引言

我國以煤為主的能源消費格局,導(dǎo)致我國的大氣環(huán)境污染存在典型的煤煙型特征[1]。據(jù)統(tǒng)計,我國有約一半的煤炭用于電力生產(chǎn),煤炭燃燒過程中會產(chǎn)生大量的SO2、Nox和煙塵,嚴重污染大氣環(huán)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(huán)保系統(tǒng)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(xiàn)So2的穩(wěn)定達標(biāo)排放,其中石灰石—石膏濕法煙氣脫硫裝置以其穩(wěn)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(tǒng)的性能研究主要集中在系統(tǒng)出力影響因素和能效分析[4]、(PH、密度、漿液品質(zhì)等)運行參數(shù)優(yōu)化[5]、(系統(tǒng)設(shè)計、工藝條件、設(shè)備狀態(tài)、運行控制等)可靠性分析評價[6]等方面,在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的大形勢下,燃煤電廠普遍面臨著入爐煤質(zhì)和運行負荷頻繁波動以及深度調(diào)峰運行的挑戰(zhàn),傳統(tǒng)的脫硫系統(tǒng)“壓線”運行方式存在較大的超標(biāo)排放風(fēng)險,因此亟需在更低的運行限值條件下針對現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)進行最大出力性能評估診斷工作。

1設(shè)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(tǒng)設(shè)計燃煤收到基硫分2.15%,入口So2濃度為5732mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%o2),出口So2濃度小于50 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%o2),脫硫效率大于99.13%,實際運行可以實現(xiàn)不高于35 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%o2)超低排放限值要求。脫硫系統(tǒng)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十真空皮帶脫水機兩級脫水工藝,脫硫廢水采用三聯(lián)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(huán)保政策要求,進一步適應(yīng)當(dāng)前燃煤機組煤質(zhì)、負荷等運行狀態(tài)變動對環(huán)保系統(tǒng)運行性能的影響,在機組接近滿負荷時開展脫硫系統(tǒng)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(biāo)態(tài)、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(wěn)定,通過入爐煤摻配,測試脫硫系統(tǒng)入口So2濃度最大值,從而為脫硫系統(tǒng)日常運行、入爐煤采購以及燃煤摻配提供依據(jù)。

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(shù)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(jié)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(biāo)態(tài)、干基、6%o2)、914 598 m3/h(標(biāo)態(tài)、干基、6%o2)、882 399 m3/h(標(biāo)態(tài)、干基、6%o2)、863 278 m3/h(標(biāo)態(tài)、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(jié)果如圖3所示。

試驗工況下,工況一條件下脫硫系統(tǒng)原煙氣sO2濃度為4 173 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2),工況二條件下脫硫系統(tǒng)原煙氣sO2濃度為4 401 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2),工況三條件下脫硫系統(tǒng)原煙氣sO2濃度為4 337 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2),工況四條件下脫硫系統(tǒng)原煙氣sO2濃度為4 350 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2)。

2.4吸收塔漿液PH

通過電導(dǎo)率儀實測吸收塔漿液PH結(jié)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(jié)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(huán)泵全部投運,原煙氣sO2濃度為4 173 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(tǒng)凈煙氣sO2濃度為16 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(huán)泵全部投運,原煙氣sO2濃度為4 401 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(tǒng)凈煙氣sO2濃度為18 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(huán)泵全部投運,原煙氣so2濃度為4 337 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(tǒng)凈煙氣so2濃度為20 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(huán)泵投運(A2漿液循環(huán)泵停運),原煙氣so2濃度為4 350 mg/m3(標(biāo)態(tài)、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(tǒng)凈煙氣so2濃度為17 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%o2),脫硫效率為99.61%。

2.6石膏品質(zhì)

石膏品質(zhì)通過從石膏皮帶脫水機末端取樣分析,結(jié)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(jié)果,石膏含水率、碳酸鹽含量偏高,硫酸鈣含量偏低,石膏品質(zhì)較差。

對比圖3、表1和表2可以發(fā)現(xiàn),在滿足煙氣so2達標(biāo)排放的前提下,為適應(yīng)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(jié)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(fā)現(xiàn)吸收塔漿液起泡嚴重,漿液循環(huán)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(tǒng)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(tǒng)出力下降的最主要原因。

3結(jié)論

本文通過現(xiàn)場實測的方法,對某300 MW機組脫硫系統(tǒng)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(jié)果,漿液PH(尤其是2B吸收塔)控制偏高,石膏品質(zhì)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(yīng)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(yīng)留有部分余量。