某300 MW機組脫硫系統最大出力性能分析

尹星 高衍建 張燊 魏園 倪蕾

摘要：針對復雜多變運行工況下脫硫系統進一步優化運行的需求，通過現場取樣實測方式對某300 MW機組脫硫系統最大出力性能進行分析?？刂泼摿虺隹赟O2排放濃度為20 mg/m3（標態、干基、6%O2），實測機組滿負荷運行條件下脫硫入口原煙氣中最大SO2濃度，進一步測試分析脫硫塔內pH和石膏品質。研究結果顯示，在脫硫凈煙氣SO2濃度不高于20 mg/m3的前提下，原煙氣SO2濃度不宜高于4 400 mg/m3，并且此工況物耗、能耗較大，不宜長期運行，實際運行中燃煤摻配應留有部分運行調控裕量。

關鍵詞：燃煤機組；脫硫系統；石灰石-石膏濕法脫硫；最大出力

中圖分類號：X701.3? ? 文獻標志碼：A? ? 文章編號：1671-0797（2024）07-0015-03

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.07.004

0? ? 引言

我國以煤為主的能源消費格局，導致我國的大氣環境污染存在典型的煤煙型特征[1]。據統計，我國有約一半的煤炭用于電力生產，煤炭燃燒過程中會產生大量的SO2、NOx和煙塵，嚴重污染大氣環境[2]。

超低排放改造以來，我國燃煤電廠的煙氣污染物排放濃度得到了顯著降低。燃煤煙氣超低排放中的SO2排放濃度限值為35 mg/m3，燃煤電廠環保系統普遍采用高效脫硫裝置和降低入爐煤硫分兩種手段來實現SO2的穩定達標排放，其中石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置以其穩定、可靠、高效等特點被燃煤電廠廣泛采用[3]。

目前，針對脫硫系統的性能研究主要集中在系統出力影響因素和能效分析[4]、（pH、密度、漿液品質等）運行參數優化[5]、（系統設計、工藝條件、設備狀態、運行控制等）可靠性分析評價[6]等方面，在構建新型電力系統的大形勢下，燃煤電廠普遍面臨著入爐煤質和運行負荷頻繁波動以及深度調峰運行的挑戰，傳統的脫硫系統“壓線”運行方式存在較大的超標排放風險，因此亟需在更低的運行限值條件下針對現有脫硫系統進行最大出力性能評估診斷工作。

1? ? 設備概況

某300 MW燃煤機組為亞臨界抽汽式煤粉爐，采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，一爐兩塔配置。脫硫系統設計燃煤收到基硫分2.15%，入口SO2濃度為5 732 mg/m3（標態、干基、6%O2），出口SO2濃度小于50 mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硫效率大于99.13%，實際運行可以實現不高于35 mg/m3（標態、干基、6%O2）超低排放限值要求。脫硫系統中的吸收劑制備采用來粉制漿工藝，石膏脫水采用石膏旋流器+真空皮帶脫水機兩級脫水工藝，脫硫廢水采用三聯箱脫硫廢水處理工藝。

2? ? 最大出力性能測試

為滿足日益嚴格的環保政策要求，進一步適應當前燃煤機組煤質、負荷等運行狀態變動對環保系統運行性能的影響，在機組接近滿負荷時開展脫硫系統最大出力性能試驗，保證凈煙氣SO2排放濃度不高于20 mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硫消泡劑按日常運行方式投運，2A、2B吸收塔漿液pH相對穩定，通過入爐煤摻配，測試脫硫系統入口SO2濃度最大值，從而為脫硫系統日常運行、入爐煤采購以及燃煤摻配提供依據。

2.1? ? 試驗測點位置

試驗中主要采用取樣測試，測試點位示意圖如圖1所示，其中取樣點分別為一級脫硫塔和二級脫硫塔的漿液，煙氣參數測量截面位于濕式除塵器后。

2.2? ? 煙氣流量

通過凈煙氣矩陣式流量計實測煙氣量結果如圖2所示。

試驗工況下，工況一至工況四煙氣流量平均值分別為916 199 m3/h（標態、干基、6%O2）、914 598? m3/h（標態、干基、6%O2）、882 399 m3/h（標態、干基、6%O2）、863 278 m3/h（標態、干基、6%O2）。

2.3? ? 原煙氣SO2濃度

通過煙氣分析儀實測原煙氣SO2濃度，結果如圖3所示。

試驗工況下，工況一條件下脫硫系統原煙氣SO2濃度為4 173 mg/m3（標態、干基、6%O2），工況二條件下脫硫系統原煙氣SO2濃度為4 401 mg/m3（標態、干基、6%O2），工況三條件下脫硫系統原煙氣SO2濃度為4 337 mg/m3（標態、干基、6%O2），工況四條件下脫硫系統原煙氣SO2濃度為4 350 mg/m3（標態、干基、6%O2）。

2.4? ? 吸收塔漿液pH

通過電導率儀實測吸收塔漿液pH結果如表1所示，試驗期間，2A吸收塔漿液pH為5.4，2B吸收塔漿液pH為6.3、6.4。

2.5? ? 凈煙氣SO2濃度與脫硫效率

通過煙氣分析儀實測原煙氣SO2濃度、凈煙氣SO2濃度和O2濃度，結果如圖4和圖5所示。

試驗工況下，工況一條件下兩級塔7臺漿液循環泵全部投運，原煙氣SO2濃度為4 173 mg/m3（標態、干基、6%O2），2A吸收塔漿液pH為5.4，2B吸收塔漿液pH為6.4，脫硫系統凈煙氣SO2濃度為16 mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硫效率為99.62%。

工況二條件下，兩級塔7臺漿液循環泵全部投運，原煙氣SO2濃度為4 401 mg/m3（標態、干基、6%O2），2A吸收塔漿液pH為5.4，2B吸收塔漿液pH為6.3，脫硫系統凈煙氣SO2濃度為18 mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硫效率為99.59%。

工況三條件下，兩級塔7臺漿液循環泵全部投運，原煙氣SO2濃度為4 337 mg/m3（標態、干基、6%O2），2A吸收塔漿液pH為5.4，2B吸收塔漿液pH為6.3，脫硫系統凈煙氣SO2濃度為20 mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硫效率為99.54%。

工況四條件下，兩級塔6臺漿液循環泵投運（A2漿液循環泵停運），原煙氣SO2濃度為4 350 mg/m3（標態、干基、6%O2），2A吸收塔漿液pH為5.4，2B吸收塔漿液pH為6.3，脫硫系統凈煙氣SO2濃度為17 mg/m3（標態、干基、6%O2），脫硫效率為99.61%。

2.6? ? 石膏品質

石膏品質通過從石膏皮帶脫水機末端取樣分析，結果如表2所示。

試驗負荷工況期間，石膏含水率均值在15.26%～16.88%，CaSO4·2H2O的含量均值在80.19%～84.52%，CaCO3的含量均值為7.10%～8.29%，CaSO3·1/2H2O含量未檢測出結果，石膏含水率、碳酸鹽含量偏高，硫酸鈣含量偏低，石膏品質較差。

對比圖3、表1和表2可以發現，在滿足煙氣SO2達標排放的前提下，為適應燃煤采購與摻配需求，盡可能提高入口SO2濃度，由上述試驗結果可以看出，吸收塔漿液pH（尤其是2B塔）控制偏高，石膏中碳酸鹽含量（7.10%～8.29%）偏高，石灰石耗量整體偏高。此外，試驗過程中發現吸收塔漿液起泡嚴重，漿液循環泵電流低于額定值，實際運行液氣比也有所降低，造成脫硫效率降低，脫硫系統出力降低。同時，吸收塔漿液起泡嚴重，實際漿池容積較小，石膏氧化時間較少，縮短了石灰石溶解時間，影響石灰石利用率，因此，吸收塔漿液起泡是造成脫硫系統出力下降的最主要原因。

3? ? 結論

本文通過現場實測的方法，對某300 MW機組脫硫系統最大出力性能進行了分析研究：

（1）試驗期間機組負荷基本接近300 MW，達到2號機組日常運行最大負荷工況。

（2）試驗期間，2A吸收塔漿液pH為5.4，2B吸收塔漿液pH為6.3、6.4，石膏含水率均值在15.26%～16.88%，CaSO4·2H2O的含量均值在80.19%～84.52%，CaCO3的含量均值在7.10%～8.29%，CaSO3·1/2H2O含量未檢測出結果，漿液pH（尤其是2B吸收塔）控制偏高，石膏品質較差。

綜上所述，試驗負荷工況下，在脫硫凈煙氣SO2濃度不高于20 mg/m3前提下，原煙氣SO2濃度應不高于4 400 mg/m3，但此工況以犧牲物耗（增加石灰石耗量）為代價，僅作為試驗工況點，不宜長期運行，實際運行中燃煤摻配應留有部分余量。

[參考文獻]

[1] 徐銳.大型石灰石-石膏濕法煙氣脫硫系統可靠性研究[D].武漢：華中科技大學，2011.

[2] 劉靜.電廠濕法脫硫系統優化研究[D].保定：華北電力大學，2008.

[3] 王穎聰.某330 MW機組循環流化床鍋爐脫硫效率分析[J].熱力發電，2015，44（9）：109-112.

[4] 梁國智.300 MW機組脫硫系統能效分析及其優化研究[D].廣州：華南理工大學，2015.

[5] 康俊濤，胡瑞光，鄭秀平，等.石灰石-濕法煙氣脫硫系統達不到設計出力原因分析及措施[J].山東工業技術，2016（17）：8.

[6] 柴小康.石灰石-石膏法煙氣脫硫系統中存在的主要問題及其原因分析[J].南昌高專學報，2008，23（6）：198-200.

收稿日期：2023-11-30

作者簡介：尹星（1990—），男，河北邢臺人，工程師，安環部副主任，研究方向：安全環保。