行
业
产
品
功
能
北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008/1/11 2:01:36
<DIValign=center>黄亚继<SUP>1</SUP>金保升<SUP>1</SUP>朱凤松<SUP>2</SUP>何新华<SUP>2</SUP>夏 红<SUP>2</SUP></DIV>
<DIValign=center>（1. 东南大学洁净煤发电和燃烧技术教育部重点实验室，南京210096</DIV>
<DIValign=center>2.南京市玄武区环保局，南京210096）</DIV>
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<DIValign=center> </DIV>
<DIValign=center>IndustryExperimentandEconomicAnalysisonTS-35AmmoniaDesuphurizationFacility</DIV>
<DIValign=center>HuangYaji<SUP>1</SUP>,Jinbaosheng<SUP>1</SUP>,ZhuFengsong<SUP>2</SUP>,HeXinhua<SUP>2</SUP>,XiaHong<SUP>2</SUP></DIV>
<DIValign=center> (1EducationMinistryKeyLaboratoryonCleanCoalPowerGenerationandCombustionTechnology,SoutheastUniversity,Nanjing210096,China</DIV>
<DIValign=center>2NanjingXuanwuEnvironmentalProtectionBureau,nanjing210096,China)</DIV>
<DIValign=center> </DIV>
<DIV><B>[</B><B>内容摘要]</B> 对TS-35型氨法脱硫工艺进行了系统的工业化试验研究，该脱硫工艺对原有锅炉参数影响小，氨水消耗量小，阻力小，能耗低，脱硫效率可达80％，几乎无废水排放，二次污染程度小，适用于中小型锅炉的脱硫，但有可能会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。对于大型锅炉，必须考虑副产品硫酸铵的销路和价格问题。通过经济性分析，得出目前实施的排污收费制度存在一定的弊病，有必要完善以总量控制为目标的排放许可权交易制度。</DIV>
<DIV><B>[</B><B>关键词]</B> 氨法脱硫；经济性分析；工业化试验；排污收费</DIV>
<DIV><B></B> </DIV>
<DIV><B>Abstract:</B>ThetechnologicalprocessofdesulphurizationwithammoniawastestedindustriallyontheTS-35desulphurizationfacility.Thefacilityhaslittleeffectontheboilerparametersandhaveotheradvancessuchaslittlefedammonialiquid,lowsystemresistance,lowenergylosses,highdesulphurizationefficiency,nowastewatertodischargeandnosecondarypollution.Soitfitsthedesulhpurizationofmiddleandsmallscaleindustrialboiler.Butitmaycausemoreendcorrosion.Thesellandpriceof(NH<SUB>4</SUB>)<SUB>2</SUB>SO<SUB>4</SUB>mustbetakenintoaccountonalargescaleindustrialboiler.PresentpollutionchargesystemcanbeseentohavesomedisadvantagesandSO<SUB>2</SUB>allowance-tradingsystemmustbeperfected.</DIV>
<DIV><B>Keywords:</B>desulphurizationwithammonia,economicanalysis,industryexperiment,pollutionchargesystem</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV><B>1</B><B>绪论</B></DIV>
<DIV>近年来，随着我国经济的飞速发展，能源消耗在急剧增加，由燃煤引起的二氧化硫的排放量一直居高不下。2001年全国二氧化硫排放重量为1947.8万吨，其中工业排放量为1566.6万吨<SUP>[1]</SUP>。目前，中国工业锅炉约50多万台，中小型锅炉（1～35t/h）约占80。工业排放的二氧化硫约有1/3是由中小型锅炉造成的，对锅炉烟气脱硫已成为众多环保专家研究的主要议题。但我国脱硫起步较晚，大规模电厂脱硫仅处于示范阶段。由于经济原因，不可能在所有的中小锅炉上匹配国外先进的脱硫设备。并且，对于中小型锅炉烟气脱硫，国外也缺乏可以照搬使用的数据作为参考。本文主要目的是针对与35t/h锅炉匹配的氨法脱硫设备进行系统的工业化试验，分析脱硫设备与锅炉之间的相互影响，得出脱硫设备运行参数和由其引起的二次污染程度，最后进行经济性分析，为即将实施的排放许可权交易制度提供参考。</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV><B>2</B><B>基本参数</B></DIV>
<DIV>2.1锅炉和脱硫设备主要技术参数<B></B></DIV>
<DIV> 南京跃进集团公司热电厂共有三台型号为UG-35/3.82-M7低压自然循环固态排渣炉排炉，主要是电、蒸汽、供热联产，发电量2400万千瓦时/年，蒸汽量7万吨/年，供热量7万兆焦/年，年耗煤量3万吨/年。锅炉尾部均装有水膜除尘器，除尘效率95％。与2号锅炉匹配的脱硫设备采用镇江远东环保机械设备厂生产的TS－35型氨法脱硫设备，其核心部件是雾化喷头，设计处理烟气量8.4×10<SUP>4</SUP>m<SUP>3</SUP>/h。</DIV>
<DIV>安装脱硫设备后，形成的除尘脱硫工艺流程图见图1。锅炉出口烟气经文丘里喷淋降温后，在水膜除尘器中除去大部分烟尘，随后进入脱硫设备。脱硫设备采用稀释后的氨水做吸收剂，脱硫原理是喷雾吸收法。雾化的氨水与烟气中SO<SUB>2</SUB>进行气－气热交换和瞬时化学反应。在两级旋流板作用下，反应后的液滴或已挥发干的固体颗粒坠落到下部密封水槽内。反应后的烟气由引风机，经烟囱排入大气。水膜除尘器排出的灰水与脱硫设备排出的废液混合进入灰沉淀池。灰沉淀池中的灰水经长时间沉淀后，再由水泵送至文丘里喷嘴和水膜除尘器。 </DIV>
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<DIValign=center>图1 除尘脱硫工艺流程图</DIV>
<DIV>2.2燃料特性</DIV>
<DIV>为研究煤中含硫量对脱硫设备性能的影响，本试验中共采用三种不同含硫量的煤，中硫煤由高、低硫煤均匀掺和而成。试验用煤均为江苏徐州烟煤，三种煤的工业分析和元素分析见表1</DIV>
<DIValign=center>表1 三种煤的工业分析和元素分析</DIV>
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<DIValign=center>工业分析()</DIV></TD>
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<DIValign=center>元素分析()</DIV></TD>
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<DIValign=left>低硫煤</DIV></TD>
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<DIV>2.3分析方法</DIV>
<DIV>采用3011H<SUP>＋</SUP>比托管平行自动烟尘采样仪测量脱硫设备进出口烟气温度、含湿量、含氧量、露点温度和SO<SUB>2</SUB>浓度；烟气中氨气采用次氯酸钠－水杨酸分光光度法（GB/T68204.25-2000）测定；脱硫后的废水中COD、NH<SUB>3</SUB>-N和pH值分别采用重铬酸钾法（GB1191489）、滴定法（《水和废水监测分析》第三版）、玻璃电极法（GB6920-86）测定。</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV><B>3</B><B>试验部分</B></DIV>
<DIV>3.1脱硫设备对锅炉运行参数的影响</DIV>
<DIV>脱硫设备应该能够适应锅炉负荷的变化，尽可能减少对原有锅炉运行参数的影响。增加脱硫设备，无疑会使整个系统压力重新分布。脱硫设备阻力太大时，就需要更换功率大、压头大的引风机。经测试脱硫设备进出口烟气压力，发现该脱硫设备阻力很小（约为30mmH<SUB>2</SUB>O），而其它湿法脱硫设备的系统阻力通常在120mmH<SUB>2</SUB>O左右<SUP>[2]</SUP>，故该脱硫设备运行与否对整个系统压力分布影响很小，整个系统压力平衡点还在高温过热器段附近。不过脱硫设备运行后，排烟温度下降2.2～7.7℃，含湿量增加0.8～1.5。</DIV>
<DIV>为了了解脱硫设备对锅炉尾部受热面带来的低温腐蚀问题，本文采用计算管式空气预热器壁温的近似估算公式<SUP>[3]</SUP>：</DIV>
<DIV> ；</DIV>
<DIV>t<SUB>w</SUB>为空预器壁温（℃）,t<SUB>y</SUB>为排烟温度（℃）,t<SUB>o</SUB>为冷空气温度（℃）。</DIV>
<DIV>虽然所测量出的露点温度一般比计算出的t<SUB>w</SUB>高15℃，但考虑低负荷等种种原因可能引起壁温的波动，计算出的t<SUB>w</SUB>值一般有10～12℃的波动范围<SUP>[3]</SUP>，故可以认为增加该脱硫装置可能会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。</DIV>
<DIV>3.2锅炉运行参数对脱硫设备的影响</DIV>
<DIV>锅炉出口烟气量增加，气液比增加，烟气在脱硫塔中滞留的时间减少，相应的脱硫效率也降低。但烟气量的增加也使得气液扰动加剧，所以随着烟气量的增加，脱硫效率降低的速度减慢，见图2。本次试验中，在调节锅炉负荷时，只改变了给煤机转速，并没有相应改变送风机和引风机功率，加上脱硫设备本身阻力较小，从而使得锅炉出口烟气量变化不大。从图3可以看出，随着锅炉负荷的降低，脱硫设备进口烟气SO<SUB>2</SUB>浓度减少，脱硫效率总体上呈上升的趋势；在相同锅炉负荷下，随着煤种含硫量增加，烟气入口SO<SUB>2</SUB>浓度也相应增加，脱硫效率呈减少的趋势。</DIV>
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<DIV>图2烟气量与脱硫效率的关系 图3锅炉负荷与脱硫效率的关系</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV>3.3脱硫设备自身参数对脱硫效率的影响</DIV>
<DIV>3.3.1喷氨水量对脱硫效率的影响</DIV>
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<DIV>图4喷入氨水量与脱硫效率的关系 图5喷入氨水量与脱硫设备废液pH值的关系</DIV>
<DIV>喷入氨水量越大，气液比越小，SO<SUB>2</SUB>与氨水接触机会相应增加，脱硫效率也相应提高。具体表现在喷入氨水量由350t/h变化为450t/h时，脱硫效率由63.9变化为80.3。但随着氨水量的增加，脱硫设备排出废水的pH值呈上升的趋势，说明氨水利用率下降。氨水量由450kg/h变化到650kg/h时，脱硫效率只增加了4.5。不过喷入氨水量过低时，脱硫效果也不理想。氨水喷入量为250kgt/h时，脱硫效率只有25.3，脱硫设备排出废水呈很强的碱性（pH值为10.1），原因是喷入的氨水量不足以将雾化喷头很好的雾化，以致形成很大的液滴，气液接触面积减少，液滴停留时间减少，从而脱硫效率降低，氨水利用率反而下降。由图5可知，该脱硫设备最佳耗氨水量在450kg/h左右。</DIV>
<DIV>3.3.2氨水浓度对脱硫效率的影响</DIV>
<DIV>氨水浓度增加，在气液比一定的情况下，影响脱硫效率的液态氨侧的传质速度加快，缩短了氨与SO<SUB>2</SUB>反应时间，脱硫效率相应提高，但脱硫后的废水pH值也相应提高（见图6和图7）。</DIV>
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<DIV>图6氨水密度与脱硫效率的关系 图7氨水密度与脱硫塔废水pH值的关系</DIV>
<DIV>氨水浓度对脱硫效率影响比较明显。氨水密度为0.994×10<SUP>3</SUP>kg/m<SUP>3</SUP>（对应氨水浓度0.570mol/L）时，脱硫效率为65.1％，当氨水密度变化到0.964×10<SUP>3</SUP>kg/m<SUP>3</SUP>（对应氨水浓度4.69mol/L）时，脱硫效率为83.2，但当氨水浓度进一步增加时，脱硫效率提高并不太明显。如氨水密度从0.964×10<SUP>3</SUP>kg/m<SUP>3</SUP>变化到0.928×10<SUP>3</SUP>kg/m<SUP>3</SUP>时（也就是氨水浓度从4.69mol/L增加到14.88mol/L），脱硫效率只增加6.4。所以在实际运行时要兼顾脱硫效率和氨水成本两个方面。</DIV>
<DIV>3.3.3入口SO<SUB>2</SUB>浓度对脱硫效率的影响</DIV>
<DIV>当氨水浓度和流量一定时，脱硫设备入口SO<SUB>2</SUB>浓度增加，出口SO<SUB>2</SUB>浓度也相应增加，脱硫效率随入口SO<SUB>2</SUB>浓度的增加而降低（见图8）。但也可以看出随着进口SO<SUB>2</SUB>浓度的增加，脱硫塔废水pH值呈下降的趋势，说明氨水利用率增加（见图9）。</DIV>
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<DIV>图8入口烟气SO<SUB>2</SUB>浓度与脱硫效率的关系 图9入口SO<SUB>2</SUB>浓度与脱硫塔废水pH值的关系</DIV>
<DIV>3.4 氨法脱硫带来的二次污染</DIV>
<DIV>考虑到氨法脱硫会带来二次污染，本次研究中还测定了烟气中NH<SUB>3</SUB>含量和排出废水中NH<SUB>3</SUB>-N、COD含量。所有工况下，测得的烟气中NH<SUB>3</SUB>含量都很低（大概在1.0ppm）。造成烟气中NH<SUB>3</SUB>含量低的原因有：（1）脱硫设备喷入氨水量少，NH<SUB>3</SUB>与SO<SUB>2</SUB>反应速率快，氨水利用率高；（2）烟气进入脱硫设备前先经过水膜除尘器除尘降温，含湿量大（一般在6.0左右），有可能在脱硫设备之后的烟道壁上凝结成液体，而气态NH<SUB>3</SUB>又极易溶解于水；（3）硼酸滴定法的检测能力有限，不能有效的测定烟气中NH<SUB>3</SUB>含量。胡昌华等人在四川某电厂氨吸收法(NADS氨－肥法)中试试验中测定脱硫塔出口烟气氨含量低于50ppm<SUP>[4]</SUP>。</DIV>
<DIV>脱硫设备排出废水中NH<SUB>3</SUB>-N、COD含量很高，可以说明两个方面问题：（1）脱硫废水不能直接排放，其NH<SUB>3</SUB>-N和COD远超过废水排放标准中规定的极限值；（2）NH<SUB>3</SUB>-N含量高也为脱硫废水的回收利用提供可能性，大型氨法脱硫系统往往将回收铵盐作为抵消脱硫成本主要的经济来源。</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV><B>4</B><B>氨吸收法脱硫的经济性分析</B></DIV>
<DIV>脱硫工艺经济性分析的主要因素是投资费用、运行费用和脱硫副产品销售市场及其经济效益。理想的脱硫工艺应该是投资少，脱硫效率能够满足排放要求，副产品容易处理而且所产生的经济效益可冲抵脱硫剂和运行费用并有所节余。</DIV>
<DIV>在本次试验中，所使用的脱硫塔没有回收硫酸铵副产品，一个主要原因是该设备耗氨水量很小，并且氨水中大部分水分在脱硫过程中因烟气潜在的热焓而挥发，真正最后落入水封槽的反应后的溶液量很小，从而回收硫酸铵副产品所带来的经济效益不是很明显。加上南京跃进集团公司热电厂地处工业园区，离农田和化肥厂较远，给硫酸铵的进一步应用带来不便。该脱硫设备实际运行时，是将脱硫塔尾部排出的碱性残留液体去中和除尘器出口酸性灰水，二者混合最终流入沉淀池。</DIV>
<DIV>在相同负荷下，随着入炉煤含硫量的增加，除尘器出口SO<SUB>2</SUB>浓度也在增加，几乎成等比关系。试验测得结果表明，在燃烧高硫煤时，除尘器出口SO<SUB>2</SUB>浓度受锅炉负荷的影响要比燃烧低硫煤时高得多。若燃烧中低硫煤，SO<SUB>2</SUB>排放满足现行的排放要求，但低硫煤的价格往往比高硫煤高。若燃烧高硫煤，在环保要求日益严格的今天，无疑要控制SO<SUB>2</SUB>排放，从而增加了投资和运行费用。</DIV>
<DIValign=center>表2脱硫塔运行经济性分析</DIV>
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<DIV>参数</DIV></TD>
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<DIV>燃烧高硫煤</DIV>
<DIV>不加脱硫设备</DIV></TD>
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<DIV>燃烧高硫煤</DIV>
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<DIV>燃烧中硫煤</DIV>
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<DIV>燃烧中硫煤</DIV>
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<DIV>燃烧低硫煤</DIV>
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<DIV>脱硫塔一次性投资万元 </DIV></TD>
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<DIV>脱硫塔折旧费 万元/年 </DIV></TD>
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<DIV>氨水（20％） 元/吨 </DIV></TD>
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<DIV>氨水费用 万元/年 </DIV></TD>
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<DIV>脱硫塔运行电耗 万元/年</DIV></TD>
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<DIV>煤费用 万元/年</DIV></TD>
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<DIV>锅炉排放SO2量吨/年</DIV></TD>
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<DIV>SO2排污费 万元/年</DIV></TD>
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<DIV>全年费用 万元/年</DIV></TD>
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<DIV>895.7</DIV></TD></TR></TBODY></TABLE></DIV>
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<DIV>典型的经济性分析结果列于表2。这里没有考虑回收硫酸铵带来的副产品收入以及由于脱硫所带来的环境效应和社会效应，而仅仅从燃煤价格和排污费收费上对脱硫设备进行经济性分析。为简单起见，脱硫设备一次性投资费用按照等年限折算，不考虑政府政策行为和脱硫设备对锅炉的影响。由于南京跃进集团公司热电厂属于自备电厂，主要用于产汽，正常运行时间为8小时/天。为了将所讨论的问题普遍化，今假设该锅炉年利用小时数为5000h。SO<SUB>2</SUB>排污费按照目前实行的0.2元/收取。高、低硫煤价格参照目前市场价格。</DIV>
<DIV>从上表可以看出，在不计入脱硫设备维护费和人员费的情况下，增加脱硫设备后发电直接成本增加12％左右(高硫煤（947.2－838.1）/838.1=13；中硫煤（960.0－856.1）/856.1＝12.1％)。在没有副产品可以回收且目前国家还没有将脱硫成本计入电价的情况下，这笔投资费用对于商业化运作的电厂来说确实是一笔很大的费用。值得一提的是燃烧低硫煤且不安装脱硫设备的发电成本比燃烧高硫煤且安装脱硫设备的发电成本低（947.2－895.7）/895.7=5.7。</DIV>
<DIV>经济性分析说明目前实施的排污收费制度存在一定的弊病。增加脱硫设备后的费用比企业治理费用以及燃烧低硫煤费用高，除环境效益、社会效益外，电力企业无任何经济效益，从而影响企业脱硫的积极性。目前用煤企业往往采用宁多交排污费的态度，或燃烧低硫煤以满足环境排放标准。然而从长久角度来看，燃烧低硫煤只是缓兵之策。因为从煤炭资源的埋藏分布特征看，一些生产优质煤的大型矿区，20年后将向深部地层开发，更多的高硫煤将被开采<SUP>[5]</SUP>。排污收费虽然在污染控制治理、“三废”综合利用方面、环保资金统筹方面起了很大作用，但也暴露一些弊病，如对排放浓度和排放总量没有限制，既不考虑单位时间某地区可以承受的环境容量，也不考虑区域整体环境质量水平，仅仅按照SO<SUB>2</SUB>相同标准来0.2元/kg来收取。所以政府部门在脱硫政策上必须正确引导企业，给予必要的政策支持，在参照国外成功经验的基础上，加快完善以总量控制为目标的排放许可权交易制度。</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV><B>5</B><B>结论</B></DIV>
<DIV>（1）对于中小型锅炉，氨法脱硫投资小，占地面积也小，操作简单，对锅炉影响较小，脱硫效率可达80％，氨法工艺几乎无废水排放，氨再次污染程度小，但有可能会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。</DIV>
<DIV>（2）由于氨水与SO<SUB>2</SUB>反应速度要比石灰石（或石灰）与SO<SUB>2</SUB>反应速度快得多，同时氨法不需吸收剂再循环系统，因而系统要比石灰右—石膏法小、简单，其投资费用比石灰石—石膏法低得多。介于吸收剂氨水价格远比石灰石高，对于大型锅炉副产品硫酸铵的销路和价格是氨法工艺应用的先决条件。</DIV>
<DIV>（3）目前实施的排污收费制度存在一定的弊病。增加脱硫设备后的费用比企业治理费用以及燃烧低硫煤费用高，政府部门应采取多种措施加大对火电厂二氧化硫排放的控制力度，尽快提出有利于推动火电厂脱硫的经济政策和技术政策，积极扶持脱硫产业，加快完善以总量控制为目标的排放许可权交易制度。</DIV>
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<DIV> </DIV>
<DIV><B>[</B><B>参考文献]</B></DIV>
<DIV>[1] 国家环保局.2001年中国环境状况公报.2001.</DIV>
<DIV>[2] 蒋少军.燃煤工业锅炉烟气脱硫技术.化学工业与工程技术,1998,19(2)：33-36.</DIV>
<DIV>[3] 岑可法.锅炉和热交换器的积灰、结渣、磨损和腐蚀的防止原理与计算,科学出版社1994：403.</DIV>
<DIV>[4] 胡昌华.氨吸收法（NADS氨－肥法）烟气脱硫技术经济分析.四川电力技术，2001(5)：1-3.</DIV>
<DIV>[5] 辜胜阻等.发展我国环保产业的战略对策.科技进步与对策,2000,17(1)：17-19.</DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV> </DIV>
<DIV><B>[</B><B>作者简介]</B></DIV>
<DIV>黄亚继（1975－），男，江苏如皋人，讲师，主要研究方向：大气污染控制和洁净煤燃烧技术，东南大学热能研究所金保升课题组,210096，电话：025-3794744，heyyj@sina.com
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