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脱硫塔运行费用计算

脱硫塔运行费用计算
造成大气污染及酸雨不断加剧的主要原因是SO2排放,其中,燃煤电站、燃煤工业锅炉、燃煤炉窑等烟气排放污染问题*为突出。为减少SO2的排放,“十五”期间**出台了一系列的法律、法规和政策,促进了烟气脱硫产业化的快速发展,使燃煤电厂的SO2排放得到控制,污染治理取得了初步成效。
“十五”、“十一五”期间,火电厂烟气脱硫技术得到了迅速推广,我国已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、氨法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法、双碱法等10多种工艺的脱硫装置投入商业运行或进行了工业示范;其中,脱硫设备国产化率已达到85%以上;我国拥有自主知识产权的300MW、600MW级火电机组的烟气脱硫技术已通过商业化运行的检验;烟气脱硫工程总承包能力已可以满足脱硫工程建设的需要;其中新建大型燃煤机组的烟气脱硫工程造价已由“九五”末的500元/kW左右,降至目前的150元/kW左右,静态投资成本大幅降低。
经过一段时间的运行和改进,各种工艺的烟气脱硫系统都得到了完善,技术成熟度完全能够满足商业运行要求;烟气脱硫系统的工艺原理不同,其运行成本也不同。本文将对几种典型的烟气脱硫系统的工艺特点和运行成本进行分析。
1几种典型的烟气脱硫系统
目前有10多种烟气脱硫工艺装置投入商业化运行或进行了工业示范,其中石灰石-石膏法占投运机组的90%以上份额,氨法、活性焦吸附法以其**的技术特点分别占有一席之地。
1.1石灰石-石膏法
石灰石-石膏法烟气脱硫技术是一种发展*成熟、在全球范围内广泛应用的烟气脱硫技术,通常被大型电厂所采用。该工艺以石灰石浆液作为吸收剂,通过石灰石浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤,发生反应,去除烟气中的SO2,反应产生的亚硫酸钙通过强制氧化生成含2个结晶水的硫酸钙(石膏),脱硫后的烟气从烟囱排放。
脱硫装置工艺系统主要包括:烟气系统、SO2吸收系统、石灰石破碎及浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水及废水处理系统。主要设备包括:增压风机、烟气挡板门、回转式换热器(GGH)、吸收塔、氧化风机、循环浆泵、破碎机、湿式球磨机、真空皮带脱水机等。
石灰石-石膏法技术的优点:
(1)脱硫剂———石灰石来源丰富,且价廉。
(2)适用的煤种范围广,脱硫效率高。
(3)设备运转率高,技术可靠、稳定,其副产品石膏可出售。
石灰石-石膏法技术的缺点:
(1)初期投资费用大,运行费用高。
(2)占地面积大。
(3)系统管理操作复杂,设备磨损腐蚀现象较为严重。
(4)副产物石膏由于销路问题有可能堆放处理,废水处理较为困难。
1.2氨法脱硫系统
氨法脱硫技术,除用氨水作洗涤剂以外,其运行方式与石灰石-石膏法相似。
从引风机来的烟气,进入脱硫塔浓缩结晶段,经过洗涤、降温、增湿后进入上部吸收段;在吸收段,烟气经氨水吸收液循环吸收SO2生成亚硫酸铵;脱硫后的烟气经除雾,使烟气中水雾小于75mg/m3,净化、除雾后的烟气经热空气及烟气加热器升温至75℃左右送入烟囱排放。
吸收剂氨与吸收液混合后进入吸收塔。吸收烟气中SO2形成的亚硫酸铵在吸收塔底部被鼓入的空气氧化成硫酸铵溶液,用泵将硫酸铵溶液送入结晶段,形成固含量为3%~5%的硫酸铵浆液,硫酸铵浆液经过进一步增稠,生成含固量为40%左右的浆液,含固浆液经过滤离心机分离得到固体硫酸铵,固体硫酸铵进入干燥器干燥后,进入料仓和包装机,即可得到商品硫酸铵。母液经过硫酸铵料液泵返回到结晶槽循环使用。
氨法脱硫系统包括脱硫装置和硫酸铵后续处理装置。其中:
脱硫装置的主要设备有吸收塔、烟气再热器、烟道、挡板门、循环泵及循环槽、结晶泵及结晶槽、氧化风机、氨水槽及氨水泵、工艺水槽及水泵,附属管道、阀门及控制仪表等。
硫酸铵处理装置的主要设备有旋流器、稠厚器、离心机、干燥机、包装机、尾气洗涤塔、硫酸铵料液槽及硫酸铵料液泵,附属的管道、阀门及控制仪表等。
氨法脱硫技术的优点:
(1)氨的碱性强于钙基吸收剂,相对于钙基脱硫工艺来说,系统简单、设备体积小、能耗低。

(2)脱硫副产品硫酸铵是一种常用的化肥,副产品的销售收入能大幅度弥补运行成本的支出。

(3)氨水和硫酸铵溶液处在一个封闭的循环回路中,不产生任何废水、废液和废渣,不产生任何二次污染。
(4)氨法脱硫工艺在脱除SO2的同时还能脱除部分NOx。
氨法脱硫技术的缺点:
(1)氨易挥发。氨法与钙法(石灰石)脱硫的本质区别是,前者的脱硫剂在常温常压下是气体,易挥发,而后者的脱硫剂是固体,不挥发。因此,氨法脱硫的首要问题是如何解决氨的易挥发性问题,防止氨随脱硫尾气溢出而造成的损失。
(2)脱硫系统设备腐蚀大,防腐成本高。
(3)需要控制亚硫酸铵气溶胶。由于在脱硫过程中,热烟气与水溶液接触,在液体表面,饱和水蒸气向气相转移,超细的固体颗粒会成为水蒸气冷凝结露的核心或晶种。因此,要防止气溶胶的产生,在气相形成亚硫酸氢氨的固体,即气相沉淀。*初形成的固体呈现为微米级别的超细粉末,称为气溶胶。
1.3活性焦脱硫技术
活性焦对SO2的吸附由物理吸附和化学吸附2类过程组成,其基本原理为:含有SO2、O2和水蒸气的烟气通过增压风机加压进入装有活性焦的吸附塔,烟气均匀地穿过活性焦吸附层,烟气中的SO2被吸附在活性焦表面,在炭表面的含氧络合物基团强有力的催化氧化作用下,生成的H2SO4吸附在活性焦空隙内,同时活性焦吸附层相当于高效颗粒层过滤器,在惯性碰撞和拦截效应的作用下,烟气中的大部分粉尘颗粒在床层内部的不同部位被捕集,完成烟气脱硫、除尘净化。同时汞、砷等重金属、HF、HCl和二恶英等大分子氧化物也被脱除,脱除后的净烟气经净烟道汇集,通过烟囱排放。
吸附SO2达到饱和的活性焦从吸附塔底部排出,通过输送系统运至解析塔进行加热再生;再生的活性焦经筛分后与补充的新活性焦再送入吸附系统进行循环吸附使用。经筛分破损的活性焦从活性焦循环系统中分离出来,可以进入锅炉燃烧或再加工成其他产品。再生回收的高浓度SO2混合气体送入硫回收系统作为生产浓硫酸的原料。
活性焦脱硫系统由烟气系统、吸附系统、解析再生系统、活性焦储存及输送系统、硫回收系统等组成。
活性焦脱硫技术的优点有:
(1)烟气脱硫反应在110~150℃进行,不需烟气加热装置。
(2)脱硫过程不用水,适用于水资源缺乏地区,且不产生废水、废渣等二次污染物。
(3)用活性焦作吸附剂,可再生循环利用,成本较低。
(4)能同时脱除汞、砷等重金属,以及HF、HCl和二恶英等大分子氧化物。
(5)如果加入喷氨装置可以脱除NOx,能够降低脱硝造价和运行成本,是一种高效的烟气净化方式。
(6)脱硫产物为硫酸、硫磺等副产品,可实现资源化利用。
活性焦脱硫技术的缺点:
(1)缺乏自主知识产权的烟气脱硫工艺技术和一些关键设备的制造技术。
(2)烟气脱硫国产化依托工程的落实存在难度,自主研发的技术难以实现规模化生产。
(3)初始投资较大。
2运行费用分析
火电厂烟气脱硫系统的建设投资较过去已经有了大幅度的降低,国产化率也超过85%,烟气脱硫系统增加了发电企业的运行成本,发电企业对此非常重视。本文以600MW机组为例对采用石灰石-石膏法脱硫技术、活性焦脱硫技术进行运行成本分析,以300MW机组为例对采用氨法脱硫技术进行运行成本分析(目前运行的容量*大的机组)。其中,600MW机组锅炉按蒸发量为1931t/h,燃煤量250t/h,煤炭硫分为1%进行系统分析,湿法脱硫方案参照某项目工程的设计;活性焦方案参照日本电源开发(株)矶子火力发电厂(2×600MW)方案设计。
600MW机组脱硫的相关数据如下:燃煤硫分按1%考虑:250t/h×1%=2.5t/h;SO2产生量:2.5t/h×80%×64/32=4t/h(燃煤中的硫与氧的反应:S+O2=SO2,式中:32为S的分子量,64为SO2的分子量,80%为煤燃烧时硫的转化率。经实测统计为80%~85%,取80%)。
CaCO3的需要量:8t/h(参考《火电工程限额设计参考造价指标》2008年水平)。
石膏产生量:4t/h×95%×172/64=10.21t/h(SO2->CaSO4·2H2O,式中:64为SO2的分子量,172为CaSO4·2H2O的分子量,95%为脱硫效率)。
H2SO4的产生量:4t/h×95%×98/64=5.82t/h(SO2->H2SO4,式中:64为SO2的分子量,98为H2SO4的分子量,95%为脱硫效率)。
机组运行小时数按照《火电工程限额设计参考造价指标》的5000h计算,材料费用参考目前的市场价,其中:水价3.5元/t,电价0.5元/(kW·h),石灰石100元/t,石膏50元/t,活性焦5000元/t,硫酸350元/t,液氨2250元/t,硫酸铵650元/t,蒸汽60元/t。
石灰石-石膏法运行费用(600MW机组)参见表1。

氨法脱硫运行机组*大容量为**的300MW,本文参考文献[2]中所做预算进行比较,氨法运行费用(300MW机组)参见表3。

以上运行费用没有计算人工费、检修费用和脱硫电价补贴。
由表1~3的运行数据分析可以判断,活性焦脱硫工艺的运行成本*低,其次是氨法工艺,运行成本*高的是石灰石-石膏法脱硫工艺。

冀公网安备 13112102000377号