方圓谷磊

(華潤電力湖南有限公司 湖南 郴州 423042)

以脫硫添加劑應(yīng)對(duì)燃煤火電廠高硫煤的問題

方圓谷磊

(華潤電力湖南有限公司 湖南 郴州 423042)

我司設(shè)計(jì)入爐煤種硫份為0.74%，脫硫效率90%，漿液pH值維持5.8以上時(shí)脫硫系統(tǒng)SO2實(shí)際最大處理能力為2600mg/m3，折合煤質(zhì)含硫1%，通過采用脫硫添加劑，在保證脫硫效率大于90%，漿液運(yùn)行pH值5.5的前提下，脫硫系統(tǒng)的SO2實(shí)際處理能力提高到3500mg/m3，折合煤質(zhì)含硫1.35%，有效解決了火電廠高硫煤的問題，提高了電廠的經(jīng)濟(jì)效益。

脫硫;添加劑;高硫

煤作為我國主要的一次能源，在電站鍋爐、工業(yè)鍋爐、各種相關(guān)工業(yè)領(lǐng)域的動(dòng)力設(shè)備以及居民生活等的能源消耗中占有很大的比例。在我國電源結(jié)構(gòu)中，火力發(fā)電是主要發(fā)電方式，火電廠以煤作為主要燃料進(jìn)行發(fā)電，煤燃燒后釋放出大量SO2，是大氣主要污染物之一，也是造成光化學(xué)煙霧和酸雨的主要原因［1］，目前，我國燃煤火電廠大多采用石灰石－石膏濕法技術(shù)進(jìn)行煙氣脫硫［2］。脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行與煤質(zhì)中硫份含量關(guān)系密切，由于湖南省不是一次能源的主要出產(chǎn)地，火電廠的燃煤質(zhì)量受到市場(chǎng)影響很大，導(dǎo)致燃煤煤質(zhì)波動(dòng)大，直接影響了火電廠機(jī)組及脫硫系統(tǒng)的安全運(yùn)行。本文以某燃煤火電廠600MW機(jī)組為例，采用在脫硫系統(tǒng)中加入脫硫添加劑的方式處理高硫煤問題，并就使用添加劑的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了分析。

一、脫硫系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況

(一)燃煤硫分與濃度的對(duì)應(yīng)關(guān)系

根據(jù)歷年數(shù)據(jù)記錄，機(jī)組入爐煤硫分與吸收塔入口煙氣SO2濃度對(duì)應(yīng)關(guān)系如表1所示。

表2 機(jī)組脫硫系統(tǒng)無添加劑時(shí)的部分運(yùn)行參數(shù)

表1 機(jī)組入爐煤硫分與吸收塔入口煙氣SO2濃度對(duì)應(yīng)關(guān)系

結(jié)合煤種發(fā)熱量，當(dāng)入爐煤硫份為1%時(shí)，對(duì)應(yīng)進(jìn)口二氧化硫濃度約為2590mg/m3。

(二)脫硫系統(tǒng)的處理能力

脫硫最大處理能力按照校核煤種1.04%進(jìn)行設(shè)計(jì)，按照表1計(jì)算脫硫可承受的二氧化硫濃度約為2693mg/m3，實(shí)際運(yùn)行中脫硫系統(tǒng)可承受的二氧化硫濃度約為2600mg/m3。

設(shè)計(jì) (校核煤種)FGD入口煙氣量3156176m3/h，據(jù)鍋爐專業(yè)人員推斷實(shí)際煙氣流量較設(shè)計(jì)約偏低10－15%，約為2682750～2914814m3/h。以校核煤種下保證脫硫效率90%計(jì)算，則單臺(tái)FGD處理SO2的能力為6.50～7.85t/h。

1.石灰石漿液供給和石膏漿液排出排漿系統(tǒng):目前該系統(tǒng)設(shè)備按“一運(yùn)一備”配置，且均設(shè)計(jì)有回流管，回流比100%，可通過改變節(jié)流孔板調(diào)節(jié)流量。石灰石漿液泵流量為110m3/h，石膏排出泵流量為191m3/h，在含硫率1.04%時(shí)，需石灰石漿液約56m3/h，產(chǎn)生石膏漿液約90m3/h，均有100%裕量。但實(shí)際運(yùn)行中采用的石灰石純度為88%左右，低于設(shè)計(jì)設(shè)計(jì)值93.4%，活性勉強(qiáng)滿足FGD要求。因此實(shí)際供漿流量需求要高于設(shè)計(jì)值，裕量低于100%。

2.脫水系統(tǒng):脫水系統(tǒng)兩臺(tái)真空皮帶脫水機(jī)為兩套FGD公用，單臺(tái)設(shè)計(jì)為滿足兩臺(tái)機(jī)組600MW負(fù)荷下75%的脫水需求量，兩臺(tái)同起則有50%裕量。

3.氧化系統(tǒng):每套FGD配備兩臺(tái)氧化風(fēng)機(jī)，“一運(yùn)兩備”。氧化風(fēng)機(jī)兩臺(tái)羅茨風(fēng)機(jī)的流量分別為10920Nm3/h，離心風(fēng)機(jī)為16120Nm3/h，2016年添加劑試驗(yàn)時(shí)兩臺(tái)風(fēng)機(jī)并聯(lián)啟動(dòng)流量可增至16120m3/h，也留有足夠的裕量。

二、有添加劑時(shí)脫硫系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況

表2、表3為分別無脫硫添加劑及采用脫硫添加劑時(shí)機(jī)組脫硫系統(tǒng)的部分運(yùn)行參數(shù)。

表3 機(jī)組脫硫系統(tǒng)有脫硫添加劑的部分運(yùn)行參數(shù)

根據(jù)上表可知原煙氣SO2濃度在3000～3500mg/m3范圍內(nèi)，平均脫硫效率大于90%，出口濃度為300mg/m3左右，此時(shí)由于公用系統(tǒng)的出力限制，脫硫系統(tǒng)此時(shí)的處理能力已接近極限。根據(jù)表1可知，3000～3500mg/m3折算為含硫率約為1.16－1.35%。此情況下單臺(tái)FGD處理SO2的能力為7.24～8.45t/h，是不使用添加劑時(shí)的1.1－1.3倍。

三、使用添加劑的經(jīng)濟(jì)性分析

(一)與脫硫相關(guān)的主要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

與脫硫相關(guān)的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)主要包括燃煤費(fèi)用、石灰石及添加劑費(fèi)用以及脫硫電價(jià)、排污費(fèi)等，本文主要對(duì)以上指標(biāo)進(jìn)行簡單分析。

1.燃煤費(fèi)用

在使用脫硫添加劑后，煤質(zhì)硫份由原來的1%提高到1.35%，提高了高硫煤的摻燒比例。高硫煤和低硫煤采購存在一定的差價(jià)。電廠設(shè)定的煤含硫率采購限值為1%，貴州煤限定采購值為3%，同熱值下，含硫率為5%的貴州煤價(jià)格要比含硫率1%的煤種便宜100元/噸，卻因超限值無法采購。使用催化劑后，提高了脫硫系統(tǒng)耐受的最大硫分，則可以采購含硫率5%貴州煤。年度采購340萬噸煤，全年平均硫分為0.73%，假設(shè)全年平均為1.3%計(jì)算，則可將其中50萬噸替換為的5%含硫率的貴州煤。理想狀態(tài)下可達(dá)5000萬的差價(jià)。在一般情況下，假設(shè)全年平均硫分為1.0%，則可以將其中20萬噸煤替換為高硫煤，差價(jià)可達(dá)2000萬，經(jīng)濟(jì)效益明顯。

2.脫硫電價(jià)

當(dāng)脫硫效率大于90%可以獲得0.015元/千瓦時(shí)的脫硫電價(jià)補(bǔ)貼。以600MW計(jì)算，一天單臺(tái)電量為1440萬千瓦時(shí)，總計(jì)21.6萬。

3.添加劑費(fèi)用

考慮長期燃用高硫煤時(shí)，添加劑投放方式為首次投加2噸，而后“按照每脫除1kgSO2加入0.5～2g添加劑進(jìn)行補(bǔ)加?！痹O(shè)單臺(tái)機(jī)、負(fù)荷600MW、濃度恒定，費(fèi)用如下表4:

表4 添加劑費(fèi)用估算

4.排污費(fèi)

設(shè)單臺(tái)機(jī)、負(fù)荷600MW、濃度恒定，費(fèi)用如下表5:

表5 排污費(fèi)估算

5.石灰石節(jié)約費(fèi)用

采用添加劑后，脫硫系統(tǒng)的Ca/S比從原來無添加劑時(shí)的1.13下降為1.03－1.07，以2016年單臺(tái)FGD處理SO2的能力為6.50～7.85t/h，石灰石中CaCO3含量88%計(jì)，節(jié)約石灰石1t/h，機(jī)組運(yùn)行時(shí)間5500小時(shí)，全年節(jié)約5500噸，石灰石按照55元/t計(jì)，全年可節(jié)約石灰石費(fèi)用30.25萬元。

四、結(jié)論

1.在燃用高硫煤時(shí)為提高脫硫效率和保證二氧化硫達(dá)標(biāo)排放，采用投加添加劑的方法是可行的。

2.從經(jīng)濟(jì)性角度來看，添加劑的費(fèi)用與節(jié)約的排污費(fèi)基本相當(dāng)，而獲取的電價(jià)數(shù)額以及節(jié)約的燃煤成本非?？捎^，因此使用添加劑對(duì)燃煤火電廠具有極大的經(jīng)濟(jì)可行性。

［1］周至祥，段建中，薛建明.火電廠濕法煙氣脫硫技術(shù)手冊(cè).中國電力出版社:北京.

［2］曾庭華，楊華，廖永進(jìn)，郭斌.濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的調(diào)試、試驗(yàn)及運(yùn)行.中國電力出版社:北京.

方圓 (1985.9－)，男，本科，化學(xué)環(huán)保工程師，主要從事電廠環(huán)保工作。