單臺漿液循環泵的邏輯優化

孫奧

摘要：三河發電公司二期兩臺機組脫硫系統在2015年后經過綠改后，環保參數完全滿足國家相關環保排放要求。本文對脫硫系統的出力情況，系統的設備耐溫情況，漿液循環泵的啟動時間等進行分析，并提出了對脫硫系統運行邏輯進行優化方案，實現脫硫系統優化運行的目的。

Abstract： The second units stage desulphurization systems of Sanhe Power Generation Co.， Ltd. have been modified in 2015， and the environment protection parameters have fully met the relevant national environment protection emission requirements. This paper analyzes the output of desulfurizing system， the temperature resistance of equipment， the start up time of slurry circulating pump， and puts forward the optimization scheme of desulphurizing system operation logicto realize the optimization of desulphurizing system operation.

關鍵詞：脫硫系統出力;耐溫;漿液循環泵;備用

Key words： output of desulfurization system;temperature resistance;propeller fluid circulationg pump;standby

中圖分類號：TF704.3 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文獻標識碼：A ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?文章編號：1006-4311（2019）23-0218-05

0 ?引言

三河電廠二期工程擴建2×300MW機組為熱電聯產工程，機組選型為國產抽汽供熱式機組。二期工程于2006年3月1日開工，二期兩臺機組分別于2007年8月及11月投產。東方鍋爐生產的DG1025/18.2-Ⅱ6型、亞臨界參數、四角切圓燃燒方式、自然循環汽包爐，單爐膛π型布置，燃用煙煤，一次再熱，平衡通風、固態排渣，全鋼架、全懸吊結構鍋爐。東方汽輪機廠生產的C315/243-16.7/0.3/537/537型亞臨界、中間一次再熱、高中壓合缸，兩缸兩排汽，抽汽凝汽式汽輪機。額定功率： 315MW;最大連續出力：328.48MW。同步建設煙氣脫硫裝置，采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，一爐一塔配置。脫硫系統設置三層噴淋，最大漿液循環流量19500m3/h，設計脫硫效率不低于95%，脫硫后SO2濃度不高于81mg/Nm3。

2015年對該機組進行了脫硫吸收塔的增容提效改造，本次增容提效改造通過湍流器+高效噴淋+管束式除塵配套使用，設計脫硫系統入口二氧化硫濃度為1650mg/Nm3，塵含量不大于20mg/Nm3時，保證在吸收塔脫硫效率不低于99.1%（二氧化硫含量不大于15mg/Nm3），出口液滴含量不大于25mg/Nm3，塵含量不大于5mg/Nm3。

1 ?單臺漿液循環泵運行問題的提出

在脫硫系統運行過程中，在機組低負荷、低入口硫、兩臺漿液循環泵運行時，吸收塔出口SO2濃度非常低，經常低于10mg/Nm3，有時甚至接近零，遠遠低于《河北省燃煤電廠大氣污染物排放標準DB13.2209—2015》中規定的35mg/Nm3的標準。因此目前的運行方式造成了漿液循環泵電耗和石灰石消耗的增加，加大了企業脫硫設施的運行成本。

1.1 機組負荷情況

統計2015年改造后14515小時運行時間（負荷147MW以上時段，去掉了啟動和停機等過渡過程）根據統計的數據可以看出，負荷50%（157MW）以下的時間占6%左右，負荷60%（189MW）以下的時間占27%左右，負荷70%（220MW）以下的時間占56%左右，負荷75%（236MW）以下的時間占71%左右，負荷80%（252MW）以下的時間占84%左右，負荷90%（283MW）以下的時間占90%左右。

1.2 機組入爐煤硫份情況

根據統計的數據可以看出，有99%的時間段脫硫系統入口SO2濃度在1200mg/Nm3以下，有90%的時間段脫硫系統入口SO2濃度在1000mg/Nm3以下，有50%的時間段脫硫系統入口SO2濃度在800mg/Nm3以下，有28%的時間段脫硫系統入口SO2濃度在700mg/Nm3以下，有10%的時間段脫硫系統入口SO2濃度在600mg/Nm3以下。（圖2）

1.3 脫硫系統的總出力情況

定義機組實際負荷與機組設計容量的比值為負荷出力系數，定義脫硫系統實際入口SO2濃度與脫硫系統設計入口SO2濃度的比值為濃度出力系數，定義負荷出力系數與濃度出力系數的乘積為脫硫系統總出力系數。如圖3所示。

1.4 單臺漿液循環泵運行可以起到節能的作用

根據脫硫系統的工作原理，可近似的理解為，當機組負荷和脫硫系統入口SO2濃度均達到設計值時，脫硫系統3臺漿液循環泵運行，脫硫系統出力達到100%;當脫硫系統總出力系數在66%以內時，可運行2臺漿液循環泵，脫硫系統出口SO2濃度應該達到設計值要求;當脫硫系統總出力系數在33%以內時，可運行1臺漿液循環泵，脫硫系統出口SO2濃度應該達到設計值要求。根據這一推論，結合上述統計，三河電廠4號機組實際運行中，100%時段中2臺漿液循環泵運行科滿足SO2排放濃度要求，45%的時段中1臺漿液循環泵運行可滿足SO2排放濃度要求。

統計期間，漿液循環泵平均電流為67.3A，如實現單臺漿液循環泵運行，脫硫系統年運行時間按7000小時計算，每臺機組有45%的時間可少運行1臺漿液循環泵，每臺機組年節省電量為：

1.732*6*67.3*0.85*7000*0.45=1872594.234（kWh）

2 ?單臺漿液循環泵運行的可行性分析

單臺漿液循環泵運行時，主要風險存在于漿液循環泵全停后，熱煙氣進入脫硫系統內，造成設備構件受熱損壞甚至產生火災風險。

2.1 脫硫系統設備的耐溫情況分析

對脫硫系統的設備構件的耐溫情況進行分析。

脫硫系統內部結構從下到上以此有塔內濾網、擾動系統管道及噴射裝置、漿池分割屏管道、氧化空氣管網、旋匯耦合器（湍流器）、噴淋層、管束式除塵器沖洗水管道、管束式除塵器及相應的支撐構件、塔壁防腐層等。考慮液位以上的部件，即旋匯耦合器（湍流器）、噴淋層、管束式除塵器沖洗水管道、管束式除塵器和相應的支撐梁、塔壁防腐層等。

經過對它內部構件的材料耐溫情況進行分析對比，各部件耐溫情況如表1所示。

從表1可知，脫硫系統中承受溫度最低的設備為管束式除塵器，承受溫度為85℃以下，最高允許20分鐘。

另外，在2015年進行的節能環保綜合升級改造過程中，電除塵入口加裝了低溫省煤器，設計出口煙氣溫度95℃，實際吸收塔入口煙氣溫度也降低至95℃左右，也為吸收塔實現單臺漿液循環泵的安全運行進一步提供了有利條件。

2.2 單臺漿液循環泵運行數值模擬情況

湍流器支撐梁區域（Z=17.4剖面）入口煙氣溫度變化對溫度分布影響不大，湍流器支撐梁處局部最高溫度約75-80℃。（圖4（a））

最下層噴淋層管道區域（Z=20.8m剖面）溫度基本在65℃以內。（圖4（b））

中間層噴淋層管道、上層噴淋層管道、管束式除塵器沖洗水管、管束式除塵器下表面區域的溫度基本在65℃以內。（圖4（c））

吸收塔內壁靠近煙氣入口處，有部分區域溫度較高，入口煙溫140℃時，局部溫度可達110℃，這與該處流場特性有關。

2.3 三臺泵全停后塔內溫度場變化數值模擬

通過計算，漿液循環泵全部停運后，5秒鐘開始，湍流器支撐梁所處斷面溫度即開始接近入口煙氣溫度，噴淋層是10秒開始達到煙氣溫度，管束式除塵器是15秒開始達到煙氣溫度。

2.4 測試除霧器沖洗水對脫硫系統中煙氣溫度的影響

在機組停運后，測試除霧器沖洗水對煙氣溫度影響及漿液循環泵停運后的吸收塔內煙氣溫度變化趨勢，試驗期間風量為250t/h。

除霧器沖洗水系統運行過程中，停運漿液循環泵，煙氣溫度變化情況如圖6所示。

試驗分析：

在250t/h風量、煙氣溫度80℃以下時，投入除霧器沖洗水可以有效降低煙氣溫度;不投入除霧器沖洗水煙氣溫度也增長緩慢，5分鐘增長9℃，平均低于2℃/分鐘。

2.5 脫硫漿液循環泵入口閥門進行開關試驗

本實驗主要考察漿液循環泵入口閥門打開速度，以確定漿液循環泵的啟動時間，試驗結果如下：

#1漿液循環泵入口閥門：開啟時間73秒;

#2漿液循環泵入口閥門：開啟時間47秒;

#3漿液循環泵入口閥門：開啟時間51秒。

2.6 對事故噴淋系統的分析

原脫硫系統聯鎖保護中，有漿液循環泵全跳后，啟動事故噴淋的邏輯，此保護可有效防止短時間內吸收塔內部超溫（三河電廠3、4號機組每臺機組配備1座100M3事故噴淋水箱，兩層事故噴淋全開流量為336m3/h，不考慮事故噴淋水箱連續補水，可供兩級事故噴淋同時運行17.85分鐘，且保障脫硫系統入口溫度能滿足安全需要。

2.7 單臺漿液循環泵的試驗

在確認事故噴淋系統、漿液循環泵電源系統等設備均正常的情況下，在低負荷時段進行了單臺漿液循環泵運行試驗，整體試驗時間控制在40分鐘以內。每三分鐘記錄一次數據如表2所示。

試驗過程中，數據曲線如圖7。

在試驗過程中，三號爐單臺漿液循環泵運行情況下，PH值5.3（正常范圍），吸收塔入口硫低于950mg/m3，機組負荷低于200MW，燃煤量低于100t/h時，吸收塔出口硫能滿足環保排放要求。

3 ?單臺漿液循環泵的邏輯優化

3.1 機組MFT保護條件的邏輯優化

通過對事故噴淋水系統在漿液循環泵全停后可以可靠投運性能，低溫省煤器的運行情況，脫硫系統中內部構件的承受溫度能力等幾方面的綜合分析，修改了部分脫離系統觸發機組MFT條件，如下：

原條件：漿液循環泵全停且吸收塔入口煙溫>85℃（噴淋后三取二），延時10秒，觸發MFT。

優化為：漿液循環泵全停且吸收塔入口煙溫>85℃（噴淋后三取二）延時300秒，且出口溫度高于65℃，觸發MFT。

3.2 漿液循環泵連鎖啟動的邏輯優化優化漿液循環泵的啟動步序

由于漿液循環泵入口門啟動時間足夠長，可以認為其開啟過程即為漿液循環泵的注漿過程，因此刪除了開原步序中開漿液循環泵入口門后的60s延時。

原漿液循環泵的啟動步序，如下：

①關閉漿液循環泵入口排放門。

②關閉漿液循環泵沖洗水門。

③開漿液循環泵入口門，延時60s。

④啟動漿液循環泵。

優化為：

①關閉漿液循環泵入口排放門。

②關閉漿液循環泵沖洗水門。

③開漿液循環泵入口門，延時3s。

④啟動漿液循環泵。

3.3 漿液循環泵的“備用”功能投入

正常停運備用的漿液循環泵增加“備用”功能按鈕，當該功能投入時滿足如下條件之一時，可以正常啟動步序，以最短的時間內投入漿液循環泵的運行。

①運行漿液循環泵跳閘。

②運行漿液循環泵出口壓力低于0.1MPa。

4 ?結論

①隨著環保排放指標的愈加嚴格，上一輪環保改造中，大部分脫硫系統改造所留裕量偏大。而在實際運行過程中，來沒硫分的控制，使燃煤硫分遠低于投產或改造的設計值，加上中低負荷常態化的火電新形勢，漿液循環泵節能潛力較大，單臺漿液循環泵運行的需求迫切。

②通過多年的運行經驗看，漿液循環泵設備本身可靠性較高，具備單臺設備運行的基礎條件。

③通過邏輯優化和試驗驗證，單臺漿液循環泵跳閘后，可在短時間（3分鐘）內實現備用泵聯鎖啟動。

④通過數值模擬試驗，單臺漿液循環泵運行，可保證塔內各部位長期運行不超溫。

⑤通過對脫硫塔內部構件耐溫性能進行分析，在低溫省煤器投運的情況下，脫硫塔內除了除霧器（管束式除塵器）及其沖洗水系統外，其他構件均能在入口煙氣溫度條件下運行不超溫，除霧器（管束式除塵器）是重點保護對象。

⑥通過進行邏輯優化，單臺漿液循環泵跳閘后，可通過事故噴淋、除霧器沖洗等措施保證短時間內脫硫塔內煙氣不超溫，配合備用漿液循環泵聯鎖啟動的措施，可保證脫硫系統正常運行。

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