随着环境形势的日益严峻,国家加大了对燃煤电厂的SO2排放控制要求,相继出台了一系列政策,如《火电厂大气污染物排放标准》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》等。其中,脱硫达到超低排放要求(6%O2条件下,SO2浓度<35mg/m3),主流的提效改造技术路线为单塔双循环工艺和双塔双循环工艺。根据数据统计,二者中又以单塔双循环工艺居多。在实际运行过程中,由于燃煤硫分的变化、混煤乃至煤泥掺烧、调峰导致的负荷骤变等,经常需要改变运行方式,这既关系到SO2的达标排放,也关系到节能经济,如何合理地运行各层喷淋就显得格外的重要。
1单塔双循环技术的特点
单塔双循环工艺*大的特点是在脱硫塔内设置锥型收集碗和塔外设置AFT浆池。脱硫的喷淋系统被锥形碗分为上下两部分,一级循环作为预洗涤、石灰石高效溶解区,二级喷淋作为高效脱硫区。通过对两套循环回路浆液的pH值和浆液密度等参数的调控,完成石灰石的溶解、SO2吸收和脱硫副产物的氧化分区控制。单塔双循环工艺由于功能分区的设计理念,使其具有单循环工艺所无法比拟的技术优势,主要体现在以下几个方面:
(1)两个循环单独控制,使溶解、吸收、氧化等不同的工艺过程,在不同的控制参数下进行,互不干扰,使每个过程都处于*佳工况点。
(2)吸收剂先从二级循环进入,再进入一级循环,增加了吸收剂浆液在系统中的停留时间,使吸收剂的溶解更充分,利用率更高。
(3)一级循环浆池中浆液pH值控制较低,一般设置在4.5～5,有利于亚硫酸钙的氧化,增加石膏的可结晶时间,从一级循环浆池排出的浆液进行脱水处理,使*终脱硫副产物的品质更有保障。
(4)二级循环浆池中浆液pH值控制较高,一般设置在5.5～6,保证了较高的浆液碱度,更有利于快速吸收烟气中残留的SO2,使出口烟气SO2浓度满足超低排放的要求。
(5)一级循环浆池设计脱硫效率80%以上,烟气经过一次洗涤后,SO2含量已大幅度减小,在二级循环中,采用较小的液气比,就能达到理想的洗涤效果,而且,由于二级循环浆液不输送去脱水处理,对氧化的要求不高,可以减少氧化风量的供应,这就降低了系统的电能消耗。
(6)一级循环和二级循环之间设置了锥型的收集碗,不仅避免了不同pH值和密度的浆液混流,而且对烟气具有良好的分配、导流作用,达到了均布气流的目的,有效地改善了传质效果,降低了烟气SO2逃逸的可能性,进一步保障出口排放达标。
2运行方式对性能的影响
单塔双循环工艺涉及到两级循环,而每级循环都设置了多台循环泵,在实际的生产运行过程中,由于燃煤煤质、负荷等变化,在满足出口烟气SO2排放浓度达标的前提下,可以灵活地采用多种循环泵组合方式来运行,但不同的运行方式,效果不同,有些运行方式不仅效果不好,还存在环保、安全的隐患。
国内某330MW锅炉采用单塔双循环脱硫工艺,一、二级循环泵各配置3台(离心式),一级塔氧化风机3台,二级塔氧化风机2台。脱硫设施的配置情况见表1,其运行参数见表2。
烟气脱硫吸收塔采用喷淋空塔,整个吸收塔系统浆液循环喷淋系统采用3+3布置,塔体上、下各设置三层喷淋,中间设置导流锥、收集碗,每套脱硫装置设置配套的强制氧化系统。从表1可以看出,二级循环的配置情况,无论是循环泵流量,还是氧化风量均小于一级循环,设计的工艺处理过程,80%～90%的SO2脱除发生在一级循环,只有10%～20%的SO2是在二级循环喷淋中脱除。
从表2可以看出,脱硫在实际运行时,与设计运行参数偏差较大,一级循环泵只运行了1台,而二级循环泵运行了2台;一、二级循环浆液的pH值均偏高;二级塔浆液密度高于设计值;二级氧化风量较大。之所以采用这种运行方式主要基于两点,一是考虑到节能,尽可能运行更低功率的设备;二是由于认识偏差,避免脱除效率达到100%,出口排放浓度降到0,造成外界质疑数据的真实性。
通过对运行期间DCS各项数据进行对比,结合吸收剂耗量的计算,浆液、副产物品质化验分析,发现此时二级循环已经成了主脱硫区域,脱除SO2占比约70%,而一级循环只占比约30%。采用这种运行方式,在燃煤硫分较低时,短期内不会影响脱硫的处理能力,仍然可以保证35mg/m3的排放指标,但长时间运行,将会对设施的安全稳定运行和*终的烟气达标排放带来一系列的问题。
2.1 安全性的影响
(1)高温烟气的影响
脱硫系统运行规程要求,在正常生产过程中,循环泵运行不小于2台,并采用逻辑保护,小于2台时会启动保护。这一设计理念主要是考虑到,当唯一运行的循环泵故障跳机时,备用循环泵因电动阀门开启时间较长,难以及时投运,高温烟气容易对喷淋系统造成严重的破坏。显然,电厂虽然运行了3台循环泵,但一级循环泵只运行了1台,2台二级循环泵因处于隔离状态,并不能及时对高温烟气进行降温,当一级循环泵出现故障跳机时,高温烟气仍然会对一级喷淋系统造成损坏,这为系统的安全稳定运行留下了较大的隐患。
(2)结垢的影响
SO2的吸收以二级循环为主,在二级循环浆液高pH值运行的情况下,含高浓度SO2的烟气与石灰石浆液反应,瞬间生成了大量难以氧化的亚硫酸钙,吸收塔存在结垢的问题,当结垢块掉落时容易损毁喷淋层的喷嘴等部件,对后续设备的正常运行造成负面影响。
2.2 吸收剂耗量的影响
按照单塔双循环工艺的设计,AFT塔是新鲜浆液的主要供浆点,为了保证烟气出脱硫吸收塔前,残余SO2能被高效地吸收,浆液pH值一般控制较高,此时浆液中有大量未完全溶解的石灰石颗粒,而CaSO4·2H2O和CaSO3·1/2H2O含量并不高,未反应的石灰石会通过AFT旋流器的底流进入一级循环系统使用。
把二级循环作为主脱硫区后,由于烟气中SO2含量高,与浆液中的石灰石反应后会瞬时产生大量的CaSO3·1/2H2O和部分CaSO4·2H2O,这些副产物会包裹在未溶解的石灰石颗粒表面,造成石灰石被屏蔽,从而导致吸收剂的耗量增加。在生产中,一般采用石灰石单耗来衡量吸收剂用量情况,即去除单位SO2所消耗的石灰石量:
式中:A石灰石消耗量,kg;ESO2脱SO2脱除量,kg。
式中:ESO2产为发电机组SO2产生量,t;M为机组发电煤炭消耗量,t;α为SO2产污系数;ESO2排为SO2排放量,t。
根据连续5m实际运行数据统计,吸收剂单耗远远高于理论的计算值,见图1。
从图1可以看出,SO2去除单耗实际值达到了2.04,远高于理论计算值1.76,经过调整后,SO2去除单耗下降至1.83。按照全年计算,每年的石灰石耗量将比理论用量多出约9200t。可见,石灰石的利用率非常低。
2.3 浆液与副产物品质的影响
按照单塔双循环工艺的设计,一级循环浆池作为主要的氧化区域,CaSO3·1/2H2O被充分氧化为CaSO4·2H2O,浆液通过一级塔排浆泵输送至脱水处理系统,出产的石膏完全达到商业品质,石膏成分设计值见表3。
实际运行过程中,一级循环浆液量很小,吸收的SO2较少,CaSO4·2H2O的生成量很低,浆液中的固体物质主要来自AFT塔旋流器的底流,而底流含有大量CaSO3·1/2H2O和被屏蔽的石灰石颗粒,副产物的品质完全达不到设计要求,CaSO4·2H2O和CaSO3·1/2H2O的含量波动很大,而CaCO3含量和含水率均超过设计值。
根据连续5m的石膏化验分析数据统计,石膏含水率和CaCO3含量的情况见图2。
从图2可知,石膏含水率*低14.09%(一月),*高16.13%(五月),平均值达到15%以上,比设计值高了约5%。石膏中的CaCO3含量平均值为3%以上,也比设计值高了1%。
3运行优化需注意的问题
单塔双循环工艺因自身分区控制的特点,比单塔单循环工艺的控制方式更细化,使运行人员有了更多的运行调整空间,但由于各地环保要求、机组负荷特性、脱硫设备选型等的差异,所以在选择运行方式时既要根据实际情况灵活处理,也要充分发挥单塔双循环的技术优势,主要有以下几点:
(1)在生产过程中,应按照设计要求,以一级循环为主脱硫区域,二级循环为辅脱硫区域,一级循环脱除率应达到总脱除率的80%～90%为宜。
(2)充分利用分区控制的优势,严格控制不同区域浆液的pH值和密度,使各功能区都处于*佳运行工况。
(3)不同负荷,不同硫分下,系统均应在“2+n”或“3+n”的模式下运行,即一级循环泵不应小于2台,根据负荷和燃煤硫分的情况,选择二级循环泵的运行台数,如设计硫分下,低负荷时,采用“2+1”方式,中负荷时采用“2+2”方式,高负荷时采用“3+1”或“3+2”方式。
(4)对于调峰机组,出现既是低负荷、又是低硫分的工况时,如果需要控制出口浓度值不接近0,应通过调节一级循环浆液的pH值来控制,不应通过停运部分一级循环泵来控制。
(5)确定节能措施应以整个系统的能耗核算为基础,并结合所有相关设备的安全性、健康性等指标通盘考虑,不应只局限于大型设备的能耗比较。
综上所述,单塔双循环脱硫工艺是近几年发展起来的高效脱硫技术,在执行超低排放后,无论是在新建还是原有机组的提效改造过程中,都已成为主流的选用技术。由于工艺本身的特殊性,以及不同电厂改造的差异性,使每个电厂的控制方式都不尽相同,只有根据自身实际情况,合理选择运行方式,才能真正发挥出单塔双循环工艺的技术优势,使脱硫系统长期稳定运行。
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