600 MW機組煙氣脫硫系統運行方式的優化

孫普春，尹民權

(華電國際鄒縣發電廠，山東 鄒城 273522)

0 引言

華電國際鄒縣發電廠(以下簡稱鄒縣電廠)三期2×600 MW機組煙氣脫硫工程采用石灰石－石膏濕法煙氣脫硫(FGD)工藝，自2006年投產以來，脫硫成本較高，電耗率高達1.65%，經過4年的優化調整試驗，到2010年年底完成脫硫電耗率為1.37%。在確保脫硫系統安全、環保達標的基礎上，取得較好的經濟效益是實現企業可持續性發展的需要，因此，在運行管理制度和設備方式優化調整方面做細致的工作顯得尤為重要。

1 脫硫運行方式的優化

鄒縣電廠三期工程石灰石－石膏濕法FGD裝置的運行成本費用(主要包括電費(C1)、脫硫劑費用(C2)、水費(C3)、蒸汽費(C4))與運行工況緊密相關;此外，FGD裝置的運行方式還會影響SO2的排污繳費(C5)和石膏銷售收入(C6);將影響脫硫運行方式的這些因素累加起來，稱為相對生產成本(C)，C=C1+C2+C3+C4+C5－ C6。

運行優化的準則就是根據各自的運行標準，以脫硫相對生產成本(C)最低為目標，針對負荷、燃料和脫硫劑的不同情況，找到最優的運行方式。運行成本直接與電耗、粉耗、水耗相關，脫硫系統中最大的耗電設備是脫硫風機，其次是漿液循環泵，運行優化的核心是降低煙氣系統的阻力和提高增壓風機在變負荷時的效率。

1.1 延緩GGH差壓升高的間隔時間

由文獻［1］可知，采用石灰石－石膏濕法脫硫系統+回轉式煙氣換熱器(GGH)的電站，GGH堵塞是常見問題。在德國建設的FGD系統90%安裝了回轉式GGH，幾乎所有的GGH在運行過程中都出現了堵塞。在國內五大發電公司中脫硫系統安裝GGH的電廠，也存在著GGH堵塞的問題。通過取樣分析可知，結垢物的成分主要是 CaSO4。造成GGH堵塞的主要原因是:回轉式煙氣換熱器中的煙氣在酸露點溫度以下運行，酸和霧氣形成了腐蝕和容易堵塞的環境，CaSO4干燥結垢后變成非常堅硬的結晶狀物體，附著在傳熱元件上很難清洗，即使用50.0～70.0 MPa的高壓水進行清洗，蓄熱元件的搪瓷結構上仍然掛有較多的硬垢，殘留的硬垢在運行后更容易沾污煙氣中的漿液顆粒，使得GGH堵塞的間隔時間變得越來越短，而且清洗后GGH差壓仍然較高。對GGH離線清洗一般是在機組不停運的情況下進行，受系統隔離情況的影響，在高負荷時系統內充斥硫化物，對人員的身體損害極大，嚴重影響內部離線清洗的時間，只有利用夜間低負荷(一般在65%的BMCR工況下)時才可以進入內部工作，故清洗時間較長且影響脫硫系統投運率。所以，如何延緩脫硫GGH差壓升高的時間間隔成為重要的課題。

1.1.1 FGD系統中的結垢形式

FGD系統中有3種結垢形式:一是灰垢;二是石膏垢;三是當漿液中亞硫酸鈣濃度較高時，會與硫酸鈣同時結晶析出，形成2種物質的混合結晶垢。

1.1.2 正常吹掃注意事項

保證壓縮空氣噴嘴和高壓水噴嘴干凈、無堵塞，高壓沖洗水源水質合格。正常吹掃介質為壓縮空氣時，對壓縮空氣的基本要求:壓力，(600±50)kPa;水的質量濃度，＜4g/m3;油的質量濃度，＜0.5 mg/m3。保證除霧器就地壓力不低于0.2 MPa，沖洗水流量正常。

1.1.3 GGH堵塞判斷及吹掃方法

堵塞物通常在冷端的換熱元件端面先開始凝結，一旦冷凝物逐漸增加而結成很硬的污垢，用正常的吹掃方法很難將沉積物清洗。換熱元件表面污垢凝結程度可以通過仔細觀察轉子冷端和熱端之間的壓差值及變化趨勢來判斷。壓差值與鍋爐負荷、煙氣流量及煙氣中的灰塵含量等條件有密切關系，所以，必須在相同的條件下檢查壓差值，根據其同等條件下的變化情況來判斷換熱元件的污垢凝結程度。GGH正常吹掃介質為壓縮空氣或蒸汽，吹掃頻率為4 h一次。連續觀察壓差值的變化情況，若發現換熱元件的污垢逐漸遞增，能較早地做出判斷。污垢剛開始冷凝時，會時慢時快地連續增加，一段時間后會快速增加。如果在滿負荷運行時壓差值超過設計值50%左右，用壓縮空氣清掃GGH已經沒有作用，此時必須用高壓水清洗系統來吹掃沉積物，從而降低壓差值。

1.1.4 高壓水清洗步驟

用壓縮空氣或蒸汽連續吹掃幾次來降低壓差值，沒有明顯的效果，在鍋爐負荷相同時壓差沒有明顯下降，此時就必須使用高壓水在線清洗。在高壓水清洗過程中，要不斷監視壓差值、高壓泵出口側壓力的變化。如果停機或退出脫硫，檢查高壓水沖洗的效果，在吹掃前首先觀察換熱元件的狀態，高壓水吹掃結束后再檢查吹掃效果(吹掃前、后拍照片做比較)。

如果換熱元件上的污垢很硬且堵塞很嚴重時，在高壓水沖洗前先用低壓水清洗，效果會好些(只能在裝置停機時使用)，這與凝結污垢的化學成分有一定關系;然后用高壓水連續清洗冷端幾次(3到4次)，最后清洗熱端1次。高壓水沖洗結束后，最好的方法是用空氣在煙道中自然流通來吹干GGH，然后再通入煙氣。如果裝置長時間停運(如檢修)，要用高壓水仔細清洗換熱元件，然后用低壓水將殘余的硫黃及腐蝕物吹掃干凈，最后通過觀察吹掃后排放的臟水并分析水的pH值(pH值應大于6)來檢查清洗效果。清洗結束后，要始終保持GGH干燥，防止轉子及換熱元件被腐蝕。當離線沖洗后GGH差壓仍然較高時，將換熱片全部拆下，用蒸汽加熱的水浸泡和硫酸鹽專用清洗劑浸泡清洗，可徹底將GGH換熱片清洗干凈。

1.1.5 運行過程中調整措施及重要控制參數

在脫硫系統啟動時，啟動漿液循環泵后盡快啟動增壓風機，以防止吸收塔內的漿液飄入GGH。在每次啟動脫硫系統后，盡快使用高壓水沖洗GGH一次，防止飄落在換熱元件上的漿液凝固而黏附在換熱元件上。在脫硫系統退出運行后及時投運高壓水沖洗，投運高壓水系統時，GGH主(輔)電機選擇低速運行。要及時按規定程序對除霧器進行沖洗:若遇吸收塔液位低需要補水時，應優先選用除霧器沖洗的方式對吸收塔進行補水;除霧器前、后壓差超過150 Pa時，應適當增加除霧器沖洗程序運行次數;若因脫硫系統水平衡破壞造成吸收塔液位高無法沖洗時，應采取措施保證除霧器沖洗時間間隔不超過2 h。運行中控制吸收塔液位為 9.1 ～9.5 m，Cl－的質量濃度在5000 mg/L以下，吸收塔漿液的質量濃度為1080 ～1120 kg/m3，pH 值為5.0 ～5.4，除霧器差壓在150 Pa以下，電除塵器出口灰塵質量濃度≤50 mg/m3。

1.2 增壓風機入口負壓的調整

采用增壓風機與引風機為串聯運行方式，2臺風機共同克服鍋爐煙氣系統和脫硫煙氣的阻力。要避免出現一臺風機在高效區運行，而另一臺風機在低效區運行的情況。在機組和脫硫系統安全運行的前提下，應通過試驗找出2臺風機最節能的聯合運行方式，使增壓風機與引風機電流之和最小。600 MW機組脫硫試驗數據見表1。

#5回轉式GGH是在此次大修中剛剛更換的，差壓較小;#6回轉式GGH 2006年投運以來未更換過，差壓較高。隨著機組長期運行，受系統阻力增加(電除塵器阻力、脫硫GGH差壓等)、煤質變化等因素的影響，增壓風機入口負壓設定值會變化(見表2)，理論上增壓風機負壓值向零靠近，節能效果最佳。

表1 600 MW機組脫硫試驗數據

表2 #5，#6鍋爐增壓風機入口負壓最佳值

1.3 漿液循環泵運行方式的優化

設計3臺漿液循環泵，當入口二氧化硫質量濃度≤2500 mg/m3時，低負荷段運行2臺漿液循環泵即可滿足環保要求;當入口二氧化硫質量濃度＞2500 mg/m3且負荷較高時，必須開啟3臺漿液循環泵方可滿足環保要求。

2 運行“五值”指標競賽管理

近年來，對脫硫運行方式節能優化采取了強有力的措施，管理人員積極跟蹤分管的各項異常指標，結合現場工作實際，在保證安全、環保達標的基礎上，經過探索，對脫硫運行方式專門制訂了操作措施。建立節能減排管理體系，明確人員責任和崗位職責，把指標和壓力分解到班組，以周指標的完成來確保月度指標的完成，以月度指標的完成來確保年度指標的完成。充分利用實時數據系統，對脫硫耗電率、石灰石供漿率、耗水率進行統計分析匯總，按得分高低對班組進行排名并在月度獎懲時兌現，以提高職工的節能意識，管理人員定期檢查各班組落實情況，做到閉環管理，提高了脫硫系統的經濟性。

3 結束語

近年來，鍋爐煙氣脫硫系統的優化運行備受關注，在確保安全、環保達標的基礎上，通過加強運行管理和脫硫設備運行方式優化，取得了明顯的經濟效益。

［1］周至祥，段建中，薛建明.濕法煙氣脫硫工藝技術全程控制指導手冊［M］.北京:中國電力出版社，2009.