煤種摻燒對燃煤機組脫硫系統運行經濟性分析

王 潔，秦剛華，李清毅，黃斐鵬，郝潤龍，張 勤

(1.浙江省火力發電高效節能與污染物控制技術研究重點實驗室，浙江 杭州 311121；2.浙江浙能技術研究院有限公司，浙江 杭州 311121；3.浙江省能源集團有限公司，浙江 杭州 310007；4.華北電力大學，河北 保定 071003)

0 引 言

煤炭是我國電力能源的主要來源，燃煤電廠發電產生的SO2、NOX、煙塵是主要的固定污染源之一，對環境有著重大不利影響[1]。《鍋爐大氣污染物排放標準》(GB 13271—2014)對原有的環保系統提出了更高要求[2]，燃煤機組實施超低排放后[3]，原有脫硫系統的運行壓力進一步增加，要求折算后SO2排放濃度低于35 mg/Nm3。煙氣脫硫系統(FGD)是控制SO2污染最為有效的技術手段，其中濕法FGD技術具有脫硫反應速度快、煤種適應性強、脫硫效率高和吸收劑利用率高等優點，被大規模地應用于燃煤電廠[4]。近年來，隨著能源雙控，煤炭消耗約束收緊，煤炭生產成本和運輸費用一直提高，導致燃煤電廠煤粉需求十分緊張。因此，為滿足電廠燃煤供應，摻燒一種甚至多種煤已經成為普遍的方式。

由于燃煤機組容量、脫硫系統配置[5-6]、燃煤成分[7-8]不同，濕法FGD的運行成本大約為0.015～0.04元/(kW·h)，國家或地方政府給予的脫硫政策性成本補貼約為0.015～0.02元/(kW·h)，運行成本高于補貼金額，因此，在脫硫運行中如何優化降低成本是燃煤電廠面臨的一個重要問題。

本文以某電廠660 MW機組超低排放改造后的脫硫系統為例，基于煤種進行摻燒耦合機組負荷進行試驗，分析脫硫裝置滿足超低排放要求下的最大出力能力，挖掘脫硫潛力；建立有效的經濟效益計算模型，結合試驗數據，分析不同入爐煤硫分條件下的能耗及物耗，計算脫硫系統運行費用，為脫硫系統提高運行可靠性和經濟性提供技術支撐。

1 計算模型

1.1 試驗工況

某電廠660 MW鍋爐由上海鍋爐廠設計制造，為超超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼懸掛結構π型、露天布置燃煤鍋爐。鍋爐型號：SG-2031/26.15-M623。機組同步建設完成石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統和SCR脫硝系統。機組超低排放改造中對FGD系統主要是優化改造增設塔外漿池，增設一臺循環漿液泵。脫硫系統石灰石循環漿液量增大，為保證漿液的停留時間，在原吸收塔旁增加了一個塔外漿池，其與吸收塔底部和上部均連通。新增的漿液循環泵從塔外漿池中將石膏漿液輸送至吸收塔交互式噴淋層進行噴淋，脫硫供漿仍在原吸收塔中部位置。

根據工況變化調整運行和控制方式是提高脫硫系統經濟性的重要手段[9]，其中漿液再循環泵是濕法脫硫漿液系統的最大耗電設備[10]，在實際運行中需根據入口煙氣SO2的負荷調整循環泵的運行數量[11-12]。脫硫運行經濟性試驗主要是通過探究不同負荷條件下機組FGD可以滿足最大脫硫出力能力的試驗煤種的硫分，同時分析不同工況下運行狀態，得到機組經濟效益最佳的運行模式。

試驗設計3個典型的負荷段，分別是100%、75%及50%鍋爐最大連續蒸發量(BMCR)，每個負荷進行不同入爐煤硫分試驗，入爐煤由兩種試驗煤種摻配，試驗煤種工業與元素分析數據如表1。

表1 試驗煤種工業與元素分析數據

每個工況連續穩定運行4小時以上。試驗過程需保證脫硫出口SO2濃度滿足超低排放要求(小于35 mg/Nm3，6% O2)，根據FGD原煙氣中SO2濃度變化，適時增加或減少脫硫漿液循環泵運行臺數，盡量以低能耗方式運行，各工況運行時間及入爐煤硫分情況如表2所示。

表2 脫硫經濟性試驗工況

試驗期間，保持同種石灰石，其分析結果如表3所示。按照機組運行規程，試驗期間脫硫系統運行pH值由石灰石給料濃度自動控制，吸收塔漿液位調整維持在(8.3±0.2)m，定期校驗石灰石漿液質量濃度值。

表3 脫硫系統石灰石化驗結果

1.2 效益分析

本文主要分析脫硫系統運行過程產生的費用，不計算設備折舊費、設備檢修維護費、人力成本、硫分高導致設備磨損加大的費用，此外，由于石膏外排間歇性增大、SO3轉換量加大、脫硫廢水化學需氧量(COD)上升導致廢水總排量加大等外部影響導致費用變化也不列入考慮。脫硫費率是一個有效評價脫硫系統運行經濟性的綜合評價指標。

脫硫績效Ei定義為某工況下每度電所需脫除的SO2量，其單位為g/(kW·h)，按公式(1)計算：

(1)

式中：QV為該工況下的干基煙氣流量，Nm3/h；CSO2為干煙氣中SO2的折算濃度，mg/Nm3；η為脫硫效率，%；P為機組功率，MW。

脫硫費率Ci定義為某工況下每度電脫除SO2所需的運行成本，其單位為分/(kW·h)，按公式(2)計算：

(2)

式中：C石灰為石灰石單價，元/t；C水為工業用水單價，元/t；C電為工業用電單價，元/(kW·h)；Q石灰為單位時間的石灰石耗量，t/h；Q水為單位時間的工業用水量，t/h；P電為脫硫相關設備電功率總量，kW。

脫硫系統時均運行費用Fi定義為某工況下脫硫設備每小時運行所需費用，單位為元/h，按公式(3)計算：

(3)

2 運行分析

2.1 脫硫潛能分析

根據試驗結果，分析脫硫系統在不同負荷下的脫硫潛能，即不同機組負荷率下脫硫系統能滿足超低排放要求所承受的最高入爐煤硫分值，其結果如表4所示。

表4 脫硫系統不同負荷下潛能分析

機組脫硫系統原煙氣中SO2的濃度與入爐煤硫分的關系如圖1所示。

圖1 不同負荷率下燃煤最大含硫量試驗結果Fig.1 Test results of maximum sulfurcontent of coal under different load rates

100%BMCR工況下，脫硫系統入口SO2折算濃度值最大入口可達2 320 mg/Nm3，折算入爐煤含硫量為1.1%，折算硫分2.1 mg/kcal。此時，4臺循泵全開，2臺氧化風機全部運行，pH值達到5.8，不間斷排漿，且石膏碳酸根明顯增大，基本達到本脫硫系統運行極限工況。目前的系統配置條件下，正常運行不建議長時間燃用硫分達1.1%及以上煤種。

2.2 脫硫電耗統計

由于機組取消了脫硫增壓風機，鍋爐尾部煙道及脫硫、超低排放等設備的阻力完全由引風機做功來克服，即引風機的所做的功既包含克服機組爐膛部分阻力，也包括克服脫硫部分阻力。

試驗中在燃燒試驗煤種情形下，環境溫度18 ℃，對脫硫系統在各典型負荷下的阻力進行測試，其結果如表5所示。

表5 脫硫系統阻力與鍋爐負荷分析

根據不同負荷下阻力測試值，結合爐膛至引風機前的阻力，將引風機的做功按阻力值以比例分配統計電耗。

統計入爐煤硫分為1%時機組各負荷下脫硫系統相關的設備功耗如表6所示。

表6 入爐煤硫分1%時脫硫系統設備功率

2.3 粉耗及水耗量統計

統計各工況條件下的石灰石粉耗量及水耗量如表7所示。

表7 各工況下石灰石粉耗及水耗

從表7可見，當機組負荷率不變時，入爐煤硫分變化對水耗的影響不大，其差異主要來自于負荷增大時脫硫系統石灰石漿液耗量及脫硫后形成的石膏外排量均增多。

3 經濟效益分析

3.1 脫硫績效分析

按公式(1)計算各工況下脫硫績效Ei，其結果如表8所示。

從表8中可見，機組負荷一定時，脫硫績效隨著入爐煤硫分的增加而明顯增加，即脫硫系統入口原煙氣中SO2濃度增加導致每發一度電所需的脫硫量也相應增加，而入爐煤硫分一定，不同機組負荷的脫硫績效差異不明顯，由于物料平衡原理，機組產生的煙氣量隨著負荷增加而增加。

表8 各工況對應的脫硫績效

3.2 脫硫費率分析

按公式(2)計算各工況下脫硫系統脫硫費率Ci，其中石灰石、工業用水、工業用電單價分別按照300元/噸、5元/噸、0.45元/(kW·h)計算，其結果如表9所示。

表9 脫硫費率與入爐煤硫分關系

根據試驗結果，費用隨硫分變化關系曲線如圖2所示。

圖2 入爐煤硫分對脫硫費率的影響Fig.2 Effect of sulfur content of coal in furnaceonthe desulfurization cost per unit power supply

從圖2中可見，在4種典型燃煤含硫量條件下，脫硫費用均是隨著硫分含量的升高而增大。但是每種負荷條件下，入爐煤硫分增加0.2%時，時均運行費用增幅存在差異，其增幅變化如表10所示。

從表10中可見，機組負荷為100%BMCR時，硫分增大帶來費用升高的增幅最大值為入爐煤硫分為0.85%～1.10%。入爐煤硫分增大到1.1%以上時，雖然增幅較低，但絕對值較大，且系統各設備全出力運行，缺少冗余，可靠性變差。

表10 脫硫運行費用變化

3.3 時均脫硫費用分析

按公式(3)計算脫硫系統時均運行費用，如圖3所示。

圖3 入爐煤硫分對時均脫硫費用的影響Fig.3 Effect of sulfur content of coal in furnaceon hourly average desulfurization cost

從圖3可見，脫硫系統在不同負荷條件下，時均脫硫費用與入爐煤硫分基本呈線性關系。特別是100%BMCR工況下，由于脫硫系統處理煙氣量較大，當超過入爐煤硫分大于0.85%后，時均運行費率急劇增大。為滿足超低排放要求，同時兼顧運行經濟性，建議入爐煤硫分硫分在0.66%～0.85%。75%BMCR和50%BMCR工況下，時均脫硫費用存在一定裕度，可以優化脫硫系統運行操作，特別是漿液循環泵的合理運行，以進一步降低脫硫電耗，從而降低時均運行費用。

4 結 論

某660 MW燃煤機組在超低排放改造后，脫硫系統增設一臺石灰石漿液循環泵，增加塔外漿池，為評估改造后脫硫系統的潛能及經濟效益，本文通過變負荷、變入爐煤硫分的脫硫耦合試驗，得到不同工況條件下脫硫系統運行結果，分析了脫硫系統運行潛能；建立了脫硫績效、脫硫費率、時均運行費率效益計算模型，分析脫硫系統運行費用，結論如下：

(1)100%BMCR工況下，脫硫系統入口SO2折算濃度值最大入口可達2 320 mg/Nm3，折算入爐煤含硫量為1.1%，折算硫分2.1 mg/kcal。

(2)100%BMCR工況下，脫硫費率增幅最大值為入爐煤硫分處于0.85%～1.10%范圍時；當上網電價下行，或煤價上調時，機組燃用煤種硫分需要充分論證其經濟性；入爐煤增大到1.1%以上時，雖然增幅較低，但絕對值較大，且系統各設備全出力運行，缺少冗余，可靠性變差。

(3)當超過入爐煤硫分大于0.85%后，時均運行費率急劇增大；100%BCMR工況下為滿足超低排放要求，同時兼顧運行經濟性，入爐煤硫分變化區間建議在0.66%～0.85%。