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1、燃煤硫分对二氧化硫控制的影响陈焱 薛建明 朱林（国电环境保护研究院，江苏 南京 210031） 摘要：燃煤硫分不仅对二氧化硫产生量有直接影响，而且对脱硫装置能否正常运行以 及经济性也有影响。本文系统分析了燃煤硫分与脱硫装置的建设和运行、脱硫电价、脱硫成 本、SO2绩效指标、煤价的关系，研究了其对SO2控制及经济性的影响，并指出了应对措施。关键词：燃煤硫分；经济性；研究0 引言据中电联统计，截止 2009 年底，全国燃煤电厂烟气脱硫机组 容量 4.7 亿千瓦，烟气脱硫机组占燃煤机组的比例为 76%1。近 年来由于电煤供应紧张，造成实际燃煤硫分偏离设计值，部分脱 硫装置无法安全、稳定运行。为此，国
2、电环境保护研究院在深入 调研的基础上，对燃煤硫分与脱硫装置的建设和运行、脱硫电价、 脱硫成本、SO绩效指标、煤价的关系进行了系统分析，研究了2SO 控制及经济性的关系，并提出了应对措施。2一、硫分对脱硫装置建设和运行的影响 燃煤硫分是脱硫装置设计的重要参数之一。近年来由于电煤 供应紧张，大部分电厂燃煤采购供应渠道复杂，燃煤来源多种多 样，硫分变化较大，造成实际燃煤硫分与设计值存在较大偏差2。 在脱硫工程项目建设前期，硫分的高低对脱硫装置选型有很大影 响。当机组容量确定，即烟气量一定时，硫分较低，特别是 0.5% 以下时，其对吸收塔、循环泵等容量的选择影响较小，此时，按 烟气量确定脱硫装置容量，
3、基本能满足低硫分的运行要求；随着 硫分的增加，其对脱硫装置容量选择影响将不断增大，特别硫分 大于 2%，影响尤其明显。如在硫分满足通过烟气量要求确定吸 收塔塔径后，硫分越高，所需吸收剂量越大，需增加喷淋层层数， 塔高增加，同时氧化风量增加，浆池搅拌器功率增加。总之，不 管硫分的高低，按照设计条件选择的脱硫装置，都必须在保证脱 硫效率的前提下，确保安全、稳定运行，但脱硫装置的裕度明显 不同，相对而言，硫分越低脱硫装置设计裕度越大。在项目运行期，当硫分低于设计值时，脱硫效率增加，可视 情况停运部分喷淋层；当硫分高于设计值时，有两种情况，一是 可正常运行，对低硫煤，特别是煤含硫量0.5%以下的脱硫装
4、置， 有较富裕的设备裕度。对中低硫煤（煤含硫量低于 2%），超过设 计含硫量 20%以内时，脱硫效率会缓慢下降；在短时间内（约 2-3 小时），靠增加石灰石浆液投入量、增加石膏浆液排出量、加大 氧化风供给量等措施，脱硫装置基本能按设计脱硫效率运行；另 一种情况是不能正常运行，当超过设计含硫量 20%以上的时候， 由于制浆系统、氧化风系统和旋流器系统的设计裕量为 20%左右。 随着运行时间的延长，SO脱除过程中的洗涤、吸收、氧化、CaCO 23 溶解、副产物结晶之间的平衡就会打破，表现为脱硫浆液的 pH 值下降，无法维持在正常设计范围，从而导致脱硫效率下降、副 产物氧化效果恶化、副产物品质降低无
5、法脱水，整个脱硫系统必 须停运。一些电厂为保证脱硫系统正常运行就采取部分烟气旁路 的方法应对，而烟气旁路运行是环保部严厉禁止的3。二、硫分对脱硫电价的影响1、政策依据。国家文件规定：配套建设脱硫装置后，其上 网电量执行在现行上网电价基础上每千瓦时加价 1.5 分钱的脱 硫加价政策。国家发改委和国家环保总局在“发改价格（2007） 1176”号文件中提出“煤炭平均含硫量大于 2%或者低于 0.5%的 省（区、市），脱硫加价标准可单独制定，具体标准由省级价格 主管部门提出方案，报国家发展改革委审批。”2、政策来源。国家提出 1.5 分的脱硫电价是依据京津唐地区燃煤电厂（平均硫分W1%）的成本测算的
6、。当含硫量W1%时， 脱硫电价可能低于成本，当含硫量1%时，脱硫电价可能髙于成 本。三、硫分对脱硫成本的影响 脱硫成本构成。脱硫成本由建设成本和运行成本构成。1、燃煤硫分的变化对脱硫装置建设成本的影响 根据实际投运机组脱硫装置的统计，随着燃煤含硫量的增 加，其初始投资也随之增加。燃煤含硫量的变引起投资变化见下 表：表一序号含硫量0.50%1.00%1.50%2.00%4.00%备注12 X 600MW投资额2018021420229002440026840总投资单位造价16817919120322422 X 300MW投资额1345014800162801725018980总投资单位造价224
7、247271288316图一2、燃煤含硫量的变化对脱硫的运行成本的影响根据实际投运机组脱硫装置的产的运行数据统计，随着机组燃煤含硫量的增加，其年运行成本也随之增加。燃煤含硫量的变化引起年运行成本变化见下表：表二名称机组燃煤含硫量0.50%1.00%1.50%2.00%4.00%年均总成本 （万元）2X300MW326037974424495862512X600MW53545996670674699651单位年均总成本 元/kWh2X300MW0.01290.01500.01750.01970.02482X600MW0.01060.01200.01360.01540.0202年均水、电、石 灰石
8、成本（万元）2X300MW132317272213263531182X600MW25613081364442586200单位年均水、电、2X300MW0.00520.00680.00880.01040.0149石灰石成本 元/kWh2X600MW0.0050.00620.00740.00880.0130图二：含硫量变化对脱硫装置运行成本的影响曲线图三：含硫量变化对脱硫装置水、电、石灰石运行费用的影响含硫量变化对脱硫装置水、电、石灰石运行费用的影响曲线单位费用 元/kWh2X300MW2X600MW燃煤含硫量通过上表分析得出，2X300MW机组含硫量由0.5%提髙到4%时，脱硫装置的运行成本从1
9、.29分/kWh提髙到2.48分/kWh（其中：水、电及石灰石的成本由0.52分/kWh提髙到1.49分/kW）。2X600MW机组含硫量从0.5%提髙到2%时，脱硫装置的运行 成本从1.06分/kWh提髙到2.02分/kWh（其中：水、电及石灰 石的成本由0.5分/kWh提髙到1.30分/kW）。四、硫分对绩效指标的影响 原国家环保总局在制定绩效值时主要考有以下几点考虑： 一是绩效值的确定。硫分是主要因素，（表四中，第III时段 机组），东部地区硫分为1%左右，绩效值为0.7；西南地区硫分 为 3%左右，绩效值为 2.2。同时，以类差确定其它地区的指标， 西北地区由于环境容量较大，排放控制适
10、度宽松，绩效值为1 . 5 。表四 火电机组二氧化硫总量指标分配绩效值表4时段分区2010年排放绩效值GPS （g/ kWh）第I时段机组东部地区其中北京、天津、上海和江苏4.52.0中部地区5.0西南地区7.5西北地区6.0第U时段机组东部地区1.6中部地区3.0西南地区5.0西北地区5.0第山时段机组东部地区0.7中部地区1.0西南地区2.2西北地区1.5二是绩效值与排放浓度的关系。表五 绩效值与排放浓度的对应关系时段分区2010年排放绩效值GPS (g/ kWh)对应排放浓度mg/Nm3(300MW)额定负荷排放浓度 mg/Nm3 (600MW)第山东部地区0.7175210时段中部地区
11、1.0250300时段西南地区2.2550660机组西北地区1.5375450三是绩效值与排放指标的关系。排放浓度没有区域分类，第Ill时段机组统一执行400mg/Nm35。从表五中知道，东部、中部、地区的绩效值对应的额定负荷排放浓度均小于大气污染物排放标准。而西南地区和西北地区则高于排放标准。五、硫分对煤价的影响煤炭的成分。煤由无机物和有机物组成。煤炭中的无机物质 含量很少，主要有水分和矿物质。煤炭中有机质的元素主要有碳、 氢、氧、氮和硫等。硫是煤中最为重要的有害成分。煤在锅炉中燃烧时，煤中可燃性硫主要氧化成SO 2，随烟气排放，污染大气，危害动、植物2生长及人类健康，腐蚀金属设备； “硫分
12、”含量是评价煤质的重 要指标之一。硫分对煤炭价格的影响。按照燃料标准划分：硫分小于1.5% 的为低硫煤，硫分介于1.5%和3%之间的为中高硫煤，硫分大于 3%的为高硫煤。从硫分对脱硫成本影响的分析知道，在热值、灰 分等其它价格因素忽略不计的情况下，硫分每增加 1%，带来的 运行费用的变化约为0.5分/ kWh。折算到煤价，约影响煤价25 元左右。六、结语1、燃煤煤质变化较大的电厂应开展脱硫装置适应能力的实 验研究，找出满负荷或规定负荷时，脱硫装置可正常运行的最大 燃煤硫分。通过燃煤采购和运行管理，保证脱硫装置安全可靠运 行。3、采购燃煤时充分考虑燃煤硫分，不能因为燃煤硫分不受 控造成脱硫装置不
13、能正常运行。4、在允许硫分范围内，应综合计算硫分对煤价、脱硫运行 费以及排污缴费的影响，追求整体利益最大化。如果选用煤种的 硫分超过设计煤种 20%，应从燃料采购费用中按比例划拨出相应 增加的脱硫运行费用及排污缴费。5、因煤炭来源和运输条件所限，必须燃用高硫煤时，对脱 硫装置的改造费用应由采购高硫煤与原设计煤种的煤价差额部 分支出。同时同意脱硫提效改造的费用在成本中支出。西南地区 的电厂应根据绩效值对应的排放浓度和当地环保、物价管理部门 沟通，争取合理的脱硫电价和排污费。参考文献：1 中国电力行业年度发展报告2010中国电力行业联合会。2 周至祥、段建中、薛建明，火电厂湿法烟气脱硫技术手册。中国电力出版社2006。3 关于加强燃煤脱硫装置二氧化硫减排核查核算工作的通知。环办20098 号文4 二氧化硫总量分配指导意见。5 火电厂大气污染物排放标准。GB13223-2003
