高硫煤、低硫煤石膏湿法脱硫投资及运行成本分析比较

电力18讯：    火电厂排放的二氧化硫形成的酸雨严重危害人类的生存环境。近年来，随着我国国民经济实力的逐步增强，国家环保标准和人们的环境意识都逐渐得到提高，国家强制要求新建火力发电厂工程和有条件的老火力发电厂工程都要求进行烟气脱硫处理。

　　目前，国际上控制SO2排放的方法有很多种。燃煤发电厂广泛采用的工艺主要有：1）湿法烟气脱硫技术，如：石灰石-石膏脱硫法、海水脱硫法；2）半干法烟气脱硫技术，如：旋转喷雾干燥法、炉内喷钙+尾部烟气增湿法；3）干法烟气脱硫技术，如：烟气循环流化床吸收法、NID脱硫技术等。不同的工艺，根据不同的应用工程各有优缺。

　　自20世纪60年代出现以来，经过不断的改进和发展，石灰石--石膏脱硫工艺已成为烟气脱硫技术中技术最为成熟，应用最为广泛的脱硫技术，目前占全球脱硫装机总容量的85%，我国采用的工艺也绝大多数是此工艺。

　　众所周知，石灰石-石膏湿法脱硫对燃用高硫煤或低硫煤在投资和运行成本上是有很大区别的。然而，常常有人在谈及石灰石-石膏湿法脱硫的投资和运行成本时忽略了高硫煤与低硫煤的区别，用个别低硫煤的工程实例或一些理想的理论数据来要求高硫煤，如：每千瓦投资成本、石灰石消耗、电耗等。这是不科学的，有必要具体分析。

　　抛开国内脱硫公司技术引进费或技术支持费，脱硫装置投资费主要包括设备购置费和建筑安装费。为便于说明高硫煤与低硫煤的设备购置费和建筑安装费的差异，我门假设工程参数如下（忽略小差异，明示大差异），装置A：机组容量300MW、脱硫效率95%、煤含硫量1%；装置B：机组容量300MW、脱硫效率95%、煤含硫量3%；其他条件相同。另外，我们侧重比较烟气增压风机、烟气加热器GGH、循环泵、石膏脱水机、石灰石磨机、氧化风机、吸收塔等七大主要设备。

　　脱硫装置的运行成本主要包括电能消耗、脱硫剂消耗、工艺水消耗等。各种资源消耗的决定因素分别是：电能消耗主要决定于增压风机、循环泵、氧化风机、，磨机、真空泵和GGH低泄露风机，这几项的消耗功率约占脱硫装置总消耗功率的92%；脱硫剂消耗主要决定于烟气量、SO2浓度和脱硫效率；工艺水消耗主要决定于烟气量、烟气温度和废水排量。列表比较如下（主要说明比较数据之间关系）：

装置A（1%S―低硫煤）与装置B（3%S―高硫煤）投资、运行成本粗略比较表


　　　以上数据虽然只有很少的几个，但却最有代表性，能实际的说明高硫煤与低硫煤脱硫投资及运行成本的差异。通过比较可以看出，对于单台300MW机组，效率95%脱硫装置，含硫1%的投资成本2651万元（2410万元+241万元），含硫3%的投资成本3355万元（3050万元+305万元），含硫3%的约是含硫1%的投资成本的1.26倍。这主要是由于含硫3%的脱硫装置配套的与脱硫量有关的设备，如循环泵、皮带机、磨机、氧化风机、吸收塔等的容量增大所至。含硫3%的脱硫装置消耗的石灰石和产生的石膏是含硫1%的脱硫装置的3倍，所以其选用的磨机、皮带脱水机和氧化风机的容量也应是含硫1%的脱硫装置选用的3倍。循环泵和吸收塔虽然没有3倍的增大关系，但其增量也是非常巨大的。设备容量的增大导致设备的成本增加，从而增加整个装置的投资费用。

　　影响设备运行费用的水耗，表中可以看出，相差不大，因为整套装置除了石膏带出的水量略有不同，其他没有什么差别。装置的石灰石消耗与煤的含硫量成正比，含硫3%的脱硫装置石灰石消耗基本上是含硫1%的3倍。表中装置的电能消耗相差较大，含硫1%的脱硫装置系统电耗为3500KW，含硫3%的脱硫装置系统电耗为5200KW，含硫3%的电耗约是含硫1%的1.48倍。这主要是由于含硫3%的脱硫装置配套的与脱硫量有关的运转设备，如循环泵、皮带机、磨机、氧化风机等的容量增大导致功率增大所至。虽然装置A与装置B的每台运转设备的功率没有确切的比率关系，但对总功率而言，装置A约是装置B的1.5倍。

　　综上所述，由于燃用高、低硫煤的脱硫装置配套的主要设备参数不同，有的可能相差很大，导致装置的投资与运行成本不尽相同。我们应用科学的观点，根据具体情况具体分析，不应用个别低硫煤的投资或运行成本的实例来要求高硫煤，也不应用一些理想的理论数据来要求脱硫装置。只有这样，才能使先进的脱硫技术不断得到发展，才能使我们的环境得到经济合理的保护。