1、1 技術成熟度為確保電廠安全生產，選擇脫硫方式對技術成熟度的要求較高，目前已在國內外應用的 主要脫硫工藝的技術成熟情況如下。由于其在國外得到的廣泛應用，尤其是在大機組上的大量成功應用實例，以及在國內華 能珞磺電廠的實際運用( 360 MW 機組通過簽證驗收) ，技術成熟度當屬最高。該法也是一種成熟的工藝，尤其我國 70 年代為利用劣質煤而曾應用在小機組上，但尚缺 乏在大機組上的應用實例。目前國內最大的流化床在四川內江高壩電廠，還存在一些問題， 但通過技改應能解決。3N 煙氣量試驗處理裝置已獲國家驗收通過，并已下文，推薦在 50 MW 以下機組上使用該 技術，但目前山東黃島電廠的 300 000

2、 m 3N 煙氣量試驗處理裝置則尚有一些問題。這是一種較為成熟的技術，本省下關電廠脫硫設備應用了該法，目前運行正常。3N 煙氣量試驗處理裝置已通過驗收，但還存在一定問題，離工業化仍有一定距離。國外該 法也處于試驗階段。盡管國內四川的豆壩電廠 5 000 m3N 煙氣量試驗處理裝置已通過國家驗收，比國外活性 炭工藝技術上有一定進步， 但畢竟規模較小， 技術上尚不是很成熟。 國外的活性炭吸附脫硫 工藝已經達到商業化階段。選擇脫硫方式要因地制宜，考慮當地環保要求，并兼顧目前情況和今后發展趨勢。以目 前實際情況分析，本省電力公司 兩控區” S02 排放超標電廠不可能同時都上脫硫裝置，再根據國家電力公司

3、信息，300 MW 以上機組推廣脫硫的機會較大。對應本省實際情況，省電力公司所屬 300 MW 以上機組集中在諫壁電廠。在總量控制的前提下：諫壁電廠若用以前硫 分為 1.65%的燃煤， 須對 3 臺 300 MW 機組進行脫硫， 脫硫效率 95%以上才能達標； 若用硫 分為 1%的燃煤，須對 2 臺 300 MW 機組進行脫硫， 脫硫率 80以上即可達標。 考慮到燃煤 含硫量不穩定，因此本省 300 MW 以上機組最好選擇脫硫率 90以上的脫硫工藝。目前本 省主要是中低硫煤， 燃煤含硫量在 0.52%2.2%,這種情況下對中小鍋爐一般可以選擇脫硫 率 70%以上的脫硫工藝。在滿足脫硫率要求的前

4、提下，應考慮脫硫原材料價格(含運輸成本) ，江蘇石灰石價格較 低，因此投加石灰石脫硫的運行費用較低， 一般脫硫方法均可采用石灰石。 但旋轉噴霧法使 用的是石灰，成本較高。電子束法原料是純氨，必需附近有生產氨的化工廠。(1) 硫銨：硫銨適用于堿性土壤，對酸性土壤則不宜施用，因此結合江蘇省實際情況，可在蘇北鹽堿地地區選用電子束氨法等生產硫銨的脫硫工藝，由于硫銨可用于鹽堿地改造， 則副產品銷路可能較好。(2) 石膏： 盡管有些地區如四川省的石膏銷路不好， 但江浙一帶建筑業發達， 石膏板材需 求量大，本地石膏生產量又較小，石膏銷路較好。 如半山電廠正在建設，就已有廠商上門要 求聯營生產石膏板。蕪湖、

5、上海地區的石膏板生產廠家已經到江蘇省電力公司要求購買脫硫 石膏，可見江蘇省大機組上濕法脫硫副產品石膏會有一定銷路。 目前雖然華能珞磺電廠生產 的石膏純度不夠，但據介紹并不影響使用，因為石膏板主要用于隔板，外面仍然要用涂料。 另據德國 STEAG 公司介紹，為提高石膏純度，他們計劃用生石灰代替石灰石，同時還可以 節省能耗和設備投資， 因此石膏的純度不夠是可以克服的，但提高石膏純度同時會帶來原料 價格升高。(3) 磷銨復肥：活性炭磷銨復肥法的原料為糠醛碳，較為易得。而副產品為磷銨復肥，銷路較廣(生產副產品需要附近有磷礦石和生產氨的化工廠)。100 MW 機組上采用脫硫硫酸制取硫酸亞鐵，由于電廠本身

6、需用大量硫酸亞鐵作為凈水劑，銷路不成問題。(4) 其它副產品：旋轉噴霧法、爐內噴鈣法、流化床法的副產品則利用較難，要占用大量 場地堆放。至于脫硫產生的廢水排放， 由于現在電廠一般都有工業廢水處理裝置， 稍作改動 即可處理脫硫廢水，因此問題不大。經濟成本可分投資成本和運行成本兩部分，其大小根據各電廠的具體情況決定，比如： 有的電廠位于山地， 交通不便， 費用中包括山地平整及建路的費用； 同一種工藝還存在設備 選型不同造成的費用差異， 同一電廠不同來源的數據也可能出現不同。 因此， 要精確地比較 各種工藝的經濟成本較困難，只能進行模糊分析。由于國內數據較為混亂不全，而目前脫硫設備基本是從國外進口，

7、因此投資成本依據國 外有關分析數據進行分析可比性較大（但也只能作為定性參考） ：如以石灰石 / 石膏濕法為 100，則：旋轉噴霧法約為 80；爐內噴鈣 LIFAC 法約 30；電子束法約為 105；活 性炭法約為 125% （與國內PAFP 法有很大的不同）;流化床法則較難比較，因為其脫硫發生 在鍋爐內，外加設備較少，但總投資較高。由于國內的情況與國外差別較大，因此采用國內脫硫工藝費用的數據，對今后應用更具 實用價值。以石灰石 /石膏濕法為 100%（均不考慮副產品利用） ，則：旋轉噴霧法約 90%， 爐內噴鈣 LIFAC 法約 70%，電子束法約為 145%，活性炭 PAFP 法約為 160

8、%，流化床法約 為 45%。如果副產品都能利用，并按其預計價格賣出，則石灰石/石膏濕法運行成本可基本被抵銷（根據國外經驗），電子束法運行成本可下降到原來的35%，活性炭 PAFP 法運行成本可被抵銷并有少量盈余。由于進口設備的國產化，可以直接降低設備投資費用和運行費用，提高設備維修可靠性， 且有利于民族工業的發展，因此也是一個應重要考慮的方面。石灰石/石膏濕法是目前脫硫裝置的關鍵設備， 諸如再循環泵、 氧化風機、 真空皮帶脫水機、 增壓風機， 吸收塔內部裝置、 控制系統、 閥門等還需進口， 其余均可國產。 電子束法除了電子束包括電源部分是日本進口 以外，其余均為國內制造。流化床法的鍋爐和控制系

9、統進口。旋轉噴霧法、活性炭PAFP 法則基本國產。脫硫工藝應適當考慮其可擴展性，如目前以脫硫為主，最好今后可通過加裝裝置脫氮； 再則，如目前脫硫率在 70%左右的，可考慮加裝二級脫硫裝置使脫硫率達到90%以上，以便環保要求進一步提高時，能跟得上形勢的需要。這方面，石灰石/石膏濕法可以通過加裝裝置脫氮，電子束法、 PAFP 法、流化床法本身就有脫氮功能，只要稍作調整就可以脫氮。其中，PAFP 法一級裝置脫硫率為 70%80%,據稱調整運行周期后也可達到 90%,加裝二 級裝置則肯定可達 90%以上。我省今后選擇脫硫工藝, 應優先選擇能用在 300 MW 以上機組的工藝, 技術成熟度要高, 脫硫原

10、料價格較低廉,脫硫率應能達到 90%95%,副產品在本省可以得到利用。目前能 滿足上述要求的只能是石灰石 /石膏濕法脫硫或海水脫硫,但海水脫硫受地理條件局限很大,因此石灰石 /石膏濕法脫硫應是首選技術。今后石灰石/石膏濕法脫硫在脫硫工藝中的地位就和目前電除塵器在煙氣除塵工藝的地位相近。 而其它脫硫工藝如電子束法、 流化床法、 PAFP 法、旋轉噴霧法、爐內噴鈣法就相當于現在旋風除塵、水膜除塵、布袋除塵的地位,將主要 用于中小機組,根據電廠各自不同的特點予以選擇。（1）蘇北地區可考慮在電子束脫硫工藝成熟后發展電子束脫硫,同時可以脫氮, 副產物化肥硫銨又可用于當地鹽堿地改造,應該能有一定銷路。（2

11、）旋轉噴霧法則似乎沒有明顯優勢,投資、運行費用雖然比石灰石/石膏濕法脫硫低一些,但低得不是太多,原材料為石灰較貴,且副產品不能利用。（3） 如果要降低投資, 可采用簡易濕法, 或象珞璜電廠二期那樣搞部分煙氣脫硫, 脫硫率 盡管有所下降,但也能達到 80%的脫硫率,與旋轉噴霧法持平,投資成本分別為石灰石 /石 膏濕法脫硫的 60%及88%,低于或接近旋轉噴霧法,運行成本也與旋轉噴霧法相差無幾, 而技術上則更為成熟可靠。（4）另一種值得重視的脫硫工藝是流化床法，尤其是增壓流化床（PFBC）,因為目前很多小機組使用年限較長，且面臨關、停的命運。而 PFBC 電廠具有占地小，環境保護性能高等 優點，適

12、用于老機組的改造，尤其是將退役老機組改造應優先考慮采用PFBC ，因為電廠中汽輪發電機組的壽命比鍋爐長， 因此當鍋爐報廢后， 可用 PFBC 鍋爐島(包括燃氣輪機部分) 替代原有電廠， 并利用電廠原有的其它設施進行技術改造， 使老電廠重新具有生命力。 PFBC 結構緊湊、系統簡單，幾乎不需要增加占地，且電廠出力增加20左右。改造后的 PFBC電廠可保留 1/3 原有設備，相對于新建機組投資約可節約20%40%。改造后的電廠出力提高、煤耗降低、 SO 2 和 NO X 的排放也大為降低。今后老電廠小機組主要是起調峰作用， 而 PFBC在這方面有著得天獨厚的優勢，因此值得考慮。(5) 爐內噴鈣法也可考慮， 主要是其投資和運行成本均較低， 在我省燃煤主要為中低硫煤 的前提下，使用較適合，且下關電廠