濕法脫硫系統的優化與運行經濟性問題

李瑋，陳紅

（1.江蘇省電力試驗研究院有限公司，江蘇南京211102；2.南京信息職業技術學院微電子學院，江蘇南京210046）

到2008年底，我國火電廠脫硫裝機容量已超過3.79億kW，如果脫硫裝置的運行耗電量為廠用電的1.2%，假設火電機組年利用小時為4500h，全國脫硫裝置1年的耗電量約為204.66億kW·h，是個相當大的數字。我國單機容量在200MW及以上機組中，采用石灰石－石膏/濕法脫硫（以下簡稱為濕法脫硫）工藝的比例約占火電總裝機容量的95%以上。由于機組容量大小的不同、脫硫系統配置的不同、燃煤硫份高低的區別等原因，濕法脫硫的運行成本為0.015～0.04元/（kW·h），國家或地方政府給予電廠脫硫的政策性成本補貼為0.015～0.02元/（kW·h），對火電廠來說，脫硫政策性補貼是不抵運行成本。因此，火電廠在脫硫運行中如何減少電耗是一個很重要的問題。根據脫硫運行成本核算，影響濕法脫硫運行成本的主要因素是投資折舊、脫硫劑的原料費用和運行電費，這3項費用約占脫硫運行成本的90%及以上，其中運行電費占脫硫運行成本的60%以上。濕法脫硫系統的運行電耗，占機組發電量的1.0%～2.0%，如果是高硫煤，有時運行電耗要占到機組發電量的2.0%以上。為了減少今后脫硫系統運行電耗，必須在方案階段就要對脫硫系統進行優化和合理地配置設備。在保證應有的脫硫效率和較高投用率的同時，也要減少脫硫運行的耗電問題。

1 煙氣加熱器（GGH）對脫硫運行電耗的影響

GGH是蓄熱式工藝利用未脫硫的熱煙氣加熱冷煙氣的統稱，而煙氣再加熱器通常有蓄熱式和非蓄熱式2種形式。不設GGH的脫硫系統，運行時在煙囪出口會出現一定程度長的白色煙羽，在空氣溫度低和濕度大時，有時煙羽會很長。濕煙氣會因水蒸氣的凝結而使煙羽呈白色，影響視覺；機組如果沒有安裝脫硝裝置，在下風向濕煙氣的溫度比較低，抬升高度較小，會造成地面污染濃度相對較高；凝結水可能造成煙囪下風向的降水，影響局地氣候。因此，在風景區、居民密集區、城市市區的電廠，一般需設置GGH。而處于非居民密集區和非風景區的電廠，在NOX排放濃度較低或投入脫硝裝置時可不設GGH。脫硫不設GGH可減少建設投資。不設GGH的脫硫系統，對脫硫技改投資會有一定的節省。根據某電廠2臺300MW機組脫硫改造的測算，不設GGH后可節省投資1800 萬元。參照某熱電廠2臺300MW新建機組濕法脫硫設與不設GGH的分析對比見表1。脫硫系統無GGH，可減少脫硫系統運行電耗，參照某熱電廠2臺300MW新建機組見表2。

表1 某熱電廠2臺300MW新建機組濕法脫硫設與不設GGH的投資測算分析對比萬元

表2 某熱電廠2臺300MW新建機組濕法脫硫設與不設GGH的運行電耗分析表

2臺300MW機組按年運行5500h在有GGH比無GGH時多耗電：2×5500 ×（3105-1400）＝18755 000（kW·h），廠用電價按0.44元/（kW·h）計算年少用電費：825.22萬元。

2 350MW及以下機組脫硫系統GGH優化

天津某新建的2×350MW機組脫硫中，不設GGH，脫硝同步投運，機組引風機采用2×50%離心風機和液力偶合配置，不設增壓風機。離心風機的總壓力可以達到10000Pa及以上，滿足了機組在不同負荷下鍋爐運行、脫硝系統運行、脫硫系統運行等總阻力損失的要求。液力偶合調速系統的配置，也能保證風機在機組不同負荷下高效率運行，達到了系統節能的目的。經初步測算，風機二合一系統要比2臺風機串聯運行節電，節電在20%以上。

目前國內已有在600MW和1000MW機組脫硫中不設GGH的在運行和在建的例子。取消脫硫增壓風機，引風機在煙風系統中，除了要克服鍋爐和鍋爐輔機的阻力外，還要克服脫硫和脫硝系統的阻力，一般在大型機組上，引風機都采用雙級動調引風機。這樣的配置由于系統簡潔，不存在相互牽制的內耗問題，風機可在高效率下運行，能夠達到運行節電的目的。

但是，取消脫硫增壓風機的這種配置方式對脫硫系統的整體設計要求提高很多，在國外600MW以上大容量機組采用這種配置方式的還不多，在我國還僅是開始，必須通過運行實踐來考驗。

3 設置4臺漿液循環泵

我國燃煤電廠的來煤煤質變化較大，特別是距離煤源較遠的電廠。煤的發熱量變化大，灰分變化大，硫分變化也很大。硫分在低時為0.40%～0.80%，在高的時候達到1.5%～2.5%。從0.4%～2.5%硫分這樣的變化，給脫硫系統的設計帶來很大困難。根據這個情況，在設計中往往采取不少于4臺漿液循環泵的配置方式。當硫分低時或者在機組負荷較低時，停用1臺甚至是2臺漿液循環泵，這樣不僅保證了應有的脫硫效率，也降低了電能的消耗。這樣的配置和運行方式已經被許多電廠采用，并取得了明顯的節能效果。根據國華北京熱電分公司介紹，2臺410 t/h的鍋爐設置一套煙氣脫硫系統（FGD），設計硫分為1.04%，配置3臺Q=4800m3/h的漿液循環泵，由于煤種的改變，煤的硫分降低到0.4%～0.5%時運行停用1臺循環泵，年運行6943h，節電243.0萬kW·h。

其他一些電廠也有采用在夜間低負荷時停用漿液循環泵的運行方式。

4 漿液循環泵的選擇

國產的漿液循環泵有2種類型：奧曼泵類和KSB泵類。奧曼泵類的泵殼為對開式，泵的耐磨蝸殼為橡膠，泵的轉子為耐磨耐酸合金鋼。KSB泵類的泵殼為整體式，蝸殼和轉子都是耐磨耐酸合金鋼。進口的漿液循環泵除了這2種形式外，還有一種陶瓷泵，泵殼為對開式，泵殼和轉子的耐磨是用SiC顆粒加塑酯澆鑄而成。在同等參數下，同樣是進口泵，陶瓷泵要比KSB泵價格高10%～20%，比國產泵價格高30%～40%。根據國內幾家電廠使用的情況來看，陶瓷泵的耐磨性能遠遠強于其他2種類型泵，易損件的運行壽命是其他2種泵的2倍以上，同時陶瓷泵可以冷態修補，可修復性好。陶瓷泵雖然一次性投入大，由于它的耐磨性能優越，愈來愈被更多的電廠使用。

考慮到漿液循環泵由于長時間運行后的磨損和腐蝕，泵的參數會有較大衰減，為了保證脫硫效率以及滿足漿液噴嘴的最低技術參數，漿液循環泵在參數選擇時，往往留有一定的裕度。漿液循環泵的流量參數考慮留有5%～7%裕度，揚程參數留有5%裕度。如果選用陶瓷泵，可將裕度參數考慮小一些，流量參數考慮按3%來預留，揚程參數按2%來預留，漿液循環泵的參數裕度小了，其軸功率就要減小。綜合裕度就會減少到（1.06%×1.05%）－（1.03%×1.02%）=0.000624 。如果原來300MW機組1臺漿液循環泵的軸功率為300kW，按1座吸收塔配置3臺漿液循環泵，年運行利用小時為5500h來測算，1臺300MW機組脫硫，漿液循環泵節電為10.3萬kW·h。

5 工藝水泵加裝變頻裝置

脫硫系統在運行中工藝水系統的流量變化比較大，有時可能接近零流量，有時可能接近最大流量。在工藝水系統配置中一般設有2臺工藝水泵，實行一用一備；設置2臺除霧器水泵，也是一用一備。這樣的配置存在著水壓不穩定、流量不穩定、多耗電的問題。在系統不需要水時，根據水泵特性，流量小水壓接近高限，不但多耗了電，而且水壓高會損害系統中的閥門。鑒于這個問題，在有的系統中按2臺泵運行1臺泵備用的方式配置，在水泵出口設置了穩壓閥或回流閥，這樣的配置保證了系統的可靠性和安全性，但是這樣的配置方式不節能。

工藝水系統的水泵按一用一備配置，每臺水泵都配置變頻裝置，每臺水泵的流量按照脫硫系統的最大流量選擇，水泵的壓力參數大于所需的最大水壓，在水泵出口設置調壓閥，這樣在低流量和高流量時，變頻裝置根據系統壓力的變化自動調節水泵的轉速，工藝水系統不僅能滿足脫硫系統所用水的流量和水壓的要求，而且這樣的工藝水系統也達到節約電能的效果。根據2個不同配置的系統運行對比，加裝變頻裝置的系統要節電20%以上。

6 石膏排出泵加設旁路系統

在脫硫系統中，石膏排出泵按一用一備配置。石膏排出泵主要用于脫硫吸收塔向石膏脫水系統供漿，將漿液中石膏含固量12%～15%的漿液，首先輸送到石膏旋流站，使石膏含固量達到40%～50%，接著再輸送到脫硫皮帶機，脫水后變成含水量低于10%的固體石膏。在石膏排出泵出口管道系統中設有2個重要儀表，一是在線測量吸收塔漿液酸堿度的pH計，二是在線測量吸收塔漿液石膏質量含量的密度計。pH計和密度計對脫硫系統吸收塔漿液運行在線測量和顯示，對脫硫系統的操作和控制非常重要。沒有這些在線數據就無法對脫硫系統進行操作和正常運行。

為了保證吸收塔漿液的pH值和漿液密度的在線顯示，必須要求石膏排出泵連續運行。石膏排出泵和石膏脫水皮帶機在脫硫系統中一般是按照燃煤的最高硫分設計的，而在運行中往往達不到最高硫分，因此石膏脫水系統在日常運行中工作時間往往在50%左右。石膏排出泵在其他50%時間里也需要連續運行，其目的是保證排出泵出口管道中有實時的吸收塔漿液，能夠在線顯示吸收塔漿液的pH值和漿液密度。這樣的配置方式存在幾個問題：一是使石膏旋流站的每個旋流子處于100%的運行狀態，會造成磨損；二是石膏旋流站往往設在高處，使得石膏排出泵的揚程較大，石膏排出泵的軸功率也較大，為了保證在線儀表的在線顯示，要耗用一定電能；三是石膏排出泵連續運行也會使其磨損。

因此，對其配置進行了改進。（1）在旋流站前加裝旁路管道，在不脫硫時，使漿液經旁路管道直接回到吸收塔。這種方式只是減輕了旋流子的磨損，節電效果不明顯。（2）采用增加一臺小出力的石膏排出泵，在不出石膏時利用小泵和旁路管道。這種配置方式既可以減少旋流子的磨損，又可節電。（3）有的電廠采用在吸收塔高液位安裝溢流管的方式，將pH計和密度計安裝在溢流管上，使在線儀表與石膏排出泵的功能分開，達到了節電的效果。

7 結束語

對于火電廠來說，污染物的減排和運行的節電是同樣重要的。在脫硫運行中，不僅要保證一定的脫硫效率和較高的投用率，也要使脫硫系統在運行時盡量少耗廠用電。對國外技術要消化吸收，要根據我國的國情進行改造和創新，要對脫硫系統的總體工藝配置進行優化，使其不僅要滿足脫硫工藝的要求，也要實現低能耗的目的。脫硫總承包商和電廠都要分析目前在運行脫硫的現狀，對設備的綜合性能和是否節電進行比較，合理的選擇設備，達到脫硫系統在運行中低電耗的目的。

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