王 潔，秦剛?cè)A，李清毅，黃斐鵬，郝潤龍，張 勤

(1.浙江省火力發(fā)電高效節(jié)能與污染物控制技術(shù)研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，浙江 杭州 311121；2.浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，浙江 杭州 311121；3.浙江省能源集團(tuán)有限公司，浙江 杭州 310007；4.華北電力大學(xué)，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(fā)電產(chǎn)生的SO2、NOX、煙塵是主要的固定污染源之一，對(duì)環(huán)境有著重大不利影響[1]?！跺仩t大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13271—2014)對(duì)原有的環(huán)保系統(tǒng)提出了更高要求[2]，燃煤機(jī)組實(shí)施超低排放后[3]，原有脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行壓力進(jìn)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(tǒng)(FGD)是控制SO2污染最為有效的技術(shù)手段，其中濕法FGD技術(shù)具有脫硫反應(yīng)速度快、煤種適應(yīng)性強(qiáng)、脫硫效率高和吸收劑利用率高等優(yōu)點(diǎn)，被大規(guī)模地應(yīng)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(chǎn)成本和運(yùn)輸費(fèi)用一直提高，導(dǎo)致燃煤電廠煤粉需求十分緊張。因此，為滿足電廠燃煤供應(yīng)，摻燒一種甚至多種煤已經(jīng)成為普遍的方式。

由于燃煤機(jī)組容量、脫硫系統(tǒng)配置[5-6]、燃煤成分[7-8]不同，濕法FGD的運(yùn)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(bǔ)貼約為0.015～0.02元/(kW·h)，運(yùn)行成本高于補(bǔ)貼金額，因此，在脫硫運(yùn)行中如何優(yōu)化降低成本是燃煤電廠面臨的一個(gè)重要問題。

本文以某電廠660 MW機(jī)組超低排放改造后的脫硫系統(tǒng)為例，基于煤種進(jìn)行摻燒耦合機(jī)組負(fù)荷進(jìn)行試驗(yàn)，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(jīng)濟(jì)效益計(jì)算模型，結(jié)合試驗(yàn)數(shù)據(jù)，分析不同入爐煤硫分條件下的能耗及物耗，計(jì)算脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，為脫硫系統(tǒng)提高運(yùn)行可靠性和經(jīng)濟(jì)性提供技術(shù)支撐。

1 計(jì)算模型

1.1 試驗(yàn)工況

某電廠660 MW鍋爐由上海鍋爐廠設(shè)計(jì)制造，為超超臨界參數(shù)變壓運(yùn)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(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸掛結(jié)構(gòu)π型、露天布置燃煤鍋爐。鍋爐型號(hào)：SG-2031/26.15-M623。機(jī)組同步建設(shè)完成石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)和SCR脫硝系統(tǒng)。機(jī)組超低排放改造中對(duì)FGD系統(tǒng)主要是優(yōu)化改造增設(shè)塔外漿池，增設(shè)一臺(tái)循環(huán)漿液泵。脫硫系統(tǒng)石灰石循環(huán)漿液量增大，為保證漿液的停留時(shí)間，在原吸收塔旁增加了一個(gè)塔外漿池，其與吸收塔底部和上部均連通。新增的漿液循環(huán)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(jìn)行噴淋，脫硫供漿仍在原吸收塔中部位置。

根據(jù)工況變化調(diào)整運(yùn)行和控制方式是提高脫硫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的重要手段[9]，其中漿液再循環(huán)泵是濕法脫硫漿液系統(tǒng)的最大耗電設(shè)備[10]，在實(shí)際運(yùn)行中需根據(jù)入口煙氣SO2的負(fù)荷調(diào)整循環(huán)泵的運(yùn)行數(shù)量[11-12]。脫硫運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性試驗(yàn)主要是通過探究不同負(fù)荷條件下機(jī)組FGD可以滿足最大脫硫出力能力的試驗(yàn)煤種的硫分，同時(shí)分析不同工況下運(yùn)行狀態(tài)，得到機(jī)組經(jīng)濟(jì)效益最佳的運(yùn)行模式。

試驗(yàn)設(shè)計(jì)3個(gè)典型的負(fù)荷段，分別是100%、75%及50%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)，每個(gè)負(fù)荷進(jìn)行不同入爐煤硫分試驗(yàn)，入爐煤由兩種試驗(yàn)煤種摻配，試驗(yàn)煤種工業(yè)與元素分析數(shù)據(jù)如表1。

表1 試驗(yàn)煤種工業(yè)與元素分析數(shù)據(jù)

每個(gè)工況連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行4小時(shí)以上。試驗(yàn)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(jù)FGD原煙氣中SO2濃度變化，適時(shí)增加或減少脫硫漿液循環(huán)泵運(yùn)行臺(tái)數(shù)，盡量以低能耗方式運(yùn)行，各工況運(yùn)行時(shí)間及入爐煤硫分情況如表2所示。

表2 脫硫經(jīng)濟(jì)性試驗(yàn)工況

試驗(yàn)期間，保持同種石灰石，其分析結(jié)果如表3所示。按照機(jī)組運(yùn)行規(guī)程，試驗(yàn)期間脫硫系統(tǒng)運(yùn)行pH值由石灰石給料濃度自動(dòng)控制，吸收塔漿液位調(diào)整維持在(8.3±0.2)m，定期校驗(yàn)石灰石漿液質(zhì)量濃度值。

表3 脫硫系統(tǒng)石灰石化驗(yàn)結(jié)果

1.2 效益分析

本文主要分析脫硫系統(tǒng)運(yùn)行過程產(chǎn)生的費(fèi)用，不計(jì)算設(shè)備折舊費(fèi)、設(shè)備檢修維護(hù)費(fèi)、人力成本、硫分高導(dǎo)致設(shè)備磨損加大的費(fèi)用，此外，由于石膏外排間歇性增大、SO3轉(zhuǎn)換量加大、脫硫廢水化學(xué)需氧量(COD)上升導(dǎo)致廢水總排量加大等外部影響導(dǎo)致費(fèi)用變化也不列入考慮。脫硫費(fèi)率是一個(gè)有效評(píng)價(jià)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)。

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(jì)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(jī)組功率，MW。

脫硫費(fèi)率Ci定義為某工況下每度電脫除SO2所需的運(yùn)行成本，其單位為分/(kW·h)，按公式(2)計(jì)算：

(2)

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

脫硫系統(tǒng)時(shí)均運(yùn)行費(fèi)用Fi定義為某工況下脫硫設(shè)備每小時(shí)運(yùn)行所需費(fèi)用，單位為元/h，按公式(3)計(jì)算：

(3)

2 運(yùn)行分析

2.1 脫硫潛能分析

根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，分析脫硫系統(tǒng)在不同負(fù)荷下的脫硫潛能，即不同機(jī)組負(fù)荷率下脫硫系統(tǒng)能滿足超低排放要求所承受的最高入爐煤硫分值，其結(jié)果如表4所示。

表4 脫硫系統(tǒng)不同負(fù)荷下潛能分析

機(jī)組脫硫系統(tǒng)原煙氣中SO2的濃度與入爐煤硫分的關(guān)系如圖1所示。

圖1 不同負(fù)荷率下燃煤最大含硫量試驗(yàn)結(jié)果Fig.1 Test results of maximum sulfurcontent of coal under different load rates

100%BMCR工況下，脫硫系統(tǒng)入口SO2折算濃度值最大入口可達(dá)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(shí)，4臺(tái)循泵全開，2臺(tái)氧化風(fēng)機(jī)全部運(yùn)行，pH值達(dá)到5.8，不間斷排漿，且石膏碳酸根明顯增大，基本達(dá)到本脫硫系統(tǒng)運(yùn)行極限工況。目前的系統(tǒng)配置條件下，正常運(yùn)行不建議長時(shí)間燃用硫分達(dá)1.1%及以上煤種。

2.2 脫硫電耗統(tǒng)計(jì)

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

試驗(yàn)中在燃燒試驗(yàn)煤種情形下，環(huán)境溫度18 ℃，對(duì)脫硫系統(tǒng)在各典型負(fù)荷下的阻力進(jìn)行測試，其結(jié)果如表5所示。

表5 脫硫系統(tǒng)阻力與鍋爐負(fù)荷分析

根據(jù)不同負(fù)荷下阻力測試值，結(jié)合爐膛至引風(fēng)機(jī)前的阻力，將引風(fēng)機(jī)的做功按阻力值以比例分配統(tǒng)計(jì)電耗。

統(tǒng)計(jì)入爐煤硫分為1%時(shí)機(jī)組各負(fù)荷下脫硫系統(tǒng)相關(guān)的設(shè)備功耗如表6所示。

表6 入爐煤硫分1%時(shí)脫硫系統(tǒng)設(shè)備功率

2.3 粉耗及水耗量統(tǒng)計(jì)

統(tǒng)計(jì)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(dāng)機(jī)組負(fù)荷率不變時(shí)，入爐煤硫分變化對(duì)水耗的影響不大，其差異主要來自于負(fù)荷增大時(shí)脫硫系統(tǒng)石灰石漿液耗量及脫硫后形成的石膏外排量均增多。

3 經(jīng)濟(jì)效益分析

3.1 脫硫績效分析

按公式(1)計(jì)算各工況下脫硫績效Ei，其結(jié)果如表8所示。

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

表8 各工況對(duì)應(yīng)的脫硫績效

3.2 脫硫費(fèi)率分析

按公式(2)計(jì)算各工況下脫硫系統(tǒng)脫硫費(fèi)率Ci，其中石灰石、工業(yè)用水、工業(yè)用電單價(jià)分別按照300元/噸、5元/噸、0.45元/(kW·h)計(jì)算，其結(jié)果如表9所示。

表9 脫硫費(fèi)率與入爐煤硫分關(guān)系

根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，費(fèi)用隨硫分變化關(guān)系曲線如圖2所示。

圖2 入爐煤硫分對(duì)脫硫費(fèi)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(fèi)用均是隨著硫分含量的升高而增大。但是每種負(fù)荷條件下，入爐煤硫分增加0.2%時(shí)，時(shí)均運(yùn)行費(fèi)用增幅存在差異，其增幅變化如表10所示。

從表10中可見，機(jī)組負(fù)荷為100%BMCR時(shí)，硫分增大帶來費(fèi)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(shí)，雖然增幅較低，但絕對(duì)值較大，且系統(tǒng)各設(shè)備全出力運(yùn)行，缺少冗余，可靠性變差。

表10 脫硫運(yùn)行費(fèi)用變化

3.3 時(shí)均脫硫費(fèi)用分析

按公式(3)計(jì)算脫硫系統(tǒng)時(shí)均運(yùn)行費(fèi)用，如圖3所示。

圖3 入爐煤硫分對(duì)時(shí)均脫硫費(fèi)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(tǒng)在不同負(fù)荷條件下，時(shí)均脫硫費(fèi)用與入爐煤硫分基本呈線性關(guān)系。特別是100%BMCR工況下，由于脫硫系統(tǒng)處理煙氣量較大，當(dāng)超過入爐煤硫分大于0.85%后，時(shí)均運(yùn)行費(fèi)率急劇增大。為滿足超低排放要求，同時(shí)兼顧運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，建議入爐煤硫分硫分在0.66%～0.85%。75%BMCR和50%BMCR工況下，時(shí)均脫硫費(fèi)用存在一定裕度，可以優(yōu)化脫硫系統(tǒng)運(yùn)行操作，特別是漿液循環(huán)泵的合理運(yùn)行，以進(jìn)一步降低脫硫電耗，從而降低時(shí)均運(yùn)行費(fèi)用。

4 結(jié) 論

某660 MW燃煤機(jī)組在超低排放改造后，脫硫系統(tǒng)增設(shè)一臺(tái)石灰石漿液循環(huán)泵，增加塔外漿池，為評(píng)估改造后脫硫系統(tǒng)的潛能及經(jīng)濟(jì)效益，本文通過變負(fù)荷、變?nèi)霠t煤硫分的脫硫耦合試驗(yàn)，得到不同工況條件下脫硫系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果，分析了脫硫系統(tǒng)運(yùn)行潛能；建立了脫硫績效、脫硫費(fèi)率、時(shí)均運(yùn)行費(fèi)率效益計(jì)算模型，分析脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，結(jié)論如下：

(1)100%BMCR工況下，脫硫系統(tǒng)入口SO2折算濃度值最大入口可達(dá)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(fèi)率增幅最大值為入爐煤硫分處于0.85%～1.10%范圍時(shí)；當(dāng)上網(wǎng)電價(jià)下行，或煤價(jià)上調(diào)時(shí)，機(jī)組燃用煤種硫分需要充分論證其經(jīng)濟(jì)性；入爐煤增大到1.1%以上時(shí)，雖然增幅較低，但絕對(duì)值較大，且系統(tǒng)各設(shè)備全出力運(yùn)行，缺少冗余，可靠性變差。

(3)當(dāng)超過入爐煤硫分大于0.85%后，時(shí)均運(yùn)行費(fèi)率急劇增大；100%BCMR工況下為滿足超低排放要求，同時(shí)兼顧運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，入爐煤硫分變化區(qū)間建議在0.66%～0.85%。