国华浙能电厂4号机组脱硫系统运行优化研究

2018-10-19杨学标陈再明杨遥军

电力科技与环保 2018年4期

杨学标，陈再明，杨遥军

(神华国华浙能发电有限公司，浙江宁波 315612)

0 引言

随着“节能减排”工作的深入开展，浙江省作为燃煤发电企业的大省，推进燃煤发电机组实现达到天然气发电机组排放限值的超低排放，同等条件下可减少SO2排放66%、NOx排放50%和烟尘排放83%，对于进一步提升煤电绿色发展水平、促进大气污染防治和空气质量改善具有重要意义，因此浙江省内燃煤发电企业陆续完成了烟气超低排放的改造，实现燃煤发电机组超低排放。浙江国华浙能发电有限公司4号机组脱硫系统在进行超低排放改造后，运行维护经验相对缺乏，实际运行状况不容乐观。为了改善脱硫运行的可靠性、优化工艺控制、提高运行的经济性，

1 系统概述

浙江国华浙能发电有限公司4号机组容量为630MW，增设湿式电除尘系统，并对脱硫、脱硝和干式电除尘进行了改造优化，使其污染物排放达到超低排放标准。石灰石-石膏湿法烟气脱硫改造将折流塔改为了烟气逆流塔，脱硫率不小于99.2%(脱硫设计/校核煤种，硫分=0.8%)(设计效率99.5%并保证出口SO2浓度小于35mg/m3)。脱硫装置的出力在锅炉BMCR工况的基础上进行设计，最小可调能力与单台炉不投油最低稳燃负荷(即30%B-MCR工况，燃用设计煤种的烟气流量)相适应；烟气脱硫装置能在锅炉B-MCR工况下进烟温度加15℃裕量条件下安全连续运行。事故状态下，烟气脱硫装置的进烟温度不得超过180℃，脱硫吸收塔系统采用单喷淋空塔+分区调节器+双层多孔性分布器的高效脱硫工艺。

2 试验内容

本次试验主要进行了吸收塔浆液密度优化控制，pH值自动控制及优化，浆液循环泵优化组合试验，由于国华浙能发电有限公司超低排放改造后机组燃用煤种硫分远低于设计值，因此脱硫优化以燃煤硫分0.4%左右的煤种进行展开。

2.1 吸收塔浆液循环泵组合优化

国华浙能发电有限公司超低排放改造后每个脱硫系统配置4台浆液循环泵，从高到低其额定功率分别为1000、900、800、700kW，由于机组燃烧煤种硫分远低于设计值，因此存在着一定的优化空间。

2.1.1 浆液循环泵组合优化试验

在脱硫系统稳定运行，控制烟囱排放SO2浓度不超过35mg/m3的前提下，经过一系列的循泵组合变化，结果数据见表1。3台浆液循环泵运行时，烟囱排放SO2浓度已完全能够满足排放要求，故未进行4台浆液泵同时运行试验。

表1 循环泵优化组合运行统计

负荷/MW循环泵组合入口SO2浓度/mg·m-3出口SO2浓度/mg·m-3pH630B/C93123.45.80627B/C93626.35.77630B/C98032.05.70633B/D99225.95.66630B/D93021.55.71630B/D97830.35.63628A/D102531.75.60630A/D99219.05.75631A/D100623.95.66627C/D102026.15.81635C/D104222.25.88624C/D102834.25.74632A/B94425.45.84630A/B93829.75.78628A/B94221.45.91631A/C92832.05.77630A/C93625.95.85629A/C91919.75.90631B/C/D108011.15.68633B/C/D108117.25.18630A/B/D10107.25.48630A/B/D102715.75.24632A/B/C9898.15.57629A/B/C99119.25.19600A/D103826.05.67570B/C95110.75.90520B/D98611.65.75500B/C99814.85.66500B/C100230.35.30330B/C9078.65.46330B/D9547.05.36

从表1可知，当 SO2进口浓度较低的工况下运行2台浆液循环泵基本能满足运行要求，相同工况下由2台循泵改为3台循泵运行时，出口SO2浓度从33mg/m3瞬间下降到10mg/m3，这是液气比改变导致SO2吸收效率的变化。试验过程表明，在满负荷下，当停运1台循环泵后，由于吸收塔液位上升，使其他2台运行的循环泵的背压升高，运行电流因此变小，因此循环泵的总电耗下降，同时，吸收塔内阻力减少，进而导致引风机出力减小，因此2台循环泵运行时节能效果显著。从脱硫效率来看，停运1台循环泵后的脱硫效率有比较明显的下降，接近了脱硫排放的限值，因此在满负荷工况下停运循泵前，需提前将吸收塔内的pH值提高至5.7以上，虽然2台浆液泵运行时，pH值需保持高位，但考虑到机组正常运行时并不是长期满负荷运行，高pH值运行对系统影响并不大。如果机组需要较长时间满负荷运行，建议启动3台浆液循环泵运行，增加系统调节及应急能力。

2.1.2 浆液循环泵组合节能效果评价比较

本次试验由于机组燃烧煤种含硫量较低且相对比较稳定，在满负荷工况下2台浆液循环泵也基本能满足系统运行要求，出于节能的目的，我们分别模拟了几种不同工况的节能比较(见表2)，前提是保证烟囱排放SO2浓度不超过35mg/m3。

表2 循环泵组合功率统计

工况机组负荷/MW循泵组合pH最低值循泵总功率/kW1630B/C5.7014052630B/D5.6215653630A/B5.7713004630A/C5.7812655630A/D5.6014256630C/D5.7415307630A/B/C5.2019858630A/B/D5.2021459630B/C/D5.202250

从表2中看出，3台循泵运行时，虽然能控制较低的pH值运行，且调节余量较大，但是能耗比两台循泵运行时增加了50%。而2台浆液循环泵运行时，虽然A/B和A/C能耗最小，但是系统调节余量不大，存在一定的超标运行风险隐患。而A/D和B/C能耗居中，相对调节余量较大，而且还能相互进行定期切换，而B/D和C/D能耗相对较大，且C/D脱硫效果并不理想。综合以上数据，我们建议A/D、 B/C和B/D进行两两切换运行。正常切换顺序建议为A/D→B/D→B/C。如果需要长时间满负荷工况运行或者煤种含硫量升高时，建议3台浆液循环泵运行，以保证脱硫系统稳定。

2.2 吸收塔浆液密度优化控制

由于脱硫工艺不同，目前燃煤机组脱硫吸收塔运行密度范围较宽泛，从1080kg/m3到1150kg/m3都有，有些甚至更高，这取决于吸收塔塔型、液气接触时间、浆液停留时间等设计因素，也与运行工艺参数有关。脱硫系统投运以来，浆液密度一般控制在1130kg/m3以上，超低排放改造后，吸收塔浆液密度控制在1090kg/m3以下，但运行人员无法确定该密度值是否最优。为此，在石灰石供浆流量、吸收塔浆液pH值、氧化风量等条件基本稳定的前提下，进行了吸收塔石膏浆液排放时的最佳密度范围试验，即浆液停留时间与石膏相对过饱和度的确定，对不同密度的浆液进行了化学成分和物理特性的分析比较，在不同密度工况下，对脱硫效率的影响比较，得到了满意的结果。不同吸收塔浆液密度对脱硫效率的影响见表3。

表3 吸收塔密度与脱硫效率分析

项目负荷/MW入口SO2 /mg·m-3出口SO2/mg·m-3吸收塔pH浆液密度/kg·m-3脱硫效率/%163194023.15.91109197.5263293319.46.02109097.7363393829.75.91109197.5463391543.15.62109395.5563395712.35.88112898.6662793123.45.80112697.4762993626.35.77112597.1863095030.15.74112696.7

通过以上数据表明，吸收塔浆液密度对脱硫效率有一定的影响，在数据组1和数据组5中，在相同的机组负荷、相同的进口SO2、相同的浆液pH值的情况下，吸收塔浆液密度越高，相应的SO2除去能力越强，说明浆液反应活性和缓冲能力较强。

综上所述，吸收塔浆液密度的控制必须综合考虑各种因素，既要从系统运行的可靠性出发，同时又要考虑其经济性，总的原则是在不影响石膏脱水系统运行的前提下，尽可能降低密度。结合4号机组浆液外排可控流量，建议将4号机组吸收塔外排石膏浆液的密度从1085kg/m3调整为1120kg/m3，当机组满负荷运行，燃烧煤种硫分为0.4%时，外排流量控制在20～25m3/h。

2.3 吸收塔浆液pH值的优化调整

2.3.1 吸收塔浆液的pH值的优化

吸收塔浆液pH值是脱硫系统的重要运行参数。为达到一定的脱硫效率，系统需要控制一个合理的pH值。在4号机脱硫系统优化试验初期，系统pH值控制值经常在5.8以上，有时达到6.1左右，运行人员对脱硫出口SO2浓度的控制主要通过控制pH来实现。考察优化试验前系统pH对脱硫出口SO2浓度的影响。当pH值高于6.0后，脱硫效率已无明显上升趋势。

考虑到节能及出口SO2浓度的控制，本次优化时pH值主要控制在5.2～6.0之间，结合循环泵的组合优化后的工况，我们主要围绕A/D循环泵组合进行展开。为了更加直观的了解pH值为吸收塔浆液的影响，我们在不同pH值时进行了取样，并对样品进行了过滤、脱水和分析，通过石膏内的组分计算Ca/S比。

表4 不同pH值浆液的组分

工况出口SO2/mg·m-3pHCaCO3含量/%CaSO4·2H2O含量/%CaSO3·1/2H2O含量/%Ca/S136.95.551.73496.460.0431.031 224.45.652.22195.320.0581.040 319.05.752.68494.660.0551.049 414.45.853.06593.780.0631.056

图1 pH值与Ca/S关系曲线

从表4、图1中可知，虽然工况1即pH在5.55时，Ca/S比为1.03，但出口SO2浓度36.9mg/m3，超过超低排放限值。工况4即pH在5.85时，虽然出口SO2满足了要求，但是Ca/S比达到1.05以上，且石膏中的CaCO3含量高达3.065%，不仅影响了石膏品质，又使石灰石粉耗量大大增加，这种工况的经济性显然很差。相比较而言，工况2和工况3的综合效果是最佳的，即pH在5.65～5.75左右，不仅脱硫出口SO2达到了小于35mg/m3的要求，而且钙硫比在1.04和1.05左右，相应的石灰石粉耗较低，是一个比较理想的运行控制点。

2.3.2 吸收塔浆液的pH值的自动控制优化

脱硫吸收塔浆液pH自动控制需要涉及到机组风量，进出口SO2浓度，石灰石浆液密度以及供浆调阀的稳定性等一系列参数和表计的准确性和代表性。在自动控制试验时，发现供浆调节阀和供浆流量的线性关系较差，阀门存在较大的死区，以至于在进行供浆自动优化调整时，反应滞后情况，综合上述原因，建议更换阀体后再进行调整。

3 存在的问题

(1)4号机组吸收塔供浆调节阀存在较大的死区，供浆流量和阀门开度的线性较差，失去了电动调节门原本的特性和作用，使供浆自动的品质不能满足系统运行的要求，建议停机检修时更换陶瓷芯的电动球阀。

(2)4号机组吸收塔浆液密度计不准，实地检查后发现流经密度计的浆液流量为3.5m3/h，未能达到仪表要求的6～15m3/h的要求，建议在机组检修时将吸收塔密度计更换安装位置，降低安装高度，便于检修维护，同时应将密度计安装在管线的主路上，并设置旁路，便于控制流量，增加密度计的冲洗管路和排放管路，方便进行定时冲洗和清理，防止浆液在表计内部沉积，影响测量精度。

(3)吸收塔4C浆液循环泵运行时电流只有74A，明显低于额定功率比4C小的4B浆液循环泵，而4C浆液循环泵的扬程比4B浆液循环泵大，因此判断4C浆液循环泵可能存在流量不足的情况，根据现场多方分析，怀疑4C浆液循环泵叶轮尺寸偏小或者4C喷淋层喷嘴有堵塞情况。在实际运行中，4C浆液循环泵的脱硫能力明显不及4B浆液循环泵，建议在机组停运检修时对泵体和喷淋层进行检查确认。

(4)吸收塔氧化风机为罗茨风机，在启动时，应空载启动，出于保护风机的罗茨结构，只有运行稳定后，才能进行带压加载；而4号机组的氧化风机空载启动后，风机出口排空阀为电磁阀，开关行程只有3s，每次关闭排空阀后，易造成风机出口及风机本体局部压力急剧上升，超过风机保护定值，触发风机保护跳闸，因此建议将氧化风机出口排空阀由电磁阀更换成电动蝶阀，并设置电动蝶阀为大扭矩，延长电动蝶阀的关闭时间，减少风压对风机本体的冲击。