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      以脫硫添加劑應對燃煤火電廠高硫煤的問題

      2017-12-15 01:30:27方圓谷磊
      福建質量管理 2017年23期
      關鍵詞:高硫煤含硫石灰石

      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。

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