侯德安，蔣蓬勃

（華電國(guó)際技術(shù)服務(wù)中心，濟(jì)南 250014）

燃煤硫分對(duì)鍋爐及脫硫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性影響的模型研究

侯德安，蔣蓬勃

（華電國(guó)際技術(shù)服務(wù)中心，濟(jì)南 250014）

在脫硫系統(tǒng)達(dá)標(biāo)排放的前提下，對(duì)燃用貧煤、煙煤的機(jī)組進(jìn)行燃煤硫分變化試驗(yàn)研究，綜合分析燃煤硫分變化對(duì)鍋爐系統(tǒng)高溫腐蝕及脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用的影響情況，掌握燃煤硫分對(duì)燃煤鍋爐及脫硫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響，為企業(yè)提高機(jī)組環(huán)保水平與經(jīng)濟(jì)效益提供參考依據(jù)。

鍋爐；燃煤硫分；高溫腐蝕；煤耗；判別模型

0 引言

在脫硫系統(tǒng)達(dá)標(biāo)排放的前提下，選擇A電廠(chǎng)燃用貧煤的660MW＃1機(jī)組、B電廠(chǎng)燃用煙煤的350 MW＃3機(jī)組進(jìn)行燃煤硫分變化現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，研究燃煤硫分變化對(duì)鍋爐設(shè)備及脫硫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響，為燃煤采購(gòu)、摻配摻燒、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供決策依據(jù)。

1 設(shè)備概況

A電廠(chǎng)燃用貧煤的660MW機(jī)組鍋爐為東方鍋爐廠(chǎng)制造的超臨界直流爐，鍋爐型號(hào)為DG-2100／25.4-Ⅱ1，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型。燃燒系統(tǒng)采用前后墻對(duì)沖燃燒方式，前、后墻各布置3層HT-NR3型低NOx旋流煤粉燃燒器，每層4只。每臺(tái)鍋爐配備6臺(tái)BBD3854型雙進(jìn)雙出磨煤機(jī)。鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)由一次風(fēng)、二次風(fēng)系統(tǒng)和對(duì)流煙道組成。對(duì)稱(chēng)布置2臺(tái)送風(fēng)機(jī)、2臺(tái)引風(fēng)機(jī)、2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)和2臺(tái)三分倉(cāng)空氣預(yù)熱器（以下簡(jiǎn)稱(chēng)空預(yù)器）。

B電廠(chǎng)燃用煙煤的350MW機(jī)組鍋爐為哈爾濱鍋爐廠(chǎng)制造的亞臨界汽包爐，鍋爐型號(hào)為HG-1065／17.5-YM1，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)Π型。燃燒系統(tǒng)采用四角切圓燃燒方式。每臺(tái)鍋爐配備3臺(tái)BBD4060型雙進(jìn)雙出磨煤機(jī)。鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)由一次風(fēng)、二次風(fēng)系統(tǒng)和對(duì)流煙道組成。對(duì)稱(chēng)布置2臺(tái)送風(fēng)機(jī)、2臺(tái)引風(fēng)機(jī)、2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)和2臺(tái)三分倉(cāng)空預(yù)器。

鍋爐主要熱力設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表1（表中：B-MCR工況為鍋爐最大連續(xù)出力工況，BRL工況為鍋爐額定出力工況），燃煤參數(shù)見(jiàn)表2。

2 燃煤硫分變化對(duì)脫硫系統(tǒng)及鍋爐經(jīng)濟(jì)性的影響

為從理論上推導(dǎo)燃煤硫分變化對(duì)脫硫系統(tǒng)及鍋爐系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性影響，需設(shè)定以下邊界條件：

（1）脫硫系統(tǒng)達(dá)標(biāo)排放，脫硫系統(tǒng)無(wú)缺陷，正常運(yùn)行；

（2）石灰石中CaCO3的含量按設(shè)計(jì)值，不考慮含量變化的影響；

（3）燃煤硫分按GB／T 15224.2—2010《煤炭質(zhì)量分級(jí)第二部分：硫分》進(jìn)行界定［1］；

（4）燃煤僅硫分變化。

在“燃煤僅硫分變化”的邊界條件下，燃煤硫分高不僅影響脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用，導(dǎo)致鍋爐排煙溫度升高（為預(yù)防低溫腐蝕所必須付出的代價(jià)）及爐內(nèi)水冷壁的高溫腐蝕，還會(huì)影響鍋爐系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。

2.1 燃煤硫分變化對(duì)脫硫系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響

由于僅燃煤硫分變化，鍋爐煙氣量不變，煙氣側(cè)運(yùn)行費(fèi)用不發(fā)生變化，主要為脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用變化。

A電廠(chǎng)＃1機(jī)組試驗(yàn)結(jié)果為：在脫硫系統(tǒng)出口凈煙氣SO2質(zhì)量濃度基本相同的條件下，燃煤硫分增加0.31%，脫硫系統(tǒng)電耗增加約0.16%，機(jī)組煤耗升高約0.5 g／（kW·h），按標(biāo)準(zhǔn)煤650元／t（不含稅單價(jià)）計(jì)算，在650MW負(fù)荷（接近額定負(fù)荷）下增加運(yùn)行費(fèi)用約215元／h；石灰石耗量增加約2.65 t／h，按32元／t（不含稅）計(jì)算，折算約85元／h；脫硫系統(tǒng)耗電和石灰石兩項(xiàng)合計(jì)增加運(yùn)行費(fèi)用約300元／h。在燃煤僅硫分變化，煤、石灰石價(jià)格及凈煙氣出口SO2質(zhì)量濃度基本相同的條件下，A電廠(chǎng)＃1機(jī)組燃煤硫分每增加0.1%，脫硫系統(tǒng)折算運(yùn)行費(fèi)用約增加0.00016元／（kW·h）。

表1 鍋爐熱力性能計(jì)算數(shù)據(jù)（設(shè)計(jì)煤種）

表2 燃煤參數(shù)

B電廠(chǎng)＃3機(jī)組試驗(yàn)結(jié)果為：在脫硫系統(tǒng)出口凈煙氣SO2質(zhì)量濃度基本相同的條件下，燃煤硫分增加0.35%，脫硫系統(tǒng)電耗增加約0.16%，影響機(jī)組煤耗約0.53 g／（kW·h），按標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格為650元／t計(jì)算，在315MW負(fù)荷（接近額定負(fù)荷）下增加運(yùn)行費(fèi)用約115元／h；石灰石耗量增加約1.2 t／h，按37元／t計(jì)算，折算為44元／h；脫硫系統(tǒng)耗電和石灰石兩項(xiàng)合計(jì)增加運(yùn)行費(fèi)用約159元／h。在燃煤僅硫分變化，煤、石灰石價(jià)格及出口凈煙氣SO2質(zhì)量濃度基本相同的條件下，B電廠(chǎng)＃3機(jī)組燃煤硫分每增加0.1%，脫硫系統(tǒng)折算運(yùn)行費(fèi)用約增加0.00015元／（kW·h）。

由兩個(gè)電廠(chǎng)的試驗(yàn)結(jié)果可知：燃煤硫分每增加0.1%，脫硫系統(tǒng)折算運(yùn)行費(fèi)用增加 0.000 15～0.00016元／（kW·h）（以下分析均按 0.000 16元／（kW·h）進(jìn)行計(jì)算）。

2.2 燃煤硫分變化對(duì)鍋爐經(jīng)濟(jì)性的影響

（1）由于爐膛水冷壁高溫腐蝕會(huì)隨燃煤硫分的增加而加重，因此在燃用高硫煤時(shí)，爐膛水冷壁的高溫腐蝕問(wèn)題必須解決。在目前技術(shù)條件下，采用配風(fēng)調(diào)整或成熟的噴涂防腐技術(shù)能有效預(yù)防這一問(wèn)題。按目前鍋爐爐膛腐蝕實(shí)際情況，需噴涂的水冷壁面積約400m2，每2年噴涂一次，則需增加投資約40萬(wàn)元／年。

（2）燃煤硫分增加時(shí)，煙氣酸露點(diǎn)隨之升高，為了防止空預(yù)器低溫腐蝕，鍋爐排煙溫度或送風(fēng)溫度需要相應(yīng)提高，從而提高空預(yù)器蓄熱元件金屬溫度，使其高于酸露點(diǎn)。但目前機(jī)組運(yùn)行排煙溫度一般高于酸露點(diǎn)，故本文不考慮低溫腐蝕影響。

3 模型的建立及分析

目前燃料市場(chǎng)情況是燃煤硫分增加，燃煤價(jià)格降低。燃煤硫分增加，會(huì)導(dǎo)致機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用增加，主要為脫硫系統(tǒng)及鍋爐系統(tǒng)防高、低溫腐蝕費(fèi)用。

3.1 僅考慮脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用增加時(shí)的判別模型

根據(jù)“燃煤僅硫分變化”的邊界條件，假定燃煤硫分相差0.1%時(shí)的實(shí)際差價(jià)為ΔP0.1（元／t），實(shí)際燃煤熱值為Q1（kJ／kg），額定負(fù)荷下設(shè)計(jì)燃煤量為Ms（t／h），其設(shè)計(jì)熱值為Qs（kJ／kg），則額定負(fù)荷下的實(shí)際燃煤量

假定燃煤硫分增加0.1%時(shí)脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用增加Pc（元 ／（kW·h）），燃煤硫分增加值為ΔS（0.1%的倍數(shù)），機(jī)組滿(mǎn)負(fù)荷時(shí)每小時(shí)發(fā)電量為E，則增加的運(yùn)行費(fèi)用Ps（元／h）為

燃用高硫煤時(shí)運(yùn)行費(fèi)用不發(fā)生變化的條件是：燃煤價(jià)格降低所節(jié)約的費(fèi)用與每小時(shí)增加的運(yùn)行費(fèi)用相等，即只考慮脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用增加時(shí)的判別模型為

簡(jiǎn)化后為

則燃煤硫分增加ΔS時(shí)機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用降低的條件是

式中：Pc可作為常數(shù)，取值為0.00016元／（kW·h）。

以A電廠(chǎng)＃1機(jī)組為例，假定ΔS＝5，代入式（2）得Ps＝528元 ／h，其含義為：硫分增加0.5%時(shí)，機(jī)組額定負(fù)荷下脫硫系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用增加528元 ／h。代入式（3）和式（4）得ΔP0.1＝0.42元 ／t，ΔP＝2.09元／t，其含義為：硫分每增加0.1%，原煤差價(jià)ΔP0.1大于0.42元 ／t（折算標(biāo)煤差價(jià)ΔP0.1b大于0.58元 ／t）時(shí)，運(yùn)行費(fèi)用降低；硫分增加0.5%，原煤差價(jià)ΔP大于2.09元 ／t（折算標(biāo)煤差價(jià)ΔPb大于2.88元／t）時(shí)，運(yùn)行費(fèi)用降低。

以B電廠(chǎng)＃3機(jī)組為例，假定ΔS＝0.5，代入式（2）得 Ps＝280元 ／h；代入式（3）和式（4）得ΔP0.1＝0.35元／t（ΔP0.1b＝0.59元／t），ΔP＝1.76元／t（ΔPb＝2.94元／t）。

3.2 考慮高溫腐蝕運(yùn)行費(fèi)用增加時(shí)的判別模型

設(shè)防高溫腐蝕總投資費(fèi)用為Pt（元／年），機(jī)組年運(yùn)行時(shí)間為t，則考慮全部運(yùn)行費(fèi)用的判別模型為

以機(jī)組年運(yùn)行時(shí)間為7000 h為例，則預(yù)防高溫腐蝕投資費(fèi)用增加57元／h。

以A電廠(chǎng)＃1機(jī)組為例，假定ΔS＝5，代入式（5）得ΔP＝2.32元／t（ΔPb＝3.19元／t），即原煤差價(jià)ΔP大于2.32元／t時(shí)，運(yùn)行費(fèi)用是降低的。

以B電廠(chǎng)＃3機(jī)組為例，假定ΔS＝5，代入式（5）得ΔP＝2.12元／t（ΔPb＝3.54元／t）。

增加不同硫分時(shí)，機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用增加情況如圖1所示，圖中運(yùn)行費(fèi)用按標(biāo)準(zhǔn)煤折算。

圖1 硫分增加后機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用增加情況

4 結(jié)論

（1）結(jié)合兩個(gè)電廠(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果及上述分析可得出燃煤硫分每變化0.1%時(shí)對(duì)脫硫設(shè)施運(yùn)行費(fèi)用的影響程度：燃煤硫分每增加0.1%，脫硫設(shè)施運(yùn)行費(fèi)用增加0.00015～0.00016元／（kW·h）。

（2）運(yùn)行費(fèi)用變化為脫硫設(shè)施運(yùn)行增加的成本Ps及防高溫腐蝕增加的成本Pt／t之和。當(dāng)不同硫分燃煤差價(jià)ΔP大于上述成本之和時(shí)，機(jī)組環(huán)保效益與經(jīng)濟(jì)性較好。

（3）A電廠(chǎng)燃用貧煤的＃1機(jī)組：采購(gòu)1.0% ～1.5%硫分燃煤時(shí)，ΔP＞2.32元 ／t；采購(gòu)1.0% ～2.0% 硫分燃煤時(shí)，ΔP＞4.41元 ／t；采購(gòu)硫分為1.0% ～2.5% 燃煤時(shí)，ΔP＞6.50元 ／t。機(jī)組環(huán)保效益與經(jīng)濟(jì)性較好。

（4）B電廠(chǎng)燃用煙煤的＃3機(jī)組：采購(gòu)1.0% ～1.5%硫分燃煤時(shí)，ΔP＞2.12元 ／t；采購(gòu)1.0% ～2.0%硫分燃煤時(shí)，ΔP＞3.88元 ／t；采購(gòu)1.0% ～2.5%硫分燃煤時(shí)，ΔP＞5.64元 ／t。機(jī)組環(huán)保效益與經(jīng)濟(jì)性較好。

［1］GB／T 15224.2—2010煤炭質(zhì)量分級(jí) 第二部分：硫分［S］.

（本文責(zé)編：劉芳）

X 701.3

：B

：1674-1951（2015）02-0021-03

侯德安（1967—），男，山東濰坊人，高級(jí)工程師，從事節(jié)能環(huán)保技術(shù)管理工作（E-mail：houdean＠sohu.com）。

2014-07-07；

2014-11-12