石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺因其技术成熟，脱硫效率高的特点被大多数电厂采用。大量烟气脱硫系统的投运，为我国控制SO2排放、防治酸雨的污染作出了巨大贡献。据环保部网站数据，100MW及以上发电机组脱硫系统采用石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺的占90%以上。湿法烟气脱硫效率高，但运行费用也相对较高，特别是其运行电耗占到发电厂综合厂发电量的1%-1.5%%以上。如果脱硫系统“主动”降低1KWh的电耗，则电厂就会节约1KWh的发电量，同时会少排放1KWh发电量所对应的SO2，这样又会降低脱硫系统处理烟气污染物的负荷，从而又使脱硫系统“被动”地节约了0.10-0.15KWh的电能，如果再考虑到由此而减少的脱硫用水、压缩空气和石灰石等吸收剂的生产能耗，那么总的能耗降低将达到1.2KWh左右。也就是说，如果采取措施使烟气脱硫系统降低1个单位的能耗，则会得到综合降低1.2个单位能耗的效果。由此可知，对烟气脱硫系统开展节能降耗工作，在投入、产出上具有良好的经济性。1、喷淋塔脱硫系统电耗分析白山热电有限责任公司2台300MW机组，各配套安装1套湿法石灰石石膏烟气脱硫装置，先后于2007年11月(1号FGD)和2007年12月(2号FGD))投入运行。在设计煤种下，FGD脱硫率大于95.2%，烟囟出口的SO2排放浓度由2300 mg/Nm3(6%O2，干基)减小为73mg/Nm3(6%O2，干基)。脱硫装置工艺系统主要包括：烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水及废水处理系统。吸收塔系统的主要设备有循环泵、氧化风机、脉冲悬浮、石膏浆液排出泵等;制浆系统的主要设备有电动给料机、石灰石浆液泵、搅拌器等;脱水系统的主要设备有真空皮带脱水机、真空泵、滤布/滤饼冲洗水泵、石膏脱水机给料泵、废水旋流器给料泵等;公用系统包括工艺水泵、除雾器冲洗水泵等;排空系统主要包括事故浆液搅拌器和事故浆液返回泵;脱硫废水处理系统的主要设备包括废水泵、污泥泵、压滤机等。其中，石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统以及脱硫废水处理系统等为2套FGD)公用。脱硫系统的运行电耗主要是消耗在上述设备的运转上，其中电功率较大的耗电设备为增压风机，约占系统总电功率的40%，浆液循环泵30%，氧化风机7%，石膏排浆泵、真空泵各约占2%，脱硫系统的运行电耗绝大多数都消耗在这些用电设备上。正是因为这些主要设备的电耗占整个脱硫系统运行电耗相当大的比例，所以降低脱硫系统的运行电耗必须首先从降低这些设备的电耗着手。 2、脱硫节能降耗方案的制定了解了脱硫系统电耗分布的特点和规律，白山热电公司从优化系统运行方式入手，对吸收塔浆液循环系统、氧化风机系统、石灰石浆液制备系统、真空皮带机脱水系统等子系统进行了优化运行试验，均取得了较好的效果，并在此基础上制定脱硫经济运行方案。2.1 吸收塔浆液循环泵运行方式优化吸收塔循环泵的作用是将吸收塔底部浆池中的浆液抽出，再将浆液向上打入吸收塔顶部的喷淋层，对烟气进行逆向喷淋脱硫。吸收塔浆液循环泵采用单元制配管设计，每一台浆液循环泵都单独对应一个喷淋层，任意两台浆涂循环泵的管路都是不连通的。这就为节能降耗提供了条件。白山热电2*300MW机组配三台浆液循环泵。脱硫装置入口烟气SO2，浓度一定的条件下，吸收塔内浆液循环量越大，即投运的循环泵台数越多，脱硫效率越高，其电耗也增大。在机组负荷和脱硫系统运行负荷不是很大时，完全没有必要仍然保持所有的浆液循环泵运行，而是可以根据负荷和入口SO2浓度适当选择浆液循环泵的运行台数，只要保证液气比在要求的范围内即可。在保证SO2达标排放的前提下，应依据脱硫装置入口烟气中SO2浓度的高低，选择投运不同的循环泵台数及不同高度的喷淋层，以达到脱硫系统经济运行的目的。吸收塔系统共设置三台浆液循环泵，原设计燃煤含硫量为0.66%，实际燃煤含硫量为0.4%左右。实验表明，在目前燃煤含硫低于设计的情况下，脱硫吸收塔设置3台浆液循环泵全部投入运行时，脱硫效率达到99%以上，净烟气中SO2，排放浓度能控制在10-30mg/Nm3范围内，低于排放标准现行标准(400mg/Nm3)，烟气排放达标。针对燃煤含硫量降低后，FGD入口SO2浓度降低的实际情况，2011年09月起，生技部组织对循环泵运行方式进行了优化组合试验。最终确定了不同入口SO2浓度的浆液循环泵运行方式，详见表1。表1 白山热电公司FGD吸收塔循环泵运行模式表序号组合条件运行泵PH2三泵2000≤S<2300延时60s且当日0:00至此时SC≤2001/2/35.2-5.56二泵1800≤S<2000延时60s且当日0:00至此时SC≤200 3/25.2-5.571500≤S<1800延时60s且当日0:00至此时SC≤2003/ 15.2-5.581000≤S<1500延时60s且当日0:00至此时SC≤2001/25.2-5.512一泵800≤S<1000延时60s且当日0:00至此时≤20035.2-5.513600≤S<800延时60s且当日0:00至此时SC≤20025.2-5.514480≤S<600延时60s且当日0:00至此时SC≤10015.2-5.516全停S<100延时60s且当日0:00至此时SC≤90说明：1、 S=吸收塔入口烟气S02浓度修正值，单位mg/ NM3;2、 SC=吸收塔出口烟气S02浓度修正值，单位mg/ NM3。此外，在实际运行中发现，吸收塔浆液密度对循环泵的运行电耗影响也很大。浆液浓度大，则循环泵运行电流大、电耗多。在运行过程中，要合理控制吸收塔浆液浓度，一般控制在20%左右。采用浆液循环泵优化运行方式后，脱硫系统出口净烟气SO2排放浓度能够控制在80-200mg/Nm3，根据入口SO2浓度及负荷，灵活调整运行方式，适时退出1台或2台泵运行，节能的效益非常显著。初步计算，2套脱硫装置各退出1台循环泵运行，2012年脱硫系统电耗由2011年的1.39%降至1.23%，使厂用电下降了0.16%，按年平均运行3500h、厂用电按0. 38元/kWh计算，年节电在336万kwh，节电费用在128万元。2.2石灰石浆液制备系统优化白山热电脱硫剂采用购买石灰石粉，没有湿磨系统。石灰石-石膏湿法烟气脱硫设计中为了保证脱硫效率，对吸收剂石灰石颗粒细度有一定的要求，一般石灰石的颗粒度越细，其消溶性能越好，可保持较高的脱硫效率及石灰石的利用率，因此对脱硫剂品质和细度有一定要求。脱硫剂纯度越高，则利用的脱硫剂越小，供浆量减少，供浆泵运行的时间也相应减少。根据运行经验，脱硫剂纯度要求在90%以上，细度要求粒径≤44微米。优化后，两台供浆泵可以单台运行，且间断供浆，每天减少12 h运行时间，按照18.5kW，两个机组脱硫供浆泵37KW，年运行300天计算，年节电量为13.32万kwh，节电费用为5万元。2.3 真空皮带机脱水系统优化白山热电公司石膏脱水系统设置两台真空皮带脱水机。每台真空皮带脱水机的出力按75%的两台锅炉BMCR工况运行时产生的石膏浆液量配置。石膏浆液由吸收塔排出泵从吸收塔输送到石膏脱水系统。石膏浆液浓度大约为25wt%。系统设置两套石膏旋流站，石膏旋流站的出力与真空皮带脱水机出力匹配。系统优化运行以前，两台真空皮带脱水机每天运行20h以上，甚至连续24h运行。为了减少皮带机的运行时间，降低皮带机的电耗，生技部牵头组织进行了皮带机运行的优化试验。依据石膏浆液不同输送方式，对皮带机的运行状况、石膏浆液的脱水速度以及石膏的品质进行了监测试验，从试验的结果看，效果较好。通过改变石膏浆液的输送方式，达到了提高皮带机出力、减少皮带机及其附属设备运行时间、提高了设备的运行效率、节约厂用电的目的。为此制定了皮带机标准运行方式，石膏连续排到石膏缓冲罐，料位4米左右即停止石膏排浆泵，缓冲罐料位降至最低液位后再启动排浆泵。皮带机运行时，同时全开石膏缓冲泵出口调整门，使皮带机在高出力条件下运行。另外，运行过程中加强石膏浆液输送泵出口压力和皮带机运行速度的监视，在发现泵出口压力降低或皮带机速度低于4m/min，及时联系检修人员检查，保持皮带机经济运行。真空皮带机优化运行后，每天减少运行10 h，按照石膏脱水系统主要设备电负荷容量(真空皮带脱水机、真空泵等)计算，每小时耗电121 kW按年运行300天计算，年节电36.3万kwh，节电费用13.8万元。3、结论及建议湿法烟气脱硫工艺系统复杂，基建设备投资和运行费用都比较高。在目前国内电厂脱硫项目迅速发展和运行经验还相对较少的情况下，做好系统的运行经验的积累和总结对今后脱硫装置的安全稳定经济运行都具有重要的意义。白山热电有限责任公司湿法脱硫投运四年来，在保证脱硫装置安全运行的前提下，进行了一系列优化系统运行方式的试验，取得了较好的效果。现结合白山热电公司脱硫装置的运行实践，提出几点建议，供脱硫技术人员参考。(1)在满足环保要求的前提下，不宜一味的追求脱硫的高效率，因为高效率，意味着高的设备投入和投入运行后的高消耗，不利于今后的经济运行。(2)对燃煤含硫量较低于设计煤种含硫量的电厂，合理选择吸收塔的液气比，减少浆液循环泵的运行台数，可以大幅度降低FGD的设备的运行电耗，同时减少浆液循环泵等设备磨损。(3)对于白山热电脱硫装置，由于实际燃煤含硫量为小于设计煤种含硫量较多，可适当保持浆液低PH值，在石灰石浆液细度提高的条件下，浆液在塔内的停留时间仍能得到保证，能够达到环保脱硫率及排放标准。(4)对真空皮带脱水系统要定期检修，只有保证旋流子、滤布等设备性能良好，才能保证真空皮带机在高出下运行，保证石膏脱水效果良好，减少皮带运行时间，达到省电的目的。 （作者简介：李艳，(1974.06.26)，性别，女;工程师,浑江发电公司生技部环保脱硫主管）
