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(tǒng)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(tǒng)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(jīng)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(yè)鍋爐、各種相關工業(yè)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(fā)電是主要發(fā)電方式，火電廠以煤作為主要燃料進行發(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(tǒng)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(tǒng)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(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)濟性進行了分析。

一、脫硫系統(tǒng)實際運行情況

(一)燃煤硫分與濃度的對應關系

根據(jù)歷年數(shù)據(jù)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(tǒng)無添加劑時的部分運行參數(shù)

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(fā)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(tǒng)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(tǒng)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(jù)鍋爐專業(yè)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(tǒng):目前該系統(tǒng)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(jié)流孔板調節(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，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(tǒng):脫水系統(tǒng)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(tǒng):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(lián)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(tǒng)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(tǒng)的部分運行參數(shù)。

表3 機組脫硫系統(tǒng)有脫硫添加劑的部分運行參數(shù)

根據(jù)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(tǒng)的出力限制，脫硫系統(tǒng)此時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(jīng)濟性分析

(一)與脫硫相關的主要經(jīng)濟指標

與脫硫相關的經(jīng)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(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(tài)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(jīng)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(jié)約費用

采用添加劑后，脫硫系統(tǒng)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(jié)約石灰石1t/h，機組運行時間5500小時，全年節(jié)約5500噸，石灰石按照55元/t計，全年可節(jié)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(jīng)濟性角度來看，添加劑的費用與節(jié)約的排污費基本相當，而獲取的電價數(shù)額以及節(jié)約的燃煤成本非?？捎^，因此使用添加劑對燃煤火電廠具有極大的經(jīng)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(tǒng)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(huán)保工程師，主要從事電廠環(huán)保工作。