650MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組濕法脫硫系統(tǒng)優(yōu)化研究

劉山伶

（國家能源費(fèi)縣發(fā)電有限公司，山東 臨沂 276000）

0 前言

我國火電機(jī)組主要采用濕法煙氣脫硫（Wet Flue Gas Desulfurization，WFGD）工藝進(jìn)行煙氣脫硫，在運(yùn)行期間需要消耗大量能源，以降低煙氣脫硫的經(jīng)濟(jì)性。該文從運(yùn)行參數(shù)角度出發(fā)，以650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組為例，對(duì)漿液循環(huán)泵組合、漿液pH值以及吸收塔液位等進(jìn)行系統(tǒng)性研究，成功優(yōu)化了WFGD工藝，有助于發(fā)電廠的節(jié)能降耗。

1 研究對(duì)象

該文選擇某650 MW燃煤發(fā)電機(jī)組爐濕法脫硫系統(tǒng)進(jìn)行研究，選擇常規(guī)的石灰石-石膏法對(duì)發(fā)電產(chǎn)生的煙氣進(jìn)行脫硫處理，以爐-塔匹配模式布設(shè)。濕法脫硫系統(tǒng)主要有以下幾個(gè)系統(tǒng)：SO2吸收、吸收劑供應(yīng)、除霧器和漿液循環(huán)泵等。在試驗(yàn)過程中，對(duì)發(fā)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(fā)份）為26.3%，平均Qnet，ar（收到基低位發(fā)熱量）為22.07 MJ/kg[1]。從數(shù)據(jù)中可以發(fā)現(xiàn)，該次試驗(yàn)的發(fā)電用煤性質(zhì)較為穩(wěn)定，不會(huì)對(duì)試驗(yàn)結(jié)果造成過大影響。

2 試驗(yàn)與計(jì)算方法

2.1 試驗(yàn)方法

使用畢托管與斜管微壓計(jì)，配合截面網(wǎng)格法收集脫硫系統(tǒng)的入口煙道位置煙氣流速、壓力等數(shù)據(jù)；使用K型鎧裝熱電偶與點(diǎn)溫計(jì)，以實(shí)時(shí)測量模式收集煙氣溫度數(shù)據(jù)；使用膜盒式大氣壓力計(jì)測量試驗(yàn)地點(diǎn)的大氣壓力，再對(duì)煙氣流量進(jìn)行計(jì)算。等到650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組達(dá)到穩(wěn)定負(fù)荷時(shí)，再使用SO2與O2標(biāo)準(zhǔn)氣體對(duì)試驗(yàn)儀表進(jìn)行標(biāo)定。煙氣分析儀負(fù)責(zé)測量脫硫塔進(jìn)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(tǒng)設(shè)計(jì)如圖1所示。

圖1 SO2采樣系統(tǒng)

從圖1可以看出，采樣槍在煙道采集煙氣，利用加熱頭對(duì)煙氣進(jìn)行加熱處理，有伴熱管線送入前置預(yù)處理器中。一部分煙氣通過冷卻器、蠕動(dòng)泵方式，將煙氣進(jìn)行冷卻處理，提升后續(xù)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(xì)過濾器中，確保煙氣中大部分為SO2與O2，由煙氣分析儀精準(zhǔn)分析煙氣的組成成分，再將分析信號(hào)送入采集系統(tǒng)中，完成該次的SO2采樣任務(wù)。

在電廠分散控制系統(tǒng)（Distributed Control System，DCS系統(tǒng)）獲得煙氣的SO2與O2濃度數(shù)據(jù)后，就能通過DCS系統(tǒng)獲得脫硫塔進(jìn)出口位置的SO2與O2濃度數(shù)據(jù)修正系數(shù)。將截面網(wǎng)格法應(yīng)用到脫硫塔進(jìn)口位置和出口煙道位置，通過熱電偶即可實(shí)時(shí)收集煙氣溫度數(shù)據(jù)。DCS系統(tǒng)在獲得煙氣溫度數(shù)據(jù)后，即可明確DCS系統(tǒng)煙氣溫度和實(shí)際測量煙氣溫度的修正系數(shù)。在之后的數(shù)據(jù)計(jì)算中可以通過修正系數(shù)對(duì)試驗(yàn)儀表數(shù)據(jù)進(jìn)行修正，修正后的數(shù)據(jù)將作為試驗(yàn)數(shù)據(jù)使用[2]。

2.2 計(jì)算方法

石灰石試驗(yàn)消耗總量的計(jì)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(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)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(zhì)量，該文選擇100.09 kg/kmol；M（SO2）為SO2的摩爾質(zhì)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(zhì)量占石灰石質(zhì)量的百分比，該試驗(yàn)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(jì)算如公式（2）所示。

式中：x（CaCO3）為試驗(yàn)石膏的CaCO3質(zhì)量分?jǐn)?shù)；x（CaCO4·2H2O）為試驗(yàn)石膏的CaCO4·2H2O質(zhì)量分?jǐn)?shù)；x（CaCO3·0.5H2O）為試驗(yàn)石膏的CaCO3·0.5H2O質(zhì)量分?jǐn)?shù)；M（CaCO4·2H2O）為試驗(yàn)石膏的CaCO4·2H2O摩爾質(zhì)量，選擇172.18 kg/kmol；M（CaCO3·0.5H2O）為試驗(yàn)石膏的CaCO3·0.5H2O摩爾質(zhì)量，選擇129.15 kg/kmol。

在100%負(fù)荷條件下，可以根據(jù)煙氣體積流量、SO2與O2濃度、水蒸氣含量、試驗(yàn)石膏中CaCO4·2H2O與CaCO3·0.5H2O含量以石灰石純度等數(shù)據(jù)，再根據(jù)公式（1）計(jì)算石灰石具體消耗總量。

將SO2排污費(fèi)設(shè)為C，其計(jì)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(shù)；1 200為每處理1t的SO2需要支出的排污費(fèi)用，元。

3 試驗(yàn)結(jié)果與研究

3.1 優(yōu)化漿液循環(huán)泵組合

為穩(wěn)定降低650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組運(yùn)行電力資源消耗，實(shí)現(xiàn)發(fā)電廠的節(jié)能環(huán)保需求，在達(dá)到650MW負(fù)荷時(shí)，可以對(duì)漿液循環(huán)泵組合做優(yōu)化處理。機(jī)組共配置4臺(tái)漿液循環(huán)泵，記作A、B、C和D。因?yàn)樗腿霠t中的燃煤平均St，ar為0.37%，所以在分析以往發(fā)電廠工作經(jīng)驗(yàn)后，檢查送入爐中的燃煤性質(zhì)，發(fā)現(xiàn)硫成分占燃煤的0.35%～0.40%，并不會(huì)加重650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行負(fù)荷。多位工程師聯(lián)合研究后，認(rèn)為使用2臺(tái)泵就可以在不影響當(dāng)前發(fā)電計(jì)劃基礎(chǔ)上達(dá)到環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)?？紤]A、B共用一條母線，C、D也共用一條母線，為避免出現(xiàn)漿液循環(huán)泵的跳閘風(fēng)險(xiǎn)，實(shí)際運(yùn)行時(shí)需要避免讓A、B漿液循環(huán)泵同時(shí)運(yùn)行，C、D漿液循環(huán)泵使用時(shí)也需要注意這一點(diǎn)[3]。在100%負(fù)荷條件下，漿液循環(huán)泵可以設(shè)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(gè)組合優(yōu)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(jìn)口O2含量為3.91%，進(jìn)口SO2濃度為843.79 mg/m3，石灰石耗量為4 641.04 kg/h，循環(huán)泵電耗為2 120.43 kW，氧化風(fēng)機(jī)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(fèi)為86.74元/h。在充分整理優(yōu)化試驗(yàn)數(shù)據(jù)后，將成本優(yōu)化試驗(yàn)結(jié)果整理如圖3所示。根據(jù)當(dāng)?shù)厥袌銮闆r，發(fā)電廠能源消耗以0.4元/kWh計(jì)算，石灰石以164元/t計(jì)算。

圖3 漿液循環(huán)泵組合成本數(shù)據(jù)

在分析圖3和漿液循環(huán)泵組合成該項(xiàng)目后，發(fā)現(xiàn)BD漿液循環(huán)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(fèi)用花費(fèi)也最少，但是最后的合計(jì)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(fèi)較高的SO2排污費(fèi)用，在對(duì)其他幾種組合方式進(jìn)行計(jì)算后，AC組合的合計(jì)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(fā)電廠SO2排放限值的30 mg/m3較為接近，會(huì)增加發(fā)電廠SO2處理負(fù)荷。從這個(gè)角度考慮，AC組合不具備更高的環(huán)保價(jià)值，會(huì)在另一個(gè)層面增加發(fā)電廠的運(yùn)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(jì)成本處于中等水平，吸收塔的脫硫效率達(dá)到97.06%，即大部分SO2可以被BC漿液循環(huán)泵組合充分吸收，滿足發(fā)電廠環(huán)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(fā)電廠的SO2處理負(fù)荷。經(jīng)研究后，該文認(rèn)為使用BC組合可以有效降低濕法脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行成本，因此選擇BC組合作為最終的優(yōu)化漿液循環(huán)泵組合。

3.2 優(yōu)化漿液pH值

作為濕法脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)之一，吸收塔的漿液pH值對(duì)系統(tǒng)脫硫效率、CaCO3含量與溶解度等因素具有較大影響。在3.1節(jié)中已經(jīng)篩選出最佳漿液循環(huán)泵組合BC組合，再對(duì)吸收塔的漿液pH值做試驗(yàn)分析，可以有效控制石灰石使用量，減少系統(tǒng)運(yùn)行的物料成本，提升發(fā)電廠經(jīng)濟(jì)效益。在650 MW負(fù)荷下選擇BC漿液循環(huán)泵組合，保持其他參數(shù)不變，僅對(duì)漿液pH值進(jìn)行調(diào)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(shù)據(jù)，并在分析后整理出最佳漿液pH值數(shù)據(jù)。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(huì)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(huì)再吸收SO2，會(huì)直接影響系統(tǒng)脫硫效果；而漿液pH值逐漸提升，漿液會(huì)產(chǎn)生更多的CaCO3，提高液相傳質(zhì)系數(shù)，進(jìn)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(huì)導(dǎo)致漿液的H+濃度下降，Ca2+難以從漿液中析出，進(jìn)而影響脫硫效率，漿液也更容易出現(xiàn)結(jié)垢現(xiàn)象，增加系統(tǒng)運(yùn)行負(fù)擔(dān)，對(duì)以后系統(tǒng)脫硫作業(yè)會(huì)造成長遠(yuǎn)影響。

在分析數(shù)據(jù)后可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷為100%時(shí)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(huì)隨之下降，可是需要花費(fèi)更高的SO2排污費(fèi)用；在漿液pH值從5.58降低到5.51時(shí)，系統(tǒng)原脫硫效率從97.06%會(huì)逐漸降低到96.14%，排污費(fèi)用會(huì)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(tǒng)的運(yùn)行成本。如果再降低漿液pH值，排放的SO2濃度會(huì)大于發(fā)電廠SO2排放限制，不符合發(fā)電廠使用需求。而且漿液pH值從5.58降低到5.51時(shí)，系統(tǒng)脫硫總成本并沒有產(chǎn)生過大差距，僅有6.26元/h的變化，在實(shí)際應(yīng)用中可以忽略不計(jì)。所以，如果650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組選擇BC漿液循環(huán)泵組合，建議將漿液pH值調(diào)整為5.5～5.6，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行成本最低。

3.3 優(yōu)化吸收塔液位

吸收塔液位會(huì)影響系統(tǒng)的脫硫效率、能源消耗量，如果不科學(xué)控制吸收塔液位，將會(huì)出現(xiàn)煙氣短路問題，或者出現(xiàn)漿液溢流故障，對(duì)機(jī)組的正常運(yùn)行會(huì)造成嚴(yán)重威脅，對(duì)發(fā)電廠長期運(yùn)行也會(huì)有負(fù)面影響?，F(xiàn)整理3.1節(jié)與3.2節(jié)內(nèi)容，再從實(shí)踐應(yīng)用角度對(duì)吸收塔的液位做優(yōu)化處理。選擇漿液循環(huán)泵BC組合，漿液pH值控制在5.5～5.6，并保持其他參數(shù)不變，再針對(duì)吸收塔液位進(jìn)行試驗(yàn)，收集此時(shí)的各項(xiàng)數(shù)據(jù)，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(shí)情況。而在整理大量數(shù)據(jù)后仔細(xì)地?cái)?shù)據(jù)核對(duì)，即可知道最佳吸收塔液位。在分析大量文獻(xiàn)資料和從業(yè)人員的深入研究，并研究多個(gè)650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)后，該文發(fā)現(xiàn)吸收塔液位越高，漿液和煙氣在吸收塔內(nèi)停留的時(shí)間越長，在相同時(shí)間內(nèi)，煙氣和漿液獲得更大的接觸效率，進(jìn)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(huì)導(dǎo)致以往的風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率無法滿足此時(shí)脫硫需求，需要更大的氧化風(fēng)機(jī)運(yùn)行效率，這反而會(huì)增加系統(tǒng)的能源消耗。吸收塔液位優(yōu)化成本數(shù)據(jù)整理如圖4所示。

圖4 吸收塔液位優(yōu)化成本數(shù)據(jù)

結(jié)合圖4和整理的數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)，需要嚴(yán)格關(guān)注電廠環(huán)保指標(biāo)，即在吸收塔液位降低時(shí)，脫硫系統(tǒng)能源消耗也會(huì)逐漸降低。吸收塔液位從原本的10.21 m降低到9.01 m時(shí)，原本能源消耗總成本為1 126.37元/h，現(xiàn)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(huì)被削減，吸收塔脫硫效率降低，導(dǎo)致煙囪出口位置的SO2排放量增加，生產(chǎn)單位則需要花費(fèi)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(fèi)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(fèi)用等多種因素后，該文認(rèn)為650 MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組的最佳吸收塔液位應(yīng)控制在8m～9m。

4 結(jié)論

該文針對(duì)濕法脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)進(jìn)行了系統(tǒng)性研究，有效降低了脫硫成本，對(duì)我國發(fā)電行業(yè)未來發(fā)展有較大幫助。除此之外，也可以從設(shè)備、控制等角度進(jìn)行優(yōu)化，全面研究濕法脫硫系統(tǒng)的不足，以新技術(shù)或新模式逐步優(yōu)化系統(tǒng)。希望更多從業(yè)人員可以通過該文內(nèi)容對(duì)65 0MW超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組濕法脫硫系統(tǒng)進(jìn)行深度研究，為我國經(jīng)濟(jì)有序發(fā)展貢獻(xiàn)力量。