李壯，胡妲，王建峰，孫海峰，朱躍

(華電電力科學(xué)研究院，杭州 310030)

0 引言

根據(jù)2014年國家三部委頒發(fā)的《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》相關(guān)要求，到2020年，東部地區(qū)的現(xiàn)役300 MW以上機組改造后的大氣污染物排放質(zhì)量濃度應(yīng)達到燃氣輪機組排放限值要求。2015年國家環(huán)保部提出，燃煤電廠超低排放改造要“提速擴圍”，明確提出由東部地區(qū)擴圍至全國，有條件的企業(yè)將計劃2020年完成改造提速至2017年完成[1]。在新的環(huán)保政策要求下，燃煤機組正在逐步實施煙氣超低排放改造。燃煤硫分的選擇直接影響脫硫超低排放改造路線、投資以及運行成本。通常情況下，高硫煤的購煤成本相對較低[2]，但脫硫超低排放改造初投資以及增加的運行、維護費用相對較高，對電廠而言，尋找購煤費用與脫硫改造初投資、增加運行成本平衡點所需時間對電廠選擇煤質(zhì)硫分具有指導(dǎo)意義。

由于煤炭市場復(fù)雜多變，我國大部分燃煤電廠采用混煤摻燒方式，不同摻燒方式對燃煤硫分影響較大，對脫硫超低排放改造也有較大影響。已有部分學(xué)者對燃煤摻燒和脫硫超低排放改造進行了相關(guān)研究。陳剛等對入廠煤進行跟蹤和調(diào)配，將堆煤、配煤、取煤、燃燒各環(huán)節(jié)耦合，結(jié)合智能算法，使燃煤摻燒達到安全、經(jīng)濟和環(huán)保效果[3]。張雙武提出了基于燃煤發(fā)熱量和硫分的發(fā)電成本模型，為發(fā)電企業(yè)燃煤摻燒成本測算提供參考[4]。朱法華提出了原煙氣SO2質(zhì)量濃度不同時的脫硫超低排放改造技術(shù)路線[5]。但針對摻燒不同硫分煤種對超低排放改造影響的相關(guān)報道較少，此方面的研究可以為電廠確定改造煤質(zhì)硫分提供參考依據(jù)，因此，研究燃煤硫分對脫硫超低排放改造的影響十分必要。

本文以西南某300 MW機組脫硫超低排放改造為例，結(jié)合煤炭形式和購煤結(jié)構(gòu)，在不同煤種摻燒條件下，對比分析燃用不同硫分燃煤的脫硫超低排放改造投資差額回收期，為脫硫超低排放改造時煤質(zhì)硫分選擇提供參考依據(jù)。

1 鍋爐及環(huán)保設(shè)施概況

西南某300 MW燃煤機組鍋爐為東方鍋爐股份有限公司設(shè)計制造的DG1025/18.2-II6型亞臨界參數(shù)自然循環(huán)煤粉爐，四角切圓燃燒方式、一次再熱、平衡通風(fēng)、全懸吊結(jié)構(gòu)。脫硝采用選擇性催化還原(SCR)工藝，每臺鍋爐設(shè)置2臺SCR反應(yīng)器，催化劑層按照“2+1”進行設(shè)計，初裝2層催化劑。除塵設(shè)施采用雙室四電場干式靜電除塵器，吸收塔與煙囪之間布置采用立管蜂窩式濕式靜電除塵器。

脫硫系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，“一爐一塔”布置方式，吸收塔空塔噴淋，設(shè)置5層噴淋層，配置3臺氧化風(fēng)機，1臺增壓風(fēng)機，無煙氣換熱器(GGH)，無脫硫煙氣旁路。脫硫裝置設(shè)計燃煤收到基硫分為3.85%，入口SO2質(zhì)量濃度為10 500 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6% O2，下同)，出口SO2質(zhì)量濃度不高于400 mg/m3，脫硫效率不低于96.19%。

脫硫系統(tǒng)吸收塔漿池區(qū)直徑為16 m，吸收區(qū)直徑為13 m，高為44.6 m，5層噴淋層，對應(yīng)漿液循環(huán)泵流量為5×7 020 m3/h，揚程分別為20.5，22.5，24.5，26.5，28.5 m；3臺氧化風(fēng)機，單臺風(fēng)機流量為13 000 m3/h，壓升為98.3 kPa；2臺脈沖懸浮泵，單臺流量為1 800 m3/h，揚程為25 m。

表2 脫硫超低排放改造主要技術(shù)參數(shù)

注：(1)考慮超低排放對設(shè)備可靠性要求較高，上述方案均留有一層噴淋層事故備用；(2)上述方案中吸收劑制備系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)經(jīng)核算后滿足改造要求，故不進行改造；(3)增加運行成本考慮吸收劑、水耗、電耗變化、修理、折舊及貸款利息綜合結(jié)果。

2 摻燒煤質(zhì)主要參數(shù)及改造方案

綜合考慮外購燃煤的煤礦產(chǎn)能、運輸費用、煤炭價格等因素，選擇采購A～E共5種煤礦集團燃煤，將上述5種煤按3種方案摻燒，得到3種方案所需各煤礦集團年燃煤采購量和主要煤質(zhì)參數(shù)，見表1(其中煤耗量按年發(fā)電量0.75 TW·h、年利用小時數(shù)2 600測算)。

表1 3種摻燒方案年燃煤耗量和主要煤質(zhì)參數(shù)

根據(jù)上述3種燃煤摻燒方案，方案I～方案III入廠標(biāo)煤單價分別為797，812，861元/t，收到基硫分分別為3.85%，2.43%，1.06%，折算至脫硫系統(tǒng)入口SO2質(zhì)量濃度分別為10 500，5 800，2 750 mg/m3。根據(jù)文獻[6]的研究結(jié)果，采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，脫硫超低排放改造時，原煙氣SO2質(zhì)量濃度低于3 500 mg/m3時，建議采用單塔方案，原煙氣SO2質(zhì)量濃度高于4 000 mg/m3時，建議采用單塔雙循環(huán)或串塔改造方案。考慮到超低排放對設(shè)備可靠性要求較高，從穩(wěn)定性、可靠性角度出發(fā)，上述方案I，II采用串塔方案，其中原有吸收塔作為一級塔，新增吸收塔作為二級塔，方案III采用單塔方案。根據(jù)工藝計算，得到脫硫超低排放改造主要技術(shù)參數(shù)，見表2。

3 投資差額回收期

由于方案III標(biāo)煤單價高于方案I，II，而改造初投資低于方案I，II，因此，將方案III作為基準方案，在此基礎(chǔ)上采用年費用法計算方案I，II的投資差額回收期。

3.1 年費用法模型

投資差額回收期計算采用年費用法，年費用Cn和年固定費用率S計算公式如下

Cn=C0S-C，

(1)

(2)

式中：Cn為年費用，萬元；C0為比較方案增加的初投資，萬元；C為比較方案入廠標(biāo)煤價格年收益，萬元；S為固定費用率；i為基準收益率，按照8%計列；n為投資差額回收期。

3.2 投資差額回收期比較

公式(1)中，令Cn=0，則可以得到方案I，II的投資回收期n，見表3。

表3 投資差額回收期計算

根據(jù)表2可知，在入廠標(biāo)煤單價分別為797，812，861元/t的條件下，以方案III為基準，方案I和方案II投資回收期分別為2.7，3.5a，方案I投資回收期相對較短，主要是由于入廠標(biāo)煤價和改造初投資兩個因素造成的，其中入廠標(biāo)煤價格占主導(dǎo)地位。

根據(jù)上述分析，假定上述3種煤入廠標(biāo)煤價格穩(wěn)定，對脫硫超低排放改造時燃煤硫分的選擇建議如下。

(1)在電廠經(jīng)營狀況良好的條件下，建議選擇方案I(硫分為3.85%)進行脫硫超低排放改造，設(shè)計裕量大，可以實現(xiàn)燃煤硫分調(diào)整，3a可以實現(xiàn)投資差額的回收。

(2)在電廠經(jīng)營狀況較差的情況下，可以考慮暫時不進行投資改造，但要控制燃煤硫分，同時要加強運行管理，盡量避免設(shè)備(如漿液循環(huán)泵)故障而不能滿足SO2超低排放要求。

4 結(jié)束語

電廠實施脫硫超低排放改造時，可根據(jù)外購煤源穩(wěn)定性、煤炭價格以及鍋爐燃燒方式等因素，擬定適宜的混煤摻燒方式，根據(jù)混煤硫分設(shè)計改造方案，進而采用年費用法測算不同方案投資差額回收期，為脫硫超低排放改造煤質(zhì)硫分決策提供支撐。

[1]環(huán)境保護部，國家發(fā)展和改革委員會，國家能源局.關(guān)于印發(fā)《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》的通知[EB/OL].(2017-11-02)[2015-12-11].http://www.zhb.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm?_sm_au_=iVVR2PCFSksVLj6H.

[2]冉鵬，李庚生，張樹芳，等.基于數(shù)據(jù)挖掘的火電廠最經(jīng)濟煤種決策方法[J].動力工程學(xué)報，2012，32(6)：494-499.

[3]陳剛，夏季，彭鵬，等.火電機組混煤摻燒全程動態(tài)優(yōu)化系統(tǒng)開發(fā)與應(yīng)用[J].中國電力，2011，44(4)：50-54.

[4]張雙武.基于發(fā)熱量和硫分的燃煤發(fā)電成本分析[J].中國電力，2012，45(9)：94-96.

[5]朱法華.燃煤電廠煙氣污染物超低排放技術(shù)路線的選擇[J].中國電力，2017，50(3)：11-16.

[6]李興華，何育東.燃煤火電機組SO2超低排放改造方案研究[J].中國電力，2015，48(10)：148-152.