燃煤电厂烟气脱硫系统优化运行

2014-01-27李鹏

综合智慧能源 2014年7期

李鹏

(华电新疆发电有限公司红雁池发电厂，乌鲁木齐 830047)

1 问题的提出

GB 13223—2003 《火电厂大气污染物排放标准》对燃煤电站机组SO2排放提出了200 mg/m3限值，而且在不同的地区有不同的要求。在实施SO2排放总量控制的地区，SO2排放要求会严于国家规定的限值，部分地区已实施了150 mg/m3限值。需要说明的是，国家正在修订的《火电厂大气污染物排放标准》新标准讨论稿对于SO2排放将提出更加严格的要求。华电新疆发电有限公司红雁池发电厂(以下简称红雁池发电厂)位于乌鲁木齐城区，为了加大乌鲁木齐市的空气污染控制力度，SO2排放值将会受到更为严格的控制。为了降低SO2排放量，红雁池发电厂#1，#2脱硫系统有必要进行运行优化调整，开展此项活动，具有非常重要的社会效益和经济效益。

红雁池发电厂4×200 MW机组烟气脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。脱硫系统采用二炉一塔的结构，共有2套烟气脱硫/吸收系统，即#1，#2机组与#3，#4机组分别拥有有1套烟气脱硫系统，4台机组共用1座210 m高的双管集束烟囱。为使烟气脱硫系统全烟气脱硫，在脱硫过程中会产生大量的副产物，副产物为二水石膏。在满负荷工况条件下，系统脱硫效率不低于95%，系统设计寿命为30年。每套脱硫装置处理烟气量为2 171 891 m3/h,处理后净烟气中硫的质量浓度小于50 mg/m3。

2 烟气脱硫系统优化运行的可行性

2.1 吸收系统优化运行

众所周知，湿法脱硫的主要原理是利用氧化钙与烟气中的硫分进行反应，以达到脱除硫化物的目的。初步吸收硫化物的氧化钙在吸收塔内进一步反应生成石膏。为使反应过程连续、快速，就需要提供一个较好的反应环境。笔者经过广泛的调研后认为，若使吸收系统优化运行，必须满足以下4个条件。

(1)最佳的pH值。脱硫系统的运行实际上是一组复杂化学反应的连续,为了保证反应的连续性，必须有较好的反应环境，即pH值要合适，若pH值过高，有可能会造成设备损坏，pH值过低会抑制反应的继续，而且浪费石灰石浆液，同时增加设备电耗。通过试验得知，当3台浆液循环泵运行时，pH值在5.5～6.0为宜，当2台浆液循环泵运行时，pH值在5.8～6.2为宜，在保证脱硫效率(90%以上)的前提下，可减少石灰石粉耗3.28 t。

(2)最佳的吸收塔液位。石灰石浆液吸收锅炉烟气中的SO2需要一定的反应空间,若反应空间过小，则会造成大量的SO2气体逃逸，使得脱硫效率降低，若反应空间过大，会使浆液反应过度。所以，在吸收系统优化运行中，要控制合适的反应空间，也就是确定吸收塔的液位。根据试验得知，吸收塔浆液液位在7.3～7.8 m时脱硫率最高，会比吸收塔液位7.3 m以下时提高0.5%，故红雁池发电厂脱硫系统液位在7.3～7.8 m为宜。

(3)合适的石灰石粉细度。石灰石粉细度越高，则越容易和烟气中的SO2发生反应。但过细的石灰石粉会增加了生产成本。试验得知，红雁池发电厂对石灰石粉细度要求为250目、90%过筛率效果较好，比石灰石粉细度200目、90%过筛率提高脱硫效率0.5%，在一定程度上减少了石灰石用量。

(4)在额定负荷的情况下，若运行3台浆液循环泵，脱硫效率可在92%以上。在低负荷时，运行3台浆液循环泵，脱硫效率可在95%以上。红雁池发电厂的平均脱硫效率在90%以上即可满足环保要求。在低负荷时，为降低脱硫耗电率及综合厂用电率，2台机组总负荷低于300 MW 时，停止最底层浆液循环泵以达到节能降耗之目的。

2.2 烟气系统优化运行

在正常运行中，宜采用2台增压风机并联运行的方式进行脱硫生产。在机组额定负荷下脱硫时，这种运行方式可以满足生产要求。在低负荷时，2台增压风机的静叶开度都很小，由于调节的灵敏度过高，稍微进行调整，就对锅炉负压产生了很大的影响，不利于安全生产。由于增压风机的空载电流非常大(约90 A)，大大增加了脱硫系统的电耗。因此，通过多次试验调整，当2台机组总负荷低于270 MW且总风量低于880 km3/h时，单台增压风机运行可满足负压要求，可停止1台增压风机运行。

2.3 使用脱硫增效剂

使用脱硫添加剂可加速脱硫系统的反应，减少石灰石粉的耗量，同时间接减少被动磨损，降低设备电耗及人工费用。红雁池发电厂脱硫系统从2011年7月5日起加入脱硫增效剂至今，吸收塔运行稳定，各参数正常，节省了大量的生产费用。

3 节能措施和效果分析

(1) 石膏浆液pH值调整后的节能效果。当3台浆液循环泵运行时，pH值在5.5～6.0为宜；当2台浆液循环泵运行时，pH值不允许超过6.2，pH值在5.8～6.2为宜。石灰石粉按136元/t计算，每班可节约费用446.08元，则每天可节约费用446.08×4=1 784.32(元)。

(2)脱硫吸收塔石膏浆液液位宜在7.3～7.8 m，它比吸收塔液位低于7.3 m时的脱硫效率提高0.5%。燃煤量按10 000 t/d计算(燃煤中硫分按照设计煤种0.7%计算)，可产生SO235 t/d。脱硫效率提高0.5%，每小时可减少排放二氧化硫0.2 t，按600 元/t排污费计算，可节约排污费120 元/d。

(3)石灰石粉细度按250目、90%过筛率要求后，提高脱硫效率0.5%。按燃煤量10 000 t/d计算(燃煤中硫分按照设计煤种0.7%计算)，可产生SO235 t/d。脱硫效率提高0.5%，可减少排放二氧化硫0.2 t，按600 元/t排污费计算，可节约排污费120 元/d。

(4)脱硫增压风机为6 kV电动机，停运1 h可节省电量280 kW·h，可省电6 720 (kW·h)/d，按0.267 元/(kW·h)计算，可节约成本1 794 元/d。

(5)加入增效剂后，吸收塔脱硫效率得到明显提高。加入增效剂前,吸收塔脱硫效率一般在92%左右。使用增效剂后，吸收塔脱硫平均效率为94.09%。按照2011年7月煤质计算，2011年7月#1,#2机组消耗燃煤102 269 t，产生二氧化硫916 t。在脱硫效率92%时，脱除SO2842.72 t，排放SO273.28 t。在脱硫效率94%时，脱除SO2861.04 t，排放SO254.96 t。加入增效剂后减少排放SO2(73.28-54.96)=18.32 (t)。按600 元/t排污费计算，共节约排污费18.32×600=10 922(元)。加入脱硫增效剂后，以2011年4月、7月为例(因5月、6月#2机组大修，未能两机全月运行)进行了成本计算。 4月耗煤107 311 t，发电量223.178 7 GW·h，燃煤中硫的质量分数为0.57%，耗粉2 214.52 t。因燃煤中硫的质量分数几乎一样，故加入增效剂后，节约石灰石粉472 t。按石灰石粉价格160元/t计算，故节约成本费用472×160=75 520(元)。加入增效剂后，1台浆液循环泵长期停运，脱硫浆液循环泵驱动装置为6 kV电动机，正常运行浆液循环泵电动机电流在45 A左右，停运1 h可节省电量400 kW·h左右，可节省电量9 600(kW·h)/d左右，按0.267元/(kW·h)计算，可节约成本费用2 263元/d，每月可节约成本费用67 890元。使用增效剂后，每月节约资金(10 922+75 520+67 890-116 280)=38 052(元)，可以节约资金1 268元/d。