整理版燃煤電廠(chǎng)離子液循環(huán)吸收法煙氣脫硫工藝及其技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

燃煤電廠(chǎng)離子液循環(huán)吸收法煙氣脫硫工藝及其技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析概述近年來(lái)，隨著我國(guó)國(guó)民經(jīng)濟(jì)的高速發(fā)展，對(duì)電力、能源的需求與日俱增，伴隨經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展的同時(shí)，廢氣中二氧化硫排放量也越來(lái)越大，2010年全國(guó)SO2排放量2,268萬(wàn)噸；2011年全國(guó)SO2排放量2,229萬(wàn)噸；而燃煤電廠(chǎng)排放的SO2占到總排放量的~50%，無(wú)疑是最大的SO2排放源，SO2排放造成的經(jīng)濟(jì)損失十分驚人，每排放一噸SO2造成的經(jīng)濟(jì)損失約兩萬(wàn)元人民幣，其經(jīng)濟(jì)損失約占GDP的2~3%，近年來(lái)我國(guó)在煙氣脫硫領(lǐng)域取得了舉世矚目的成就，《國(guó)民經(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十二個(gè)五年規(guī)劃綱要》提出，“十二五”期間國(guó)家對(duì)二氧化硫等四種主要污染物實(shí)施排放總量控制。到2015年，全國(guó)二氧化硫排放總量需控制在2,086.4萬(wàn)噸，比2010年的2,268萬(wàn)噸下降~8%。石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝技術(shù)是我國(guó)的主流煙氣脫硫工藝技術(shù)，據(jù)統(tǒng)計(jì)，投運(yùn)、在建和已經(jīng)簽訂合同的火電廠(chǎng)煙氣脫硫工藝技術(shù)中，石灰石-石膏濕法技術(shù)占85%以上。該技術(shù)存在如下缺點(diǎn)：脫硫裝置為“凈消耗”型，不但裝置投資無(wú)法回收，且發(fā)電成本還需增加0.015~0.025元/kW.h，以600MW機(jī)組年運(yùn)行5500小時(shí)計(jì)算，電廠(chǎng)每年將為脫硫支出5,000~8,000萬(wàn)元；我國(guó)是石膏礦藏大國(guó)，石膏產(chǎn)量大，質(zhì)量好，而電廠(chǎng)脫硫副產(chǎn)品石膏因含灰分等雜質(zhì)，產(chǎn)品成色較差，品味低，故售價(jià)極低，甚至只能拋棄處理，產(chǎn)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(yīng)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(kāi)發(fā)的離子液循環(huán)吸收法（ILCA—IonicLiquidCirculatingAbsorption）在脫除煙氣中SO2的同時(shí)，副產(chǎn)高純SO2，回收了寶貴的硫資源，高純二氧化硫可作為生產(chǎn)液體二氧化硫、硫酸、硫磺和其它化工產(chǎn)品的優(yōu)良原料。該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了煙氣脫硫裝置的高效化、資源化，符合國(guó)家循環(huán)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展目標(biāo)，ILCA法目前已經(jīng)在鋼鐵（攀鋼）、有色冶金行業(yè)（銅冶煉、鋅冶煉）推廣使用十余套裝置，最大煙氣處理量120萬(wàn)Nm3/h（與300MW機(jī)組煙氣處理量相當(dāng)），積累了豐富的大裝置工程經(jīng)驗(yàn)。本文將通過(guò)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)對(duì)比，對(duì)其在燃煤電廠(chǎng)中良好的應(yīng)用前景進(jìn)行分析。離子液循環(huán)吸收法煙道氣脫硫技術(shù)技術(shù)原理拋棄法即是將脫硫過(guò)程中形成的液體、固體產(chǎn)物廢棄，并需要連續(xù)不斷地加入新鮮化學(xué)吸收劑的煙氣脫硫方法。相對(duì)于再生循環(huán)吸收工藝的ILCA法，拋棄法的優(yōu)勢(shì)在于一次性投資低，裝置流程簡(jiǎn)單可靠，SO2噸處理成本及能耗均較低，主要缺點(diǎn)是二次污染量較大。ILCA法的特點(diǎn)是與SO2反應(yīng)的吸收劑可連續(xù)地在一個(gè)閉環(huán)系統(tǒng)中進(jìn)行再生，再生后的吸收劑循環(huán)使用。再生循環(huán)吸收的最大優(yōu)勢(shì)在于可將SO2進(jìn)行回收和資源化利用，同時(shí)可大大減少液體、固體廢棄物的排放量。相對(duì)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(kāi)進(jìn)行，同時(shí)還要考慮脫除溶劑中累積的熱穩(wěn)定鹽，并且由于多了再生系統(tǒng)，可再生循環(huán)吸收法一次性投資要高，同時(shí)裝置流程也更為復(fù)雜，裝置的能耗也相對(duì)較高。單純從經(jīng)濟(jì)角度而不考慮二次污染所帶來(lái)的環(huán)保壓力時(shí)，一般認(rèn)為煙氣中SO2濃度較低時(shí)，采用拋棄法較為經(jīng)濟(jì)。但當(dāng)煙氣中SO2濃度較高時(shí)，由于可以回收大量SO2以硫化工產(chǎn)品的形式大幅沖減運(yùn)行費(fèi)用，因而采用ILCA法長(zhǎng)期運(yùn)行成本更低，且有可能實(shí)現(xiàn)脫硫裝置的自盈利。脫硫用離子吸收液的主要特點(diǎn)：（1）蒸汽壓極低，逃逸損失極??；（2）具有優(yōu)良的可設(shè)計(jì)性，即可通過(guò)采用不同的陰、陽(yáng)離子組合來(lái)調(diào)節(jié)離子液體的物理和化學(xué)性質(zhì)。離子液在氣體凈化、萃取分離和催化反應(yīng)等領(lǐng)域有著廣泛的應(yīng)用前景。成都華西化工研究所股份有限公司經(jīng)多年研究，自主成功開(kāi)發(fā)出離子液SO2吸收劑，并對(duì)其吸收、解吸性能、溶液腐蝕性、熱穩(wěn)定性、鹽積累等性能進(jìn)行了深入優(yōu)化，十余套工業(yè)化裝置運(yùn)行結(jié)果表明：該吸收劑具有性能穩(wěn)定、蒸汽壓力低、選擇吸收二氧化硫能力強(qiáng)、脫硫效率高、易解吸再生等優(yōu)點(diǎn)。該離子液SO2吸收劑以有機(jī)陽(yáng)離子、無(wú)機(jī)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(jī)理如下：SO2+H2O←→H++HSO3- (1)R+H+←→RH+ (2)總反應(yīng)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(yīng)，低溫下反應(yīng)（3）從左向右進(jìn)行，高溫下反應(yīng)（3）從右向左進(jìn)行。離子液循環(huán)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(dá)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(kāi)發(fā)的“離子液循環(huán)吸收法脫除和回收煙氣中二氧化硫技術(shù)”，克服了傳統(tǒng)離子液體的缺點(diǎn)，是一種新穎的離子液體技術(shù)與傳統(tǒng)的“吸收――再生”氣體凈化工藝的完美相合。吸收劑再生時(shí)產(chǎn)生高純SO2氣體，可作為液體SO2、硫酸、硫磺和其它硫化工產(chǎn)品的優(yōu)良原料。離子吸收液經(jīng)國(guó)家權(quán)威部門(mén)檢測(cè)，無(wú)毒、無(wú)害、不燃、不爆，符合環(huán)保業(yè)的要求。ILCA技術(shù)路線(xiàn)（節(jié)能型熱泵流程）針對(duì)燃煤電廠(chǎng)煙氣特點(diǎn)，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(lái)的煙氣，經(jīng)增壓風(fēng)機(jī)升壓后，分別進(jìn)入吸收塔下部，在吸收塔下部經(jīng)三層噴淋水洗除塵、降溫后，進(jìn)入吸收塔中部，與從吸收塔上部進(jìn)入的脫硫貧液逆流接觸，吸收塔內(nèi)設(shè)不銹鋼填料，氣體中的SO2與離子液反應(yīng)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(lái)的洗滌水經(jīng)洗滌泵增壓后，經(jīng)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(chēng)為富液，從吸收塔底流至富液槽，經(jīng)富液泵加壓后，進(jìn)入各自的貧富液換熱器，與熱貧液換熱后，合并進(jìn)入再生塔再生。來(lái)自吸收塔的富液經(jīng)冷卻器被來(lái)自再生塔塔頂?shù)母邷卦偕鷼忸A(yù)熱，再經(jīng)貧富液換熱器與來(lái)自再生塔塔釜的貧液換熱后，被加熱至90~100℃后進(jìn)入再生塔，在塔內(nèi)填料上與塔釜上升蒸氣進(jìn)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(jīng)貧富液換熱器與富液換熱后進(jìn)貧液冷卻器，降至~40℃后進(jìn)入吸收塔循環(huán)吸收煙氣中的SO2。塔頂上升蒸氣（0~20kPaG，100℃）經(jīng)液滴分離器除去液滴后，進(jìn)入高溫高壓蒸汽驅(qū)動(dòng)的透平壓縮機(jī)，被壓縮機(jī)升壓至0.3~0.4MPaG，溫度升至250~300℃，壓縮機(jī)出口的高溫高壓過(guò)熱蒸氣在塔釜再沸器中冷卻至露點(diǎn)140℃左右開(kāi)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(chǎn)生富液再生所需上升蒸氣，由于過(guò)熱蒸氣中的少量SO從再生塔底出來(lái)的貧液經(jīng)貧富液換熱器初步降溫后，經(jīng)貧液泵加壓，再經(jīng)貧液冷卻器降溫，送至兩臺(tái)吸收塔上部，重新吸收SO2。從再生塔內(nèi)解析出的SO2隨同蒸汽由再生塔塔頂引出，進(jìn)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(jīng)回流液泵送回再生塔頂以維持系統(tǒng)水平衡。再生塔底部設(shè)置再沸器，保證塔底溫度在105～110℃ILCA法技術(shù)經(jīng)濟(jì)難點(diǎn)ILCA法作為一種新型煙氣脫硫工藝，我公司在具體的工程實(shí)踐中不可避免地遇到諸多工藝、工程、技術(shù)、經(jīng)濟(jì)等問(wèn)題和難點(diǎn)，為此我公司投入大量人力、物力、財(cái)力歷經(jīng)數(shù)年進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)，成功地解決了上述問(wèn)題，保證了裝置的長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行，概括而言主要集中在以下四個(gè)方面：粉塵顆粒物堵塞問(wèn)題由于煙氣中含有一定的粉塵等顆粒物，吸收液在系統(tǒng)中長(zhǎng)期循環(huán)使用，脫硫系統(tǒng)不可避免的會(huì)遇到堵塞問(wèn)題，堵塞問(wèn)題也長(zhǎng)期困擾著石灰石法、氨法等其他各種脫硫工藝。在長(zhǎng)期的工程實(shí)踐中，通過(guò)強(qiáng)化水洗除塵降溫效果，改進(jìn)再生系統(tǒng)操作條件，嚴(yán)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(tǒng)中的累積以及硫磺顆粒的析出等堵塞現(xiàn)象，極大地延長(zhǎng)了系統(tǒng)除灰周期，提高了有效運(yùn)行時(shí)間，有效地解決了粉塵及顆粒物堵塞的問(wèn)題。腐蝕問(wèn)題來(lái)自鍋爐的~150℃的高溫?zé)煔庵谐齋O2、SO3等腐蝕性介質(zhì)外，尚含有一定量的Cl—、F—等腐蝕性極強(qiáng)的鹵素離子，長(zhǎng)期在系統(tǒng)中累積會(huì)對(duì)設(shè)備造成嚴(yán)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(tǒng)，再生系統(tǒng)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(huì)加重。而且由于煙氣處理量大，裝置規(guī)模大，單體設(shè)備規(guī)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(shè)備一旦塔內(nèi)件和支撐組件出現(xiàn)腐蝕，將很難檢修。因此針對(duì)煙氣高溫含塵、強(qiáng)腐蝕性、吸收液結(jié)垢特點(diǎn)，我公司已通過(guò)設(shè)備結(jié)構(gòu)的優(yōu)化設(shè)計(jì)、合理選則設(shè)備材質(zhì)（如選用C254特殊不銹鋼等）、挑選有能力和資質(zhì)的制造商、提高設(shè)備制作加工工藝、建立完備的質(zhì)量保證體系、優(yōu)化工藝操作參數(shù)，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(guò)在十余套裝置的使用和不斷改進(jìn)，已成功地解決了ILCA法的設(shè)備腐蝕問(wèn)題，保證了脫硫裝置長(zhǎng)周期安全穩(wěn)定運(yùn)行。能耗問(wèn)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(biāo)為8~10蒸噸/噸SO2。以1套600MW機(jī)組計(jì)（燃料煤全硫St.d=2.5%），蒸汽消耗量~100蒸噸/小時(shí)，以150元/蒸噸計(jì)，蒸汽費(fèi)用~1.5萬(wàn)元/小時(shí)，折8250萬(wàn)元/年（年運(yùn)行時(shí)間5500小時(shí)），費(fèi)用十分驚人，有鑒于此，為實(shí)現(xiàn)大幅節(jié)能的目的，我公司已成功開(kāi)發(fā)熱泵流程ILCA工藝當(dāng)采用熱泵流程ILCA工藝時(shí)，運(yùn)用熱泵技術(shù)，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(qū)動(dòng)透平壓縮機(jī)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(jié)約蒸汽用量85%以上，節(jié)約循環(huán)冷卻水60%與其他行業(yè)相比，在電廠(chǎng)采用節(jié)能流程有著先天的技術(shù)裝備及人員優(yōu)勢(shì)，超臨界、超超臨界機(jī)組本身自產(chǎn)高溫高壓蒸汽可做壓縮機(jī)動(dòng)力，基于電廠(chǎng)蒸汽的可利用性好，選擇性多的特點(diǎn)，因而透平壓縮機(jī)選擇全凝式、抽凝式抑或背壓式會(huì)有多種方案可供選擇，其他行業(yè)則無(wú)此優(yōu)勢(shì)，比如在有色冶金硫酸尾氣和鋼鐵燒結(jié)煙氣脫硫時(shí)，甚至只能選擇電力驅(qū)動(dòng)的透平壓縮機(jī)，且電廠(chǎng)人員對(duì)蒸汽做動(dòng)力驅(qū)動(dòng)的汽輪機(jī)、壓縮機(jī)、泵等動(dòng)力設(shè)備電廠(chǎng)則有著其他行業(yè)所不具備的長(zhǎng)期而豐富的使用經(jīng)驗(yàn)。投資問(wèn)題由于ILCA法工藝的特殊性，和石灰石法比，流程較長(zhǎng)，不僅多出一整套再生、除鹽系統(tǒng)及熱泵壓縮機(jī)，還需配套建設(shè)硫酸裝置，再加上設(shè)備材質(zhì)很多選用特殊不銹鋼，因此裝置造價(jià)較高，其比投資為300~400元/kW，相對(duì)目前國(guó)內(nèi)石灰石法的100~200元/kW較高，如一套600MW機(jī)組的脫硫裝置的一次性投資~2億元。石灰石法自上世紀(jì)90年代自國(guó)外引進(jìn)以來(lái)，其實(shí)也走過(guò)了一條投資由高到低，裝備從國(guó)外引進(jìn)到國(guó)內(nèi)自產(chǎn)不斷降低成本的歷程，且經(jīng)過(guò)20多年的發(fā)展，隨著裝置的增多和國(guó)產(chǎn)化進(jìn)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(guī)律，隨著其推廣應(yīng)用范圍的擴(kuò)展、技術(shù)的持續(xù)進(jìn)步和革新以及新裝置的不斷建立，其裝置投資規(guī)模將得以大幅度下降。值得重視的是，由于ILCA法副產(chǎn)品硫酸的附加值遠(yuǎn)高于脫硫石膏，因此電廠(chǎng)的供電成本得以大幅下降，加以硫酸的銷(xiāo)售和高低硫煤差價(jià)，產(chǎn)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(shí)現(xiàn)自盈利的煙氣脫硫技術(shù)。技術(shù)對(duì)比技術(shù)對(duì)比如下表所示：項(xiàng)目石灰石法氨法ILCA法脫硫率，％≥95%≥95%≥98%高硫煤適應(yīng)性差差好吸收劑石灰石價(jià)格相對(duì)便宜外購(gòu)液氨或氨水液氨價(jià)格貴具有專(zhuān)利權(quán)的離子液吸收劑，價(jià)格貴但年耗量極低副產(chǎn)物脫硫石膏硫酸銨高純度SO2或硫酸運(yùn)行費(fèi)用運(yùn)行成本相對(duì)較低運(yùn)行成本相對(duì)較高綜合運(yùn)行成本相對(duì)較低運(yùn)輸成本高高低占地面積大較小小防腐防腐要求相對(duì)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(yīng)用業(yè)績(jī)大量使用，技術(shù)成熟有業(yè)績(jī)，可進(jìn)一步優(yōu)化目前十余套裝置業(yè)績(jī)，可進(jìn)一步優(yōu)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(wú)可能無(wú)可能有可能經(jīng)濟(jì)對(duì)比因石灰石石膏法在我國(guó)燃煤電廠(chǎng)中所占比例極大，故在此將其與ILCA法作對(duì)比，對(duì)比基于以下基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（所有計(jì)價(jià)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(wàn)元12,00021,000設(shè)計(jì)壽命年3030發(fā)電機(jī)組基本參數(shù)序號(hào)參數(shù)單位數(shù)量1機(jī)組規(guī)模MW6002機(jī)組數(shù)量套13年運(yùn)行時(shí)間小時(shí)5,5004鍋爐出力（額定工況，連續(xù)經(jīng)濟(jì)出力）噸/小時(shí)2,0725燃煤低位發(fā)熱值kJ/kg22,5006全硫(收到基)Wt%2.5%7燃料消耗量噸/小時(shí)226.36萬(wàn)噸/年124.58原煙氣處理量Nm3/h1,977,7529SO2產(chǎn)生濃度mg/Nm34,57310SO2排放濃度mg/Nm320011設(shè)計(jì)脫硫率%95.63%原輔公用工程及副產(chǎn)品單價(jià)序號(hào)參數(shù)單位單價(jià)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?qū)Ｓ?元/噸2005ILCA專(zhuān)用吸收液元/噸50,000二、副產(chǎn)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(chǎn)品產(chǎn)量序號(hào)參數(shù)單位小時(shí)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(wàn)度0.750.684,1253,7403蒸汽噸1.312.57,15068,7504石灰石粉噸14.5379,9155ILCA專(zhuān)用吸收液噸0.037204二、副產(chǎn)品小時(shí)產(chǎn)量年產(chǎn)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(huì)影響副產(chǎn)品質(zhì)量，故對(duì)比表中運(yùn)行費(fèi)用又按照是否計(jì)算副產(chǎn)品價(jià)值分別列出。詳細(xì)對(duì)比數(shù)據(jù)見(jiàn)表五?？偝杀颈硇蛱?hào)費(fèi)用明細(xì)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(zhuān)用吸收液1,0206折舊4007007維護(hù)檢修費(fèi)2403608人工及管理費(fèi)8080總支出合計(jì)4,364.34,965.09脫硫成本（不計(jì)副產(chǎn)品）元/噸SO2917.41043.6元/kW.h0.01320.0150二、副產(chǎn)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(jì)639.34,0063脫硫成本（計(jì)副產(chǎn)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(shù)據(jù)可以看到，在St.d=2.5%時(shí)，如不計(jì)副產(chǎn)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(jì)入副產(chǎn)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(chǎn)品硫酸銷(xiāo)售收益，脫硫成本大幅下降至0.0026元/kW.h，僅為不計(jì)副產(chǎn)品收益前的~17.3%，年總運(yùn)行成本為959萬(wàn)元，僅為石灰石法3,725萬(wàn)元的~1/4，效益十分明顯。電力煤含硫量對(duì)ILCA法運(yùn)行成本的影響單套600MW機(jī)組的硫含量基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表如下：600MW機(jī)組硫含量數(shù)據(jù)表電力煤硫含量SO2濃度脫硫率SO2脫除量硫酸產(chǎn)量原煙氣凈煙氣小時(shí)年wt%mg/Nm3mg/Nm3%t/ht/h萬(wàn)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(chǎn)量關(guān)系從圖一可以看出，硫酸產(chǎn)量與電力煤硫含量為線(xiàn)性關(guān)系。脫硫成本數(shù)據(jù)表硫含量年產(chǎn)量硫酸銷(xiāo)售額總支出總成本脫硫成本靜態(tài)投資回收期Wt%萬(wàn)噸/年萬(wàn)元/年萬(wàn)元/年萬(wàn)元/年元/噸SO2元/kW.h年1.0%2.71341,4924,3182,8261,594.30.0086效益為負(fù)1.5%4.23662,3304,5342,204796.30.0067效益為負(fù)2.0%5.75983,1684,7491,581420.30.0048效益為負(fù)2.5%7.28304,0064,965959201.70.0029效益為負(fù)3.0%8.80634,8435,18133758.60.0010效益為負(fù)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(hào)表示成本為負(fù)值（即收益為正值）。靜態(tài)投資回收期按扣除一次性投資30年折舊費(fèi)計(jì)算。圖三硫含量與脫硫成本關(guān)系1圖四硫含量與脫硫成本關(guān)系2根據(jù)工藝特點(diǎn)，石灰石法硫含量越高則運(yùn)行費(fèi)越高，而ILCA法含硫量越高，副產(chǎn)品產(chǎn)量越大，收益越高，當(dāng)硫含量足夠高時(shí)，ILCA法裝置完全有可能產(chǎn)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(guān)系為上升直線(xiàn)，斜率為正，而ILCA法為下降曲線(xiàn)，斜率為負(fù)；從圖三可知，石灰石法單位脫硫成本（元/噸SO2）與全硫含量關(guān)系接近平方曲線(xiàn)，但I(xiàn)LCA法曲線(xiàn)在石灰石法曲線(xiàn)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(shí)，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?？梢钥闯?，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(guò)了成本零線(xiàn)，當(dāng)硫含量達(dá)到~3.2%時(shí)，副產(chǎn)品銷(xiāo)售產(chǎn)生的效益與脫硫裝置運(yùn)行成本相互抵消，脫硫成本為零，靜態(tài)投資回收期~20年，而隨著硫含量的繼續(xù)增加，投資回收期亦隨之下降。高低硫煤差價(jià)對(duì)ILCA法效益的影響我國(guó)煤炭的一個(gè)重要特點(diǎn)是高硫煤占相當(dāng)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(shì)，高硫煤主要分布在四川、貴州、廣西、山東、陜西等省區(qū)。高硫煤分布的另一個(gè)特點(diǎn)是隨著礦井向深層的開(kāi)采，含硫量越往下越高。例如，河南焦作礦區(qū)過(guò)去開(kāi)采的全是優(yōu)質(zhì)低硫煤，而現(xiàn)在有的礦井開(kāi)采的則是硫份在2%以上的高硫煤，河北開(kāi)灤煤礦目前開(kāi)采的下部煤層平均含硫量高達(dá)3%，全國(guó)燃煤發(fā)電的用煤量占煤炭總產(chǎn)量的60%以上，所以燃用高硫煤是不可避免的。全國(guó)20%以上的發(fā)電用煤是高硫煤，而硫含量越高，對(duì)ILCA法而言，其副產(chǎn)品硫酸產(chǎn)量也越大，經(jīng)濟(jì)效益越好，而石灰石石膏法無(wú)此優(yōu)勢(shì)。我國(guó)早在1987年國(guó)家物價(jià)局和煤炭部聯(lián)合通知，動(dòng)力用煤按發(fā)熱量計(jì)價(jià)。近年來(lái)煤炭市場(chǎng)開(kāi)放，煤炭供需得到緩解，各地煤炭市場(chǎng)經(jīng)銷(xiāo)的商品煤一般也按質(zhì)論價(jià)。我國(guó)動(dòng)力煤發(fā)熱量計(jì)價(jià)的計(jì)算公式如下：C=a·Qnet,ar·Kr·KV·KP·KS·KA·KX式中:C——煤的單價(jià),元/t;a——發(fā)熱量單價(jià),元/GJ;Qnet,ar——商品煤收到基(應(yīng)用基)低位發(fā)熱量,MJ/kg;Kr——煤發(fā)熱量比價(jià),%;KV——煤干燥無(wú)灰基揮發(fā)分比價(jià),%;KP——煤炭品種比價(jià),%;KS——煤全硫比價(jià),%;KA——煤炭灰分系數(shù);KX——塊煤限下率比價(jià),%。為計(jì)算方便,可將上式改寫(xiě)為:C=C′·KV·KP·KS·KA·KX其中:C′=a·Qnet,ar·Kr式中C′——發(fā)熱量基價(jià),元/t。其中的KS見(jiàn)下表：KS全硫比價(jià)系數(shù)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(jì)，其KS=103%，而選用St.d=3.01~4%的高硫煤計(jì)，其KS=98.5%，因此按發(fā)熱量公式計(jì)算，高低硫煤差價(jià)比在103/98.5-1=4.57%，據(jù)最新的環(huán)渤海動(dòng)力煤價(jià)格指數(shù)2012年度價(jià)格走勢(shì)見(jiàn)下圖：圖五BSPI動(dòng)力煤最新價(jià)格走勢(shì)5500大卡的動(dòng)力煤按2012年1~7月平均價(jià)~720元，高低硫煤差價(jià)為：720×4.57%=32.89元/噸以600MW機(jī)組年運(yùn)行5500小時(shí)計(jì)，年耗原煤~124.5萬(wàn)噸，如采用高硫煤，僅此一項(xiàng)即可為電廠(chǎng)節(jié)約燃料成本124.5×32.89=4,095萬(wàn)元，以此為基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，重新計(jì)算表七脫硫成本數(shù)據(jù)表數(shù)據(jù)如下（僅選取全硫St.d=1%和3.01%兩組數(shù)據(jù)做對(duì)比）：脫硫成本數(shù)據(jù)表（計(jì)入高低硫動(dòng)力煤差價(jià)）硫含量硫酸銷(xiāo)售額總支出總成本差價(jià)收益總效益脫硫成本靜態(tài)投資回收期Wt%萬(wàn)元/年萬(wàn)元/年萬(wàn)元/年萬(wàn)元/年萬(wàn)元/年元/噸SO2元/kW.h年1.0%1,49243182,8260-2,8261,594.30.0086效益為負(fù)3.01%4,8435758（653.3）(0.0114)4.71括號(hào)表示負(fù)值（凈利潤(rùn)）；總效益=差價(jià)收益-總成本；靜態(tài)投資回收期按扣除一次性投資30年折舊費(fèi)計(jì)算。從表九數(shù)據(jù)可看出，在計(jì)入高低硫煤差價(jià)以后，使用St.d=3%的高硫煤的經(jīng)濟(jì)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(chǎn)生正效益，而使用St.d=1%的低硫煤，I