火力发电厂环保设施经济运行分析研究

冯梅堂 季海 周昊

摘 要 天津华能杨柳青热电有限责任公司是坐落在天津市西青区的一座热电联产火力发电厂，目前有四台300MW的机组，其中三期两台机组引进的德国W型火焰的液态排渣炉，于1998年和1999年投产，四期两台机组于2006年和2007年投产。从2006年开始陆续开展了脱硫、脱硝、超低排放改造。经过连续多年多轮次的环保设施改造，锅炉排放废气中的二氧化硫、氮氧化物、烟尘等三项污染物排放已达到超低排放标准（天津市已将超低排放标准修改为地方标准），增加的脱硫、脱硝、除尘环保设施使得全厂的能耗指标升高较多，在节能与环保的双重压力下，急需在节能、环保达标排放之间找到一个平衡点，使能耗指标、污染物达标排放、环保税支出、环保设施药品消耗之间达到最经济的运行方式。

关键词 二氧化硫;氮氧化物;经济运行

前言

我公司目前有4台300MW机组，2015年至2016年完成了环保设施的超低排放改造，天津市地方标准2018年7月1日起正式实施，执行的是超低排放标准，而2018年1月1日起实施的环保税法实施，污染物排放浓度与排放标准、税法两者的关系导致在实际运行调整中出现脱硫电耗高、药品消耗高等问题，本文综合了我厂实际运行的一些数据进行了火力发电厂二氧化硫、氮氧化物的经济运行研究，一方面为运行调整提供了依据，另一方面也为生产经营提供了方向。

从运行效果看达到了节能与环保双赢目标。

1经济运行研究的必要性

火电厂经过除尘、脱硫、脱硝、超低等一系列环保设施改造后，环保指标达标，增加的环保设备造成全厂环保消耗药品、能耗指标都出现大幅增长，同时环保税费改革、较严格的地方标准出台，又进一步增加了企业的运行成本。因此，平衡好企业经济利益、环保、节能指标已迫在眉睫。

根据我厂机组的特性（三期为液态排渣W型火焰炉，入口氮氧化物较高）、燃煤的含硫量、脱硫脱硝等环保设施的配置等情况，机组废气中烟尘的变化、设备调整等已不具备经济运行调整的空间;机组废气中二氧化硫排放浓度、脱硫电耗、环保税三者之间，需找到较合理的控制范围，从而在环保达标排放的同时降低脱硫电耗，环保税与脱硫成本也能达到相对的平衡;机组废气中氮氧化物排放浓度与液氨耗量、环保税三者之间，需之找到较合理的控制范围;因此开展火力发电厂二氧化硫、氮氧化物排放经济运行分析是非常必要的[1]。

2二氧化硫经济运行研究

2.1 现状分析

我厂脱硫系统采用的石灰石石膏湿法脱硫方式，设计煤质含硫量为0.8%，脱硫效率95%，每台机组设置独立的脱硫系统，超低改造后每台机组设置脱硫浆液循环泵四台。实际运行时，入炉煤含硫量较低时，脱硫系统的二氧化硫排放浓度在启动两台浆液循环泵时会接近2—3mg/m3，脱硫电耗有时高达1.4%及以上。

2018年四台机組月度排放数据及脱硫电耗见下表：

说明：三期脱硫系统与四期脱硫系统不同，三期脱硫系统设置有增压风机，为分析研究时数据一致性，上表中剔出了增压风机的电耗。

2.2研究思路

因二氧化硫排放浓度受煤质含硫量、机组负荷等情况变化较多，开展经济性研究时需确定如下思路：

（1）石灰石耗量主要决定于燃煤硫份和机组负荷，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）环保税单价决定于机组总排口浓度，总排口浓度变化对环保税影响是阶梯性的。

（3）脱硫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的最小值控制[2]。

2.3 结论及建议

根据研究思路，绘制二氧化硫排放浓度与费用图表如下：

根据图表的研究得出如下结论与建议：

（1）最经济运行区间是单泵运行时将总排口SO2月均排放浓度控制在21～24mg/m3。

（2）若受制于环保特殊要求、石膏品质等因素影响，需启动双泵运行，则需要将总排口SO2月均排放浓度控制在11～15mg/m3。

（3）因为环保税单价存在阶梯收费方式，临近月末时当月均值在阶梯排放浓度附近时，可通过多启一台泵把月均浓度降到下一档，得失平衡时间是5～7天。（负荷180MW～270MW）

3氮氧化物经济运行研究

3.1 现状分析

我厂的脱硝系统采用SCR+低氮燃烧模式，三期是W型火焰的液态排渣炉，入口氮氧化物偏高，脱硝系统自动调节能力差，为降低氮氧化物，喷氨多，脱硝成本增加，同时也造成空预器堵塞隐患。四期进行了低氮燃烧改造，高负荷时入口氮氧化物控制较好，但在中低负荷时，低氮燃烧效果略差，除了供热季、夏季高负荷时，机组基本处于低负荷运行，入口氮氧化物高，脱硝投运时间已达5-6年，脱硝催化剂性能也有不同程度的下降，如不控制氮氧化物的排放极有可能造成空预器堵塞、脱硝催化剂失效等严重后果[3]。

3.2 研究思路

因氮氧化物排放浓度受机组负荷、入口氮氧化物、喷氨量等情况影响，开展经济性研究时需确定如下思路：

氮氧化物排放浓度与喷氨量成正比，降低排放浓度必然增加氨量，而氨量成本高，不能忽略。

氮氧化物排放浓度受环保设备的耗电影响较小，不计入经济分析。

氮氧化物的环保税也存在阶梯性，分界线在35mg/m3。

3.3 结论及建议

根据研究思路，绘制氮氧化物排放浓度与费用表如下：

结论及建议：

（1）经济运行区间是保证不超标前提下，总排口NOX月均排放浓度越大越好，建议控制区间为41～45mg/m3。

（2）若受制于环保特殊要求等因素影响，需降低排放浓度值，四期机组可适当下调5mg/m3;三期机组空预器容易因氨逃逸量过大引发堵塞，考虑到机组安全，不建议下调[4]。

4经济性效果评价

4.1 二氧化硫经济运行效果评价

因二氧化硫排放受发电量、煤质含硫量等因素影响变化较大，现用8月份执行“蓝天使命”的要求二氧化硫减排至40%（即14 mg/m3）以下为例，当月脱硫系统耗电率完成1.04%，同比升高0.31个百分点，增加电费支出约41万元，8月份环保税支出节约5万元，明显看出经济运行的效果。

2019年全年的脱硫电耗累计同比降低0.08%，节约电费支出约130万元，环保税同比增加 32万元，二氧化硫经济运行预计全年收益98万元。

4.2 氮氧化物经济运行效果评价

氮氧化物排放受发电量、入口氮氧化物影响，且运行部未严格执行氮氧化物排放标准等因素影响，截至12月全年的氨耗量同比减少用量411吨（单价按2800元），节约费用115.9万元，环保税支出同比增加4万元，同比减少开支约122万元[5]。

5结束语

以上研究结果是指导性建议，实际运行调整中会遇有特殊情况，应及时采取相应的措施，首先必须保证污染物的达标排放，其次要保证环保设施的安全运行要求。

本研究结论是基于我厂的机组、经营等特殊情况，如借鉴请认真研究本单位的实际情况。

参考文献

[1] 火电厂石灰石/石灰-石膏湿法 烟气脱硫系统运行导则：DL/T 1149-2010[S].北京：中国标准出版社，2010.

[2] 火电厂烟气脱硝（SCR）系统运行技术规范：DL/T 335-2010[S].北京：中国标准出版社，2010.

[3] 燃煤电厂超低排放烟气治理工程技术规范：HJ 2053-2018[S].北京：中国标准出版社，2018.

[4] 火力发电厂脱硫装置技术监督导则：DL/T 1477-2015[S].北京：中国标准出版社，2015.

[5] 火电厂烟气脱硝装置技术监督导则：DL/T 1655-2016[S].北京：中国标准出版社，2016.