1000MW燃煤发电机组双钙基湿法脱硫pH调控技术的节能效益分析

文_陈雷 罗洪 付强

1 国能粤电台山发电有限公司 2 杭州新标能源环境科技有限公司

节能是促进企业可持续发展的必然选择，但环保则需要投入更多的资源。现有的脱硫技术要实现超低排放则需要投入更多的能耗，双钙基湿法脱硫pH调控技术是指在石灰石-石膏湿法脱硫浆液循环泵入口管道上添加钙基脱硫剂Ca(OH)2浆液，利用Ca(OH)2浆液的高pH值和高活性的特性，仅靠很少的用量，即可在不影响脱硫塔浆液池内浆液pH值的情况下，提高循环泵出口脱硫浆液（喷淋层）的pH值，在高效脱硫的同时，还不影响塔内石膏的生成。可实现在机组相同脱硫效率的情况下降低液气比，大幅降低燃煤发电机组厂用电，从而实现节约资源、节能减排的目的。本文以国能粤电台山发电有限公司6号机组为例，进行研究说明。

1 试验情况

国能粤电台山发电有限公司位于广东省台山市铜鼓湾，厂内一期为5台600MW燃煤机组，二期4台1000MW燃煤机组，三期为2台1000MW燃煤机组，本次实验选取6号1000MW机组，实验中新建了pH调节剂加药及循环浆液ph值测量装置，而Ca(OH)2浆液制浆罐则临时采用现有事故浆液箱，现场主要设备如图1、图2所示。

图1 pH调节剂加药装置

图2 喷淋层浆液pH测量控制装置

为了获取较高的反应活性，本次采用生石灰粉作为钙基pH值调节剂，其主要指标：生石灰粉中CaO含量不小于85%，生石灰粉粒度不大于200目，其比表面积不小于25m2/g,含水率不大于1%,反应活性的T60＜3min。

该项目在2022年1月份6#机组大修期间，利用3d时间完成了循环管现场开孔并安装加药口和pH值测量孔的工作（这两项工作需要停机进行），2022年3月至5月在机组运行期间完成了系统管道及机泵的安装。根据厂内生石灰粉的采购情况，在2022年7月6日至10日进行事故浆液箱的清理及初次制浆。

2022年7月12日9：40，机组负荷在950MW左右，根据电厂调度安排启动试验，首先启动加药泵，调节加药回流管调节阀开度，使加药循环母管的管道压力稳定在0.35MPa,再开启各循环泵入口加药调节阀，将石灰乳浆液逐个加入到A、C、D中，初始控制脱硫循环浆液pH值为6.5，10：06停运B循环泵，5min后出口SO2浓度即稳定在20～25mg/Nm3。在随后的运行调整中，根据机组出口SO2浓度，将脱硫循环浆液pH控制在6.1～6.2之间。16：30切换到停D循环泵，系统运行正常。直至7月14日20：00停运，本次试验结束，整个过程共58h。

根据整个实验过程，为了方便比较，选取2022年7月10日20：00至7月12日10：00（“双钙基湿法脱硫 pH调控技术”系统投运前，脱硫系统投运四台循环泵，以下简称“投运前”） 与 2022年7月12日10：00至7月14日20：00（“双钙基湿法脱硫pH调控技术”系统投运中，脱硫系统停运一台循环泵，以下简称 “投运中”）时DCS运行数据进行比较。

2 经济分析

2.1 生石灰的消耗量及费用

2.1.1 进入临时制浆箱的生石灰量

表1是本次试验段厂外来生石灰的数据记录（数据来自厂内地磅房），截止7月14日20：00，输送进入事故浆液箱制浆的石灰粉量如下：

表1 来厂生石灰登记表

31.69+34.49+32.55+32.07+30.48-0.2=161.08t

2.1.2 事故浆液箱内留存的生石灰量

截止2022年7月14日20：00，事故浆液箱液位为5.13m，又根据下表二整理的分析报告单中数据得知此时浆液的含固率为13.7%。事故浆液箱的直径为16m，则事故浆液箱内留存的生石灰量依据表2计算如下：

表2 石灰乳浆液含固率表

(3.14×82×5.13×(0.137+0.153/100))×56÷74=108.08t

说明：制浆时输入事故浆液箱内的是生石灰粉，分子量按56计；经加水搅拌后成为消石灰乳液，其固体成分为熟石灰，分子量按74计，计算消耗用量时统一进行了折算。

2.1.3 使用的石灰量及费用

通过进入事故浆液箱的生石灰量及最终剩余的折算后的生石灰量可计算出试验期间消耗掉的生石灰量为161.08-108.08=53t。电厂生石灰粉的采购单价为850元/t，则试验期间生石灰粉的使用费用为53×850=45050元。

2.2 停运循环泵的节省电费

2.2.1 循环泵的平均电流

调取DCS数据，试验期内B循环泵的停运时间为29.5h，平均运行电流为94.096A，D循环泵的停运时间为28.5h，平均运行电流为127.33A。

2.2.2 循环泵节电的费用

试验期间，循环泵运行电压基本稳定在6.3kV。查询电机资料，B泵电机功率因数为0.86，D泵电机功率因数为0.822。目前电厂电价有两种运作模式，分别按平均上网电价0.55元/kWh和竞价上网电价0.9元/kWh计。

平均上网电价计：

B泵：1.732×94.096×6.3×0.86×29.5×0.55=14326.59元；

D 泵：1.732×127.33×6.3×0.822×28.5×0.55=17901.88元；

合计：14326.59+17901.88=32228.47元。

竞价上网电价计：

B 泵：1.732×94.096×6.3×0.86×29.5×0.9=23443.51元；

D泵：1.732×127.33×6.3×0.822×28.5×0.9=29293.99元；

合计：23443.51+29293.99=52737.50元。

2.3 引风机节电费用计算

在湿法脱硫中，烟气与各喷淋层喷淋下来的浆液逆向接触吸收二氧化硫，因此喷淋层数越多吸收塔的阻力就越大。在本试验中，停运了一台循环泵就减少了一层喷淋层，吸收塔的阻力也相应会降低，反映到运行实际中就是引风机电耗的变化，以下分别选取试验前正常运行情况下引风机的数据和试验过程中停运一台浆液循环泵时引风机的运行数据进行对比分析，最终得出引风机的节电数据。

2.3.1 引风机电流

如表3DCS数据，A引风机实验前的平均电流为502.01A，实验中的平均电流为520.69A；B引风机实验前的平均电流为499.28A，实验中的平均电流为513.59A。

表3 锅炉引风机平均电流

由于试验前后锅炉负荷的不同，实际计算电流还需要采用烟气量进行折算。

2.3.2 引风机电流折算

查询DCS数据，试验前烟气平均量为 3291.6kNm3/h，试验中平均量为3413kNm3/h，则折算后计算电流应如下：A引风机：502.01×（3413÷3291.6）2=539.72A；B引风机：499.28×（3413÷3291.6）2=536.79A。

2.3.3 引风机节电量及费用

根据电机资料，电机的功率因数为0.862，运行电压基本稳定在6.3kV，电价分别按平均上网电价0.55元/kWh和竞价上网电价0.9元/kWh计。

平均上网电价计：

1.732×(（539.72-520.69）+（536.79-513.59）)×6.3×0.862×0.55×58=12670.90 元。

竞价上网电价计：

1.732×(（539.72-520.69）+（536.79-513.59）)×6.3×0.862×0.90×58=20734.20 元。

2.4 石灰石浆液节省费用

在脱硫反应中按照正常的钙硫比，在加入活性更好的生石灰时，应等效减少相应的石灰石，生灰石的分子量以56计，石灰石的分子量以100计，则减少的石灰石量为53÷56×100=94.64t。

电厂石灰石的协议采购价格为199元/t，石灰石厂内湿磨的磨制费按87.06元/t计，则试验期间减少石灰石用量的综合费用为94.64×（199+87.06）=27072.72元。

2.5 经济综合费用

试验期间各部分费用比较如表4所示。

表4 各部分费用比较

3 结语

从以上比较中可看出,满负荷工况下，原脱硫系统投入双钙基湿法脱硫pH调控装置，在超低排放指标达标的情况下，可降低脱硫反应液气比，即停运任何一台浆液循环泵，这不仅具有良好的经济性也提高了脱硫运行的安全可靠性。

按电厂统计的年均850MW以上负荷运行小时数4200h考虑，如按平均上网电价计算，全年的效益约为194.95万元左右；而以目前广东省竞价上网电价计算，则全年的经济效益可达401.8万元以上。