燃煤電廠離子液循環吸收法煙氣脫硫工藝及其技術經濟分析概述近年來，隨著我國國民經濟的高速發展，對電力、能源的需求與日俱增，伴隨經濟高速發展的同時，廢氣中二氧化硫排放量也越來越大，2010年全國SO2排放量2,268萬噸；2011年全國SO2排放量2,229萬噸；而燃煤電廠排放的SO2占到總排放量的~50%，無疑是最大的SO2排放源，SO2排放造成的經濟損失十分驚人，每排放一噸SO2造成的經濟損失約兩萬元人民幣，其經濟損失約占GDP的2~3%，近年來我國在煙氣脫硫領域取得了舉世矚目的成就，《國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要》提出，“十二五”期間國家對二氧化硫等四種主要污染物實施排放總量控制。到2015年，全國二氧化硫排放總量需控制在2,086.4萬噸，比2010年的2,268萬噸下降~8%。石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝技術是我國的主流煙氣脫硫工藝技術，據統計，投運、在建和已經簽訂合同的火電廠煙氣脫硫工藝技術中，石灰石-石膏濕法技術占85%以上。該技術存在如下缺點：脫硫裝置為“凈消耗”型，不但裝置投資無法回收，且發電成本還需增加0.015~0.025元/kW.h，以600MW機組年運行5500小時計算，電廠每年將為脫硫支出5,000~8,000萬元；我國是石膏礦藏大國，石膏產量大，質量好，而電廠脫硫副產品石膏因含灰分等雜質，產品成色較差，品味低，故售價極低，甚至只能拋棄處理，產生了新的脫硫石膏污染；每處理1噸二氧化硫要排放0.7噸二氧化碳，治理了煙氣中的二氧化硫污染，又新增了溫室效應氣體二氧化碳的排放。成都華西化工研究所股份有限公司開發的離子液循環吸收法（ILCA—IonicLiquidCirculatingAbsorption）在脫除煙氣中SO2的同時，副產高純SO2，回收了寶貴的硫資源，高純二氧化硫可作為生產液體二氧化硫、硫酸、硫磺和其它化工產品的優良原料。該技術實現了煙氣脫硫裝置的高效化、資源化，符合國家循環經濟的發展目標，ILCA法目前已經在鋼鐵（攀鋼）、有色冶金行業（銅冶煉、鋅冶煉）推廣使用十余套裝置，最大煙氣處理量120萬Nm3/h（與300MW機組煙氣處理量相當），積累了豐富的大裝置工程經驗。本文將通過技術和經濟對比，對其在燃煤電廠中良好的應用前景進行分析。離子液循環吸收法煙道氣脫硫技術技術原理拋棄法即是將脫硫過程中形成的液體、固體產物廢棄，并需要連續不斷地加入新鮮化學吸收劑的煙氣脫硫方法。相對于再生循環吸收工藝的ILCA法，拋棄法的優勢在于一次性投資低，裝置流程簡單可靠，SO2噸處理成本及能耗均較低，主要缺點是二次污染量較大。ILCA法的特點是與SO2反應的吸收劑可連續地在一個閉環系統中進行再生，再生后的吸收劑循環使用。再生循環吸收的最大優勢在于可將SO2進行回收和資源化利用，同時可大大減少液體、固體廢棄物的排放量。相對于拋棄法，為了不污染吸收劑，煙氣的冷卻除塵和溶劑脫硫一般要分開進行，同時還要考慮脫除溶劑中累積的熱穩定鹽，并且由于多了再生系統，可再生循環吸收法一次性投資要高，同時裝置流程也更為復雜，裝置的能耗也相對較高。單純從經濟角度而不考慮二次污染所帶來的環保壓力時，一般認為煙氣中SO2濃度較低時，采用拋棄法較為經濟。但當煙氣中SO2濃度較高時，由于可以回收大量SO2以硫化工產品的形式大幅沖減運行費用，因而采用ILCA法長期運行成本更低，且有可能實現脫硫裝置的自盈利。脫硫用離子吸收液的主要特點：（1）蒸汽壓極低，逃逸損失極小；（2）具有優良的可設計性，即可通過采用不同的陰、陽離子組合來調節離子液體的物理和化學性質。離子液在氣體凈化、萃取分離和催化反應等領域有著廣泛的應用前景。成都華西化工研究所股份有限公司經多年研究，自主成功開發出離子液SO2吸收劑，并對其吸收、解吸性能、溶液腐蝕性、熱穩定性、鹽積累等性能進行了深入優化，十余套工業化裝置運行結果表明：該吸收劑具有性能穩定、蒸汽壓力低、選擇吸收二氧化硫能力強、脫硫效率高、易解吸再生等優點。該離子液SO2吸收劑以有機陽離子、無機陰離子為主要成分，并添加少量活化劑、抗氧化劑所組成，其脫硫機理如下：SO2+H2O←→H++HSO3- (1)R+H+←→RH+ (2)總反應式：SO2+H2O+R←→RH++HSO3— (3)上式中R代表離子液SO2吸收劑，（3）式是可逆反應，低溫下反應（3）從左向右進行，高溫下反應（3）從右向左進行。離子液循環吸收法(ILCA)正是利用此原理，在常溫下吸收二氧化硫，高溫下將吸收劑中二氧化硫解吸，從而達到脫除和回收煙氣中SO2的目的。成都華西化工研究所股份有限公司開發的“離子液循環吸收法脫除和回收煙氣中二氧化硫技術”，克服了傳統離子液體的缺點，是一種新穎的離子液體技術與傳統的“吸收――再生”氣體凈化工藝的完美相合。吸收劑再生時產生高純SO2氣體，可作為液體SO2、硫酸、硫磺和其它硫化工產品的優良原料。離子吸收液經國家權威部門檢測，無毒、無害、不燃、不爆，符合環保業的要求。ILCA技術路線（節能型熱泵流程）針對燃煤電廠煙氣特點，采用熱泵流程ILCA工藝脫除煙氣中的SO2，并利用解吸出的濃度99.5%的SO2氣體制備98%的濃硫酸。脫硫裝置工藝流程如下：圖一脫硫裝置工藝流程圖從鍋爐出來的煙氣，經增壓風機升壓后，分別進入吸收塔下部，在吸收塔下部經三層噴淋水洗除塵、降溫后，進入吸收塔中部，與從吸收塔上部進入的脫硫貧液逆流接觸，吸收塔內設不銹鋼填料，氣體中的SO2與離子液反應被吸收，脫除了SO2的凈煙氣從吸收塔頂煙囪放空。從水洗塔出來的洗滌水經洗滌泵增壓后，經洗滌水冷卻器降溫，送到水洗塔上部，重新冷卻煙氣。吸收SO2后的溶液稱為富液，從吸收塔底流至富液槽，經富液泵加壓后，進入各自的貧富液換熱器，與熱貧液換熱后，合并進入再生塔再生。來自吸收塔的富液經冷卻器被來自再生塔塔頂的高溫再生氣預熱，再經貧富液換熱器與來自再生塔塔釜的貧液換熱后，被加熱至90~100℃后進入再生塔，在塔內填料上與塔釜上升蒸氣進行逆流接觸，以解吸出其中所含SO2，解吸后的貧液自塔釜出料，經貧富液換熱器與富液換熱后進貧液冷卻器，降至~40℃后進入吸收塔循環吸收煙氣中的SO2。塔頂上升蒸氣（0~20kPaG，100℃）經液滴分離器除去液滴后，進入高溫高壓蒸汽驅動的透平壓縮機，被壓縮機升壓至0.3~0.4MPaG，溫度升至250~300℃，壓縮機出口的高溫高壓過熱蒸氣在塔釜再沸器中冷卻至露點140℃左右開始冷凝，蒸氣冷凝放出大量潛熱，將再沸器中的釜液加熱至105~110℃，產生富液再生所需上升蒸氣，由于過熱蒸氣中的少量SO從再生塔底出來的貧液經貧富液換熱器初步降溫后，經貧液泵加壓，再經貧液冷卻器降溫，送至兩臺吸收塔上部，重新吸收SO2。從再生塔內解析出的SO2隨同蒸汽由再生塔塔頂引出，進入冷凝器，冷卻至40℃，然后去分離器。分離出水分后的SO2氣體送去制酸。冷凝液經回流液泵送回再生塔頂以維持系統水平衡。再生塔底部設置再沸器，保證塔底溫度在105～110℃ILCA法技術經濟難點ILCA法作為一種新型煙氣脫硫工藝，我公司在具體的工程實踐中不可避免地遇到諸多工藝、工程、技術、經濟等問題和難點，為此我公司投入大量人力、物力、財力歷經數年進行技術攻關，成功地解決了上述問題，保證了裝置的長期穩定運行，概括而言主要集中在以下四個方面：粉塵顆粒物堵塞問題由于煙氣中含有一定的粉塵等顆粒物，吸收液在系統中長期循環使用，脫硫系統不可避免的會遇到堵塞問題，堵塞問題也長期困擾著石灰石法、氨法等其他各種脫硫工藝。在長期的工程實踐中，通過強化水洗除塵降溫效果，改進再生系統操作條件，嚴格控制吸收液鹽濃度、pH值等措施，有效地避免了粉塵在系統中的累積以及硫磺顆粒的析出等堵塞現象，極大地延長了系統除灰周期，提高了有效運行時間，有效地解決了粉塵及顆粒物堵塞的問題。腐蝕問題來自鍋爐的~150℃的高溫煙氣中除SO2、SO3等腐蝕性介質外，尚含有一定量的Cl—、F—等腐蝕性極強的鹵素離子，長期在系統中累積會對設備造成嚴重的腐蝕。而且與石灰石法相比，由于ILCA法多出一套吸收液再生系統，再生系統采用加熱的方法解吸出SO2，富液需加熱到110℃左右，在高溫下氯氟及硫酸根離子的腐蝕都會加重。而且由于煙氣處理量大，裝置規模大，單體設備規模也大，有的甚至是超大型化的裝置，如吸收塔塔徑接近16m，這些的大型設備一旦塔內件和支撐組件出現腐蝕，將很難檢修。因此針對煙氣高溫含塵、強腐蝕性、吸收液結垢特點，我公司已通過設備結構的優化設計、合理選則設備材質（如選用C254特殊不銹鋼等）、挑選有能力和資質的制造商、提高設備制作加工工藝、建立完備的質量保證體系、優化工藝操作參數，提高操作人員水平等一系列措施，形成了一套適用于ILCA工藝的完整的裝置防腐工作體系，并通過在十余套裝置的使用和不斷改進，已成功地解決了ILCA法的設備腐蝕問題，保證了脫硫裝置長周期安全穩定運行。能耗問題ILCA法因采用加熱的方法解吸出SO2，富液需加熱到110℃左右，因此需消耗一定的蒸汽做熱源，消耗指標為8~10蒸噸/噸SO2。以1套600MW機組計（燃料煤全硫St.d=2.5%），蒸汽消耗量~100蒸噸/小時，以150元/蒸噸計，蒸汽費用~1.5萬元/小時，折8250萬元/年（年運行時間5500小時），費用十分驚人，有鑒于此，為實現大幅節能的目的，我公司已成功開發熱泵流程ILCA工藝當采用熱泵流程ILCA工藝時，運用熱泵技術，將再生塔塔頂大量的低位余熱蒸汽（常壓，100℃水蒸氣）以蒸汽驅動透平壓縮機壓縮至一定的壓力，提高其冷凝溫度，再送至塔釜做加熱源使用，從而可節約蒸汽用量85%以上，節約循環冷卻水60%與其他行業相比，在電廠采用節能流程有著先天的技術裝備及人員優勢，超臨界、超超臨界機組本身自產高溫高壓蒸汽可做壓縮機動力，基于電廠蒸汽的可利用性好，選擇性多的特點，因而透平壓縮機選擇全凝式、抽凝式抑或背壓式會有多種方案可供選擇，其他行業則無此優勢，比如在有色冶金硫酸尾氣和鋼鐵燒結煙氣脫硫時，甚至只能選擇電力驅動的透平壓縮機，且電廠人員對蒸汽做動力驅動的汽輪機、壓縮機、泵等動力設備電廠則有著其他行業所不具備的長期而豐富的使用經驗。投資問題由于ILCA法工藝的特殊性，和石灰石法比，流程較長，不僅多出一整套再生、除鹽系統及熱泵壓縮機，還需配套建設硫酸裝置，再加上設備材質很多選用特殊不銹鋼，因此裝置造價較高，其比投資為300~400元/kW，相對目前國內石灰石法的100~200元/kW較高，如一套600MW機組的脫硫裝置的一次性投資~2億元。石灰石法自上世紀90年代自國外引進以來，其實也走過了一條投資由高到低，裝備從國外引進到國內自產不斷降低成本的歷程，且經過20多年的發展，隨著裝置的增多和國產化進程的加速，投資從最初的~1000元/kW降至目前的100~200元/kW的水平，而ILCA法作為新興的脫硫工藝，也將遵循這一規律，隨著其推廣應用范圍的擴展、技術的持續進步和革新以及新裝置的不斷建立，其裝置投資規模將得以大幅度下降。值得重視的是，由于ILCA法副產品硫酸的附加值遠高于脫硫石膏，因此電廠的供電成本得以大幅下降，加以硫酸的銷售和高低硫煤差價，產生的效益可較快地回收一次性投資，從而使ILCA法工藝成為目前唯一可實現自盈利的煙氣脫硫技術。技術對比技術對比如下表所示：項目石灰石法氨法ILCA法脫硫率，％≥95%≥95%≥98%高硫煤適應性差差好吸收劑石灰石價格相對便宜外購液氨或氨水液氨價格貴具有專利權的離子液吸收劑，價格貴但年耗量極低副產物脫硫石膏硫酸銨高純度SO2或硫酸運行費用運行成本相對較低運行成本相對較高綜合運行成本相對較低運輸成本高高低占地面積大較小小防腐防腐要求相對較低防腐要求高防腐要求很高三廢排放少量廢水排出少量廢水排出少量廢水排出應用業績大量使用，技術成熟有業績，可進一步優化目前十余套裝置業績，可進一步優化一次性投資較低，100~200元/kW略高，200~250元/kW較高，300~400元/kW投資回收無可能無可能有可能經濟對比因石灰石石膏法在我國燃煤電廠中所占比例極大，故在此將其與ILCA法作對比，對比基于以下基礎數據（所有計價單位均為RMB人民幣）：投資單位石灰石法ILCA法比投資元/kW~200~350總投資萬元12,00021,000設計壽命年3030發電機組基本參數序號參數單位數量1機組規模MW6002機組數量套13年運行時間小時5,5004鍋爐出力（額定工況，連續經濟出力）噸/小時2,0725燃煤低位發熱值kJ/kg22,5006全硫(收到基)Wt%2.5%7燃料消耗量噸/小時226.36萬噸/年124.58原煙氣處理量Nm3/h1,977,7529SO2產生濃度mg/Nm34,57310SO2排放濃度mg/Nm320011設計脫硫率%95.63%原輔公用工程及副產品單價序號參數單位單價一原輔材料及公用工程1新鮮水元/噸1.02電元/kWh0.453蒸汽元/噸1504石灰石粉(脫硫專用)元/噸2005ILCA專用吸收液元/噸50,000二、副產品1石膏(石灰石石膏法)元/噸502100%硫酸(ILCA法)元/噸550原輔公用工程耗量及副產品產量序號參數單位小時耗量年耗量石灰石法ILCA法石灰石法ILCA法1新鮮水噸8085=d3*5500\#"#,##0"440,000=e3*5500\#"#,##0"467,5002電萬度0.750.684,1253,7403蒸汽噸1.312.57,15068,7504石灰石粉噸14.5379,9155ILCA專用吸收液噸0.037204二、副產品小時產量年產量1石膏(石灰石石膏法)噸23.25127,8492100%硫酸(ILCA法)噸13.2472,830由于煙氣顆粒物會影響副產品質量，故對比表中運行費用又按照是否計算副產品價值分別列出。詳細對比數據見表五。總成本表序號費用明細石灰石法ILCA法一、主要公輔工程消耗（支出）1新鮮水82.590.752電1,856.251,6833蒸汽107.251,031.254石灰石粉1,598.305ILCA專用吸收液1,0206折舊4007007維護檢修費2403608人工及管理費8080總支出合計4,364.34,965.09脫硫成本（不計副產品）元/噸SO2917.41043.6元/kW.h0.01320.0150二、副產品（收益）1石膏(石灰石石膏法)639.32100%硫酸(ILCA法)4,006總收益合計639.34,0063脫硫成本（計副產品）元/噸SO2783.0201.6元/kW.h0.01130.0026三、總成本(總成本=總支出－總收益)3,725959從表五數據可以看到，在St.d=2.5%時，如不計副產品收益，采用石灰石法脫硫每度電脫硫成本為0.0132元，ILCA法略高于石灰石法，為0.0150元，計入副產品收益后，石灰石法脫硫成本為0.0132元/kW.h，而ILCA法由于副產品硫酸銷售收益，脫硫成本大幅下降至0.0026元/kW.h，僅為不計副產品收益前的~17.3%，年總運行成本為959萬元，僅為石灰石法3,725萬元的~1/4，效益十分明顯。電力煤含硫量對ILCA法運行成本的影響單套600MW機組的硫含量基礎數據表如下：600MW機組硫含量數據表電力煤硫含量SO2濃度脫硫率SO2脫除量硫酸產量原煙氣凈煙氣小時年wt%mg/Nm3mg/Nm3%t/ht/h萬噸/年1.0%1,82920089.07%3.2224.9332.71341.5%2,74420092.71%5.0317.7034.23662.0%3,65920094.53%6.84110.4725.75982.5%4,57320095.63%8.65013.2427.28303.0%5,48820096.36%10.45916.0118.80633.5%6,40320096.88%12.26818.78110.32954.0%7,31720097.27%14.07721.55011.85274.5%8,23220097.57%15.88624.32013.37595.0%9,14720097.81%17.69527.08914.8992圖二硫含量與硫酸產量關系從圖一可以看出，硫酸產量與電力煤硫含量為線性關系。脫硫成本數據表硫含量年產量硫酸銷售額總支出總成本脫硫成本靜態投資回收期Wt%萬噸/年萬元/年萬元/年萬元/年元/噸SO2元/kW.h年1.0%2.71341,4924,3182,8261,594.30.0086效益為負1.5%4.23662,3304,5342,204796.30.0067效益為負2.0%5.75983,1684,7491,581420.30.0048效益為負2.5%7.28304,0064,965959201.70.0029效益為負3.0%8.80634,8435,18133758.60.0010效益為負3.5%10.32955,6815,396(285)(42.2)(0.0009)21.324.0%11.85276,5195,612(907)(117.1)(0.0027)13.074.5%13.37597,3575,828(1,529)(175.0)(0.0046)9.425.0%14.89928,1956,043(2,151)(221.0)(0.0065)7.37括號表示成本為負值（即收益為正值）。靜態投資回收期按扣除一次性投資30年折舊費計算。圖三硫含量與脫硫成本關系1圖四硫含量與脫硫成本關系2根據工藝特點，石灰石法硫含量越高則運行費越高，而ILCA法含硫量越高，副產品產量越大，收益越高，當硫含量足夠高時，ILCA法裝置完全有可能產生效益，收回投資。從圖二可知，石灰石法單位供電脫硫成本（元/kw.h）與全硫含量關系為上升直線，斜率為正，而ILCA法為下降曲線，斜率為負；從圖三可知，石灰石法單位脫硫成本（元/噸SO2）與全硫含量關系接近平方曲線，但ILCA法曲線在石灰石法曲線下方，曲率大，而石灰石法成本下降較緩慢，曲率小。硫含量維持在<1%較低水平時，二種脫硫方法脫硫成本差距較小，硫含量越高，二者脫硫成本差距越大。可以看出，隨著硫含量的增高，ILCA法單位脫硫成本和供電脫硫成本迅速下降，且都越過了成本零線，當硫含量達到~3.2%時，副產品銷售產生的效益與脫硫裝置運行成本相互抵消，脫硫成本為零，靜態投資回收期~20年，而隨著硫含量的繼續增加，投資回收期亦隨之下降。高低硫煤差價對ILCA法效益的影響我國煤炭的一個重要特點是高硫煤占相當比例，含硫量大于1%的高硫煤占25%以上。從地理情況看，自北向南煤的含硫量呈逐漸增高的趨勢，高硫煤主要分布在四川、貴州、廣西、山東、陜西等省區。高硫煤分布的另一個特點是隨著礦井向深層的開采，含硫量越往下越高。例如，河南焦作礦區過去開采的全是優質低硫煤，而現在有的礦井開采的則是硫份在2%以上的高硫煤，河北開灤煤礦目前開采的下部煤層平均含硫量高達3%，全國燃煤發電的用煤量占煤炭總產量的60%以上，所以燃用高硫煤是不可避免的。全國20%以上的發電用煤是高硫煤，而硫含量越高，對ILCA法而言，其副產品硫酸產量也越大，經濟效益越好，而石灰石石膏法無此優勢。我國早在1987年國家物價局和煤炭部聯合通知，動力用煤按發熱量計價。近年來煤炭市場開放，煤炭供需得到緩解，各地煤炭市場經銷的商品煤一般也按質論價。我國動力煤發熱量計價的計算公式如下：C=a·Qnet,ar·Kr·KV·KP·KS·KA·KX式中:C——煤的單價,元/t;a——發熱量單價,元/GJ;Qnet,ar——商品煤收到基(應用基)低位發熱量,MJ/kg;Kr——煤發熱量比價,%;KV——煤干燥無灰基揮發分比價,%;KP——煤炭品種比價,%;KS——煤全硫比價,%;KA——煤炭灰分系數;KX——塊煤限下率比價,%。為計算方便,可將上式改寫為:C=C′·KV·KP·KS·KA·KX其中:C′=a·Qnet,ar·Kr式中C′——發熱量基價,元/t。其中的KS見下表：KS全硫比價系數表St,d≤0.50.51～1.001.01～2.002.01～3.003.01～4.004.01～5.005.01～6.00＞6.00Ks（％）104.5103101.510098.59795.594以全硫St.d=0.51~1%的低硫煤計，其KS=103%，而選用St.d=3.01~4%的高硫煤計，其KS=98.5%，因此按發熱量公式計算，高低硫煤差價比在103/98.5-1=4.57%，據最新的環渤海動力煤價格指數2012年度價格走勢見下圖：圖五BSPI動力煤最新價格走勢5500大卡的動力煤按2012年1~7月平均價~720元，高低硫煤差價為：720×4.57%=32.89元/噸以600MW機組年運行5500小時計，年耗原煤~124.5萬噸，如采用高硫煤，僅此一項即可為電廠節約燃料成本124.5×32.89=4,095萬元，以此為基礎數據，重新計算表七脫硫成本數據表數據如下（僅選取全硫St.d=1%和3.01%兩組數據做對比）：脫硫成本數據表（計入高低硫動力煤差價）硫含量硫酸銷售額總支出總成本差價收益總效益脫硫成本靜態投資回收期Wt%萬元/年萬元/年萬元/年萬元/年萬元/年元/噸SO2元/kW.h年1.0%1,49243182,8260-2,8261,594.30.0086效益為負3.01%4,8435758（653.3）(0.0114)4.71括號表示負值（凈利潤）；總效益=差價收益-總成本；靜態投資回收期按扣除一次性投資30年折舊費計算。從表九數據可看出，在計入高低硫煤差價以后，使用St.d=3%的高硫煤的經濟效益非常明顯，每度電可盈利0.0114元，噸SO2盈利426.74元，僅需4.71年即可完全收回投資，脫硫裝置不僅不增加脫硫成本，反而產生正效益，而使用St.d=1%的低硫煤，I