邱振波，董傳深

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

隨著電力建設(shè)的發(fā)展，發(fā)電廠裝機(jī)容量不斷增大，濕法脫硫裝置整體配套單體設(shè)備的容量也逐漸增大，耗電量約占整個(gè)廠用電的1%，如果運(yùn)行不好，將造成很大的浪費(fèi)。寧海發(fā)電廠通過運(yùn)行技術(shù)分析，認(rèn)真查找設(shè)備和系統(tǒng)上存在的問題，并進(jìn)行優(yōu)化，對(duì)不同運(yùn)行方式下的電耗進(jìn)行試驗(yàn)比較，選擇合理的運(yùn)行方式，在滿足環(huán)保要求的前提下最大限度地降低廠用電，提高了經(jīng)濟(jì)效益，將脫硫系統(tǒng)耗電量降至廠用電的約0.75%[1]。

1 脫硫工藝簡(jiǎn)介

寧海發(fā)電廠一期4×600 MW機(jī)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(tǒng)（FGD）為電廠1-4號(hào)機(jī)組在鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）工況下100%的煙氣量進(jìn)行全煙氣脫硫，脫硫裝置采用一爐一塔，各塔設(shè)3層漿液噴淋，分別對(duì)應(yīng)3臺(tái)漿液循環(huán)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(cāng)，再由漿液制備裝置制成石灰石漿液，漿液經(jīng)石灰石漿液泵進(jìn)入吸收塔，吸收塔漿液經(jīng)漿液再循環(huán)泵送至吸收塔上部的噴淋系統(tǒng)進(jìn)行再循環(huán)。鍋爐煙氣經(jīng)電除塵器除塵后，通過增壓風(fēng)機(jī)進(jìn)入吸收塔，煙氣中的二氧化硫與石灰石漿液中的碳酸鈣進(jìn)行化

學(xué)反應(yīng)被脫除，最終反應(yīng)產(chǎn)物為石膏（CaSO4·2H2O）。脫硫后的煙氣經(jīng)除霧器除去帶出的細(xì)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(huán)利用，脫硫吸收劑的利用率很高。

2 脫硫裝置的優(yōu)化運(yùn)行及節(jié)能改造

2.1 利用脫硫單耗進(jìn)行預(yù)測(cè)與調(diào)控

在脫硫裝置正常投用且脫硫效率達(dá)95%（設(shè)計(jì)值）以上時(shí)，以脫硫單耗（每脫除1 kg SO2的電耗、粉耗、水耗）最小為目標(biāo)，進(jìn)行運(yùn)行方式的優(yōu)化和調(diào)控，以達(dá)到綜合節(jié)能降耗的目的。具體的做法是：在線監(jiān)視和采集脫硫效率、煙氣流量、煙氣進(jìn)/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(shù)，建立各項(xiàng)脫硫單耗指標(biāo)的數(shù)學(xué)模型[2]：

及時(shí)掌握各項(xiàng)脫硫單耗情況后，可以通過趨勢(shì)分析實(shí)施優(yōu)化控制。實(shí)踐證明，額定工況時(shí)的脫硫裝置運(yùn)行效率最高，經(jīng)濟(jì)性最好。隨著負(fù)荷降低，煙氣進(jìn)口SO2含量呈下降趨勢(shì)；保持脫硫效率不變，石灰石粉和工藝水耗量呈下降趨勢(shì)，其對(duì)應(yīng)的粉、水單耗基本保持不變，總耗電量呈下降趨勢(shì)，但脫硫單耗電量呈上升趨勢(shì)。由于吸收塔漿液循環(huán)泵為定速泵，負(fù)荷變動(dòng)時(shí)只能通過泵的優(yōu)化組合和停泵的方式來(lái)調(diào)節(jié)，但不能頻繁進(jìn)行。工況相對(duì)固定時(shí)，脫硫單耗電量也相對(duì)穩(wěn)定。運(yùn)行人員可以根據(jù)這些規(guī)律，在實(shí)踐中進(jìn)一步探索更好的調(diào)整方法，達(dá)到節(jié)能降耗、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的目的。

2.2 工藝參數(shù)的合理調(diào)整

石灰石漿液pH值、密度、液氣比、漿液停留時(shí)間等是脫硫系統(tǒng)運(yùn)行的關(guān)鍵工藝控制參數(shù)，影響脫硫性能及經(jīng)濟(jì)性。通過脫硫調(diào)試和運(yùn)行實(shí)踐，總結(jié)出主要運(yùn)行參數(shù)與脫硫性能、經(jīng)濟(jì)性的關(guān)系，見表1。運(yùn)行人員可根據(jù)這一規(guī)律，綜合考慮脫硫性能和電耗、粉耗等經(jīng)濟(jì)性因素，適時(shí)調(diào)整運(yùn)行參數(shù)。

表1 濕法脫硫的主要運(yùn)行參數(shù)與脫硫性能的關(guān)系

運(yùn)行實(shí)踐證明，將液氣比、漿液pH值和鈣硫比控制在一定范圍內(nèi)可以起到最佳效果。寧海發(fā)電廠600 MW機(jī)組額定負(fù)荷時(shí)入口煙氣SO2濃度約為1 710 mg/m3，當(dāng)進(jìn)料石灰石粒徑為40 mm、氣液比為12.89、鈣硫比為1.03時(shí)，石灰石粉耗為23.96 t/h，電耗為19 195 kWh/h，此時(shí)系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定，脫硫效率超過95%，節(jié)電效果明顯。

2.3 漿液循環(huán)泵的節(jié)能改造

漿液循環(huán)泵的投用數(shù)量和組合方式會(huì)直接影響液氣比和脫硫用電單耗。原脫硫系統(tǒng)正常運(yùn)行時(shí)，A，B，C 3臺(tái)漿液循環(huán)泵同時(shí)運(yùn)行，電機(jī)功率分別是800 kW，710 kW，630 kW。經(jīng)過研究分析，于2009年對(duì)循環(huán)泵、電機(jī)進(jìn)行了初步改造，將A漿液循環(huán)泵電機(jī)換為原B漿液循環(huán)泵電機(jī)，B漿液循環(huán)泵電機(jī)換為原C漿液循環(huán)泵電機(jī)，C漿液循環(huán)泵電機(jī)換為原A漿液循環(huán)泵電機(jī)，并對(duì)更換后的循環(huán)泵電機(jī)運(yùn)行電流進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果見表2。

表2 漿液循環(huán)泵電機(jī)更換前后參數(shù)變化

通過對(duì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)的分析，得出了以下結(jié)論：

（1）B電機(jī)調(diào)換至A泵，在漿液濃度不變的情況下，提高了原B電機(jī)的效率。原A泵電機(jī)額定功率為800 MW，原B泵電機(jī)額定功率為710 MW。空載損失為5%～10%，取最大值10%計(jì)算，則理論上電動(dòng)機(jī)消耗功率下降9 kW，實(shí)際試驗(yàn)測(cè)得的電動(dòng)機(jī)消耗功率下降約14.2 kW。

（2）C電機(jī)調(diào)換至B泵，原C電機(jī)效率提高。原B泵電機(jī)額定功率為710 MW，原C泵電機(jī)額定功率為630 MW?？蛰d損失為5%～10%，取最大值10%計(jì)算，則電動(dòng)機(jī)消耗功率下降8 kW。正常運(yùn)行時(shí)，B，C脫硫漿液循環(huán)泵電機(jī)電流皆為63 A左右，C電機(jī)移至B泵位置運(yùn)行時(shí)，電機(jī)效率雖有提高，但節(jié)能空間不大。

（3）A電機(jī)調(diào)換至C泵位置，加入脫硫添加劑保證脫硫效率時(shí)，可長(zhǎng)期停止該泵運(yùn)行。A電機(jī)移位至C泵時(shí)，與原C泵的電流一致，但電機(jī)的空載損失將增加。原電機(jī)實(shí)際運(yùn)行電流為60 A，則實(shí)際運(yùn)行功率計(jì)算可知為530 kW。加入脫硫添加劑后，C泵在正常工況下不運(yùn)行，故空載損失暫不計(jì)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(qiáng)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(zhì)面積，促進(jìn)石灰石的溶解，減少設(shè)備結(jié)垢。

漿液循環(huán)泵電機(jī)完成改造后，在保證吸收塔管路暢通的情況下進(jìn)行了脫硫添加劑的效果試驗(yàn)，運(yùn)行數(shù)據(jù)見表3。試驗(yàn)結(jié)果表明，循環(huán)泵改造后，通過合理運(yùn)行，達(dá)到了節(jié)能降耗的目的。

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

（2）脫硫添加劑耗量為：第一次每臺(tái)機(jī)組添加1 000 kg/次·機(jī)組，以后每次80 kg/天·機(jī)組。4套脫硫系統(tǒng)每月計(jì)算耗量為10 t/月，脫硫添加劑含稅單價(jià)為2.735萬(wàn)元/t，每月需新增運(yùn)行成本約27.35萬(wàn)元。

（3）試驗(yàn)期間，脫硫系統(tǒng)吸收塔入口SO2濃度在 1 500～1 900 mg/Nm3， 負(fù)荷在 300～600 MW，加入脫硫添加劑后，C泵停運(yùn)，A/B泵組合運(yùn)行時(shí)，脫硫效率基本大于95%（如圖1），且受負(fù)荷影響不明顯。如全月停運(yùn)C泵，4套脫硫系統(tǒng)可節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用56.6249萬(wàn)元。

圖1 脫硫添加劑使用后脫硫效率

2.5 密封風(fēng)加熱器的改造

脫硫煙道擋板密封風(fēng)電加熱器額定功率為219 kW，正常使用時(shí)為150 kW。電加熱器出口密封風(fēng)溫度設(shè)計(jì)值為80～120℃，實(shí)際運(yùn)行溫度為89℃。投運(yùn)以來(lái)，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(jīng)常損壞，造成加熱效果不佳，出口風(fēng)溫達(dá)不到要求。而加熱管故障后，只能在機(jī)組停機(jī)或大小修期間更換，影響了脫硫系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

表3 脫硫添加劑使用前后單臺(tái)機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)

（2）加熱元件經(jīng)常出現(xiàn)電氣故障，造成電加熱器加熱效率下降，出口風(fēng)溫達(dá)不到要求。

（3）電加熱器實(shí)際運(yùn)行時(shí)出口風(fēng)溫偏低。脫硫煙道擋板為百葉窗式，采用機(jī)械密封的雙重密封結(jié)構(gòu)，密封溫度低，會(huì)造成擋板葉片兩側(cè)溫差變大，熱應(yīng)力增大，加大了擋板葉片變形的風(fēng)險(xiǎn)，影響了脫硫系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

（4）加熱器長(zhǎng)期運(yùn)行，經(jīng)濟(jì)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(jīng)過研究分析，認(rèn)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(shè)備檢修維護(hù)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(gè)DN80的支管，從加熱器蒸汽母管引出一個(gè)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(shè)置疏水引至機(jī)組回收水槽。實(shí)踐證明，改造后的運(yùn)行效果良好，年節(jié)省電費(fèi)約50萬(wàn)元。

3 結(jié)語(yǔ)

寧海發(fā)電廠4臺(tái)600 MW機(jī)組FGD裝置的運(yùn)行優(yōu)化及設(shè)備改造在一定程度上達(dá)到了節(jié)能降耗、提高裝置性能的目的，降低了脫硫單耗，有一定的經(jīng)濟(jì)效益。運(yùn)行優(yōu)化的前提是穩(wěn)定運(yùn)行，但目前還有許多常見問題影響脫硫裝置的穩(wěn)定運(yùn)行，應(yīng)根據(jù)具體情況采取相應(yīng)的措施。

[1]孔亮，韓建朋，張國(guó)防．關(guān)于600 MW 脫硫機(jī)組運(yùn)行方式的優(yōu)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(yùn)行與控制[M]．北京：中國(guó)電力出版社，2005.