1000MW燃煤發電機組雙鈣基濕法脫硫pH調控技術的節能效益分析

文_陳雷 羅洪 付強

1 國能粵電臺山發電有限公司 2 杭州新標能源環境科技有限公司

節能是促進企業可持續發展的必然選擇，但環保則需要投入更多的資源。現有的脫硫技術要實現超低排放則需要投入更多的能耗，雙鈣基濕法脫硫pH調控技術是指在石灰石-石膏濕法脫硫漿液循環泵入口管道上添加鈣基脫硫劑Ca(OH)2漿液，利用Ca(OH)2漿液的高pH值和高活性的特性，僅靠很少的用量，即可在不影響脫硫塔漿液池內漿液pH值的情況下，提高循環泵出口脫硫漿液（噴淋層）的pH值，在高效脫硫的同時，還不影響塔內石膏的生成。可實現在機組相同脫硫效率的情況下降低液氣比，大幅降低燃煤發電機組廠用電，從而實現節約資源、節能減排的目的。本文以國能粵電臺山發電有限公司6號機組為例，進行研究說明。

1 試驗情況

國能粵電臺山發電有限公司位于廣東省臺山市銅鼓灣，廠內一期為5臺600MW燃煤機組，二期4臺1000MW燃煤機組，三期為2臺1000MW燃煤機組，本次實驗選取6號1000MW機組，實驗中新建了pH調節劑加藥及循環漿液ph值測量裝置，而Ca(OH)2漿液制漿罐則臨時采用現有事故漿液箱，現場主要設備如圖1、圖2所示。

圖1 pH調節劑加藥裝置

圖2 噴淋層漿液pH測量控制裝置

為了獲取較高的反應活性，本次采用生石灰粉作為鈣基pH值調節劑，其主要指標：生石灰粉中CaO含量不小于85%，生石灰粉粒度不大于200目，其比表面積不小于25m2/g,含水率不大于1%,反應活性的T60＜3min。

該項目在2022年1月份6#機組大修期間，利用3d時間完成了循環管現場開孔并安裝加藥口和pH值測量孔的工作（這兩項工作需要停機進行），2022年3月至5月在機組運行期間完成了系統管道及機泵的安裝。根據廠內生石灰粉的采購情況，在2022年7月6日至10日進行事故漿液箱的清理及初次制漿。

2022年7月12日9：40，機組負荷在950MW左右，根據電廠調度安排啟動試驗，首先啟動加藥泵，調節加藥回流管調節閥開度，使加藥循環母管的管道壓力穩定在0.35MPa,再開啟各循環泵入口加藥調節閥，將石灰乳漿液逐個加入到A、C、D中，初始控制脫硫循環漿液pH值為6.5，10：06停運B循環泵，5min后出口SO2濃度即穩定在20～25mg/Nm3。在隨后的運行調整中，根據機組出口SO2濃度，將脫硫循環漿液pH控制在6.1～6.2之間。16：30切換到停D循環泵，系統運行正常。直至7月14日20：00停運，本次試驗結束，整個過程共58h。

根據整個實驗過程，為了方便比較，選取2022年7月10日20：00至7月12日10：00（“雙鈣基濕法脫硫 pH調控技術”系統投運前，脫硫系統投運四臺循環泵，以下簡稱“投運前”） 與 2022年7月12日10：00至7月14日20：00（“雙鈣基濕法脫硫pH調控技術”系統投運中，脫硫系統停運一臺循環泵，以下簡稱 “投運中”）時DCS運行數據進行比較。

2 經濟分析

2.1 生石灰的消耗量及費用

2.1.1 進入臨時制漿箱的生石灰量

表1是本次試驗段廠外來生石灰的數據記錄（數據來自廠內地磅房），截止7月14日20：00，輸送進入事故漿液箱制漿的石灰粉量如下：

表1 來廠生石灰登記表

31.69+34.49+32.55+32.07+30.48-0.2=161.08t

2.1.2 事故漿液箱內留存的生石灰量

截止2022年7月14日20：00，事故漿液箱液位為5.13m，又根據下表二整理的分析報告單中數據得知此時漿液的含固率為13.7%。事故漿液箱的直徑為16m，則事故漿液箱內留存的生石灰量依據表2計算如下：

表2 石灰乳漿液含固率表

(3.14×82×5.13×(0.137+0.153/100))×56÷74=108.08t

說明：制漿時輸入事故漿液箱內的是生石灰粉，分子量按56計；經加水攪拌后成為消石灰乳液，其固體成分為熟石灰，分子量按74計，計算消耗用量時統一進行了折算。

2.1.3 使用的石灰量及費用

通過進入事故漿液箱的生石灰量及最終剩余的折算后的生石灰量可計算出試驗期間消耗掉的生石灰量為161.08-108.08=53t。電廠生石灰粉的采購單價為850元/t，則試驗期間生石灰粉的使用費用為53×850=45050元。

2.2 停運循環泵的節省電費

2.2.1 循環泵的平均電流

調取DCS數據，試驗期內B循環泵的停運時間為29.5h，平均運行電流為94.096A，D循環泵的停運時間為28.5h，平均運行電流為127.33A。

2.2.2 循環泵節電的費用

試驗期間，循環泵運行電壓基本穩定在6.3kV。查詢電機資料，B泵電機功率因數為0.86，D泵電機功率因數為0.822。目前電廠電價有兩種運作模式，分別按平均上網電價0.55元/kWh和競價上網電價0.9元/kWh計。

平均上網電價計：

B泵：1.732×94.096×6.3×0.86×29.5×0.55=14326.59元；

D 泵：1.732×127.33×6.3×0.822×28.5×0.55=17901.88元；

合計：14326.59+17901.88=32228.47元。

競價上網電價計：

B 泵：1.732×94.096×6.3×0.86×29.5×0.9=23443.51元；

D泵：1.732×127.33×6.3×0.822×28.5×0.9=29293.99元；

合計：23443.51+29293.99=52737.50元。

2.3 引風機節電費用計算

在濕法脫硫中，煙氣與各噴淋層噴淋下來的漿液逆向接觸吸收二氧化硫，因此噴淋層數越多吸收塔的阻力就越大。在本試驗中，停運了一臺循環泵就減少了一層噴淋層，吸收塔的阻力也相應會降低，反映到運行實際中就是引風機電耗的變化，以下分別選取試驗前正常運行情況下引風機的數據和試驗過程中停運一臺漿液循環泵時引風機的運行數據進行對比分析，最終得出引風機的節電數據。

2.3.1 引風機電流

如表3DCS數據，A引風機實驗前的平均電流為502.01A，實驗中的平均電流為520.69A；B引風機實驗前的平均電流為499.28A，實驗中的平均電流為513.59A。

表3 鍋爐引風機平均電流

由于試驗前后鍋爐負荷的不同，實際計算電流還需要采用煙氣量進行折算。

2.3.2 引風機電流折算

查詢DCS數據，試驗前煙氣平均量為 3291.6kNm3/h，試驗中平均量為3413kNm3/h，則折算后計算電流應如下：A引風機：502.01×（3413÷3291.6）2=539.72A；B引風機：499.28×（3413÷3291.6）2=536.79A。

2.3.3 引風機節電量及費用

根據電機資料，電機的功率因數為0.862，運行電壓基本穩定在6.3kV，電價分別按平均上網電價0.55元/kWh和競價上網電價0.9元/kWh計。

平均上網電價計：

1.732×(（539.72-520.69）+（536.79-513.59）)×6.3×0.862×0.55×58=12670.90 元。

競價上網電價計：

1.732×(（539.72-520.69）+（536.79-513.59）)×6.3×0.862×0.90×58=20734.20 元。

2.4 石灰石漿液節省費用

在脫硫反應中按照正常的鈣硫比，在加入活性更好的生石灰時，應等效減少相應的石灰石，生灰石的分子量以56計，石灰石的分子量以100計，則減少的石灰石量為53÷56×100=94.64t。

電廠石灰石的協議采購價格為199元/t，石灰石廠內濕磨的磨制費按87.06元/t計，則試驗期間減少石灰石用量的綜合費用為94.64×（199+87.06）=27072.72元。

2.5 經濟綜合費用

試驗期間各部分費用比較如表4所示。

表4 各部分費用比較

3 結語

從以上比較中可看出,滿負荷工況下，原脫硫系統投入雙鈣基濕法脫硫pH調控裝置，在超低排放指標達標的情況下，可降低脫硫反應液氣比，即停運任何一臺漿液循環泵，這不僅具有良好的經濟性也提高了脫硫運行的安全可靠性。

按電廠統計的年均850MW以上負荷運行小時數4200h考慮，如按平均上網電價計算，全年的效益約為194.95萬元左右；而以目前廣東省競價上網電價計算，則全年的經濟效益可達401.8萬元以上。