650MW超臨界燃煤發電機組濕法脫硫系統優化研究

劉山伶

（國家能源費縣發電有限公司，山東 臨沂 276000）

0 前言

我國火電機組主要采用濕法煙氣脫硫（Wet Flue Gas Desulfurization，WFGD）工藝進行煙氣脫硫，在運行期間需要消耗大量能源，以降低煙氣脫硫的經濟性。該文從運行參數角度出發，以650 MW超臨界燃煤發電機組為例，對漿液循環泵組合、漿液pH值以及吸收塔液位等進行系統性研究，成功優化了WFGD工藝，有助于發電廠的節能降耗。

1 研究對象

該文選擇某650 MW燃煤發電機組爐濕法脫硫系統進行研究，選擇常規的石灰石-石膏法對發電產生的煙氣進行脫硫處理，以爐-塔匹配模式布設。濕法脫硫系統主要有以下幾個系統：SO2吸收、吸收劑供應、除霧器和漿液循環泵等。在試驗過程中，對發電用煤做取樣分析，平均Mt（全水份）為16.38%，平均St，ar（收到基全硫）為0.37%，平均Var（收到基揮發份）為26.3%，平均Qnet，ar（收到基低位發熱量）為22.07 MJ/kg[1]。從數據中可以發現，該次試驗的發電用煤性質較為穩定，不會對試驗結果造成過大影響。

2 試驗與計算方法

2.1 試驗方法

使用畢托管與斜管微壓計，配合截面網格法收集脫硫系統的入口煙道位置煙氣流速、壓力等數據；使用K型鎧裝熱電偶與點溫計，以實時測量模式收集煙氣溫度數據；使用膜盒式大氣壓力計測量試驗地點的大氣壓力，再對煙氣流量進行計算。等到650 MW超臨界燃煤發電機組達到穩定負荷時，再使用SO2與O2標準氣體對試驗儀表進行標定。煙氣分析儀負責測量脫硫塔進口位置與煙囪位置所排煙氣的SO2與O2濃度?？梢詫O2采樣系統設計如圖1所示。

圖1 SO2采樣系統

從圖1可以看出，采樣槍在煙道采集煙氣，利用加熱頭對煙氣進行加熱處理，有伴熱管線送入前置預處理器中。一部分煙氣通過冷卻器、蠕動泵方式，將煙氣進行冷卻處理，提升后續煙氣分析精度。另一部分煙氣則通過2 μm過濾器、8 L/min泵送入超細過濾器中，確保煙氣中大部分為SO2與O2，由煙氣分析儀精準分析煙氣的組成成分，再將分析信號送入采集系統中，完成該次的SO2采樣任務。

在電廠分散控制系統（Distributed Control System，DCS系統）獲得煙氣的SO2與O2濃度數據后，就能通過DCS系統獲得脫硫塔進出口位置的SO2與O2濃度數據修正系數。將截面網格法應用到脫硫塔進口位置和出口煙道位置，通過熱電偶即可實時收集煙氣溫度數據。DCS系統在獲得煙氣溫度數據后，即可明確DCS系統煙氣溫度和實際測量煙氣溫度的修正系數。在之后的數據計算中可以通過修正系數對試驗儀表數據進行修正，修正后的數據將作為試驗數據使用[2]。

2.2 計算方法

石灰石試驗消耗總量的計算如公式（1）所示。

式中：m（CaCO3）為石灰石消耗總量，單位kg/h；VRG為煙氣的體積流量（標準狀態下的干煙氣為O2體積的6%），單位m3/h；C（SO2，Rogas）為未處理的煙氣SO2濃度，單位m3/h；C（SO2，Reingas）為凈煙氣SO2濃度，單位m3/h；M（CaCO3）為CaCO3的摩爾質量，該文選擇100.09 kg/kmol；M（SO2）為SO2的摩爾質量，該文選擇64.06 kg/kmol；St為Ca/S的摩爾比；Fp為石灰石純度，即純凈碳酸鈣質量占石灰石質量的百分比，該試驗使用純度為91%的石灰石，如圖2所示。

圖2 純度91%的石灰石

St的計算如公式（2）所示。

式中：x（CaCO3）為試驗石膏的CaCO3質量分數；x（CaCO4·2H2O）為試驗石膏的CaCO4·2H2O質量分數；x（CaCO3·0.5H2O）為試驗石膏的CaCO3·0.5H2O質量分數；M（CaCO4·2H2O）為試驗石膏的CaCO4·2H2O摩爾質量，選擇172.18 kg/kmol；M（CaCO3·0.5H2O）為試驗石膏的CaCO3·0.5H2O摩爾質量，選擇129.15 kg/kmol。

在100%負荷條件下，可以根據煙氣體積流量、SO2與O2濃度、水蒸氣含量、試驗石膏中CaCO4·2H2O與CaCO3·0.5H2O含量以石灰石純度等數據，再根據公式（1）計算石灰石具體消耗總量。

將SO2排污費設為C，其計算如公式（3）所示。

式中：W是SO2排放總量，單位t；0.95為修正系數；1 200為每處理1t的SO2需要支出的排污費用，元。

3 試驗結果與研究

3.1 優化漿液循環泵組合

為穩定降低650 MW超臨界燃煤發電機組運行電力資源消耗，實現發電廠的節能環保需求，在達到650MW負荷時，可以對漿液循環泵組合做優化處理。機組共配置4臺漿液循環泵，記作A、B、C和D。因為送入爐中的燃煤平均St，ar為0.37%，所以在分析以往發電廠工作經驗后，檢查送入爐中的燃煤性質，發現硫成分占燃煤的0.35%～0.40%，并不會加重650 MW超臨界燃煤發電機組的運行負荷。多位工程師聯合研究后，認為使用2臺泵就可以在不影響當前發電計劃基礎上達到環保標準?？紤]A、B共用一條母線，C、D也共用一條母線，為避免出現漿液循環泵的跳閘風險，實際運行時需要避免讓A、B漿液循環泵同時運行，C、D漿液循環泵使用時也需要注意這一點[3]。在100%負荷條件下，漿液循環泵可以設為4種組合模式，分別為BD、AD、BC和AC。以BC組合為例，在使用這個組合優化后，漿液的pH值為5.58，其密度約為1 087.32 kg/m3，吸收塔液位為10.21 m，進口O2含量為3.91%，進口SO2濃度為843.79 mg/m3，石灰石耗量為4 641.04 kg/h，循環泵電耗為2 120.43 kW，氧化風機電耗為695.51 kW，電耗總成本為1 126.35元/h，石灰石成本為761.12元/h，SO2排污費為86.74元/h。在充分整理優化試驗數據后，將成本優化試驗結果整理如圖3所示。根據當地市場情況，發電廠能源消耗以0.4元/kWh計算，石灰石以164元/t計算。

圖3 漿液循環泵組合成本數據

在分析圖3和漿液循環泵組合成該項目后，發現BD漿液循環泵組合使用的能源總量與石灰石成本最高，并擁有最高的脫硫效率，SO2排污費用花費也最少，但是最后的合計成本是幾種組合中最高的；如果采用AC組合，雖然能源總量與石灰石總量使用成本最低，可是需要花費較高的SO2排污費用，在對其他幾種組合方式進行計算后，AC組合的合計成本最低。如果漿液pH值下降到5.75，煙囪出口位置的SO2濃度超過26.63 mg/m3，和發電廠SO2排放限值的30 mg/m3較為接近，會增加發電廠SO2處理負荷。從這個角度考慮，AC組合不具備更高的環保價值，會在另一個層面增加發電廠的運營成本，所以不考慮使用AC組合；和其他組合相比，BC組合的合計成本處于中等水平，吸收塔的脫硫效率達到97.06%，即大部分SO2可以被BC漿液循環泵組合充分吸收，滿足發電廠環保排放需求。而且煙囪出口位置的SO2濃度也和排放限值之間存在較大的裕度，減少了發電廠的SO2處理負荷。經研究后，該文認為使用BC組合可以有效降低濕法脫硫系統的運行成本，因此選擇BC組合作為最終的優化漿液循環泵組合。

3.2 優化漿液pH值

作為濕法脫硫系統的運行參數之一，吸收塔的漿液pH值對系統脫硫效率、CaCO3含量與溶解度等因素具有較大影響。在3.1節中已經篩選出最佳漿液循環泵組合BC組合，再對吸收塔的漿液pH值做試驗分析，可以有效控制石灰石使用量，減少系統運行的物料成本，提升發電廠經濟效益。在650 MW負荷下選擇BC漿液循環泵組合，保持其他參數不變，僅對漿液pH值進行調整，可以獲得在不同漿液pH值條件下煙囪出口位置的SO2排放量、脫硫效率和石灰石消耗等數據，并在分析后整理出最佳漿液pH值數據。一般情況下，如果漿液pH值偏低，可以提升漿液溫度，提高石灰石在漿液中的溶解速度，可是這種方法會讓吸收塔的漿液吸收SO2的速度逐漸降低。如果漿液pH值下降到4.0，吸收塔的漿液幾乎不會再吸收SO2，會直接影響系統脫硫效果；而漿液pH值逐漸提升，漿液會產生更多的CaCO3，提高液相傳質系數，進而緩慢提升SO2吸收速度；如果漿液pH值偏高，漿液的石灰石溶解率下降，會導致漿液的H+濃度下降，Ca2+難以從漿液中析出，進而影響脫硫效率，漿液也更容易出現結垢現象，增加系統運行負擔，對以后系統脫硫作業會造成長遠影響。

在分析數據后可以發現，當系統負荷為100%時漿液pH值降低，SO2吸收速度明顯降低，能源消耗與石灰石使用成本都會隨之下降，可是需要花費更高的SO2排污費用；在漿液pH值從5.58降低到5.51時，系統原脫硫效率從97.06%會逐漸降低到96.14%，排污費用會從原本的86.75元/h上升到113.41元/h。而且，煙囪出口位置的濃度也上升到27.82mg/m3，增加系統的運行成本。如果再降低漿液pH值，排放的SO2濃度會大于發電廠SO2排放限制，不符合發電廠使用需求。而且漿液pH值從5.58降低到5.51時，系統脫硫總成本并沒有產生過大差距，僅有6.26元/h的變化，在實際應用中可以忽略不計。所以，如果650 MW超臨界燃煤發電機組選擇BC漿液循環泵組合，建議將漿液pH值調整為5.5～5.6，此時系統運行成本最低。

3.3 優化吸收塔液位

吸收塔液位會影響系統的脫硫效率、能源消耗量，如果不科學控制吸收塔液位，將會出現煙氣短路問題，或者出現漿液溢流故障，對機組的正常運行會造成嚴重威脅，對發電廠長期運行也會有負面影響。現整理3.1節與3.2節內容，再從實踐應用角度對吸收塔的液位做優化處理。選擇漿液循環泵BC組合，漿液pH值控制在5.5～5.6，并保持其他參數不變，再針對吸收塔液位進行試驗，收集此時的各項數據，就能獲得煙囪出口位置SO2排放量、脫硫效率、能源消耗和石灰石使用量等真實情況。而在整理大量數據后仔細地數據核對，即可知道最佳吸收塔液位。在分析大量文獻資料和從業人員的深入研究，并研究多個650 MW超臨界燃煤發電機組運行數據后，該文發現吸收塔液位越高，漿液和煙氣在吸收塔內停留的時間越長，在相同時間內，煙氣和漿液獲得更大的接觸效率，進而提升了SO2的吸收效果，獲得更高的脫硫效率?？墒?，吸收塔液位偏高會導致以往的風機運行效率無法滿足此時脫硫需求，需要更大的氧化風機運行效率，這反而會增加系統的能源消耗。吸收塔液位優化成本數據整理如圖4所示。

圖4 吸收塔液位優化成本數據

結合圖4和整理的數據可以發現，當系統運行時，需要嚴格關注電廠環保指標，即在吸收塔液位降低時，脫硫系統能源消耗也會逐漸降低。吸收塔液位從原本的10.21 m降低到9.01 m時，原本能源消耗總成本為1 126.37元/h，現在能源消耗總成本為1 104.11元/h，下降幅度約為1.98%。但是漿液吸收SO2能力將會被削減，吸收塔脫硫效率降低，導致煙囪出口位置的SO2排放量增加，生產單位則需要花費更多資金解決SO2排污問題。在吸收塔液位降低過程中，SO2排污費從原本的86.75元/h提升到110.4元/h，上升幅度約為30.81%。在分析吸收塔脫硫效率、能源消耗、石灰石用量和SO2排污費用等多種因素后，該文認為650 MW超臨界燃煤發電機組的最佳吸收塔液位應控制在8m～9m。

4 結論

該文針對濕法脫硫系統的運行參數進行了系統性研究，有效降低了脫硫成本，對我國發電行業未來發展有較大幫助。除此之外，也可以從設備、控制等角度進行優化，全面研究濕法脫硫系統的不足，以新技術或新模式逐步優化系統。希望更多從業人員可以通過該文內容對65 0MW超臨界燃煤發電機組濕法脫硫系統進行深度研究，為我國經濟有序發展貢獻力量。