0 引 言

循环流化床(Circulating Fluidized Bed，CFB)发电技术是一种新型的洁净煤发电技术，相较传统锅炉的燃烧方式，其具有燃烧效率高、燃料适应性广、负荷调节性能好、污染物生成量少等特点。CFB发电机组采用炉内石灰石脱硫，具有脱硫效果良好、成本低、配套设施简单等优点，在环保排放和清洁燃烧等方面具有明显优势。2014年国家颁布了《煤电节能减排升级于改造行动计划(2014—2020)》，要求新建燃煤发电机组和东部等重点地区发电机组的烟尘、SO2、NOx的质量浓度排放限值分别为10、35、50 mg/m3，支持炉前、炉后同步开展大气污染物联合协同脱除，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放[1]。炉内脱硫的钙硫比(物质的量之比)一般在1.6以上，有些甚至达2.5～3.0，需耗费大量石灰石。而单一的炉内脱硫方法难以达到超低排放标准，需在炉后尾部联用石灰石/石膏湿法烟气脱硫(Flue Gas Desulfurization，FGD)满足SO2低排放。石灰石/石膏湿法烟气脱硫已是一种较成熟的脱硫技术，在钙硫比为1.03时，脱硫效率可达95%以上，且石灰石利用率较高，可避免大量石灰石浪费；但其功耗大且产生大量脱硫废水，运行成本高。通常通过炉内初步脱硫降低炉后脱硫吸收塔烟气入口的SO2浓度，缓解炉外FGD的运行压力，减少脱硫成本，但相应增加了炉内脱硫成本。

众多学者对两级联合脱硫进行了多方面研究。黄茹等[2]通过进行现场检测评估了CFB锅炉炉内脱硫及炉外CFB-FGD脱硫除尘技术对SO2和颗粒物超低排放的达标能力。张建生[3]对整个超低排放技术路线通过试验调整运行参数分析最佳运行参数，实现燃烧效率和炉内脱硫、脱硝系统运行经济性最优。张磊等[4]通过脱硫比例分配模型确定了不同负荷下最优的脱硫分配比例。李树林[5]和祝云飞[6]通过成本计算模型分析了不同因素对两级脱硫系统的成本及脱硫比例分配的影响。目前，对CFB锅炉超低排放两级联合脱硫的经济性研究尚无明确结论，因此，需分析各单元多方面因素的经济性合理确定两级联合脱硫的分配比例[7]，实现满足SO2排放标准下最低脱硫成本。

笔者以山西河坡发电公司350 MW超临界CFB机组为例，考虑多因素成本，研究CFB锅炉炉内喷钙和炉外石灰石/石膏湿法两级联合脱硫的经济性，得出合理的脱硫分配份额和炉内钙硫比，为后续大型CFB机组深度脱硫运行提供参考。

1 河坡发电脱硫设备

河坡发电2×350 MW机组配备2台CFB锅炉，锅炉实现了低床压、低床温运行，可保证锅炉高效和炉内脱硫效率。为达到超低排放，脱硫系统采用CFB锅炉炉内喷钙和炉外石灰石/石膏湿法两级联合脱硫运行模式，每台锅炉配有独立脱硫系统。

1.1 CFB锅炉炉内喷钙脱硫

炉内喷钙脱硫技术首先通过气力输送系统将一定粒径的石灰石粉喷射到炉内最佳温度区，使石灰石粉与烟气有良好接触和反应时间[8]。然后，石灰石粉在约850 ℃的条件下受热分解成CaO和CO2；煅烧生成多孔状CaO在炉内与烟气中的SOx发生反应生成CaSO4，并随灰渣排出完成脱硫。

对于炉内脱硫剂石灰石粉的制备和输送过程，河坡发电每台锅炉设有2套完整的石灰石粉输送系统，一运一备。运来的石灰石经柱磨机研磨为石灰石粉后储存在石灰石粉库，再通过主输粉管道分3路输送到锅炉石灰石粉接口(每台锅炉6个石灰石粉接口)，任何一路都均匀给料。输送系统采用连续可调方式输送石灰石粉，每根管道可出力不小于50 t/h，且系统可根据烟气中SO2排放量自动调整出力。整个炉内脱硫的工艺流程如图1所示。

1.2 炉外烟气石灰石/石膏湿法脱硫

河坡发电炉外FGD系统为一炉一塔式，每套FGD系统由烟气、吸收塔、石灰石浆液制备、石膏浆液脱水、废水处理、浆液排放和回收等单元系统组成，其中石灰石浆液制备单元和废水处理单元由2套脱硫系统共用。

整个脱硫过程在吸收塔内完成[9-10]，锅炉烟气由引风机出口进入FGD系统，石灰石浆液作为脱硫吸收剂从吸收塔的上部喷淋与烟气中的SO2、SO3和HCl等酸性气体反应并生成CaSO3，在循环池中CaSO3被鼓入的空气氧化成CaSO4·2H2O；当浆液密度达(1 100±20)kg/m3，由石膏排出泵排出，经两级脱水后制成含水率小于10%的石膏再综合利用；最后净化的烟气经2层除雾器去除雾滴，在出口烟道中经湿式电除尘器除尘后通过烟囱排入大气，工艺流程如图2所示。

1.3 废水处理系统

FGD系统在保证高脱硫效率的同时会产生大量含硫废水，其主要来自石膏脱水和清洗系统[11]，大量重金属元素、Cl-等的存在会加速脱硫设备腐蚀及影响石膏品质。废水产量主要受燃煤性质、石灰石品质、脱硫系统运行条件、脱硫塔前污染物控制设备以及脱水设备等的影响[12-13]。河坡电厂的废水处理系统采用中和、络合和絮凝沉淀的化学工艺流程。

整个工艺流程先通过加入石灰乳去除易形成氢氧化物沉淀的金属离子，再加入有机硫试剂和混凝剂使Cd2 、Hg2 等离子形成硫化物沉淀，最后在絮凝池中加入助凝剂完成絮凝沉降，经澄清器澄清后排水进入下一处理环节后，并在电厂内综合利用，澄清器底部污泥由压滤机脱水后无害化处理，滤液返回澄清器，废水处理流程如图3所示。

2 两级脱硫系统成本因素及计算方法

整个电厂脱硫总成本分为炉内脱硫和炉外烟气脱硫2部分，炉内脱硫成本包括脱硫剂石灰石粉成本、设备运行电耗成本以及脱硫热损失成本。炉外FGD成本包括脱硫剂石灰石浆液成本、设备运行电耗成本、系统水耗成本、废水处理成本以及石膏产生的收益。其中炉内脱硫剂的石灰石粉成本、炉外脱硫剂的石灰石浆液成本考虑其制备成本。

2.1 石灰石制备成本价格估算

2.1.1 炉内脱硫剂石灰石粉制备

脱硫剂石灰石粉制备的成本包括柱磨机运行的电耗成本、设备维护费和购买的石灰石成本，经实际调研制备脱硫剂石灰石粉吨成本J1为46.04元/t，其各项目成本见表1，其中石灰石的价格包括运输成本。

2.1.2 炉外脱硫剂石灰石浆液制备

炉外脱硫使用和炉内脱硫相同的石灰石，由湿式球磨机磨制成石灰石浆液。经实际调研，湿式球磨机制备1 t石灰石浆液的成本J2为56.74元/t，其各项目成本见表2，由于石灰石浆液中的水分在FGD系统内循环利用，因此将此过程的水耗计入FGD系统的总水耗。

2.2 炉外脱硫效率的计算方法

根据原烟气SO2浓度、CFB锅炉炉内脱硫效率及SO2排放限值可计算得到炉外FGD应达到的脱硫效率：

(1)

式中，η′为炉外FGD的脱硫效率，%；ρ(SO2)为超低排放SO2的质量浓度排放限值，mg/m3；c(SO2)为原烟气SO2质量浓度，mg/m3；η为炉内脱硫效率，%。

2.3 炉内脱硫成本计算方法

2.3.1 炉内脱硫剂石灰石粉成本

若灰渣中CaO含量很少，则可根据燃煤产生的SO2总量得出炉内脱硫剂石灰石粉所需质量，(式(2))。计算燃煤产生的SO2排放总量时应考虑排放系数k，对于CFB锅炉k可取0.9[6]。

(2)

式中，M(CaCO3)为炉内脱硫石灰石粉实际消耗量，t/h；Bj为锅炉煤耗量，t/h；η(Ca/S)为炉内钙硫比，无量纲；ηL为石灰石中CaCO3纯度，取90%。

根据CFB锅炉炉内脱硫全年所需石灰石粉用量，计算全年石灰石粉的成本为

C1=J1M(CaCO3)H ，

(3)

式中，C1为全年炉内脱硫石灰石粉成本，元；J1为炉内脱硫石灰石粉的制备成本，元/t；H为机组年运行时间，h。

2.3.2 运行电耗成本

炉内脱硫全年的运行电耗用C2表示，其与脱硫装置所采用的技术、配置、性能要求和机组容量等因素有关[5]。炉内脱硫的主要运行电耗是空压机的耗电，可根据运行数据得到不同脱硫效率下的电量消耗，再求得炉内脱硫运行电耗成本：

C2=J3W1H，

(4)

式中，J3为厂用电价格，元/kWh；W1为单位时间内空压机输送石灰石粉的耗电量，kWh/h。

2.3.3 炉内脱硫热损失成本

炉内喷钙脱硫对锅炉的热效率有一定影响[14]，添加过量石灰石会产生灰渣量和物理热损失，同时增加炉膛磨损，影响燃烧工况和锅炉的热效率，增加成本。同时，钙硫比越高脱硫热损失越大，对锅炉热效率的影响也越大，当超过某个临界值后脱硫热损失会由负转正[15]，即炉内脱硫反应会降低锅炉热效率。

炉内添加石灰石对锅炉造成的热损失包括化学反应热损失、机械未完全燃烧热损失、排烟热损失、灰渣物理热损失等，其中化学反应热损失和灰渣物理热损失占主要部分[16-17]，其余部分占比很少，为计算方便，只考虑化学反应和灰渣物理造成的热损失影响。

燃料在CFB炉内800～950 ℃燃烧时，CaCO3煅烧分解吸热，脱硫反应过程放热，因此脱硫造成的化学反应热损失可由公式(5)计算，该项损失的热量由石灰石煅烧反应吸收的热量与硫化反应放出的热量之差构成。

(5)

式中，q1为单位时间造成的化学反应热损失，kJ/h。

脱硫过程添加石灰石后增加的灰渣量使锅炉灰渣热损失增大，且灰渣热损失随钙硫比增加而增大[17]。为计算方便，将排烟热损失中因加入石灰石引起的飞灰热损失变化计入灰渣物理热损失，因此，加入石灰石后的灰渣物理热损失分为飞灰和炉渣2部分。炉内脱硫反应后，石灰石组分变化引起质量变化。石灰石中的主要成分CaCO3经分解反应和硫化反应后变为CaO和CaSO4；另外，其他成分也可能存在复杂的化学反应过程，但因其含量相对较少且反应后质量变化不大，所以计算中作为惰性处理，故加入石灰石脱硫后增加的灰渣量ΔGhz为

(1-ηL)M(CaCO3)。

(6)

假设从旋风分离器逃逸的CaO和生成的CaSO4在飞灰中所占比例为60%，在排烟及排渣温度分别为150、900 ℃下，飞灰和炉渣的焓值分别为120和874 kJ/kg[16]，则灰渣物理热损失G2为

q2=ΔGhz[αfhct1 (1-αfh)ct2]×103 ，

(7)

式中，αfh为石灰石飞逸份额，取0.6；ct1和ct2分别为排烟温度和排渣温度下的飞灰焓，kJ/kg。

因此，脱硫反应产生的热损失q为

q=q1 q2，

(8)

这部分热损失可以用煤折算成单位热值的价格再进行成本计算，故全年炉内脱硫热损失成本为

C3=J4qH ，

(9)

式中，C3为全年炉内脱硫热损失成本，元；J4为煤折算成单位热值的价格，为1.675×10-5元。

2.4 石灰石/石膏湿法脱硫成本计算方法

2.4.1 炉外脱硫剂石灰石浆液成本

炉外脱硫的石灰石消耗量同样可根据总化学反应方程得到，理论上脱除烟气中1 mol SO2需要消耗1 mol CaCO3。但在系统实际运行过程中，为了达到较好的脱硫效果，通常钙硫比会略大于1；且所用的石灰石纯度并非100%，在吸收塔中也并非完全利用。因此在计算石灰石实际消耗时都需要做相应处理[18]，炉外脱硫石灰石消耗量如式(10)[19]所示：

(10)

式中，ML为炉外脱硫石灰石的实际消耗量，t/h； Qg为脱硫塔入口烟气流量，m3/h；c′(SO2)为脱硫塔入口SO2质量浓度，mg/m3；X(Ca/s)为炉外钙硫比，无量纲，可取1.02～1.05；β为石灰石利用率，%，取85%。

将石灰石浆液中的水耗计入到FGD系统的总水耗，故石灰石浆液与石灰石粉的消耗量相等。全年炉外脱硫吸收剂石灰石浆液的成本为

C4=J2MLH，

(11)

式中，C4为全年炉外脱硫消耗的石灰石浆液成本，元；J2为石灰石浆液的制备成本，元/t。

2.4.2 炉外脱硫石膏生产收益

石膏是炉外FGD的副产物，主要成分为结晶硫酸钙，含水率为10%～20%，可综合利用带来收益。根据化学反应方程式，产生的石膏量与参与脱硫过程的SO2量直接相关，理论上1 mol SO2参与反应会产生1 mol二水硫酸钙。然而，在系统实际运行过程中，真空脱水系统中会残留一些石膏，且并非所有石膏都能再次利用，因此，需在理论计算的基础上加系数0.8保守估计实际产量[19]。单位时间石膏的产量MG可由公式(12)得到。

(12)

式中，η(Η2O)为石膏含水率，%。

炉外脱硫所生产的石膏的效益C5为

C5=J5MGH，

(13)

式中，J5为石膏的市场的价格，取15元/t。

2.4.3 运行电耗成本

炉外FGD系统全年的运行电耗主要包括吸收塔运行电耗和石膏脱水运行电耗。其运行电耗与系统采用的技术、配置、性能要求和机组容量等因素有关[5]，且锅炉不同负荷对FGD系统的正常运行和电耗有很大影响。可根据运行数据得到不同脱硫效率下的电量消耗，全年FGD系统实际的运行电耗成本C6为

C6=J3W2H，

(14)

式中，W2为炉外FGD单位时间的运行的耗电量，kWh/h。

2.4.4 系统水耗成本

炉外FGD系统的耗水主要由4部分组成，包括烟气携带液态水、石膏带走的水量、烟气带走的水蒸气以及排放的废水，影响脱硫水耗的因素主要包括烟气流量、烟气温度和机组燃煤品质等[20]。由于是闭路循环系统，其系统补水量等于系统耗水量，根据不同脱硫量下耗水量，炉外FGD系统全年用水成本C7为

C7=J6MuH，

(15)

式中，J6为用水成本，元/t；Mu为脱硫系统单位时间消耗的水量，t/h。

2.4.5 废水处理成本

废水处理系统需对吸收塔排放的含大量Cl-和重金属离子的弱酸性废水进行处理。根据电厂实际运行数据得到处理1 t废水的成本J7为6.59元/t，其运行电耗和各药剂成本见表3(电耗单位以kWh计)。

由于废水产量随脱硫量变化，因此根据实际调查数据估算不同脱硫量下废水的产量，则全年废水处理的成本C8为

C8=J7MwH，

(16)

式中，J7为处理1 t废水所需花费，元/t；Mw为单位时间的废水产量，t/h。

2.4.6 综合脱硫成本

CFB锅炉稳态运行过程中，入炉煤质变化不大时，SO2原始生成量基本不变。因此，结合各项成本计算公式得到全年平均脱除1 t SO2的综合脱硫成本C为

(17)

式中，M(SO2)为两级联合脱硫系统全年共脱除的SO2质量，t。

3 计算结果分析及优化

3.1 机组炉内脱硫运行情况

根据河坡电厂1号机组2020年5个月的运行数据，其平均值为床温882 ℃、煤中硫分2.29%、炉内钙硫比1.93、炉内脱硫效率87.41%、脱硫剂利用率46.12%，不同月份下钙硫比、炉内脱硫效率以及脱硫剂利用率如图4所示。可知炉内钙硫比基本在1.4～2.3，同时炉内脱硫效率基本在80%～90%，但脱硫剂利用率随钙硫比增大而逐渐降低，造成较高钙硫比下大量石灰石浪费。同时，不同月份下炉内钙硫比在1.6～1.8时基本都具有较高脱硫效率和脱硫剂利用率。因此，计算两级脱硫系统中不同炉内钙硫比及不同炉内脱硫份额的综合脱硫成本，确定不同炉内钙硫比下最佳的炉内脱硫份额，并讨论主要成本因素对脱硫份额分配的影响。

3.2 计算条件

在机组负荷245 MW，过量空气系数1.2，燃煤量193.2 t/h，入炉煤硫分η(Sar)=2.39%条件下进行计算，得到燃煤产生烟气量为898 271.11 m3/h，原烟气中SO2质量浓度为9 252.73 mg/m3。同时，在SO2排放限值35 mg/m3下，炉内炉外两级脱硫系统全年共脱除SO2为59 616.18 t。河坡电厂运行的相关参数、物料成本以及不同脱硫分配比例下两级脱硫系统运行的情况见表4和5。

3.3 不同钙硫比下脱硫分配比例对综合脱硫成本的影响

据上述相关参数分别计算炉内脱硫份额在40%～90%下炉内脱硫和炉外FGD各项目的物料消耗量，再求得全年平均脱除1 t SO2的综合脱硫成本。电厂运行过程中，随炉内脱硫份额增大，炉内脱硫的成本将逐渐提高，炉外FGD的成本将逐渐降低。根据电厂实际运行中炉内钙硫比和脱硫份额的情况，当炉内钙硫比为1.0～1.5时，考虑炉内脱硫份额在40%～70%，炉内钙硫比为1.6～2.1时，考虑炉内脱硫份额在70%～90%，不同炉内钙硫比下脱硫分配比例对综合脱硫成本的影响如图5所示。

炉内钙硫比低于1.6时，较小的炉内钙硫比和脱硫份额导致炉内脱硫成本整体偏小，炉内脱硫成本上升幅度小于FGD成本下降幅度，因此综合脱硫成本主要受炉外FGD成本影响。炉内脱硫份额在60%前使用一台空压机，其电耗一定，综合脱硫成本随炉内脱硫比例增加而降低；而60%～65%时综合脱硫成本呈上升趋势，这是由于炉内脱硫剂的增加，因此需2台空压机，其炉内电耗成本增加。炉内钙硫比为1.0时综合脱硫成本在炉内脱硫份额为70%时最低，炉内钙硫比为1.1～1.5时其成本在炉内脱硫份额为60%时最低。

炉内钙硫比为1.6～2.1时，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为75%～80%时呈下降趋势，其余炉内脱硫份额下均为上升趋势。这是由于随炉内脱硫份额的增大需要3台空压机，综合脱硫成本主要受炉内脱硫成本的影响。炉内钙硫比为1.6的综合脱硫成本在炉内脱硫份额为85%时最低，炉内钙硫比为1.7～2.1时，炉内脱硫份额为80%时达到最低值。

此外，同一炉内脱硫份额下，综合脱硫成本随炉内钙硫比的增大而增大。这主要由于炉内脱硫份额不变时，在达排放限额下炉外FGD的脱硫量不变，其总体成本也不变，但炉内钙硫比增大使炉内脱硫石灰石粉成本和脱硫热损失成本均随之增大。

3.4 不同钙硫比下脱硫分配比例对单项成本的影响

结合第3.3节分析，选取炉内钙硫比为1.6、1.8及2.0三种不同工况分析不同脱硫分配比例对炉内脱硫和炉外FGD脱除1 t SO2各项目成本的影响，如图6所示。

由图6可以看出，对于不同钙硫比，炉内脱硫剂石灰石粉成本在各脱硫分配比例下均为主要因素，占各项成本总和的38%～57%。炉内脱硫的主要成本为石灰石粉成本和运行电耗成本，FGD的主要成本为石灰石浆液成本和吸收塔运行电耗成本，其次是水耗成本与废水处理成本。这与杨汝非[21]通过对CFB锅炉两级联合脱硫系统各项成本计算得到的结果基本一致。

在同一钙硫比下，随着炉内脱硫份额逐渐增大，FGD的脱硫剂石灰石浆液成本、运行电耗成本和石膏收益会显著降低，而水耗成本基本不变。另外，随炉内钙硫比增加，脱硫热损失会逐渐增大，在炉内钙硫比达到2.0时脱硫热损失成本转变为正，如图6(c)所示，此时炉内脱硫热损失对锅炉热效率为负增长，脱硫反应将会降低锅炉热效率，因此一般炉内钙硫比不宜高于2。

3.5 石灰石和厂用电价格对综合脱硫成本的影响

炉内脱硫和炉外FGD的主要成本均与石灰石价格和厂用电价有关，并随脱硫分配比例不同价格变化非常明显。因此，对炉内钙硫比为1.6、1.8及2.0下石灰石价格和厂用电价进行分析。

3.5.1 石灰石价格对综合脱硫成本的影响

在其他条件不变的情况下，不同来源下石灰石的价格不同，对同质石灰石的不同价格进行计算，分析其对脱硫分配比例的影响。假设石灰石价格为自变量x，则两炉内脱硫份额相等时的石灰石价格为

(18)

式中，y为不同炉内脱硫份额的综合脱硫成本，元/t；x为石灰石价格，元/t；J8为炉内脱硫制备吨石灰石粉脱硫剂的其他成本，元/t；J9为炉外脱硫制备吨石灰石浆液的其他成本，元/t。

利用分段求解法分别求出：当炉内钙硫比为2.0时，x极值为6.55、125.27元/t，其石灰石的合理价格为65.91元/t，价格大于65.91元/t，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为70%时最低，价格小于65.91元/t综合脱硫成本在炉内脱硫份额为80%时最低；当炉内钙硫比为1.8时，x的极值为21.34、180.43元/t，其石灰石合理价格为100.89元/t，价格大于100.89元/t综合脱硫成本在炉内脱硫份额为70%时最低，价格小于100.89元/t综合脱硫成本在炉内脱硫份额为80%时最低；当炉内钙硫比为1.6时，x的极值为42.51、292.42元/t，其石灰石的合理价格为51.38元/t，价格大于51.38元/t，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为80%时最低，价格小于51.38元/t综合脱硫成本在炉内脱硫份额为85%时最低；石灰石价格小于42.51元/t时，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为70%～90%时均为下降趋势，并在90%时最低。

不同石灰石价格下的综合脱硫成本如图7所示。

综上所述，当炉内钙硫比为2.0时，考虑市场上实际的石灰石价格(40～70元/t)，小于64.55元/t时最佳的炉内脱硫份额为80%，超过64.55元/t时最佳的脱硫份额为70%。当炉内钙硫比为1.8时，对于实际的石灰石价格，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为80%时最低。当炉内钙硫比为1.6时，对于实际的石灰石价格小于42.51元/t时、在42.51～51.38元/t以及大于51.38元/t时最佳的炉内脱硫份额分别为90%、85%、80%。

3.5.2 厂用电价格对综合脱硫成本的影响

在其他条件不变时，对不同厂用电价进行计算，分析其对脱硫分配比例的影响。令厂用电价为自变量z，则两炉内脱硫份额相等时厂用电价为

(19)

利用分段求解法分别求出：炉内钙硫比为2.0时，厂用电价在极值最小值0.06元/kWh以上时综合脱硫成本在炉内脱硫份额为75%～80%时呈下降趋势，在其余份额情况下均呈上升趋势，且综合脱硫成本在炉内脱硫份额为70%时最低，但其值大于0.13元/(t·kWh)时炉内脱硫份额在80%时综合脱硫成本达到最低。因此，对于实际的厂用电价(0.12～0.5元/kWh)，其值大于0.13元/(t·kWh)时综合脱硫成本在炉内脱硫份额为80%最低；炉内钙硫比为1.8时，对于实际的厂用电价综合脱硫成本最低的炉内脱硫份额始终是80%；炉内钙硫比为1.6时，当实际厂用电价低于0.17元/(t·kWh)时，炉内脱硫份额在70%～90%的综合脱硫成本均为下降趋势，因此最佳炉内脱硫份额为90%，大于0.17元/(t·kWh)时，炉内脱硫份额在85%～90%的综合脱硫成本变为上升趋势，此时最佳炉内脱硫份额为85%。

不同厂用电价对综合脱硫成本及最佳炉内脱硫份额的影响如图8所示。

4 结 论

1)利用两级脱硫多因素成本计算模型，不同的机组根据不同运行条件和物料价格进行最佳脱硫分配比例的理论推算，在满足超低排放要求的前提下，确定机组低成本运行方式。

2)炉内钙硫比低于1.6时，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为40%～70%整体呈下降趋势，炉内钙硫比为1.0和1.1～1.5的最佳炉内脱硫份额分别为70%和60%；炉内钙硫比为1.6～2.1时，综合脱硫成本在炉内脱硫份额为70%～90%整体呈上升趋势，炉内钙硫比为1.6和1.7～2.1的最佳炉内脱硫份额分别为85%和80%。同时，应注意炉内添加石灰石对锅炉热损失的影响，当炉内钙硫比超过2.0时，脱硫热损失降低锅炉热效率。

3)炉内脱硫主要成本是石灰石粉和运行电耗成本，炉外FGD的主要成本为石灰石浆液和吸收塔运行电耗成本，且随脱硫分配比例不同变化明显。

4)石灰石价格和厂用电价对不同炉内钙硫比工况下的最佳分配份额均有影响。对于实际的石灰石价格和厂用电价，炉内钙硫比为2.0时最佳炉内脱硫份额在石灰石价格低时可选为80%或高时可选70%，对厂用电价基本不受影响可选为80%；炉内钙硫比为1.8时最佳的炉内脱硫份额始终为80%；炉内钙硫比为1.6时最佳的炉内脱硫份额随着石灰石价格不同从低到高分别可选为90%、85%、80%，随厂用电价不同从低到高分别可选为90%和85%。

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FGD combined desulfurization test based on multiple economic factors

WANG Pengcheng1，GAO Mingkai2，LI Lifeng1，JIA Yangjie3，CHENG Fangqin2,3，YANG Fengling2,3

(1.Shanxi Hepo Power Generation Co.,Ltd.,Yangquan 045011,China;2.Institute of Resources and Environment Engineering,Shanxi University,Taiyuan 030006,China;3.State Environmental Protection Key Laboratory of Efficient Utilization Technology of Coal Waste Resources,Taiyuan 030006,China)

Abstract：Under the restriction of ultra-low emission of flue gas pollutants, the large-scale circulating fluidized bed generator sets can not meet the requirements by desulfurization in the furnace lonely, and need to use a flue gas desulfurization system outside the furnace. The organic matching of the two desulfurization can reduce the comprehensive desulfurization cost. The optimal desulfurization distribution ratio of two-stage combined deep desulfurization in the operation process of power plant can achieve the lowest desulfurization cost under the emission standard. According to a variety of cost factors, a technical and economic calculation model was established to analyze the influence of different furnace calcium-sulfur ratios on the desulfurization distribution ratio and main cost factors, and explore the impact of different limestone prices and plant electricity prices on the comprehensive desulfurization cost. The results show that when the ratio of calcium to sulfur in the furnace is 1.0, 1.1-1.5, 1.6, 1.7-2.1, the best desulfurization shares in the furnace are 70%, 60%, 85% and 80%, respectively. Furnace desulfurization has great influence on boiler thermal efficiency, and the higher the molar ratio of calcium to sulfur, the greater the influence. When the ratio of calcium to sulfur exceeds 2.0, the heat loss of in-furnace desulfurization can reduce boiler thermal efficiency. The main cost factors of in-furnace desulfurization are limestone powder cost and operation power consumption cost, and the main cost factors of limestone/gypsum wet flue gas desulfurization are limestone slurry cost and absorption tower operation power consumption cost, which have obvious changes with different desulfurization distribution ratio. Different limestone prices and factory electricity prices have different optimal desulfurization distribution shares under different conditions of calcium-sulfur ratio in the furnace.

Key words：circulating fluidized bed boiler;furnace desulfurization;limestone/gypsum wet flue gas desulfurization;economic analysis;desulfurization distribution ratio

中图分类号：X511

文献标志码：A

文章编号：1006-6772(2023)01-0137-11

收稿日期：2021-12-04;责任编辑:张 鑫

DOI：10.13226/j.issn.1006-6772.21120401

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基金项目：国家重点研发计划资助项目(2020YFB0606200)

作者简介：王鹏程(1979—)，男，山西阳泉人，高级工程师，硕士。E-mail：wpc010101@163.com

通讯作者：杨凤玲(1964—)，女，山西临猗人，教授级高级工程师。E-mail：yangfl@sxu.edu.cn

引用格式：王鹏程，高明楷，李丽锋，等. 基于多经济因素的FGD联合脱硫试验[J].洁净煤技术，2023,29(1):137-147.

WANG Pengcheng，GAO Mingkai，LI Lifeng，et al.FGD combined desulfurization test based on multiple economic factors[J].Clean Coal Technology，2023,29(1):137-147.