摘要

雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)由于設(shè)備多、系統(tǒng)復(fù)雜而存在電耗物耗較高的問題。以某高硫煤火電廠雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)作為研究對象，從物耗、能耗角度出發(fā)，研究了雙塔雙循環(huán)系統(tǒng)水平衡、石灰石供應(yīng)系統(tǒng)、氧化空氣系統(tǒng)、漿液循環(huán)泵組合運行等方面的優(yōu)化，使其顯示出較好的經(jīng)濟性。為其他高硫煤機組深度降低脫硫廠用電率方面提供經(jīng)驗借鑒。

關(guān)鍵詞:雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng);廠用電率;電耗;優(yōu)化運行

0 引言

2014年9月，發(fā)改能源[2014]2093號文明確要求，東部地區(qū)新建燃煤發(fā)電機組SO2排放值必須達到燃?xì)廨啓C組排放限值。超低排放改造后，在污染物達標(biāo)及煤耗指標(biāo)的雙重壓力下，必須對現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施進行升級改造。

石灰石-石膏濕法脫硫工藝是我國燃煤機組主流脫硫技術(shù)，針對燃用高硫煤機組的達標(biāo)排放問題，有學(xué)者研究表明，在單塔基礎(chǔ)上串聯(lián)一個吸收塔采用雙塔雙循環(huán)工藝，在大機組、高硫分的脫硫系統(tǒng)改造中具有明顯優(yōu)勢。除此以外，潘丹萍等分析得到雙塔WFGD系統(tǒng)對細(xì)顆粒物和SO3酸霧脫除效率明顯高于單塔系統(tǒng)。但雙塔脫硫系統(tǒng)設(shè)備復(fù)雜，廠用電率較單塔脫硫系統(tǒng)增加顯著。針對雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)設(shè)計及運行中存在的主要問題，有學(xué)者從精細(xì)化優(yōu)化調(diào)整角度實現(xiàn)雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)節(jié)能降耗。

本文對某電廠600MW機組雙塔脫硫系統(tǒng)開展優(yōu)化運行研究，從物耗、能耗兩大部分入手，在脫硫系統(tǒng)水平衡、石灰石供應(yīng)系統(tǒng)、氧化空氣系統(tǒng)、漿液循環(huán)泵組合運行等方面進一步挖掘脫硫系統(tǒng)節(jié)水及節(jié)能潛力，有效降低脫硫系統(tǒng)廠用電率，為電廠經(jīng)濟高效運行和設(shè)備技改提供充分的理論依據(jù)。

1 研究方法

1.1 脫硫裝置主要設(shè)計參數(shù)

該電廠脫硫系統(tǒng)采用石灰石—石膏濕法脫硫，原設(shè)計為單塔，2012年由于煤源發(fā)生變化，入口硫分增至3.0%，因而在原吸收塔前串聯(lián)一個預(yù)洗塔，兩塔均為噴淋空塔，預(yù)洗塔設(shè)置3層噴淋層，對應(yīng)3臺漿液循環(huán)泵分別為A、B、C泵，電機功率分別為1400kW、710kW、630kW，循環(huán)漿液量分別為13000m3/h、7300m3/h、7300m3/h。吸收塔設(shè)置4層噴淋層，對應(yīng)4臺漿液循環(huán)泵分別為A、B、C、D泵，功率均為1490kW，循環(huán)漿液量均為8932m3/h。預(yù)洗塔和吸收塔各有一套石灰石制漿系統(tǒng)。預(yù)洗塔和吸收塔的氧化風(fēng)機均為兩運一備配置，單臺氧化風(fēng)量分別為13200m3/h和9900m3/h。改造后脫硫系統(tǒng)煙氣參數(shù)如表1所示。

表 1 脫硫系統(tǒng)煙氣設(shè)計參數(shù)

1.2 試驗依據(jù)及儀器

測試期間要求機組及環(huán)保設(shè)施正常運行。試驗依據(jù)為《煙氣脫硫設(shè)備性能測試方法》(GB/T21508-2008)、《石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置性能驗收試驗規(guī)范》(DL/T998-2007)、《煙氣濕法脫硫用石灰石粉反應(yīng)速率的測定》(DL/T943-2015)、《石膏化學(xué)分析方法》(GB/T5484-2012)、《石灰石化學(xué)分析方法》(GB/T3286-1998)。

試驗所用儀器為煙氣分析儀(RosemountNGA2000)、煙氣分析儀(Ultramat23)、微壓計(Swe-maMan7)、超聲波流量計(FLUXUSF601)、pH計(HM-30P)。

2 脫硫系統(tǒng)運行現(xiàn)狀分析

2.1 脫硫系統(tǒng)水平衡

通過對目前脫硫水系統(tǒng)進行水量核算和系統(tǒng)排查，發(fā)現(xiàn)脫硫水系統(tǒng)主要存在問題有:

(1)石膏脫水系統(tǒng)溢流漿液箱和濾液水箱沒有實現(xiàn)分離，兩者混合后返回吸收塔，長期運行會導(dǎo)致漿液品質(zhì)下降;

(2)系統(tǒng)整體較為復(fù)雜，存在內(nèi)漏和不經(jīng)濟利用的情況，化驗結(jié)果顯示濾液水可滿足制漿水質(zhì)要求;

(3)預(yù)洗塔地坑的溢流漿液部分進入石灰石制備系統(tǒng)，會降低吸收塔石膏漿液的品質(zhì)和石灰石供漿效率，加劇石灰石供漿管路和泵體的磨損，不利于脫硫系統(tǒng)的高效運行和穩(wěn)定排放。

2.2 石灰石供應(yīng)系統(tǒng)

采集正常運行下兩個工況下的漿液樣品，核算實際和理論的石灰石粉耗量(理論鈣硫比按照1.03計算)進行對比分析。工況表如表2。采集A、B兩廠家的石灰石粉進行分析，結(jié)果如表3所示。

工況1的鈣硫比為1.35，理論核算石灰石粉耗量為381.4t/d，實際石灰石粉耗量為499.9t/d;工況2的鈣硫比為1.26，理論核算石灰石粉耗量為357.9t/d，實際石灰石粉耗量為438.0t/d。

目前石灰石粉耗量大，主要原因有:

(1)機組負(fù)荷波動大，運行控制為了避免瞬時超標(biāo)，在機組負(fù)荷或SO2濃度升高后會間歇式加大石灰石供漿量，造成石灰石粉浪費;

(2)石灰石粉品質(zhì)較差，石灰石粉純度、細(xì)度及活性均不達標(biāo)，會造成運行人員對石灰石供漿量判斷偏差。

表 2 試驗工況

表 3 電廠用石灰石粉分析

2.3 氧化空氣系統(tǒng)

在雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)中根據(jù)系統(tǒng)特點設(shè)置風(fēng)量不同的氧化風(fēng)機，根據(jù)一、二級吸收塔脫硫的SO2的量考慮氧化風(fēng)機的投運情況，進而控制氧硫比值。

在不同運行工況下，按照脫硫效率99.5%、氧硫比為3.33，核算2+1氧化風(fēng)機及1+1氧化風(fēng)機組合方式的最大出力等，調(diào)節(jié)實際運行工況下氧化風(fēng)機出口流量，結(jié)果見表4。

表 4 氧化風(fēng)機優(yōu)化配置核算

結(jié)果表明:(1)當(dāng)機組負(fù)荷600MW，原煙氣SO2濃度為5500mg/m3時，以此工況為參考，低于運行工況出力的運行狀態(tài)吸收塔系統(tǒng)可實現(xiàn)單臺氧化風(fēng)機運行，可節(jié)省38A的運行電流，相應(yīng)可節(jié)省廠用電率0.127%;

(2)為充分發(fā)掘氧化系統(tǒng)的節(jié)能優(yōu)化空間，將預(yù)洗塔3臺氧化風(fēng)機中的1臺更換為改造前流量6612m3/h的氧化風(fēng)機，在機組負(fù)荷450MW，原煙氣SO2濃度低于5500mg/m3，可實現(xiàn)預(yù)洗塔氧化風(fēng)機一大一小運行，可減少10A的運行電流，相應(yīng)可節(jié)省廠用電率0.036%。

2.4 漿液循環(huán)泵組合運行情況

雙塔雙循環(huán)工藝中煙氣經(jīng)過一級塔和二級塔兩個循環(huán)過程得到凈化，為優(yōu)化漿液循環(huán)泵投運方式，在預(yù)洗塔和吸收塔之間增設(shè)SO2測點，當(dāng)入口SO2濃度不同時，預(yù)洗塔和吸收塔需要脫除SO2的效率也不同。一般情況下預(yù)洗塔SO2去除率為50%～60%，吸收塔去除率控制在40%～50%。其運行優(yōu)化原則為:預(yù)洗塔漿液循環(huán)泵運行的數(shù)量保證略低于最佳液氣比，避免造成氧化不足的情況。將預(yù)洗塔和吸收塔pH值控制在設(shè)計范圍內(nèi)，理論計算得到不同負(fù)荷的漿液循環(huán)泵的配置情況見表5。在保證出口穩(wěn)定達標(biāo)排放的前提下，在不同機組負(fù)荷、不同入口SO2濃度條件下分別進行了不同漿液循環(huán)泵投運的組合方式試驗，結(jié)果見表6。

表 5 漿液循環(huán)泵不同組合方式的停留時間和液氣比

表 6 實際運行工況

工況3～工況5均為高負(fù)荷工況，當(dāng)原煙氣SO2濃度超過5500mg/m3，預(yù)洗塔和吸收塔漿液循環(huán)必須全部運行。當(dāng)原煙氣SO2濃度在4500～5500mg/m3范圍時，可采用預(yù)洗塔3臺+吸收塔3臺漿液循環(huán)泵運行的組合方式，在吸收塔入口SO2濃度低于500mg/m3時，可停運吸收塔最頂層漿液循環(huán)泵B。為保證出口SO2濃度低于35mg/m3，吸收塔入口SO2不宜超過1100mg/m3。試驗結(jié)果如圖1所示。

圖 1 高負(fù)荷下不同循環(huán)泵組合方式下脫硫效率

工況6～工況9均為中負(fù)荷工況，在原煙氣SO2濃度在5000-6000mg/m3，可實現(xiàn)預(yù)洗塔2～3臺+吸收塔3臺漿液循環(huán)泵運行的組合方式。預(yù)洗塔漿液循環(huán)泵三臺泵實際運行電流分別為114A、63A、63A，吸收塔漿液循環(huán)泵的四臺泵實際運行電流分別為62A、80A、77A、73A。從漿液循環(huán)泵的電流分布可以看出，如果預(yù)洗塔A泵可選擇停運，ABC+XX的組合方式比BC+ABCD的組合方式更經(jīng)濟;如果預(yù)洗塔A泵必須運行，AB+XXX或者AC+XXX的運行方式也是較節(jié)能的組合方式。試驗結(jié)果如圖2所示。

圖 2 中負(fù)荷下不同循環(huán)泵組合方式下脫硫效率

工況10～工況12均為低負(fù)荷工況，在低負(fù)荷工況下可實現(xiàn)預(yù)洗塔2臺+吸收塔2～3臺漿液循，環(huán)泵運行的組合方式原煙氣SO2濃度6000mg/m3左右。試驗結(jié)果如圖3所示。

圖 3 低負(fù)荷下不同循環(huán)泵組合方式下脫硫效率

3 現(xiàn)有系統(tǒng)優(yōu)化措施

3.1 水平衡系統(tǒng)的優(yōu)化

(1)對現(xiàn)有工藝流程合理優(yōu)化。盡量減少系統(tǒng)內(nèi)漏水，將濾液水用于制漿，關(guān)閉工藝水箱至吸收塔和預(yù)洗塔石灰石制漿用水閥門;將真空泵密封水及機封冷卻水改為閉式循環(huán)，皮帶機沖洗水、密封水、潤滑水由工業(yè)水改為工藝水;切斷預(yù)洗塔地坑至吸收塔石灰石漿液箱的管路，預(yù)洗塔地坑漿液與預(yù)洗塔本體自循環(huán)。

(2)考慮全廠用水梯級利用，為電廠下階段廢水零排放做準(zhǔn)備。

3.2 石灰石供應(yīng)系統(tǒng)的優(yōu)化

為實現(xiàn)脫硫系統(tǒng)的精細(xì)化運行，要定期化驗入廠石灰石品質(zhì)，保證其品質(zhì)，再結(jié)合本次診斷試驗脫硫水平衡系統(tǒng)的優(yōu)化，提高石灰石漿液制備的穩(wěn)定性，改變石灰石漿液的供給方式，核準(zhǔn)對應(yīng)工況下的連續(xù)供漿量，在負(fù)荷及入口SO2較穩(wěn)定情況下，盡量采取連續(xù)供漿方式。

3.3 氧化空氣系統(tǒng)的優(yōu)化

由于在脫硫系統(tǒng)改造時設(shè)計裕量偏大，下一步可考慮更換吸收塔及預(yù)洗塔氧化風(fēng)機，避免設(shè)備閑置和投資浪費，以及氧化空氣進入循環(huán)泵或石膏排出泵以及可能出現(xiàn)的漿液起泡問題。

3.4 漿液循環(huán)泵的組合優(yōu)化

結(jié)合電廠配煤摻燒，盡量控制在低負(fù)荷時段，燃用高硫煤;在高負(fù)荷時段，燃用低硫煤。在高、中、低負(fù)荷根據(jù)入口SO2濃度范圍選擇合理的漿液循環(huán)泵的開啟數(shù)量和組合方式，并制定優(yōu)化運行指導(dǎo)卡片。在預(yù)洗塔出口處加裝煙氣分析儀，在入口煙氣SO2濃度波動較大時可快速作出響應(yīng)，同時控制預(yù)洗塔和吸收塔脫硫效率的分配，避免因預(yù)洗塔入口煙氣SO2濃度和出口CEMS表計顯示值存在時間差造成的出口超標(biāo)問題，在此基礎(chǔ)上可做進一步優(yōu)化調(diào)整。

4 經(jīng)濟性分析

(1)目前該電廠用石灰石粉單價為140元/t，按照實際鈣硫比1.35計算，每天吸收劑的成本為7.00萬元。如更換為滿足設(shè)計值要求的石灰石粉，設(shè)定單價為180元/t，按照設(shè)計鈣硫比1.03計算，每天吸收劑的成本為6.87萬元。則優(yōu)化后每天吸收劑節(jié)約成本為0.13萬元。

(2)在低于運行工況出力的運行狀態(tài)下吸收塔系統(tǒng)可實現(xiàn)單臺氧化風(fēng)機運行，可節(jié)省38A的運行電流，相應(yīng)可節(jié)省廠用電率為0.127%。并將預(yù)洗塔3臺氧化風(fēng)機中的1臺更換為改造前流量6612m3/h的氧化風(fēng)機，可減少10A的運行電流，相應(yīng)可節(jié)省廠用電率為0.036%。二者相加，共節(jié)省廠用電率0.163%。則氧化風(fēng)機優(yōu)化后每天電耗節(jié)約成本為1.30萬元。

(3)嚴(yán)格把握在低負(fù)荷時段，燃用高硫煤，即原煙氣SO2濃度按照6000mg/m3控制;在高負(fù)荷時段，燃用低硫煤，即原煙氣SO2濃度按5000mg/m3控制。實際運行過程中，在有停運漿液循環(huán)泵的條件下，首先停運吸收塔1～2臺漿液循環(huán)泵;在吸收塔漿液循環(huán)泵運行臺數(shù)為2臺時，可選擇預(yù)洗塔2臺漿液循環(huán)泵的組合方式?？刂苾魺煔釹O2濃度在20mg/m3左右，相應(yīng)可節(jié)省廠用電率為0.289%。則漿液循環(huán)泵每天電耗節(jié)約成本為2.31萬元。

通過試驗測試和分析過程評估該電廠脫硫系統(tǒng)優(yōu)化前后廠用電率和石灰石耗量的實際情況，進行經(jīng)濟性分析核算?？傻脙?yōu)化后電耗和石灰石耗量成本可每天節(jié)約3.74萬元。

5 結(jié)語

通過理論計算及現(xiàn)場試驗優(yōu)化調(diào)整，目前雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)仍有一定的節(jié)能優(yōu)化空間，可從改造和運行角度，對現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)水平衡、石灰石供應(yīng)系統(tǒng)、氧化空氣系統(tǒng)、漿液循環(huán)泵組合運行等方面進行優(yōu)化，并在基礎(chǔ)上進行優(yōu)化前后經(jīng)濟性核算與分析。本文的研究結(jié)果可為高硫煤雙塔機組優(yōu)化改造提供指導(dǎo)和借鑒。