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湖南省125MW和200MW火电机组烟气0刀柄

文章来源：立帆五金网 | 2022-12-17

湖南省125MW和200MW火电机组烟气

湖南省125MW和200MW火电机组烟气 2011年12月09日来源： 0　概　述　　酸雨是人类在生产生活过程中向大气排放大量的二氧化硫、氮氧化物所造成的。目前我国的主要能源是煤，煤燃烧所产生的二氧化硫、氮氧化物就成为导致酸雨的主要原因。湖南省125 MW和200 MW火电机组均处于国家划定的“二氧化硫和酸雨控制区”内。本文对以上火电机组烟气脱硫技术进行经济分析，为湖南省火电厂的环保管理、污染控制和区域总量控制提供技术依据和决策服务。1　烟气脱硫方法　　　　烟气脱硫大致可分为干法和湿法。干法的优点是无湿法的废水处理问题，烟气脱硫系统相对比湿式回收法简单，但干法亦存在较大的问题，干法是气—固之间的反应，反应效率不高，脱硫效率偏低，脱硫剂的利用率不高。湿法属液—固反应，反应速度快，大大缩短了烟气在反应器里的停留时间，吸收塔的体积可以大大缩小，可降低投资，而且可适合各种低、中、高硫的煤种，工艺上仅需要改变吸收剂的加入量即可。　　烟气脱硫湿法洗涤技术有磷铵肥法（磷铵吸收剂）、双硷法（NaOH、石灰吸收剂）、氨法、氧化镁法、炉内喷钙—增湿活化脱硫法，喷雾干燥型气／液接触器中进行的半干洗涤法（用生石灰作吸收剂）。应用最广的是石灰石—石膏法、活性碳吸收法、氧化铜、氧化锌法。　　据报道，在欧洲广泛采用的湿式石灰石技术是在德国于70年代末开始发展的。石灰／石灰石系统占欧洲已安装或正在施工的洗涤塔的90％。使用的脱硫剂种类很多，其中价格最低的是石灰和石灰石，石灰的优点是吸收SO2反应快、脱硫效率高，缺点是必须采购土制石灰，在厂内进行消化、制浆。由于土制生石灰品质不高，消化困难，劳动强度大，现场条件恶劣，如果采用引进石灰生产线，投资大大增加。　　石灰石优点是石灰石矿资源丰富，分布很广，价格低廉，加工容易，制粉占地不大，投资省。　　目前，世界上应用石灰石烟气脱硫工艺最多的国家是美国、日本、德国和奥地利，应用这种方法的单机容量可达1 000 MW。在国内，这一脱硫工艺已在重庆珞璜电厂2台365 MW机组上应用。2　经济分析　　目前，制约脱硫工程广泛应用的根本原因是烟气脱硫费用较高。因此脱硫工程要在我国得到全面推广运用，烟气脱硫工艺必须是基建投资省、运行成本低、系统简单的脱硫工艺。　　为对125 MW和200 MW机组进行经济分析，采用两种方法进行经济技术比较。其中一种是根据国内外的相关研究，脱硫工程的投资额与电厂容量的0．8次方成正比，除脱硫剂外的一切运行费用也与电厂容量的0．8次方成正比进行计算。第2种方法简易除尘脱硫技术经济比较采用类比法。2．1　金竹山电厂125 MW机组烟气脱硫经济分析　　根据相关资料计算出金竹山电厂125 MW机组在燃煤含硫1．09％时的几种脱硫技术经济比较结果见表1。其中机组年运行小时为5 000 h，年脱除二氧化硫单位投资按20 a计算（以下相同）。　　从表1看出，采用锅炉喷钙增湿法脱硫1台125 MW机组投资4 471万元，年运行费用437万元；采用GSA或CFB排烟循环法脱硫投资3 796万元，年运行费用448万元；采用石灰石—石膏法投资15 851万元，年运行费用689万元；采用电子束法投资12 308万元，年运行费用731万元；采用管道喷钙脱硫投资347万元，年运行费用83万元；采用三相流化床投资420万元，年运行费用166万元；采用简易石膏法投资790万元，年运行费用242万元。　　金竹山电厂是个老厂，125 MW机组运行时间较长。3号、4号、5号机组虽有一定场地可作脱硫场地，但场地较小。因此对未到退役年限的125 MW机组进行脱硫技术改造，不宜采用投资和运行费用较高的电子束法和石灰石—石膏法进行烟气脱硫。3号、4号、5号机组的除尘器是文丘里—水膜除尘器，若采用烟气循环流化床（CFB）脱硫技术进行脱硫技术改造，可在原来的水膜筒基础上进行技术改造，大幅度降低脱硫技术改造投资。若不要求高脱硫效率，在原来的水膜筒基础上进行三相流化床技术改造，还可进一步降低脱硫技术改造投资。6号机组是采用电除尘器除尘，若采用锅炉喷钙增湿技术进行脱硫改造，电除尘器有利于减少因脱硫而增加的烟尘排放量。若脱硫效率要求不高，可采用管道喷钙进行烟气脱硫，投资和运行费用最省。　　根据以上分析，推荐金竹山电厂3号、4号、5号机组采用三相流化床进行烟气脱硫技术改造，6号机组可根据对脱硫效率的要求来选择锅炉喷钙增湿或管道喷钙进行脱硫改造。2．2　株洲电厂125 MW机组烟气脱硫经济分析　　采用相同的计算方法，株洲电厂125 MW机组在燃煤含硫1．3％时的几种脱硫技术经济比较结果见表2。