煤种掺烧对燃煤机组脱硫系统运行经济性分析

王 洁，秦刚华，李清毅，黄斐鹏，郝润龙，张 勤

(1.浙江省火力发电高效节能与污染物控制技术研究重点实验室，浙江 杭州 311121；2.浙江浙能技术研究院有限公司，浙江 杭州 311121；3.浙江省能源集团有限公司，浙江 杭州 310007；4.华北电力大学，河北 保定 071003)

0 引 言

煤炭是我国电力能源的主要来源，燃煤电厂发电产生的SO2、NOX、烟尘是主要的固定污染源之一，对环境有着重大不利影响[1]。《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271—2014)对原有的环保系统提出了更高要求[2]，燃煤机组实施超低排放后[3]，原有脱硫系统的运行压力进一步增加，要求折算后SO2排放浓度低于35 mg/Nm3。烟气脱硫系统(FGD)是控制SO2污染最为有效的技术手段，其中湿法FGD技术具有脱硫反应速度快、煤种适应性强、脱硫效率高和吸收剂利用率高等优点，被大规模地应用于燃煤电厂[4]。近年来，随着能源双控，煤炭消耗约束收紧，煤炭生产成本和运输费用一直提高，导致燃煤电厂煤粉需求十分紧张。因此，为满足电厂燃煤供应，掺烧一种甚至多种煤已经成为普遍的方式。

由于燃煤机组容量、脱硫系统配置[5-6]、燃煤成分[7-8]不同，湿法FGD的运行成本大约为0.015～0.04元/(kW·h)，国家或地方政府给予的脱硫政策性成本补贴约为0.015～0.02元/(kW·h)，运行成本高于补贴金额，因此，在脱硫运行中如何优化降低成本是燃煤电厂面临的一个重要问题。

本文以某电厂660 MW机组超低排放改造后的脱硫系统为例，基于煤种进行掺烧耦合机组负荷进行试验，分析脱硫装置满足超低排放要求下的最大出力能力，挖掘脱硫潜力；……