化技術，在國內已進行示范和應用。 

第三章 火電廠煙氣脫硫工藝的選擇

3.1脫硫工藝的選擇 
對任何一個需要進行脫硫工程的電廠，應該根據工程項目的要求和相關的約束條件，在充分考慮電廠的實際情況（如：場地條件、空間條件、機組狀況、資源狀況等）的基礎上，進行煙氣脫硫工藝方案的選擇。 3.1.1確定工藝的基礎參數 
脫硫工藝的基礎參數主要包括煙氣量、煙溫、二氧化硫的含量、脫硫效率、排煙溫度等。根據工程的具體情況說明主要工藝參數和裕度的選取原則和依據。

3.1.2脫硫工藝方案的選擇 
提出煙氣脫硫工藝方案可供選擇的幾種方案，進行技術經濟比較后，提出方案。根據工程具體情況，必要時應對原煤洗煤、循環流化床燃燒、爐內脫硫和煙氣脫硫等進行多方案的比較，并編寫專題報告。 在脫硫工藝方案的選擇中，應主要考慮的方面如下：

1、吸收劑的利用率； 
2、吸收劑：可獲得性、操作性、危害性等

3、副產品：可利用性、操作性等； 
4、對現有設備的影響：鍋爐、灰收集及處理系統、風機、煙囪；

5、對機組運行方式的適應性，適用性、能耗；

6、場地布置、占用的場地、場地的改造難度； 
7、對環境的影響、廢水的排放、灰場的占用、周圍生態環境；

8、工藝的成熟程度等。 3.2脫硫工藝的選擇舉例 
3.2.1貴溪發電廠1號爐125MW機組脫硫示范工程

3.2.1.1項目概況 
貴溪發電廠1號爐脫硫試驗工程是國家“九五”科技攻關課題“中小型燃煤電站水膜除塵器脫硫技術與裝備研究”的全尺寸工業性試驗工程，是目前我國擁有自主知識產權、在燃煤電廠中應用的、裝機容量大的（125MW）煙氣脫硫工程。其配套的脫硫工藝是由國家電力公司電力環保研究所根據我國中小型燃煤機組脫硫技術的發展方向，經過近10年的研究開發，歷經實驗室研究、關鍵設備的攻關、工藝參數的優化研究、小型試驗、中間工業性試驗等，終形成的以文丘里水膜除塵器為基礎、集脫硫除塵于一體的簡易濕法煙氣脫硫工藝。 3.2.1.2建設條件 
一期工程4臺鍋爐均為上海鍋爐廠制造的SG-400/140型超高壓中間再熱式鍋爐，蒸發量400噸/小時。汽機為N125-135/550/550型，出力125MW。發電機為QFS-125-2，出力125MW。每臺爐配4臺文丘里噴管濕式麻石除塵器，文丘里喉管截面尺寸為1700×650mm，捕滴器內徑4100mm。單臺處理氣量為177000～213000m3/h，設計除塵效率為95%。現4號爐4臺水膜除塵器已改為電除塵器。每爐配2臺Y-73-11№28D型引風機，額定風量410000m3/h，全壓405mmH2O。四臺爐合用一座煙囪，高180米，出口內徑5.79米。 電廠現有四臺煤粉爐均為水力排渣槽排渣。1、2、3號爐為文丘里水膜除塵器除塵。4號爐為電除塵器除塵，目前主要采用干除濕排，部分排灰用來制磚，年綜合利用灰量約為6500噸。 
全廠輸灰系統采用水力輸灰，灰渣混排。灰渣漿經灰渣溝混合自流至灰漿池，再匯入經中和池中和的化學廢水及生產區生活用水，由灰渣泵輸送至灰場。全廠灰渣排量為92.6噸/小時，灰水量約1897.6噸/小時，灰水比1:20?；以眯吞枮?50ZJ-75，設計流量1100m3/h，揚程91.9米?；夜苤睆綖?phi;530×10mm，管內灰水呈弱酸性，灰場排出水，有時呈堿性，pH值在9左右，灰管無結垢現象。 3.2.1.3工藝選擇 
工藝的選擇主要從以下幾個方面考慮：

1、吸收劑的利用率；

2、吸收劑：可獲得性、操作性、危害性等

3、副產品：可利用性、操作性等； 
4、對現有設備的影響：鍋爐、灰收集及處理系統、風機、煙囪；

5、對機組運行方式的適應性，適用性、能耗；

6、場地布置、占用的場地、場地的改造難度； 
7、對環境的影響、廢水的排放、灰場的占用、周圍生態環境；

8、工藝的成熟程度等。 
綜合考慮，確定貴溪發電廠1號爐125MW機組脫硫示范工程工藝采用文丘里水膜除塵器簡易濕法脫硫工藝，吸收劑采用石灰。 
3.2.2南昌電廠2×125MW機組脫硫工程

3.2.2.1項目概況 
南昌發電廠位于南昌市東北郊七里街，贛江南岸，距市中心3公里。有專門的公路相通，水路交通以贛江為主。地理位置*，水陸交通十分便利。 
電廠總裝機容量為250MW（2×125MW），是華中電網主力廠之一，它配 2臺420噸/小時燃煤鍋爐。該電廠燃用中低硫煤，但由于電廠裝機容量較大，煙氣污染源集中。另外，南昌發電廠屬于城市電廠，隨著新的《火電廠污染物排放標準》的實施，火電廠污染物的排放要求越來越嚴格。江西省電力公司、南昌發電廠認識到在南昌發電廠實施脫硫的必要性和重要性，與國電環境保護研究所合作，針對南昌發電廠10號爐和11號爐的現狀立項進行脫硫試驗工程可行性研究。 3.2.2.2建設條件 
南昌發電廠原有9爐8機，均為中壓機組1957年投產，現在都已超期報廢。電廠擴建10、11號兩臺高壓機組，分別于1988年和1989年投入運行，容量均為125MW，為該廠主力機組。 
南昌發電廠10號、11號燃煤機組采用的是上海鍋爐廠生產的SG420/13.73-540/540-416M型中間再熱超高壓鍋爐，蒸發量420t/h，配125MW汽輪發電機組。兩臺鍋爐尾部配兩臺蘭州電力修造廠生產的LDI/LC-94.5-3單室單供電區三電場電除塵器。煙氣從空氣預熱器兩側引出后，分別經單進口煙箱進入各自的甲、乙兩臺電除塵器，除塵后的煙氣經單出口煙箱進入甲、乙兩臺引風機排入兩臺爐共用的煙囪，引風機型號各自為Y4-73-11NO.28D，風量455000m3/h，風壓4010Pa，煙囪高210米，出口直徑為5.5m。 3.2.2.3工藝選擇 
根據煙氣脫硫工藝的選擇原則，并結合南昌電廠的實際情況，該電廠脫硫工藝的選擇上可得出以下的結論： 
1）海水脫硫工藝在具備海水取排水條件和穩定的海水水質條件時才能獲得較高的脫硫效率。南昌電廠為內陸電廠，沒有取用海水的條件，故不能采用海水脫硫工藝。 
2）電子束法脫硫工藝目前尚處于試驗研究階段，在成都熱電廠進行的煙氣脫硫試驗裝置的規模僅相當于100MW，還沒有在更大型機組上應用的業績和經驗。從當地條件來看，該工藝也不太適合南昌發電廠的煙氣脫硫工程。 
3）LIFAC工藝適用于對脫硫效率要求不高的中小型燃煤機組脫硫，同時對鍋爐爐膛要做必要的改造。噴霧干燥法脫硫工藝具有技術成熟，工藝流程較為簡單、系統可靠性較高，在吸收劑品位滿足要求且容易獲得時投資和運行費用相對較低的特點。該工藝已具有在大型發電機組上應用的業績，脫硫效率可以達到85%，但是在南昌地區用作噴霧干燥法脫硫的吸收劑的供應與產物的處理和利用難以實現。 
4）石灰石-石膏濕法脫硫工藝是目前國內外應用廣的煙氣脫硫工藝，其特點是脫硫效率高（大于95%），吸收劑利用率高（大于90%），設備運轉率高。由于場地、資金等問題，該工藝一般情況下不太適用于老機組的改造。 
5）循環流化床燃燒脫硫技術：該技術在國外已屬商業化技術，在國內已進行示范和應用，該工藝具有燃料適應性強、NOX排放量低、和灰渣便于綜合利用等優點，但是該工藝的一次性投資太大，一般不太適用于電廠的老機組的改造。6）簡易濕法煙氣脫硫工藝投資小、占地面積小，特別適用于老機組的改造，系統脫硫效率大于90%，系統可靠性較好。 
根據南昌電廠的實際情況，建議電廠2×125MW機組的脫硫試驗工程采用簡易濕法脫硫工藝。方案按兩種考慮，一種為兩臺機組共用一座吸收塔（簡稱二機一套）；另一種10號爐機組實施簡易濕法（簡稱一機一套）。吸收劑采用石灰石。  
第四章 可行研究報告的編寫

4.1 概述

4.1.1 項目概況 
報告編制依據，項目性質及建設規模，項目建議書審批情況，以及環保要求。

4.1.2 研究范圍 
本階段可行性研究的工作范圍，以及有關專題研究項目或要求委托外單位專門研究的項目。

4.1.3 主要技術原則。

4.1.4 工作簡要過程 
工作時間、地點及過程、參加單位及工作人員的職務、職稱、組織形式與分工等。

4.2 電廠狀況 4.2.1 電廠概況 
電廠規模、機組狀況、電廠總體布置

4.2.2 區域環境狀況 
廠址概述、交通運輸、工程地質

4.2.3 燃料 
燃料來源、燃料種類、耗量及燃料元素分析。

4.2.4 水源 
電廠用水水源、水質狀況及分析。

4.2.5 污染物排放狀況 
污染物排放狀況、污染物處理

4.3 建設條件

4.3.1建設場地 
建設場地的位置、面積、搬遷條件、工程地質等。

4.3.2工程建設條件 
工程建設用電、水、汽、氣等情況

4.3.3藥劑 
處理污染物所需藥劑及藥劑的供應條件。

4.3.4副產物 
污染物處理及副產物綜合利用的條件。

4.4 工藝方案的選擇

4.4.1 設計基礎參數 
主要設計參數，根據工程具體情況說明主要設計參數和裕度的選取原則和依據。

4.4.2 工藝方案的選擇 
提出可供選擇的幾種方案，進行技術經濟比較后，提出方案。根據工程具體情況，必要時應進行多方案比選，并編寫專題報告。

4.5 工程設想 
提出所選定的工藝方案及主要技術原則與布置方案，并作為本項目進行投資估算和經濟效益分析的基礎。 

4.5.1 總體布置 
根據發電廠總體布置規劃，提出工程用地范圍，主要建（構）筑物位置以及輔助、附屬建筑物、施工區的總體規劃等。

4.5.2 工藝系統及設備 
擬定原則性工藝系統，確定主要設備與布置，列出有關計算成果表。

4.5.3 工藝用水、汽、氣。 4.5.4 電氣部分 
擬定供電系統方案，選擇主要設備和布置方案等。

4.5.5 儀表和控制 
提出擬采用的主要控制方式，控制水平和控制室的布置。

4.5.6 土建部分 
說明主要建（構）筑物的建筑形式及布置，結構選型與基礎狀況，對復雜地基要提出處理方案。 4.5.7 進口設備 
需要進口設備的工程，應根據進口設備的特點，提出工程招標書編制原則（包括設計范圍、分包范圍和反包范圍的具體劃分），供業主和主管部門審批。 4.6 環境效益和社會效益 
4.6.1 周圍環境的影響進行分析和評估 
根據國家現行污染物排放標準及有關地方標準，對周圍環境的影響進行分析和評估。

4.6.2 處理效果分析評估 對處理效果進行分析評估。

4.6.3 工程實施后社會效益 描述工程實施后的社會效益。 4.7 節約和合理利用能源 
工程設計中認真貫徹節約和合理利用能源的要求，在主要工藝系統設計中擬定出應采取的節約能源（節電、節水）的措施。

4.8 勞動安全和工藝衛生 
結合工程的特點，應提出防火、防爆、防電傷、防機械、防塵及其它可能發生的傷害、防噪聲、防暑降溫等的防治措施。

4.9 定員 
提出工程建成后所需的運行和管理人員數量、及各崗位的工作職責。 4.10 工程項目輪廓進度 
應包括：設計前期工作，現場勘測、工程設計、工程審批、施工準備、土建施工、設備安裝、調試、生產準備及投產等。 
4.11 投資估算及經濟評價

4.11.1 投資估算

4.11.1.1編制說明 
包括編制的原則、依據、主要工藝系統技術特性及采用主要設備價格來源等。

4.11.1.2投資估算 
根據工程設想的主要工藝系統、主要技術原則與方案編制工程建設項目的投資估算。

4.11.1.3 各專業估算表 
通過單位工程結算表，編制各專業估算表，其它費用計算表及估算表。對于有進口設備的工程，應列出所用外匯額度、匯率、用途及其使用范圍，并參考類似工程編制投資估算，作為指導招標工作的基礎。表的格式及內容視具體的工程項目而定。 
4.11.1.4 工程投資估算與同類工程的實際造價對比分析與本文相關的論文有：五陽煤礦應用閥門案例