浅谈火电厂脱硫系统能耗特性及分析

单晓明

引言：为降低脱硫系统的电耗，电厂采取了合理配煤、低负荷时停运增压风机、减少浆液循环泵的运行台数、及时调整浆液pH值、提高钙粉利用率等措施对脱硫系统的运行方式进行优化，通过运行方式的优化，显著降低了厂用电率，取得了良好的经济效果。

中国能源供应结构以煤炭为主，2008年，煤炭在一次能源消费中占68.7%。燃煤电厂高度依赖煤炭所带来的环境污染使我国节能减排工作压力非常大，为全面完成“十二五”期间的污染物减排目标，火电机组加装脱硫设备成为必然的选择。脱硫系统的电耗占厂用电的比重比较大，为降低厂用电率，提高机组的经济性，安徽池州九华发电有限公司发电厂对脱硫系统的运行方式进行持續的探索，找到了一套行之有效的方法，取得了明显的效果。

一、湿法烟气脱硫方法及原理简介

湿法烟气脱硫（wet FGD）是采用液体吸收剂如水或碱性溶液等洗涤烟气以除去SO2。湿法是目前在实际中应用最广、工艺应用最多的脱硫方法，约占世界上现有烟气脱硫装置的85%。由于是气液反应，脱硫反应速率快、效率高、脱硫剂利用率高。但系统存在堵塞以及脱硫后的烟气温度低于酸露点，易产生腐蚀问题。湿法的流程和设备相对比较复杂，所需费用也较高。为了避免二次污染，必须对污水进行处理，运行成本也较高。目前已经商业化或完成中试的湿法脱硫工艺包括石灰（石灰石）—石膏法、简易石灰（石灰石）—石膏法、钠碱吸收法、双碱法、氨吸收法、氧化镁吸收法、海水脱硫技术、磷氨肥脱硫技术等。石灰—石灰石洗涤法脱硫工艺是烟气脱硫最早采用的工艺之一。因石灰石来源广泛，原料易得，成本低，目前仍是最成熟，应用最广泛的技术，特别适用于电站锅炉的脱硫装置。根据最终产物及其利用情况不同，将石灰—石灰石洗涤法分为抛弃法、石灰/石灰石—石膏法和石灰—亚硫酸钙法。石灰（石灰石）—石膏法经过近30年的发展，目前已成为世界上技术最成熟、实用业绩最多、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率可达90%以上。目前，中国引进烟气脱梳装置中的主要方法就是石灰（石灰石）—石膏法。该法的主要缺点是投资大、占地面积大、运行费用高、设备易发生堵塞等。针对石灰（石灰石）—石膏法投资大，运行费用高的问题，开发了简易石灰（石灰石）—石膏法；针对石灰（石灰石）—石膏法易结垢和堵塞的问题开发了间接石灰（石灰石）—石膏法，这类方法有双碱法、碱式硫酸铝法、催化氧化吸收法。

二、实施过程

在脱硫系统中，6kV设备是主要设备，针对系统电耗高的特点，通过多次冷、热态试验，在保证脱硫效率的前提下，尽量减少6kV设备的启动时间，以达到节能降耗的目的，具体采取以下7项措施。

（一）合理配煤。安徽池州九华发电有限公司发电厂锅炉本体由上海锅炉有限公司设计制造，型号为HG1025/17.6/535/535。设计煤种是淮南煤，其收到基全硫为0.45%，校核煤种包括丰城煤和平顶山煤。而实际运行中来煤比较杂，硫的质量分数高的有1.84%，硫的质量分数低的只有0.37%。烟气含硫量波动大会使脱硫效率波动，如供浆量或其他运行方式不及时调整，就可能导致脱硫效率达不到要求或是运行设备过多使得电耗升高。烟气含硫量的稳定是调整脱硫运行方式的基础，为此，该电厂制订了严格的配煤方式，高硫分的煤不能同时配3个仓，各班配煤前要求做好配煤计划，保证配煤中含硫量不高1.0%左右，这样，脱硫原烟气SO2质量浓度不超过2000mg/Nm3，从而保证了脱硫效率。

（二）优化增压风机运行方式。在脱硫系统中，增压风机电动机是功率最大的设备，增压风机电动机额定功率为2400kW，减少增压风机运行时间和运行电流，对脱硫电耗有显著的影响。为减少增压风机运行时间，利用机组中修机会，在增压风机处增加了1个烟气旁路。机组负荷在200MW以下且锅炉总风量低于600t/h时，先手动打开增压风机旁路挡板，再缓慢关闭增压风机动叶，停运增压风机，FGD入口压力保持在1000Pa左右，以克服脱硫系统的沿程阻力。若加负荷到200MW以上，可先启动增压风机，再缓慢关闭旁路挡板，同时调节增压风机动叶开度，维持FGD入口压力在正常范围。在旁路挡板的开、关过程中，引风机有足够的调节能力，锅炉炉膛负压不会发生剧烈变化。整个投入和切除过程应尽可能放慢，减少烟气压力波动对炉膛负压的影响。停运增压风机后，引风机出口风道特性改变，出口压力较高，可能导致2台并列风机运行不稳，出现抢风现象。抢风现象是由于并联运行中小风量的那台风机已落入不稳定工况区域运行所造成的，应采取降低系统阻力的措施，尽快使风机回到稳定工况区域运行[2]。在正常运行中，应尽量保证2台引风机出力一致，以防发生抢风，同时加强对负压和引风机电流的监视[3]。方案实施后，为保证运行设备的安全，对FGD 控制逻辑进行了部分修改，对引风机和增压风机围带等易泄漏烟气的地方进行了加固。为减少增压风机运行电流，应尽量降低脱硫系统的烟气阻力。GGH和吸收塔除雾器运行中易堵塞而导致系统阻力增大，正常运行时要求每班对GGH受热面进行压缩空气吹扫，保证GGH前、后压差小于450Pa，当压差大于正常值的1.5倍时，应进行高压水冲洗。为保证高压水冲洗效果，GGH高压水冲洗时要求压力不低于10MPa。

（三）优化浆液循环泵运行方式。该脱硫系统有4台浆液循环泵，额定功率分别为255，315，400和400kW，运行实践证明，在确保脱硫效率达到95%的情况下低负荷可停运1台浆液循环泵。机组负荷在250MW以上时，保持3台浆液循环泵运行并尽量用功率较低的3台；当机组负荷低于250MW以下时，可根据脱硫效率停运1台浆液循环泵，通过调整供浆量和提高pH值维持脱硫效率，若通过调整仍维持不了脱硫效率时，增开1台浆液循环泵运行。总之，在运行中要确保净烟气中硫的质量浓度必须小于200mg/m3、脱硫效率必须高于95%。若脱硫效率及净烟气中硫的质量浓度达不到标准时，可适度加大供浆量，仍不能满足要求时，加启浆液循环泵。

结束语

随着节能减排工作的深入推进，对发电厂脱硫系统的运行要求也将越来越高，运行人员要不断进行多方面的探索，尽量找出经济可行的运行模式，在保证脱硫系统正常运行的前提下，降低脱硫电耗，力争实现社会效益和经济效益的双丰收。

参考文献

[1]姚文达.锅炉燃烧设备[M].北京：中国电力出版社.

[2]赵军.脱硫增压风机控制对炉膛负压的影响分析与控制优化[J].中国电力，2008，41（2）：37-40.

[3]叶勇健.引风机和增压风机合二为一模式的探讨[J].华东电力，2007，35（11）：106-109.

（作者单位：安徽池州九华发电有限公司）