電廠煙氣脫硫系統(tǒng)噴淋層優(yōu)化試驗研究

葛 銳

（同煤廣發(fā)化學(xué)工業(yè)有限公司 山西大同 037003）

1 石灰石－石膏脫硫系統(tǒng)

濕法脫硫技術(shù)是目前世界上最為成熟、應(yīng)用最多的脫硫工藝(約90%的燃煤鍋爐采用濕法脫硫)，濕法脫硫技術(shù)可靠性高，操作簡單，S02處理成本低[1]。其原理是基于二氧化硫雖能溶于液體，但溶解率相對較低。若想更高效吸收煙氣中的二氧化硫，則需強化二氧化硫溶于水的化學(xué)反應(yīng)。吸收劑為石灰石漿液。溶解于水后的二氧化硫與石灰石吸收漿液反應(yīng)生成亞硫酸鹽，氧氣作為氧化劑由氧化風(fēng)機送入吸收塔漿液池，把亞硫酸鹽氧化為硫酸鹽。生成的硫酸鹽溶液，經(jīng)過兩級脫水后結(jié)晶析出，生成石膏，以固體形式從吸收塔漿液池排出。

石灰石-石膏濕法脫硫工藝的主要流程見圖1。

圖1 煙氣脫硫系統(tǒng)流程圖

圖2 吸收塔結(jié)構(gòu)示意圖

吸收塔既是氣液大面積接觸發(fā)生脫硫化學(xué)反應(yīng)的容器，也是煙氣通道，因此塔內(nèi)部組件及材料必須耐高溫、抗腐蝕、耐磨損，同時系統(tǒng)的壓損不能太高。

目前，火力電廠燃煤鍋爐大氣污染物排放執(zhí)行的國家標(biāo)準(zhǔn)為2015 年1 月1 日起實施的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（國標(biāo)GB 13223-2011）[2]，主要大氣污染物排放濃度限值要求：二氧化硫＜100 mg/m3（新建電廠）；二氧化硫＜200 mg/m3（現(xiàn)有電廠）。

2018年7月30日發(fā)布實施的山西省地方標(biāo)準(zhǔn)《燃煤電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（DB14/T 1703-2018），其中煙塵＜5 mg/m3、二氧化硫＜35 mg/m3、氮氧化物（以NO2計）＜50 mg/m3，分別超過了現(xiàn)行的國標(biāo)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB 13223-2011）要求，達到超低排放限值要求。

2 噴淋層對脫硫系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性分析

石灰石漿液來自脫硫吸收塔頂部的噴淋層，每個脫硫漿液噴淋層都配有一個單獨的循環(huán)泵，可根據(jù)煙氣中二氧化硫的含量以及煙氣溫度等因素，設(shè)計不同組合的噴淋層，使石灰石漿液和煙氣有足夠的反應(yīng)時間，以使煙氣中二氧化硫濃度達到排放要求。在實際運行的過程中存在不同負(fù)荷的工況，通過調(diào)節(jié)投運的噴淋層個數(shù)和不同位置的噴淋層來響應(yīng)煙氣負(fù)荷及入口SO2濃度的變化[3]。噴淋層的投入數(shù)量和布置方式都會影響脫硫系統(tǒng)的脫硫效率以及脫硫費用，增大脫硫效率的同時，脫硫成本也會增加。為了找到一個脫硫效率和脫硫成本相對適合的運行方法，引入了下列參數(shù)：

脫硫的相對成本Vsxd（元/小時）

式中：VCaCO3——脫硫系統(tǒng)石灰石用費，元/小時；

Vdf——電費，元/小時；

Vpwj——環(huán)保稅費，元/小時。

單位相對成本Ksxd，元/小時：

式中：mSO2——SO2的脫除量，噸/小時。

式中：CSO2in——入口煙氣SO2的濃度，mg/Nm3；

CSO2out——出口煙氣SO2的濃度，mg/Nm3；

Qyan——煙氣流量，Nm3/h。

式中：mCaCO3——石灰石消耗量，t/h；

WCaCO3——石灰石濃度，%；

ηCaCO3——石灰石利用率，取100%。

式中：rCaCO3——石灰石單價，元/噸；

VCaCO3——石灰石的費用，元/小時。

將（3），（4）帶入（5）得：

式中：CE——總耗電量，度/小時；

rcyle——電價，元。

式中：rp為排放SO2繳納稅費，根據(jù)國家要求，取1.8元/kg。

將（6），（7），（8）帶入（1）中，得：

再將（9）代入（2-2）得：

3 脫硫系統(tǒng)實例分析

某150 MW電廠的石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的吸收塔，一共布置有四個噴淋層。按照安裝高度由低到高分為1號、2號、3號、4號，其布置高度分別為20.36 m、22.34 m、24.29 m 和26.31 m。每個噴淋層對應(yīng)一個漿液循環(huán)泵，這四臺循環(huán)泵的型號相同，額定流量為6380 m3/h。設(shè)計的運行模式為開3個噴淋層，1個噴淋層作為備用。本文所使用的工況為：吸收塔入口煙氣SO2濃度為320 mg/m3，pH為5.4，煙氣負(fù)荷分別為85%和100%。進行脫除SO2的石灰石純度為91%，石灰石單價為 251 元/t，電價 0.45 元/kW·h，鈣硫比為1.03。脫硫塔運行期間，煙氣達標(biāo)排放。

數(shù)據(jù)中石灰石用量為理論值，入口出口SO2濃度、耗電量為系統(tǒng)運行現(xiàn)場儀表實際測值。

3.1 100%負(fù)荷優(yōu)化分析

在100%煙氣負(fù)荷工況下，一共進行了5組在不同組合的噴淋層運行工況的試驗。試驗期間，脫硫系統(tǒng)運行的初始數(shù)據(jù)如表1。

表1 100%煙氣負(fù)荷試驗數(shù)據(jù)

對5種工況脫硫效率進行計算。計算結(jié)果如表2。

表2 100%煙氣負(fù)荷下7種工況脫硫效率

根據(jù)前述經(jīng)濟性公式進行計算，結(jié)果如下表：

表3 100%煙氣負(fù)荷下每小時各項運行費用

通過這些計算數(shù)據(jù)，按脫硫效率從低到高和相對成本的關(guān)系如圖3所示。

圖3 5種工況的脫硫效率與相對成本折線圖

從圖3可以看到，三個組合的工況中，噴淋層布置高度越高，其脫硫效率也越高，相對成本也越高，但其實差別并不大。在兩個組合的工況中，雖然相對成本差別很小，但其脫硫效率差別很大。三個組合中，脫硫效率最低的工況4僅僅比兩個組合中脫硫效率最高的工況5高了1.2%，但其相對成本高了136.61元/時。

從脫硫效率來比較幾種工況，工況1和2的脫硫效率都達到了95%以上，出口SO2濃度達到15 mg/m3，工況3,4,5都在90%左右，出口SO2濃度均小于35 mg/m3。

圖4 5種工況的脫硫效率與單位相對成本折線圖

圖4清晰的表達了5種工況單位相對成本與脫硫效率之間的關(guān)系。綜合考慮到脫硫效率和單位脫硫成本，最佳布置方法為工況5。

根據(jù)以上的計算數(shù)據(jù)，可得出100%煙氣負(fù)荷下的優(yōu)化方案：

（1）入口煙氣的SO2濃度在320 mg/m3附近時，兩個噴淋層的組合中，工況5是最佳選擇。

（2）入口煙氣的SO2濃度在320 mg/m3以上時，對于三個噴淋層組合來說，2號是最佳選擇，其次為工況3。

（3）工況4雖比5多一個噴淋層，但達到的脫硫效率和5差距不大，且經(jīng)濟性還比5高許多，不推薦使用。

3.2 85%負(fù)荷優(yōu)化分析

表4 85%煙氣負(fù)荷試驗數(shù)據(jù)

同100%負(fù)荷，計算7組工況的脫硫效率，見表5：

表5 85%煙氣負(fù)荷下7種工況脫硫效率

各部分經(jīng)濟費用計算過程同100%煙氣負(fù)荷，結(jié)果為下表6。

表6 85%煙氣負(fù)荷下每小時各項運行費用

通過計算，按脫硫效率從低到高和相對成本的關(guān)系見圖5。單從脫硫效率來說，工況1,2,3是最好的，其脫硫效率均在96%左右，且出口SO2濃度都在15 mg/m3以下。工況4,5,7 其次，脫硫效率也都達90%以上，出口SO2濃度都在35 mg/m3以下。

圖5 7種工況的脫硫效率與相對成本折線圖

工況單位相對成本與脫硫效率之間的關(guān)系見圖6。在三個噴淋層組合的工況中，工況1、2、3 差不多，而工況4 要多大概20 元/噸。在兩個噴淋層組合的工況中，差別比較明顯。最低的為工況5，僅461.72 元/噸，比工況6低了35.93元/噸，但其脫硫效率還比工況6高了5.2%。

圖6 7種工況的脫硫效率與單位相對成本折線圖

綜合考慮到脫硫效率和成本，最佳選擇是工況5。

根據(jù)以上的計算數(shù)據(jù)，可以得到85%煙氣負(fù)荷下的優(yōu)化方案：

（1）入口煙氣SO2濃度在320 mg/m3附近時，如果選擇兩個噴淋層，最優(yōu)方案為工況5，其次為工況7。

（2）入口煙氣SO2濃度在320 mg/m3以上時，三個噴淋層中，最優(yōu)方案為工況2，其次為工況1。

（3）工況4單位相對成本最高，不宜使用。

4 結(jié)論

石灰石－石膏法脫硫技術(shù)是目前我國最廣泛使用的煙氣脫硫技術(shù)，通過對某150 MW 電廠脫硫系統(tǒng)吸收塔的工藝流程和運行工況的考察，全面分析了噴淋層運行組合工況。分別在100%負(fù)荷和85%負(fù)荷下，針對不同的噴淋層布置方式開展了現(xiàn)場優(yōu)化試驗研究；并引入兩個經(jīng)濟指標(biāo)：脫硫相對成本與單位脫硫相對成本，對數(shù)據(jù)進行分析與計算，再根據(jù)兩種負(fù)荷下脫硫效率及運行經(jīng)濟性的綜合比對，獲得了不同要求下的脫硫系統(tǒng)噴淋層最佳運行工況，實現(xiàn)了煙氣高效脫硫、達標(biāo)排放，保障了電廠機組的安全穩(wěn)定運行。