摘要：湛江調(diào)順電廠2×600MW機組油改煤后，原設(shè)計處理高含硫燃奧里油煙氣的濕法脫硫裝置改造為處理燃煤煙氣，該裝置運行中存在能耗偏高、廠用電率較大的不利情況。在現(xiàn)有設(shè)備基礎(chǔ)上，在保證煙氣污染物排放達到環(huán)保要求的前提下，通過運行參數(shù)的調(diào)整、運行操作的優(yōu)化試驗，使脫硫裝置的能耗降低；脫硫系統(tǒng)運行故障率下降，可用率提高；提高石膏副產(chǎn)品質(zhì)量。

關(guān)鍵詞：油改煤；濕法脫硫；運行優(yōu)化；節(jié)能降耗

中圖分類號：X701 文獻標識碼：A 文章編號：1009-2374（2013）20-0036-03

1 改造概況

1.1 改造總述

湛江調(diào)順電廠兩臺機組原燃用400號奧里乳化油S=2.85%，已配套建好一爐一塔制兩套石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置?，F(xiàn)因奧里油供應(yīng)問題，將其改造成為燃煤機組。根據(jù)環(huán)評要求取消旁路煙道，在對原有脫硫系統(tǒng)改動最小、盡量利用原有系統(tǒng)及設(shè)備的前提下，脫硫率保證值將不低于95%時系統(tǒng)所能適應(yīng)的入口煙氣SO2濃度最大值為4400mg/Nm3及其對應(yīng)燃煤硫分Sar為1.98%、出口SO2排放濃度不大于200mg/Nm3。兩臺機組分別于2011年8月、10月份投產(chǎn)發(fā)電。

1.2 改造后系統(tǒng)簡介

改造后FGD系統(tǒng)采用濕式強制氧化、石灰石-石膏回收工藝，一爐一塔制，吸收塔采用的逆流噴淋空塔。整個工藝系統(tǒng)主要分為：煙氣系統(tǒng)、SO2吸收系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、排空及漿液拋棄系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)、石灰石漿液配制系統(tǒng)、工藝水和壓縮空氣系統(tǒng)。

2 改造后現(xiàn)狀分析

經(jīng)過改造后一年多的運行，對脫硫裝置歷史數(shù)據(jù)和運行參數(shù)的分析和研究，湛江調(diào)順電廠2×600MW機組脫硫裝置主要存在以下需要優(yōu)化的地方：

2.1 自動化程度偏低

投運的兩套脫硫裝置，其DCS系統(tǒng)中，除了除霧器沖洗為自動外，所有操作均為手動，所有設(shè)備的順控程序均未投入使用，增加了操作難度和誤操作的幾率。特別是GGH的蒸汽吹掃也沒有投自動，且高壓水沖洗不可用，對FGD的穩(wěn)定運行存在較大風(fēng)險，在脫硫旁路取消的背景下，整套脫硫裝置的運行可靠性相應(yīng)提高至與發(fā)電主機相同的程度，因此脫硫裝置現(xiàn)狀成為整個電廠的安全生產(chǎn)的“短板”。

2.2 測量儀表準確性

脫硫DCS顯示儀表參數(shù)與實際測量值存在較大偏差。比較重要的如吸收塔漿液密度較實際值偏高2%；石灰石漿液密度偏低2%；煙氣流量和壓力誤差較大；除霧器壓差不準確；GGH壓差不準確等。給操作人員增加了工作難度，也使經(jīng)濟運行、事故預(yù)防難度加大。

2.3 操作參數(shù)控制

兩套脫硫系統(tǒng)的基本控制策略還是設(shè)計合理，在幾乎完全是操作員盤面手動的情況下，脫硫系統(tǒng)運行穩(wěn)定，脫硫效率維持在95%以上，保持了較低的故障率。但是仍然存在某些參數(shù)的設(shè)定不太合理，人為增加了操控的難度，如漿液密度控制、pH值控制、真空皮帶脫水機運行參數(shù)等。

2.4 石膏品質(zhì)

根據(jù)優(yōu)化試驗前三個月石膏化驗數(shù)據(jù)，水分13.2%，純度88%，品質(zhì)較低。而原設(shè)計要求石膏純度高于或等于90%，自由水分不高于10%。

2.5 能耗

漿液系統(tǒng)絕大部分設(shè)備均為油改煤之前的舊有設(shè)備，由于燃煤平均含硫最高僅1.98%，較之原設(shè)計下降50%，使得轉(zhuǎn)動設(shè)備普遍容量均過大，能耗偏高，脫硫廠電率達到1.65%。

3 優(yōu)化試驗措施

3.1 煙氣系統(tǒng)

GGH的運行安全直接關(guān)系到脫硫裝置乃至電廠的正常運轉(zhuǎn)，GGH運行中容易堵塞，高壓沖洗水泵原運行方式是GGH壓降明顯增加后投用，但此時往往已經(jīng)無法阻止堵塞的進一步加劇。由于GGH在歷史運行過程中，高壓水泵啟動條件設(shè)置過高等原因，使得GGH沖洗效果不理想，即使沖洗后壓差正常，往往在短期內(nèi)壓差又迅速上升。加強GGH的吹掃：蒸汽吹掃順控程序改為，間隔時間定為16小時一次。高壓沖洗水泵沖洗原規(guī)程為根據(jù)GGH壓差進行，現(xiàn)改為15天沖洗一次，沖洗時間12min，按照GGH沖洗轉(zhuǎn)速，保證至少6圈沖洗，此吹掃選擇負荷較高時進行，至少大于450MW。經(jīng)過此優(yōu)化，GGH壓差能夠控制在設(shè)計范圍，2012年#2機組最長運行周期已達6個月。

3.2 吸收系統(tǒng)

3.2.1 參數(shù)控制。吸收系統(tǒng)的參數(shù)控制，對于石膏品質(zhì)的控制以及漿液的穩(wěn)定極為重要。根據(jù)2臺機組運行的實際情況，確定如下參數(shù)：

（1）pH值控制在5.0～5.6之間，減少吸收塔結(jié)垢，穩(wěn)定石膏結(jié)晶。原來經(jīng)常pH值高達6.2，對石膏生長極為不利。

（2）漿液密度控制在1130～1180kg/m3范圍。原密度范圍1140～160kg/m3，由于范圍過窄，燃煤含硫高時，造成皮帶脫水系統(tǒng)頻繁啟動，影響設(shè)備壽命，增加能耗。

（3）吸收塔液位控制在9.5～10.2m。

（4）石灰石漿液補充量，原為手動控制，而優(yōu)化試驗使用添加劑后，pH值響應(yīng)緩慢，再根據(jù)pH值調(diào)節(jié)石灰石漿液流量發(fā)生較為嚴重的滯后?？刂品绞礁脑斐勺詣诱{(diào)節(jié)，并安裝參考值模塊，該參考值（m3/h）定義為：

[實測煙氣量]×[煙氣中SO2濃度]×95%/64×100×

1.03/0.8/25%/[石灰石漿液密度]，石灰石漿液補充盡量按此參考值添加（圖1）。

圖1 石灰石漿液流量參考值設(shè)定公式

3.2.2 除霧器沖洗程序優(yōu)化。原除霧器沖洗程序沖洗方式為每個閥門開啟1.5min，間隔3min開啟下一個閥門，一個循環(huán)為約100min，平均每小時流量42m3。此種沖洗方式不僅沖洗效果差，水耗也較高，低負荷時對水平衡壓力較大，使得不僅廢水排量較設(shè)計值增加了100%，還常常需要向事故漿液箱排漿。將除霧器沖洗程序改為所有閥門連續(xù)依次各沖洗1.5min，之后間隔85min后開始下一循環(huán)，這樣沖洗效果較好，且沖洗水量可降為32m3/h。確保了除霧器壓差在正常范圍的前提下防止GGH高壓沖洗水量過大對脫硫水平衡造成干擾。

3.3 石膏脫水系統(tǒng)

3.3.1 石膏旋流站。由于石膏脫水系統(tǒng)沿用舊有設(shè)備，裕量達到了100%，為降低能耗，盡可能采用兩爐同時脫水，使用一套皮帶脫水機系統(tǒng)。每臺爐對應(yīng)了一臺石膏旋流器，該石膏旋流器有12個旋流子，對于設(shè)計燃煤情況，旋流器同樣有100%的裕量，如每次脫水時啟用全部旋流子，固然可以很快降低漿液密度，但如此短時間的密度降低，將對石膏晶粒的生長產(chǎn)生很大沖擊，造成石膏品質(zhì)下降。因此，每次兩爐共同脫水時，石膏旋流器應(yīng)啟用6～8個旋流子，即使偶爾出現(xiàn)單臺爐脫水，旋流子數(shù)量也不要超過10個，控制旋流子底流濃度在45%～55%之間。磨機制漿時也同樣不得同時使用兩臺磨機，單臺磨機出力即可滿足需要。

3.3.2 真空皮帶脫水機參數(shù)控制。石膏脫水時皮帶機運行情況，據(jù)現(xiàn)場觀察，真空度達到-70～-60kPa，濾餅厚度15～17mm，石膏含水率達到12%以上，原因可能為：（1）石膏結(jié)晶較差；（2）石膏表面覆蓋一層顆粒度極小的粉塵等物質(zhì)。

采取的優(yōu)化措施為：（1）加強廢水排放。（2）加強對真空度的監(jiān)視，調(diào)整脫水皮帶機頻率使其真空度盡量控制在-50kPa左右。（3）石膏脫水時控制濾餅厚度在22～27mm。（4）添加脫硫添加劑促進結(jié)晶效果。采取以上措施以后石膏的含水率由之前的13%以上穩(wěn)定在10.2%以下，最低達到9.6%，保證了石膏品質(zhì)。

3.3.3 石灰石漿液制備系統(tǒng)。經(jīng)過對石灰石漿液旋流器底流和溢流的分析，底流密度1805kg/m3，溢流密度1308kg/m3，符合設(shè)計，石灰石磨制系統(tǒng)工作正常。但進塔石灰石漿液密度經(jīng)測量為1230kg/m3，但儀表顯示為

1020kg/m3，與設(shè)計值30%的濃度有一定差距。經(jīng)過排查分析，密度計測量不準的原因是密度計旁路的限流孔板由于沖刷，孔徑增大，已經(jīng)無法起到限流作用，使得流過密度計的流量過小?，F(xiàn)已將石灰石密度測量旁路的限流孔板改為截止閥，使用閥門調(diào)節(jié)確保了流過密度計的漿液流速在表計的規(guī)定范圍內(nèi)。

3.3.4 脫硫系統(tǒng)保護邏輯。湛江調(diào)順電廠保護邏輯是由北京博奇重新編制，已經(jīng)考慮到取消旁路的情況。但是由于當前部分儀表數(shù)據(jù)不準確，存在較大的誤動作風(fēng)險，已經(jīng)對儀表系統(tǒng)進行校正，對保護邏輯進行了梳理，確保了機組整體的安全運行，提高了運行可靠性。

3.4 脫硫添加劑節(jié)能試驗

脫硫添加劑具有促進SO2的直接反應(yīng)，加速CaCO3的溶解，促進CaSO3迅速氧化成CaSO4，強化CaSO4的沉淀，降低液氣比，減少鈣硫比，減少水分的蒸發(fā)，對pH值有一定的緩沖作用。

湛江調(diào)順電廠脫硫裝置設(shè)計起點較高，脫硫效率必須維持在95%以上，在添加劑試驗之前，1#（2#）塔一共四臺循環(huán)泵，從未投用少于三臺，入口煙氣含硫量在1500～2000mg/Nm3時，pH值需提高至5.8以上，才可維持95%以上的脫硫效率；含硫量在3000mg/Nm3以上時，pH值需提高至6.0左右，長此以往，造成石膏純度過低，含水較高，且石灰石消耗較高。在煙氣含硫3500mg/Nm3以上時，必須投用全部四臺循環(huán)泵。使用添加劑后，大部分時間僅投用兩臺循環(huán)泵，在高達3500～4000mg/Nm3含硫時，也只需開啟三臺循環(huán)泵，且無須提高pH值。一年的運行中，pH值始終控制在5.2～5.6的范圍內(nèi)。

煙氣含硫在2500mg/Nm3以下時投運兩臺漿液循環(huán)泵脫硫效率可保證95%以上，如圖2所示：

圖2

煙氣含硫在1800～4000mg/Nm3時投運三臺漿液循環(huán)泵脫硫效率可保證95%以上，如圖3所示。

據(jù)統(tǒng)計一臺漿液循環(huán)泵電流在90A左右。300MW時，雙泵和三泵運行時增壓風(fēng)機電流平均相差8A，450MW時，雙泵和三泵運行時增壓風(fēng)機電流平均相差12A。全年大約可以節(jié)電475萬度至750萬度，對于一臺爐平均日發(fā)電量31億度，相比之前脫硫廠用電率1.65%計，實現(xiàn)了脫硫廠用

電節(jié)能約8%～12%以上。

4 結(jié)語

在達到環(huán)保要求前提下，這一年來脫硫系統(tǒng)優(yōu)化取得了初步成果，規(guī)范了運行參數(shù)，優(yōu)化了運行規(guī)程，提升了脫硫系統(tǒng)穩(wěn)定性，提高了自動化程度，使得脫硫裝置的能耗有明顯降低，穩(wěn)定了石膏質(zhì)量。

作者簡介：謝佳（1981—），女，湖南長沙人，湛江中粵能源有限公司環(huán)境工程專業(yè)助理工程師，研究方向：電廠相關(guān)的環(huán)保措施。