殷風(fēng)光 李 鑫 李 征

上海電力能源科技有限公司

0 引言

根據(jù)2014年9月國家發(fā)布的《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》要求，控制煙氣SO2排放對燃煤電廠有著舉足輕重的意義，而石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)由于其適用范圍廣、脫硫效率高、技術(shù)成熟等優(yōu)點被廣泛應(yīng)用。但隨著裝機容量的不斷增大，脫硫整體配套的單體設(shè)備也在不斷增大，在控制煙氣SO2排放達(dá)標(biāo)的同時，耗電量也在增加，達(dá)整個廠用電的1%甚至更高［1］，因此，脫硫設(shè)備的節(jié)能優(yōu)化尤為重要。

1 系統(tǒng)概況

某廠2×700 MW超超臨界機組，脫硫采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，按燃煤硫分0.80%設(shè)計，高負(fù)荷時由四臺漿液循環(huán)泵控制出口SO2濃度，低負(fù)荷時兩臺控制。脫硫系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)見表1。

表1 脫硫系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)

2 低負(fù)荷、低硫分工況下兩臺漿液循環(huán)泵運行問題

實際投產(chǎn)運行后，所燃燃煤的硫分遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于設(shè)計值，2020年燃煤硫分平均值為0.32%，2021年1至6月份最低達(dá)0.30%。由于脫硫是按燃煤硫分0.80%設(shè)計的，在機組負(fù)荷低于360 MW、脫硫吸收塔進(jìn)口SO2濃度＜700 mg/Nm3時，根據(jù)設(shè)計，此時仍保留兩臺小功率漿液循環(huán)泵運行，但兩臺泵的運行導(dǎo)致了出口SO2濃度遠(yuǎn)低于國家規(guī)定的35 mg/Nm3設(shè)定值，低達(dá)3 mg/Nm3甚至到零值現(xiàn)象，是非常不經(jīng)濟(jì)的運行，且零值也是不被認(rèn)可的，故實際運行中運行人員只好采取降低吸收塔漿液pH值進(jìn)而提高出口SO2濃度的辦法。降低漿液pH值雖會提高石灰石的溶解，但過低又會降低SO2的實際吸收效果，使?jié){液中有害離子濃度增加，造成石灰石活性“封閉”。通過對進(jìn)入吸收塔石灰石漿液量和吸收塔排出漿液濃度的計算，如要同時滿足石灰石溶解和SO2的吸收，pH值應(yīng)在4.8～5.8之間［2］為佳。從實際運行過程來看，當(dāng)吸收塔漿液pH值降至4.0時，對SO2的吸收能力幾乎喪失，會產(chǎn)生結(jié)垢、腐蝕和石灰石粒子表面鈍化問題。而在低負(fù)荷、低硫分、兩臺漿液循環(huán)泵的運行工況下，為使出口SO2濃度不至過低甚至漂移至零，需將吸收塔漿液pH值調(diào)低至4.8以下，如此造成吸收塔漿液pH值及出口SO2濃度調(diào)整的冗余空間很小，如圖1、圖2所示。為此，探索低負(fù)荷、低硫分工況下單臺漿液循環(huán)泵運行的可行性成為研究課題。

圖1 脫硫出口SO2濃度控制參數(shù)

圖2 吸收塔漿液pH值控制參數(shù)

漿液循環(huán)泵設(shè)計參數(shù)見表2。

表2 漿液循環(huán)泵設(shè)計參數(shù)

3 單臺漿液循環(huán)泵試驗

經(jīng)過摸索和實踐，發(fā)現(xiàn)通過減少漿液循環(huán)泵運行時間和運行臺數(shù)來保證低負(fù)荷、低硫分工況下脫硫出口SO2濃度是可行的。為此，制定了單臺漿液循環(huán)泵試驗措施，試驗在機組負(fù)荷及燃煤無大幅波動、鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)穩(wěn)定、無重要操作的情況下進(jìn)行。試驗期間，全程保持一臺漿液循環(huán)泵處于備啟動狀態(tài)，即進(jìn)口門打開。為避免備用泵進(jìn)口門長時間開啟造成管道或泵體內(nèi)漿液淤積，需間隔2 h將運、備用泵輪換一次，對退出備啟狀態(tài)的泵進(jìn)入備用狀態(tài)前要進(jìn)行排污、沖洗和注水。當(dāng)切至一臺泵運行前，先將吸收塔漿液pH值提高至5.5～5.8左右，避免一臺泵運行時短時間內(nèi)無法提高pH值而造成出口SO2濃度的超標(biāo)。單泵運行期間，除吸收塔漿液pH值不超過5.8外還要考慮系統(tǒng)的安全性，如在脫硫漿液運行循環(huán)泵停運時，事故噴淋裝置能否滿足吸收塔內(nèi)防腐材料的安全，并為備用漿液循環(huán)泵的投運爭取時間等。單泵運行期間吸收塔漿液pH值較高，不適合石膏脫水及廢水排放，暫定在兩臺漿液循環(huán)泵運行2～3 h后再投用石膏脫水系統(tǒng)，并根據(jù)廢水排放量進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

在確認(rèn)吸收塔事故噴淋裝置可靠、機組負(fù)荷低于360 MW、吸收塔進(jìn)口SO2濃度＜700mg/Nm3、脫硫出口SO2濃度＜35 mg/Nm3的最佳工況下，對脫硫裝置進(jìn)行了單臺漿液循環(huán)泵的運行試驗：在兩臺石灰石漿液泵運行時，調(diào)節(jié)吸收塔漿液pH值到5.5左右，然后停運一臺漿液循環(huán)泵，并將其進(jìn)口門保持開啟，控制脫硫出口SO2在30 mg/Nm3。試驗數(shù)據(jù)如圖3、圖4所示。

圖3 脫硫出口SO2濃度控制參數(shù)

圖4 吸收塔漿液pH值控制參數(shù)

從圖中可看出，脫硫出口SO2濃度滿足超低排放限值要求。

根據(jù)上述試驗結(jié)果和表3數(shù)據(jù)，在低負(fù)荷、低硫分工況下采用單臺漿液循環(huán)泵運行，時間平均按10.5 h計算，每天每套脫硫系統(tǒng)節(jié)電6 200 kWh，按當(dāng)前每天全廠發(fā)電3 000萬kWh計算，約合廠用電率0.065%。

表3 漿液循環(huán)泵參數(shù)

4 試驗過程中存在的問題及解決辦法

根據(jù)機組負(fù)荷及進(jìn)口硫分，結(jié)合試驗數(shù)據(jù)，單臺漿液循環(huán)泵運行時吸收塔漿液pH值在5.8以上，如果兩臺漿液循環(huán)泵運行時機組負(fù)荷及硫分沒有大幅上升，吸收塔漿液pH值可維持在5.0～5.4左右。

切至兩臺漿液循環(huán)泵運行后，漿液pH值從5.9降至5.0用時超過1 h，此階段脫硫出口SO2濃度極易出現(xiàn)低值，稍有不慎就可能為0，故在一臺漿液循環(huán)泵切至兩臺漿液循環(huán)泵運行前，需將吸收塔漿液pH值降至5.5～5.8以下，同時還要避免出口SO2濃度超標(biāo)。

切至兩臺漿液循環(huán)泵運行后，如果出現(xiàn)出口SO2濃度較低，且可能出現(xiàn)零值情況時，值班員可采取在40～50 min之間緊急停運一臺漿液循環(huán)泵，借此拉高該時段小時均值，避免零值情況。

5 邏輯優(yōu)化

1)原脫硫系統(tǒng)保護(hù)邏輯

（1）吸收塔入口煙溫（三取中）高于180℃延時600 s發(fā)出MFT；

（2）吸收塔出口煙溫高于75℃、漿液循環(huán)泵全停、任一引風(fēng)機運行，延時600 s發(fā)出3個“FGD請求MFT”。

2)邏輯優(yōu)化方案

刪除原漿液循環(huán)泵保護(hù)跳閘條件，以便在機組低負(fù)荷、低硫分工況下，單臺漿液循環(huán)泵跳閘時備用漿液循環(huán)泵能快速啟動，避免機組MFT及脫硫出口數(shù)據(jù)超標(biāo)。優(yōu)化邏輯為：當(dāng)一臺引風(fēng)機運行、脫硫吸收塔進(jìn)口煙溫高于70℃、吸收塔液位高于7.0 m時，如漿液循環(huán)泵A單臺運行跳閘時，聯(lián)鎖開備用漿液循環(huán)泵B、C、D進(jìn)口電動門，自動啟漿液循環(huán)泵B，聯(lián)啟成功后漿液循環(huán)泵C中止自動啟，進(jìn)口門保持開狀態(tài)，若漿液循環(huán)泵B聯(lián)啟失敗，180 s后啟漿液循環(huán)泵C。

6 結(jié)語

運行實踐證明，在低負(fù)荷、低硫分工況下，如果脫硫出口SO2濃度滿足環(huán)保排放要求，實施單臺漿液循環(huán)泵運行方式在一定程度上降低了脫硫能耗，實現(xiàn)了安全、經(jīng)濟(jì)與環(huán)保的共贏。