Logic Optimization of Single Slurry Circulation Pump
孙奥 SUN Ao
（中国神华能源股份有限公司国华电力分公司，北京 100025）
（China Shenhua Energy Co.，Ltd. Guohua Electric Power Branch，Beijing 100025，China）
摘要：三河发电公司二期两台机组脱硫系统在2015年后经过绿改后，环保参数完全满足国家相关环保排放要求。本文对脱硫系统的出力情况，系统的设备耐温情况，浆液循环泵的启动时间等进行分析，并提出了对脱硫系统运行逻辑进行优化方案，实现脱硫系统优化运行的目的。
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.
关键词：脱硫系统出力；耐温；浆液循环泵；备用
Key words: output of desulfurization system；temperature resistance；propeller fluid circulationg pump；standby
中图分类号：TF704.3 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2019）23-0218-05
0 引言
三河电厂二期工程扩建2×300MW机组为热电联产工程，机组选型为国产抽汽供热式机组。二期工程于2006年3月1日开工，二期两台机组分别于2007年8月及11月投产。东方锅炉生产的DG1025/18.2-Ⅱ6型、亚临界参数、四角切圆燃烧方式、自然循环汽包炉，单炉膛π型布置，燃用烟煤，一次再热，平衡通风、固态排渣，全钢架、全悬吊结构锅炉。东方汽轮机厂生产的C315/243-16.7/0.3/537/537型亚临界、中间一次再热、高中压合缸，两缸两排汽，抽汽凝汽式汽轮机。额定功率： 315MW；最大连续出力：328.48MW。同步建设烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔配置。脱硫系统设置三层喷淋，最大浆液循环流量19500m3/h，设计脱硫效率不低于95%，脱硫后SO2浓度不高于81mg/Nm3。
2015年对该机组进行了脱硫吸收塔的增容提效改造，本次增容提效改造通过湍流器+高效喷淋+管束式除尘配套使用，设计脱硫系统入口二氧化硫浓度为1650mg/Nm3，尘含量不大于20mg/Nm3时，保证在吸收塔脱硫效率不低于99.1%（二氧化硫含量不大于15mg/Nm3），出口液滴含量不大于25mg/Nm3，尘含量不大于5mg/Nm3。
1 单台浆液循环泵运行问题的提出
在脱硫系统运行过程中，在机组低负荷、低入口硫、两台浆液循环泵运行时，吸收塔出口SO2浓度非常低，经常低于10mg/Nm3，有时甚至接近零，远远低于《河北省燃煤电厂大气污染物排放标准DB13.2209—2015》中规定的35mg/Nm3的标准。因此目前的运行方式造成了浆液循环泵电耗和石灰石消耗的增加，加大了企业脱硫设施的运行成本。
1.1 机组负荷情况
统计2015年改造后14515小时运行时间（负荷147MW以上时段，去掉了启动和停机等过渡过程）根据统计的数据可以看出，负荷50%（157MW）以下的时间占6%左右，负荷60%（189MW）以下的时间占27%左右，负荷70%（220MW）以下的时间占56%左右，负荷75%（236MW）以下的时间占71%左右，负荷80%（252MW）以下的时间占84%左右，负荷90%（283MW）以下的时间占90%左右。
1.2 机组入炉煤硫份情况
根据统计的数据可以看出，有99%的时间段脱硫系统入口SO2浓度在1200mg/Nm3以下，有90%的时间段脱硫系统入口SO2浓度在1000mg/Nm3以下，有50%的时间段脱硫系统入口SO2浓度在800mg/Nm3以下，有28%的时间段脱硫系统入口SO2浓度在700mg/Nm3以下，有10%的时间段脱硫系统入口SO2浓度在600mg/Nm3以下。（图2）
1.3 脱硫系统的总出力情况
定义机组实际负荷与机组设计容量的比值为负荷出力系数，定义脱硫系统实际入口SO2浓度与脱硫系统设计入口SO2浓度的比值为浓度出力系数，定义负荷出力系数与浓度出力系数的乘积为脱硫系统总出力系数。如图3所示。
1.4 单台浆液循环泵运行可以起到节能的作用
根据脱硫系统的工作原理，可近似的理解为，当机组负荷和脱硫系统入口SO2浓度均达到设计值时，脱硫系统3台浆液循环泵运行，脱硫系统出力达到100%；当脱硫系统总出力系数在66%以内时，可运行2台浆液循环泵，脱硫系统出口SO2浓度应该达到设计值要求；当脱硫系统总出力系数在33%以内时，可运行1台浆液循环泵，脱硫系统出口SO2浓度应该达到设计值要求。根据这一推论，结合上述统计，三河电厂4号机组实际运行中，100%时段中2台浆液循环泵运行科满足SO2排放浓度要求，45%的时段中1台浆液循环泵运行可满足SO2排放浓度要求。
统计期间，浆液循环泵平均电流为67.3A，如实现单台浆液循环泵运行，脱硫系统年运行时间按7000小时计算，每台机组有45%的时间可少运行1台浆液循环泵，每台机组年节省电量为：
1.732*6*67.3*0.85*7000*0.45=1872594.234（kWh）
2 单台浆液循环泵运行的可行性分析
单台浆液循环泵运行时，主要风险存在于浆液循环泵全停后，热烟气进入脱硫系统内，造成设备构件受热损坏甚至产生火灾风险。
2.1 脱硫系统设备的耐温情况分析
对脱硫系统的设备构件的耐温情况进行分析。
脱硫系统内部结构从下到上以此有塔内滤网、扰动系统管道及喷射装置、浆池分割屏管道、氧化空气管网、旋汇耦合器（湍流器）、喷淋层、管束式除尘器冲洗水管道、管束式除尘器及相应的支撑构件、塔壁防腐层等。考虑液位以上的部件，即旋汇耦合器（湍流器）、喷淋层、管束式除尘器冲洗水管道、管束式除尘器和相应的支撑梁、塔壁防腐层等。
经过对它内部构件的材料耐温情况进行分析对比，各部件耐温情况如表1所示。
从表1可知，脱硫系统中承受温度最低的设备为管束式除尘器，承受温度为85℃以下，最高允许20分钟。
另外，在2015年进行的节能环保综合升级改造过程中，电除尘入口加装了低温省煤器，设计出口烟气温度95℃，实际吸收塔入口烟气温度也降低至95℃左右，也为吸收塔实现单台浆液循环泵的安全运行进一步提供了有利条件。
2.2 单台浆液循环泵运行数值模拟情况
湍流器支撑梁区域（Z=17.4剖面）入口烟气温度变化对温度分布影响不大，湍流器支撑梁处局部最高温度约75-80℃。（图4（a））
最下层喷淋层管道区域（Z=20.8m剖面）温度基本在65℃以内。（图4（b））
中间层喷淋层管道、上层喷淋层管道、管束式除尘器冲洗水管、管束式除尘器下表面区域的温度基本在65℃以内。（图4（c））
吸收塔内壁靠近烟气入口处，有部分区域温度较高，入口烟温140℃时，局部温度可达110℃，这与该处流场特性有关。
2.3 三台泵全停后塔内温度场变化数值模拟
通过计算，浆液循环泵全部停运后，5秒钟开始，湍流器支撑梁所处断面温度即开始接近入口烟气温度，喷淋层是10秒开始达到烟气温度，管束式除尘器是15秒开始达到烟气温度。
2.4 测试除雾器冲洗水对脱硫系统中烟气温度的影响
在机组停运后，测试除雾器冲洗水对烟气温度影响及浆液循环泵停运后的吸收塔内烟气温度变化趋势，试验期间风量为250t/h。
除雾器冲洗水系统运行过程中，停运浆液循环泵，烟气温度变化情况如图6所示。
试验分析：
在250t/h风量、烟气温度80℃以下时，投入除雾器冲洗水可以有效降低烟气温度；不投入除雾器冲洗水烟气温度也增长缓慢，5分钟增长9℃，平均低于2℃/分钟。
2.5 脱硫浆液循环泵入口阀门进行开关试验
本实验主要考察浆液循环泵入口阀门打开速度，以确定浆液循环泵的启动时间，试验结果如下：
#1浆液循环泵入口阀门：开启时间73秒；
#2浆液循环泵入口阀门：开启时间47秒；
#3浆液循环泵入口阀门：开启时间51秒。
2.6 对事故喷淋系统的分析
原脱硫系统联锁保护中，有浆液循环泵全跳后，启动事故喷淋的逻辑，此保护可有效防止短时间内吸收塔内部超温（三河电厂3、4号机组每台机组配备1座100M3事故喷淋水箱，两层事故喷淋全开流量为336m3/h，不考虑事故喷淋水箱连续补水，可供两级事故喷淋同时运行17.85分钟，且保障脱硫系统入口温度能满足安全需要。
2.7 单台浆液循环泵的试验
在确认事故喷淋系统、浆液循环泵电源系统等设备均正常的情况下，在低负荷时段进行了单台浆液循环泵运行试验，整体试验时间控制在40分钟以内。每三分钟记录一次数据如表2所示。
试验过程中，数据曲线如图7。
在试验过程中，三号炉单台浆液循环泵运行情况下，PH值5.3（正常范围），吸收塔入口硫低于950mg/m3，机组负荷低于200MW，燃煤量低于100t/h时，吸收塔出口硫能满足环保排放要求。
3 单台浆液循环泵的逻辑优化
3.1 机组MFT保护条件的逻辑优化
通过对事故喷淋水系统在浆液循环泵全停后可以可靠投运性能，低温省煤器的运行情况，脱硫系统中内部构件的承受温度能力等几方面的综合分析，修改了部分脱离系统触发机组MFT条件，如下：
原条件：浆液循环泵全停且吸收塔入口烟温＞85℃（喷淋后三取二），延时10秒，触发MFT。
优化为：浆液循环泵全停且吸收塔入口烟温＞85℃（喷淋后三取二）延时300秒，且出口温度高于65℃,触发MFT。
3.2 浆液循环泵连锁启动的逻辑优化优化浆液循环泵的启动步序
由于浆液循环泵入口门启动时间足够长，可以认为其开启过程即为浆液循环泵的注浆过程，因此删除了开原步序中开浆液循环泵入口门后的60s延时。
原浆液循环泵的启动步序，如下：
①关闭浆液循环泵入口排放门。
②关闭浆液循环泵冲洗水门。
③开浆液循环泵入口门，延时60s。
④启动浆液循环泵。
优化为：
①关闭浆液循环泵入口排放门。
②关闭浆液循环泵冲洗水门。
③开浆液循环泵入口门，延时3s。
④启动浆液循环泵。
3.3 浆液循环泵的“备用”功能投入
正常停运备用的浆液循环泵增加“备用”功能按钮，当该功能投入时满足如下条件之一时，可以正常启动步序，以最短的时间内投入浆液循环泵的运行。
①运行浆液循环泵跳闸。
②运行浆液循环泵出口压力低于0.1MPa。
4 结论
①随着环保排放指标的愈加严格，上一轮环保改造中，大部分脱硫系统改造所留裕量偏大。而在实际运行过程中，来没硫分的控制，使燃煤硫分远低于投产或改造的设计值，加上中低负荷常态化的火电新形势，浆液循环泵节能潜力较大，单台浆液循环泵运行的需求迫切。
②通过多年的运行经验看，浆液循环泵设备本身可靠性较高，具备单台设备运行的基础条件。
③通过逻辑优化和试验验证，单台浆液循环泵跳闸后，可在短时间（3分钟）内实现备用泵联锁启动。
④通过数值模拟试验，单台浆液循环泵运行，可保证塔内各部位长期运行不超温。
⑤通过对脱硫塔内部构件耐温性能进行分析，在低温省煤器投运的情况下，脱硫塔内除了除雾器（管束式除尘器）及其冲洗水系统外，其他构件均能在入口烟气温度条件下运行不超温，除雾器（管束式除尘器）是重点保护对象。
⑥通过进行逻辑优化，单台浆液循环泵跳闸后，可通过事故喷淋、除雾器冲洗等措施保证短时间内脱硫塔内烟气不超温，配合备用浆液循环泵联锁启动的措施，可保证脱硫系统正常运行。
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