华能集团全面推广应用脱硫添加剂的经济效益分析

1、华能集团全面推广应用脱硫添加剂的经济效益分析一、脱硫添加剂简介西安热工研究院有限公司锅炉环保部于2008年开始从事脱硫添加剂的研发工作，2009年6月成功研制出TJJ-I和TJJ-II型复合添加剂，并开始进行为期8个月的脱硫添加剂对脱硫设备的安全性评价工作。经实验室和现场安全试验评价合格后，从2010年5月开始在石灰石-石膏湿法脱硫装置上应用，到2011年1月，共30余电厂、60余套脱硫装置使用我院研制的脱硫添加剂。现根据我院脱硫添加剂研发及60余套脱硫装置使用脱硫添加剂的实际应用效果对我院自主研发的脱硫添加剂的技术优势总结如下：1、基于石灰石活性试验，大幅提高石灰石活性热工院自主研发的脱硫添

2、加剂是在石灰石活性试验的基础上进行研发的。热工院石灰石活性试验台于200的初开始搭建，迄今为止共完成数百个电厂石灰石活性试验，为电厂脱硫用石灰石选矿提供了技术支持。2008年开始在石灰石活性试验台上进行复合添加剂对石灰石活性的影响试验，通过大量的石灰石活性试验，筛选可以缩短石灰石半消溶时间超过50%的添加剂，并研究助溶剂和活化剂浓度对石灰石活性的影响。最终成功研制了品质稳定、高效的脱硫复合添加剂。图1数百厂石灰石活性试验样品照片60余套脱硫装置使用脱硫添加剂后的主要运行参数数据表明，使用脱硫添加剂后，脱硫效率普遍提高5%15%,厂用电率降低0.120.2%,石膏品质有所提高，钙硫比有明显的下降

3、。脱硫装置的运行经济性得以显著的提高。2、氧化试验基础上研制催化剂，提高氧化空气利用率随着煤炭市场的不确定性，很多电厂的燃煤硫份无法确保控制在设计硫份以内，在硫份超出脱硫系统处理能力时，脱硫系统难以维持正常运行。导致脱硫装置无法正常运行的最主要的原因之一就是因为氧化系统难以满足超出设计硫份的氧化作用，使得吸收塔浆液中亚硫酸根含量持续升高，最终导致浆液品质恶化，系统无法连续运行。20092010年在热工院承担的华能集团公司科技项目脱硫装置对燃煤硫份的适应性研究课题中，重点进行了提高石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置氧化空气利用率的试验研究，并搭建了氧化试验台。并最终成功研制了可以提高氧化空气利用率的催

4、化剂，使得现有的脱硫装置能适应超出设计硫份30%乃至更高硫份的燃煤。大大提高了脱硫装置对燃煤硫份的适应能力。国外同类产品均不含氧化催化剂。3、国内首次进行脱硫添加剂对脱硫设备安全性评价因脱硫添加剂属于化工产品，需要充分考虑使用脱硫添加剂对脱硫设备的安全性影响，西安热工院在成功研制脱硫添加剂后，进行了为期8个月的安全性评价试验。在实验室进行了衬胶和鳞片等材质的挂片进行了高浓度脱硫添加剂溶液环境中的浸泡试验（浸泡溶液环境是脱硫添加剂浓度约1000、10000和50000ppm,水浴温度约为50C）,浸泡8个月未发现上述挂片有任何腐蚀、老化或脱落现象。因脱硫添加剂在吸收塔中的本底浓度不高于1000p

5、pm，其含量远远低于浸泡试验的添加剂浓度，因此在实际应用中对脱硫后续设备的安全运行无任何不利影响。从华能阳逻电厂使用脱硫添加剂3月后的停机检查可以看出，GGH和除雾器的堵塞现象得到很大的改善，吸收塔内壁、净烟道内壁以及烟囱内壁没有点蚀的情况出现。脱硫系统运行维护情况良好。4、根据脱硫装置运行特性适当调整产品配比以达到最佳的使用效果根据热工院提供的使用脱硫添加剂调研表，掌握准备使用脱硫添加剂脱硫装置的运行特性，根据脱硫装置的运行现状及燃煤硫份的特点，适当调整产品的配比。并根据现场使用情况调整脱硫添加剂的使用规范，并给电厂提供脱硫添加剂的使用指导意见以满足使用脱硫添加剂的长期效果。5、研发脱硫添加

6、剂的分析方法因脱硫添加剂会因石膏外带水、脱硫废水以及烟气携带等环节而有一定量的损耗，需要根据脱硫装置的运行情况定期补充一定量的脱硫添加剂。若脱硫系统运行中出现以下情况：（ 1） 在建立起脱硫添加剂的本底浓度后未按照要求每天连续按量补充脱硫添加剂；（ 2） 有抛浆情况发生，无法确定抛浆量的多少时；（ 3） 脱硫废水大量外排时；（ 4） 脱硫系统滤液水公用且无法区分时；在脱硫系统的运行中出现上述情况，则建议采用西安热工院提供的分析方法对吸收塔浆液中的添加剂浓度进行分析测试，根据测试数据核算应补充的脱硫添加剂数量。因脱硫吸收塔浆液成分复杂且含有众多的重金属，这对测试脱硫添加剂均有不同程度的影响。课题

7、组在脱硫添加剂的测试方面进行了广泛的研究。在脱硫添加剂中加入定量的示踪剂，通过分析示踪剂的浓度可以折算出吸收塔浆液中的脱硫添加剂浓度，并提供计算程序，可以根据测试浓度方便的计算出脱硫添加剂的日补充量。该方法在国际上尚属首次。6、提高脱硫装置运行经济性，产生可观的经济效益设计工况下，在不影响脱硫效率和净烟气SO2排放浓度的前提下可以停一台或两台浆液循环泵运行，节省可观的发电成本。除了节电效益之外，使用脱硫添加剂对脱硫系统还存在以下的经济效益：1）降低脱硫系统Ca/S,提高石灰石利用率从而节省的石灰石费用；2）停运吸收塔浆液循环泵从而节省检修费、维护费以及设备折旧费；3）在燃用超出设计硫份约30%

8、的高硫煤时，脱硫系统能够达标运行，提高了脱硫装置对燃煤硫份的适应能力，并提高了脱硫装置的可利用率，从而提高了脱硫装置的综合脱硫效率，最终节省了排污费；4）超出设计硫份约30%的燃煤与设计硫份以内燃煤的价格差；5）使用脱硫添加剂可降低吸收塔浆液和脱硫石膏中碳酸钙和亚硫酸钙含量，从而减缓脱硫塔后续设备（除雾器以及GGH）的结垢和堵塞，在一定程度上提高了脱硫装置的运行可靠性。二、脱硫添加剂节能效益分析华能南京金陵电厂二期2X1030MW燃煤机组采用中电投远达环保工程有限公司总承包建设的石灰石一石膏湿法烟气脱硫技术，采用一炉一塔的布置方式。设计入口烟气量为3232440m3/h（标态、湿基、实际。2）

9、,设计入口SO2浓度为2142mg/m3（标态、干基、6%。2）,#1机组脱硫装置于2010年5月完成脱硫装置的性能考核和保证值验收试验。在设计工况下脱硫系统运行的主要指标基本满足设计要求。为了分析脱硫装置在使用脱硫添加剂后的节能运行效果，以及超出设计硫份后脱硫系统性能的提升作用，西安热工研究院于2010年8月对#1脱硫系统进行了脱硫添加剂试验。在保证排放指标的前提下可以停一台或两台浆液循环泵运行，大大降低了脱硫装置的运行能耗。通过脱硫添加剂现场试验，确定脱硫添加剂的使用规范，并根据试验情况建立使用脱硫添加剂后脱硫装置的最佳运行卡片用于指导脱硫运行。运行卡片见表1。表1使用脱硫添加剂后脱硫装置

10、运行卡片机组负荷运行参数设定值FGD进口SO2浓度（mg/m3）25002000150010001000MW循环泉运行方式ABDABCABCAD氧化风机运行方式ACACA/CA/CpH值5.65.85.65.85.45.65.25.4吸收塔液位（m）9.510.59.510.59.510.59.510.5800MW循环泉运行方式ABCABCBCAC氧化风机运行方式ACACA/CA/CpH值5.65.85.45.65.45.65.25.4吸收塔液位（m）9.510.59.510.59.510.59.510.5600MW循环泉运行方式CDBDBCAB氧化风机运行方式ACA/CA/CA/CpH值5.

11、45.65.45.65.25.45.05.2吸收塔液位（m）9.510.59.510.59.510.59.510.5根据表1中的运行卡片进行的节电效果分析见下表：表2使用脱硫添加剂后脱硫装置节电及节省发电成本数据表机组负荷运行参数设定值FGD进口SO2浓度（mg/m3）25002000150010001000MW循环泉运行方式ABCBCACAB氧化风机运行方式ACACA/CA/C节省电量/kW（循划、泉+增压风机+氧化风机）1250209023902440节省厂用电率/%0.130.210.240.24节省发电成本/万元300502574586800MW循环泉运行方式BCACABAB氧化风机运

12、行方式ACACA/CA/C节省电量/kW（循划、泉+增压风机+氧化风机）2090215024402440节省厂用电率/%0.260.270.310.31节省发电成本/万元502516586586600MW循环泉运行方式ACABABAB氧化风机运行方式ACA/CA/CA/C节省电量/kW（循划、泉+增压风机+氧化风机）2150244024402440节省厂用电率/%0.360.410.410.41节省发电成本/万元516586586586注：停运浆液循环泵，系统阻力下降约300Pa,A、B增压风机电流各下降约20A,增压风机电耗可下降约300350kW。节省的发电成本按照发电成本电价0.40元/

13、kW和年运行6000小时计算。针对表2以设计工况为例进行节能效益分析如下：在设计工况下，停D浆液循环泵可以节省运行电流约100A,电量约950kW;停一层喷淋，系统阻力下降约300Pa,A、B增压风机电流分别下降约16A和22A,节省增压风机电量约300kW;一共节省约1250kW;共计可节省厂用电率约0.13%,脱硫厂用电率降至0.95%以下。按照年运行6000h和发电成本0.40元/kW计算，发电成本上可以节省约300万元/年，而使用脱硫添加剂的成本约为110万元/年，每年单套脱硫装置可节省运行费用约190万元。此估算仅对使用添加剂后节省的发电成本及添加剂的使用费用进行了估算，石灰石利用率

14、提高而节省的费用、停运的循环泵节省的检修费用和设备折旧费用以及在脱硫系统在超出设计硫份情况下脱硫系统达标连续稳定运行而节省的排污费未计算在内。三、脱硫添加剂节省改造费用分析西安热工院脱硫添加剂在众多电厂脱硫装置的应用情况表明，在入口SO2浓度超出设计浓度约30%时，使用脱硫添加剂可以满足脱硫系统稳定连续达标运行，因此对于集团公司所有计划进行脱硫增容改造的电厂，在入口SO2浓度超出设计浓度不高于30%的脱硫系统可考虑不进行改造。现以华能汕头电厂一期脱硫改造进行节省改造费用分析如下：华能汕头电厂一期2M00MW亚临界机组，每台锅炉最大连续蒸发量为1000t/h;华能汕头电厂一期脱硫工艺采用奥地利能

15、源公司（AEB的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术，一炉一塔配置。工程承包方为清华同方环境有限责任公司。于2006年6月陆续完成性能考核试验工作。脱硫工程原设计燃煤含硫量为0.63%,脱硫装置入口SO2浓度1322mg/m3,设计脱硫效率90%。脱硫系统增容改造设计煤质含硫量为0.7%，脱硫装置入口SO2浓度1610mg/m3,脱硫效率为95%。改造设计SO2浓度较改造前提高了21.8%。改造首选方案如下：增加一层喷淋层：在最上层喷淋层与除雾器之间增加一层喷淋层，吸收塔上部整体抬高；原吸收塔浆池容积不变。新建一座供一、二期公用的塔外氧化浆罐，新增氧化风机布置在塔外氧化浆罐附近，原吸收塔氧化系统不做

16、改动。塔外氧化浆罐设置四台侧进式搅拌器，两台石膏排出泵，并在原石膏旋流器旁新增一套石膏旋流器；塔外氧化浆罐另外设置两台石膏浆液返回泵，可以将罐内浆液返回至任意一座吸收塔。原吸收塔各增设一台石膏排出泵，可将塔内石膏浆液排放至塔外氧化浆罐中。改造费用分析：1）由于脱硫装置入口含硫量的增加，不论对装置进行增容改造还是使用脱硫添加剂，对公用系统的改造均需进行，所以差别在于对吸收塔系统的改造上。汕头电厂一期脱硫增容改造静态投资约为2900万元。如果按照投资额80%来源于银行贷款，还款期10年，贷款利率6.6%（现行5年期贷款利率），则每年约偿还银行本金240万元，每年需偿还利息80万元，则每年本息合计3

17、20万元。2）增容改造后，年装置运行费用（厂用电、设备维护、设备折旧三项费用增量）增加约为600万元（如果只考虑前两项增量运行费用增加约为400万元）。3）如果采用脱硫添加剂，并相应改造部分公用系统的改造方式，每年使用脱硫添加剂约60吨，每吨单价约2.8万元，则年脱硫添加剂使用费用约为：168万元。通过以上分析，采用脱硫增容改造年财务费用+运行费用增加约为：920万元，不考虑设备折旧费用是720万元；如果采用脱硫添加剂改造，年材料费用增加约为168万元。所以对于入口含硫量增加30%以内的在运脱硫系统，采用脱硫添加剂在经济性上具有绝对优势。据初步调研，华能集团内约三分之一电厂计划进行脱硫装置增容

18、改造情况类似于华能汕头电厂。四、华能集团全面应用脱硫添加剂经济效益分析据初步统计，2010年底华能集团共安装约180套石灰石-石膏湿法烟气装置，合计装机容量约7000万千瓦。1）节能效益分析集团内部大约有二分之一（90套）脱硫装置的可以完全满足机组燃煤要求，使用脱硫添加剂后，在现有基础上脱硫装置可以停一台浆液循环泵运行，降低厂用电率和运行成本。按平均降低厂用电率0.15%（不同脱硫装置上的试验数据为0.120.20%）计算，可以节省电功率约52500kW,按年运行6000h计，全年可节省电量约3.41亿kWh,按发电成本0.38元/kWh计，每年可节省发电成本约1.2亿元。根据不同脱硫装置的设计条件和运行参数，单套脱硫装置使用添加剂的成本约为60