湿法烟气脱硫工程运行经济分析
一、工程概述
国电九江发电有限公司全厂共有六台机组，总装机容量1350MW，1#、2#炉两台 125MW 机组分别于1983年和1984年9月建成。3#、4#炉二期工程2台 200MW 机组分别于1991年12月和1992年9月投产，5#、6#炉三期工程2台350MW机组分别于2002年11月和2003年5月投产，由于历史及地理位置的原因，电厂燃煤含硫量较高，同时又无脱硫设施，二氧化硫排放量大，对当地环境造成了一定程度的影响。 为满足国家和地方日趋严格的SO2控制要求，确保电厂现有燃煤机组SO2的达标排放，减少电厂对环境的污染，在2006年1月至2007年7月期间，国电九江发电有限公司对6#炉350MW机组完成了脱硫系统改造工作。
6#锅炉脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺（一台锅炉配置一座吸收塔）。5#、6#两台机组烟气脱硫系统的公用辅助设施土建部分本期一次建成。
二、系统配置
2.1 工艺原理
锅炉烟气经收尘后，通过引风机、增压风机进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的浆液以逆流方式洗涤，洗涤除去SO2、SO3HF、HCI等酸性组分。石灰石浆液制备系统制成的新鲜石灰石浆液通过石灰石浆液泵送入吸收塔浆液池内，与浆液池中已经生成的石膏浆液混合。浆液通过浆液循环泵向上输送到喷断梗飘蓬层中，通过喷嘴进行雾化形成雾沫液滴，与烟气在塔内形成高效的气液传质。在吸收塔底部区域，氧化风机供给的空气与洗涤产物在搅拌器的协助下进一步反应生成石膏（CaSO4·2H2O），这部分石膏浆液通过石膏浆液排出泵排出，进入石膏脱水系统。经过净化处理的烟气流经两级除雾器进行除雾，在此处将清洁烟乞中所携带的雾滴去除。同时按设定程序用工艺水对除雾器进行冲洗。
在吸收塔出口，烟气一般被冷却到40℃-55℃左右，且为水蒸气所饱和。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。
2.2 系统组成
国电九江发电有限公司#6锅炉尾部烟气脱硫系统，主要包括以下几个系统：
·石灰石浆液制备系统（有球磨机）；
·烟气系统（无GGH）；
·SO2吸收系统；
·事故浆液排放及回收系统；
·石膏脱水系统；
·工艺水系统；
·电气/热工控制系统。
2.3 系统主要参数
表1 FGD入口烟气参数
表2
表3
注：年运行按5500小时计；电耗：取性能测试期，连续七天满负荷运行的平均值[1]。
表4
注：年运行按5500小时计。
一、经济性分析
3.1 水耗成本
工艺水成本，按厂内结算价1.00元/ m3计算，根据表3计算结果如下：
表5
3.2运行人员人工成本
脱硫系统配一名专工，运行人员按目前四班三倒，每班三人进行编制，平均年薪按厂内实薪酬8万元/人/年计算。运行人员年人工成本计算如下：80000×13＝1040000.00元/年＝104.00万元/年。
3.3石灰石耗成本
石灰石块成本，按到厂价80.00元/吨计算，根据表3，计算结果如下：
表6
3.4设备检修/其它成本
在系统设备运行寿命期内，设备日常例行检查费用、检修维护费用、大修费用、小修费用、材料费用及生产管理费用，第年费用按固定资产的10.0%提计，年费用为：670.00万元/年。
四、结论
综上所述，国电九江发电有限公司#5炉烟气脱硫系统，每脱除1吨SO2的成本为1480.84元/t（1104.33元/t，不考虑银行还贷）。因脱硫系统运行而增加的发电成本为：1.396/kWh（1.041分/kWh，不考虑很行还贷）。该电厂脱硫系统建成后，若按目前正常的运行管理，得到的电价补贴疝于1.4分/kWh时，不会增加机组的发电成本。
另外，从国电九江发电有限公司5#炉烟气系统运行成本的构成比例来看，设备检修管理费、银行还贷费用、电耗成本占总运行费用的比例高达84%以上（高达79%以上，不考虑银行还贷）。
从上术分析来看，在脱硫工程筹建、运行管理过程中：
4.1 优化系统设计与配置，降低初期投资是降低胶硫系统运行成本的重要途径之一；
4.2 选用效率高的设备，优化系统运行，节能降耗是降低运行成本的关键之一；
4.3 加强系统设备的日常维护管理、延长易损件及相关设备的使用寿命，减少日常维护及开支是降低脱硫系统运行成本的重要手段。
国电九江发电有限公司全厂共有六台机组，总装机容量1350MW，1#、2#炉两台 125MW 机组分别于1983年和1984年9月建成。3#、4#炉二期工程2台 200MW 机组分别于1991年12月和1992年9月投产，5#、6#炉三期工程2台350MW机组分别于2002年11月和2003年5月投产，由于历史及地理位置的原因，电厂燃煤含硫量较高，同时又无脱硫设施，二氧化硫排放量大，对当地环境造成了一定程度的影响。 为满足国家和地方日趋严格的SO2控制要求，确保电厂现有燃煤机组SO2的达标排放，减少电厂对环境的污染，在2006年1月至2007年7月期间，国电九江发电有限公司对6#炉350MW机组完成了脱硫系统改造工作。
6#锅炉脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺（一台锅炉配置一座吸收塔）。5#、6#两台机组烟气脱硫系统的公用辅助设施土建部分本期一次建成。
二、系统配置
2.1 工艺原理
锅炉烟气经收尘后，通过引风机、增压风机进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的浆液以逆流方式洗涤，洗涤除去SO2、SO3HF、HCI等酸性组分。石灰石浆液制备系统制成的新鲜石灰石浆液通过石灰石浆液泵送入吸收塔浆液池内，与浆液池中已经生成的石膏浆液混合。浆液通过浆液循环泵向上输送到喷断梗飘蓬层中，通过喷嘴进行雾化形成雾沫液滴，与烟气在塔内形成高效的气液传质。在吸收塔底部区域，氧化风机供给的空气与洗涤产物在搅拌器的协助下进一步反应生成石膏（CaSO4·2H2O），这部分石膏浆液通过石膏浆液排出泵排出，进入石膏脱水系统。经过净化处理的烟气流经两级除雾器进行除雾，在此处将清洁烟乞中所携带的雾滴去除。同时按设定程序用工艺水对除雾器进行冲洗。
在吸收塔出口，烟气一般被冷却到40℃-55℃左右，且为水蒸气所饱和。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。
2.2 系统组成
国电九江发电有限公司#6锅炉尾部烟气脱硫系统，主要包括以下几个系统：
·石灰石浆液制备系统（有球磨机）；
·烟气系统（无GGH）；
·SO2吸收系统；
·事故浆液排放及回收系统；
·石膏脱水系统；
·工艺水系统；
·电气/热工控制系统。
2.3 系统主要参数
表1 FGD入口烟气参数
表2
表3
注：年运行按5500小时计；电耗：取性能测试期，连续七天满负荷运行的平均值[1]。
表4
注：年运行按5500小时计。
一、经济性分析
3.1 水耗成本
工艺水成本，按厂内结算价1.00元/ m3计算，根据表3计算结果如下：
表5
3.2运行人员人工成本
脱硫系统配一名专工，运行人员按目前四班三倒，每班三人进行编制，平均年薪按厂内实薪酬8万元/人/年计算。运行人员年人工成本计算如下：80000×13＝1040000.00元/年＝104.00万元/年。
3.3石灰石耗成本
石灰石块成本，按到厂价80.00元/吨计算，根据表3，计算结果如下：
表6
3.4设备检修/其它成本
在系统设备运行寿命期内，设备日常例行检查费用、检修维护费用、大修费用、小修费用、材料费用及生产管理费用，第年费用按固定资产的10.0%提计，年费用为：670.00万元/年。
四、结论
综上所述，国电九江发电有限公司#5炉烟气脱硫系统，每脱除1吨SO2的成本为1480.84元/t（1104.33元/t，不考虑银行还贷）。因脱硫系统运行而增加的发电成本为：1.396/kWh（1.041分/kWh，不考虑很行还贷）。该电厂脱硫系统建成后，若按目前正常的运行管理，得到的电价补贴疝于1.4分/kWh时，不会增加机组的发电成本。
另外，从国电九江发电有限公司5#炉烟气系统运行成本的构成比例来看，设备检修管理费、银行还贷费用、电耗成本占总运行费用的比例高达84%以上（高达79%以上，不考虑银行还贷）。
从上术分析来看，在脱硫工程筹建、运行管理过程中：
4.1 优化系统设计与配置，降低初期投资是降低胶硫系统运行成本的重要途径之一；
4.2 选用效率高的设备，优化系统运行，节能降耗是降低运行成本的关键之一；
4.3 加强系统设备的日常维护管理、延长易损件及相关设备的使用寿命，减少日常维护及开支是降低脱硫系统运行成本的重要手段。
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