燃煤電廠二氧化硫排放濃度控制經濟性探討

廖國權 季 海 李 皎

(天津華能楊柳青熱電有限責任公司，天津 300380)

我國現階段電力裝機結構以燃煤發電為主，燃煤電廠SO2排放成為大氣污染主要來源。華能楊柳青熱電廠5、6、7、8號機組(4×300 MW)均采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝，一爐一塔設置，2015年和2016年相繼完成四臺機組超低排放改造。改造設計鍋爐BMCR工況下，脫硫系統入口煙氣量1 186 158 m3/h(標態，濕基，6%O2)，原煙氣SO2濃度不大于1 644 mg/m3(標態，干基，6%O2)，可保證脫硫系統出口(煙囪入口)SO2排放濃度不大于20 mg/m3(標態，干基，6%O2)，脫硫效率不低于98.8%。影響石灰石—石膏濕法煙氣脫硫運行成本的主要因素包括投資折舊、脫硫用石灰石粉的消耗、水耗、電耗以及維修費等，約占脫硫運行成本90%以上，其中運行電耗占脫硫運行成本的60%以上[1-3]。脫硫系統運行電耗一般占廠用電的1.5%，如果燃用高硫煤，運行電耗可占廠用電2.0%以上[4]。同時隨著環保“費改稅”落地，燃煤電廠SO2排放稅費支出增加。

天津市DB12/810—2018《火電廠大氣污染物排放標準》[5]規定，自2018年7月1日起現有燃煤發電鍋爐SO2排放濃度限值35 mg/m3。2018年1月1日正式施行的《中華人民共和國環境保護稅法》[6]第十三條規定，排放應稅大氣污染物濃度值低于國家和地方規定的污染物排放標準百分之三十的，減按百分之七十五征收環境保護稅。排放應稅大氣污染物濃度值低于國家和地方規定的污染物排放標準百分之五十的，減按百分之五十征收環境保護稅。因此，華能楊柳青熱電廠如按35 mg/m3限值來進行SO2排放控制，能降低脫硫運行成本，但需繳納較多的環保稅。降低SO2排放至17.5 mg/m3以下，能相應減少環保稅支出，但將增加脫硫運行成本。為降低脫硫系統綜合成本，需要明確SO2排放濃度控制的經濟性和策略。張斐[7]試驗研究認為，如果脫硫系統入口煙氣SO2濃度在設計值以內，執行“低于污染物排放限值50%以上”標準，無明顯經濟效益，建議按國家標準規定的污染物排放濃度限值運行和調整。魏玉珠等人[8]實驗表明，機組負荷小于75%時，將SO2排放量降低至標準的50%，能有效降低排污費與脫硫運行成本的總耗費。本文通過分析華能楊柳青熱電廠脫硫系統運行數據，總結出機組負荷、燃煤硫含量、脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量等對SO2排放濃度控制的影響規律，明確了脫硫電耗和排放濃度二者的優先保障方向，為脫硫系統運行方式調整提供了科學合理依據。

1 SO2排放影響因素分析

SO2排放濃度控制，其實質還是石灰石—石膏濕法煙氣脫硫系統脫硫效率的合理調整。機組負荷、燃煤硫含量對脫硫效率的影響，最終會通過脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量體現出來。機組負荷越高，燃煤硫含量越高，為實現達標或標準限值50%排放，需提高系統脫硫效率，需更高的脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量。因此，主要探討脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量等因素對脫硫效率的影響。

1.1 脫硫電耗對脫硫效率的影響

脫硫系統能耗占比大的設備主要有增壓風機、吸收塔漿液循環泵以及氧化風機等。目前華能楊柳青熱電廠三期5、6號機組仍設置有增壓風機，其是脫硫系統電耗最高的設備，電耗與煙氣流量和系統阻力成正比例關系[9]。氧化風機的電耗主要與氧化風量有關，但一般吸收塔為定風量設計，滿足MBCR工況下吸收塔氧化風量要求。可認為一定機組負荷條件下，增壓風機、氧化風機電耗與脫硫效率調整無直接關系。華能楊柳青熱電廠脫硫吸收塔漿液循環泵功率均在560 kW以上，每個吸收塔均設置4臺漿液循環泵，其電耗僅次于增壓風機。啟用漿液循環泵的臺數是影響循環泵電耗的主要因素，啟停漿液循環泵為控制脫硫效率最直接的手段。可通過優化漿液循環泵的組合運行方式，包括單臺漿液循環泵運行，來確保達標排放，同時減少脫硫電耗[10]。當脫硫系統入口SO2濃度降低至1 000 mg/Nm3以下時，采用功率最小的兩臺漿液循環泵運行，即使盡可能控制低pH(小于5)，脫硫出口SO2濃度仍可能出現0～2 mg/Nm3的環保失效數據。該工況對脫硫設備、管道的腐蝕也很嚴重，這時可選擇單泵運行方式。齊荷梅等人[11]試驗表明，實施漿液循環泵的優化組合，可在達標排放基礎上降低脫硫系統廠用電，并減少設備磨損、腐蝕，延長漿液循環泵使用壽命，降低維修成本。

1.2 水耗和石灰石粉消耗量對脫硫效率的影響

在一定機組負荷條件下，吸收塔密度保持穩定，水耗主要由吸收塔補漿量決定，也就是石灰石粉消耗量直接影響水耗。因此，應主要分析石灰石粉消耗量對脫硫效率的影響。一般可直接通過增加補漿量，提高吸收塔pH值，從而提高脫硫效率。但pH值過高，不利于石灰石粉的溶解，亞硫酸鈣析出在石灰石顆粒表面形成一層外殼，使顆粒表面鈍化，且系統容易出現結垢[12]。石灰石粉消耗量也與噴淋塔內的脫硫反應狀況密切相關。如出現塔內漿液中CaCO3含量過高，說明脫硫反應不佳，補漿過量。當塔內漿液中CaSO3及Cl-、Al3+等雜質濃度偏高時，也會抑制塔內脫硫反應，形成反應盲區，降低石灰石漿液利用效率。應盡量提高電除塵效率，嚴控石灰石品質，必要時加大廢水排放量。此外，脫硫添加劑能促進SO2吸收和石灰石溶解，提高石灰石活性，從而節省石灰粉消耗量，增加循環泵備用系數。

2 脫硫電耗、粉耗與排放濃度控制經濟性

為降低燃煤電廠脫硫系統綜合成本，需量化分析影響脫硫運行成本的主要變量因素脫硫電耗、石灰石粉消耗量，當控制SO2濃度在排放標準限值一定比例時，脫硫電耗、石灰石粉消耗量變化引起的成本變化和相應環保稅減征額之間關系，以保證綜合效益最大化。石灰石粉單價根據天津市區域各電廠采購行情定為240元/噸。漿液循環泵耗電電價以華能楊柳青熱電廠上網電價為計算依據定為0.375元/kW·h。環保稅支出依據《關于天津市應稅大氣污染物和水污染物具體適用環境保護稅稅額的決定》[13]，天津市應稅大氣污染物適用稅額為10元/污染當量。另《中華人民共和國環境保護稅法實施條例》[14]明確，環境保護稅法第十三條所稱應稅大氣污染物濃度值，是指納稅人安裝使用的污染物自動監測設備當月自動監測的應稅大氣污染物濃度值的小時平均值再平均所得數值，或者監測機構當月監測的應稅大氣污染物濃度值的平均值。低于75%機組負荷工況下，吸收塔一般單漿液循環泵運行，降低脫硫綜合成本主要任務是優化參數調整以盡可能減少SO2排放，達到節約環保稅支出目的。故重點研究75%、100%機組負荷工況下，以華能楊柳青電廠采購燃煤平均硫份0.55%為計算依據，控制吸收塔pH值在5～6之間、密度1080～1130 kg/m3、最佳液位10 m左右并確保氧化風機正常運行，建立SO2排放濃度與脫硫石灰石粉耗、漿液循環泵電耗、環保稅支出之間的對應關系，進而探討脫硫運行經濟性，計算過程如下，結果見圖1和表1。

表1 不同SO2排放濃度下石灰石粉耗費、漿液循環泵電費、環保稅的變化

a)石灰石粉耗費=240×1.03×(脫硫系統入口二氧化硫的量-脫硫系統出口二氧化硫的量)×100/64/1000

b)漿液循環泵電費=0.375×漿液泵功率

c)環保稅單價:濃度<17.5 mg/Nm3，單價5元；17.5<濃度<22.5 mg/Nm3，單價7.5元；濃度>22.5 mg/Nm3，單價10元

d)干煙氣量=(0.248×入爐煤熱值+0.77)×1.4×入爐煤量

e)環保稅=排放單價×排放濃度×干煙氣量

f)總費用=石灰石粉耗費+環保稅支出+漿液循環泵電費

由圖1可以看出：(1)石灰石耗量主要決定于燃煤硫分和機組負荷，與總排口濃度關系微弱，優化總排口濃度過程中不予考慮。(2)環保稅支出主要決定于機組負荷和總排口濃度，機組負荷不可控，主要分析總排口濃度變化對環保稅支出影響。(3)電費主要決定于風機耗電和漿液泵耗電，風機耗電決定于機組負荷，不可控，主要分析漿液循環泵耗電與總排口濃度的關系。(4)脫硫濃度優化最終歸納為漿液泵電費與環保稅支出的最小值控制。(5)環保稅支出采用月度結算，排放量由月度發電供熱負荷決定,不可控，排放濃度利用漿液泵臺數調整。單臺漿液循環泵每月電費12.15萬元，與75%負荷下濃度25 mg/Nm3時環保稅支出相當，此時多運行一臺漿液泵消減的環保稅支出肯定小于增加的電費，因此任何時候只要排放不超標停泵總是有利的。(6)因為排污單價存在階梯，臨近月末當月均值在階梯附近上檔時，可通過多啟動一臺泵把月均濃度降到下檔，得失平衡時間是5～7天。

圖1 石灰石粉耗費、漿液循環泵電費、環保稅與SO2排放濃度之間的關系

3 結論和建議

隨著電力市場化改革和風、光新能源平價上網的推進，燃煤機組利用小時數和負荷率不斷降低，疊加煤炭市場波動，內部挖潛成為電廠提質增效的關鍵手段，環保成本的外部性已經體現在了燃煤電廠的經營壓力中，SO2減排和運行節電凸顯重要。且脫硫系統優化運行包括煙氣流速、煙氣參數、液氣比、吸收塔漿液pH、漿液密度、漿液停留時間、過飽和度、Cl-含量等的控制調整。機組負荷小于75%時，可適量增加石灰石粉耗量，使pH值維持在5.5～6，應為減少環保稅支出追求低排放濃度；機組負荷大于或等于75%時，在滿足排放標準的前提下，使石灰石粉耗量和脫硫系統耗電量盡量保持較低水平，不應為減少環保稅支出增加漿液循環泵運行臺數，但應對運行指標精細調整以降低排放濃度。電廠應合理配煤，保證硫分穩定且在脫硫系統設計范圍，并建立以超標排放時間、塔漿液密度超限時間、塔漿液pH值超限時間、循環泵節能停運時間、除霧器用水量、石灰石粉用量等為主要衡量標準的指標競賽制度。合理設置指標權重和獎勵梯度，確保制度能有效節能降耗又切實可行。