摘要：

為降低某600MW火電機(jī)組超低排放改造后脫硫系統(tǒng)漿液循環(huán)泵組能耗,提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性,通過(guò)分析計(jì)算,根據(jù)實(shí)際所需的循環(huán)漿液量?jī)?yōu)化匹配改造后漿液循環(huán)泵的運(yùn)行方式。該節(jié)能運(yùn)行方式比常規(guī)運(yùn)行方式每年節(jié)約電耗3465000 kW·h、節(jié)省電費(fèi)155.93萬(wàn)元。

關(guān)鍵詞：超低排放改造；漿液循環(huán)泵；運(yùn)行方式；節(jié)能降耗；

隨著火電機(jī)組環(huán)保指標(biāo)越來(lái)越嚴(yán)格,GB13223—2011 《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》對(duì)重點(diǎn)地區(qū)的電廠制定了嚴(yán)格的特別排放限值。2014年6月國(guó)務(wù)院辦公廳發(fā)文要求新建燃煤發(fā)電機(jī)組大氣污染物排放接近燃?xì)鈾C(jī)組排放水平。2015年12月環(huán)境保護(hù)部、國(guó)家發(fā)改委等出臺(tái)了燃煤電廠在2020年前分容量、分階段、分區(qū)域完成超低排放改造的具體目標(biāo)。對(duì)于SO2排放質(zhì)量濃度為35mg/m3、脫硫效率為95%以上的大部分電廠都達(dá)不到要求,須要對(duì)石灰石-石膏濕法煙氣脫硫(FGD)系統(tǒng)進(jìn)行改造。

漿液循環(huán)泵是FGD系統(tǒng)最大的耗電設(shè)備,泵型為離心泵,只能進(jìn)行全開(kāi)全關(guān)控制漿液循環(huán)泵進(jìn)行漿液量調(diào)節(jié)。實(shí)際運(yùn)行中漿液量偏大必然造成電耗增加,因此合理匹配漿液循環(huán)泵以提供最佳的漿液量,可有效減少漿液量偏大帶來(lái)的多余電耗。

1 超低排放改造

1.1 改造前脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)

某600 MW火電廠FGD系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝,為一爐一塔設(shè)計(jì)。表1為該機(jī)組FGD系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)。

表1 FGD系統(tǒng)主要性能指標(biāo)

在設(shè)計(jì)煤種下(含硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.87%),FGD系統(tǒng)脫硫效率大于97.0%,出口SO2質(zhì)量濃度<35 mg/m3。煙氣從入口進(jìn)入吸收塔,與霧狀漿液逆流接觸,反應(yīng)后的煙氣經(jīng)除霧器后由煙氣出口排出。吸收塔內(nèi)煙氣流速在3.0～4.0 m/s。改造前裝設(shè)3層噴淋,每層噴淋配1臺(tái)漿液循環(huán)泵,吸收塔共配3臺(tái)漿液循環(huán)泵,見(jiàn)圖1。

圖1 改造前脫硫吸收塔原理圖

1.2 改造后脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)

對(duì)該機(jī)組進(jìn)行節(jié)能降耗增容改造,同時(shí)進(jìn)行近燃?xì)廨啓C(jī)排放改造,煙塵、SO2、NOx排放質(zhì)量濃度分別不高于5 mg/m3、15 mg/m3、35 mg/m3。原則是在滿足目標(biāo)指標(biāo)的基礎(chǔ)上改動(dòng)盡量小,節(jié)省工期和造價(jià)。

根據(jù)計(jì)算,改造需要液氣體積比(簡(jiǎn)稱液氣比)為16,原設(shè)計(jì)為13.44,在保留原有漿液循環(huán)泵的情況下,新增1臺(tái)體積流量為6750 m3/h的漿液循環(huán)泵,改造后液氣比為16.04,大于16滿足要求。

原吸收塔漿池高5.9 m,漿池體積為2345 m3。噴淋層改造后,需要的吸收塔漿池體積為2930 m3,漿池深度需要7.4 m。將吸收塔進(jìn)口煙道底板抬高約1.9 m,使吸收塔漿池深度達(dá)到7.8 m,滿足設(shè)計(jì)要求。同時(shí),提高原有漿液循環(huán)泵和新增漿液循環(huán)泵出口壓力,即提高了噴嘴入口壓力,增強(qiáng)噴淋效果,提高效率。改造后脫硫系統(tǒng)原理圖見(jiàn)圖2,改造前后主要設(shè)備規(guī)格對(duì)比見(jiàn)表2。

圖2 改造后脫硫吸收塔原理圖

表2 改造前后主要設(shè)備規(guī)格比較

改造后脫硫效率不低于99.0%,機(jī)組SO2排放質(zhì)量濃度小于15mg/m3,滿足超低排放要求,同時(shí)為電廠燃煤摻配提供一定空間。

2 改造前后運(yùn)行數(shù)據(jù)

2.1 改造前FGD系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)

表3統(tǒng)計(jì)了機(jī)組不同負(fù)荷對(duì)應(yīng)的煙氣量、FGD系統(tǒng)進(jìn)出口SO2質(zhì)量濃度、循環(huán)漿液的特性以及脫硫效率的平均值；表4表明了不同負(fù)荷下A、B、C 3臺(tái)漿液循環(huán)泵的性能參數(shù)、投運(yùn)情況、總能耗、總漿液量以及不同負(fù)荷下脫硫漿液循環(huán)泵組實(shí)際運(yùn)行能耗和總循環(huán)漿液量。

由表3、表4可以看出：

(1) 煙氣參數(shù)對(duì)漿液量的主要影響因素有煙氣SO2質(zhì)量濃度、煙氣流量、煙速、煙溫等。

(2) 漿液性質(zhì)對(duì)漿液量的影響因素主要有漿液pH和漿液密度等。

表3 改造前FGD系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)表

4 改造前脫硫漿液循環(huán)泵投運(yùn)情況

2.2 改造后FGD系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)

表5為改造后FGD系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)。改造后機(jī)組增容至630MW,脫硫效率大于99%,FGD系統(tǒng)出口SO2質(zhì)量濃度低于15mg/m3,滿足技術(shù)改造要求。表6為改造后脫硫漿液循環(huán)泵投運(yùn)情況。由表6可知：機(jī)組增容至630MW后,高負(fù)荷段為滿足排放指標(biāo),所需循環(huán)漿液量增加,能耗增加。

表5 改造后脫硫系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)

表6 改造后脫硫漿液循環(huán)泵投運(yùn)情況

3 循環(huán)漿液量裕量計(jì)算分析

3.1 脫硫效率與循環(huán)漿液量計(jì)算式

根據(jù)電廠實(shí)際運(yùn)行情況,采用控制變量法：實(shí)際運(yùn)行中控制漿液特性(漿液密度及漿液pH等)基本不變；特定負(fù)荷下,燃燒煤種一定,一、二次配風(fēng)等基本不變,煙氣量在各個(gè)負(fù)荷下也基本不變；吸收塔反應(yīng)區(qū)域體積為定值。脫硫效率和漿液量關(guān)系式為：

式中：η為脫硫效率,%；Qj為循環(huán)漿液體積流量,m3/h；a、b為常數(shù)。

將表3及表5中的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)代入式(1),令xi=Qj,yi=ln(1-η),當(dāng)液氣比為13.44時(shí),根據(jù)不同負(fù)荷下的煙氣量求出漿液循環(huán)量,由脫硫效率根據(jù)線性回歸求出a=

鄰機(jī)600 MW負(fù)荷運(yùn)行數(shù)據(jù)見(jiàn)表7,鄰機(jī)設(shè)計(jì)液氣比也為13.44,鈣硫質(zhì)量比也為1.03。分析可知,相同負(fù)荷下,循環(huán)漿液量與脫硫效率散點(diǎn)圖分布趨近式(2)曲線；由此表明該脫硫效率模型得出的式(2)、式(3)是正確的,具有一定的參考性。

表7 鄰機(jī)600 MW負(fù)荷運(yùn)行數(shù)據(jù)

3.2循環(huán)漿液量裕量分析

由不同負(fù)荷下的煙氣量、燃燒煤種含硫量、FGD系統(tǒng)原煙氣中SO2質(zhì)量濃度、FGD系統(tǒng)凈煙氣中SO2質(zhì)量濃度、SO2排放指標(biāo)、FGD系統(tǒng)最低脫硫效率等,可計(jì)算出實(shí)際運(yùn)行的最低脫硫效率,根據(jù)式(2)、式(3)可計(jì)算出最低循環(huán)漿液量,再由實(shí)際運(yùn)行漿液量可得出改造前后循環(huán)漿液量的裕量(見(jiàn)表8、表9)。進(jìn)口煙氣SO2質(zhì)量濃度根據(jù)設(shè)計(jì)煤種取一段時(shí)間內(nèi)的電廠運(yùn)行數(shù)據(jù)平均值；根據(jù)實(shí)際運(yùn)行SO2排放數(shù)據(jù)與排放指標(biāo)計(jì)算得出的最低脫硫效率需要滿足FGD系統(tǒng)改造要求的最低脫硫效率,與實(shí)際運(yùn)行吻合；循環(huán)漿液量的計(jì)算結(jié)果符合電廠實(shí)際運(yùn)行中隨負(fù)荷的變化關(guān)系。

表8 改造前循環(huán)漿液量裕量

表９改造后循環(huán)漿液量裕量

4 運(yùn)行方式匹配與節(jié)能計(jì)算

4.1 漿液循環(huán)泵的運(yùn)行匹配方案

由表8、表9以及圖4可知：改造后整個(gè)泵組運(yùn)行功率大于改造前的運(yùn)行功率,并且整個(gè)泵組不同負(fù)荷下投運(yùn)都有較大的裕量,因此有必要進(jìn)行消裕降耗。通過(guò)匹配脫硫漿液循環(huán)泵的運(yùn)行方式來(lái)達(dá)到節(jié)能降耗的目的。改造后運(yùn)行匹配方式見(jiàn)表10。

表10 改造后合理匹配漿液循環(huán)泵運(yùn)行方式

該火電機(jī)組造成漿液流量過(guò)大的原因是設(shè)計(jì)流量與所需流量的不匹配,因此重新對(duì)漿液循環(huán)泵投運(yùn)進(jìn)行合理匹配,可達(dá)到降低流量、節(jié)能降耗的目的。根據(jù)不同流量需求采取不同的泵組合運(yùn)行,保證泵組高效運(yùn)行。

為方便不同負(fù)荷下投運(yùn)和切換方便,匹配原則為流量先大后小,揚(yáng)程先高后低。運(yùn)行匹配方式為：機(jī)組負(fù)荷在600～630 MW時(shí),由于煙氣量較大、煙氣SO2質(zhì)量濃度較高,必須全部投運(yùn)A、B、C、D 4臺(tái)漿液循環(huán)泵才能達(dá)到排放要求；機(jī)組負(fù)荷在500～600 MW時(shí),投運(yùn)A、B、C 3臺(tái)漿液循環(huán)泵即可滿足排放要求；機(jī)組負(fù)荷在400～500 MW時(shí),投運(yùn)A、B、D 3臺(tái)漿液循環(huán)泵即可滿足排放要求；機(jī)組負(fù)荷低于400 MW時(shí),投運(yùn)A、B 2臺(tái)漿液循環(huán)泵即可滿足排放要求。

4.2 節(jié)電潛力分析

該優(yōu)化匹配方式節(jié)電量見(jiàn)圖3。

圖3 運(yùn)行匹配前后電耗對(duì)比

由圖3可見(jiàn)改造后采用新的運(yùn)行匹配方式節(jié)電效果明顯：600～630MW負(fù)荷段為保證環(huán)保指標(biāo),投運(yùn)方式不變,電耗不變；500～600MW負(fù)荷段電耗明顯降低,幅度較大為630kW；400～500MW負(fù)荷段電耗降低,幅度較小為210kW；400MW以下負(fù)荷段電耗明顯降低,幅度最大為840kW。同時(shí),該匹配方式適合不同含硫量的煤種：若煤種含硫量較低,改造節(jié)能效果更好；若煤種含硫量較高,脫硫漿液循環(huán)泵容量及數(shù)量增加,節(jié)能改造空間更大。

4.3 節(jié)電計(jì)算

2017年機(jī)組總運(yùn)行5500h,由各負(fù)荷段年運(yùn)行小時(shí)數(shù)(以2017年運(yùn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì))得出該機(jī)組各負(fù)荷段年運(yùn)行時(shí)間分配系數(shù)(見(jiàn)表11)。

表11 機(jī)組負(fù)荷分配系數(shù)

改造后該節(jié)能運(yùn)行方式的總節(jié)電量為3465000 kW·h,該廠平均上網(wǎng)電價(jià)為0.45元/(kW·h),一年可節(jié)約電費(fèi)為155.93萬(wàn)元。

5 結(jié)語(yǔ)

該機(jī)組增容改造后SO2排放質(zhì)量濃度低于15mg/m3,接近燃?xì)廨啓C(jī)排放水平。改造后循環(huán)漿液量與脫硫效率的關(guān)系式為η=1-e0.000 079 881Qj-7.337 13。根據(jù)所需的循環(huán)漿液量,對(duì)改造后漿液循環(huán)泵的運(yùn)行方式節(jié)能匹配,每年可節(jié)約電耗3465000 kW·h,節(jié)省電費(fèi)155.93萬(wàn)元。

在含硫量較高的電廠,實(shí)際運(yùn)行中所需脫硫漿液循環(huán)泵的容量及數(shù)量都較多,該優(yōu)化匹配運(yùn)行方式結(jié)合泵型改造仍有很大的節(jié)能空間。

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