600 MW機組脫硫系統運行優化

聶鵬飛，馬磊，張鵬

(河北大唐國際王灘發電有限責任公司，河北 唐山 063611)

0 引言

目前，石灰石－石膏濕法脫硫(FGD)技術在燃煤電廠煙氣脫硫中廣泛應用，具有技術成熟、運行可靠、脫硫效率高等優點。但是，濕法FGD系統龐大，影響其運行的因素也較為復雜。因此，河北大唐國際王灘發電有限責任公司(以下簡稱王灘發電公司)自脫硫系統投產之初，就把如何提高濕法脫硫系統運行優化水平擺在很重要的位置。本文對王灘發電公司石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統(噴淋塔)優化運行的一些經驗進行分析。

1 系統概況

王灘發電公司#1，#2機組為600MW燃煤發電機組，各采用1套石灰石－石膏濕法煙氣脫硫裝置，無煙氣換熱器(GGH)及球磨機系統，外購石灰粉。其中，工藝水系統、石灰石制漿系統、石膏脫水系統、事故漿液罐、壓縮空氣系統為公用系統。2套系統于2006年6月投入運行，系統主要設計參數見表1。

表1 王灘發電公司脫硫系統設計參數

2 運行優化策略

根據王灘發電公司#1，#2濕法脫硫系統工藝、設備及運行情況，檢測運行參數及試驗模擬。通過測定煙氣中HCl，HF，SO3的質量濃度及煙氣濕度，了解吸收塔內Cl－，F－等離子組分的狀況，測定石灰石成分，研究飛灰、亞硫酸對石灰石溶解活性的影響，定期測定漿液及石膏成分，分析吸收塔運行情況。統計2臺機組吸收塔相關運行參數，通過繪制曲線分析各參數之間的關系。

3 檢測運行參數及模擬試驗

脫硫系統運行優化包括煤質、漿液循環量、石灰粉粒度、吸收塔石膏漿液品質等方面，下面主要針對煙氣、石灰石漿液的品質進行化驗分析。

3.1 煙氣部分

某時段機組負荷為550MW，入口SO2質量濃度為2500 mg/m3，#1，#2機組脫硫系統出、入口煙氣參數見表2。

表2 #1，#2機組脫硫系統出、入口煙氣參數 mg/m3

由表2可知，原煙氣攜帶的Cl－及F－的質量濃度較高。經過脫硫后的凈煙氣帶走大量水分，而原煙氣中的大部分離子被漿液吸收并在吸收塔中富集。

3.2 石灰石活性部分

圖1 石灰石活性試驗裝置示意圖

石灰石溶解活性試驗考察了煙氣中含塵量對吸收塔中石灰石溶解性的影響(試驗裝置如圖1所示)，試驗采用連續恒定加酸的方式，通過酸液的加入模擬煙氣中二氧化硫進入吸收塔的過程，酸液進入石灰石漿液與石灰石反應，過量的酸使漿液pH值進一步降低，當pH值降至4.5時，停止加酸。pH值降至4.5所用時間越長，說明石灰石活性越高。石灰石溶解活性試驗結果見表3，飛灰對石灰石溶解活性影響見表4。

表3 石灰石溶解活性試驗結果 min

從表3、表4中可以看出:

(1)煙氣中含少量飛灰時，由于飛灰提供的堿度對脫硫系統有積極作用，當加入1.0 g，1.5 g飛灰時，達到相同的脫硫效果可以節約 2.63%和4.39%的石灰石用量。

(2)當飛灰達到一定濃度時，堿度對脫硫系統的積極作用已經不明顯，而飛灰中一些成分對脫硫反應的抑制作用開始顯現。當飛灰加入量超過1.5 g(如 2.0 g，3.0 g)時，達到相同的中和效果，需要增加0.90%，2.80%的石灰石使用量，而當加入3.5 g飛灰時，需要增加的石灰石用量高達10.00%。

(3)簡言之，飛灰對石灰石利用率的影響有一個閾值，在閾值之前，飛灰有著積極的作用，而且飛灰量越大，積極作用越大;當飛灰量超過閾值時，飛灰會抑制石灰石活性，而且飛灰量越大，活性降低越快。

(4)建議控制吸收塔入口含塵量在80 mg/m3以下。

4 統計分析

4.1 脫硫效率與入口含塵量的關系

統計分析某段時間連續2d內脫硫效率與入口含塵量之間的關系，如圖2所示。

由圖2可知:當入口煙氣含塵量低于80 mg/m3時，脫硫效率達到94%以上，說明含塵量低有利于SO2的去除;當入口煙氣含塵量高于80 mg/m3時，脫硫效率有所降低，一般在92%以下。通過控制電除塵系統可將含塵量降到80 mg/m3以下，此時可獲得較高的脫硫效率。

4.2 pH值對石灰石溶解活性的影響

圖2 脫硫效率與入口含塵量之間的關系

從吸收塔內取一定量石膏漿液進行活性試驗，在恒定pH值條件下測定石灰石的反應活性。將一定吸收塔中漿液置于玻璃釜式反應器中，在恒溫且不斷攪拌的情況下，用一定濃度的亞硫酸以連續固定加酸率向反應器中加酸，隨著加酸的進行，漿液的pH值逐漸下降，利用自動滴加儀加入適量的石灰石漿液，維持pH值恒定。石灰石活性試驗裝置如圖3所示，試驗結果分析見表5。

圖3 石灰石活性試驗裝置

表5 試驗結果分析

從表5可以看出:

(1)當控制 pH 值為4.5，5.0 和 5.5 時，相同亞硫酸通入量下，所需的補漿量分別為 100.11g，237.84 g和459.41 g，固硫率分別為 90%，94% 和98%。

(2)維持的pH值越高，所需的補漿量越大，石灰石漿液的利用率越低，但固硫率越高，反之亦然。

(3)存在一個合適的pH值范圍，建議控制pH值在 4.9 ～5.3。

(4)當增加補漿量也無法提高脫硫率時，可先降低pH值一段時間，然后再正常運行。

4.3 漿液及石膏部分

(2)石膏分析項目:CaCO3，CaSO3·1/2H2O 及CaSO4·2H2O的質量濃度。

(3)石膏庫取樣測固體石膏含水率。

石灰石及漿液粒徑分布如圖4所示。從圖4中可以看出:吸收塔石膏漿液中粒徑較大的顆粒占漿液比重比石灰石大，吸收塔漿液中也有較多粒徑較小的顆粒。

通過漿液及石膏的分析，計算得出影響脫硫系統運行的主要參數。

(1)鈣硫比(bCa/bS)。用石膏中各物質的組分進行計算(單位為mol/g)。

圖4 石灰石及漿液粒徑分布

計算平均值為1.028，接近設計值1.020。

(2)吸收劑利用率。數值是鈣硫比(bCa/bS)的倒數，計算平均值為97.27%，說明石灰石的利用率較高。

(3)液氣比。機組負荷560 MW時

計算平均值為9 L/m3。計算值較設計值偏低，可能會影響脫硫效率，可以通過調整漿液循環泵運行數量增加液氣比可以提高脫硫效率。

(4)漿液固體停留時間(min)。

計算值為4.52 min，推薦值為 3.00 ～7.00 min，5.00 min為最佳值，可以通過調節吸收塔液位和循環漿液量來控制。

脫硫效率與入口SO2質量濃度之間的關系如圖5所示。由圖5可知:當入口 SO2質量濃度為2100～2 700 mg/m3時，脫硫效率在94%以上;當SO2質量濃度大于2700 mg/m3時，脫硫效率降低到92%以下。

若在高濃度下仍想達到較高的脫硫效率，可采取增大補漿量、增大液氣比、改變機組負荷等措施來實現。

脫硫效率與入口煙溫之間的關系如圖6所示。由圖6可知:當入口煙溫低于125℃時，脫硫效率普遍偏低(90% ～92%)，低于脫硫效率的平均值;當入口煙溫高于135℃時，脫硫效率沒有明顯升高的趨勢，甚至有所降低。上述現象說明，將入口煙溫控制在合理范圍(125～135℃)，能獲得較為理想的脫硫效率。

吸收塔漿液氯離子濃度與漿液中CaCO3質量分數的關系如圖7所示。從統計的角度看，圖7中大多數點處隨著氯離子質量濃度的升高，石膏中CaCO3的質量分數隨之升高，隨著氯離子質量濃度的降低，石膏中CaCO3的質量分數隨之降低。

吸收塔漿液氯離子濃度與石膏含水率的關系如圖8所示。圖8中大多數點處隨著氯離子質量濃度升高，石膏含水率隨之升高，隨著氯離子質量濃度降低，石膏含水率也隨之降低。

圖8 吸收塔漿液氯離子濃度與石膏含水率關系

5 結論

通過對脫硫系統中煙氣成分、吸收塔漿液性質及石膏成分的檢測分析，并模擬飛灰對石灰石反應活性的影響，結合脫硫系統記錄數據進行分析，得出以下結論:

(1)吸收塔內氯離子濃度過高，會影響石灰石利用率及石膏脫水效果，需要加強外排脫硫廢水以降低氯離子質量分數，盡量控制在1.5%以下;

(2)飛灰含量大時，會抑制石灰石反應活性并降低脫硫效率，通過調節電除塵效果降低含塵量，盡量控制吸收塔入口含塵量在80 mg/m3之下;

(3)鈣硫比(bCa/bS)反映吸收劑利用效果，需要定期測定石膏中CaCO3，CaSO4及CaSO3的質量濃度，同時定期(每天)統計石灰石粉消耗量;

(4)吸收塔液氣比設計值偏低，當脫硫效率不能滿足要求時，可以通過調節增壓風機開度及循環漿液量適當增加液氣比;

(5)入口SO2質量濃度對脫硫效率有影響，需要加強各種煤種的摻燒，盡量控制脫硫系統入口SO2質量濃度在一個穩定的范圍內;

(6)入口煙溫高低會影響脫硫效率，需將入口煙溫控制在合理范圍(125～135℃)內;

(7)脫硫吸收塔pH值應控制在一個合適的范圍(4.9 ～5.3)內。

王灘發電公司通過運行優化試驗研究得到的參數是在該廠條件下得到的，各廠應根據各自的條件確定最佳值，本文提供的試驗方法可供相關技術人員參考。

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