白山热电公司脱硫系统电耗特点及节电降耗研究-北极星大气网

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脱硫装置运行成本中，电费是运行费用中最大的一项。白山热电有限责任公司围绕降低脱硫系统运行电耗，开展了一系列试验研究，制定了经济运行方案，同时，结合脱硫装置运行实践，提出了加强运行管理的建议。

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2300mg/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