燃煤电厂二氧化硫排放浓度控制经济性探讨

廖国权 季 海 李 皎

(天津华能杨柳青热电有限责任公司，天津 300380)

我国现阶段电力装机结构以燃煤发电为主，燃煤电厂SO2排放成为大气污染主要来源。华能杨柳青热电厂5、6、7、8号机组(4×300 MW)均采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔设置，2015年和2016年相继完成四台机组超低排放改造。改造设计锅炉BMCR工况下，脱硫系统入口烟气量1 186 158 m3/h(标态，湿基，6%O2)，原烟气SO2浓度不大于1 644 mg/m3(标态，干基，6%O2)，可保证脱硫系统出口(烟囱入口)SO2排放浓度不大于20 mg/m3(标态，干基，6%O2)，脱硫效率不低于98.8%。影响石灰石—石膏湿法烟气脱硫运行成本的主要因素包括投资折旧、脱硫用石灰石粉的消耗、水耗、电耗以及维修费等，约占脱硫运行成本90%以上，其中运行电耗占脱硫运行成本的60%以上[1-3]。脱硫系统运行电耗一般占厂用电的1.5%，如果燃用高硫煤，运行电耗可占厂用电2.0%以上[4]。同时随着环保“费改税”落地，燃煤电厂SO2排放税费支出增加。

天津市DB12/810—2018《火电厂大气污染物排放标准》[5]规定，自2018年7月1日起现有燃煤发电锅炉SO2排放浓度限值35 mg/m3。2018年1月1日正式施行的《中华人民共和国环境保护税法》[6]第十三条规定，排放应税大气污染物浓度值低于国家和地方规定的污染物排放标准百分之三十的，减按百分之七十五征收环境保护税。排放应税大气污染物浓度值低于国家和地方规定的污染物排放标准百分之五十的，减按百分之五十征收环境保护税。因此，华能杨柳青热电厂如按35 mg/m3限值来进行SO2排放控制，能降低脱硫运行成本，但需缴纳较多的环保税。降低SO2排放至17.5 mg/m3以下，能相应减少环保税支出，但将增加脱硫运行成本。为降低脱硫系统综合成本，需要明确SO2排放浓度控制的经济性和策略。张斐[7]试验研究认为，如果脱硫系统入口烟气SO2浓度在设计值以内，执行“低于污染物排放限值50%以上”标准，无明显经济效益，建议按国家标准规定的污染物排放浓度限值运行和调整。魏玉珠等人[8]实验表明，机组负荷小于75%时，将SO2排放量降低至标准的50%，能有效降低排污费与脱硫运行成本的总耗费。本文通过分析华能杨柳青热电厂脱硫系统运行数据，总结出机组负荷、燃煤硫含量、脱硫电耗、脱硫水耗和石灰石粉消耗量等对SO2排放浓度控制的影响规律，明确了脱硫电耗和排放浓度二者的优先保障方向，为脱硫系统运行方式调整提供了科学合理依据。

1 SO2排放影响因素分析

SO2排放浓度控制，其实质还是石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统脱硫效率的合理调整。机组负荷、燃煤硫含量对脱硫效率的影响，最终会通过脱硫电耗、脱硫水耗和石灰石粉消耗量体现出来。机组负荷越高，燃煤硫含量越高，为实现达标或标准限值50%排放，需提高系统脱硫效率，需更高的脱硫电耗、脱硫水耗和石灰石粉消耗量。因此，主要探讨脱硫电耗、脱硫水耗和石灰石粉消耗量等因素对脱硫效率的影响。

1.1 脱硫电耗对脱硫效率的影响

脱硫系统能耗占比大的设备主要有增压风机、吸收塔浆液循环泵以及氧化风机等。目前华能杨柳青热电厂三期5、6号机组仍设置有增压风机，其是脱硫系统电耗最高的设备，电耗与烟气流量和系统阻力成正比例关系[9]。氧化风机的电耗主要与氧化风量有关，但一般吸收塔为定风量设计，满足MBCR工况下吸收塔氧化风量要求。可认为一定机组负荷条件下，增压风机、氧化风机电耗与脱硫效率调整无直接关系。华能杨柳青热电厂脱硫吸收塔浆液循环泵功率均在560 kW以上，每个吸收塔均设置4台浆液循环泵，其电耗仅次于增压风机。启用浆液循环泵的台数是影响循环泵电耗的主要因素，启停浆液循环泵为控制脱硫效率最直接的手段。可通过优化浆液循环泵的组合运行方式，包括单台浆液循环泵运行，来确保达标排放，同时减少脱硫电耗[10]。当脱硫系统入口SO2浓度降低至1 000 mg/Nm3以下时，采用功率最小的两台浆液循环泵运行，即使尽可能控制低pH(小于5)，脱硫出口SO2浓度仍可能出现0～2 mg/Nm3的环保失效数据。该工况对脱硫设备、管道的腐蚀也很严重，这时可选择单泵运行方式。齐荷梅等人[11]试验表明，实施浆液循环泵的优化组合，可在达标排放基础上降低脱硫系统厂用电，并减少设备磨损、腐蚀，延长浆液循环泵使用寿命，降低维修成本。

1.2 水耗和石灰石粉消耗量对脱硫效率的影响

在一定机组负荷条件下，吸收塔密度保持稳定，水耗主要由吸收塔补浆量决定，也就是石灰石粉消耗量直接影响水耗。因此，应主要分析石灰石粉消耗量对脱硫效率的影响。一般可直接通过增加补浆量，提高吸收塔pH值，从而提高脱硫效率。但pH值过高，不利于石灰石粉的溶解，亚硫酸钙析出在石灰石颗粒表面形成一层外壳，使颗粒表面钝化，且系统容易出现结垢[12]。石灰石粉消耗量也与喷淋塔内的脱硫反应状况密切相关。如出现塔内浆液中CaCO3含量过高，说明脱硫反应不佳，补浆过量。当塔内浆液中CaSO3及Cl-、Al3+等杂质浓度偏高时，也会抑制塔内脱硫反应，形成反应盲区，降低石灰石浆液利用效率。应尽量提高电除尘效率，严控石灰石品质，必要时加大废水排放量。此外，脱硫添加剂能促进SO2吸收和石灰石溶解，提高石灰石活性，从而节省石灰粉消耗量，增加循环泵备用系数。

2 脱硫电耗、粉耗与排放浓度控制经济性

为降低燃煤电厂脱硫系统综合成本，需量化分析影响脱硫运行成本的主要变量因素脱硫电耗、石灰石粉消耗量，当控制SO2浓度在排放标准限值一定比例时，脱硫电耗、石灰石粉消耗量变化引起的成本变化和相应环保税减征额之间关系，以保证综合效益最大化。石灰石粉单价根据天津市区域各电厂采购行情定为240元/吨。浆液循环泵耗电电价以华能杨柳青热电厂上网电价为计算依据定为0.375元/kW·h。环保税支出依据《关于天津市应税大气污染物和水污染物具体适用环境保护税税额的决定》[13]，天津市应税大气污染物适用税额为10元/污染当量。另《中华人民共和国环境保护税法实施条例》[14]明确，环境保护税法第十三条所称应税大气污染物浓度值，是指纳税人安装使用的污染物自动监测设备当月自动监测的应税大气污染物浓度值的小时平均值再平均所得数值，或者监测机构当月监测的应税大气污染物浓度值的平均值。低于75%机组负荷工况下，吸收塔一般单浆液循环泵运行，降低脱硫综合成本主要任务是优化参数调整以尽可能减少SO2排放，达到节约环保税支出目的。故重点研究75%、100%机组负荷工况下，以华能杨柳青电厂采购燃煤平均硫份0.55%为计算依据，控制吸收塔pH值在5～6之间、密度1080～1130 kg/m3、最佳液位10 m左右并确保氧化风机正常运行，建立SO2排放浓度与脱硫石灰石粉耗、浆液循环泵电耗、环保税支出之间的对应关系，进而探讨脱硫运行经济性，计算过程如下，结果见图1和表1。

表1 不同SO2排放浓度下石灰石粉耗费、浆液循环泵电费、环保税的变化

a)石灰石粉耗费=240×1.03×(脱硫系统入口二氧化硫的量-脱硫系统出口二氧化硫的量)×100/64/1000

b)浆液循环泵电费=0.375×浆液泵功率

c)环保税单价:浓度<17.5 mg/Nm3，单价5元；17.5<浓度<22.5 mg/Nm3，单价7.5元；浓度>22.5 mg/Nm3，单价10元

d)干烟气量=(0.248×入炉煤热值+0.77)×1.4×入炉煤量

e)环保税=排放单价×排放浓度×干烟气量

f)总费用=石灰石粉耗费+环保税支出+浆液循环泵电费

由图1可以看出：(1)石灰石耗量主要决定于燃煤硫分和机组负荷，与总排口浓度关系微弱，优化总排口浓度过程中不予考虑。(2)环保税支出主要决定于机组负荷和总排口浓度，机组负荷不可控，主要分析总排口浓度变化对环保税支出影响。(3)电费主要决定于风机耗电和浆液泵耗电，风机耗电决定于机组负荷，不可控，主要分析浆液循环泵耗电与总排口浓度的关系。(4)脱硫浓度优化最终归纳为浆液泵电费与环保税支出的最小值控制。(5)环保税支出采用月度结算，排放量由月度发电供热负荷决定,不可控，排放浓度利用浆液泵台数调整。单台浆液循环泵每月电费12.15万元，与75%负荷下浓度25 mg/Nm3时环保税支出相当，此时多运行一台浆液泵消减的环保税支出肯定小于增加的电费，因此任何时候只要排放不超标停泵总是有利的。(6)因为排污单价存在阶梯，临近月末当月均值在阶梯附近上档时，可通过多启动一台泵把月均浓度降到下档，得失平衡时间是5～7天。

图1 石灰石粉耗费、浆液循环泵电费、环保税与SO2排放浓度之间的关系

3 结论和建议

随着电力市场化改革和风、光新能源平价上网的推进，燃煤机组利用小时数和负荷率不断降低，叠加煤炭市场波动，内部挖潜成为电厂提质增效的关键手段，环保成本的外部性已经体现在了燃煤电厂的经营压力中，SO2减排和运行节电凸显重要。且脱硫系统优化运行包括烟气流速、烟气参数、液气比、吸收塔浆液pH、浆液密度、浆液停留时间、过饱和度、Cl-含量等的控制调整。机组负荷小于75%时，可适量增加石灰石粉耗量，使pH值维持在5.5～6，应为减少环保税支出追求低排放浓度；机组负荷大于或等于75%时，在满足排放标准的前提下，使石灰石粉耗量和脱硫系统耗电量尽量保持较低水平，不应为减少环保税支出增加浆液循环泵运行台数，但应对运行指标精细调整以降低排放浓度。电厂应合理配煤，保证硫分稳定且在脱硫系统设计范围，并建立以超标排放时间、塔浆液密度超限时间、塔浆液pH值超限时间、循环泵节能停运时间、除雾器用水量、石灰石粉用量等为主要衡量标准的指标竞赛制度。合理设置指标权重和奖励梯度，确保制度能有效节能降耗又切实可行。