《编制说明》开篇指出：“烟气循环流化床法是可以与湿式石灰石/石灰-石膏法在大型机组上应用上进行比选的一种干法/半干法脱硫工艺。相关数据表明，目前全国投运燃煤机组脱硫设施工艺中循环流化床法所占比重仅次于石灰石/石灰-石膏湿法，位居第二。环保部在2005 年曾发布了《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》 (HJ/T 178-2005)，该规范实施至今已约十年，这十年正是国内火电厂烟气净化设施的建设高潮，规范对国内火电机组烟气循环流化床法脱硫工程的设计、建设、施工及运营维护等起到了很好的指导作用。但是，经过十年的发展，火电厂行业的排放标准发生了很大变化，烟气循环硫化床工艺本身也取得了巨大进步，规范内容已经不再适应当前的环境管理要求。”
下面，小编就带您来了解一下这位烟气脱硫技术的“后起之秀”——烟气循环流化床法脱硫工艺的历史、发展以及对于当前我国煤电污染治理的意义。
解读一：烟气流化床法的历史与技术发展
1、新型烟气流化床法技术的诞生
为了探索解决传统的石灰石/石膏湿法脱硫工艺中投资高、耗水、耗能、维护费用高等问题，福建龙净依托国家“十一五”863计划重点课题“600MW燃煤电站半干法脱硫除尘一体化技术与装备”和“十二五”863计划重点课题“燃煤烟气循环流化床脱硫脱汞一体化及多污染物协同净化技术研究与示范”，通过对工艺核心机理研究，改进工艺配置、提高核心设备性能，成功实现了“新一代”高性能的循环流化床半干法脱硫除尘脱汞一体化工艺的技术研发和工艺推广工作。
目前最新一代的烟气流化床法技术——DSC-M®燃煤烟气干式超洁净工艺为国家“863”课题成果，实现了在低投资低运行成本的前提下，高效、一体化、协同脱除多种污染物，达到超低排放标准，同时副产物可资源化利用。
2、LJ系列烟气流化床法技术的发展与创新应用
在拥有了实际工程项目经验后，龙净开始不断地对LJ系列CFB-FGD技术进行改进和创新，使得脱硫装置在反应器床层稳定性、工业自动化水平、布袋喷吹系统等等方面有了巨大改进，进一步提升了脱硫系统的整体稳定性，脱硫效率、经济性等指标也得到进一步优化。
3、技术全面推广
经过多个项目的应用实践后，龙净开发出了具有自主知识产权的LJD、LJS系列烟气循环流化床脱硫工艺技术，逐步将其推广到煤粉炉、CFB炉、钢铁烧结球团、玻璃窑炉、炭黑尾气、垃圾焚烧等众多领域，并在世界范围内首次实现该工艺在60万千万等级机组上的成功运用。截止2015年12月底，采用龙净LJ系列技术的脱硫装置达到236套，业绩位居世界首位。
4、助力超低排放
2014年后，国家环保要求愈发严格，工业烟气“超低排放”成为主流趋势。龙净抓住这一市场机遇，在LJD/LJS系列技术基础上，整合脱汞一体化、SO3一体化治理技术、脱硝一体化及废水零排放等技术，研发出新型DSC-M烟气循环流化床脱硫除尘一体化的“干式超净+”技术，装置能够实现 “50355+530”的优异性能指标，即NOX<50mg/Nm3、SO2<35mg/Nm3、粉尘<5mg/Nm3、SO3<5mg/Nm3 、Hg<3ug/Nm3、零废水排放，并已在数十台套300MW等级机组上实现成功应用，获得用户一致好评。
10多年来，烟气流化床法技术在我国应用中取得了长足的技术发展。从烟气循环流化床工艺本身来说，它在脱除性能、工艺系统、自动化控制水平等方面都有了较大的优化改进，主要表现在四个方面。一是脱硫性能提高，通过行业多年技术的发展，脱硫装置已实现“超低排放” ，脱硫效率可长期稳定运行在 98%以上;脱硫系统运行稳定性提高，脱硫系统投运率达到 98%以上。二是实现超细颗粒净化，通过循环流化床吸收塔内的“凝并”效应，同时配套高效布袋除尘器，系统具备良好的细颗粒净化功能，出口粉尘浓度可保持在 5mg/m3以下。三是集约化治理，多污染物协同净化效果凸显： (1)在不增加吸附剂前提下，利用循环流化床中高密度、大比表面积、激烈湍动的钙基吸收剂可协同脱除SO3、HCl 和 HF 等多种酸性气体; (2)催化氧化剂促进 Hg0向 Hg2+氧化，提高脱汞效率。 四是工艺系统的协调性和自动化程度提高， 脱硫系统实现智能化运行，极大提高了可靠性，同时降低了人力物力的投入。
解读二：烟气流化床法的适用范围
《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》(征求意见稿)编制说明指出，烟气循环流化床法是可以与湿式石灰石/石灰-石膏法在大型机组上应用上进行比选的一种干法/半干法脱硫工艺。通过总结过去十年中烟气流化床法技术的成功应用案例，可以发现，烟气循环流化床法脱硫技术在以下领域比湿法脱硫技术更具优势：
一、 低硫煤种(原始SO2浓度小于3300mg/Nm3)
20MW-660MW等级燃用低硫煤机组。低硫煤占据我国煤炭总量的60%-70%，大部分分布在华
南、华东、华中、华北、东北和新疆地区，原煤含硫量不超过1%。沿海地区电站燃用进口煤炭也属于低硫煤种。因此可以说，我国当前绝大多数火电厂燃用煤种都属于低硫煤。低硫煤燃烧烟气二氧化硫含硫普遍小于3300mg/Nm3，若采用传统的湿法脱硫工艺，系统复杂，能耗高，相对来说投资与运行不经济;而采用烟气循环流化床干法脱硫工艺则可以大幅度节约投资与运行成本。
一、 CFB锅炉(煤种含硫量没有限制)
近年来，国产CFB技术装备取得突飞猛进的发展，已经走在了世界CFB技术发展的前列。CFB技术广泛应用于低热值煤种综合利用项目，其同步脱硫脱硝的优势受到业界的广泛认可。随着超低排放政策的推行，CFB炉内与炉外两级循环流化床脱硫除尘一体化技术也得到广泛应用，并被业界称为“CFB锅炉烟气治理最佳匹配方案”。相比传统的湿法脱硫工艺来说，烟气循环流化床法脱硫工艺不仅可以适应CFB锅炉特殊的启停炉运行方式，而且可以充分利用炉内脱硫后烟气中含有的CaO作为炉后二级脱硫的吸收剂，实现循环经济，更加节约吸收剂，更加节能，比湿法脱硫综合运行成本更经济。
除了部分热电联产项目外，当前大型CFB锅炉主要分布在山西、陕西、内蒙古、四川、云南和贵州等产煤大省，用于就地消化低热值且含硫量较高的劣质煤，实现低热值燃料的综合利用。同时还有大量的中小规模CFB机组分布在北方城市供热和其他行业自备热电项目中。这些项目都更适合采用烟气循环流化床法技术。
二、 200MW以下中小锅炉(一炉一塔或多炉一塔)
据统计分析，当机组规模小于200MW时，传统湿法脱硫工艺为核心的烟气治理方案将造成单位发电量污染治理成本直线上升。尤其在对于一些中小锅炉机组因旁路取消，造成环保设备可用率要求升高，被迫放弃更加节约的多炉一塔方案，进而只能按照一炉一塔方案建设时，湿法脱硫工艺为核心的污染治理方案将是原本经营艰难的企业(尤其是煤化工和城市供热)不可承受的包袱。
而烟气循环流化床法脱硫技术为核心的烟气污染治理方案在中小机组上投资和运行成本上的优势使其受到能源化工及城市热电行业的欢迎。
三、 球团、烧结、玻璃窑炉及其他工业窑炉
相对于燃煤发电锅炉来说，球团、烧结、玻璃窑炉和其他工业窑炉的主要特点就是烟气量相对较小，含硫量不高，但是烟气量波动大，且污染物组分复杂，脱硫系统入口粉尘含硫较高，烟囱高度较低。这些特点对于传统湿法脱硫工艺来说，会造成系统适应性差、浆液易受到粉尘污染而出现中毒现象、腐蚀严重和排烟温度低造成污染物落地浓度超标等问题。
对于烟气循环流化床法技术来说，可以完全频繁波动的工业窑炉烟气，而且不受入口粉尘含量及组分的影响。
因此，国内主要知名钢铁企业都采用烟气循环流化床法脱硫技术，包括宝钢、包钢、河北钢铁、
马钢、天钢和三明钢铁等等。而该技术在玻璃行业的应用也同样广泛，其中旗滨玻璃就有30多台套应用业绩。
解读三：大型火电机组环保成本有望大幅下降，不再单一依赖湿法脱硫
未来中国火力发电新建机组将以更加高效的600MW以上等级超临界或超超临界机组为主体，而且主要分布在环境容量更大的西北富煤缺水地区。以往大型煤电基地建设烟气治理主要依赖于石灰石-石膏湿法脱硫工艺，而今后随着烟气循环流化床法脱硫技术的发展，该技术将在600MW及以上等级技术上广泛应用，打破大型燃煤机组烟气治理对湿法脱硫工艺单一依赖的不利局面，进而推动烟气治理工程建设和运营成本的大幅下降。
一、 烟气治理能耗下降近50%，折合单位发电煤耗下降2-4g/kw.h;
相比以湿法脱硫工艺为核心的超低排放技术来说，烟气循环流化床工艺在一个工艺系统中集成了脱硫、除尘、脱汞、SO3和PM2.5治理，系统能耗只有发电量的1%，相当于以湿法脱硫工艺为核心的超低排放技术的50%。若按照当前《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014年-2020年)》的要求，在300MW以上同等规模机组上，采用烟气循环流化床法技术比湿法超低排放可节约发电煤耗2-4g/kw.h，这对于优化机组能效和改善环境质量来说有着重要的意义。
二、 脱硫水耗下降40-50%，有效支撑富煤缺水地区大型煤电群集中建设;
由于脱硫排烟温度、饱和度以及副产物湿度的差别，烟气循环流化床法综合水耗只有湿法脱硫技术的50-60%，综合节约水耗40-50%，这对于富煤缺水地区大型电站群的建设有着至关重要的意义。
另外，烟气循环流化床法治理后烟气环境没有强酸物质，且粉尘只有5mg/Nm3以下，对于含湿度较高的褐煤锅炉烟气来说，非常有利于实现烟气水回收。通过对褐煤锅炉烟气循环流化床法脱硫除尘一体化尾部烟气的水回收实验，回收水PH值约为7，水质纯净，可以直接用于电厂补给水。而同样的实验在湿法脱硫尾部回收的水质浑浊，PH值约为2-4之间，需经处理之后才能够使用。目前，烟气循环流化床法+烟气水回收技术已经实现工业化应用，从当前技术水平看，不仅可以实现大型煤电机组超低排放，而且可以同步实现环保系统零补水。
三、 烟气治理综合成本下降约30%;;
相对于治理工艺冗长的湿法脱硫工艺来说，烟气循环流化床工艺不仅仅系统更加集成，而且无需烟气再热、烟囱防腐和废水治理。以2台660MW机组烟气治理来说，无需烟气再热(2000万元)、烟囱防腐(4000万元)和废水零排放治理(10000万元)，至少节约16000万元投资，相当于烟气综合治理成本下降至少30%。而对于300MW以下机组来说，烟气循环流化床法相对湿法脱硫技术综合成本节约至少在40%以上。
四、 系统可用率提高，维护成本下降幅度超过60%;
烟气循环流化床法不仅仅工艺流程短，机械转动设备相对大幅度减少，而且绝大多数设备运行工况没有腐蚀、磨损和热应力问题，主体设备吸收塔为空塔，不存在检修问题，因此系统检修维护成本只有投资额的1%。而湿法工艺检修费用约为投资的2%。因此，考虑到湿法工艺整体投资远高于烟气流化床法，烟气流化床法系统检修费用只有湿法的30%-40%。
因此，此次烟气循环流化床脱硫新版技术规范征求意见稿的发布，意味着我国在大机组烟气治理上，单一依靠湿法脱硫工艺的不利局面将被打破。2015年7月，由龙净干法团队研发完成的“燃煤烟气干式超低排放技术及装置”通过中国环保产业协会鉴定，鉴定结果为“技术整体达到国际领先水平”。这不仅使我国的烟气循环流化床脱硫除尘一体化技术站在了世界的制高点上，也为用户在进行工业烟气治理时带来更多选择，对于低硫煤、CFB机组和小规模烟气量的中小机组及工业窑炉等采用湿法工艺相对经济性较差的项目来说，完全可以进行充分的工艺比选，进而更加科学和合理地选择烟气治理工艺。因此，烟气循环流化床法技术应用范围及规模的扩大将极大促进“超低排放”的工艺进步，也将使我国的火力发电更加高效、更加清洁。
原标题：《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》征求意见稿解读
