降低超凈排放機組脫硫粉耗分析

韓一峰 蔡 成 何旭東

（上海外高橋發電有限責任公司，上海 200137）

由于我國越來越重視環境保護，因此對火電排放的指標要求越來越嚴格，而機組進行超凈排放改造后，石灰石粉耗有持續上升的趨勢，月石灰石粉耗為50kg/萬kWh。石灰石材料成本一直是脫硫系統成本中重要的組成部分，為進一步挖掘機組節能降耗潛力，提高脫硫系統運行的經濟性，因此對整個脫硫制漿流程進行分析。

1 本廠脫硫系統概況

1.1 脫硫系統設備概況

該煙氣脫硫（FGD）裝置是增建項目，工程采用日本石川島播磨（IHI）公司的濕式石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝。FGD裝置與燃煤鍋爐（1025T/H）配套運行，能處理從鍋爐排出的100%的煙氣量，脫硫效率≥95%，系統可利用率＞99%，整套FGD系統包括以下5個子系統：1）煙道及吸收系統。2）吸收劑制備系統（公用）。3）石膏脫水系統（公用）。4）廢水處理系統（公用）。5）輔助公用系統。

1.2 脫硫石灰石漿液流程及損耗分析

工藝流程概述：煙氣脫硫吸收劑石灰石（CaCO3）通過吸收劑制備系統完成制粉、制漿，達到一定濃度的石灰石漿液被送至吸收塔內，然后通過漿液循環泵將漿液送至吸收塔上部的螺旋漿液噴淋裝置，使漿液形成霧狀并由上而下對煙氣洗滌和脫硫。脫硫形成的附帶產物石膏漿液輸送至石膏脫水系統進行脫水處理，生成含水率＜10%的石膏送至倉庫儲藏，而脫水處理所產生的廢液一部分作為漿液配制用水，一部分送至廢水處理系統進行處理，經過澄清、中和后排放。

經過分析石灰石去向分為4類，即石灰石純度低造成的損耗、制粉損耗、漏漿損耗、反應消耗、石膏中存留。根據2018年度脫硫日常運行記錄發現與之對應的實際問題主要集中在“制粉輸粉過程漏粉”、“吸收區漏漿”、“摻燒煤種硫份高”、“石膏中CaCO3含量高”上。而“石膏中CaCO3含量高”狀況出現次數最高，占所有問題的75%以上。

2 石膏中CaCO3含量高導致脫硫粉耗增高的原因分析

2.1 石灰石質量分析

2.1.1 石灰石粉粒度

石灰石溶解率與石灰石顆粒大小有關，粗顆粒的比表面積較小，反應速度慢，因此其含量決定最終溶解時間[1]。溶液混合物濃度的提高使顆粒表面物質轉換速度加快，其提高了石灰石的溶解速度，改善溶解性能。

當實際生產時，脫硫配漿所需石灰石粉是由#1、#2粉斗提供，2019年2—3月，每周分別在#1、#2粉斗中進行石灰石粉取樣，并使用250、325目篩過篩。發現樣品的250目篩通過率均在90%以上，325目篩通過率低于90%，但穩定在80%以上，所以可以判定#1、#2粉斗石灰石粉粒度在250目～325目，符合標準。

2.1.2 石灰石中雜質成分

石灰石在濕法煙氣脫硫中的性能除了受到CaCO3成分影響，MgCO3、Al2O3等成分含量及其溶解速率也會對石灰石性能產生影響。雖然石灰石原料中Al2O3含量較少，但是其溶于漿液中會產生Al3+，與漿液中F-結合形成AlF3絡合物，封閉漿液中的石灰石顆粒，使其難以溶解。而Mg2+在某種程度上可以提高SO2的吸收速率，但是Mg2+會與漿液中Cl-產生配位反應降低石灰石粉的反應活性，從而抑制石灰石的溶解[2]。

2019年2—3月，該廠共采購三批石灰石，小組分別從上、中、下三層進行取樣，對原料中的Al2O3、MgCO3含量分別進行檢測，發現三批石灰石樣品中的Al2O3含量基本均小于1%，MgCO3含量均小于2%，符合標準。

2.2 煙氣質量的影響

2.2.1 漿液中含油量大

鍋爐投運燃油包括以下2種：1）啟停投運燃油助燃。2）事故狀態投運燃油穩燃[3]。當投運燃油時，未燃盡的油隨煙氣進入漿液中，會在石灰石顆粒表面形成一層薄薄的油膜，阻礙石灰石顆粒溶解。

2019年3—4月，機組并未發生需要投運油槍穩燃的事故，僅有2次啟動記錄。當3次啟停時吸收塔漿液中油類含量并未出現超過10mg/m3的情況，當正常運行時，漿液中油類含量更低，符合標準。

2.2.2 煙氣粉塵濃度大

煙氣中的飛灰中攜帶Al3+和HF，使漿液中Al3+含量增加，同時會產生絡合物，妨礙石灰石溶解。該廠鍋爐除塵器由電除塵更新為布袋除塵后，很大程度地提升除塵效率。

2019年2—3月采用隨機抽取運行日志的方式，每月抽取5天，根據吸收塔進口粉塵運行數據發現，當正常運行時，4臺機組吸收塔進口粉塵濃度均低于5mg/m3，符合標準。

2.3 運行方式調整的影響

2.3.1 漿液循環泵的運行方式

漿液循環泵的作用是將漿液輸送到吸收塔上部的噴淋區，將漿液變成霧狀與煙氣進行混合反應。

2019年2—3月，在4臺機組運行時段內，且出口SO2濃度不超標的前提下進行漿液循環泵試驗，并對石膏中CaCO3含量進行檢測。檢測發現#1、#2石膏脫水系統中樣品CaCO3含量高于2%。與#3泵運行時相比，CaCO3含量均有所下降，說明漿液循環泵數量會影響石膏中CaCO3含量。

2.3.2 漿液塔pH值

脫硫系統中石灰石漿液補充量是由吸收塔循環漿液的pH值決定的，設定的pH值對脫硫塔漿液中Ca2+、Mg2+等相互間反應影響很大，其大小決定了脫硫效率是否達標，且影響鈣硫比、石灰石的溶解、石膏的品質和脫硫系統的腐蝕[4]。pH值的調整范圍也是有限的，因此，對不同脫硫系統和不同的運行條件，需要選擇合適的pH值，以達到最佳運行性能。

2019年2—3月，小組采用隨機法對4臺機組吸收塔漿液抽樣，每月抽取5天，檢測pH值。檢測發現，在15個樣本中，有13個pH值大于5.6，約占總樣本的87%，差距較大。

2.4 脫硫設備本體的原因

2.4.1 噴淋層噴嘴

吸收塔噴淋層噴嘴的作用是將循環漿液均勻地噴出，使其與煙氣充分接觸。

2019年2—3月，打開#1、#2、#4調停機組的吸收塔噴淋層人孔門，對噴嘴堵塞情況進行檢查，發現循泵噴嘴運行狀況良好，無堵塞現象，符合標準。

2.4.2 氣液混合裝置

漿液噴淋層下方安裝有高效氣液混合裝置，該裝置可以有效增加煙氣和漿液接觸時間，提高反應效率。

2019年2—3月，小組查看各機組氣液混合裝置的運行記錄，發現4臺機組的氣液混合裝置均未出現故障，符合標準。

3 降低石灰石粉耗的措施

3.1 pH的最佳數值范圍的研究

不同的pH值對系統的影響有所不同。如果在運行過程中pH值很高，漿液中存在較多的CaCO3，那么不利于石灰石溶解。當pH值降低時，雖然有利于石灰石溶解，但是SO2的吸收速率降低，影響脫硫效率。

由于漿液pH值主要受補漿量和吸收塔進口SO2濃度影響，該廠采用經濟煤種摻燒策略，進口SO2濃度基本無調節空間，只能通過調節補漿量來控制pH值。為減少SO2排放，規定SO2排放濃度范圍為5mg/Nm2～15mg/Nm2。因此，pH值優化試驗是在某工況下找出一個最佳的pH值，既能滿足脫硫效率，使石膏中CaCO3含量較低，又能體現運行的經濟性。

為了尋找漿液的最佳pH值，利用分數法優選pH值，分數法是利用F數列：1/1，1/2，2/3，3/5，5/8，8/13，13/21，21/34，34/55，55/89......。

其中，分子是斐波那契數列，其規律如下：1）分子等于前項的分母，等于前項分子與分母之和。2）從第三個分數起，分子是前二項分子之和[5]。可以看出F數列為0.618的一系列漸近數。

因此，將pH值允許范圍（a，b），a=5.2，b=5.6以5/8的分式優選，分為8等分，進行優選試驗。由于#3機組4月無停機計劃，以#3機組為試驗對象，進行多次選點試驗，每次試驗為期兩天。

第一次試驗如下：

X2=a+b-X1=5.35

式中：X1、X2為第一次pH試驗值；a為最小值，a=5.2；b為最大值，b=5.6。

由表1可知，第二個試驗點5.35（X2）優于第一個試驗點5.45（X1），因此放棄區間（5.45，5.6），并在（5.2，5.35）區間內，以5/8的分數式繼續優選。

表1 最佳pH值第一次試驗

第二次試驗如下：

X2=a+b-X1=5.27

式中：X1、X2為第二次pH試驗值；a為最小值，a=5.2；b為最大值，b=5.35。

由表2可知，第一個試驗點5.29（X1）優于第二個5.27（X2），因此放棄區間（5.2，5.27），并在（5.29，5.35）區間內，以5/8的分數式繼續優選。

表2 最佳pH值第二次試驗

第三次試驗如下。

式中：X1、X2為第三次pH試驗值；a為最小值，a=5.29；b為最大值，b=5.35。

由表3可知，第一個試驗點5.31（X1）優于第二個5.33（X2）。因此放棄區間（5.31，5.33），并在區間（5.29，5.31）進行優選。由于該區間很小，因此將pH=5.30作為最佳值。

表3 最佳pH值第三次試驗

以此為依據，提出以下2個措施：1）當出口SO2＜5mg/Nm3且補漿量＞10m3時，將補漿閥關小，將漿液的pH值控制在5.2～5.3。2）在出口的SO2濃度為5mg/Nm3～15mg/Nm3的前提下，使漿液pH值接近5.3。

4臺機組漿液中的pH值嚴格控制在5.2～5.3，并盡量使漿液pH值接近5.3。

3.2 漿液循環泵運行方式優化

當脫硫出口SO2＞15mg/Nm3時，啟動備用漿液循環泵。

原則上兩泵用CD泵、三泵用BCD泵（上層泵）。

實施驗證：上述措施執行后，統計2019年5月份脫硫產物石膏中CaCO3含量情況，發現兩套脫硫石膏脫水系統石膏樣品中CaCO3含量均低于3%，實施有效。

3.3 脫硫設備的改造

脫硫廢水裝置頻繁地停用，導致脫硫漿液無法及時排出，使Cl-等物質不斷堆積，影響脫硫效率，增加脫硫的粉耗[6]。因此，基于原本的設備特性對脫硫設備廢水裝置設計了2套改進方案。

方案一：如圖1所示，采用現代脫硫廢水處理工藝改造。在原有設備基礎上，根據國內脫硫廢水處理系統現代工藝進行整改，對箱罐進行補膠利舊，不滿足使用條件的設備進行拆除更新，增加污泥脫水系統，石灰漿制備加藥系統、PLC控制系統重做，改為國內常規的畫面及邏輯，改造費用約45萬元。

圖1 脫硫廢水處理改造工藝流程示意圖

方案二：如圖2所示，修復原傳統脫硫廢水處理系統。利用原有工藝系統和設計，主要設備均進行更換，同時重做PLC控制系統，箱罐等大件進行防腐和維護，改造費用約60萬元。

圖2 脫硫廢水處理改造工藝流程示意圖

綜上所述，方案一較合理。

采用現代化脫硫廢水工藝進行改造后，經過半個月的試運行，統計故障次數為0次，每隔兩天對4臺機組吸收塔漿液Cl-濃度進行取樣檢測。廢水處理系統改造后的半個月里，除#1機組部分時間停運外，4臺機組漿液中的穩定在3000mg/L量級上，低于改造前10000mg/L，且半個月里系統故障次數為0次，實施有效。

4 降低組脫硫粉耗措施實施效果

對策實施全部完成后，統計2019年6—8月的月發電量、石灰石耗量，并計算每月石灰石單耗，見表4。在對策實施后的3個月里，脫硫月粉耗同比明顯下降，達到42kg/萬kWh。

表4 對策實施后石灰石耗量及粉耗

5 結語

隨著環保重視力度加大，由于采用超潔凈排放的方法，因此火電機組的脫硫、脫硝和除塵等系統的運行壓力倍增，運行成本也不斷提高。需要根據不同的機組情況對環保設備的運行可靠性以及經濟性重新進行分析，保證火電機組在未來的節能減排的大趨勢下技術指標良好，保障環保系統安全運行。