某300 MW机组脱硫系统最大出力性能分析

引言

我国以煤为主的能源消费格局,导致我国的大气环境污染存在典型的煤烟型特征[1]。据统计,我国有约一半的煤炭用于电力生产,煤炭燃烧过程中会产生大量的SO2、Nox和烟尘,严重污染大气环境[2]。

超低排放改造以来,我国燃煤电厂的烟气污染物排放浓度得到了显著降低。燃煤烟气超低排放中的So2排放浓度限值为35 mg/m3,燃煤电厂环保系统普遍采用高效脱硫装置和降低入炉煤硫分两种手段来实现So2的稳定达标排放,其中石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置以其稳定、可靠、高效等特点被燃煤电厂广泛采用[3]。

目前,针对脱硫系统的性能研究主要集中在系统出力影响因素和能效分析[4]、(PH、密度、浆液品质等)运行参数优化[5]、(系统设计、工艺条件、设备状态、运行控制等)可靠性分析评价[6]等方面,在构建新型电力系统的大形势下,燃煤电厂普遍面临着入炉煤质和运行负荷频繁波动以及深度调峰运行的挑战,传统的脱硫系统“压线”运行方式存在较大的超标排放风险,因此亟需在更低的运行限值条件下针对现有脱硫系统进行最大出力性能评估诊断工作。

1设备概况

某300 MW燃煤机组为亚临界抽汽式煤粉炉,采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺,一炉两塔配置。脱硫系统设计燃煤收到基硫分2.15%,入口So2浓度为5732mg/m3(标态、干基、6%o2),出口So2浓度小于50 mg/m3(标态、干基、6%o2),脱硫效率大于99.13%,实际运行可以实现不高于35 mg/m3(标态、干基、6%o2)超低排放限值要求。脱硫系统中的吸收剂制备采用来粉制浆工艺,石膏脱水采用石膏旋流器十真空皮带脱水机两级脱水工艺,脱硫废水采用三联箱脱硫废水处理工艺。

2最大出力性能测试

为满足日益严格的环保政策要求,进一步适应当前燃煤机组煤质、负荷等运行状态变动对环保系统运行性能的影响,在机组接近满负荷时开展脱硫系统最大出力性能试验,保证净烟气So2排放浓度不高于20 mg/m3(标态、干基、6%o2),脱硫消泡剂按日常运行方式投运,2A、2B吸收塔浆液PH相对稳定,通过入炉煤掺配,测试脱硫系统入口So2浓度最大值,从而为脱硫系统日常运行、入炉煤采购以及燃煤掺配提供依据。

2.1试验测点位置

试验中主要采用取样测试,测试点位示意图如图1所示,其中取样点分别为一级脱硫塔和二级脱硫塔的浆液,烟气参数测量截面位于湿式除尘器后。

2.2烟气流量

通过净烟气矩阵式流量计实测烟气量结果如图2所示。

试验工况下,工况一至工况四烟气流量平均值分别为916 199 m3/h(标态、干基、6%o2)、914 598 m3/h(标态、干基、6%o2)、882 399 m3/h(标态、干基、6%o2)、863 278 m3/h(标态、干基、6%o2)。

2.3原烟气SO2浓度

通过烟气分析仪实测原烟气So2浓度,结果如图3所示。

试验工况下,工况一条件下脱硫系统原烟气sO2浓度为4 173 mg/m3(标态、干基、6%O2),工况二条件下脱硫系统原烟气sO2浓度为4 401 mg/m3(标态、干基、6%O2),工况三条件下脱硫系统原烟气sO2浓度为4 337 mg/m3(标态、干基、6%O2),工况四条件下脱硫系统原烟气sO2浓度为4 350 mg/m3(标态、干基、6%O2)。

2.4吸收塔浆液PH

通过电导率仪实测吸收塔浆液PH结果如表1所示,试验期间,2A吸收塔浆液PH为5.4,2B吸收塔浆液PH为6.3、6.4。

2.5净烟气SO2浓度与脱硫效率

通过烟气分析仪实测原烟气sO2浓度、净烟气sO2浓度和O2浓度,结果如图4和图5所示。

试验工况下,工况一条件下两级塔7台浆液循环泵全部投运,原烟气sO2浓度为4 173 mg/m3(标态、干基、6%O2),2A吸收塔浆液PH为5.4,2B吸收塔浆液PH为6.4,脱硫系统净烟气sO2浓度为16 mg/m3(标态、干基、6%O2),脱硫效率为99.62%。

工况二条件下,两级塔7台浆液循环泵全部投运,原烟气sO2浓度为4 401 mg/m3(标态、干基、6%O2),2A吸收塔浆液PH为5.4,2B吸收塔浆液PH为6.3,脱硫系统净烟气sO2浓度为18 mg/m3(标态、干基、6%O2),脱硫效率为99.59%。

工况三条件下,两级塔7台浆液循环泵全部投运,原烟气so2浓度为4 337 mg/m3(标态、干基、6%o2),2A吸收塔浆液PH为5.4,2B吸收塔浆液PH为6.3,脱硫系统净烟气so2浓度为20 mg/m3(标态、干基、6%o2),脱硫效率为99.54%。

工况四条件下,两级塔6台浆液循环泵投运(A2浆液循环泵停运),原烟气so2浓度为4 350 mg/m3(标态、干基、6%o2),2A吸收塔浆液PH为5.4,2B吸收塔浆液PH为6.3,脱硫系统净烟气so2浓度为17 mg/m3(标态、干基、6%o2),脱硫效率为99.61%。

2.6石膏品质

石膏品质通过从石膏皮带脱水机末端取样分析,结果如表2所示。

试验负荷工况期间,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的含量均值为7.10%~8.29%,caso3.1/2H2o含量未检测出结果,石膏含水率、碳酸盐含量偏高,硫酸钙含量偏低,石膏品质较差。

对比图3、表1和表2可以发现,在满足烟气so2达标排放的前提下,为适应燃煤采购与掺配需求,尽可能提高入口so2浓度,由上述试验结果可以看出,吸收塔浆液PH(尤其是2B塔)控制偏高,石膏中碳酸盐含量(7.10%~8.29%)偏高,石灰石耗量整体偏高。此外,试验过程中发现吸收塔浆液起泡严重,浆液循环泵电流低于额定值,实际运行液气比也有所降低,造成脱硫效率降低,脱硫系统出力降低。同时,吸收塔浆液起泡严重,实际浆池容积较小,石膏氧化时间较少,缩短了石灰石溶解时间,影响石灰石利用率,因此,吸收塔浆液起泡是造成脱硫系统出力下降的最主要原因。

3结论

本文通过现场实测的方法,对某300 MW机组脱硫系统最大出力性能进行了分析研究:

(1)试验期间机组负荷基本接近300 MW,达到2号机组日常运行最大负荷工况。

(2)试验期间,2A吸收塔浆液PH为5.4,2B吸收塔浆液PH为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含量未检测出结果,浆液PH(尤其是2B吸收塔)控制偏高,石膏品质较差。

综上所述,试验负荷工况下,在脱硫净烟气so2浓度不高于20 mg/m3前提下,原烟气so2浓度应不高于4 400 mg/m3,但此工况以牺牲物耗(增加石灰石耗量)为代价,仅作为试验工况点,不宜长期运行,实际运行中燃煤掺配应留有部分余量。