喻 國， 劉向民， 沈銘科

(上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計研究院有限責(zé)任公司， 上海 200240)

隨著火電機組環(huán)保指標(biāo)越來越嚴(yán)格，GB 13223—2011 《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》對重點地區(qū)的電廠制定了嚴(yán)格的特別排放限值。2014年6月國務(wù)院辦公廳發(fā)文要求新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放接近燃?xì)鈾C組排放水平。2015年12月環(huán)境保護(hù)部、國家發(fā)改委等出臺了燃煤電廠在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)。對于SO2排放質(zhì)量濃度為35 mg/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)行全開全關(guān)控制漿液循環(huán)泵進(jìn)行漿液量調(diào)節(jié)。實際運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。表1為該機組FGD系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)。

表1 FGD系統(tǒng)主要性能指標(biāo)

在設(shè)計煤種下(含硫質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.87%)，F(xiàn)GD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臺漿液循環(huán)泵，吸收塔共配3臺漿液循環(huán)泵，見圖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)計參數(shù)

對該機組進(jìn)行節(jié)能降耗增容改造，同時進(jìn)行近燃?xì)廨啓C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)上改動盡量小，節(jié)省工期和造價。

根據(jù)計算，改造需要液氣體積比(簡稱液氣比)為16，原設(shè)計為13.44，在保留原有漿液循環(huán)泵的情況下，新增1臺體積流量為6 750 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2 345 m3。噴淋層改造后，需要的吸收塔漿池體積為2 930 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)計要求。同時，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，增強噴淋效果，提高效率。改造后脫硫系統(tǒng)原理圖見圖2，改造前后主要設(shè)備規(guī)格對比見表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%，機組SO2排放質(zhì)量濃度小于15 mg/m3，滿足超低排放要求，同時為電廠燃煤摻配提供一定空間。

2 改造前后運行數(shù)據(jù)

2.1 改造前FGD系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)

表3統(tǒng)計了機組不同負(fù)荷對應(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臺漿液循環(huán)泵的性能參數(shù)、投運情況、總能耗、總漿液量以及不同負(fù)荷下脫硫漿液循環(huán)泵組實際運行能耗和總循環(huán)漿液量。

單片機采用AT89C52，時鐘晶體選擇AT切型的11.059 2MHz，傳感器SHT11溫濕度傳感器的DATA管腳接P1.1，SCK接P1.0。這兩個管腳要接4.7kΩ的上拉電阻。仿真軟件下不顯示SHT11的電源和地端，實際接線時，在電源和地間接入100nF的去耦濾波電容。因為數(shù)據(jù)要上傳到PC，為了實現(xiàn)單片機和PC間的電平轉(zhuǎn)換，實際電路要采用RS232/RS485轉(zhuǎn)換接口，但在仿真軟件元件庫中無此器件，仿真時采用RS485標(biāo)準(zhǔn)的器件MAX487的輸出端接模擬PC串口的虛擬終端。電路連接如圖4所示。

由表3、表4可以看出：

(1) 煙氣參數(shù)對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)運行數(shù)據(jù)

表4 改造前脫硫漿液循環(huán)泵投運情況

2.2 改造后FGD系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)

表5為改造后FGD系統(tǒng)運行數(shù)據(jù)。改造后機組增容至630 MW，脫硫效率大于99%，F(xiàn)GD系統(tǒng)出口SO2質(zhì)量濃度低于15 mg/m3，滿足技術(shù)改造要求。表6為改造后脫硫漿液循環(huán)泵投運情況。由表6可知：機組增容至630 MW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)運行數(shù)據(jù)

3 循環(huán)漿液量裕量計算分析

3.1 脫硫效率與循環(huán)漿液量計算式

根據(jù)電廠實際運行情況，采用控制變量法：實際運行中控制漿液特性(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[1-3]：

η=1-eaQj+b

(1)

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)。

改造前：

η=1-e0.000 030 736Qj-4.426 36

(2)

η=1-e0.000 079 881Qj-7.337 13

(3)

鄰機600 MW負(fù)荷運行數(shù)據(jù)見表7，鄰機設(shè)計液氣比也為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600 MW負(fù)荷運行數(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，可計算出實際運行的最低脫硫效率，根據(jù)式(2)、式(3)可計算出最低循環(huán)漿液量，再由實際運行漿液量可得出改造前后循環(huán)漿液量的裕量(見表8、表9)。進(jìn)口煙氣SO2質(zhì)量濃度根據(jù)設(shè)計煤種取一段時間內(nèi)的電廠運行數(shù)據(jù)平均值；根據(jù)實際運行SO2排放數(shù)據(jù)與排放指標(biāo)計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，與實際運行吻合；循環(huán)漿液量的計算結(jié)果符合電廠實際運行中隨負(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 運行方式匹配與節(jié)能計算

4.1 漿液循環(huán)泵的運行匹配方案

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

表10 改造后合理匹配漿液循環(huán)泵運行方式

該火電機組造成漿液流量過大的原因是設(shè)計流量與所需流量的不匹配，因此重新對漿液循環(huán)泵投運進(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行，保證泵組高效運行。

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

圖3 運行匹配前后電耗對比

由圖3可見改造后采用新的運行匹配方式節(jié)電效果明顯：600～630 MW負(fù)荷段為保證環(huán)保指標(biāo)，投運方式不變，電耗不變；500～600 MW負(fù)荷段電耗明顯降低，幅度較大為630 kW；400～500 MW負(fù)荷段電耗降低，幅度較小為210 kW；400 MW以下負(fù)荷段電耗明顯降低，幅度最大為840 kW。同時，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)電計算

2017年機組總運行5 500 h，由各負(fù)荷段年運行小時數(shù)(以2017年運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計)得出該機組各負(fù)荷段年運行時間分配系數(shù)(見表11)。

表11 機組負(fù)荷分配系數(shù)

改造后該節(jié)能運行方式的總節(jié)電量為3 465 000 kW·h，該廠平均上網(wǎng)電價為0.45元/(kW·h)，一年可節(jié)約電費為155.93萬元。

5 結(jié)語

該機組增容改造后SO2排放質(zhì)量濃度低于15 mg/m3，接近燃?xì)廨啓C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，對改造后漿液循環(huán)泵的運行方式節(jié)能匹配，每年可節(jié)約電耗3 465 000 kW·h，節(jié)省電費155.93萬元。

在含硫量較高的電廠，實際運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)化匹配運行方式結(jié)合泵型改造仍有很大的節(jié)能空間。