煤电超低排放脱硫运行状态及稳定性评估

滕卫明， 李清毅,， 郑成航， 胡达清， 范海东， 李 立， 高 翔

(1. 浙江省能源集团有限公司， 杭州 310007； 2. 浙江天地环保科技有限公司， 杭州 310003；3. 浙江大学 能源清洁利用国家重点实验室， 杭州 310027)

煤电超低排放脱硫运行状态及稳定性评估

滕卫明1， 李清毅1,2， 郑成航3， 胡达清2， 范海东1， 李 立2， 高 翔3

(1. 浙江省能源集团有限公司， 杭州 310007； 2. 浙江天地环保科技有限公司， 杭州 310003；3. 浙江大学 能源清洁利用国家重点实验室， 杭州 310027)

以实施超低排放改造后的某1 000 MW燃煤机组为例，从机组负荷、入口SO2质量浓度、出口SO2质量浓度、脱硫效率、浆液pH值等之间的相互关系及系统物耗、能耗入手，建立该机组脱硫装置的性能评估体系，对脱硫装置的运行状态、可靠性和稳定性进行详尽评估.结果表明：出口SO2质量浓度与入口SO2质量浓度具有一定的正相关性；机组负荷增大，出口SO2质量浓度和脱硫效率均呈稍增长的趋势；浆液pH值维持在5.0～5.6时，出口SO2质量浓度与浆液pH值具有一定的线性关系；石灰石消耗体积流量与SO2的排放速率具有线性关系；石膏浆液保持稳定，可满足工艺设计要求；超低排放改造后水耗减少，电耗增加，脱硫塔出口SO2质量浓度明显降低，其达标率为99.59%；机组总排口SO2质量浓度稳定可靠，改造效果显著.

超低排放； 脱硫； SO2质量浓度； 浆液pH值

随着工业化进程的不断推进和环保要求的不断提高，大气污染物深度减排技术得到持续创新，超低排放成为近几年国内研究的热点.在SO2脱除方面，我国SO2排放限值低于美国、日本等发达国家及地区，对电力行业和脱硫产业提出了更高的要求.随着发改能源[2014]2093号文及其他国家/地区超低排放要求的相继出台，脱硫技术的发展步入了超低排放阶段.国内研发了双层均流增效板[1]、pH分区控制[2]、单/双塔双循环[3-4]、海水脱硫[5-6]等一系列SO2超低排放控制技术，且实现了工程化的推广应用.污染物控制标准的不断升级，使得技术和装备持续升级，实现了工艺和装备的国产化，推进了相关技术的研究发展历程，但相关学者对应用技术长期运行状态、稳定性、可靠性和经济性的研究相对较少.超低排放改造后燃煤机组脱硝装置的性能评估表明，机组NOx排放量降低，总排口排放质量浓度稳定达标率在98%以上[7].单塔一体化脱硫除尘深度净化技术的评估结果表明，该技术具有除尘脱硫效率高、能耗低、投资少、可彻底消除“石膏雨”等优点[8].不同机组超低排放环保岛经济性的评估研究表明，相比330 MW机组，660 MW机组污染物的脱除成本较低[9].郑晓盼等[10]对海水脱硫污染物达标率与装置稳定性进行了综合评估，提出了技术改进措施、运行优化及监督管理建议；王志轩[11]建议对超低排放开展全面的规范性评估，认为不能以实际监测验收数据作为达到超低排放的依据[12]；帅伟等[13]以实现超低排放改造的燃煤电厂为研究对象，初步探索了实现超低排放电厂主要烟气污染物的排放特征与环境效益；朱法华等[14]结合煤质条件，系统分析了煤电机组实现SO2、NOx和烟尘超低排放的控制技术及其投资与运行费用.相对燃气发电，燃煤烟气污染物超低排放的经济性更为显著.但与常规烟气的治理技术相比，超低排放的投资较高.综合考虑技术经济效益和环境效益，建议超低排放有序发展[15].目前，尚未有关于石灰石-石膏湿法脱硫技术的详细评估报道.

笔者以实施超低排放的某1 000 MW燃煤机组为例，从机组负荷、入口SO2质量浓度、出口SO2质量浓度、脱硫效率、浆液pH值等之间的相互关系及系统物耗、能耗入手，建立脱硫塔的性能评估体系，对超低排放改造后机组的技术性能和运行状态进行评估，并对比分析改造前后机组的SO2排放情况，对总排口SO2质量浓度达到超低排放限值时机组的可靠性及稳定性进行评估.

1 系统简介与数据处理

1.1 机组脱硫情况

图1为实现超低排放后机组的脱硫系统及关键组件示意图.该机组原设置脱硫塔，为使机组总排口净烟气中的SO2排放质量浓度满足超低排放限值(35 mg/m3)的要求，对脱硫塔内外组件进行了改造.在不改变脱硫塔高度的情况下，采用双层均流增效板和交互式喷淋的方式提高液气比、传质速率和气流分布均匀性，以保证脱硫塔的高性能、高可靠性和高适用性.在脱硫塔入口和出口烟道均安装在线测试仪表，主要包括SO2质量浓度测试仪、O2质量浓度测试仪、热电阻和压力变送器等，且安装了性能测试点.

图1 某机组脱硫系统的示意图

改造后，脱硫塔的设计入口SO2质量浓度为1 745 mg/m3，设计脱硫效率为98%，出口SO2质量浓度不大于35 mg/m3.在设计工况下，循环浆液泵采用三用一备的方式运行.

1.2 数据处理

脱硫塔入口SO2质量浓度、出口SO2质量浓度、机组负荷、浆液pH值、物(能)耗等均来源于该机组超低排放改造后烟气自动监控系统(Continuous Emission Monitoring System，CEMS) 连续2个月的监测数据，每2组数据间隔时间为30 min.进行数据处理时，SO2质量浓度均为已折算到标准状态、氧体积分数为6%下的数据.在数据获取时间之前均已对相关在线测试仪表进行标定.

脱硫效率为：

(1)

式中：η为脱硫效率；ρin为脱硫塔入口SO2质量浓度，mg/m3；ρout为脱硫塔出口SO2质量浓度，mg/m3.

通过对2个pH变送器上显示的值进行算术平均，得到浆液pH值.pH变送器安装在脱硫浆液排出泵出口，其品牌为Rosemount，型号为1056-01-22-38-AN.

石灰石浆液消耗体积流量和工艺水消耗质量流量均为小时平均值，电耗为电流信号的平均值，浆液成分则通过取样化验获得.SO2排放质量浓度的达标率σ是指在评估脱硫系统的时间段内，SO2排放质量浓度达到某个设定值数量占SO2排放质量浓度总统计数量的比值.

2 结果与分析

2.1 脱硫塔入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响

经检测，监测时间段内该机组入炉煤收到基全硫质量分数的平均值为0.45%，最低值、最高值分别为0.31%和0.73%.由于煤种全硫质量分数的差异，脱硫塔入口SO2质量浓度在0～1 500 mg/m3.脱硫塔入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响如图2所示.由图2可知，随着脱硫塔入口SO2质量浓度的升高，出口SO2质量浓度缓慢上升，两者具有一定的线性趋势；有少量出口SO2质量浓度值超过超低排放限值，且超标值均发生在调整脱硫系统运行参数期间.

不同机组负荷下入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响如图3所示，在1 000±50 MW、750±50 MW和500±50 MW稳定负荷下，出口SO2质量浓度均随脱硫塔入口SO2质量浓度的升高而升高.机组低负荷时烟气量较少，烟气在脱硫塔内的停留时间相对较长，同样的运行条件下机组的脱硫效率会相应提高.由图3可知，将出口SO2质量浓度与入口SO2质量浓度进行线性拟合，发现500±50 MW机组负荷下直线的斜率最大.这是因为在出口SO2质量浓度满足超低排放限值的情况下，机组的各运行参数设定为经济工况下的参数.综上所述，超低排放脱硫塔可实现对SO2的稳定可靠脱除.

图2 入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响

(a) 1 000±50 MW下入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响

(b) 750±50 MW下入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响

(c) 500±50 MW下入口SO2质量浓度对出口SO2质量浓度的影响

2.2 机组负荷对出口SO2质量浓度和脱硫效率的影响

图4和图5分别给出了机组负荷对出口SO2质量浓度和脱硫效率的影响.随着机组负荷的增大，出口SO2质量浓度和脱硫效率均稍有增长.在高机组负荷下，烟气体积流量增加，烟气停留时间减少，导致出口SO2质量浓度升高；脱硫效率提高的主要原因是在低负荷下，机组的各运行参数设定为经济工况，仅能保证SO2质量浓度达到设计值，舍弃了更高的脱硫效率.机组负荷为400～1 000 MW时，出口SO2质量浓度大多维持在10～30 mg/m3，机组变负荷时SO2质量浓度可基本稳定地达标排放，表明应用双层均流增效板技术对降低出口SO2质量浓度和提高脱硫效率具有较好的适应性.

图4 机组负荷对出口SO2质量浓度的影响

图5 机组负荷对脱硫效率的影响

2.3 浆液pH值对出口SO2质量浓度的影响

浆液pH值对脱硫效率的影响很大，要使脱硫塔出口SO2质量浓度在较短的时间和有限的空间内达到超低排放限值要求，须通过调整控制浆液pH值来提高SO2的溶解速度.浆液pH值应维持在5.0～5.8，才可获得较高的亚硫酸盐氧化率.随着浆液pH值的提高，脱硫效率提高，出口SO2质量浓度降低.浆液pH值对出口SO2质量浓度的影响如图6所示.由图6可知，在满足SO2超低排放限值的条件下，浆液pH值维持在5.0～5.6，出口SO2质量浓度与浆液pH值具有一定的线性关系.随着浆液pH值的提高，出口SO2质量浓度降低.进行超低排放改造后，出口SO2质量浓度随浆液pH值的升高而降低.

图6 浆液pH值对出口SO2质量浓度的影响

2.4 脱硫装置的能耗分析

2.4.1 石灰石浆液消耗体积流量

表1为2种机组负荷下石灰石浆液消耗体积流量，其中石灰石浆液的平均消耗体积流量分别为11.37 m3/h、10.12 m3/h.根据计算监测数据可知，1 000 MW和750 MW机组负荷下SO2平均排放速率分别为1 399.8 kg/h和1 156.9 kg/h，由此可知石灰石浆液消耗体积流量与SO2的排放速率具有线性关系，即脱硫塔入口SO2排放速率越大，石灰石浆液消耗体积流量越大.

表1 石灰石浆液消耗体积流量

2.4.2 石膏浆液分析

为稳定脱硫效率、保证石膏质量及防止结垢，需保持石膏浆液的稳定[15].研究表明，石膏浆液密度大于1 150 kg/m3时，应将脱硫塔内的石膏排放至石膏脱水系统.Cl-会引起金属腐蚀和应力腐蚀，可抑制吸收塔内的化学反应、改变浆液pH值及降低SO42-去除率，从而增加石灰石浆液消耗体积流量.不同机组负荷下脱硫塔浆液的分析结果如表2所示.由表2可知，在1 000 MW机组负荷下，石膏浆液的密度小于1 150 kg/m3，Cl-质量浓度小于12 000 mg/L，可满足工艺与设计要求，且石膏浆液较为稳定.

表2 石膏浆液的分析结果

2.4.3 工艺水消耗质量流量

表3为不同机组负荷下超低排放实施前后的工艺水消耗质量流量.脱硫塔工艺水的消耗主要分为两部分，一部分工艺水作为吸收塔补水、真空泵密封水、石灰石浆液箱补水、泵的密封水、冷却水和冲洗水，另一部分作为除雾器冲洗水间歇冲洗除雾器.通过监测脱硫塔工艺水消耗质量流量，可分析改造后工艺水消耗质量流量变化的原因.改造后1 000 MW和750 MW机组负荷下对应的工艺水消耗质量流量平均值分别减少34.62 t/h、23.44 t/h.改造前脱硫塔烟气入口温度为118 ℃，因脱硫塔前电除尘器采用了低低温电除尘技术，脱硫塔入口烟气温度降低至103 ℃，温度降低使得净烟气带水量减少，相应工艺水消耗质量流量减少.

表3 工艺水消耗质量流量

2.4.4 电耗

不同机组负荷下的电耗如表4所示，风机电耗包括增压风机和氧化风机电耗，各类泵电耗包括循环浆液泵和工艺水泵电耗.因数据获取原因，未考虑磨粉机、石膏排出泵及脱水系统等对电耗的影响.

表4 电耗

在1 000 MW机组负荷下脱硫系统统计设备的总电耗平均值为8 502 kW，厂用电率为0.85%；在750 MW机组负荷下相应总电耗平均值为7 050 kW，厂用电率为0.94%.与1 000 MW机组负荷相比，750 MW机组负荷下电耗减少的主要原因是增压风机电耗减少.由于在2种机组负荷下循环浆液泵、氧化风机等的运行状态基本一致，造成750 MW机组负荷下的厂用电率高于1 000 MW机组负荷下的厂用电率.

2.5 实施超低排放前后SO2排放质量浓度的对比

在1 000 MW和750 MW机组负荷下，实施SO2超低排放前后脱硫系统的脱硫效果如表5所示，数据均来自两相邻年同期的CEMS.由表5可知，在2种机组负荷下，改造前SO2排放质量浓度均大于35 mg/m3，且在1 000 MW机组负荷下SO2排放质量浓度超过50 mg/m3，难以满足GB 13223—2011 《火电厂大气污染物排放标准》中重点地区SO2的排放限值要求；改造后，SO2排放质量浓度均低于35 mg/m3，满足超低排放限值要求，且平均脱硫效率在98%以上，表明脱硫效率至少可提高3%.

表5 脱硫塔改造前后脱硫效果

3 总排口SO2质量浓度达标的可靠性和稳定性评估

通过该机组总排口SO2质量浓度来评估脱硫塔的达标情况.图7为该机组改造后一段时间内总排口SO2质量浓度的变化情况，机组总排口的SO2质量浓度在0～45 mg/m3波动.在4 658个监测点中，有19个点超过超低排放限值(35 mg/m3).经计算，该时间段内平均SO2质量浓度为13.60 mg/m3，SO2质量浓度不高于35 mg/m3的达标率σ为99.59%.SO2质量浓度不高于50 mg/m3、30 mg/m3和20 mg/m3的达标率σ分别为100%、98.04%和82.68%.

通过对总排口SO2质量浓度不满足超低排放限值的数据点分析发现，不达标的数据点均出现在机组变工况时，且此时循环浆液泵运行台数为1台或2台.出现超标值后，可通过迅速增加脱硫塔循环泵台数等方法来提高脱硫效率，因此认定脱硫塔可稳定达到超低排放限值要求.

图7 改造后机组总排口SO2质量浓度

4 结 论

(1) 在不改变脱硫塔高度的情况下，采用双层均流增效板和交互式喷淋的方式可满足SO2质量浓度达到超低排放限值的要求，达标率为99.59%.改造后脱硫效率由95%提高至98%以上.

(2) 脱硫塔入口SO2质量浓度、机组负荷和浆液pH值对出口SO2质量浓度及脱硫效率均有一定的影响.脱硫塔入口SO2质量浓度升高，出口SO2质量浓度缓慢上升，两者存在一定的正相关性.机组负荷增大，出口SO2质量浓度和脱硫效率稍提高，浆液pH值增大，出口SO2质量浓度降低.

(3) 超低排放改造后，系统的物耗和能耗均有一定的变化，石灰石消耗体积流量与SO2的排放速率具有线性关系；脱硫塔入口烟气温度降低，导致工艺水消耗质量流量减少；循环泵运行台数增加，烟气系统阻力增大，导致电耗增加；浆液成分满足脱硫系统的设计要求.

(4) 构建了SO2超低排放运行状态及长期运行的稳定性、可靠性的评估方法.因数据获取的原因，未评估石灰石的性质、烟气中的含尘量、钙硫比、传质性能等对SO2脱除性能的影响，多种变工况数据采集仍不够充分，下一步将对此进行深入研究.

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EvaluationonOperationStabilityofaFlueGasDesulfurizationSystemAfterUltra-lowEmissionRetrofitoftheCoal-firedUnit

TENGWeiming1,LIQingyi1,2,ZHENGChenghang3,HUDaqing2,FANHaidong1,LILi2,GAOXiang3
(1. Zhejiang Provincial Energy Group Co., Ltd., Hangzhou 310007, China; 2. Zhejiang Tiandi Environmental Protection Technology Co., Ltd., Hangzhou 310003, China; 3. State Key Laboratory of Clean Energy Utilization, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China)

An evaluation system was established for the desulfurization performance of a 1 000 MW coal-fired power plant after ultra-low emission retrofit, based on the consumption of material and energy, and the interrelation among the unit load, the inlet and outlet concentration of SO2, the desulfurization efficiency and the slurry pH, etc., so as to evaluate the running status, reliability and stability of the desulfurization unit in detail. Results show that the outlet concentration of SO2is positively related to the inlet one. When the pH value of gypsum slurry is kept in 5.0-5.6, there exists a linear correlation between the outlet concentration of SO2and the pH value. The consumption of limestone has a linear relationship with the emission rate of SO2. The relatively stable content of gypsum slurry is found to be able to meet the requirement of process design. After ultra-low emission retrofit, the water consumption reduces, the power consumption rises, the outlet concentration of SO2drops significantly, the attainment rate reaches99.59%, and the SO2concentration at unit outlet gets stable, indicating obvious effects of the retrofit.

ultra-low emission; desulfurization; SO2concentration; pH value of gypsum slurry

2016-11-22

2016-11-28

国家杰出青年科学基金资助项目(51125025)；浙江省重点科技创新团队资助项目(2011R50017)；浙江省重大科技专项重点社会发展资助项目(2013C03022)

滕卫明(1972-)，男，浙江金华人，硕士研究生，主要从事燃煤电厂大气污染物控制方面的研究.

李清毅(通信作者)，男，高级工程师，电话(Tel.):0571-86669479； E-mail：liqingyi8@163.com.

1674-7607(2017)12-0992-07

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610.30