張瑞巖

神華廣東國華粵電臺山發(fā)電有限公司 廣東江門 529228

摘要：隨著社會經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，電廠作為經(jīng)濟(jì)發(fā)展過程中的重要支柱，發(fā)電技術(shù)方面也得到不斷提升及完善。而脫硫系統(tǒng)經(jīng)過改造后的運(yùn)行更加安全可靠及環(huán)保。本文根據(jù)多年工作實(shí)踐，對機(jī)組脫硫系統(tǒng)增容及取消旁路的改造進(jìn)行探討。

關(guān)鍵詞：電廠；脫硫系統(tǒng)；改造

一、概況闡述

隨著我國環(huán)境污染的日益嚴(yán)重，電廠所排放的SO2加劇了大氣污染。我國國家環(huán)境保護(hù)部環(huán)辦文件要求，電廠已建的脫硫設(shè)施旁路煙道需要拆除，對原有的脫硫系統(tǒng)進(jìn)行增容改造，達(dá)到讓機(jī)組環(huán)保、安全運(yùn)行。表1 為某電廠脫硫系統(tǒng)的設(shè)計參數(shù)。

表1 電廠脫硫系統(tǒng)主要設(shè)計參數(shù)

項目 改造前 改造后

入口SO2濃度（標(biāo)干態(tài)，60%O2/m）/mg·m-3 1299 2200

出口SO2濃度/mg·m-3 ≤104 ≤50

脫硫效率/% ≥92 ≥97.7

二、脫硫改造情況

電廠的2號機(jī)組脫硫系統(tǒng)改造在先，于2012年11月至2013年2月，1號機(jī)組脫硫系統(tǒng)于2013年4月至2013年6月進(jìn)行改造，改造內(nèi)容包括脫硫包括煙氣系統(tǒng)、吸收系統(tǒng)、吸收劑制備及石膏脫水系統(tǒng)以及電氣系統(tǒng)等。

（一）煙氣系統(tǒng)改造

煙氣系統(tǒng)改造內(nèi)容：拆除增壓風(fēng)機(jī)、旁路擋板門和原煙氣擋板門。脫硫系統(tǒng)阻力由引風(fēng)機(jī)克服，原引風(fēng)機(jī)為臥式、單級、軸流式風(fēng)機(jī)，功率3670kW，額定電流為405 A。改造后引風(fēng)機(jī)為臥式、雙級、軸流式風(fēng)機(jī)，功率為7400kW，額定電流為805 A。對引風(fēng)機(jī)出口（第一個膨脹節(jié)之后）至煙囪之間的煙道進(jìn)行了優(yōu)化及加固。在GGH入口原煙段水平直段設(shè)置2層事故噴淋。

（二）吸收系統(tǒng)改造

吸收塔漿池區(qū)加高2.8 m，漿池容積達(dá)到3 513m3，以保證滿足漿液的反應(yīng)時間。在原最上層噴淋層與除霧器之間新增2層噴淋層，吸收塔實(shí)行分段提升。改造后吸收塔整體升高了3.6m。每塔配5臺漿液循環(huán)泵，原3臺8 800 m3/ h漿液循環(huán)泵保留2臺，將另1臺更換為流量11700 m3 /h的漿液循環(huán)泵，同時新增2臺11700 m3/h漿液循環(huán)泵。每個吸收塔增加2臺4200 m3/h的氧化風(fēng)機(jī)，將原2臺67 m3 / h的石膏排出泵更換為97 m3/h的泵。吸收塔原配有7臺攪拌器，上層增加3臺功率為22 kW的攪拌器，每塔配10臺攪拌器。

（三）吸收劑制備及石膏脫水系統(tǒng)改造

制槳系統(tǒng)增容方案采用外購石灰石粉，罐車運(yùn)輸，新增石灰石漿液箱，設(shè)置3臺石灰石漿液供漿泵，新增一座石灰石粉倉，粉倉容積滿足改造后2臺爐BMCR工況下3天的石灰石粉耗量。罐車自帶的輸送風(fēng)機(jī)把石灰石粉輸送到倉頂部。新增1套石灰石供漿管路。脫水系統(tǒng)整體更換旋流器，改造前旋流器出力為67 m3/h，改造后出力調(diào)整到97 m3/h。拆除原有真空皮帶脫水機(jī)及其配套設(shè)備，更換2臺31m2真空皮帶脫水機(jī)（原真空氣皮帶脫水機(jī)有效過濾面積為15.2m2）。

（四）電氣系統(tǒng)改造

每臺機(jī)組的脫硫6 kV段現(xiàn)一分為二，標(biāo)示為脫硫6 kV I段和脫硫6 kV II段，兩段之間增加母聯(lián)開關(guān)，同時完善原有的快切裝置，使兩側(cè)電源互為備用1 2號爐各新增加一段脫硫6 kV母線，標(biāo)示為脫硫6 kV 段，新增兩段母線采用單母線分段接線方式（帶快切裝置），電源從高壓廠工作段1號機(jī)組6 kV1A2及2號機(jī)組6 kV2A2段引接1 2號脫硫系統(tǒng)各新增加一段400 V脫硫PC（動力中心）段及保安MCC（電動機(jī)控制中心）段。

三、運(yùn)行調(diào)整

電廠1、2號機(jī)組脫硫系統(tǒng)改造后，運(yùn)行了一段時間，逐步進(jìn)入安全平穩(wěn)期 表2為2013年9月3日14∶ 00環(huán)保監(jiān)測數(shù)據(jù)，當(dāng)時1號機(jī)組負(fù)荷700W，2號機(jī)組負(fù)荷600 MW。

表2 電廠脫硫系統(tǒng)改造后監(jiān)測數(shù)據(jù)

項目 1號機(jī)組 2號機(jī)組

出口SO2濃度/mg·m-3 18.59 34.53

出口NOx濃度/mg·m-3 90.72 87.62

O2含量/% 3.58 3.90

出口煙塵濃度//mg·m-3 19.73 16.20

煙氣溫度/℃ 82.35 73.10

煙氣流量/m3·h-1 2232295 1488786

脫硫效率/% 97.04 96.99

（一）熱工邏輯調(diào)整

原先的脫硫裝置當(dāng)脫硫系統(tǒng)故障后可以迅速打開脫硫旁路擋板，使鍋爐的原煙氣通過旁路進(jìn)入煙囪排放，而不影響機(jī)組的安全運(yùn)行，只要求在鍋爐煙氣脫硫通道擋板故障全關(guān)的情況下緊急停爐處理當(dāng)脫硫裝置旁路取消后，脫硫系統(tǒng)故障需觸發(fā)鍋爐MFT（主燃料跳閘）信號，電廠1、2號機(jī)組脫硫系統(tǒng)相關(guān)的熱工邏輯調(diào)整如下：

（1）增加脫硫系統(tǒng)故障觸發(fā)鍋爐 MFT。脫硫原煙氣溫度>180℃（三取二），延時180s，鍋爐MFT；脫硫凈煙氣溫度>75℃（三取二）且脫硫5臺循環(huán)漿液泵全停，延時15s，鍋爐MFT。

（2）調(diào)整爐膛壓力低低保護(hù)設(shè)定值。原爐膛壓力低低（-5880Pa）延時3s，鍋爐MFT；改造后爐膛壓力低低（-4500pa）延時3s，鍋爐MFT。

（3）增加相關(guān)引風(fēng)機(jī)跳閘條件。機(jī)組MFT且爐膛負(fù)壓低低（二取二）（- 5.5kPa）跳引風(fēng)機(jī)；MFT且FGD 原煙氣溫度>180℃ 延時 60s 跳引風(fēng)機(jī)；原煙氣溫度>180℃（三選二）延時480s跳引風(fēng)機(jī)；循環(huán)漿液泵全停且凈煙氣溫度>75℃（三選二）延時315s跳引風(fēng)機(jī)。

（二）脫硫系統(tǒng)啟停運(yùn)行調(diào)整

在機(jī)組啟動前執(zhí)行《吸收塔系統(tǒng)啟動前檢查卡》，機(jī)組引風(fēng)機(jī)啟動時如果汽包金屬溫度大于100℃，必須至少有1臺循環(huán)漿泵在運(yùn)行，在鍋爐點(diǎn)火、脫硫系統(tǒng)進(jìn)熱煙氣前，至少要有2臺循環(huán)漿液泵在運(yùn)行。脫硫煙氣系統(tǒng)停運(yùn)前應(yīng)適當(dāng)降低吸收塔液位，依次停運(yùn)循環(huán)漿液泵，當(dāng)吸收塔前煙氣溫度降至70 ℃ 以下時停運(yùn)最后 1 臺循環(huán)漿液泵，鍋爐 MFT且原煙氣溫度低于 40℃時方可停運(yùn) GGH。表3是電廠脫硫系統(tǒng)啟停條件。

表3 脫硫系統(tǒng)的啟停條件

項目 改造前 改造后

脫硫系

統(tǒng)啟動 電除塵投運(yùn)正常鍋爐燃燒穩(wěn)定 隨機(jī)組啟動

脫硫系統(tǒng)停止 開旁路擋板 鍋爐MFT且煙氣溫度降至

70℃以下時停運(yùn)最后1臺循環(huán)漿液泵，原煙氣溫度低于40℃時方可停運(yùn)GGH

（三）運(yùn)行情況及調(diào)整

2013年5月24日11∶08 時，運(yùn)行中的2號機(jī)組脫硫系統(tǒng)3臺循環(huán)漿液泵全部跳閘，2臺循環(huán)漿液在備用未啟，11∶12 時，凈煙氣溫度超過 75℃，延時

15s 后鍋爐 MFT 動作。脫硫現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)脫硫DCS 系統(tǒng)OPS2號 CPU 相關(guān)畫面發(fā)生藍(lán)屏現(xiàn)象，2號機(jī)組脫硫吸收塔相關(guān)設(shè)備無法操作和監(jiān)控。最后調(diào)查的事故原因是2 號脫硫 DCS 系統(tǒng)（CHR03 柜）雙側(cè) CPU 故障初始化，導(dǎo)致系統(tǒng) DI（開關(guān)量輸入信號）與 AI（模擬量輸入信號）信號全部置0，導(dǎo)致控制信號輸出異常，誤發(fā)設(shè)備保護(hù)跳閘信號。為降低跳機(jī)風(fēng)險，設(shè)計單位重新對五臺循環(huán)漿液泵的控制信號重新進(jìn)行分配，現(xiàn)在 1 號機(jī)組已調(diào)整一個 CPU控制1、2、5 號循環(huán)漿泵，另一個 CPU 控制 3、4 循環(huán)漿泵，但 2 號機(jī)組循環(huán)漿泵控制做了優(yōu)化處理，CPU分配控制未做調(diào)整。

2013 年 5 月，2 號機(jī)組多次出現(xiàn)循環(huán)漿泵進(jìn)口電動閥限位故障導(dǎo)致循環(huán)漿泵跳閘，循環(huán)漿泵排放閥限位故障導(dǎo)致循環(huán)漿泵無法啟動的情況，其熱工邏輯進(jìn)行了以下調(diào)整，見表 4。

表4 循環(huán)漿泵邏輯調(diào)整

調(diào)整前 調(diào)整后

循環(huán)漿泵啟動，入口閥非全開，延時1S跳循環(huán)漿泵 循環(huán)漿泵啟動，入口閥全關(guān)非開，延時1S跳循環(huán)漿泵

循環(huán)漿泵啟動，其排放閥非關(guān)，延時1S跳循環(huán)漿泵 取消

循環(huán)漿泵啟動條件：循環(huán)漿泵排放閥已關(guān) 取消

自2007年脫硫系統(tǒng)開始運(yùn)行以來，就一直存在GGH堵塞問題。GGH原煙氣或凈煙氣差壓高時導(dǎo)致增壓風(fēng)機(jī)馬達(dá)電流增大，電流會超過額定電流，動葉開度增大。通過在線高壓水沖洗和蒸汽吹灰都無法解決，只能開旁路擋板，限制機(jī)組負(fù)荷在400MW以下停運(yùn)脫硫系統(tǒng)，進(jìn)行 GGH 換熱元件化學(xué)沖洗。每臺機(jī)組一年要進(jìn)行2～3 次，2012 年 GGH 沖洗情況見表 5。

表5 2012 年 GGH 換熱元件化學(xué)沖洗情況

機(jī)組 限負(fù)荷沖洗時間 沖洗前GGH壓差/ kpa

原煙氣 凈煙氣

2號 2012-01-01至2012-01-02 0.883 0.040

1號 2012-04-28至2012-05-02 0.689 0.789

2號 2012-09-15至2012-10-04 0.724 0.882

1號 2012-09-291至2012-10-04 0.644 0.701

1號 2012-12-31至2013-01-03 0.796 0.880

脫硫系統(tǒng)取消旁路后，如果出現(xiàn) GGH 煙氣差壓高影響機(jī)組安全運(yùn)行時，只能在機(jī)組停運(yùn)后才能處理。機(jī)組改造時進(jìn)行了 GGH 換熱元件間隙調(diào)大，吸收塔整體升高 3.6m，電除塵改為電袋復(fù)合除塵器等。脫硫運(yùn)行中執(zhí)行了下面規(guī)定：及時進(jìn)行 GGH 吹灰，每個班至少兩次，如煙氣系統(tǒng)運(yùn)行工況較差，須增加吹灰頻率或連續(xù)吹灰；每個夜班執(zhí)行一次 GGH高壓水沖洗；每班至少進(jìn)行一次除霧器沖洗?，F(xiàn)在2臺機(jī)組的 GGH 煙氣差壓有了明顯的改善，見表6。

表6 1號脫硫系統(tǒng)改造前后的GGH煙氣差壓

負(fù)荷/MW 2012年9月9日 2013年9月9日

原煙氣差壓/kpa 凈煙氣差壓/kpa 原煙氣差壓/kpa 凈煙氣差壓/kpa

300 0.213 0.224 0.116 0.136

400 0.387 0.362 0.206 0.259

500 0.487 0.452 0.240 0.290

600 0.596 0.541 0.296 0.348

700 0.706 0.630 0.369 0.444

四、結(jié)束語

電廠脫硫系統(tǒng)及取消旁路改造后運(yùn)行達(dá)到到了國家環(huán)保辦文件的要求，減少SO2排放量，從而也對企業(yè)節(jié)約了成本。雖然改造后有新的問題不斷出現(xiàn)，這個就需要我們在以后的工作中不斷努力完善設(shè)備運(yùn)行環(huán)境，從而做到讓機(jī)組安全環(huán)保運(yùn)行。