火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍

第一篇：火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍

OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术介绍

摘要：本文系统介绍了我国目前二氧化硫的污染现状以及湿法烟气脱硫技术的国内外发展现状与趋势，着重介绍了江苏苏源环保工程股份有限公司的OI2-WFGD火电厂大型发电机组烟气脱硫技术的研究内容、依托工程、技术创新点，初步预测了推广使用核心技术所带来的经济效益。关键词：OI2--WFGD、烟气脱硫、研发平台

1、FGD烟气脱硫技术国内外发展现状与趋势

FGD在发达国家经过数十年的开发运用，积累了丰富的经验，技术上也趋于成熟[3~4]。国内20世纪70年代就开始了烟气脱硫技术研究，但起点不高，仅进行了一些小型工业性试验，自行研制的脱硫设备主要应用于中小型锅炉，烟气脱硫装置也基本上是从除尘设备稍加改进演变而来。后通过引进国外技术和装备搞了几个示范工程，但我国火电厂在烟气脱硫项目引进过程中大多重硬件、轻软件，忽视技术的吸收和创新，导致我国至今仍无自主知识产权的大型火电厂FGD核心技术[5~6]。主要原因有：

（1）脱硫产业的市场需求量直到近几年才形成规模，研究开发起步晚、投入少；

（2）FGD变化因素多（工艺种类、烟气条件、环保要求、吸收剂供应、主机条件、排烟条件、现场条件、副产品及其利用等），需要量身定制，多参量大范围的优化，传统的粗放分散设计研究手段不能满足要求；

（3）FGD系统投资和运行消耗都很大，经济性很敏感，要求最大限度降低总费用，传统开发模式下的技术、经济的综合研究方法落后、能力不足；

（4）FGD工艺重点防腐、防堵、传质等的跨行业技术整合要求高，传统的部门条块分割、技术与经济分离等积弊妨碍了技术资源的整合。国内大型火电厂基本采用进口全套FGD设备或进口全套技术和FGD关键设备的方法。这些装置建成投产后运行效果良好，但同时也存

在建设投资大、运行费用高、不适应国情、缺乏继续改进发展的条件等问题，难于有效推广。此外，采用技术引进/支持的方法也需要支付高额的技术使用费，在工期、关键设备国产化等方面也受制于人。缺乏自己大型火电机组烟气脱硫的核心技术，没有成熟的自主FGD工艺包成为我国大面积实施烟气脱硫的心腹之痛。掌握烟气脱硫系统的核心技术，向用户提供整套烟气脱硫解决方案，实现技术自主、低投资、低消耗的烟气脱硫技术意义重大。

2、OI2-WFGD核心技术研究内容

苏源环保OI2--WFGD核心技术是我公司按引进技术与自主研发互补、工程实践积累与高科技研发互动的技术能力构造战略，以精准优化（Optimization）、个性化（Individuation）、集成化（Integration）为特点，利用当今计算技术飞速发展的契机，将其引入FGD技术的研发，走了一条以计算技术促进工艺技术创新的路，其研究过程、主要内容如下：

（1）建立基于现代设计技术的CAE/CAD/CFD、FGD仿真、工程数据采集及处理、关键点实验、项目管理等研发平台。

在项目执行时实施逆向工程、对实际FGD工程实施数模化，然后再以实际工程采集的大量工程数据、国情、行业特点和最新的技术发展对其进行模拟仿真、分析、优化。如系统配置、关键参数、核心理化过程、辅之以关键点实验，应用现代设计技术中的优化设计、可靠性工程、CAE/CFD、价值工程等技术建立WFGD工艺包。

（2）通过工程实证、细化、深化、发现问题、并行建立完善工程设计、EPC项目管理平台、完成构建FGD技术解决方案。建立一套完整的与国际先进的FGD技术同等的能反映中国特点和时代科技进步的FGD企业标准、准则和规范。

（3）以OI2-WFGD的工艺包为基础，根据多年积累的工程经验和系统认识，整合国内相关行业企业技术和能力资源，同时积极吸收世界技术的最新发展的成果，如计算技术、新材料、新工艺、新方法，以及研发人员的知识创新，实现新产品对现有产品的超越，同时形成一批专利，为吸收塔、搅拌器、除雾器、浆液喷嘴、石膏浆旋流器、废水旋流

器、石膏脱水机、特种浆液阀门以及大型管式GGH、吸收塔等核心设备的创新开发和替代进口奠定了基础。

（4）根据我国火电厂在地域分布、建设时间、可用吸收剂资源及其特性、燃煤煤质、烟气特性、脱硫副产品处理等方面的差异，以实际工程数据为软件包的标准数据，分析归纳典型火电厂特别是已建老厂的特点，建立FGD可利用资源（设备、材料、服务）数据库和组织管理优化平台，为OI2-WFGD核心技术在全国的推广运用创造条件。

3、OI2-WFGD核心技术的应用

苏源环保公司于2003年8月20日与太仓港环保发电有限公司签订了一、二期脱硫工程的总承包合同，承建2×135+2×300MW发电供热机组的烟气脱硫工程。工程采用公司自主研发的OI2-WFGD烟气脱硫技术，设计脱硫效率97%，保证脱硫效率95%。苏源环保公司负责烟气脱硫岛完整范围内的设计、设备采购、制造及现场制作、施工安装、调试、人员培训、现场技术服务、指导监督及整套系统的性能保证和售后服务等。

本工程脱硫装置包括：石灰石粉制备、储存和制浆系统、吸收剂储存和制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、电气系统及照明、热控及I&C系统、土建建筑、采暖通风及空调、供排水系统、通讯工程、消防及火灾报警等。在核心技术研发过程中，以该项工程为依托，扩大对国内、外FGD工程经验的采集范围，利用现代化统计、分析方法，争取以较小工程经验积累，制定出具有现代技术水平、科学、合理、具有广泛实用性的FGD标准、体系，建立科学工程实践经验收集反馈体制，进一步完善OI2-WFGD技术，以不断满足国家日趋严格的环保政策要求为着眼点，跟踪科技进步、紧扣电力发展的需求，发展性价比更高的烟气脱硫整体解决方案。

4、OI2-WFGD核心技术的特点

4.1 有较多的创新点

（1）利用数值分析、模拟、仿真技术，配合扬州电厂的工程试验数据的校正，辅以必要试验在计算分析结果的指导下较快的实现目标回

归，利用数模加工程数据校正快速回归加快积累并代替大型试验，解决了我国FGD研发中因缺乏经验积累和因财力所限无力建设大型试验台进行必要地研究，无法实现精确定量的精准设计达不到FGD系统要求的高度集约化的问题。

（2）开发核心工艺包，同时集成开发相应的计算机辅助设计、项目管理和网络协同等技术，在此基础上，整合电力、环保、化工、材料等行业的相关技术资源和FGD工程实施经验，将工艺包、工程设计、项目管理技术集成并行开发，增加针对性、实用性加快产业化速度。

（3）针对项目庞大、复杂、周期长、新技术运用多的特点从项目开始就利用现代项目管理技术对项目进行管理，引入科技研发项目的WBS制定、非关键路线上的风险预测等新概念。

4.2 技术水平先进

（1）起点标准高。课题高起点起步、高层面规划、高技术实施，其结果是技术成果在国外先进技术的基础上实现系统设计的优化能力更强、配置可靠性更高、装置造价更低、适应性更强、建设工期更短、更适应国情、更适应电力行业、与主体发电机匹配性更好，关键过程更精确。

（2）精度高，性能优异。本项新技术的研究深度、集成度、性能指标和适应性都达到了国内先进水平其中性能指标达到国际先进水平，适用性超过引进技术。

（3）功能强，实用性好。运用现代设计技术开发的以数字化设计为特征OI2-WFGD具有整套高度集成的系统优化能力，优、准、精是其特色，每个项目的实施方案均贯穿着精确定量优化，从而保证项目总性价比最优；高级CAD/CAE技术运用使OI2-WFGD可完全按用户实际要求，以量体裁衣的方式提供最适合其需求的FGD，特别适合老厂改造项目场地狭小条件多变情况；OI2-WFGD是针对火电厂脱硫的技术，融入了丰富的火电和对主机系统特点的深入研究，在OI2-WFGD开发时力求从底层将FGD系统与主机系统有机嵌合实现无缝连接高度集成，充分整合得用电厂主机系统资源、简化运行维护使之成为最适合电厂、最易于运行的FGD；以向用户提供以工程EPC（设计、采购、建设、调试）总承包为主要方式的整套烟气脱硫解决方案为目标，建立依据现代项目管理理论运用主流项目管理软件集成的项目管理和网络协同工作平台，能很

好地适应现代技术设计的动态、并行工作的特点和EPC工程集约化管理的要求，可提供工程服务的质量。

5、经济效益

目前，我国的FGD项目建设普遍采用的是使用国外FGD技术。具体做法有两种：一种方法是引进甚至在一定的时间、范围内买断技术使用权，采用此方法一般先期要付出较高的技术转让费加以后在一定数量的实施项目中按项目合同额的约3%支付的技术使用费等，其中技术转让费的数额在数千万至数亿人民币之间不等。另一种方法是项目合作，即在具体项目上由国内工程公司与国外著名的FGD公司进行合作，一般是由外商提供技术支持和FGD装置性能保证，费用可达项目总费用的10%或更高，可见无论是用哪种方法使用国外FGD核心技术的费用是高昂的。具有自主知识产权的OI2-WFGD烟气脱硫核心技术作为国外FGD技术的替代，推广使用可以降低约10%的总投资。

目前，FGD装置的设备大部分已实现国产化，但仍有部分设备需要进口且大部分集中在以吸收塔为中心的核心区域，一般占系统总投资的20%到30%，如2×135MW机组烟气脱硫装置的进口部分费用高达4千多万元(合同总价1.24亿元)，可见其费用之高昂。经测算，若实现国产后可节约费用50%以上，根据分析我们认为这部分设备难以国产化虽有多方面的原因，但主要原因是外商把持着被俗称为工艺包的工艺设计技术，国产设备很难进入其设计软件的数据库。拥有自主开发的工艺包以后可以从根本上解决这个问题，另一方面OI2-WFGD技术的研发平台CAD/CAE/CFD功能强大，是FGD装置关键设备国产化开发的利器，推广使用本技术后因实现了核心部件国产化，投资费用可降低10%至15%。

6、结论

烟气脱硫技术开发研究是一个大课题，涉及范围广、影响因素多、研发周期长，长期处于国外垄断状态。随着我国燃煤电厂烟气脱硫市场的急剧扩张和科学技术水平的不断提高，开发具有自主知识产权的烟气脱硫核心技术不仅可行，而且十分必要。可以预见，苏源环保公司

OI2-WFGD核心技术的开发成功将彻底地打破国外在成套技术和关键设备方面的垄断状态，同时也将推动我国的可持续发展战略的顺利实施。参考文献：

1.国家环保局，“1999年中国环境状况公报”，2000

2.国家环保局，“中国环境年鉴”，2000

3.陈里，国外烟气脱硫脱硝技术开发近况，化工环保，No.3，1997，p：145~148

4.池若德，德国火电厂新技术简介，山东电力技术，1999(1)，p：77~81

5.韩笑钊等，烟道气脱硫概述，安徽化工，1995，No.5，p：40~43

6.唐恒等，烟气脱硫技术的现状和发展，江苏理工大学学报，1999(1)，p：44~47

第二篇：常用的烟气脱硫技术

常用的烟气脱硫技术

一、湿法烟气脱硫技术（WFGD）

吸收剂在液态下与SO2反应，脱硫产物也为液态。该法脱硫效率高、运行稳定，但投资和运行维护费用高、系统复杂、脱硫后产物较难处理、易造成二次污染。

湿法烟气脱硫技术优点： 湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快、脱硫效率高，一般均高于90%，技术成熟、适用面广。湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的 80% 以上。

缺点：生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高、系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。分类: 常用的湿法烟气脱硫技术有石灰石-石膏法、间接的石灰石-石膏法、柠檬吸收法等。

1、石灰石/石灰-石膏法

是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的 SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaO3S）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。这是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到 90% 以上。

2、间接石灰石-石膏法

常见的间接石灰石-石膏法有: 钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。原理: 钠碱、碱性氧化铝（Al2O3˙nH2O）或稀硫酸（H2SO4）吸收 SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。

3、柠檬吸收法

原理：柠檬酸（H3C6H5O7˙H2O）溶液具有较好的缓冲性能，当 SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的 SO2与水中 H+发生反应生成 H2SO3络合物，SO2吸收率在 99% 以上。这种方法仅适于低浓度 SO2烟气，而不适于高浓度 SO2气体吸收，应用范围比较窄。另外，还有海水脱硫法、磷铵复肥法、液相催化法等湿法烟气脱硫技术。

二、干法烟气脱硫技术（DFGD）

脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行。该法系统简单、无污水和废酸排出、设备腐蚀小、运行费用低，但脱硫效率较低。

干法烟气脱硫技术优点：干法烟气脱硫技术为气同反应，相对于湿法脱硫系统来说，具有设备简单、占地面积小、投资和运行费用较低、操作方便、能耗低、生成物便于处置、无污水处理系统等优点。缺点： 反应速度慢，脱硫率低，先进的可达60～80%。但目前此种方法脱硫效率较低，吸收剂利用率低，磨损、结垢现象比较严重，在设备维护方面难度较大，设备运行的稳定性、可靠性不高，且寿命较短，限制了此种方法的应用。

分类： 常用的干法烟气脱硫技术有活性炭吸附法、电子束辐射法、荷电干式吸收剂喷射法、金属氧化物脱硫法等。典型的干法脱硫系统是将脱硫剂(如石灰石、白云石或消石灰)直接喷入炉内。以石灰石为例，在高温下煅烧时，脱硫剂煅烧后形成多孔的氧化钙颗粒，它和烟气中的 SO2反应生成硫酸钙，达到脱硫的目的。

1、活性炭吸附法

原理：SO2被活性炭吸附并被催化氧化为三氧化硫（SO3），再与水反应生成 H2SO4，饱和后的活性炭可通过水洗或加热再生，同时生成稀H2SO4或高浓度SO2。可获得副产品H2SO4，液态SO2和单质S，即可以有效地控制SO2的排放，又可以回收硫资源。该技术经西安交通大学对活性炭进行了改进，开发出成本低、选择吸附性能强的ZL30，ZIA0，进一步完善了活性炭的工艺，使烟气中SO2吸附率达到 95.8%，达到国家排放标准。

2、电子束辐射法

原理：用高能电子束照射烟气，生成大量的活性物质，将烟气中的SO2和氮氧化物氧化为 SO3和二氧化氮（NO2），进一步生成H2SO4和硝酸（NaNO3），并被氨（NH3）或石灰石（CaCO3）吸收剂吸收。

3、荷电干式吸收剂喷射脱硫法

原理：吸收剂以高速流过喷射单元产生的高压静电电晕充电区，使吸收剂带有静电荷，当吸收剂被喷射到烟气流中，吸收剂因带同种电荷而互相排斥，表面充分暴露，使脱硫效率大幅度提高。此方法为干法处理，无设备污染及结垢现象，不产生废工业烟气脱硫技术研究进展水废渣，副产品还可以作为肥料使用，无二次污染物产生，脱硫率大于90%，而且设备简单，适应性比较广泛。但是此方法脱硫靠电子束加速器产生高能电子；对于一般的大型企业来说，需大功率的电子枪，对人体有害，故还需要防辐射屏蔽，所以运行和维护要求高。四川成都热电厂建成一套电子脱硫装置，烟气中SO2的脱硫达到国家排放标准。

4、金属氧化物脱硫法

原理：根据 SO2是一种比较活泼的气体的特性，氧化锰（MnO）、氧化锌（ZnO）、氧化铁（Fe3O4）、氧化铜（CuO）等氧化物对SO2具有较强的吸附性，在常温或低温下，金属氧化物对 SO2起吸附作用，高温情况下，金属氧化物与 SO2发生化学反应，生成金属盐。

然后对吸附物和金属盐通过热分解法、洗涤法等使氧化物再生。这是一种干法脱硫方法，虽然没有污水、废酸，不造成污染，但是此方法也没有得到推广，主要是因为脱硫效率比较低，设备庞大，投资比较大，操作要求较高，成本高。该技术的关键是开发新的吸附剂。以上几种 SO2烟气治理技术目前应用比较广泛，虽然脱硫率比较高，但是工艺复杂，运行费用高，防污不彻底，造成二次污染等不足，与我国实现经济和环境和谐发展的大方针不相适应，故有必要对新的脱硫技术进行探索和研究。

三、半干法烟气脱硫技术（SDFGD）

半干法烟气脱硫技术（SDFGD）半干法吸取了湿法和干法的优点，脱硫剂在湿态下脱硫，脱硫产物以干态排出。该法既具有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又具有干法无污水和废酸排出、硫后产物易于处理的优点。

半干法烟气脱硫技术半干法脱硫包括喷雾干燥法脱硫、半干半湿法脱硫、粉末-颗粒喷动床脱硫、烟道喷射脱硫等。

1、喷雾干燥脱硫法

是利用机械或气流的力量将吸收剂分散成极细小的雾状液滴，雾状液滴与烟气形成比较大的接触表面积，在气液两相之间发生的一种热量交换、质量传递和化学反应的脱硫方法。一般用的吸收剂是碱液、石灰乳、石灰石浆液等，目前绝大多数装置都使用石灰乳作为吸收剂。一般情况下，此种方法的脱硫率 65%～85%。

其优点：脱硫是在气、液、固三相状态下进行，工艺设备简单，生成物为干态的CaSO4、CaSO4，易处理，没有严重的设备腐蚀和堵塞情况，耗水也比较少。

缺点：自动化要求比较高，吸收剂的用量难以控制，吸收效率不是很高。所以，选择开发合理的吸收剂是解决此方法面临的新难题。

2、半干半湿法

半干半湿法是介于湿法和干法之间的一种脱硫方法，其脱硫效率和脱硫剂利用率等参数也介于两者之间，该方法主要适用于中小锅炉的烟气治理。这种技术的特点是: 投资少、运行费用低，脱硫率虽低于湿法脱硫技术，但仍可达到70%tn，并且腐蚀性小、占地面积少，工艺可靠。

工业中常用的半干半湿法脱硫系统与湿法脱硫系统相比，省去了制浆系统，将湿法脱硫系统中的喷入 Ca（OH）2：水溶液改为喷入CaO或Ca（OH）2 粉末和水雾。与干法脱硫系统相比，克服了炉内喷钙法SO2和CaO反应效率低、反应时间长的缺点，提高了脱硫剂的利用率，且工艺简单，有很好的发展前景。

3、粉末-颗粒喷动床脱硫法

技术原理：含SO2的烟气经过预热器进入粉粒喷动床，脱硫剂制成粉末状预先与水混合，以浆料形式从喷动床的顶部连续喷入床内，与喷动粒子充分混合，借助于和热烟气的接触，脱硫与干燥同时进行。脱硫反应后的产物以干态粉末形式从分离器中吹出。这种脱硫技术应用石灰石或消石灰做脱硫剂。具有很高的脱硫率及脱硫剂利用率，而且对环境的影响很小。但进气温度、床内相对湿度、反应温度之间有严格的要求，在浆料的含湿量和反应温度控制不当时，会有脱硫剂粘壁现象发生。

4、烟道喷射半干法

烟气脱硫该方法利用锅炉与除尘器之间的烟道作为反应器进行脱硫，不需要另外加吸收容器，使工艺投资大大降低，操作简单，需场地较小，适合于在我国开发应用。半干法烟道喷射烟气脱硫即往烟道中喷人吸收剂浆液，浆滴边蒸发边反应，反应产物以干态粉末出烟道。

四、新脱硫技术

脱硫新技术最近几年，科技突飞猛进，环境问题已提升到法律高度。我国的科技工作者研制出了一些新的脱硫技术，但大多还处于试验阶段，有待于进一步的工业应用验证。

1、硫化碱脱硫法

由 Outokumpu公司开发研制的硫化碱脱硫法主要利用工业级硫化纳作为原料来吸收SO2工业烟气，产品以生成硫磺为目的。反应过程相当复杂，有Na2SO4、Na2SO3、Na2S203、S、Na2Sx等物质生成，由生成物可以看出过程耗能较高，而且副产品价值低，华南理工大学的石林经过研究表明过程中的各种硫的化合物含量随反应条件的改变而改变，将溶液pH值控制在5.5~6.5 之间，加入少量起氧化作用的添加剂 TFS，则产品主要生成Na2S203，过滤、蒸发可得到附加值高的5H20˙Na2S203，而且脱硫率高达97%，反应过程为: SO2+Na2S=Na2S203+S。此种脱硫新技术已通过中试，正在推广应用。

2、膜吸收法

以有机高分子膜为代表的膜分离技术是近几年研究出的一种气体分离新技术，已得到广泛的应用，尤其在水的净化和处理方面。中科院大连物化所的金美等研究员创造性地利用膜来吸收脱出 SO2气体，效果比较显著，脱硫率达90%。过程是:他们利用聚丙烯中空纤维膜吸收器，以 NaOH 溶液为吸收液，脱除 SO2气体，其特点是利用多孔膜将气体SO2气体和 NaOH吸收液分开，SO2气体通过多孔膜中的孔道到达气液相界面处，SO2与 NaOH 迅速反应，达到脱硫的目的。此法是膜分离技术与吸收技术相结合的一种新技术，能耗低，操作简单，投资少。

3、微生物脱硫技术

根据微生物参与硫循环的各个过程，并获得能量这一特点，利用微生物进行烟气脱硫，其机理为: 在有氧条件下，通过脱硫细菌的间接氧化作用，将烟气中的SO2氧化成硫酸，细菌从中获取能量。生物法脱硫与传统的化学和物理脱硫相比，基本没有高温、高压、催化剂等外在条件，均为常温常压下操作，而且工艺流程简单，无二次污染。

国外曾以地热发电站每天脱除5t 量的H2S为基础;计算微生物脱硫的总费用是常规湿法50%。无论对于有机硫还是无机硫，一经燃烧均可生成被微生物间接利用的无机硫SO2，因此，发展微生物烟气脱硫技术，很具有潜力。四川大学的王安等人在实验室条件下，选用氧化亚铁杆菌进行脱硫研究，在较低的液气比下，脱硫率达 98%

第三篇：TS型火电厂烟气脱硫、脱氮 除尘净化三位一体技术

TS型火电厂烟气脱硫、脱氮 除尘净化三位一体技术

一.概述

21世纪是可持续发展的世纪。作为可持续发展重要内容的环保工作，更成为新世纪人们关注的焦点。环保不仅关系人们生活质量，更关系人类的生存和发展。

煤炭是我国的主要能源，与之伴生的二氧化硫（SO2）和酸雨污染问题将更加突出。一个相当有效的控制方法是电厂烟气脱硫。我国政府对此已给予足够重视，开展了多项自主技术攻关，引进10套发达国家的烟气脱硫装置，与发达国家开展多项技术合作研究。但是，现有技术投资大，成本高，电力脱硫很难有恰当的选择，我国能源与环境的矛盾亟待妥善解决。

那么，如何解决能源与环境的矛盾呢，很显然，与追求经济效益的领域不同，在追求环境和社会效益的能源环保领域，我国不能走发达国家已走过的先污染后治理的老路，中国必须寻找适合国情的能源环保技术。我国在烟气脱硫领域开展了长期的工作，提出了适合国情的专利技术，脱硫脱氮除尘三位一体技术被国家列为重点科技攻关项目。它以我国庞大的化肥工业为基础，将火电厂清洁烟气中的SO2回收，生产高效化肥，化害为利，变废为宝，一举多得，同时促进我国煤炭，电力和化肥工业的可持续发展。

二.国情决定技术战略

“环境与发展”的关系是由一个国家的经济实力和发展阶段决定的，“要钱不要命”通常是落后地区的做法，“要命不要钱”通常是发达地区的行为。因此，理性的，当然也是发展中国家的原则应该是，既要“发展”，又要“环境”，即可持续发展，又对我国的能源环保工作有指导意义。烟气脱硫的原理是碱性物质吸收并固定酸性的二氧化硫，主要有两种，一是石灰石（碳酸钙），即钙法，二是氨，即氨法：尽管钙法投资大，运行成本高，在美国，德国，日本等发达国家中，它占据90%以上的市场。这是由其国情决定的，这些国家煤在其能源结构中所占的比重不大。在美国和德国，煤在一次能源中约占20%：而在日本，煤在其能源结构中只占15%。日本是一个岛国，石灰石资源丰富，但缺乏天然石膏资源。钙法虽然投资大，成本高，但脱硫产品为石膏，正好弥补其紧缺的石膏资源。长期以来，我国燃煤火力发电在电力中所占比重保持在75-80%之间，烟气脱硫的任务将异艰巨和沉重。如果选择钙法势必带来巨大的投资和运行负担，将致使财力难支。我国不仅具有丰富的石灰石资源，天然石膏资源也是世界第一，品质又高。我国庞大的化肥工业每年副产石膏将超过4000万吨，而我国年用量仅为1200万吨。致使脱硫石膏难以利用。选择钙法，势必造成大量废渣并副产温室废气二氧化碳，带来二次污染和新的生态破坏。

因此，我们必须理性地思考现实问题，对烟气脱硫以石灰石钙法为主的作法，该作必要的调整时应当机立断。我国是人口、粮食和化肥大国，合成氨生产能力和需求量非常巨大，年用量超过3000万吨，为我国烟气脱硫事业大力发展氨法提供了强有力的资源保障。如果我国火电厂全部采用氨法，每年所需合成氨约600万吨，不到总量的20%。氨源供应相当方便：我国中小型合成氨厂很多，几乎遍布县市，在几乎所有的电厂周围，都容易找到配套的合成氨厂。而且，氨运输技术成熟可靠。氨法的原料来自化肥，脱硫产品为硫氨、磷氨和硫酸，又回到化肥，不消耗额外的自然资源，也不产生二次污染和新的生态环境问题。燃煤烟气可提供巨大的硫资源。化肥生产需要大量硫酸。近年来，我国每年进口硫磺200-300万吨，等于进口二氧化硫400-600万吨，我国火电行业的SO2排放量近2000万吨，因此，氨法适合我国国情。

三.专业的烟气脱硫技术

电力、物理、环境、化学，代表四个不同的学科领域，即代表四个不同学派。不同学派必然生出不同的技术，不同的技术势必有不同之技术经济指标：投资和运行成本。哪个学派更接近本质或真理呢，咋看，答案似乎很难，但是，普遍接受的是，烟气脱硫是一个典型的化工过程。因此，化学界能够看到SO2的本质。电力界只看热能和发电效率，漠视 SO2之存在。

环境界中，SO2是有害的污染源，是造成酸雨的祸首。

化学界中 SO2是物质，用则有利，弃则有害。

物理界中，SO2是一个顽固不化的“敌人”，只有通过“导弹”才能予以彻底摧毁。

至于物理，原本与烟气脱硫无关。它源于日本荏原公司对高能电子加速器用于烟气脱硫的研究。

化学处理SO2方法很多，无需“导弹”。脱硫脱氮除尘三位一体技术结合了化工领域的最新技术成果，也就是将一个中型的化工厂搬到电厂来，确保了技术的高度可靠性，以及很低的建设投资和很低的运行成本。

根据化学化工原理的脱硫脱氮除尘三位一体技术与其他学派的技术相比，具有突出的优越性，投资仅为1/4-1/5，运行成本仅为1/3-1/4。

四.电力与煤炭和化肥工业协调发展

在我国，由东向西，由北向南，煤炭含硫量逐渐增加，四川和贵州煤含硫3%-5%，广西煤高达5%-7%。然而，为降低电厂SO2排放量，当地火电厂燃用北方煤，比如山西煤，增加的运输成本每吨近100元，占原料成本的40%，对当地经济无疑是巨大的额外负担。采用脱硫脱氮除尘三位一体

技术，火电厂燃煤含硫量不受任何限制，甚至含硫量越高，SO2回收价值越大。因此，脱硫脱氮除尘三位一体技术不仅能够促进当地煤炭工业的发展，也使当地电力工业轻装上阵，还能促进当地合成氨及化肥工业的发展。

某电厂是坑口电站，燃用当地煤，总机组容量为430MW，年排放SO2超过20万吨，折合硫酸30万吨，价值1.5亿元。如果该厂的技术治理方案是改用山西煤，并采用石灰石钙法，既限制了当地煤矿的发展，又浪费了宝贵的硫资源，还增加了发电成本。事实上，成本增加等同于能耗增加和污染增加。若采用脱硫脱氮除尘三位一体技术，可形成一个年产40万吨的化肥装置，年产值超过2.5亿元，年利润可超过4000万元。它具有一举多得的优势：

（1）可促进当地煤炭工业的发展，燃用当地煤矿的煤炭，可以解决矿务局2万多人的就业和发展问题，促进了当地经济的发展。

（2）电厂采用当地煤，原料成本降低，其430MW机组，年耗煤以120万吨计，每吨运费按50元计，每年可节约发电成本6000余万元，这个效益是非常明显的。

（3）广西硫资源较缺，当地化肥厂年需硫酸40万吨，原料由广东提供。而且，广西、广东、海南和福建等南方省份的土壤缺硫，需要硫氨化肥。因此，充分利用自身的高硫煤，可以促进当地化肥工业的发展。与广西情况相似的省份还有云南、重庆、四川和贵州。重庆的华能珞磺电厂和重庆电厂，分别具有4台360MW和3台200MW机组，燃用重庆松藻煤，年总排放SO2为20-30万吨，相当于硫酸30-45万吨，价值1.5-2.25亿元。遗憾的是，这些电厂都花巨资引进国外的石灰石钙法，不仅浪费了宝贵的资源，产生二次污染，还使发电成本增加，在贵州省实施火电厂烟气脱硫，采用脱硫脱氮除尘三位一体技术具有不可估量的意义，国家实施西部大开发战略，西电东送，在贵州省则是黔电送粤。贵州省是SO2和酸雨控制区，特别是省会贵阳市。在贵阳市有两个严重的污染源，一是市区的贵阳发电厂，二是距市区25公里的清镇发电厂，年排放SO2：25万余吨。在两个电厂间，贵州化肥厂生产合成氨16万吨，因此，采用脱硫脱氮除尘三位一体技术具有很好的条件。采用脱硫脱氮除尘三位一体技术，两个电厂的总投资2亿元，可年产化肥50万吨，产值3-4亿元，年效益近1亿元。在贵州省实施这个技术，可以形成年产150-200万吨的火电厂化肥规模，年产值超过10亿元。而如果贵阳发电厂的烟气脱硫采用电子束技术，2台200MW机组的投资近4亿元。

由此可见，将我国化肥工业与电力工业相结合，形成一个具有综合优势的火电厂化肥产业，其意义十分显著。它为我国煤炭、电力和化肥工业的可持续和协同发展提供了强有力的支撑，国家从战略的高度发展并扶植这个产业是十分必要的。

五.脱硫需要政府大力支持

火电厂烟气脱硫是我国实施清洁能源计划的关键技术，受到各级政府部门的高度重视，多次被列入国家重大和重点科技计划，以及与发达国家政府间的首脑级科技合作计划。因此，我国的这项工作具有较强的政府行为。这就更需要我们做深入细致的调查，多比较相关技术的技术性能，经济指标，多结合国情考虑问题。

某发电厂2台200MW机组，燃用含硫为0.8%的山西煤，建设烟气脱硫装置。对几乎所有的烟气脱硫技术进行了调研。采用国外技术的投资为4-5.5亿元，发电成本每度将增加5分钱，势必成为该厂的一个沉重的经济负担。一旦决策失误，企业将陷入困境，甚至由于无法竟价上网而关闭。脱硫脱氮除尘三位一体技术通过国家科技部门组织的鉴定验收，被评价为国际领先水平，在电力界引起了较大反响。与国外技术相比，脱硫脱氮除尘三位一体技术具有相当明显的技术和经济优势，总投资减少70-80%，运行成本减少70%以上，电耗减少40-60%。这样，该厂决定采用脱硫脱氮除尘三位一体技术。并列入国家重点科技项目.目前，让烟气脱硫界注目的另一项目在中石化集团公司某自备热电厂6台100MW（410蒸吨/h）锅炉。令人兴奋的是、参与竞争的技术高达10余家之多，大家希望得到公平竞争机会。该公司原来燃用当地煤，为降低SO2排放量，改用山西煤，年耗煤将超过200万吨，运费按每吨30元计，增加成本6000万元，该公司具有年产30万吨的合成氨装置，而且脱硫产品具有很好的市场，因此脱硫脱氮除尘三位一体技术符合石化公司的具体情况。根据可行性研究报告，石化公司6台锅炉年排放SO2可达8万吨，生产化肥17万吨，产值1亿元，具有明显的经济效益。在竞争的方法中，脱硫脱氮除尘三位一体技术的投资和成本都是最低的，而且还有利可图，得到了该公司的充分肯定。

现在，电力工业的烟气脱硫工作是“谁污染谁治理”，治理需要投资。经济效益差而污染大的企业没钱投资，只接受象征性罚款，受损害的是大气。按目前的石灰石钙法建设烟气脱硫装置，发电成本每度将增加2-3分钱，以一台300MW机组年运行5000小时计，脱硫成本每年3000-4500万元。燃用低硫煤，年排放SO2:为1.5万吨，相当于每吨SO2为2000-3000元，燃用高硫煤，SO2排放量每年为4.5万吨，相当于每吨SO2为1000元左右。但是，酸雨和SO2污染造成的损失每吨SO2超过5000元。因此，烟气脱硫对于促进国家的利益是非常明显的。为促进企业治理SO2污染，国家环保总局制定了新的烟气SO2排污收费标准，对于高硫煤地区每吨SO2为600元，低硫煤地区每吨1000元，北京市为每吨1200元，基本上为脱硫成本的一半。这个费用目前是上交地方环保局的，并有较大比例的返回，以便企业用于建设脱硫装置，脱硫电厂和单位将具有两个主要和可靠的收入来源：

1、电力企业的环保服务费（等于原来的排污上交费）；

2、脱硫装置产生的化肥利润。脱硫脱氮除尘三位一体技术的效益非常好。

首先其建设投资比其他方法低，而且能耗低，产品具有很大的市场，还可以出口创汇。

六.TS型烟气脱硫、脱氮除尘技术

该技术于一九九三年十月通过了国家部级鉴定，其中结论一综合技术经济性能处于国内外领先水平，具有广阔的推广应用价值。并于同年获得两项专利。该技术运用LS喷雾吸收法，以氨水、碱液、废氨水为吸收剂，经加药装置加压，把吸收剂经喷嘴雾化后的氨水产生气-汽的瞬时化学反应，生成硫铵排出。

该技术具有以下特点：

1.先进的反应原理，使设备小巧、钢耗低、占地面积小；

2.该系统适应煤的含硫量1%-7%；

3.具有多种功能，脱硫、脱氮、除尘，甚至可以处理污水；

4.吸收剂来源丰富，价格便宜；

5.一次投入只有国外设备价格的1/10-1/20；

6.选用废氨水、废碱液作脱硫剂，可使运行费用降到最低；

7.采用喷雾干燥方式；

8.该系统加装了先进的气水分离装置风机不带水；

9.烟气不需加装换热设备；

10.该设备及系统内部均涂以耐高温特种防腐涂料，设备不腐蚀，不 磨损、不堵塞；

11.系统设备阻力小，可以不用更换引风机；

12.可以提高系统的除尘效率4%-12%；

13.脱硫效率95%以上；

14.脱氮率50%，加“触媒剂”系统80%以上。

该技术的研究始于80年代，在收集、考察国内外同类技术文献资料的基础上，进行了大量的技术、经济方案的分析对比工作。从中发现普遍感到困扰的不仅仅是技术上的问题，而更严重阻挠的是经济问题，一次投入大，运行费用高。即是该技术目前居于领先地位的国、日本也不例外；他们在成为世界控制SO2排放最有效的国家的同时，也为此付出了巨大的经济代价。各国企业界面对烟气脱硫装置的巨大投资及运行费用，无不咋舌。因为脱硫装置投资占电厂总投资的比例很大。巨额的投入对我国企业界是望而生畏。环保设备的投入企业界认为：“这种资金只有投入，没有产出，是一种负担”。

因此研究者必须首先考虑的是一次投资运行费用，使企业能够接受的产品，占地面积小，专用设备少，工艺简单，操作、管理、控制、维修方便，各项技术参数领先的脱硫技术，因此必须结合我国国情，走国产化的道路。

国外研究过的脱硫技术已逾近百种，真正在工业上运用过的30多种，但具有商业价值的不过十来种，无论采用那种方法，都必须考虑以下基本条件：

1.具有较高的吸收性能的吸收剂和吸收方法；

2.装置有较高的可靠性，能保证长期稳定运行；

3.易操作和维修；

4.无二次污染，抗腐蚀；

5.建设费用及运行费用便宜，能耗小，装置占地面积小；

6.吸收剂来源广泛，价格便宜，易贮运；

针对上述要求，列出了攻关课题：

1.通过试验室试验，寻找出先进的反应速率高的原理；

2.结合我国情况选出来源广泛价格便宜的反应剂；

3.使用什么样的抗腐蚀材料；

4.终止物的综合利用，防止二次污染；

以上课题通过有关专家的论证审定工作，确定运用LS喷雾吸收法，随即开展了小试、中试及工业性应用试验，经过近百次的试验，获得了大量的数据，通过对试验点的监测和运行考验，均取得了满意的结果。

（一）脱硫原理：

近半个世纪以来，国外脱硫技术迅速发展，但真正在工业应用上发挥作用的不外十来种。其中包括石灰法、石灰石法、石灰石膏法、喷雾干燥法、氧化镁法，以上我们把它归类于气-固反应。WL法、双碱法、碳酸钠法、氢氧化钠法，此类我们称之为气-液反应。LS喷雾吸收法是气-汽反应是反应率最高，属于瞬时反应。

氨的性质决定氨极容易溶于水，是由水分子和氨分子通过氢键互相结合形成氨的水化物的缘故。

氨在水中的溶解度大于其它气体，在0℃时，1体积水吸收1200体积的氨；在20℃时约吸收700体积。过去认为氨溶于水生成OH－的过程是分两部分进行的。首先是大部分氨和水结合生成所谓氢氧化铵（NH4OH）然后氢氧化铵在溶液中电离成铵离子（NH4+）和氢氧根离子（OH-）。现在已经确认：氢氧化铵中的铵离子，无论从它的半径大小或者从它的化合物性质来看，它都和K+离子非常相似，它在水中应当全部电离，不可能有NH4OH分子存在，已确知，氨水溶液中并不含有NH4OH而是有氨的水分子NH3·H2O。NH3·H2O和NH4OH不同，NH3·H2O是氨分子通过氢键的结合，而NH4OH则为离子化合物。由（NH4+）和（OH-）新组成。气态氨和酸（挥发性）的蒸汽作用生成铵盐。

2NH3（气）+H2O（蒸汽）+SO2（气）=（NH4）2SO3 由此看来，烟气中加入吸收剂NH3·H2O与SO2等酸性气体可进行气-汽反应。即氨和酸性气体可以直接生成盐类。这种化合物作用通常伴随着大量的热放出，通过试验发现在无水的情况下，这种反应并不进行，即使微量的水的条件下也能反应出这种特性，因此这就是和其它吸收剂不同之处的主要原因。另外氨还和烟气中的氮起反应：烟气中的氮氧化物通常用NOX表示NO在空气中可氧化成NO2易溶于水，生成亚硝酸和硝酸。

2NO+O2=2NO2

2NO2+H2O=HNO3+HNO2

当氨与HNO3或HNO2产生以下反应

NH3·H2O+ HNO3=NH4NO3+H2O NH3·H2O+ HNO2=NH4NO2+H2O

此反应在气-汽反应中产量很少，因硝酸铵与亚硝酸铵在一定温度下易于分解，而在液相中

（NH4）SO3和NH4HSO3为还原剂，NOX被还原为N2，其反应为：

2NO2+4（NH4）2SO3=4（NH4）2SO4+N2↑（NH4）2SO3+NO2=（NH4）2SO4+NO↑ 2（NH4）2SO3+2NO=2（NH4）2SO4+N2↑

为此使用氨-亚硫酸氨的氮方法，能除去一定量的NOX

（二）脱氮原理

烟气中往往同时含有NOx与SO2,如果用一种方法同时除去这两种有害气体，岂不是一件非常有前途的事。前面脱硫的论述中，脱硫后的终止物就是（NH4）2SO3和（NH4）2SO4（少量）和一部分（NH4）HSO3溶液。这些物质又是吸收NOX的吸收剂。在生产硫酸同时又生产硝酸的行业中，多数都是利用处理硫氧化物而得到的（NH4）2SO3和（NH4）HSO3溶液来吸收硝酸生产中的NOX。其原理是利用亚硝酸铵溶液作为吸收剂和NOx反应，使NOx还原为N2：

4（NH4）2SO3+2NO2→4（NH4）2SO4+N2 ↑

4（NH4）HSO3+2NO2→4（NH4）HSO4+N2↑

4(NH4)HSO3+2NO2→4(NH4)HSO4+N2↑

4（NH4）2SO3+NO+NO2+3H2O→2N(OH)(NH4SO3)2+4NH4OH

4（NH4）HSO3+NO+NO2→2N(OH)(NH4SO3)2+ H2O

2(NH4)OH+NO+ NO2→2NH4NO2+H2O

按照排放浓度达标要求，脱氮效率达到72%就可以了，所以只要控制住吸收液的浓度，一般在180-200g/L,最后得到的溶液一部分重复循环使用，多余的部分进行下道工序，处理后溶液还可以再生，以节省大量的运行费用。烟气中NO含量占90%以上，因此脱除的主要是NO。如果煤的含硫量比较低和氨反应产生的亚硫酸铵不足以满足脱氮氧化物的需要，或者因为炉膛燃烧温度高，产生的氮氧化物量较大。此时可以采取连续加入氨与NOX继续反应，但这种反应应在催化剂（或称触媒剂）的作用下才可完成，使脱氮效率大大提高，这种方法称之为“氨的选择性催化还原法”。

4NH3+4NO+O2+4N2↑+6H2O

8NH3+6NO2+7N2+12H2O

把氮还给大自然，水回收再循环使用。

以上各式反应都是在同一个介质---氨，共一套设备，同时氨与SOx、NOx瞬时交叉进行的，这就是脱硫、脱氮一体化工艺。

（三）除尘原理

烟尘进入文氏管反应器，会产生多种效应，除了氨与SOx、NOx发生化学反应以外，粉尘经过文氏管的渐缩段浓缩，产生碰撞、凝聚、增大，使尘的表面由原来的气包围界面，被经喷雾所产生的液-固界面所代替，粉尘表面的水膜代替气膜产生吸附、凝聚，并使离子间形成液桥，使尘粒增大。尘粒通过高速撞击雾滴而粘附其上。

由于微粒的扩散作用易于雾滴接触。由于微粒的烟气增湿，使尘粒增大了浸润性，尘粒间互相产生凝聚。因蒸汽以尘粒为核心的凝结而形成水滴。

因此本技术在结构设计上采用如下措施：

1.烟气携带的粉尘，高速通过文氏管雾区，冲向液膜；

2.然后气体切向运动而产生离心力，改变增大后的粉尘运动方向；

3.喷出的雾滴作旋转运动，驱使粉尘靠内外壁贴向水膜；

4.增加水雾封锁线，使逃逸的亚微米粉尘及亚微米硫铵晶体捕集下来；

采用高强磁化器，把循环水磁化，非但提高了脱硫效率，尤其对增水性的亚微米细粉尘，提高除尘效率更为明显。

（四）使用范围：

TS型系列脱硫脱氮除尘三位一体技术装置，为工业锅炉及电站锅炉配套排烟脱硫工程应用而设计的系列产品。并可扩大应用在处理冶金焦化剩余氨水，造纸厂的废碱液及纺织印染碱性废水以及锅炉排污水、炉渣水等。该设备即是脱硫器，又可作为污水处理器。

一套装置适应多种类型的脱硫剂，又是这一装置的一大特点，为适应我国的特定条件，用户就近弄到什么脱硫剂就用什么脱硫剂以降低运行费用，以废治废。

（五）系统设备组成的特点：

系统设备组成，有文丘里喷雾反应器，自动加药及动力泵、贮液、调液箱所组成。以及自动控制自动监测系统。文丘里喷雾反应器的结构设计，显示出其独到之处，通常人们称之谓文丘里效应，但它具有什么效应，应该说它有多种效应。一是很好的反应作用：使两种以上的介质，在反应段进行充分的混合、接触、搅动，促使在较短的时间里进行瞬时反应。二是很好的除尘作用：带粉尘的气体通过渐缩段，细小的粉尘在碰撞、凝聚、粘结、增大，把粉尘扑集下来。三是很好的热交换作用：利用

烟气的余热，把喷成雾状的液体迅速干燥、蒸发、固液分离，起到污水处理的作用。由于设计独特，此套装置的阻力仅有300-400Pa，对于原有的锅炉房设备改造，可以不用更换引风机。重力与旋流双级脱水除雾，其结构的设计不会产生堵塞和腐蚀现象，而且一器两种用途，它不但有效的脱除水雾而且使烟气流呈旋转上升，延长了反应时间和流程，提高了反应效率。

（六）变废为宝，综合利用：

当前国内外所采用的各种脱硫技术，多数都存在着二次污染，物质虽然经过转化，但加进的物料与经过处理后的终止物终究是平衡的。对于如何处理这些终止物，怎样综合利用，这个总是普遍感到头痛的较大难题。

TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术如果在大的火电厂大量推广应用后，所产生的硫铵，可以制成与传统化肥完全不同的新型高效肥料，这种高科技产品是具有磁性效应的磁性化肥，利用火电厂排出粉煤灰（约占30%~40%），根据不同土壤和农作物加入适量的钾、磷，经过强磁场磁化后制成的，这种原料将随着TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术的推广而取之不尽。

磁化肥使用在十二种农作物如红薯、蔬菜、烟叶、玉米、棉花、水稻、小麦、水果等，均收到了广泛的社会效益和可观的经济效益，使得TS型脱硫脱氮除尘三位一体技术在电厂应用中形成一套工业链，废“制”肥，变废为宝，化害为利，适应我国国情的环保与综合利用一大长。防止二次污染。

（七）保障该设备安全稳定正常行动措施：

在腐蚀及磨损严重的部位，采取衬贴铸石板的措施。如果用户在经济条件许可情况下，采取

钢板喷涂陶瓷的复合材料。仅是有腐蚀的部位采用2520不锈钢材料。腐蚀不太严重的部位，采取滚刷耐温、防腐特种涂料。关键外协件、外购件、其中有些附件，如喷嘴、过滤器，采用美国制造，供液系统选用丹麦生产的，自动控制和监测仪器选用日本或其他国家的。

先进的工艺，先进的设备，先进的材料，再加上低的建设投资及运行费用，构成了该技术的高和新。

（八）670t/h锅炉脱硫、脱氮、除尘及综合利用方案经济分析。

1．运行费用

⑴ 已知数据

锅炉蒸发量： 670t/h

锅炉烟气排量： 120万m3/h 锅炉燃煤量： 150t/h

锅炉运行时间： 312.5天/年（7500h/年）

燃煤含硫量： 1%

⑵ SO2产生量

燃煤含硫量： 150t/h×1%=1.5t/h 燃煤中的硫与氧的反应：S+O2=SO2 SO2产生量：1.5t/h×80%×64/32 =2.4t/h 式中：32为S的分子量。

64为SO2的分子量。

80%为煤燃烧时硫的转化率。经实测统计为80%～85%，本处取80%。

⑶ 需氨量

一般脱硫效率达95%，烟气即可达标排放。从（NH4）2SO4分子式中看出：NH3与SO2化合比

例 为2：1，故需氨量为：2.4t/h×95%×17×2/64=1.2t/h 式中：17为NH3的分子量。

64为SO2的分子量。

年需氨量为：1.2t/h×7500h/年=9000t/年

⑷ 运行费用

用氨水做吸收剂的回收方案，整个装置的运行费用主要为消耗氨水的费用（此项费用占总运行费用的95%以上）。根据上述计算结果，年需要氨量9000吨，按纯氨水售价1700元/吨计，则全年运行费用为：9000t/年×1700元/t=1530万元/年

2．生成物的综合利用及经济效益

根据计算结果，670t/h燃煤锅炉每年脱硫设备的运行费用为1530万元，这是用户难以接受的。显而易见，这种方法必须立足于生成物综合利用的基础上，否则就不能成立。也就是说，只有用生成物综合利用产生的经济效益去抵消脱硫设备的运行费用，才是这种方法生命力所在。

⑴ 硫铵产生量

从（NH4）2SO4分子式可看出，硫铵产出量为：9000t/年×132/17×2=34941t/年

式中：17为NH3分子量

132为（NH4）2SO4的分子量。

⑵ 硫铵的综合利用及经济效益

硫铵是硫酸铵的简称，分子式为（NH4）2SO4，含氮量20.6%，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。这是由于除养分低外，其最大缺点是长期施用硫铵会造成土壤板结，故不宜直接施用。要对其进行改性，其方法是加入部分粉煤灰制成的复合肥并磁化。粉煤灰可疏松土壤，磁性的引入亦可疏松土壤，促进土壤团粒结构的形成，这已是业内人士的共识。我们通过大量的工业试验，找出了利用硫铵生产磁性复合肥的最佳工艺配方及工艺条件，产品经过有关部门的检测，完全合格。其主要配比为：硫铵60%左右，其他辅料（粉煤灰、磷肥、钾肥等）40%左右。根据硫铵年产34941吨的实际情况，可上一套年产6万吨左右的综合利用设备（磁化复合肥生产线）。按现行市场原料价、产品销售价及有关费用支出估算：

原材料成本：250元/吨

综合成本： 350元/吨（包括一切费用在内）

销售价： 650元/吨

利 润： 300元/吨

按年产6万吨磁性复合肥计，综合利用设备每年可创利润1800万元，减去脱硫设备每年运行费用1530万元，则采用此方法，除可抵消脱硫设备的运行费用（使运行费用为0）外，每年还可以为企业创造200多万元的利润。

目前该技术设计除工业锅炉八个规格系列配套外，现已扩大到电站系列配35T、75T、130T、220T、420T、530T、670T、1000T/h、2000T/h。当前国际及国内有些研究单位正在试用的电子束氨法和等离子氨法，均向以氨为脱硫剂探索，显然气－汽反应脱硫脱氮除尘三位一体技术当前处于领先地位。一种结构形式，具有多种用途：

（1）它既是一个很好的反应器，能够进行充分的化合接触搅动。促使在很短的时间里进行充分的化学反应；

（2）它又是一个很好的二次除尘器、前置的麻石除尘器或静电除尘器，除不掉的细微粉尘在碰撞、凝聚、粘结、增大、把粉尘捕集下来。

（3）它又是一个很好的热交换器，利用烟气的余热，把喷雾状的液体迅速干燥蒸发、反应时间、反应速度、反应物质、接触面积，反应效率是最高的，属于瞬时反应，烟气不会降温。

（4）它又是一个工业废水零排放的污水处理器装置，能将各种工业有毒废水，污水成千上万吨迅速干燥，蒸发，达到污水处理的作用。

该技术脱硫效率高，并具有较高的脱氮功能50%，加“触媒剂”系统80%以上。今后一旦国家环保标准要求脱氮同样一套设备可以既能脱硫、又可脱氮。还能提高除尘效率。该技术对已建电厂为了满足除尘的需要改造电除尘，将锅炉尾部烟道位置都几乎占满、有些脱硫工艺的反应塔和再加热热交换器等无法摆下，场地面积小等，是用户特别适用和首选的选择。

以氨做吸收剂的回收法方案，具有脱硫、脱氮、除尘效率高，并可达到三个“零排放”、无废渣排放，无废水排放、无废气排放、而且由于生成物的综合利用，不仅使其运行成本费用为零，还可为企业带来可观的经济效益，氨源供应方便。我国中小型合成氨厂很多，几乎遍布县市、若在有废氨水的地方、废碱液、造纸废水、印刷废水、洗毛废水、焦化厂废水、海水、更可大大节省脱硫剂费用，经济效益将更加可观。

第四篇：烟气海水脱硫技术原理

烟气海水脱硫技术原理

海水烟气脱硫是利用海水的天然碱性吸收烟气中SO2的一种脱硫工艺。由于雨水将陆地上岩层的碱性物质（碳酸盐）带到海中，天然海水通常呈碱性，PH值一般大于7，其主要成分是氯化物、硫酸盐和一部分可溶性碳酸盐，以重碳酸盐（HCO3）计，自然碱度约为1.2～2.5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫的一个基本理论依据就是自然界的硫大部分存在于海洋中，硫酸盐是海水的主要成份之一，环境中的二氧化硫绝大部分最终以硫酸盐的形式排入大海。

烟气中SO2与海水接触发生以下主要反应： SO2(气态)+ H2O → H2SO3 → H+ + HSO3-HSO3-→ H+ + SO32-SO32-+ 1/2O2 → SO42-

上述反应为吸收和氧化过程，海水吸收烟气中气态的SO2生成H2SO3，H2SO3不稳定将分解成H与HSO3，HSO3不稳定将继续分解成H 与 SO3。SO3与水中的溶解氧结合可氧化成SO4。但是水中的溶解氧非常少，一般在7～8mg/l左右，远远不能将由于吸收SO2产生的SO32-氧化成SO42-。

吸收SO2后的海水中H+浓度增加，使得海水酸性增强，PH值一般在3左右，呈强酸性，需要新鲜的碱性海水与之中和提高PH值，脱硫后海水中的H+与新鲜海水中的碳酸盐发生以下反应：

HCO3-+ H+ → H2CO3 → CO2↑ + H2O 在进行上述中和反应的同时，要在海水中鼓入大量空气进行曝气，其作用主要有：（1）将SO32-氧化成为SO42-；（2）利用其机械力将中和反应中产生的大量CO2赶出水面；（3）提高脱硫海水的溶解氧，达标排放。

从上述反应中可以看出，海水脱硫除海水和空气外不添加任何化学脱硫剂，海水经恢复后主要增加了SO42-，但海水盐分的主要成分是氯化钠和硫酸盐，天然海水中硫酸盐含量一般为2700mg/l,脱硫增加的硫酸盐约70－80 mg/l，属于天然海水的正常波动范围。硫酸盐不仅是海水的天然成分，还是海洋生物不可缺少的成分，因此海水脱硫不破坏海水的天然组分，也没有副产品需要处理。2-+--+

2-2--从自然界元素循环的角度来分析海水脱硫，硫元素循环路径下图所示。可见，海水脱硫工艺实质上截断工业排放的硫进入大气造成污染和破坏的渠道，同时将硫以硫酸盐的形式排入大海，使硫经过循环后又回到了它的原始形态。

硫的循环路径

烟气海水脱硫工艺系统流程图

更新时间：08-5-29 17:16

烟气系统与石灰石湿法类似，设置增压风机以克服脱硫系统的阻力，并通过烟气换热器（GGH）加热脱硫后的净烟气。原烟气经增压风机升压、烟气换热器冷却后送入吸收塔。吸收塔是海水脱硫系统的重要组成部分，SO2的吸收以及部分亚硫酸根的氧化都是在此完成的。自下部进入的烟气与从吸收塔上部淋下的海水接触混合，烟气中的SO2与海水发生化学反应，生成SO32-和H+，海水pH值下降成为酸性海水；脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴、烟气换热器加热升温后由烟囱排放。海水脱硫与石灰石法脱硫相比，吸收剂温度更低，尤其冬天，北方海水温度较低，致使经海水洗涤后的烟气温度只有30多度。为避免腐蚀，增压风机一般设计在原烟气侧，对GGH则要求其换热元件表面涂搪瓷。关于吸收塔的设计，一种为填料塔，应用业绩较多，塔内设多层填料，通过不断改变水流方向延长海水滞留时间并促进烟气与海水的充分结合；还有一种吸收塔为喷淋空塔，将海水通过增压泵引至吸收塔上部的若干层喷嘴，雾状下行的海水与逆流烟气混合，空塔设计中有时在吸收塔下部还设计氧化空气以增加亚硫酸根的氧化。

烟气海水脱硫工艺流程图

供排海水系统的任务是将从凝汽器排出的海水抽取一部分到吸收塔，该部分海水占全部海水的1/5左右，吸收SO2后的酸性海水通过玻璃钢管道流到海水恢复系统（简称曝气池）。从凝汽器排出的剩余海水自流到曝气池，与酸性海水中和并进行曝气处理。

为控制海水在曝气池内的停留时间和流速均匀，曝气池一般设计4－5个流道，在功能上分为旁路通道、曝气通道、混合通道，池内反应分为中和、曝气、再中和，以便使海水达标排放。曝气反应需要通过曝气风机鼓入大量的空气。曝气管道和曝气喷嘴均匀布置于曝气池底部，以便对海水实施深层曝气。进入海水的氧气可使不稳定的SO32-与O2反应生成稳定的SO42-，减少海水的化学需氧量COD，增加海水中溶解氧DO，恢复海水的特有成分。在曝气池中鼓入的大量空气还加速了CO2的生成释出，并使海水的pH值恢复到允许排放的正常水平。

烟气海水脱硫工艺排放的关键控制指标

更新时间：08-5-29 11:57

海水脱硫的关键在于不仅要将烟气中SO2脱除，脱硫效率要达到90％以上，还要将脱硫后的海水恢复到能够达标排放的程度，整个脱硫过程中除海水和空气外，不添加任何别的物质，不改变海水的天然成分。因此，海水脱硫系统设计时对排放的海水要重点考虑如下几个指标：（1）保持SO4增加值在天然海水SO4浓度的正常波动范围。涨、落潮时海水中SO42-2-2-浓度差值为40～150mg/L，显然，海水脱硫工艺排水中SO42-浓度60～90 mg/L增量，大约是海水本底总量的3％左右，其影响将被海水的自然变幅完全掩蔽；

（2）pH值要符合当地排放口的水质要求。PH值是海水排放的重要指标，一类、二类海水水质要求pH达到7.8－8.5，三类、四类海水水质要求pH达到6.8－8.8。因此，对于海水脱硫系统，其排放的海水一般都要求pH大于等于6.8。

（3）溶解氧DO要适于海洋生物。氧气是把脱硫过程中产生的SO32-进行还原的重要成分，脱硫后的海水DO含量非常低。氧气是所有海洋生物生存不可缺少的物质，缺氧会对海洋生物的活动产生严重影响。脱硫海水的曝气可以减少COD，增加DO。

（4）SO3氧化率要保持较高水平，对海洋生物无害。脱硫海水COD的增加量可以反映脱硫过程中还原性物质（以SO32-为主）的增加情况，COD增加越多说明SO32-氧化率越低。

另外，脱硫后排放的海水也要考虑海水温升以及重金属含量增加对海洋的危害。脱硫海水温升在1－2℃左右，对海洋生物的影响微乎其微。目前大型火电厂静电除尘器效率普遍较高，99％以上且投运正常，因此在海水脱硫工艺中，除尘器后烟气中残存的飞灰将溶于海水，但这些烟尘中携带增加的悬浮物或重金属与海洋本底值比较十分微小，不会对海洋生物造成危害。2-

第五篇：氯碱硫酸钠法烟气脱硫技术

氯碱/ 硫酸钠法烟气脱硫技术

摘要：深圳柯雷恩环境科技有限公司开发的氯碱硫酸钠法烟气脱硫专利技术，是一种用于治理火电厂烟气脱硫的先进技术。它由三个工业上成熟的工艺即氢氧化钠制备、脱硫洗涤、副产品处理等模块优化组合而成。该技术克服了以往脱硫技术中存在的投资巨大、运行成本高昂的问题，达到了技术成熟可靠、投资低、运行费用低并有运行利润、脱硫效率高、无二次污染等积极效果，使火电厂烟气脱硫装置由企业的沉重负担变为企业新的利润增长点。还可根据火电厂的周边环境调整生产不同种类的副产品（全部为大宗化工原料），适应性强，是火电厂脱硫工程的最佳实用技术，目前该技术处于国际领先水平。投资1.85亿元的30万千瓦机组示范工程项目正在国家经贸委立项，项目实施投产后，副产品的销售、燃料费用的节省及国家有关政策的税费支持，可以使该项目当年收回投资。

一、前言

各位领导、来宾，你们好！

很荣幸今天能有机会在这里向大家介绍深圳柯雷恩环境科技有限公司专门为火电厂烟气脱硫而开发的氯碱法系列烟气脱硫技术。

首先，我将简要介绍一下开发这一烟气脱硫技术的背景。

随着我国经济的高速发展，占一次能源消费总量75%的煤炭消费不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断增加，连续多年超过2000万吨，导致我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重。酸雨影响的面积已占国土面积的30%，华中地区酸性降水频率超过90%。二氧化硫对我国国民经济造成的直接经济损失已占GDP的2%，GNP的3%，严重地阻碍了我国经济的向前发展。为了使我国国民经济能够健康而有力地向前发展，党中央国务院提出了可持续发展战略目标。其中首当其冲的就是大气污染防治工作。大气污染防治法的最后修订，为治理大气污染的治理提供了有力的支持。而治理二氧化硫和控制酸雨又是大气污染防治工作的重中之重。但火电厂二氧化硫的治理一直是世界性难题。因其一次性投资巨大（约是电厂总投资的1/3-1/4），运行成本高昂，容易造成二次污染。就像美国那样的发达国家，其火电厂加装脱硫装置的也不过才30%。由此可见，火电厂脱硫的难度，主要还是集中在造价和运营成本上。采用高科技手段，降低造价和减少运营成本成为最为关键的问题。对此，全世界这方面的科学家和有关机构一直在不断地探索和研究。我公司开发的氯碱法系列脱硫技术，从根本上解决了这些的问题，使火电厂的脱硫在真正意义上进入了一个崭新的时代。

二、常用脱硫方法简介

（关于国内外常用的脱硫方法和这些方法所存在的问题，在我公司提交的会议论文上已经有了叙述，而且在座的各位都是这方面的专家，所以我在这里就不重复论述了，下面将重点介绍一下我公司开发的氯碱法系列脱硫技术）

国内外目前普遍采用的脱硫方法可分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫三大类。燃烧前脱硫，是采用洗煤等技术对煤进行洗选，将煤中大部分的可燃无机硫洗去，降低燃煤的含硫量，从而达到减少污染的目的。

燃烧中脱硫（即炉内脱硫），是在煤粉燃烧的过程中同时投入一定量的脱硫剂，在燃烧时脱硫剂将二氧化硫脱除。典型的技术是循环流化床技术。

燃烧后脱硫（即烟道气体脱硫），是在烟道处加装脱硫设备，对烟气进行脱硫的方法，典型的技术有石灰石-石膏法，喷雾干燥法，电子束法，氨法等。

烟道气体脱硫是目前世界唯一大规模商业化应用的脱硫方式，90%以上的国内外火电厂脱硫技术均采用石灰石-石膏法。

三、常用脱硫方法存在的问题

常用的湿式石灰石-石膏的烟道气体脱硫方法，投资成本高、系统维护量大，多数情况下副产物石膏的纯度、含水率满足不了商品石膏的要求，只能抛弃，形成二次污染，增加运行成本。其他的脱硫方法，或脱硫效率不高、或一次性投资过大、或运行成本过高、或有二次污染，种种原因制约了这些方法的推广使用。

以引进设备为主的SO2控制技术，对我国这样的发展中国家和世界上绝大多数的国家，都存在“建不起”也“运行不起”的严重障碍。不少用户存在应付环保检查的心理，脱硫装置仅在有关部门进行监督检查时才使用，平时仅当摆设。但随着我国环保执法力度的加大，这一现象会得到遏制。

四、氯碱/硫酸钠法烟气脱硫技术

4-1：氯碱/硫酸钠法烟气脱硫技术简介：

开发出一种低投资，低运行费，高效益、适合国情的实用技术，是脱硫行业未来的发展方向。氯碱法脱硫技术，是深圳柯雷恩环境科技有限公司针对目前脱硫工艺中存在的诸多问题而开发出的脱硫及脱硫后产物处理的符合中国国情的专利技术，它是由十多项发明专利技术组合而成的系列烟气脱硫技术，计有四种工艺路线，即氯碱/硫酸钠法、氯碱再生法、隔膜再生法、双膜再生法等。该系列技术适于湿法烟气脱硫，尤其是用电成本低廉的场合，如大型电站锅炉的烟气脱硫。

整个系列脱硫技术的副产物为高品质的大宗化工原料，即氯气、氢气、硫酸钠（元明粉、芒硝）、液体二氧化硫，均具有很高商业价值。另外，本脱硫系统还可以根据火电厂的周边营销环境调整副产品的产出物，如产出盐酸、发烟硫酸、过氧化氢（双氧水）等多种标的产品，以适应不同的客户需求。

今天我着重介绍一下为我们的示范工程江西丰城发电厂（4台30万千瓦的机组）的#4机组量身定制的氯碱-硫酸钠法烟气脱硫技术。丰城发电厂位于赣江边上，地处江西煤矿基地丰城矿务局所在地，离全国著名的年产30万吨精制盐的江西盐矿仅30公里，近在咫尺，铁路、公路等交通发达。这给我们的氯碱硫酸钠法烟气脱硫技术的应用，提供了得天独厚的条件。

氯碱/硫酸钠法烟气脱硫技术由氢氧化钠制备、脱硫洗涤、副产物的处理等三个模块组成。

在氢氧化钠制备模块中，采用化工上典型的传统工艺，以食盐作为原料，利用离子膜制碱的方法制取脱硫剂氢氧化钠溶液。

在脱硫洗涤模块中，采用传统的湿式钠法烟气脱硫洗涤技术。以NaOH溶液为脱硫剂对含有二氧化硫的气体进行脱硫洗涤。

在副产物处理模块中，脱硫废水经预处理后，采用酸解的方法析出高浓度高纯度的二氧化硫，以保证副产品的工业价值。酸解后生成的硫酸钠经过处理后加工成工业元明粉。脱硫整体工艺流程详见我公司提交的会议论文中的附图。

4-2：氯碱/硫酸钠法烟气脱硫技术有以下优点：

1：脱硫效率高。由于本技术所采用的脱硫剂是强碱性的NaOH溶液，它是一种众所周知的脱硫效果最佳的脱硫剂。在脱硫设备和脱硫工况等条件相同的情况下，其脱硫效率比其他脱硫剂如石灰石等显著为高。国外用NaOH溶液对脱硫设备进行脱硫效率的实际测试结果中表明，单级脱硫效率超过99%。

2：投资低。在30万千瓦的机组燃用3%的高硫煤情况下，包括脱硫剂制备、脱硫洗涤、副产物处理等所有项目在内，其总投资约1.85亿元，单位投资指标约为617元/KW。

3：运行成本低。常规钠法脱硫的最大缺点是运行成本高。在我公司开发的氯碱/硫酸钠法技术中，由于采用了电厂的廉价电力作为脱硫剂氢氧化钠制备的能源，同时减少了NaOH的蒸发固碱工序，减少了包装运输的费用，从而大大减低了NaOH的获取成本，使常用钠法脱硫洗涤技术运行费用大大降低而得以推广应用。综合计算副产品的销售收入后，整个脱硫系统将会有很大运行利润。

4：系统故障低。由于采用钠法脱硫洗涤，脱硫洗涤流程中生成的均是可溶性物质而非不溶性的硫酸钙，避免了石灰石/石膏法中常遇到的堵塞、结垢等问题，同时还可以简化洗涤塔的构造。国外钠法洗涤脱硫系统的运行结果表明，其故障率明显比石灰石/石膏法为低。

5：不形成二次污染。氯碱/硫酸钠法所形成副产物的纯度和品位均达到商品化的要求，而且均为高品质的大宗工业原料，销售容易。整个过程不形成对环境造成二次污染的废弃物，避免了石灰石/石膏法中石膏（多数石膏无法商品化）的堆放抛弃问题。

6：氯碱/硫酸钠法烟气脱硫技术的三个模块中，各个模块的设备和技术都是成熟和常用的。4-3：成熟的工艺

深圳柯雷恩环境科技有限公司在进行烟气脱硫技术的开发中，采取了独特的研发思路，即避免采用不成熟技术，尽可能采用现有的已成熟技术进行优化组合，从而缩短开发到实际推广应用的时间。氯碱/硫酸钠法是一种非常成熟的技术，其特征在于并不追求某个单体模块技术的突破，而将各个成熟的技术在独特的工艺下有机组合而成。它的三个模块在各自的行业中均有相当规模的工业运行业绩。

A：氢氧化钠制备模块。该部分完全套用现有的氯碱行业电解制碱的工艺及设备。30万千瓦机组燃用3%高硫煤时，需要的氢氧化钠的产量为4万吨/年，而国内化工制碱的相应规模已经达到年产六十万吨的级别，如上海氯碱总厂等。因此，氢氧化钠制备的工艺模块在工业应用中是成熟的和可靠的。

B：脱硫洗涤模块。该模块可以套用现有的湿式钠法脱硫洗涤塔的工艺和设备，在国外，钠法洗涤脱硫工艺已经达到配套70万千瓦机组处理气量的工业应用业绩。世界上一共有25座钠法脱硫装置，1个在日本，2个在德国，22个在美国，如JIM BRIDGE PLANT 等。所以，脱硫洗涤模块可以引进，其工业成熟性不容置疑。我公司在与国内外数十家脱硫设备供应商进行洽商后，得到了多家著名脱硫公司的大力支持，经我公司的遴选（遴选的前提是在示范工程后必须实现脱硫塔的国产化），在满足我方技术要求的前提下，初步选定了四家。在此我谨向对给我公司提供了工艺设计方案的加拿大TURBOSONIC公司的艾尔博先生、石川岛的田丸忠义先生、美国盛艾尔浦公司的熊天渝博士、美国孟山都公司的亚太区总监金伟先生和孟山都中国的陶启潜先生等人表示感谢。

C：副产物后处理模块。硫酸钠（又称元明粉或芒硝）制备工艺是广泛应用的化工工艺，30万千瓦电厂机组燃用3%高硫煤时，配套硫酸钠装置的规模约为年产10万吨，产品为工业A级。而国内超过此规模的厂家就有很多，如四川眉山芒硝厂已经达到50万吨/年的规模。所

以，该模块的工业成熟性是不容置疑的。

由上述可见，氯碱/硫酸钠法脱硫工艺的三个模块在其各自的领域内均有相当规模的工业业绩，而且三个模块的连接工艺参数也是前后衔接吻合，因此可以认定本技术在工业实际操作中是成熟的。循照本脱硫技术的工艺路线，其成熟可靠性完全可以摆脱小试-中试-示范工程的开发过程，直接应用于示范工程中，其工业设计可行性已经得到了国内多家部委级工业设计院的认可。目前，中国成达化学工程公司（原化工部八院）正在就此项目编制项目建议书（预可研），将上报国家经贸委立项。

五、氯碱/硫酸钠法经济技术指标

氯碱/硫酸钠法烟气脱硫技术的工艺原理和技术可行性满足了工业的要求，其经济指标将成为本技术能否推广应用的关键因素。下面就本技术的投资和运行成本进行估算，所有数据均采自三个模块的工业实际数据。下面以丰城发电厂#4机组的为例进行估算。

5-1：以30万千瓦电站机组燃用含硫量3%的煤时投资脱硫系统为例，估算投资成本及工程报价(公用工程依托原有电厂)

1、氢氧化钠制备模块：采用离子膜电解槽工艺，产量为5.52 T/H（折合约年产3.6万吨100%的NaOH）。投资约6000万元。

2、脱硫洗涤模块：处理烟气量为120万Nm3/H，投资约6000万元（国外引进）。脱硫洗涤塔的设计和选型应避免更换或增加引风机，否则投资成本会相应增加。

3、硫酸钠处理模块：年产10万吨元明粉制取装置，总投资约4500万元。

4、其他及不可预见费用：约2000万元。

5、成本总额约为：18500万元

5-2：以30万千瓦电站机组燃用含硫量3%的煤时脱硫系统为例进行运行成本估算：(机组设计年利用小时为6500小时)

A：运行费用

1：氢氧化钠制备的运行费用：按886.66元/吨的单位工业指标计算，其年运行成本约为3182万元。

2：脱硫洗涤的运行费用：按发电的燃料成本0.10元/度进行计算，其年运行费用约为362万元。

3：副产品如硫酸钠等处理的运行费用：1690万元/年

总运行费用：5234万元

B：副产品的销售收入

1：氯气（31250吨/年）：目前，国内氯气市场情况良好。氯碱化工行业的基本经营情况是靠销售氯气以维持利润，而氢氧化钠则降价销售，能保本或有少许亏损都在所不计。所以，氯气的市场不成问题。按市场价1900元/吨计，年净收入达5937万元，即使按市价70%即1,350元/吨计, 年销售收入也有4219万元。

2：氢气（948吨/年）：考虑到目前氢气销售前景不明朗以及初投资的因素，暂不将氢气计入销售收入范围。但该部分的市场潜力是非常广阔的，按现在气站的销售价格10万元/吨计算，就约有9480万元的潜在效益。就算在气站销售困难，可以再追加投资7000万元，用氢气去生产浓度为35%的双氧水，产量约4万吨/年，按目前双氧水的市场价格1900元/吨计算，销售收入为7600万元/年，年净收益约5000万元。我们拟在其后的#1机组改造时，将2台装置产生的氢气并用，投资1亿元左右，即可形成年产8万吨的双氧水的生产能力，形

成规模生产的优势，届时可实现年利润1亿元左右，当年收回投资。双氧水主要应用于纺织造纸行业的环保型漂白剂，国内造纸厂采用双氧水漂白工艺的不足2%，而欧美发达国家由于漂白质量和环保的要求，采用双氧水漂白工艺的已经达到75%以上，这是一个非常大的双氧水潜在市场，上海年初刚投产了一个年产10万吨的双氧水装置。随着中国加入WTO，质量的要求和环保的要求将是越来越多的厂家采用双氧水漂白工艺，其销售前景将非常乐观。另外，如果电厂周边有石化企业，石油裂解和加氢需要的大量氢原料，氢气可以就近销售，那会有很大的收益。

3：液体二氧化硫（14976吨/年），目前国内市场容量约为22万吨。按市场价1200元/吨计算，年净收入为1800万元。即使按市价70%即800元/吨计,年销售收入也高达1198万元 4：元明粉（99840吨/年）：目前国内稍具规模的元明粉厂家，销售及出口的形势非常乐观，年产50万吨四川眉山芒硝厂，产品供不应求，生产定单今年8月时就已经排到年底。元明粉的出口FOB价约每吨65美元，加上退税约690元人民币/吨，（在这里我们按600元/吨计算），年净收入可高达6000万元。即使按市价70%即420元/吨计,年销售收入也有4200万元。

以上三项相加，年总的净销售收入13737万元。

C：运行费用平衡

脱硫系统运行的经济收益：收入-支出=13737-5243=8503万元（即使按市场价的70%计算，也有4374万元的销售收入）

现电厂目前燃用的是晋北低硫煤（热值约5500大卡），每吨260元，投入本脱硫系统后改烧当地含硫量约3%的高硫煤（热值5600~6000大卡），价格150元/吨。考虑到电厂的购煤差价（高硫煤和低硫煤的差价），按每吨110元差价计算，按现在每台机组年耗煤量86万吨计算，年减支出将高达9570万元。此时的经济效益更为可观。

火电厂燃料成本占每度电的52%，这对今后电厂厂网分开后的竞价上网产生极大的竞争优势。对于丰城电厂#4机组300MW的电站锅炉，采用氯碱/硫酸钠法脱硫技术，每年有约18073万元的实际纯收益。根据国家有关文件的精神，我国将向欧美等发达国家学习，由政府补贴使用高硫煤的价格补贴，人为拉大高硫煤和低硫煤的差价，以鼓励电厂增设脱硫装置并燃用高硫煤。因此，高、低硫煤的差价将会更大，电厂收益会更高，这也符合集中整治的环保政策。

而且，国家目前对电厂投资脱硫设备予以政策倾斜，其中有示范工程进口设备免税、设备投资的40%金额可以从所得税中返还，即获得国家退税补贴5600万元（设备投资1.4亿元的40%），相当于电厂获得年总收益2.3673亿元，不到1年即可收回全部投资并有赢余。按设计寿命20年计，将会使丰城电厂#4机组成为新的利润增长点，将超过机组本身的发电收益。另外，还有允许电厂多发电上网、从排污费中返还补贴、以及贴息等等政策优惠，电厂实际收益将更大。即使不是示范工程而作为商业装置，而且副产品按市场价格的70%来计算，也能在20月内收回全部投资。所以，丰城电厂#4机组增设氯碱/硫酸钠法烟气脱硫装置，无论从社会效益还是企业经济效益来说，都是一件利国利民的事情，它使火电厂烟气脱硫从企业的沉重负担转化为新的利润增长点，摆脱以往电厂不愿使用脱硫装置的被动局面，进入一个崭新的阶段。

5-3：不同脱硫方法的经济技术指标的比较

在我公司提交的会议论文中有一个关于不同脱硫方法的经济技术比较的表格，即表1，在这里我也不重复叙述了。

我还想在这里强调一点，我今天演讲中所引用的部分数据和论文中的数据有一些差异，这是因为我们在论文中采用了较为保守的计算数据所致，比如副产品的价格仅按实际市场价格的70%计算、煤的差价仅按50元/吨计算等，而今天演讲中所引用的数据则是针对丰城电厂#4机组，并按照实际化工市场价格数据和实际燃煤真实成本来计算等，因此有些差异。

六、深圳柯雷恩环境科技有限公司其他脱硫技术

深圳柯雷恩环境科技有限公司开发的氯碱法系列技术还有氯碱再生法、隔膜再生法、双膜再生法等多个专利技术，作为公司未来发展的储备技术。这些技术在氯碱/硫酸钠法的基础上，对个别单体模块进行适当的中试后即可推广应用，其经济效益还能显著提高。

氯碱再生法是将脱硫洗涤后的副产物亚硫酸钠/亚硫酸氢钠去循环再生脱硫剂氢氧化钠，减少了原盐的消耗；隔膜再生法是利用隔膜制碱的方法再生脱硫剂以降低投资成本；双膜再生法则是利用我公司开发的特殊槽型，一次性处理脱硫废水，大大简化了工艺流程，降低投资成本和运行成本。

论文中的表2就是这些不同技术的简要经济指标。

七、氯碱/硫酸钠法的发展前景和市场需求

环保产业是世纪朝阳行业，在世界范围内已经形成一个巨大的市场。据统计，1992年，全球环保市场规模为2500亿美元，1994年上升为4080亿美元。基本上相当于化工产品的市场规模。据联合国国际开发署1998年预测，到2000年，全球将投资5000亿美元来改善环境设施，完善有关服务。环保产业将达到6000亿美元。这是一个充满商机、极富诱惑力的巨大市场。

大气污染防治是环保产业的重要组成部分，国内90%以上的火力发电厂未安装脱硫设备，二氧化硫直排大气。为了治理酸雨和二氧化硫，国家有关部门加大治理力度，根据国家对“两控区”行动方案的要求，175个地区到2010年总削减二氧化硫排放量1400万吨，总投资1970亿元；另外，根据国务院国家计划发展委员会和国家经贸委的联合发文精神，新建火电厂燃用含硫量超过1%的煤种时必须有脱硫装置，否则不予立项，而按照国家有关规划，未来十年内全国将新增1.5亿千瓦的火电机组，按每万千瓦需脱硫投资为700万元计，即使只有30%的新建机组安装脱硫装置，也需350亿的投资。从上述数据可推断，每年即使只有5%的火电厂进行脱硫治理工程，就可形成60亿元的产业需求。

氯碱/硫酸钠法脱硫等系列脱硫技术，具有技术成熟、低投资，有运行利润（约1~2年收回投资），运行可靠，脱硫效率高，无二次污染，无固体废弃物等优点，是大型电站锅炉脱硫的最佳选择。从技术和市场的角度来看，氯碱法系列技术有着广阔的发展前景。而我们柯雷恩人有决心、勇气、智慧，充分利用我们自主知识产权的技术优势，来改变外国技术装置一统中国脱硫市场的不利局面，作到真正意义上的国产化，为我国的火电厂脱硫事业做出应有的贡献。

谢谢大家。