1、环保产业国际研讨会国内外烟气脱硫技术发展现状及各种技术利弊郝吉明郝吉明 清华大学环境科学与工程研究院清华大学环境科学与工程研究院2003年12月16日 国内外烟气脱硫技术发展现状及各种技术利弊 1.1.国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状 2.2.各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析 3.3.各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价 国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状湿法（上百种）石灰石(石灰)-石膏法 海水法 镁法 钠法 双碱法 氨法 海水法 磷铵肥法 简易湿式除尘脱硫一体化技术 其它：碱式硫酸铝法、氧化鋅法等半干法法：喷雾干燥法
2、 炉内喷钙加尾部增湿活化 管道喷射法干法：烟气循环流化床SO2/NOx联合脱除技术：固体吸附/再生法(如CuO：蚇OxSO工艺)电子束辐射法法 脉冲电晕法 湿式工艺国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状石灰石石膏法 优点是脱硫效率高，可达优点是脱硫效率高，可达95%95%以上，钙利用率高在以上，钙利用率高在93%93%以上，系统可靠性达以上，系统可靠性达99%99%，自动化程度高，技术成熟，自动化程度高，技术成熟度和可靠性高。度和可靠性高。缺点是投资大，一般要占到电厂总投资的缺点是投资大，一般要占到电厂总投资的10-15%10-
3、15%；吸；吸收塔和管道需要防腐处理；脱硫产品石膏产生量大，收塔和管道需要防腐处理；脱硫产品石膏产生量大，目前开发利用率低，大都直接堆放或填埋；占地面积目前开发利用率低，大都直接堆放或填埋；占地面积大；脱硫动力消耗较大，占总发电量的大；脱硫动力消耗较大，占总发电量的1.5-2%1.5-2%。石灰石料仓浆液槽吸收塔石膏增稠器除尘器氧化槽烟气石膏脱水机石膏气气换热器洁净烟气重庆珞璜电厂石灰石石膏法烟气脱硫装置流程图重庆珞璜电厂石灰石石膏法烟气脱硫装置流程图松藻煤矿高硫无烟煤含硫量松藻煤矿高硫无烟煤含硫量3.5-5.0；烟气入口烟气入口SO2浓度浓度10,000mg/m3(W)，飞灰含量飞灰含量21
4、3mg/Nm3(W)；FGD脱硫效率脱硫效率96，保证，保证 95；出口烟气温度出口烟气温度 90；石灰石超细粉石灰石超细粉250目，筛余目，筛余5；钙利用率钙利用率93；烟气流速烟气流速4.3m/s，停留时间，停留时间3.3s；单机耗电单机耗电6400 kWh/h；石膏纯度约石膏纯度约90；副产石膏约副产石膏约34万吨万吨国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状简易石灰石石膏法：简易湿法的吸收塔进行简化，使其集冷却、除尘、吸收和氧化于简易湿法的吸收塔进行简化，使其集冷却、除尘、吸收和氧化于一体，同时烟气不设置换热器而是利用一部分旁路烟气与净化后一体，同时烟气不设置换热器而是利用一
5、部分旁路烟气与净化后烟气混合以达到排放烟气的升温目的。烟气混合以达到排放烟气的升温目的。优点是投资较传统法低，约为优点是投资较传统法低，约为50-80%50-80%，设备较为紧凑，动力消耗，设备较为紧凑，动力消耗约占发电量的约占发电量的1-1.5%1-1.5%。其脱硫率可达到。其脱硫率可达到70-80%70-80%的中等效率。的中等效率。缺点是缺乏在国外大规模应用的业绩，部分引进技术的水汽循环缺点是缺乏在国外大规模应用的业绩，部分引进技术的水汽循环比大，运行成本较高。比大，运行成本较高。简易湿式石灰石简易湿式石灰石-石膏法适用于大中型工业锅炉和中等脱硫效率石膏法适用于大中型工业锅炉和中等脱硫效
6、率要求的电站锅炉。燃高硫煤机组和新建机组脱硫一般不提倡采用要求的电站锅炉。燃高硫煤机组和新建机组脱硫一般不提倡采用此法。此法。国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状山东潍坊化工厂热点分厂山东潍坊化工厂热点分厂1#2#锅炉简易湿式石灰石膏法锅炉简易湿式石灰石膏法进口：进口：烟气量烟气量93,300 Nm3/hr；SO2浓度浓度1050 ppm；烟气温度烟气温度66 出口：出口：烟气量烟气量96500 Nm3/hr；SO2浓度浓度185 ppm；烟气温度烟气温度41 脱硫效率大于脱硫效率大于70；吸收剂废电石渣，纯度吸收剂废电石渣，纯度75石膏含水率石膏含水率19，纯度，纯度 95%
7、国内外烟气脱硫技术发展现状南宁化工厂南宁化工厂35t/hr锅炉简易湿式石灰石膏法锅炉简易湿式石灰石膏法进口：进口：烟气量烟气量50,700 Nm3/hr；SO2浓度浓度2,300 ppm；烟气温度烟气温度59 出口：出口：烟气量烟气量96,500 Nm3/hr；SO2浓度浓度440 ppm；烟气温度烟气温度51 脱硫效率脱硫效率70；石膏含水率石膏含水率1215，纯度，纯度 90国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状太原热电厂引进的日立高速平流湿法脱硫工艺太原热电厂引进的日立高速平流湿法脱硫工艺进口：进口：烟气量烟气量60万万 Nm3/hr；SO2浓度浓度2000 ppm；烟气温
8、度烟气温度140 烟尘浓度烟尘浓度500 mg/Nm3出口烟气温度出口烟气温度45 ：脱硫效率大于脱硫效率大于80；吸收剂为石灰石，粒度吸收剂为石灰石，粒度100目，目，利用率利用率85。国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状旋转喷雾法：雾化器是核心设备，分喷嘴型和旋转离心雾化器两种，目前雾化器是核心设备，分喷嘴型和旋转离心雾化器两种，目前国内商需依赖进口。喷嘴雾化器的优点是可平行安装，切换国内商需依赖进口。喷嘴雾化器的优点是可平行安装，切换方便，各喷嘴可独立运行，可以在线维护；缺点是要求表面方便，各喷嘴可独立运行，可以在线维护；缺点是要求表面耐磨性高。旋转离心雾化器由旋转盘或雾
9、化轮使浆液分碎，耐磨性高。旋转离心雾化器由旋转盘或雾化轮使浆液分碎，所产生的液滴大小与浆液流量关系不大，因而具有较好的调所产生的液滴大小与浆液流量关系不大，因而具有较好的调节能力；缺点是结构复杂，维修困难。节能力；缺点是结构复杂，维修困难。石灰仓石 灰 消 化器浆液槽喷雾干燥吸收塔雾化器烟气静电或布袋除尘器净化烟气国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状 优点：脱硫原料为石灰，在钙硫比为优点：脱硫原料为石灰，在钙硫比为1.51.5时，其脱硫效率可时，其脱硫效率可达到达到75-90%75-90%；投资费用较低，约占电厂投资的；投资费用较低，约占电厂投资的5-10%5-10%；脱硫；脱
10、硫产物呈干态，并和飞灰相混，无需装设除雾器及烟气再热器产物呈干态，并和飞灰相混，无需装设除雾器及烟气再热器；设备不易腐蚀。；设备不易腐蚀。缺点：吸收剂采用石灰浆，费用较高；吸收剂利用率低于湿缺点：吸收剂采用石灰浆，费用较高；吸收剂利用率低于湿法，特别是用于高硫煤时经济性差；飞灰和脱硫产物相混可法，特别是用于高硫煤时经济性差；飞灰和脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求较苛刻；产生的脱硫能影响综合利用；对干燥过程控制要求较苛刻；产生的脱硫副产品目前尚不能大规模工业应用。副产品目前尚不能大规模工业应用。喷雾干燥法较适用于燃中、低硫煤喷雾干燥法较适用于燃中、低硫煤(含含S2%)S2%)的锅
11、炉脱硫，一的锅炉脱硫，一般机组容量不大于般机组容量不大于200MW200MW。用于高硫煤时脱硫剂制备费用提。用于高硫煤时脱硫剂制备费用提高、设备磨损加剧，除尘负荷提高，在技术和经济上都不适高、设备磨损加剧，除尘负荷提高，在技术和经济上都不适用。用。国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状四川白马电厂四川白马电厂70,000Nm3/hr中试工艺流程图中试工艺流程图四川芙蓉无烟煤含硫量四川芙蓉无烟煤含硫量3.5；烟气入口温度烟气入口温度162；SO2浓度为浓度为3000ppm；氧化钙纯度氧化钙纯度6070，细度细度200目；目；试验浆液浓度试验浆液浓度616；脱硫灰渣钙盐含量较高脱硫灰
12、渣钙盐含量较高国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状炉内喷钙尾部增湿：优点是：系统简单，改造容易；喷钙对炉膛燃烧影响不大，热量优点是：系统简单，改造容易；喷钙对炉膛燃烧影响不大，热量损失不超过总燃料量的损失不超过总燃料量的0.3%0.3%；投资约为电厂投资；投资约为电厂投资5-8%5-8%；脱硫费用；脱硫费用较低。较低。其缺点是：脱硫率不高，一般在钙硫比为其缺点是：脱硫率不高，一般在钙硫比为2 2时，炉膛内的脱硫率时，炉膛内的脱硫率为为15-30%15-30%，系统总效率可达，系统总效率可达60-75%60-75%；由于钙硫比较高，加重了后；由于钙硫比较高，加重了后续除尘器的负荷
13、，除尘效率下降；锅炉对流受热面有时会出现轻续除尘器的负荷，除尘效率下降；锅炉对流受热面有时会出现轻微积灰。微积灰。适用于含硫小于适用于含硫小于1%1%的低硫煤脱硫，以及在用小机组锅炉的脱硫改的低硫煤脱硫，以及在用小机组锅炉的脱硫改造。造。石灰石料仓计量仓锅炉系统风机增湿活化器静电除尘器水 压缩空气净化烟气国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状计量仓石灰石粉仓锅炉喷粉风机灰再循环渣再循环ESP活化器烟囱图 南京下关电厂LIFAC工艺流程图处 理 总 烟 气 量 864,348 Nm3/h燃煤含硫量 0.92%脱硫率 75%钙硫化 2.5石 灰 石 粉 细 度80%95%影响锅炉效率
14、 0.61%系统电力负荷 760kw系 统 使 用 年 限 1 5 年占地面积1350 m2 国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状海水法脱硫：特点是：用天然海水作吸收剂特点是：用天然海水作吸收剂,不添加任何其它化物质不添加任何其它化物质,无需吸收剂制备系统无需吸收剂制备系统,工艺比较简单；吸收系统不会产生结垢工艺比较简单；吸收系统不会产生结垢,堵塞等问题堵塞等问题,系统利用率高；脱硫效率系统利用率高；脱硫效率较高较高,对于低硫煤可达对于低硫煤可达70-90%70-90%；投资和运行费用较低；投资和运行费用较低,通常比石灰石通常比石灰石石膏法低石膏法低三分之一。三分之一。比较适合
15、于沿海地区电厂烟气脱硫。但由于海水的天然碱度较低，一般只能用于比较适合于沿海地区电厂烟气脱硫。但由于海水的天然碱度较低，一般只能用于含硫低于含硫低于1%1%的燃煤烟气脱硫。目前还缺少脱硫排放液对海洋长期生态系统影响的的燃煤烟气脱硫。目前还缺少脱硫排放液对海洋长期生态系统影响的研究评价。研究评价。海水脱硫分两类海水脱硫分两类:(1):(1)用纯海水作为吸收剂用纯海水作为吸收剂,以挪威以挪威ABBABB公司开发的公司开发的FlaktFlakt-Hydro-Hydro工艺为代表，已商业应用；工艺为代表，已商业应用；(2)(2)在海水中添加石灰调节碱度在海水中添加石灰调节碱度,以美国以美国Bechte
16、Bechte公司工公司工艺为代表，已示范但未商业化。艺为代表，已示范但未商业化。海水气气换热器吸收塔曝气池海水海水排放洗涤海水净化烟气烟气国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状引风机ESP烟囱挡板气-气热交换器 增压风机吸收塔海水升压泵曝气池曝气风机混合器烟气排海深圳西部电厂2号机组300MW海水脱硫工程流程 晋北烟煤含硫量0.63%。实际混合煤种含硫量为0.75%；烟气量110万Nm3/h；入口烟气温度104-145；海水流量设计值?2m3/S；凝汽器出口海水温度为27-40,海水盐度为2.3%；设计系统脱硫率90%；排放海水的pH6.5；电厂排水水质满足三类标准，出口烟气温度
17、70以上。国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状电子束法脱硫：优点是：系统脱硫效率高，可达优点是：系统脱硫效率高，可达90%90%，并有一定的脱氮作用；副，并有一定的脱氮作用；副产硫铵和硝铵，是潜在的农用肥料；设备紧凑，占地少。产硫铵和硝铵，是潜在的农用肥料；设备紧凑，占地少。缺点是：动力消耗较大，占发电量的缺点是：动力消耗较大，占发电量的1.5-2.5%1.5-2.5%；过程中需使用液；过程中需使用液氨，有潜在的二次污染风险；技术成熟度低；核心设备是电子加氨，有潜在的二次污染风险；技术成熟度低；核心设备是电子加速器，我国的高能大功率加速器技术尚未过关。速器，我国的高能大功率加速
18、器技术尚未过关。静电除尘器冷却塔反应器静电除尘器电 子 束 加 速器冷却水副产品液氨净化烟气烟气国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状成都热电厂100MW电子束脱硫示范工程烟气流量 300,000 Nm3/h烟气温度 132SO2浓度 1800 ppmNOx浓度 400 ppm脱硫率 8090%脱硝率 10%出口温度61副产品产量 2470kg/h浓氨消耗 654kg/h水消耗16t/h电消耗 2305 kWh/h蒸汽消耗 3t/h占地 5541m2国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状国外烟气脱硫技术：(1)湿法脱硫技术，占全世界FGD装置总量的85%左右，其中石
19、灰石-石膏法约占36.7%，其它湿法脱硫技术约占48.3%；(2)半干法脱硫技术，主要包括喷雾干燥脱硫技术、炉内喷射吸收剂/增温活化脱硫技术等，约占全世界FGD装置总量的10%；(3)干法脱硫技术，包括烟气循环流化床脱硫技术、等离子体烟气脱硫技术等。据统计，全球燃煤电厂已有近千台烟气脱硫装置，总装机容量达240GW。国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状 世 界FGD技 术 构 成1234561.石灰石石 膏法 42.3%;2.其它湿法39.4%3.喷雾干燥 法11%3.喷吸着剂3.2%;4.再生法2.8%5.硫氮联脱法1.8%0%20%40%60%80%100%湿 式 工 艺喷
20、 雾 干 燥喷 吸 收 剂技术比例S2%用 于 不 同 燃 煤 含 硫 量 的FGD装 置 数 比 例国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状 全世界烟气脱硫容量全世界烟气脱硫容量(MWe(MWe)的历史增长趋势的历史增长趋势国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状 不同烟气脱硫工艺的装机容量，MWe(1998年)工艺美国其它国家世界湿法抛弃湿法抛弃82092114800196892石灰石法56560106939163499石灰法14237433818575镁法8464508514碳酸钠法2756-2756海水法7510501125其它-24232423干法抛弃干法抛弃
21、140811065424735喷雾干燥法11315690418219烟道喷钙法240011253525循环流化床法80517597炉内喷钙法28621082394再生法再生法279823945192总计98971127848226819工艺类型吸收剂吸收液状态原料副产品湿法石灰-石膏法亚硫酸钙CaSO3浆液碳酸钙熟石灰生石灰CaCO3Ca(OH)2CaO石膏CaSO4*2H2O镁-石膏法亚硫酸镁MgSO3亚硫酸钙CaSO3浆液氢氧化镁熟石灰碳酸钙Mg(OH)2Ca(OH)2CaCO3石膏亚硫酸钠-格劳贝尔盐法亚硫酸钠Na2SO3溶液苛性钠NaOH排出格劳贝尔盐液体亚硫酸钠回收法苛性钠NaOH亚
22、硫酸钠Na2SO3亚硫酸钠石膏法碳酸钙熟石灰生石灰CaCO3Ca(OH)2CaO石膏亚硫酸钠-硫酸法苛性钠NaOH硫酸稀释硫酸-石膏法稀释硫酸溶液硫酸/碳酸钙H2SO4/CaCO3石膏NH3-硫酸铵法亚硫酸铵(NH4)2SO3溶液氢氧化铵NH4OH(NH4)2SO4NH3-石膏法熟石灰Ca(OH)2石膏铝-石膏法碱性硫酸铝Al(SO4)3Al2O3浆液硫酸铝碳酸钙Al(SO4)3CaCO3石膏镁法亚硫酸镁MgSO3溶液氢氧化镁Mg(OH)2排出硫酸镁液体MgSO4干法活性炭吸附法活性炭固体活性炭硫喷淋干燥法Ca(OH)2Na2CO3浆液熟石灰碳酸钠Ca(OH)2Na2CO3石膏和其他国内外烟气
23、脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状-日本日本FGDFGD工艺的类型工艺的类型国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状日本各种技术使用比例051015202530354019601965197019751980198519901995yearSO2 emissions million tPredicted emissions without controlActual emissionsSO2 emission in Japan051015202530354019601965197019751980198519901995yearSO2 emissions million t
24、Reduction by fuel switchSO2 emission in Japan051015202530354019601965197019751980198519901995年年SO2 emissions million tReduction by energy conservationSO2 emission in Japan051015202530354019601965197019751980198519901995yearSO2 emissions million tReduction by Industrial Structure ChangeSO2 emission i
25、n Japan051015202530354019601965197019751980198519901995yearSO2 emissions million tReduction by Flue-gas Desulfurization SO2 emission in Japan051015202530354019601965197019751980198519901995yearSO2 emissions million tActual emissionsPredicted emissions without controlReduction by fuel switchReduction
26、 by Industrial Structure ChangeReduction by Flue-gas Desulfurization SO2 emission in JapanReduction by energy conservation国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状日本各种技术使用比例处理方法设备数量处理烟气总量103Nm3/h（%）石灰-石膏858112489.3亚硫酸钠-石膏760066.6镁-石膏214341.6亚硫酸钠-硫酸210001.1稀释硫酸-石膏17500.8亚硫酸钠回收15020.6总计9790816100国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫
27、技术发展现状美国历年FGD装置应用统计 020000400006000080000100000120000197019721974197619781980198219841986198819901992199419961998YEAR INSTALLEDCUMULATIVE CONTROLLED CAPACITY,MWeREGENERABLEDRYWET国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状美国湿法FGD装置应用统计01000020000300004000050000600007000080000900001970197219741976197819801982198419861
28、98819901992199419961998YEAR INSTALLEDCUMULATIVE CONTROLLED CAPACITY,MWeMag LIMELIMESODIUM CARBONATELIMESTONE国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状美国干法FGD装置应用统计02000400060008000100001200014000160001974197619781980198219841986198819901992199419961998YEAR INSTALLEDCUMULATIVE CONTROLLED CAPACITY,MWeCIRCULATING FLUI
29、D BEDFURNACE INJECTIONSPRAY DRYINGDUCT SORBENT INJECTION国内外烟气脱硫技术发展现状国内外烟气脱硫技术发展现状19861995年美国的烟气脱硫技术统计 工艺运行中的建设中的已订合同的合计备注数量/套容量/MW数量/套容量/MW数量/套容量/MW数量/套容量/MW石灰石法602600895564854057736977湿法,不可再生石灰法3917113220364119149湿法,不可再生碳酸钠法6150515502110093150湿法,不可再生双碱法51963126562228湿法,可再生石灰法123893315101720166123干
30、法,不可再生碳酸钠法1441440干法,不可再生石灰石法262411653789不可再生,产物回收W-L法7195871958可再生,产物回收氧化镁法37243724可再生,产物回收国内外烟气脱硫技术发展现状及各种技术利弊 1.1.国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状 2.2.各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析 3.3.各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价 各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析烟气脱硫技术费用计算方法初投资(F)(1)工程建设费(设备费,土建工程费,工程安装费,建设周期利息);(2)不可预见费;(3)工程设计费(
31、4)其它杂项费用。运行/维护费用(Y)(1)原材料的费用；(2)劳动力费用;(3)维护费用.脱硫成本(F)为年均化的投资与年运行维护费用之和(分:每脱一吨SO2的费用,脱硫使每度电增加成本)。各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析烟气脱硫技术费用分析脱硫工艺脱硫工艺石灰石石灰石-石膏法石膏法PAFPPAFP法法LSDLSD法法喷钙增湿喷钙增湿简易湿法简易湿法机组容量，机组容量，MWMW烟气量，万烟气量，万m m3 3/h/hSOSO2 2浓度，浓度，X10X10-6-62X3602X3602X1082X108350035001001004545300030002002008282
32、30003000100100454530003000200200828230003000FGDFGD总投资，万元总投资，万元单位投资，元单位投资，元/kW/kW年平均投资，万元年平均投资，万元48174481746696695978.45978.475817581758758940.8940.8952095204764761181.41181.421222122212212311.5311.510006100065005001241.81241.8运行费用运行费用脱硫剂或原料脱硫剂或原料电力，万元电力，万元蒸汽，万元蒸汽，万元工业水，万元工业水，万元包装袋，万元包装袋，万元人员工资，万元人员工
33、资，万元维修及管理，万元维修及管理，万元其它其它小计，万元小计，万元2048.82048.82071.72071.7325.0325.059.859.8-55.855.81209.21209.224.024.05794.35794.31394.11394.1216.6216.6331.0331.019.219.2305.4305.4108.0108.0190.2190.270.970.92635.52635.51027.11027.1259.0259.0-100.0100.0-49.749.7239.0239.025.525.51700.31700.3696.4696.4133.2133.2-
34、17.017.0-20.320.353.353.3-920.2920.2666.3666.3312.0312.075.075.011.111.1-36.036.0251.1251.1-1351.51351.5年脱硫成本年脱硫成本元元/tSO/tSO2 2脱除脱除分分/度度865.8865.82.522.521501.51501.55.505.50770.2770.22.222.22701.8701.81.891.89810.9810.91.991.99各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析FGD系统投资运行费用分析 012345石灰石-石膏法简易湿法电子书法喷雾干燥法炉内钙增尾部
35、增湿发电成本增加值，分/度电 厂 安 装FGD对 发 电 成 本 的 影 响05101520石灰石-石膏法简易湿法电子束法喷雾干燥法炉内喷钙尾部增湿FGD 占电厂投资比例，%安 装FGD占 电 厂 投 资 的 比 例各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析 国外烟气脱硫技术经济性电电厂厂大大气气污污染染控控制制标标准准化化费费用用（%）费费用用 烟烟气气脱脱硫硫系系统统 1 10 0.5 5 选选择择催催化化还还原原系系统统 3 3.0 0 燃燃烧烧改改进进 0 0.6 6 废废水水处处理理系系统统 2 2.2 2 电电除除尘尘系系统统 3 3.1 1 小小计计 1 19 9.4
36、4 主主厂厂 8 80 0.6 6 总总厂厂 1 10 00 0 注：污染控制和主厂的寿命均按注：污染控制和主厂的寿命均按2020年考虑年考虑各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析国外烟气脱硫技术经济性FGDFGD技术控制费用低于预技术控制费用低于预 期估计，许多技术削减每吨期估计，许多技术削减每吨SO2SO2的费用相近的费用相近虽然非经济因素影响较虽然非经济因素影响较 大，湿式洗涤器由于其费用较低将得到广泛使用大，湿式洗涤器由于其费用较低将得到广泛使用设计简化可以节省湿式设计简化可以节省湿式 FGDFGD技术技术30%30%以上的投资以上的投资 国外国外 SOSO2 2控制技术
37、费用（控制技术费用（19901990，美元），美元）技术技术 费用费用 投资（美元投资（美元/KW/KW）削减（美元削减（美元/吨吨 SOSO2 2）湿式湿式 FGDFGD 150150-280280 350350-600600 喷雾干燥喷雾干燥 140140-210210 360360-540540 干法喷射技术干法喷射技术 7070-120120 420420-750750 各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析湿式石灰石石膏法经济性05001000150020001.00%1.50%2.00%2.50%3.00%3.50%4.00%含硫率，(机组300MW)11.522.5
38、3Y/KWY/t SO20.01Y/kwh020040060080010001200140016001800100200300400500机组容量,K W(含 硫 2.5%)00.511.522.53Y/KWY/t SO20.01Y/kwh各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析喷雾干燥法经济性0300600900120015000100200300400500600机组容量,K W(含 硫 2.5%)0.511.522.5Y/KWY/t SO20.01Y/kwh0300600900120015001.00%2.00%3.00%4.00%含硫率,%(300MW机 组)0.511.5
39、22.5Y/KWY/t SO20.01Y/kwh国内外烟气脱硫技术发展现状及各种技术利弊 1.1.国内外烟气脱硫技术发展国内外烟气脱硫技术发展现状现状 2.2.各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的经济分析的经济分析 3.3.各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价 各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价烟气脱硫技术综合评价的指标体系 烟气脱硫综合 性能评价 环境特性 技术性能 脱硫效率 SO2排放浓度 钙(氨)硫比 系统升级性能 技术复杂程度 占地情况 副产品处理 单位脱硫成本 总投资所占比例 经济性能 工艺成熟度 吸收剂来源与处理难易 对系统运行的影响 副产品收益 各
40、种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价-评价指标1.技术成熟度。依脱硫技术目前所处的开发阶段，分为实验室，中试，示范和商业化四个阶段。2.技术性能。包括脱硫效率，处理能力，技术复杂程度，占地情况，再热需要及副产品利用等，反映技术的综合性能。3.环境特性。环境特性根据处理后烟气的SO2排放量与排放标准比较进行评价，低于标准的评为很好，达到标准为好，接近标准为中，达不到标准为不好4.经济性。选用技术的总投资和SO2单位脱硫成本为综合经济性的评价指标各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价石灰石石膏法简易湿法喷雾干燥法LIFAC电子束法新氨法磷铵肥法环境性能很好好好好很好好好
41、工艺流程简易情况石灰浆制备要求较高,流程也复杂流程较简单流程较简单流程简单流程简单为干法过程流程复杂，要求电厂和化肥厂联合实现脱硫流程简单,制肥部分复杂工艺技术指标脱硫率95%,钙硫比1.1,利用率90%脱硫率70%,钙硫比1.1,利用率90%脱硫率80%,钙硫比1.5,利用率50%脱硫率80%,钙硫比2,利用率50%脱硫率可达90%以上，并可脱部分氮脱硫率85%90%利用率大于90%脱硫率95%以上吸收剂获得容易容易较易较易一般一般一般脱硫副产品脱硫渣为CaSO4及少量烟尘,可以综合利用,或送堆渣场堆放脱硫渣为CaSO4及少量烟尘,可以综合利用,或送堆渣场堆放脱硫渣为烟尘CaSO4,CaSO
42、3,Ca(OH)2的混合物,目前尚不能利用脱硫渣为烟尘,CaSO4,CaSO3,CaO的混合物,目前尚不能利用副产品为硫铵和硝铵，含氮量20%以上,可用作氮肥或复合肥料,无二次污染副产品为磷酸铵和高浓度二氧化硫气体(7%11%vol),可直接用于工业硫酸生产脱硫产品为含N+P2O5 35%以上的氮磷复合肥料适用情况或应用前景燃高中硫煤锅炉当地有石灰石矿燃高中硫煤锅炉当地有石灰石矿燃烧高,中,低硫煤锅炉都可使用燃烧中、低硫煤锅炉燃烧高中硫煤锅炉附近有液氨供应燃高中硫煤锅炉,附近有联合化肥厂和液氨燃高硫煤锅炉,附近有磷矿对锅炉及烟道负面影响腐蚀出口烟囱腐蚀出口烟囱增加除尘器除灰量塔壁易积灰影响锅炉
43、和除尘器效率腐蚀烟道腐蚀烟道电耗占总发电量比例1.5-2%1%1%0.5%2-2.5%1.0-1.5%1-1.5%占地面积,m2(300MW机组)30005000200035002000-350015002000600070001000200030005000技术成熟度商业化国内工业示范国内工业示范国内工业示范国内已工业示范国内工业试验国内中试FGD占电厂总投资比例13-19%8-11%8-12%5-8%10-15%8-10%12-17%脱硫成本,元/吨SO21000-1400800-1000900-1200800-10001400-16001000-12001400-2000副产品效益,元/
44、吨SO2有待开发有待开发无无8006001600各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价美国电力研究所（美国电力研究所（EPRIEPRI）认为一套先进的脱硫装）认为一套先进的脱硫装置有置有3 3个要求：个要求：1 1、脱硫效率大于、脱硫效率大于95%95%；2 2、可靠性大于、可靠性大于99%99%；3 3、能量消耗应小于电站出力的、能量消耗应小于电站出力的2 25 5。各种烟气脱硫技术各种烟气脱硫技术的综合评价的综合评价参照上面提到的综合评价标准，提出参照上面提到的综合评价标准，提出4 4个选用脱硫工艺的原则：个选用脱硫工艺的原则：1 1、脱硫后排烟中的、脱硫后排烟中的SO2SO
45、2应符合国家排放标准的规定并有一定余度，即系统具有应符合国家排放标准的规定并有一定余度，即系统具有很好的可升级性能，以便适应未来可能的排放标准的进一步降低。同时，脱硫很好的可升级性能，以便适应未来可能的排放标准的进一步降低。同时，脱硫系统要满足建设机组环境评价要求。系统要满足建设机组环境评价要求。2 2、脱硫设施的经济性要好。在选择脱硫工艺时，应对有关脱硫工艺的初投资、脱硫设施的经济性要好。在选择脱硫工艺时，应对有关脱硫工艺的初投资及运行费用进行详细的计算比较，优化选用初投资低、运行费用低的脱硫工艺及运行费用进行详细的计算比较，优化选用初投资低、运行费用低的脱硫工艺，这样可以尽量少增加脱硫设施
46、导致的电厂电价成本的上升，使其更具有竞争，这样可以尽量少增加脱硫设施导致的电厂电价成本的上升，使其更具有竞争能力。能力。3 3、脱硫系统技术成熟、运行可靠，至少在国外已商业化，并有较多的应用业、脱硫系统技术成熟、运行可靠，至少在国外已商业化，并有较多的应用业绩。比如，脱硫设施运行不影响发电机组的正常运行；脱硫设施的脱硫率稳定绩。比如，脱硫设施运行不影响发电机组的正常运行；脱硫设施的脱硫率稳定，并且在客观条件或环境发生某些变化时，能通过调整脱硫设施某些运行参数，并且在客观条件或环境发生某些变化时，能通过调整脱硫设施某些运行参数，保持脱硫后排烟，保持脱硫后排烟SO2SO2含量在环保允许范围内；脱硫
47、设施寿命长，机电设备和含量在环保允许范围内；脱硫设施寿命长，机电设备和控制仪表性能优良，防腐、防结垢性能好，系统维修工作量小。控制仪表性能优良，防腐、防结垢性能好，系统维修工作量小。4 4、选择脱硫设施的其它原则：国产化率和稳定运行情况，、选择脱硫设施的其它原则：国产化率和稳定运行情况，耗水量高低，耗水量高低，脱硫剂供应，脱硫剂供应，脱硫副产物的综合利用或处理脱硫副产物的综合利用或处理.小结：小结：我国燃煤SO2污染控制技术的研究、开发和引进工作已进行多年，少数引进国外的脱硫工艺已在可靠、有效地运行，所以我国全面消化吸收国外先进成熟技术，实现产业化的条件已经成熟。烟气脱硫技术的投资占电厂投资的
48、比例因所用技术的不同存在差异：湿式石灰石-石膏法较高，占电厂总投资的比例约为1016%；炉内喷钙尾部增湿工艺较低，占电厂总投资的比例约为5%。目前脱除1tSO2的运行成本，干法/半干法为700-800元，湿法为800-900元，再生法则要高一些。安装湿式FGD后的电厂发电成本要增加0.02-0.03元/kWh，安装干式FGD后的电厂发电成本要增加0.01-0.02元/kWh。根据我国国情，参照综合评价标准，选用脱硫工艺的原则：脱硫后排烟中的SO2应符合国家排放标准的规定并有一定余度；脱硫设施的经济性要好；.脱硫系统的成熟度要高，即脱硫设施能长期稳定运行；选择脱硫设施的其它原则：国产化率高，系统耗水量低，脱硫剂供应因地制宜，脱硫副产物尽量考虑综合利用或进行适当的处理措施，防止污染环境。
