火电机组脱硫系统提效节能应用和效果

发表时间:2021/6/25   来源:《中国电业》2021年3月第7期   作者:王文红
[导读] 2020年为响应国家和企业关于节能降耗的要求,对脱硫系统进行了节能诊断和对标分析
        王文红
        大唐保定热电厂  河北省保定市  071000
        摘要:2020年为响应国家和企业关于节能降耗的要求,对脱硫系统进行了节能诊断和对标分析,判断为脱硫系统无提效节能装置和设备均存在不足和问题,造成日常运行中多台浆液循环泵运行,脱硫厂用电率最高时达到了2.5%,似进行脱硫系统提效节能改造
        文章结合2x200MW机组脱硫系统提效节能路线的选择和应用,进行了阐述供大家借鉴。
        关键词: 脱硫系统;厂用电率;提效;节能;浆液循环泵
        一、前言
        10、11号脱硫系统厂用电率最高时达到了2.5%,主要因脱硫系统喷淋层布置不合理,浆液循环泵出力不足,喷嘴雾化效果差,喷淋覆盖率低,各层喷淋层脱硫能力低,造成运行中浆液循环泵台数增加,电耗增加;脱硫空塔设计液气比高,而实际浆液利用率低,无节电调整手段;加上近几年脱硫系统改造时,未考虑脱硫节电问题,造成脱硫系统厂用电率一直居高不下的现象,通过对脱硫系统进行了节能诊断和咨询调研,10、11号脱硫系统均有节能空间。
        二、脱硫系统改造路线的选择和应用
        10、11号机组为2×200MW超高温高压机组,配套建设2台670吨煤粉炉,脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,10号脱硫系统为一炉一塔,配置5台浆液循环泵和5层喷淋层,按照入口SO2浓度不大于3000mg/Nm3,出口排放浓度小于35mg/Nm3,脱硫效率大于98.83%进行设计;11号脱硫系统为一炉两塔配置,双塔串联运行,两塔共6台浆液循环泵,按照入口SO2浓度不大于4670mg/Nm3,出口排放浓度小于35mg/Nm3,脱硫效率大于99.25%进行设计。
        投产日期: 10号脱硫系统2007年8月投运;11号脱硫系统2010年9月投运。
        (一)提效节能技术路线的确定:
        (1)对吸收塔喷淋系统节能优化:
        脱硫吸收塔喷淋层第1-3层喷嘴为2007年安装并使用至今,喷嘴内腔受浆液的长期冲刷,内径变大,使浆液的雾化粒径变粗,液滴与烟气的接触反应面积减少,降低脱硫效率。本次改造拟对此3层喷嘴进行更换,改善雾化效果,提升浆液的利用率,在同等脱硫能力的情况下可减少液气比,降低循环泵电耗;第4、5层喷淋层的喷嘴每层仅80个,数量偏少,造成每个喷嘴流量过大(80m3/h),浆液雾化效果差,且喷嘴之间间距大,浆液覆盖率低造成烟气逃逸的通道多,为实现超低所需的液气比偏大,循环泵电耗偏高。目前脱硫系统改造思路为通过增加喷嘴数量,采用小流量喷嘴,以改善雾化粒径和浆液覆盖率。因此这两层喷淋层和喷嘴整体更换,每层喷嘴数量增加为140个,流量改为45.7m3/h。改造后喷淋覆盖率达到300%以上,大幅提高这两层喷淋层的脱硫能力。
        (2)对喷淋循环系统优化
        对吸收塔部分喷嘴进行更换,改善雾化效果,提升浆液的利用率,同时,更换了浆液循环泵磨损的叶轮和吸入盖,调整吸入口间隙至泵的设计值,恢复泵的最大出力,提升喷淋层的脱硫能力。对1、2、3号浆液循环泵磨损严重的吸入盖进行更换,对吸入盖和叶轮间隙进行调整,恢复泵最大出力。


        (3)加装脱硫提效装置
        对吸收塔最下层喷淋层与入口烟道顶面之间加装了传动绕质件,利用气体动力学原理,烟气通过传动绕质件装置,在其上层空间产生气液撕裂、翻转、混沌状的气液固三相充分接触,迅速完成传质过程,从而达到脱硫提效的目的。其装置传质效率高、脱硫效率高、均气效果好、适应范围宽、无能耗。
        (4)烟风系统优化
        原烟道、净烟道的弯头、三通处增加烟气导流板,降低烟气阻力。通过CFD数值模拟技术,针对机组烟气流量、烟道布置特点进行流场分析,对阻力较大的弯头和三通等烟道增加导流板,减少烟气紊流、涡流等现象,可明显降低烟风系统的阻力,节约引风机的电耗,同时也为增加提效装置创造条件。
        (二)提效节能改造效果:
        2020年6月份和11月份,分别完成了10、11号脱硫系统节能改造项目,脱硫改造后机组运行至今,期间经过了大负荷和高硫份的工况,均能达标排放且少运行浆液循环泵台数,日常运行中高负荷和中高硫份时,运行3-4台浆液循环泵,脱硫系统达标排放。
        (1) 2020年6月11日改造完成,13日机组负荷140MW,22:35分开始吸收塔入口硫份上升至5000mg/Nm3以上,至6月14日15:39分,平均硫份5160mg/Nm3,期间入口硫份最高达5864mg/Nm3,运行4台浆液循环泵,脱硫出口平均硫份17.7 mg/Nm3。
        (2)7月22日机组大负荷、中高硫份运行(7个小时),机组平均负荷196.9MW,最高205MW;吸收塔入口硫份最低4177mg/Nm3,最高5218mg/Nm3,平均4722mg/Nm3,脱硫运行四台浆液循环泵,脱硫出口硫份16.4mg/Nm3。
        结论:机组中负荷和高硫份时、满负荷和中高硫份工况时,运行4台浆液循环泵,脱硫系统正常运行。
        (3)机组中高负荷、超高硫份:2020-7-30日6:28分,机组负荷162MW、吸收塔入口硫份6631mg/Nm3,启动5台浆液循环泵,出口净烟气硫份22.4 mg/Nm3,高硫份持续至8:48分,吸收塔入口硫份降至5243mg/Nm3,停运1号泵,出口净烟气硫份9.8mg/Nm3。
        结论:机组中高负荷、超高硫份时,脱硫系统运行正常。
        (4)改造前后运行对比:改造前,脱硫入口平均硫份3200mg/Nm3,平均负荷156MW时,5台浆液循环泵需全部运行,总电流340.6A;改造后,脱硫入口平均硫份4521mg/Nm3,运行3台浆液循环泵,电流216.5A,脱硫达标排放。
        结论:本次脱硫系统节能改造后,脱硫系统具备了机组满负荷中高硫份(200MW 4700mg/Nm3)和超高硫份中高负荷(6600mg/Nm3 160MW)的工况下,达标排放稳定运行的性能,日常工况下,机组中高负荷中高硫份(160MW 4700-5200mg/Nm3),脱硫系统运行3-4台浆液循环泵,节电效果明显,8月份电力研究院进行了节能改造性能检测鉴定,脱硫厂用电率降至1.45%。
        三 结束语:
        2020年为响应国家和企业关于节能降耗的要求,经过对脱硫系统进行了节能诊断、对标分析、咨询和调研,最终选择并实施了工期短、设备简单、脱硫效果优秀的改造方案,改造后脱硫厂用电率大幅下降,脱硫提效节能效果显著。
        作者简介:王文红(1969~),男,助理工程师,环保专业点检长,大唐保定热电厂.
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