寧海電廠600 MW機組脫硫系統的優化運行及節能改造

邱振波，董傳深

（1.神華國華北京熱電分公司，北京 100025；2.神華國華浙能發電有限公司，浙江 寧海 315612）

隨著電力建設的發展，發電廠裝機容量不斷增大，濕法脫硫裝置整體配套單體設備的容量也逐漸增大，耗電量約占整個廠用電的1%，如果運行不好，將造成很大的浪費。寧海發電廠通過運行技術分析，認真查找設備和系統上存在的問題，并進行優化，對不同運行方式下的電耗進行試驗比較，選擇合理的運行方式，在滿足環保要求的前提下最大限度地降低廠用電，提高了經濟效益，將脫硫系統耗電量降至廠用電的約0.75%[1]。

1 脫硫工藝簡介

寧海發電廠一期4×600 MW機組煙氣脫硫工程采用高效脫除SO2的川崎石灰石－石膏濕法工藝，脫硫效率不低于95%，煙氣脫硫系統（FGD）為電廠1-4號機組在鍋爐最大連續蒸發量（BMCR）工況下100%的煙氣量進行全煙氣脫硫，脫硫裝置采用一爐一塔，各塔設3層漿液噴淋，分別對應3臺漿液循環泵，石灰石塊在石灰石磨制車間磨制成粉，通過氣力輸送至粉倉，再由漿液制備裝置制成石灰石漿液，漿液經石灰石漿液泵進入吸收塔，吸收塔漿液經漿液再循環泵送至吸收塔上部的噴淋系統進行再循環。鍋爐煙氣經電除塵器除塵后，通過增壓風機進入吸收塔，煙氣中的二氧化硫與石灰石漿液中的碳酸鈣進行化

學反應被脫除，最終反應產物為石膏（CaSO4·2H2O）。脫硫后的煙氣經除霧器除去帶出的細小液滴，最后通過煙囪排出，脫硫石膏漿液脫水后回收。由于吸收塔漿液循環利用，脫硫吸收劑的利用率很高。

2 脫硫裝置的優化運行及節能改造

2.1 利用脫硫單耗進行預測與調控

在脫硫裝置正常投用且脫硫效率達95%（設計值）以上時，以脫硫單耗（每脫除1 kg SO2的電耗、粉耗、水耗）最小為目標，進行運行方式的優化和調控，以達到綜合節能降耗的目的。具體的做法是：在線監視和采集脫硫效率、煙氣流量、煙氣進/出口SO2含量、6 kV甲/乙段用電量、石灰石加入量和工藝水泵的出口流量等參數，建立各項脫硫單耗指標的數學模型[2]：

及時掌握各項脫硫單耗情況后，可以通過趨勢分析實施優化控制。實踐證明，額定工況時的脫硫裝置運行效率最高，經濟性最好。隨著負荷降低，煙氣進口SO2含量呈下降趨勢；保持脫硫效率不變，石灰石粉和工藝水耗量呈下降趨勢，其對應的粉、水單耗基本保持不變，總耗電量呈下降趨勢，但脫硫單耗電量呈上升趨勢。由于吸收塔漿液循環泵為定速泵，負荷變動時只能通過泵的優化組合和停泵的方式來調節，但不能頻繁進行。工況相對固定時，脫硫單耗電量也相對穩定。運行人員可以根據這些規律，在實踐中進一步探索更好的調整方法，達到節能降耗、經濟運行的目的。

2.2 工藝參數的合理調整

石灰石漿液pH值、密度、液氣比、漿液停留時間等是脫硫系統運行的關鍵工藝控制參數，影響脫硫性能及經濟性。通過脫硫調試和運行實踐，總結出主要運行參數與脫硫性能、經濟性的關系，見表1。運行人員可根據這一規律，綜合考慮脫硫性能和電耗、粉耗等經濟性因素，適時調整運行參數。

表1 濕法脫硫的主要運行參數與脫硫性能的關系

運行實踐證明，將液氣比、漿液pH值和鈣硫比控制在一定范圍內可以起到最佳效果。寧海發電廠600 MW機組額定負荷時入口煙氣SO2濃度約為1 710 mg/m3，當進料石灰石粒徑為40 mm、氣液比為12.89、鈣硫比為1.03時，石灰石粉耗為23.96 t/h，電耗為19 195 kWh/h，此時系統運行穩定，脫硫效率超過95%，節電效果明顯。

2.3 漿液循環泵的節能改造

漿液循環泵的投用數量和組合方式會直接影響液氣比和脫硫用電單耗。原脫硫系統正常運行時，A，B，C 3臺漿液循環泵同時運行，電機功率分別是800 kW，710 kW，630 kW。經過研究分析，于2009年對循環泵、電機進行了初步改造，將A漿液循環泵電機換為原B漿液循環泵電機，B漿液循環泵電機換為原C漿液循環泵電機，C漿液循環泵電機換為原A漿液循環泵電機，并對更換后的循環泵電機運行電流進行計算，結果見表2。

表2 漿液循環泵電機更換前后參數變化

通過對試驗數據的分析，得出了以下結論：

（1）B電機調換至A泵，在漿液濃度不變的情況下，提高了原B電機的效率。原A泵電機額定功率為800 MW，原B泵電機額定功率為710 MW。空載損失為5%～10%，取最大值10%計算，則理論上電動機消耗功率下降9 kW，實際試驗測得的電動機消耗功率下降約14.2 kW。

（2）C電機調換至B泵，原C電機效率提高。原B泵電機額定功率為710 MW，原C泵電機額定功率為630 MW。空載損失為5%～10%，取最大值10%計算，則電動機消耗功率下降8 kW。正常運行時，B，C脫硫漿液循環泵電機電流皆為63 A左右，C電機移至B泵位置運行時，電機效率雖有提高，但節能空間不大。

（3）A電機調換至C泵位置，加入脫硫添加劑保證脫硫效率時，可長期停止該泵運行。A電機移位至C泵時，與原C泵的電流一致，但電機的空載損失將增加。原電機實際運行電流為60 A，則實際運行功率計算可知為530 kW。加入脫硫添加劑后，C泵在正常工況下不運行，故空載損失暫不計算。

2.4 脫硫添加劑的使用

添加劑既可以加快石灰石溶解，提高脫硫劑的利用率，還能加速H+的傳遞，緩沖吸收液的pH值，抑制因SO2溶解引起的氣-液界面上酸度的降低，加速SO2的吸收，提高脫硫率。此外，脫硫添加劑具有分散作用，可以增強石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效傳質面積，促進石灰石的溶解，減少設備結垢。

漿液循環泵電機完成改造后，在保證吸收塔管路暢通的情況下進行了脫硫添加劑的效果試驗，運行數據見表3。試驗結果表明，循環泵改造后，通過合理運行，達到了節能降耗的目的。

（1）添加脫硫添加劑后，脫硫系統吸收塔入口 SO2濃度在 1 500～1 900 mg/Nm3、 負荷在 450～600 MW時，停運任意一臺脫硫漿液循環泵，脫硫效率均大于90%。A泵停運，B/C泵組合運行時，脫硫效率受負荷影響不明顯，脫硫效率在90%～95%；B泵停運，A/C泵組合運行時，受負荷變化的影響較大，負荷550～600 MW時，效率不小于95%，負荷450～500 MW時，效率間斷大于95%；C泵停運，A/B泵組合運行時，脫硫效率基本大于95%，且受負荷變化的影響不明顯。

（2）脫硫添加劑耗量為：第一次每臺機組添加1 000 kg/次·機組，以后每次80 kg/天·機組。4套脫硫系統每月計算耗量為10 t/月，脫硫添加劑含稅單價為2.735萬元/t，每月需新增運行成本約27.35萬元。

（3）試驗期間，脫硫系統吸收塔入口SO2濃度在 1 500～1 900 mg/Nm3， 負荷在 300～600 MW，加入脫硫添加劑后，C泵停運，A/B泵組合運行時，脫硫效率基本大于95%（如圖1），且受負荷影響不明顯。如全月停運C泵，4套脫硫系統可節省運行費用56.6249萬元。

圖1 脫硫添加劑使用后脫硫效率

2.5 密封風加熱器的改造

脫硫煙道擋板密封風電加熱器額定功率為219 kW，正常使用時為150 kW。電加熱器出口密封風溫度設計值為80～120℃，實際運行溫度為89℃。投運以來，該電加熱器存在以下問題：

（1）電加熱器加熱管因制造缺陷，經常損壞，造成加熱效果不佳，出口風溫達不到要求。而加熱管故障后，只能在機組停機或大小修期間更換，影響了脫硫系統的安全穩定運行。

表3 脫硫添加劑使用前后單臺機組運行數據

（2）加熱元件經常出現電氣故障，造成電加熱器加熱效率下降，出口風溫達不到要求。

（3）電加熱器實際運行時出口風溫偏低。脫硫煙道擋板為百葉窗式，采用機械密封的雙重密封結構，密封溫度低，會造成擋板葉片兩側溫差變大，熱應力增大，加大了擋板葉片變形的風險，影響了脫硫系統的安全穩定運行。

（4）加熱器長期運行，經濟性能差。

由于寧 海電廠的廠用蒸汽壓力為0.8～0.9 MPa、溫度為210～280℃，經過研究分析，認為可以利用廠用蒸汽加熱替代電加熱器。從安全可靠性及設備檢修維護方面考慮，將電加熱器改為蒸汽加熱器是可行的，蒸汽加熱器所需蒸汽管道可從輔汽管道接出一個DN80的支管，從加熱器蒸汽母管引出一個DN65的支管至旁路煙道下管架，再分別引出2根支管與蒸汽加熱器連接，蒸汽管道及加熱器設置疏水引至機組回收水槽。實踐證明，改造后的運行效果良好，年節省電費約50萬元。

3 結語

寧海發電廠4臺600 MW機組FGD裝置的運行優化及設備改造在一定程度上達到了節能降耗、提高裝置性能的目的，降低了脫硫單耗，有一定的經濟效益。運行優化的前提是穩定運行，但目前還有許多常見問題影響脫硫裝置的穩定運行，應根據具體情況采取相應的措施。

[1]孔亮，韓建朋，張國防．關于600 MW 脫硫機組運行方式的優化[J]．科技信息，2007，（32）∶313.

[2]閻維平，劉忠．電站燃煤鍋爐石灰石濕法煙氣脫硫裝置運行與控制[M]．北京：中國電力出版社，2005.