張曉輝

(廣東惠州平海發(fā)電廠有限公司，廣東惠州 516363)

平海電廠單臺脫硫漿液循環(huán)泵運行的節(jié)能應用

張曉輝

(廣東惠州平海發(fā)電廠有限公司，廣東惠州 516363)

介紹了惠州平海發(fā)電廠1000MW機組石灰石/石膏煙氣濕法脫硫系統(tǒng)的節(jié)能試驗，對吸收塔事故噴淋裝置的安全可靠性進行了檢驗，同時探討了單臺漿液循環(huán)泵運行的最佳運行工況，進一步完善系統(tǒng)保護邏輯，以提高該運行方式的安全性。

脫硫系統(tǒng);漿液循環(huán)泵;節(jié)能

0 引言

隨著新的《火電廠大氣污染物排放標準》的正式實施，控制煙氣S02排放對燃煤電廠運行有著舉足輕重的意義。目前，石灰石－石膏濕法煙氣脫硫(FGD)技術(shù)在燃煤電廠煙氣脫硫中有著廣泛應用，具有技術(shù)成熟、運行可靠、脫硫效率高等優(yōu)點［1］。隨著火電廠裝機容量的不斷增大，濕法脫硫裝置的整體配套單體設(shè)備的容量也逐漸增大，耗電量約占整個廠用電的1%甚至更高［2］。因此，對脫硫設(shè)備進行節(jié)能優(yōu)化，顯得尤為重要。

1 系統(tǒng)概況

平海電廠1、2號機組均為1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，分別配備石灰石－石膏濕法煙氣脫硫裝置，設(shè)計處理機組的全部煙氣量，脫硫率保證在96%以上，F(xiàn)GD系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)如表1所示。

平海電廠脫硫裝置按照燃煤硫分1.7%設(shè)計，但實際運行中燃煤硫分較低，2013年度燃煤收到基硫分加權(quán)平均值為0.33%，2014年1至6月燃煤收到基硫分加權(quán)平均值為0.43%，且日常運行中時有入爐煤硫分低至0.23%～0.3%。另外，當機組在負荷調(diào)峰且較長時間低于500MW及以下時，脫硫裝置出現(xiàn)“大牛拉小車”現(xiàn)象，即在低負荷、低硫分情況下，為了確保脫硫系統(tǒng)和機組的安全可靠性，目前仍保持2臺漿液循環(huán)泵運行，雖然吸收塔pH值已控制低限4.8，但脫硫效率一直在99%及以上，SO2排放濃度最低小于5mg/m3，運行經(jīng)濟性效果十分不理想。

表1 FGD系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)(單臺機組)

2 節(jié)能試驗

濕法FGD裝置由于系統(tǒng)龐大，其耗電量一般要占電廠發(fā)電量的1%左右。因此，控制設(shè)備耗電量是脫硫系統(tǒng)經(jīng)濟運行的首要問題。濕法脫硫系統(tǒng)能耗高的設(shè)備為6 kV電壓等級的增壓風機、漿液循環(huán)泵、氧化風機、真空泵和球磨機，節(jié)能首先應考慮這些設(shè)備的經(jīng)濟運行［1］。鑒于平海電廠1、2號機組脫硫裝置存在“大牛拉小車”現(xiàn)象，故優(yōu)先對漿液循環(huán)泵進行節(jié)能探討。脫硫系統(tǒng)共設(shè)A、B、C、D 4臺漿液循環(huán)泵，揚程分別為21.8、23.6、25.4、27.2m，額定功率分別為1120、1250、1250、1400 kW，額定電流分別為130.3、143.6、143.6、160.6A。

脫硫漿液循環(huán)泵的運行臺數(shù)(即液氣比改變)，會直接影響脫硫效率和SO2排放濃度，但實際運行中，吸收塔系統(tǒng)已保持2臺漿液循環(huán)泵運行，且已采取節(jié)能泵組的配搭措施，因此單臺漿液循環(huán)泵運行方式將是最后的嘗試探索。由于單臺漿液循環(huán)泵運行的安全風險性較高，所以在單臺漿液循環(huán)泵節(jié)能試驗前，必須確認吸收塔事故噴淋冷卻系統(tǒng)的安全可靠性，即要求若運行中所有漿液循環(huán)泵跳閘后，能保證吸收塔運行溫度控制在安全值范圍內(nèi)，而不發(fā)生吸收塔內(nèi)部防腐高溫損壞。

2.1 漿液循環(huán)泵全停、吸收塔事故噴淋試驗

為了檢驗脫硫漿液循環(huán)泵全停情況下，事故噴淋裝置能否保證脫硫吸收塔內(nèi)部防腐材料的安全和為第二臺備用漿液泵的啟動爭取足夠時間，并評估試驗工況對機組和吸收塔防腐的影響風險。為此，2014年4月平海電廠對脫硫裝置進行了漿液循環(huán)泵全停、吸收塔事故噴淋試驗，該試驗分吸收塔事故噴淋裝置提前投入和自動投入兩部分進行。2014年04月22日進行吸收塔事故噴淋裝置提前投入試驗，具體過程如下:電動消防水泵啟動;消防水母管壓力由0.744MPa升至0.915MPa;開啟事故噴淋裝置;吸收塔事故消防水壓力回升至0.3MPa;C漿液循環(huán)泵停運;脫硫效率下降，煙囪排放SO2濃度開始上升;吸收塔出口溫度從52.4℃降至51.3℃;D漿液循環(huán)泵啟動;脫硫效率回升，煙囪排放SO2濃度開始下降。試驗數(shù)據(jù)見表2。

表2 吸收塔事故噴淋裝置提前投入數(shù)據(jù)

2014年04月23日進行吸收塔事故噴淋裝置自動投入試驗，具體過程如下:C漿液循環(huán)泵停運;吸收塔事故噴淋閥開啟;吸收塔事故消防水壓力回升至0.3MPa;吸收塔出口溫度開始下降;脫硫效率下降，煙囪排放SO2濃度開始上升;D漿液循環(huán)泵啟動;吸收塔出口溫度下降至46.7℃;脫硫效率回升，煙囪排放SO2濃度開始下降。試驗數(shù)據(jù)見表3。

表3 吸收塔事故噴淋裝置自動投入數(shù)據(jù)

從上述數(shù)據(jù)可以看出，脫硫漿液循環(huán)泵全停后，在事故噴淋裝置自動動作正常的情況下，事故噴淋水量能控制吸收塔出口煙溫，有效避免觸發(fā)脫硫MFT及跳閘增、送、引風機的風險。同時也保證了在事故情況下，脫硫吸收塔內(nèi)部防腐材料的安全和留有充分時間啟動第二臺備用漿液循環(huán)泵。

2.2 單臺漿液循環(huán)泵運行試驗

在確認吸收塔事故噴淋裝置安全可靠后，為進一步檢驗單臺漿液循環(huán)泵運行時是否能滿足脫硫效率≥96%和凈煙氣SO2濃度＜200mg/m3的環(huán)保要求，及確定該運行方式下的最佳允許工況條件。為此，2014年4月平海電廠對脫硫裝置進行了單臺漿液循環(huán)泵運行試驗，試驗數(shù)據(jù)如表4所示。

表4 吸收塔事故噴淋裝置自投投入數(shù)據(jù)

從上表試驗數(shù)據(jù)可以得出，單臺漿液循環(huán)泵運行方式的基本允許工況條件為:機組負荷≤450MW且原煙氣SO2濃度≤700mg/m3。否則脫硫效率無法滿足環(huán)保要求。

3 邏輯優(yōu)化

3.1 原脫硫系統(tǒng)保護邏輯

(1)脫硫MFT及跳閘增、送、引風機條件

原煙氣溫度高高(≥165℃，三取二)且吸收塔出口溫度≥70℃(三取二)，延時2 s;4臺漿液循環(huán)泵全停且吸收塔出口溫度≥70℃(三取二)，延時10 s。

(2)脫硫事故噴淋閥聯(lián)鎖關(guān)條件

任一臺漿液循環(huán)泵運行且機組原煙氣溫度≤150℃;漿液循環(huán)泵全停且機組原煙氣溫度≤60℃(三取二)。

(3)漿液循環(huán)泵部分保護停條件

漿液循環(huán)泵入口電動閥無開反饋;漿液循環(huán)泵排污閥無關(guān)反饋。

3.2 邏輯優(yōu)化方案

為了提高低負荷期間單臺漿液循環(huán)泵運行的安全性，對漿液循環(huán)泵現(xiàn)有的保護邏輯進行修改優(yōu)化。

(1)關(guān)于吸收塔事故噴淋閥的邏輯修改

原事故噴淋閥聯(lián)鎖關(guān)條件“任一臺漿液循環(huán)泵運行且機組原煙氣溫度≤150℃”添加延時功能，定值120 s;新增1、2號吸收塔事故噴淋水壓力二級低報警，設(shè)定值為0.65MPa。

(2)關(guān)于脫硫漿液循環(huán)泵的邏輯修改

刪除原漿液循環(huán)泵的保護跳閘條件:“漿液循環(huán)泵入口電動閥無開反饋”和“漿液循環(huán)泵排污閥無關(guān)反饋”，新增以下內(nèi)容:保護跳閘條件“漿液循環(huán)泵入口閥已關(guān)且無開反饋信號”和DCS二級聲光報警條件“漿液循環(huán)泵已運行且入口電動閥無開反饋或排污閥無關(guān)反饋”。

將原邏輯“漿液循環(huán)泵排污閥無關(guān)反饋信號，聯(lián)鎖關(guān)閉泵入口閥”修改為“漿液循環(huán)泵已停且排污閥無關(guān)反饋信號，聯(lián)鎖關(guān)閉泵入口閥”。

新增一級聲光報警邏輯:“當4臺漿液循環(huán)泵全停且原煙氣入口溫度≥70℃”時，DCS發(fā)一級聲光報警，且保持聲光報警動作直到該條件消失。

新增B、C、D漿液循環(huán)泵互為聯(lián)動邏輯，DCS畫面增設(shè)“備用”投入/切除按鈕:具體為在單臺漿液循環(huán)泵運行方式(僅限C、D漿液循環(huán)泵)下，例若C泵作為運行泵，D泵作為緊急備用泵，B泵作為后備泵，檢測到4臺漿液循環(huán)泵全停且D泵“備用”已投入，聯(lián)鎖打開B、D泵入口電動閥。當D泵入口閥全開后，自啟D泵運行(該情況下直接將漿液循環(huán)泵的啟允許條件置為“1”)。

4 結(jié)語

根據(jù)上述試驗結(jié)果，在低負荷期間采用單臺漿液循環(huán)泵運行方式，若停運A漿液循環(huán)泵，節(jié)約漿液循環(huán)泵運行電流約100A，每日可減少脫硫電量約6500(kW·h)，折合節(jié)省煤耗約0.39 g/(kW·h)，廠用電率降低約0.13%，在一定程度上節(jié)省了脫硫單耗，為企業(yè)帶來了良好的經(jīng)濟效益，同時也為國內(nèi)其它百萬機組電廠在如何深度降低脫硫廠用電耗上提供經(jīng)驗借鑒。

［1］余鵬，高小春，何德明，等.石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)的經(jīng)濟運行［J］.熱力發(fā)電，2007(7):34－36.

［2］董傳深，邱振波.600MW機組脫硫系統(tǒng)的優(yōu)化運行及節(jié)能改造［J］.電力科學與工程，2010，26(11):69－72.

［3］李皎，廖國權(quán)，馬殿學.石灰石－石膏濕法脫硫系統(tǒng)節(jié)能降耗探討［J］.電力科學與環(huán)保，2014，30(3):51－54.

［4］周祖飛.燃煤電廠煙氣脫硫系統(tǒng)的運行優(yōu)化［J］.浙江電力，2008(5):39－42.

［5］杜振，朱躍，何勝，等.石灰石一石膏法煙氣脫硫系統(tǒng)廠用電率的分析與優(yōu)化［J］.華電技術(shù)，2012，34(5):63－66.

［6］王樹東，胡三高，劉玲，等.600MW機組脫硫系統(tǒng)中循環(huán)漿液泵的運行優(yōu)化與改造研究［J］.中國電力，2010，43(11):46－49.

［7］邵煒，趙培毅.600MW機組濕法脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化研究［J］.電力科技與環(huán)保，2011，27(4):57－59.

Application of energy－saving under condition of single slurry－recirculating pump operating of desulfurization system in PingHai Power Plant

It introduces the energy－saving testof Huizhou PingHaiPower Station 1000MW unit limestone－plaster wet flue gas desulfurization system，test the security and reliability of emergency showers in the absorption tower，and discusses the optimum condition of single slurry－recirculating pump operation，makes further perfection of the protection logic of the system，in order to im prove safety of the operation mode.

desulphurization system;slurry－recirculating pump;energy－saving

X701.3

:B

:1674－8069(2016)01－045－03

2015-09-27;

:2015-10-22

張曉輝(1986-)，男，廣東開平人，助理工程師，主要從事火力發(fā)電廠煙氣脫硫、脫硝技術(shù)管理工作。E－mail:skylinehealthy@126.com