李壮，胡妲，王建峰，孙海峰，朱跃

(华电电力科学研究院，杭州 310030)

0 引言

根据2014年国家三部委颁发的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》相关要求，到2020年，东部地区的现役300 MW以上机组改造后的大气污染物排放质量浓度应达到燃气轮机组排放限值要求。2015年国家环保部提出，燃煤电厂超低排放改造要“提速扩围”，明确提出由东部地区扩围至全国，有条件的企业将计划2020年完成改造提速至2017年完成[1]。在新的环保政策要求下，燃煤机组正在逐步实施烟气超低排放改造。燃煤硫分的选择直接影响脱硫超低排放改造路线、投资以及运行成本。通常情况下，高硫煤的购煤成本相对较低[2]，但脱硫超低排放改造初投资以及增加的运行、维护费用相对较高，对电厂而言，寻找购煤费用与脱硫改造初投资、增加运行成本平衡点所需时间对电厂选择煤质硫分具有指导意义。

由于煤炭市场复杂多变，我国大部分燃煤电厂采用混煤掺烧方式，不同掺烧方式对燃煤硫分影响较大，对脱硫超低排放改造也有较大影响。已有部分学者对燃煤掺烧和脱硫超低排放改造进行了相关研究。陈刚等对入厂煤进行跟踪和调配，将堆煤、配煤、取煤、燃烧各环节耦合，结合智能算法，使燃煤掺烧达到安全、经济和环保效果[3]。张双武提出了基于燃煤发热量和硫分的发电成本模型，为发电企业燃煤掺烧成本测算提供参考[4]。朱法华提出了原烟气SO2质量浓度不同时的脱硫超低排放改造技术路线[5]。但针对掺烧不同硫分煤种对超低排放改造影响的相关报道较少，此方面的研究可以为电厂确定改造煤质硫分提供参考依据，因此，研究燃煤硫分对脱硫超低排放改造的影响十分必要。

本文以西南某300 MW机组脱硫超低排放改造为例，结合煤炭形式和购煤结构，在不同煤种掺烧条件下，对比分析燃用不同硫分燃煤的脱硫超低排放改造投资差额回收期，为脱硫超低排放改造时煤质硫分选择提供参考依据。

1 锅炉及环保设施概况

西南某300 MW燃煤机组锅炉为东方锅炉股份有限公司设计制造的DG1025/18.2-II6型亚临界参数自然循环煤粉炉，四角切圆燃烧方式、一次再热、平衡通风、全悬吊结构。脱硝采用选择性催化还原(SCR)工艺，每台锅炉设置2台SCR反应器，催化剂层按照“2+1”进行设计，初装2层催化剂。除尘设施采用双室四电场干式静电除尘器，吸收塔与烟囱之间布置采用立管蜂窝式湿式静电除尘器。

脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，“一炉一塔”布置方式，吸收塔空塔喷淋，设置5层喷淋层，配置3台氧化风机，1台增压风机，无烟气换热器(GGH)，无脱硫烟气旁路。脱硫装置设计燃煤收到基硫分为3.85%，入口SO2质量浓度为10 500 mg/m3(标态、干基、6% O2，下同)，出口SO2质量浓度不高于400 mg/m3，脱硫效率不低于96.19%。

脱硫系统吸收塔浆池区直径为16 m，吸收区直径为13 m，高为44.6 m，5层喷淋层，对应浆液循环泵流量为5×7 020 m3/h，扬程分别为20.5，22.5，24.5，26.5，28.5 m；3台氧化风机，单台风机流量为13 000 m3/h，压升为98.3 kPa；2台脉冲悬浮泵，单台流量为1 800 m3/h，扬程为25 m。

表2 脱硫超低排放改造主要技术参数

注：(1)考虑超低排放对设备可靠性要求较高，上述方案均留有一层喷淋层事故备用；(2)上述方案中吸收剂制备系统、石膏脱水系统经核算后满足改造要求，故不进行改造；(3)增加运行成本考虑吸收剂、水耗、电耗变化、修理、折旧及贷款利息综合结果。

2 掺烧煤质主要参数及改造方案

综合考虑外购燃煤的煤矿产能、运输费用、煤炭价格等因素，选择采购A～E共5种煤矿集团燃煤，将上述5种煤按3种方案掺烧，得到3种方案所需各煤矿集团年燃煤采购量和主要煤质参数，见表1(其中煤耗量按年发电量0.75 TW·h、年利用小时数2 600测算)。

表1 3种掺烧方案年燃煤耗量和主要煤质参数

根据上述3种燃煤掺烧方案，方案I～方案III入厂标煤单价分别为797，812，861元/t，收到基硫分分别为3.85%，2.43%，1.06%，折算至脱硫系统入口SO2质量浓度分别为10 500，5 800，2 750 mg/m3。根据文献[6]的研究结果，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫超低排放改造时，原烟气SO2质量浓度低于3 500 mg/m3时，建议采用单塔方案，原烟气SO2质量浓度高于4 000 mg/m3时，建议采用单塔双循环或串塔改造方案。考虑到超低排放对设备可靠性要求较高，从稳定性、可靠性角度出发，上述方案I，II采用串塔方案，其中原有吸收塔作为一级塔，新增吸收塔作为二级塔，方案III采用单塔方案。根据工艺计算，得到脱硫超低排放改造主要技术参数，见表2。

3 投资差额回收期

由于方案III标煤单价高于方案I，II，而改造初投资低于方案I，II，因此，将方案III作为基准方案，在此基础上采用年费用法计算方案I，II的投资差额回收期。

3.1 年费用法模型

投资差额回收期计算采用年费用法，年费用Cn和年固定费用率S计算公式如下

Cn=C0S-C，

(1)

(2)

式中：Cn为年费用，万元；C0为比较方案增加的初投资，万元；C为比较方案入厂标煤价格年收益，万元；S为固定费用率；i为基准收益率，按照8%计列；n为投资差额回收期。

3.2 投资差额回收期比较

公式(1)中，令Cn=0，则可以得到方案I，II的投资回收期n，见表3。

表3 投资差额回收期计算

根据表2可知，在入厂标煤单价分别为797，812，861元/t的条件下，以方案III为基准，方案I和方案II投资回收期分别为2.7，3.5a，方案I投资回收期相对较短，主要是由于入厂标煤价和改造初投资两个因素造成的，其中入厂标煤价格占主导地位。

根据上述分析，假定上述3种煤入厂标煤价格稳定，对脱硫超低排放改造时燃煤硫分的选择建议如下。

(1)在电厂经营状况良好的条件下，建议选择方案I(硫分为3.85%)进行脱硫超低排放改造，设计裕量大，可以实现燃煤硫分调整，3a可以实现投资差额的回收。

(2)在电厂经营状况较差的情况下，可以考虑暂时不进行投资改造，但要控制燃煤硫分，同时要加强运行管理，尽量避免设备(如浆液循环泵)故障而不能满足SO2超低排放要求。

4 结束语

电厂实施脱硫超低排放改造时，可根据外购煤源稳定性、煤炭价格以及锅炉燃烧方式等因素，拟定适宜的混煤掺烧方式，根据混煤硫分设计改造方案，进而采用年费用法测算不同方案投资差额回收期，为脱硫超低排放改造煤质硫分决策提供支撑。

[1]环境保护部，国家发展和改革委员会，国家能源局.关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知[EB/OL].(2017-11-02)[2015-12-11].http://www.zhb.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm?_sm_au_=iVVR2PCFSksVLj6H.

[2]冉鹏，李庚生，张树芳，等.基于数据挖掘的火电厂最经济煤种决策方法[J].动力工程学报，2012，32(6)：494-499.

[3]陈刚，夏季，彭鹏，等.火电机组混煤掺烧全程动态优化系统开发与应用[J].中国电力，2011，44(4)：50-54.

[4]张双武.基于发热量和硫分的燃煤发电成本分析[J].中国电力，2012，45(9)：94-96.

[5]朱法华.燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择[J].中国电力，2017，50(3)：11-16.

[6]李兴华，何育东.燃煤火电机组SO2超低排放改造方案研究[J].中国电力，2015，48(10)：148-152.