燃煤電廠二氧化硫排放濃度控制經(jīng)濟(jì)性探討

廖國權(quán) 季 海 李 皎

(天津華能楊柳青熱電有限責(zé)任公司，天津 300380)

我國現(xiàn)階段電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)以燃煤發(fā)電為主，燃煤電廠SO2排放成為大氣污染主要來源。華能楊柳青熱電廠5、6、7、8號機(jī)組(4×300 MW)均采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝，一爐一塔設(shè)置，2015年和2016年相繼完成四臺機(jī)組超低排放改造。改造設(shè)計鍋爐BMCR工況下，脫硫系統(tǒng)入口煙氣量1 186 158 m3/h(標(biāo)態(tài)，濕基，6%O2)，原煙氣SO2濃度不大于1 644 mg/m3(標(biāo)態(tài)，干基，6%O2)，可保證脫硫系統(tǒng)出口(煙囪入口)SO2排放濃度不大于20 mg/m3(標(biāo)態(tài)，干基，6%O2)，脫硫效率不低于98.8%。影響石灰石—石膏濕法煙氣脫硫運(yùn)行成本的主要因素包括投資折舊、脫硫用石灰石粉的消耗、水耗、電耗以及維修費(fèi)等，約占脫硫運(yùn)行成本90%以上，其中運(yùn)行電耗占脫硫運(yùn)行成本的60%以上[1-3]。脫硫系統(tǒng)運(yùn)行電耗一般占廠用電的1.5%，如果燃用高硫煤，運(yùn)行電耗可占廠用電2.0%以上[4]。同時隨著環(huán)?！百M(fèi)改稅”落地，燃煤電廠SO2排放稅費(fèi)支出增加。

天津市DB12/810—2018《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》[5]規(guī)定，自2018年7月1日起現(xiàn)有燃煤發(fā)電鍋爐SO2排放濃度限值35 mg/m3。2018年1月1日正式施行的《中華人民共和國環(huán)境保護(hù)稅法》[6]第十三條規(guī)定，排放應(yīng)稅大氣污染物濃度值低于國家和地方規(guī)定的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)百分之三十的，減按百分之七十五征收環(huán)境保護(hù)稅。排放應(yīng)稅大氣污染物濃度值低于國家和地方規(guī)定的污染物排放標(biāo)準(zhǔn)百分之五十的，減按百分之五十征收環(huán)境保護(hù)稅。因此，華能楊柳青熱電廠如按35 mg/m3限值來進(jìn)行SO2排放控制，能降低脫硫運(yùn)行成本，但需繳納較多的環(huán)保稅。降低SO2排放至17.5 mg/m3以下，能相應(yīng)減少環(huán)保稅支出，但將增加脫硫運(yùn)行成本。為降低脫硫系統(tǒng)綜合成本，需要明確SO2排放濃度控制的經(jīng)濟(jì)性和策略。張斐[7]試驗研究認(rèn)為，如果脫硫系統(tǒng)入口煙氣SO2濃度在設(shè)計值以內(nèi)，執(zhí)行“低于污染物排放限值50%以上”標(biāo)準(zhǔn)，無明顯經(jīng)濟(jì)效益，建議按國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的污染物排放濃度限值運(yùn)行和調(diào)整。魏玉珠等人[8]實驗表明，機(jī)組負(fù)荷小于75%時，將SO2排放量降低至標(biāo)準(zhǔn)的50%，能有效降低排污費(fèi)與脫硫運(yùn)行成本的總耗費(fèi)。本文通過分析華能楊柳青熱電廠脫硫系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)，總結(jié)出機(jī)組負(fù)荷、燃煤硫含量、脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量等對SO2排放濃度控制的影響規(guī)律，明確了脫硫電耗和排放濃度二者的優(yōu)先保障方向，為脫硫系統(tǒng)運(yùn)行方式調(diào)整提供了科學(xué)合理依據(jù)。

1 SO2排放影響因素分析

SO2排放濃度控制，其實質(zhì)還是石灰石—石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)脫硫效率的合理調(diào)整。機(jī)組負(fù)荷、燃煤硫含量對脫硫效率的影響，最終會通過脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量體現(xiàn)出來。機(jī)組負(fù)荷越高，燃煤硫含量越高，為實現(xiàn)達(dá)標(biāo)或標(biāo)準(zhǔn)限值50%排放，需提高系統(tǒng)脫硫效率，需更高的脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量。因此，主要探討脫硫電耗、脫硫水耗和石灰石粉消耗量等因素對脫硫效率的影響。

1.1 脫硫電耗對脫硫效率的影響

脫硫系統(tǒng)能耗占比大的設(shè)備主要有增壓風(fēng)機(jī)、吸收塔漿液循環(huán)泵以及氧化風(fēng)機(jī)等。目前華能楊柳青熱電廠三期5、6號機(jī)組仍設(shè)置有增壓風(fēng)機(jī)，其是脫硫系統(tǒng)電耗最高的設(shè)備，電耗與煙氣流量和系統(tǒng)阻力成正比例關(guān)系[9]。氧化風(fēng)機(jī)的電耗主要與氧化風(fēng)量有關(guān)，但一般吸收塔為定風(fēng)量設(shè)計，滿足MBCR工況下吸收塔氧化風(fēng)量要求?？烧J(rèn)為一定機(jī)組負(fù)荷條件下，增壓風(fēng)機(jī)、氧化風(fēng)機(jī)電耗與脫硫效率調(diào)整無直接關(guān)系。華能楊柳青熱電廠脫硫吸收塔漿液循環(huán)泵功率均在560 kW以上，每個吸收塔均設(shè)置4臺漿液循環(huán)泵，其電耗僅次于增壓風(fēng)機(jī)。啟用漿液循環(huán)泵的臺數(shù)是影響循環(huán)泵電耗的主要因素，啟停漿液循環(huán)泵為控制脫硫效率最直接的手段。可通過優(yōu)化漿液循環(huán)泵的組合運(yùn)行方式，包括單臺漿液循環(huán)泵運(yùn)行，來確保達(dá)標(biāo)排放，同時減少脫硫電耗[10]。當(dāng)脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度降低至1 000 mg/Nm3以下時，采用功率最小的兩臺漿液循環(huán)泵運(yùn)行，即使盡可能控制低pH(小于5)，脫硫出口SO2濃度仍可能出現(xiàn)0～2 mg/Nm3的環(huán)保失效數(shù)據(jù)。該工況對脫硫設(shè)備、管道的腐蝕也很嚴(yán)重，這時可選擇單泵運(yùn)行方式。齊荷梅等人[11]試驗表明，實施漿液循環(huán)泵的優(yōu)化組合，可在達(dá)標(biāo)排放基礎(chǔ)上降低脫硫系統(tǒng)廠用電，并減少設(shè)備磨損、腐蝕，延長漿液循環(huán)泵使用壽命，降低維修成本。

1.2 水耗和石灰石粉消耗量對脫硫效率的影響

在一定機(jī)組負(fù)荷條件下，吸收塔密度保持穩(wěn)定，水耗主要由吸收塔補(bǔ)漿量決定，也就是石灰石粉消耗量直接影響水耗。因此，應(yīng)主要分析石灰石粉消耗量對脫硫效率的影響。一般可直接通過增加補(bǔ)漿量，提高吸收塔pH值，從而提高脫硫效率。但pH值過高，不利于石灰石粉的溶解，亞硫酸鈣析出在石灰石顆粒表面形成一層外殼，使顆粒表面鈍化，且系統(tǒng)容易出現(xiàn)結(jié)垢[12]。石灰石粉消耗量也與噴淋塔內(nèi)的脫硫反應(yīng)狀況密切相關(guān)。如出現(xiàn)塔內(nèi)漿液中CaCO3含量過高，說明脫硫反應(yīng)不佳，補(bǔ)漿過量。當(dāng)塔內(nèi)漿液中CaSO3及Cl-、Al3+等雜質(zhì)濃度偏高時，也會抑制塔內(nèi)脫硫反應(yīng)，形成反應(yīng)盲區(qū)，降低石灰石漿液利用效率。應(yīng)盡量提高電除塵效率，嚴(yán)控石灰石品質(zhì)，必要時加大廢水排放量。此外，脫硫添加劑能促進(jìn)SO2吸收和石灰石溶解，提高石灰石活性，從而節(jié)省石灰粉消耗量，增加循環(huán)泵備用系數(shù)。

2 脫硫電耗、粉耗與排放濃度控制經(jīng)濟(jì)性

為降低燃煤電廠脫硫系統(tǒng)綜合成本，需量化分析影響脫硫運(yùn)行成本的主要變量因素脫硫電耗、石灰石粉消耗量，當(dāng)控制SO2濃度在排放標(biāo)準(zhǔn)限值一定比例時，脫硫電耗、石灰石粉消耗量變化引起的成本變化和相應(yīng)環(huán)保稅減征額之間關(guān)系，以保證綜合效益最大化。石灰石粉單價根據(jù)天津市區(qū)域各電廠采購行情定為240元/噸。漿液循環(huán)泵耗電電價以華能楊柳青熱電廠上網(wǎng)電價為計算依據(jù)定為0.375元/kW·h。環(huán)保稅支出依據(jù)《關(guān)于天津市應(yīng)稅大氣污染物和水污染物具體適用環(huán)境保護(hù)稅稅額的決定》[13]，天津市應(yīng)稅大氣污染物適用稅額為10元/污染當(dāng)量。另《中華人民共和國環(huán)境保護(hù)稅法實施條例》[14]明確，環(huán)境保護(hù)稅法第十三條所稱應(yīng)稅大氣污染物濃度值，是指納稅人安裝使用的污染物自動監(jiān)測設(shè)備當(dāng)月自動監(jiān)測的應(yīng)稅大氣污染物濃度值的小時平均值再平均所得數(shù)值，或者監(jiān)測機(jī)構(gòu)當(dāng)月監(jiān)測的應(yīng)稅大氣污染物濃度值的平均值。低于75%機(jī)組負(fù)荷工況下，吸收塔一般單漿液循環(huán)泵運(yùn)行，降低脫硫綜合成本主要任務(wù)是優(yōu)化參數(shù)調(diào)整以盡可能減少SO2排放，達(dá)到節(jié)約環(huán)保稅支出目的。故重點(diǎn)研究75%、100%機(jī)組負(fù)荷工況下，以華能楊柳青電廠采購燃煤平均硫份0.55%為計算依據(jù)，控制吸收塔pH值在5～6之間、密度1080～1130 kg/m3、最佳液位10 m左右并確保氧化風(fēng)機(jī)正常運(yùn)行，建立SO2排放濃度與脫硫石灰石粉耗、漿液循環(huán)泵電耗、環(huán)保稅支出之間的對應(yīng)關(guān)系，進(jìn)而探討脫硫運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，計算過程如下，結(jié)果見圖1和表1。

表1 不同SO2排放濃度下石灰石粉耗費(fèi)、漿液循環(huán)泵電費(fèi)、環(huán)保稅的變化

a)石灰石粉耗費(fèi)=240×1.03×(脫硫系統(tǒng)入口二氧化硫的量-脫硫系統(tǒng)出口二氧化硫的量)×100/64/1000

b)漿液循環(huán)泵電費(fèi)=0.375×漿液泵功率

c)環(huán)保稅單價:濃度<17.5 mg/Nm3，單價5元；17.5<濃度<22.5 mg/Nm3，單價7.5元；濃度>22.5 mg/Nm3，單價10元

d)干煙氣量=(0.248×入爐煤熱值+0.77)×1.4×入爐煤量

e)環(huán)保稅=排放單價×排放濃度×干煙氣量

f)總費(fèi)用=石灰石粉耗費(fèi)+環(huán)保稅支出+漿液循環(huán)泵電費(fèi)

由圖1可以看出：(1)石灰石耗量主要決定于燃煤硫分和機(jī)組負(fù)荷，與總排口濃度關(guān)系微弱，優(yōu)化總排口濃度過程中不予考慮。(2)環(huán)保稅支出主要決定于機(jī)組負(fù)荷和總排口濃度，機(jī)組負(fù)荷不可控，主要分析總排口濃度變化對環(huán)保稅支出影響。(3)電費(fèi)主要決定于風(fēng)機(jī)耗電和漿液泵耗電，風(fēng)機(jī)耗電決定于機(jī)組負(fù)荷，不可控，主要分析漿液循環(huán)泵耗電與總排口濃度的關(guān)系。(4)脫硫濃度優(yōu)化最終歸納為漿液泵電費(fèi)與環(huán)保稅支出的最小值控制。(5)環(huán)保稅支出采用月度結(jié)算，排放量由月度發(fā)電供熱負(fù)荷決定,不可控，排放濃度利用漿液泵臺數(shù)調(diào)整。單臺漿液循環(huán)泵每月電費(fèi)12.15萬元，與75%負(fù)荷下濃度25 mg/Nm3時環(huán)保稅支出相當(dāng)，此時多運(yùn)行一臺漿液泵消減的環(huán)保稅支出肯定小于增加的電費(fèi)，因此任何時候只要排放不超標(biāo)停泵總是有利的。(6)因為排污單價存在階梯，臨近月末當(dāng)月均值在階梯附近上檔時，可通過多啟動一臺泵把月均濃度降到下檔，得失平衡時間是5～7天。

圖1 石灰石粉耗費(fèi)、漿液循環(huán)泵電費(fèi)、環(huán)保稅與SO2排放濃度之間的關(guān)系

3 結(jié)論和建議

隨著電力市場化改革和風(fēng)、光新能源平價上網(wǎng)的推進(jìn)，燃煤機(jī)組利用小時數(shù)和負(fù)荷率不斷降低，疊加煤炭市場波動，內(nèi)部挖潛成為電廠提質(zhì)增效的關(guān)鍵手段，環(huán)保成本的外部性已經(jīng)體現(xiàn)在了燃煤電廠的經(jīng)營壓力中，SO2減排和運(yùn)行節(jié)電凸顯重要。且脫硫系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行包括煙氣流速、煙氣參數(shù)、液氣比、吸收塔漿液pH、漿液密度、漿液停留時間、過飽和度、Cl-含量等的控制調(diào)整。機(jī)組負(fù)荷小于75%時，可適量增加石灰石粉耗量，使pH值維持在5.5～6，應(yīng)為減少環(huán)保稅支出追求低排放濃度；機(jī)組負(fù)荷大于或等于75%時，在滿足排放標(biāo)準(zhǔn)的前提下，使石灰石粉耗量和脫硫系統(tǒng)耗電量盡量保持較低水平，不應(yīng)為減少環(huán)保稅支出增加漿液循環(huán)泵運(yùn)行臺數(shù)，但應(yīng)對運(yùn)行指標(biāo)精細(xì)調(diào)整以降低排放濃度。電廠應(yīng)合理配煤，保證硫分穩(wěn)定且在脫硫系統(tǒng)設(shè)計范圍，并建立以超標(biāo)排放時間、塔漿液密度超限時間、塔漿液pH值超限時間、循環(huán)泵節(jié)能停運(yùn)時間、除霧器用水量、石灰石粉用量等為主要衡量標(biāo)準(zhǔn)的指標(biāo)競賽制度。合理設(shè)置指標(biāo)權(quán)重和獎勵梯度，確保制度能有效節(jié)能降耗又切實可行。