某火電廠雙塔雙循環煙氣脫硫系統優化運行研究
摘要
雙塔雙循環脫硫系統由于設備多、系統復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脫硫系統作為研究對象，從物耗、能耗角度出發，研究了雙塔雙循環系統水平衡、石灰石供應系統、氧化空氣系統、漿液循環泵組合運行等方面的優化，使其顯示出較好的經濟性。為其他高硫煤機組深度降低脫硫廠用電率方面提供經驗借鑒。
關鍵詞:雙塔雙循環脫硫系統;廠用電率;電耗;優化運行
0 引言
2014年9月，發改能源［2014］2093號文明確要求，東部地區新建燃煤發電機組SO2排放值必須達到燃氣輪機組排放限值。超低排放改造后，在污染物達標及煤耗指標的雙重壓力下，必須對現有環保設施進行升級改造。
石灰石－石膏濕法脫硫工藝是我國燃煤機組主流脫硫技術，針對燃用高硫煤機組的達標排放問題，有學者研究表明，在單塔基礎上串聯一個吸收塔采用雙塔雙循環工藝，在大機組、高硫分的脫硫系統改造中具有明顯優勢。除此以外，潘丹萍等分析得到雙塔WFGD系統對細顆粒物和SO3酸霧脫除效率明顯高于單塔系統。但雙塔脫硫系統設備復雜，廠用電率較單塔脫硫系統增加顯著。針對雙塔雙循環脫硫技術設計及運行中存在的主要問題，有學者從精細化優化調整角度實現雙塔雙循環脫硫系統節能降耗。
本文對某電廠600MW機組雙塔脫硫系統開展優化運行研究，從物耗、能耗兩大部分入手，在脫硫系統水平衡、石灰石供應系統、氧化空氣系統、漿液循環泵組合運行等方面進一步挖掘脫硫系統節水及節能潛力，有效降低脫硫系統廠用電率，為電廠經濟高效運行和設備技改提供充分的理論依據。
1 研究方法
1.1 脫硫裝置主要設計參數
該電廠脫硫系統采用石灰石—石膏濕法脫硫，原設計為單塔，2012年由于煤源發生變化，入口硫分增至3.0%，因而在原吸收塔前串聯一個預洗塔，兩塔均為噴淋空塔，預洗塔設置3層噴淋層，對應3臺漿液循環泵分別為A、B、C泵，電機功率分別為1400kW、710kW、630kW，循環漿液量分別為13000m3/h、7300m3/h、7300m3/h。吸收塔設置4層噴淋層，對應4臺漿液循環泵分別為A、B、C、D泵，功率均為1490kW，循環漿液量均為8932m3/h。預洗塔和吸收塔各有一套石灰石制漿系統。預洗塔和吸收塔的氧化風機均為兩運一備配置，單臺氧化風量分別為13200m3/h和9900m3/h。改造后脫硫系統煙氣參數如表1所示。
表 1 脫硫系統煙氣設計參數
1.2 試驗依據及儀器
測試期間要求機組及環保設施正常運行。試驗依據為《煙氣脫硫設備性能測試方法》(GB/T21508－2008)、《石灰石－石膏濕法煙氣脫硫裝置性能驗收試驗規范》(DL/T998－2007)、《煙氣濕法脫硫用石灰石粉反應速率的測定》(DL/T943－2015)、《石膏化學分析方法》(GB/T5484－2012)、《石灰石化學分析方法》(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 脫硫系統運行現狀分析
2.1 脫硫系統水平衡
通過對目前脫硫水系統進行水量核算和系統排查，發現脫硫水系統主要存在問題有:
(1)石膏脫水系統溢流漿液箱和濾液水箱沒有實現分離，兩者混合后返回吸收塔，長期運行會導致漿液品質下降;
(2)系統整體較為復雜，存在內漏和不經濟利用的情況，化驗結果顯示濾液水可滿足制漿水質要求;
(3)預洗塔地坑的溢流漿液部分進入石灰石制備系統，會降低吸收塔石膏漿液的品質和石灰石供漿效率，加劇石灰石供漿管路和泵體的磨損，不利于脫硫系統的高效運行和穩定排放。
2.2 石灰石供應系統
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)機組負荷波動大，運行控制為了避免瞬時超標，在機組負荷或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)石灰石粉品質較差，石灰石粉純度、細度及活性均不達標，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
在雙塔雙循環脫硫系統中根據系統特點設置風量不同的氧化風機，根據一、二級吸收塔脫硫的SO2的量考慮氧化風機的投運情況，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氧化風機及1+1氧化風機組合方式的最大出力等，調節實際運行工況下氧化風機出口流量，結果見表4。
表 4 氧化風機優化配置核算
結果表明:(1)當機組負荷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吸收塔系統可實現單臺氧化風機運行，可節省38A的運行電流，相應可節省廠用電率0.127%;
(2)為充分發掘氧化系統的節能優化空間，將預洗塔3臺氧化風機中的1臺更換為改造前流量6612m3/h的氧化風機，在機組負荷450MW，原煙氣SO2濃度低于5500mg/m3，可實現預洗塔氧化風機一大一小運行，可減少10A的運行電流，相應可節省廠用電率0.036%。
2.4 漿液循環泵組合運行情況
雙塔雙循環工藝中煙氣經過一級塔和二級塔兩個循環過程得到凈化，為優化漿液循環泵投運方式，在預洗塔和吸收塔之間增設SO2測點，當入口SO2濃度不同時，預洗塔和吸收塔需要脫除SO2的效率也不同。一般情況下預洗塔SO2去除率為50%～60%，吸收塔去除率控制在40%～50%。其運行優化原則為:預洗塔漿液循環泵運行的數量保證略低于最佳液氣比，避免造成氧化不足的情況。將預洗塔和吸收塔pH值控制在設計范圍內，理論計算得到不同負荷的漿液循環泵的配置情況見表5。在保證出口穩定達標排放的前提下，在不同機組負荷、不同入口SO2濃度條件下分別進行了不同漿液循環泵投運的組合方式試驗，結果見表6。
表 5 漿液循環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均為高負荷工況，當原煙氣SO2濃度超過5500mg/m3，預洗塔和吸收塔漿液循環必須全部運行。當原煙氣SO2濃度在4500～5500mg/m3范圍時，可采用預洗塔3臺+吸收塔3臺漿液循環泵運行的組合方式，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。試驗結果如圖1所示。
圖 1 高負荷下不同循環泵組合方式下脫硫效率
工況6～工況9均為中負荷工況，在原煙氣SO2濃度在5000－6000mg/m3，可實現預洗塔2～3臺+吸收塔3臺漿液循環泵運行的組合方式。預洗塔漿液循環泵三臺泵實際運行電流分別為114A、63A、63A，吸收塔漿液循環泵的四臺泵實際運行電流分別為62A、80A、77A、73A。從漿液循環泵的電流分布可以看出，如果預洗塔A泵可選擇停運，ABC+XX的組合方式比BC+ABCD的組合方式更經濟;如果預洗塔A泵必須運行，AB+XXX或者AC+XXX的運行方式也是較節能的組合方式。試驗結果如圖2所示。
圖 2 中負荷下不同循環泵組合方式下脫硫效率
工況10～工況12均為低負荷工況，在低負荷工況下可實現預洗塔2臺+吸收塔2～3臺漿液循，環泵運行的組合方式原煙氣SO2濃度6000mg/m3左右。試驗結果如圖3所示。
圖 3 低負荷下不同循環泵組合方式下脫硫效率
3 現有系統優化措施
3.1 水平衡系統的優化
(1)對現有工藝流程合理優化。盡量減少系統內漏水，將濾液水用于制漿，關閉工藝水箱至吸收塔和預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，皮帶機沖洗水、密封水、潤滑水由工業水改為工藝水;切斷預洗塔地坑至吸收塔石灰石漿液箱的管路，預洗塔地坑漿液與預洗塔本體自循環。
(2)考慮全廠用水梯級利用，為電廠下階段廢水零排放做準備。
3.2 石灰石供應系統的優化
為實現脫硫系統的精細化運行，要定期化驗入廠石灰石品質，保證其品質，再結合本次診斷試驗脫硫水平衡系統的優化，提高石灰石漿液制備的穩定性，改變石灰石漿液的供給方式，核準對應工況下的連續供漿量，在負荷及入口SO2較穩定情況下，盡量采取連續供漿方式。
3.3 氧化空氣系統的優化
由于在脫硫系統改造時設計裕量偏大，下一步可考慮更換吸收塔及預洗塔氧化風機，避免設備閑置和投資浪費，以及氧化空氣進入循環泵或石膏排出泵以及可能出現的漿液起泡問題。
3.4 漿液循環泵的組合優化
結合電廠配煤摻燒，盡量控制在低負荷時段，燃用高硫煤;在高負荷時段，燃用低硫煤。在高、中、低負荷根據入口SO2濃度范圍選擇合理的漿液循環泵的開啟數量和組合方式，并制定優化運行指導卡片。在預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，同時控制預洗塔和吸收塔脫硫效率的分配，避免因預洗塔入口煙氣SO2濃度和出口CEMS表計顯示值存在時間差造成的出口超標問題，在此基礎上可做進一步優化調整。
4 經濟性分析
(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。如更換為滿足設計值要求的石灰石粉，設定單價為180元/t，按照設計鈣硫比1.03計算，每天吸收劑的成本為6.87萬元。則優化后每天吸收劑節約成本為0.13萬元。
(2)在低于運行工況出力的運行狀態下吸收塔系統可實現單臺氧化風機運行，可節省38A的運行電流，相應可節省廠用電率為0.127%。并將預洗塔3臺氧化風機中的1臺更換為改造前流量6612m3/h的氧化風機，可減少10A的運行電流，相應可節省廠用電率為0.036%。二者相加，共節省廠用電率0.163%。則氧化風機優化后每天電耗節約成本為1.30萬元。
(3)嚴格把握在低負荷時段，燃用高硫煤，即原煙氣SO2濃度按照6000mg/m3控制;在高負荷時段，燃用低硫煤，即原煙氣SO2濃度按5000mg/m3控制。實際運行過程中，在有停運漿液循環泵的條件下，首先停運吸收塔1～2臺漿液循環泵;在吸收塔漿液循環泵運行臺數為2臺時，可選擇預洗塔2臺漿液循環泵的組合方式。控制凈煙氣SO2濃度在20mg/m3左右，相應可節省廠用電率為0.289%。則漿液循環泵每天電耗節約成本為2.31萬元。
通過試驗測試和分析過程評估該電廠脫硫系統優化前后廠用電率和石灰石耗量的實際情況，進行經濟性分析核算。可得優化后電耗和石灰石耗量成本可每天節約3.74萬元。
5 結語
通過理論計算及現場試驗優化調整，目前雙塔雙循環脫硫系統仍有一定的節能優化空間，可從改造和運行角度，對現有脫硫系統水平衡、石灰石供應系統、氧化空氣系統、漿液循環泵組合運行等方面進行優化，并在基礎上進行優化前后經濟性核算與分析。本文的研究結果可為高硫煤雙塔機組優化改造提供指導和借鑒。
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