某300 MW机组脱硫系统最大出力性能分析

尹星 高衍建 张燊 魏园 倪蕾

摘要：针对复杂多变运行工况下脱硫系统进一步优化运行的需求，通过现场取样实测方式对某300 MW机组脱硫系统最大出力性能进行分析。控制脱硫出口SO2排放浓度为20 mg/m3（标态、干基、6%O2），实测机组满负荷运行条件下脱硫入口原烟气中最大SO2浓度，进一步测试分析脱硫塔内pH和石膏品质。研究结果显示，在脱硫净烟气SO2浓度不高于20 mg/m3的前提下，原烟气SO2浓度不宜高于4 400 mg/m3，并且此工况物耗、能耗较大，不宜长期运行，实际运行中燃煤掺配应留有部分运行调控裕量。

关键词：燃煤机组；脱硫系统；石灰石-石膏濕法脱硫；最大出力

中图分类号：X701.3    文献标志码：A    文章编号：1671-0797（2024）07-0015-03

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.07.004

0    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5 732 mg/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+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。

綜上所述，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。

[参考文献]

[1] 徐锐.大型石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性研究[D].武汉：华中科技大学，2011.

[2] 刘静.电厂湿法脱硫系统优化研究[D].保定：华北电力大学，2008.

[3] 王颖聪.某330 MW机组循环流化床锅炉脱硫效率分析[J].热力发电，2015，44（9）：109-112.

[4] 梁国智.300 MW机组脱硫系统能效分析及其优化研究[D].广州：华南理工大学，2015.

[5] 康俊涛，胡瑞光，郑秀平，等.石灰石-湿法烟气脱硫系统达不到设计出力原因分析及措施[J].山东工业技术，2016（17）：8.

[6] 柴小康.石灰石-石膏法烟气脱硫系统中存在的主要问题及其原因分析[J].南昌高专学报，2008，23（6）：198-200.

收稿日期：2023-11-30

作者简介：尹星（1990—），男，河北邢台人，工程师，安环部副主任，研究方向：安全环保。