TS-35型氨法脱硫工业化试验及其经济性分析

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1、TS-35型氨法脱硫工业化实验及其经济性分析黄亚继1金保升1朱凤松2 何新华2 夏 红2 （1. 东南大学干净煤发电和燃烧技术教育部重点实验室，南京 210096 2.南京市玄武区环保局，南京 210096）Industry Experiment and Economic Analysis on TS-35 Ammonia Desuphurization Facility Huang Yaji1, Jin baosheng1, Zhu Fengsong2, He Xinhua2, Xia Hong2 (1 Education Ministry Key Laboratory on Clean C

2、oal Power Generation and Combustion Technology, Southeast University, Nanjing 210096, China2 Nanjing Xuanwu Environmental Protection Bureau, nanjing 210096,China)内容摘要 对TS-35型氨法脱硫工艺进行了系统的工业化实验研究，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，二次污染限度小，合用于中小型锅炉的脱硫，但有也许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

3、价格问题。通过经济性分析，得出目前实行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的的排放许可权交易制度。关 键 词 氨法脱硫；经济性分析；工业化实验；排污收费Abstract: The technological process of desulphurization with ammonia was tested industrially on the TS-35 desulphurization facility. The facility has little effect on the boiler parameters and have other advances su

4、ch as little fed ammonia liquid, low system resistance, low energy losses, high desulphurization efficiency, no waste water to discharge and no secondary pollution. So it fits the desulhpurization of middle and small scale industrial boiler. But it may cause more end corrosion. The sell and price of

5、 (NH4)2SO4 must be taken into account on a large scale industrial boiler. Present pollution charge system can be seen to have some disadvantages and SO2 allowance-trading system must be perfected.Key words: desulphurization with ammonia, economic analysis, industry experiment, pollution charge syste

6、m 1绪论近年来，随着国内经济的飞速发展，能源消耗在急剧增长，由燃煤引起的二氧化硫的排放量始终居高不下。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1。目前，中国工业锅炉约50多万台，中小型锅炉（135t/h）约占80%。工业排放的二氧化硫约有1/3是由中小型锅炉导致的，对锅炉烟气脱硫已成为众多环保专家研究的重要议题。但国内脱硫起步较晚，大规模电厂脱硫仅处在示范阶段。由于经济因素，不也许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，国外也缺少可以照搬使用的数据作为参照。本文重要目的是针对与35t/h锅炉匹配的氨法脱硫设备进行系统的工业化实验

7、，分析脱硫设备与锅炉之间的互相影响，得出脱硫设备运营参数和由其引起的二次污染限度，最后进行经济性分析，为即将实行的排放许可权交易制度提供参照。2 基本参数2.1锅炉和脱硫设备重要技术参数 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，重要是电、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TS35型氨法脱硫设备，其核心部件是雾化喷头，设计解决烟气量8.4104 m3/h。安装脱硫设备后，形成的除尘脱硫

8、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取剂，脱硫原理是喷雾吸取法。雾化的氨水与烟气中SO2进行气气热互换和瞬时化学反映。在两级旋流板作用下，反映后的液滴或已挥发干的固体颗粒坠落到下部密封水槽内。反映后的烟气由引风机，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。 图 1 除尘脱硫工艺流程图2.2 燃料特性为研究煤中含硫量对脱硫设备性能的影响，本实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。实验用

9、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表1 三种煤的工业分析和元素分析工业分析(%)元素分析(%)低位发热量（MJ/kg）全水份内在水份挥发份灰份固定碳碳氢硫氮氧MtMadVadAadFCadCadHadSadNadOadQd高硫煤4.292.2425.7433.4938.5351.823.571.420.96.5619.72中硫煤6.322.2127.5528.3240.9256.695.780.611.524.8721.57低硫煤6.211.8429.5119.8248.8362.347.320.412.555.7223.042.3分析措施采用3011H比托管平行自动烟尘采样

10、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SO2浓度；烟气中氨气采用次氯酸钠水杨酸分光光度法（GB/T68204.25-）测定；脱硫后的废水中COD、NH3-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。3 实验部分3.1脱硫设备对锅炉运营参数的影响脱硫设备应当可以适应锅炉负荷的变化，尽量减少对原有锅炉运营参数的影响。增长脱硫设备，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30mmH2O），而其他湿法脱硫

11、设备的系统阻力一般在120mmH2O左右2，故该脱硫设备运营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。但是脱硫设备运营后，排烟温度下降2.27.7，含湿量增长0. 81.5%。为了理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3： ； tw为空预器壁温（）, ty为排烟温度（）, to为冷空气温度（）。虽然所测量出的露点温度一般比计算出的tw高15，但考虑低负荷等种种因素也许引起壁温的波动，计算出的tw值一般有1012的波动范畴3，故可以觉得增长该脱硫装置也许会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。3.2 锅炉运营参数对脱硫设备的影

12、响锅炉出口烟气量增长，气液比增长，烟气在脱硫塔中滞留的时间减少，相应的脱硫效率也减少。但烟气量的增长也使得气液扰动加剧，因此随着烟气量的增长，脱硫效率减少的速度减慢，见图2。本次实验中，在调节锅炉负荷时，只变化了给煤机转速，并没有相应变化送风机和引风机功率，加上脱硫设备自身阻力较小，从而使得锅炉出口烟气量变化不大。从图3可以看出，随着锅炉负荷的减少，脱硫设备进口烟气SO2浓度减少，脱硫效率总体上呈上升的趋势；在相似锅炉负荷下，随着煤种含硫量增长，烟气入口SO2浓度也相应增长，脱硫效率呈减少的趋势。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3.3 脱硫设备自身参数对脱硫效率的影

13、响3.3.1喷氨水量对脱硫效率的影响 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值的关系喷入氨水量越大，气液比越小， SO2与氨水接触机会相应增长，脱硫效率也相应提高。具体表目前喷入氨水量由350t/h变化为450t/h时，脱硫效率由63.9%变化为80.3%。但随着氨水量的增长，脱硫设备排出废水的pH值呈上升的趋势，阐明氨水运用率下降。氨水量由450kg/h变化到650kg/h时，脱硫效率只增长了4.5%。但是喷入氨水量过低时，脱硫效果也不抱负。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），因素是喷入的

14、氨水量局限性以将雾化喷头较好的雾化，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，从而脱硫效率减少，氨水运用率反而下降。由图5可知，该脱硫设备最佳耗氨水量在450kg/h左右。3.3.2氨水浓度对脱硫效率的影响氨水浓度增长，在气液比一定的状况下，影响脱硫效率的液态氨侧的传质速度加快，缩短了氨与SO2反映时间，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）。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值的关系氨水浓度对脱硫效率影响比较明显。氨水密度为0.994103kg/m3（相应氨水浓度0.570mol/L）时，脱硫效率为65.1，当氨水密度变

15、化到0.964103kg/m3（相应氨水浓度4.69mol/L）时，脱硫效率为83.2%，但当氨水浓度进一步增长时，脱硫效率提高并不太明显。如氨水密度从0.964103kg/m3变化到0.928103kg/m3时（也就是氨水浓度从4.69mol/L增长到14.88mol/L），脱硫效率只增长6.4%。因此在实际运营时要兼顾脱硫效率和氨水成本两个方面。3.3.3入口SO2浓度对脱硫效率的影响当氨水浓度和流量一定期，脱硫设备入口SO2浓度增长，出口SO2浓度也相应增长，脱硫效率随入口SO2浓度的增长而减少（见图8）。但也可以看出随着进口SO2浓度的增长，脱硫塔废水pH值呈下降的趋势，阐明氨水运用率

16、增长（见图9）。图 8 入口烟气SO2浓度与脱硫效率的关系 图 9 入口SO2浓度与脱硫塔废水pH值的关系3.4 氨法脱硫带来的二次污染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NH3含量和排出废水中NH3-N、COD含量。所有工况下，测得的烟气中NH3含量都很低（大概在1.0ppm）。导致烟气中NH3含量低的因素有：（1）脱硫设备喷入氨水量少， NH3与SO2反映速率快，氨水运用率高；（2）烟气进入脱硫设备前先通过水膜除尘器除尘降温，含湿量大（一般在6.0左右），有也许在脱硫设备之后的烟道壁上凝结成液体，而气态NH3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

17、气中NH3含量。胡昌华等人在四川某电厂氨吸取法 (NADS氨肥法 )中试实验中测定脱硫塔出口烟气氨含量低于50ppm4。脱硫设备排出废水中NH3-N、COD含量很高，可以阐明两个方面问题：（1）脱硫废水不能直接排放，其NH3-N和COD远超过废水排放原则中规定的极限值；（2）NH3-N含量高也为脱硫废水的回收运用提供也许性，大型氨法脱硫系统往往将回收铵盐作为抵消脱硫成本重要的经济来源。4 氨吸取法脱硫的经济性分析脱硫工艺经济性分析的重要因素是投资费用、运营费用和脱硫副产品销售市场及其经济效益。抱负的脱硫工艺应当是投资少，脱硫效率可以满足排放规定，副产品容易解决并且所产生的经济效益可抵冲脱硫剂和

18、运营费用并有所节余。在本次实验中，所使用的脱硫塔没有回收硫酸铵副产品，一种重要因素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映后的溶液量很小，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。该脱硫设备实际运营时，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，两者混合最后流入沉淀池。在相似负荷下，随着入炉煤含硫量的增长，除尘器出口SO2浓度也在增长，几乎成等比关系。实验测得成果表白，在燃烧高硫煤时，除尘器出口SO2浓度受锅炉负荷的影响要比

19、燃烧低硫煤时高得多。若燃烧中低硫煤，SO2排放满足现行的排放规定，但低硫煤的价格往往比高硫煤高。若燃烧高硫煤，在环保规定日益严格的今天，无疑要控制SO2排放，从而增长了投资和运营费用。表2 脱硫塔运营经济性分析参数燃烧高硫煤不加脱硫设备燃烧高硫煤加脱硫设备燃烧中硫煤不加脱硫设备燃烧中硫煤加脱硫设备燃烧低硫煤不加脱硫设备脱硫塔一次性投资 万元 29 29 脱硫塔折旧费 万元/年 1.9 1.9 氨水（20） 元/吨 580 580 氨水费用 万元/年 116 104 脱硫塔运营电耗 万元/年0.80.8 煤价格 元/吨300 300 310310 325 煤费用 万元/年825 825 852.

20、5852.5893.8锅炉排放SO2量 吨/年656.25 175 179.239.295.2SO2排污费 万元/年13.1 3.5 3.60.81.9 全年费用 万元/年838.1 947.2 856.1960.0895.7典型的经济性分析成果列于表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。为简朴起见，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，重要用于产汽，正常运营时间为8小时/天。为了将所讨论的问题普遍化，今假设该锅炉

21、年运用小时数为5000h。SO2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。从上表可以看出，在不计入脱硫设备维护费和人员费的状况下，增长脱硫设备后发电直接成本增长12左右(高硫煤（947.2838.1）/838.1=13%；中硫煤（960.0856.1）/856.112.1)。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状况下，这笔投资费用对于商业化运作的电厂来说的确是一笔很大的费用。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（947.2895.7）/895.7=5.7%。经济性分析阐明目前实行的排污收费制度存在一

22、定的弊病。增长脱硫设备后的费用比公司治理费用以及燃烧低硫煤费用高，除环境效益、社会效益外，电力公司无任何经济效益，从而影响公司脱硫的积极性。目前用煤公司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原则。然而从长期角度来看，燃烧低硫煤只是缓兵之策。由于从煤炭资源的埋藏分布特性看，某些生产优质煤的大型矿区，后将向深部地层开发，更多的高硫煤将被开采5。排污收费虽然在污染控制治理、“三废”综合运用方面、环保资金统筹方面起了很大作用，但也暴露某些弊病，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SO2相似原则来0.2元/kg来

23、收取。因此政府部门在脱硫政策上必须对的引导公司，予以必要的政策支持，在参照国外成功经验的基本上，加快完善以总量控制为目的的排放许可权交易制度。5 结论（1）对于中小型锅炉，氨法脱硫投资小，占地面积也小，操作简朴，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，氨再次污染限度小，但有也许会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。（2）由于氨水与SO2反映速度要比石灰石（或石灰）与SO2反映速度快得多，同步氨法不 需吸取剂再循环系统，因而系统要比石灰右石膏法小、简朴，其投资费用比石灰石石膏法低得多。介于吸取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。（3）目前实

24、行的排污收费制度存在一定的弊病。增长脱硫设备后的费用比公司治理费用以及燃烧低硫煤费用高，政府部门应采用多种措施加大对火电厂二氧化硫排放的控制力度，尽快提出有助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的的排放许可权交易制度。参照文献1 国家环保局. 中国环境状况公报. 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)：33-36.3 岑可法. 锅炉和热互换器的积灰、结渣、磨损和腐蚀的避免原理与计算, 科学出版社1994：403.4 胡昌华. 氨吸取法（NADS氨肥法）烟气脱硫技术经济分析. 四川电力技术，(5)：1-3.5 辜胜阻等. 发展国内环保产业的战略对策. 科技进步与对策,17(1)：17-19.作者简介黄亚继（1975），男，江苏如皋人，讲师，重要研究方向：大气污染控制和干净煤燃烧技术，东南大学热能研究所金保升课题组,210096，电话：，