未來中國火力發(fā)電新建機組將以更加高效的600MW以上等級超臨界或超超臨界機組為主體，而且主要分布在環(huán)境容量更大的西北富煤缺水地區(qū)。以往大型煤電基地建設煙氣治理主要依賴于石灰石-石膏濕法脫硫工藝，而今后隨著煙氣循環(huán)流化床法脫硫技術(shù)的發(fā)展，該技術(shù)將在600MW及以上等級技術(shù)上廣泛應用，打破大型燃煤機組煙氣治理對濕法脫硫工藝單一依賴的不利局面，進而推動煙氣治理工程建設和運營成本的大幅下降。
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【重磅】《火電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范 煙氣循環(huán)流化床法》公開征求意見
一、煙氣治理能耗下降近50%，折合單位發(fā)電煤耗下降2-4g/kw.h；
相比以濕法脫硫工藝為核心的超低排放技術(shù)來說，煙氣循環(huán)流化床工藝在一個工藝系統(tǒng)中集成了脫硫、除塵、脫汞、SO3和PM2.5治理，系統(tǒng)能耗只有發(fā)電量的1%，相當于以濕法脫硫工藝為核心的超低排放技術(shù)的50%。若按照當前《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014年-2020年）》的要求，在300MW以上同等規(guī)模機組上，采用煙氣循環(huán)流化床法技術(shù)比濕法超低排放可節(jié)約發(fā)電煤耗2-4g/kw.h，這對于優(yōu)化機組能效和改善環(huán)境質(zhì)量來說有著重要的意義。
二、脫硫水耗下降40-50%，有效支撐富煤缺水地區(qū)大型煤電群集中建設；
由于脫硫排煙溫度、飽和度以及副產(chǎn)物濕度的差別，煙氣循環(huán)流化床法綜合水耗只有濕法脫硫技術(shù)的50-60%，綜合節(jié)約水耗40-50%，這對于富煤缺水地區(qū)大型電站群的建設有著至關(guān)重要的意義。另外，煙氣循環(huán)流化床法治理后煙氣環(huán)境沒有強酸物質(zhì)，且粉塵只有5mg/Nm3以下，對于含濕度較高的褐煤鍋爐煙氣來說，非常有利于實現(xiàn)煙氣水回收。通過對褐煤鍋爐煙氣循環(huán)流化床法脫硫除塵一體化尾部煙氣的水回收實驗，回收水PH值約為7，水質(zhì)純凈，可以直接用于電廠補給水。而同樣的實驗在濕法脫硫尾部回收的水質(zhì)渾濁，PH值約為2-4之間，需經(jīng)處理之后才能夠使用。目前，煙氣循環(huán)流化床法+煙氣水回收技術(shù)已經(jīng)實現(xiàn)工業(yè)化應用，從當前技術(shù)水平看，不僅可以實現(xiàn)大型煤電機組超低排放，而且可以同步實現(xiàn)環(huán)保系統(tǒng)零補水。
三、煙氣治理綜合成本下降約30%；
相對于治理工藝冗長的濕法脫硫工藝來說，煙氣循環(huán)流化床工藝不僅僅系統(tǒng)更加集成，而且無需煙氣再熱、煙囪防腐和廢水治理。以2臺660MW機組煙氣治理來說，無需煙氣再熱（2000萬元）、煙囪防腐（4000萬元）和廢水零排放治理（10000萬元），至少節(jié)約16000萬元投資，相當于煙氣綜合治理成本下降至少30%。而對于300MW以下機組來說，煙氣循環(huán)流化床法相對濕法脫硫技術(shù)綜合成本節(jié)約至少在40%以上。
四、系統(tǒng)可用率提高，維護成本下降幅度超過60%；
煙氣循環(huán)流化床法不僅僅工藝流程短，機械轉(zhuǎn)動設備相對大幅度減少，而且絕大多數(shù)設備運行工況沒有腐蝕、磨損和熱應力問題，主體設備吸收塔為空塔，不存在檢修問題，因此系統(tǒng)檢修維護成本只有投資額的1%。而濕法工藝檢修費用約為投資的2%。因此，考慮到濕法工藝整體投資遠高于煙氣流化床法，煙氣流化床法系統(tǒng)檢修費用只有濕法的30%-40%。因此，此次煙氣循環(huán)流化床脫硫新版技術(shù)規(guī)范征求意見稿的發(fā)布，意味著我國在大機組煙氣治理上，單一依靠濕法脫硫工藝的不利局面將被打破。
2015年7月，由龍凈干法團隊研發(fā)完成的“燃煤煙氣干式超低排放技術(shù)及裝置”通過中國環(huán)保產(chǎn)業(yè)協(xié)會鑒定，鑒定結(jié)果為“技術(shù)整體達到國際領先水平”。這不僅使我國的煙氣循環(huán)流化床脫硫除塵一體化技術(shù)站在了世界的制高點上，也為用戶在進行工業(yè)煙氣治理時帶來更多選擇，對于低硫煤、CFB機組和小規(guī)模煙氣量的中小機組及工業(yè)窯爐等采用濕法工藝相對經(jīng)濟性較差的項目來說，完全可以進行充分的工藝比選，進而更加科學和合理地選擇煙氣治理工藝。因此，煙氣循環(huán)流化床法技術(shù)應用范圍及規(guī)模的擴大將極大促進“超低排放”的工藝進步，也將使我國的火力發(fā)電更加高效、更加清潔。
