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火电厂循环流化床锅炉(CFBB)脱硫与烟气脱硫
作者:韦定强
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摘要　为满足环境保护要求，改善大气质量，在现有火电厂利用其有限场地寻求一种初投资省、占地少、脱硫效率高、技术成熟可靠、运行成本低 的脱硫装置势在必行。以广西合山电厂100MW机组为例对脱硫技改工程进行技术经济分析， 为找出最佳脱硫方式提供参考。关键词　循环流化床　脱硫技术　分析　火电厂
1　问题的提出
　　如何保护和改善环境、防治污染和其他公害、保障人体健康，促进社会主义现代化建设的持 续发展，已经成为广大工程技术人员面临的重大课题。然而在我国现有的众多火电厂中具有 脱硫设施的为数很少，绝大部分燃煤电厂烟气未经处理就直接向大气排放，使我国受酸雨危 害的情况日趋严重。仅四川、云南、广西三省区每年因酸雨造成的经济损失就高达160亿元 〔1〕。根据文献［2］介绍，1988年全国SO2排放量1529万t，到1995年为1891万t ，按7年平均每年递增51.7万t计算，显然1999年全国SO2排放量将高达2098万t，如不再 加以严格控制，我国环境保护将面临严重挑战，大气污染不仅对国内生态环境及工农业生产 造成严重破坏，也对周边国家构成环境污染。因此环境与发展已成为我国面临的两大主题。
2　广西合山电厂现状及脱硫改造的重要性
　　合山电厂共8台机组，其中100MW机组3台，总装机容量505MW，为广西目前较大容 量的火电厂，一直燃用广西合山当地高硫烟煤，煤质见表1。
表1　合山电厂100MW机组锅炉设计燃用煤 质特性
项　　　　　目
结　　　　果
收到基硫分　　　　Sar
收到基灰分　　　　Aar
46.77～49.2
低位发热量　　　　Qarnet
14.15～12.5
　　1998年，广西遭遇30年罕见的大旱，水电发电量仅为正常出力的20%～30%，造成电网电 力供应十分紧张。在供电紧缺的情况下，火电机组发挥了作用，仅合山电厂年发电量就高达 34.2096亿kW。h，占全区发电量的13.96%，创建厂以来发电量的历史最高记录，为广西国 民经济作出了重大贡献。然而该厂当年发电煤耗量高达2720208t，按原煤平均含硫分为4.8 6% 计算，合山电厂当年向大气排放高达19.22万t的SO2。表2为该厂1台410t/h锅炉的SO2 排放情况。
表2　合山电厂一台410t/h炉SO2排放量 (干烟气量47878Nm3／h湿烟气量509746Nm3／h)
小时排放t/h
年排放量 t/a
允许排放mg/Nm3
　　从表2可明显看出，该厂仅一台410t/h炉每年排出SO2高达33300t， SO2超标排放倍数达11.6倍，如不及时采取脱硫措施将面临关闭的危险。为了解决既要燃 用合山高硫煤又不对大气质量造成污染，亟待采用各种行之有效的脱硫措施，严格控制SO 2排放已刻不容缓。
3　脱硫方式选择及技术经济比较
　　目前，国际上使用最多的脱硫技术有烟气脱硫(FGD)及循环流化床锅炉(CFBB)技 术脱硫两种方式。
3.1　几种烟气脱硫(FGD)技术经济可行性分析
　　合山电厂100MW(410t/h炉)机组能否采用烟气脱硫，首先要分析烟气脱硫的工艺及设 备占地情况。烟气脱硫一般又分为三种：湿法烟气脱硫、干法和半干法烟气脱硫。国外应 用 最为普遍的是湿法烟气脱硫技术，约占电厂装机容量的85%，其次是干法和半干法脱硫技术 。
3.1.1　排烟循环流化床脱硫技术
　　排烟循环流化床脱硫全称为气体悬浮吸收技术(简称GSA脱硫系统)。该脱硫方式具有初投资 省 、占地少、脱硫效率高、运行费用低、系统简单及操作方便等优点。在国际上掌握此项技术 比较成熟的公司有丹麦FLS。MILJJ公司。此外，德国鲁奇的BISCHOFF公司排烟循环流化床 脱硫技术(称为CFB烟气脱硫)也是较成熟的烟气脱硫技术。　　GSA法脱硫与烟气循环流化床(CFB)脱硫的共同点是：均采用锅炉尾部烟气循环脱硫、石灰 作 吸收剂，占地小、初投资省，副产品抛弃。不同点是：①前者属半干法脱硫，后者属干法 脱 硫；②前者使用脱硫剂为纯度及活性较高的石灰浆CaO(OH)2，后者脱硫剂为熟的干石灰 粉 (即已消化的石灰)或采用炉内喷钙；③前者反应塔后使用分离器循环灰粒，喷嘴注射石灰 浆 ，后者反应器后使用电除尘器循环灰粒；④脱硫效率、初投资、运行费用、占地面积等后 者比前者略大。图1为GSA脱硫工艺系统流程简图。
3.1.2　电子束法脱硫(EBA法)
　　电子束法脱硫是干法脱硫中一种新的脱硫工艺，其主要特点是：①属干法处理过程 ，不产生废水、废渣；②能同时脱硫、脱硝，并可达到90%以上的硫脱率和80%以上的脱硝 率；③副产品为硫铵和硝铵混合物，可用作化肥。
图1　GSA脱硫工艺系统流程图
3.1.3　石灰石－石膏法(WLFO)脱硫技术
　　湿式石灰石－石膏法脱硫技术的基本原理主要是将石灰石粉浆或石灰作脱硫剂，在吸 收塔内 对含有SO2的烟气进行喷淋洗涤，使SO2与浆液中碱性物质发生化学反应生成亚硫酸钙和 硫配钙(CaSO4)，从而将SO2除掉。　　上述几种烟气脱硫技术国内已有几家电厂采用。一些电厂拟采用或已采用烟气脱硫的投资及 运行费用情况列于表3。
表3　国内一些电厂采用烟气脱硫投资及 运行费用情况
广东粤连电厂
成都热电厂
珞璜电厂一期
浙江锦江电厂
湿式石膏法( 在建)
电子束法(可研)
湿式石膏法(可研)
简易石膏法(在建)
电子束法(已投运)
湿式石膏法(已投运)
双碱法(已投运)
珞璜一期1988年静态投资4305万美元按现汇率3.5731亿人民币，二期3.6亿人民币，据报道一期投资及运行费用误差较大。另外柳州电厂脱硫投资为制造商的初步报价
处理烟气量
Nm3/h×104
脱硫工程静态总投资
年脱余SO2量
每年脱除SO2单位投资(按20年计)
97.13(按15年计)
年利用小时
年运行成本费用(包括折旧费在内)
958.1未包括折旧及销售化肥收入
5177未包括折旧
每脱1kgSO2单位成本
元／kg。SO2。a
脱硫岛占地
　　从表3看出，柳州电厂的投资及运行费用以湿式石膏法为最大。从技术看，湿式石膏 法 脱硫技术最为成熟可靠，而且在运行实践中得到考验(如珞璜电厂)。湿式双碱法烟气脱硫只 能在中小型锅炉机组上使用，而且脱硫效率相对较低。　　从表3还可看出，采用烟气脱硫， 占地多，初投资及运行费用都较大(表中珞璜电厂数据与实际投资及运行费用情况误差较大 ，仅作参考)。广东粤连电厂属于采用简易湿法脱硫，投资及运行费用较低。简易湿法脱硫 主要是脱硫副产品采取废液抛弃及湿烟气排放，可节省场地、初投资及运行费用，但增加灰 场负担。　　虽然湿法烟气脱硫效率高，如湿式石灰石－石膏法脱硫效率可达98%以上，脱硫副产品可 综 合利用，FGD系统灵活性大、维护工作相对较少。然而采用烟气脱硫(不包括采用锅炉尾部烟 气循环流化床法脱硫)，设备占地面积大且工艺流程复杂。就合山电厂而言，如将一台410t/ h锅炉配一套正规的FGD脱硫系统装置(简易石膏法脱硫除外)，至少要占地约8000m2，而该 厂炉后面积不足800m2(26.5m×28m)。这是湿法脱硫的一大缺点。　　表4是以合山电厂一台410t/h煤粉炉为例，当处理烟气量、年运行小时(5000h)相同，采用不 同脱硫方案的投资及运行费用比较。
表4　CFBB技术脱硫与几种烟气脱硫技术 经济比较
GSA或CFB排烟循环法
简 易石灰石－石膏法
电子束或湿式氨法
设计煤含硫分
合山湿法脱硫采用湿烟气排放及石膏作废液排放，故文中暂称为简易湿法脱硫
处理烟气量(按1台100MW机组计算)
509746～535626
535626～1606878
509746～535626
要求脱硫效率
每年脱除SO2量
脱硫工程静态总投资(1台100MW机组)
脱硫工程静态总投资(3台100MW机组)
因脱硫每年增加运行成本(1台100MW)
使用GSA干法脱硫因购买石灰比自制成本还高，石灰自制，故占地大。
每脱1kgSO2成本(1台100MW)
元/kg。SO2。a
因脱硫每年增加运行成本(3台100MW)
脱硫岛设备厂内占地
脱硫剂制备系统占地
3267(厂外用地)
60000(厂外用地)
～2 797(厂外用地)
脱硫前后发电成本
0.1807前0.215后
0. 1807前0.2357后
脱硫增加厂用电率
　　从表4可明显看出，用电子束法或湿氨法进行烟气脱硫，总投资及运行成本都很高，网 厂分开后，对电厂的竞争不利。而采用简易石灰石湿法、排烟循环流化床法(CFB)及CFB锅炉 脱硫总投资及运行费用都较小，尤其GSA法或CFB烟气脱硫仅为湿氨法脱硫的1/2左右，不增 用场地，很适合电厂改造。但排烟循环流化床法脱硫有如下技术问题需要认真调查研究： 　　(1)由于合山煤灰分大，而且灰中SiO2含量极高(≥58%)，喷粉或喷浆用的喷嘴及旋风分离 器将受到严重磨损。　　(2)吸收剂(CaO)纯度及活性要求很高，尤其CFB干法脱硫系统要求石灰的活性更高，广西区 内购买可能难以满足要求。　　(3)干法与半干法脱硫一般对中低硫煤容易，对高硫煤能否适应仍待研究。　　(4)CFB干法脱硫系统采用电除尘器循环粉尘，使电除尘器烟气含尘浓度高达3000g/Nm3以 上，将使电除尘器负荷成倍增加，影响电除尘器使用寿命。　　(5)CFB干法及GSA干法脱硫方式原均为半干法设计，并有一些业绩，改为干法脱硫尤其CFB法 脱硫如在炉内喷钙取得脱硫剂(CaO)将对锅炉燃烧带来一定的负面影响，其技术成熟度及可 靠性要慎重考虑。　　(6)系统阻力大(一般≥2500Pa)，控制系统要求高。　　(7)我国对排烟循环流化床脱硫技术的研究工作刚起步，距工业实施还有一定的差距，要完 全掌握及消化此项技术仍需一定时间。虽然占地小，但经过广西电力工业设计研究院详细的 技术经济分析后，发现对燃用高硫煤的电厂而言其初投资和运行费用，反而比湿式石灰石脱 硫高出很多，原因是干法脱硫吸收剂(CaO)耗量很大，无论是自制还是外购投资及运行费用 都很高。　　综合上述分析结果可知，在几种烟气脱硫中，排烟循环流化床(CFB)脱硫及GSA脱硫技术虽然 具 有占地少、耗电低等优点，从表面上看为老电厂进行脱硫技术改造创造一些有利条件，但存 在的问题也较多。如此种脱硫技术可用于高硫煤，技术可靠，吸收剂容易解决，石灰活性要 求不高，合山电厂100MW机组采用尾部烟气循环脱硫还是值得考虑的。　　而对简易石膏法脱硫(即湿烟气排放和脱硫副产物石膏抛弃)，3台炉初投资为23159万元，平 均每炉7719.66万元，比其他种脱硫方式均低许多。湿法脱硫虽然厂用电率较高，但年平均 运行成本也比上述脱硫方式要低。　　采用湿法烟气脱硫，设备占地面积较大，如加上石灰石破碎系统占地则高达5653m2(见表4 )。合山电厂烟囱后干煤棚及铁路如可以取消，可有5000m2的脱硫场地，这得天独厚的条 件，采用简易石灰石－石膏法脱硫无疑是最佳方案。3.2　循环流化床锅炉(CFBB)脱硫技术经济可行性分析　　合山电厂脱硫改造工程能否采用CFB锅炉脱硫，广西电力工业设计研究院曾进行了大 量的考查研究并完成该项目的可研工作，工程投资及运行费用情况如表4所示。　　从表4可明显看出，合山电厂如采用CFB锅炉法脱硫，静态总投资17877.4万元(包括部分公 用设施)，年运行成本1590万元。在几种脱硫方案中投资及运行成本均排在第二位。图2为合 山电厂410t/h CFB锅炉燃烧系统简图。　　采用CFB锅炉脱硫技术与湿式烟气脱硫技术对比，有如下明显特点：占地小、适合现有电 厂 改造；初投资较小、运行费用较低，从表4明显看出，在处理烟气量、燃煤含硫量、脱硫 效 率基本相同的前提下，采用CFB锅炉技术脱硫总投资及运行成本分别比正规湿法烟气脱硫低 ，但又比简易湿法高许多；管理人员少，锅炉机组由于自动化操作水平提高不仅不增加人 员反 而减少2～3人；此外，采用CFB锅炉技术脱硫既改善环境又能解决锅炉燃用劣质煤的燃烧 问题。但是，采用CFB锅炉技术脱硫存在如下问题：　　(1)脱硫效率不及烟气脱硫高，一般效率到90%后就很难再往上提高。合山电厂如用CFB锅炉 脱硫在燃煤含硫分4.5%的情况下，SO2排放浓度为1436mg/Nm3，仍达不到1200mg/Nm3 的要求，需适当降低入炉煤含硫量，而采用湿法烟气脱硫则可达标排放。　　(2)脱硫过程简单但系统较复杂。从图2可看出，与采用锅炉尾部排烟循环流化床脱硫技术相 比新增设备较多。
图2　循环流化床燃烧系统简图
　　(3)工程改造时间长，投资及运行费用仍然偏高。如合山电厂一台410t/h锅炉脱硫改造 在扣 掉部分公用设施后动态总投资仍高达1.6亿元左右，施工期预计14个月，停产及旧炉提前报 废损失高达11 638万元(其中停产损失5 727万元，旧炉提前报废损失5 911万元)，预计 比GSA法脱硫施工多8个月，损失近9000万元。　　(4)对燃料粒度要求高。CFB锅炉要求入炉煤粒及脱硫剂(石灰石粉)分别为0～8mm及1.0mm以 下，这对粘性大的煤(如合山煤)破碎难度更大，要达到燃料粒度要求自然要增加投资。　　(5)磨损及腐蚀。由于流化床内(如旋风分离器等)流速高、固体粒子浓度大，会造成受热面 与吊挂管等的磨损及腐蚀。　　(6)CFB锅炉制造成本高。与常规煤粉炉比，无论国内外同等容量的循环流化床锅炉的销 售价格比煤粉炉要高出20%～50%，主要原因是旋风分离器制造成本高及耐磨件均比煤粉炉多 。 　　(7)耗电量大。根据可研报告得知，一台410T/h CFB锅炉辅机设备电功率为14314kW，运行 功率10182.6kW，占发电量10.813%，比原煤粉炉多1.31%。也比CFB烟气循环脱硫耗电大 。 　　(8)灰、渣量大。烟气脱硫一般Ca/S比1.05～1.5，而CFB锅炉脱硫Ca/S比≥2.0，燃煤 含 硫分愈高要Ca/S比愈大。如合山电厂燃煤硫分4.5%～4.78%，锅炉耗石量达33.2～39.3t /h，每年排出的灰及渣量达67.25万t，如不能综合利用，将加重现有灰场的负担。
4　结论及建议
　　经过上述技术经济分析及论证，合山电厂要进行脱硫改造只能在循环流化床锅炉(CFB B法)及排烟循环流化床(CFB法)两种脱硫技术之间选择。从技术看，前者技术可靠性、成熟 性及副产品的利用以及为解决合山低质、高硫煤的燃烧等比CFB烟气循环法脱硫优越得多。 从占地面积看，两种脱硫方法基本相同。从初投资看，预计CFB烟气循环法脱硫为CFB锅炉脱 硫投资的63%。但运行成本比CFB锅炉脱硫可能略高。对干法和半干法烟气脱硫是否适宜于高 硫煤，合山电厂实施改造以前应进行深入的调查研究后可列为方案比较。如CFB法或GSA法脱 硫技术可用高硫煤，既达到脱硫改造的目的又能兼顾消化当地劣质煤，运行费用又低，无疑 可以考虑。　　但另一方面，如合山电厂能充分利用炉后现有铁路及干煤棚作脱硫场地，采用简易石灰石－ 石膏法脱硫自然为最佳优先方案。对现有火电厂要进行脱硫技术改造建议如下：　　(1)老电厂要进行脱流技术改造，由于受场地、投资及运行成本的限制，不宜采用湿法烟气 脱硫。　　(2)即将退役的煤粉炉要进行脱流技术改造，应首先考虑采用CFB锅炉技术脱硫方案，而不宜 采用包括CFB法在内的各种烟气脱硫。　　(3)对未到退役年限的煤粉炉要进行脱流技术改造，如果改造目的不是为了兼顾解决低质煤 的燃烧问题，采用循环流化床锅炉(CFBB)技术脱硫还是采用排烟循环流化床(CFB)技术术脱 硫要进行认真的可行性研究，对技术经济分析一般做初投资加12年运行费用比较后作出选择 。 脱硫工程初投资在200MW机组以下虽然与燃料含硫分关系不很大，但脱硫运行成本却与燃料 含硫分大小成正比关系，因此电厂进行脱硫技术改造后会直接影响到发电成本及上网电价， 如两种脱硫方式在技术上均可行就要先看运行成本，其次才是初投资。
作者单位：广西电力工业勘察设计研究院　南宁　530023
1　张慧明.中国电力工业大气二氧化硫污染控制.环境科学进展，199 7，(12).2　毛健雄.煤洁净然烧.北京：科学出版社，1998.3　程云驶，张经武等.排烟循环流化床脱硫技术综述.东北电力技术，1998.4　［加］P。巴苏S。A弗雷译著.循环硫化床锅炉的运行与设计.北京：科学出 版社，1998.5　邰德荣，韩宾兵.成都电厂电子束烟气脱硫示范工程.中国电力，1998，(11).
来源：广西电力工程
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重庆市是我国西南地区的重酸雨地区之一，能源消耗以燃煤为主，且燃煤类
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