以脫硫添加劑應對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)

以脫硫添加劑應對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)

我司設計入爐煤種硫份為0.74%，脫硫效率90%，漿液pH值維持5.8以上時脫硫系統SO2實際最大處理能力為2600mg/m3，折合煤質含硫1%，通過采用脫硫添加劑，在保證脫硫效率大于90%，漿液運行pH值5.5的前提下，脫硫系統的SO2實際處理能力提高到3500mg/m3，折合煤質含硫1.35%，有效解決了火電廠高硫煤的問題，提高了電廠的經濟效益。

脫硫;添加劑;高硫

煤作為我國主要的一次能源，在電站鍋爐、工業鍋爐、各種相關工業領域的動力設備以及居民生活等的能源消耗中占有很大的比例。在我國電源結構中，火力發電是主要發電方式，火電廠以煤作為主要燃料進行發電，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－石膏濕法技術進行煙氣脫硫［2］。脫硫系統的運行與煤質中硫份含量關系密切，由于湖南省不是一次能源的主要出產地，火電廠的燃煤質量受到市場影響很大，導致燃煤煤質波動大，直接影響了火電廠機組及脫硫系統的安全運行。本文以某燃煤火電廠600MW機組為例，采用在脫硫系統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濟性進行了分析。

一、脫硫系統實際運行情況

(一)燃煤硫分與濃度的對應關系

根據歷年數據記錄，機組入爐煤硫分與吸收塔入口煙氣SO2濃度對應關系如表1所示。

表2 機組脫硫系統無添加劑時的部分運行參數

表1 機組入爐煤硫分與吸收塔入口煙氣SO2濃度對應關系

結合煤種發熱量，當入爐煤硫份為1%時，對應進口二氧化硫濃度約為2590mg/m3。

(二)脫硫系統的處理能力

脫硫最大處理能力按照校核煤種1.04%進行設計，按照表1計算脫硫可承受的二氧化硫濃度約為2693mg/m3，實際運行中脫硫系統可承受的二氧化硫濃度約為2600mg/m3。

設計 (校核煤種)FGD入口煙氣量3156176m3/h，據鍋爐專業人員推斷實際煙氣流量較設計約偏低10－15%，約為2682750～2914814m3/h。以校核煤種下保證脫硫效率90%計算，則單臺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:目前該系統設備按“一運一備”配置，且均設計有回流管，回流比100%，可通過改變節流孔板調節流量。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，需石灰石漿液約56m3/h，產生石膏漿液約90m3/h，均有100%裕量。但實際運行中采用的石灰石純度為88%左右，低于設計設計值93.4%，活性勉強滿足FGD要求。因此實際供漿流量需求要高于設計值，裕量低于100%。

2.脫水系統:脫水系統兩臺真空皮帶脫水機為兩套FGD公用，單臺設計為滿足兩臺機組600MW負荷下75%的脫水需求量，兩臺同起則有50%裕量。

3.氧化系統:每套FGD配備兩臺氧化風機，“一運兩備”。氧化風機兩臺羅茨風機的流量分別為10920Nm3/h，離心風機為16120Nm3/h，2016年添加劑試驗時兩臺風機并聯啟動流量可增至16120m3/h，也留有足夠的裕量。

二、有添加劑時脫硫系統實際運行情況

表2、表3為分別無脫硫添加劑及采用脫硫添加劑時機組脫硫系統的部分運行參數。

表3 機組脫硫系統有脫硫添加劑的部分運行參數

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

三、使用添加劑的經濟性分析

(一)與脫硫相關的主要經濟指標

與脫硫相關的經濟指標主要包括燃煤費用、石灰石及添加劑費用以及脫硫電價、排污費等，本文主要對以上指標進行簡單分析。

1.燃煤費用

在使用脫硫添加劑后，煤質硫份由原來的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。電廠設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%，假設全年平均為1.3%計算，則可將其中50萬噸替換為的5%含硫率的貴州煤。理想狀態下可達5000萬的差價。在一般情況下，假設全年平均硫分為1.0%，則可以將其中20萬噸煤替換為高硫煤，差價可達2000萬，經濟效益明顯。

2.脫硫電價

當脫硫效率大于90%可以獲得0.015元/千瓦時的脫硫電價補貼。以600MW計算，一天單臺電量為1440萬千瓦時，總計21.6萬。

3.添加劑費用

考慮長期燃用高硫煤時，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添加劑進行補加。”設單臺機、負荷600MW、濃度恒定，費用如下表4:

表4 添加劑費用估算

4.排污費

設單臺機、負荷600MW、濃度恒定，費用如下表5:

表5 排污費估算

5.石灰石節約費用

采用添加劑后，脫硫系統的Ca/S比從原來無添加劑時的1.13下降為1.03－1.07，以2016年單臺FGD處理SO2的能力為6.50～7.85t/h，石灰石中CaCO3含量88%計，節約石灰石1t/h，機組運行時間5500小時，全年節約5500噸，石灰石按照55元/t計，全年可節約石灰石費用30.25萬元。

四、結論

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

2.從經濟性角度來看，添加劑的費用與節約的排污費基本相當，而獲取的電價數額以及節約的燃煤成本非常可觀，因此使用添加劑對燃煤火電廠具有極大的經濟可行性。

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

［2］曾庭華，楊華，廖永進，郭斌.濕法煙氣脫硫系統的調試、試驗及運行.中國電力出版社:北京.

方圓 (1985.9－)，男，本科，化學環保工程師，主要從事電廠環保工作。