宁海电厂600MW机组脱硫系统的优化运行及节能改造

北极星环保网讯:受国际环保大环境及国家环保政策对二氧化硫排放控制要求的推动，湿法烟气脱硫环保技术(FGD)被广泛应用于各大、中型火力发电厂，并成为国内火电厂烟气脱硫主导工艺技术，同时随着电力建设的迅猛发展，电站建设装机容量的不断增大，湿法脱硫装置的整体配套单体设备的容量也逐渐增大，耗电量约占整个厂用电的1%，是比较大的，如果运行不好，将造成很大的浪费。

宁海电厂通过开展运行技术分析，认真查找设备和系统上存在的问题，进行优化设备系统，并对不同运行方式下的电耗进行试验比较，选择合理的运行方式，开展节能降耗，在满足环保要求的前提下最大限度的降低厂用电，经济效益得到了显著提高，厂用电降至0.75%左右。

1、脱硫工艺设计简介

宁海发电厂一期4×600MW机组烟气脱硫工程采用高效脱除SO2的川崎石灰石－石膏湿法工艺，一炉一塔脱硫装置，脱硫效率不小于95％，烟气脱硫系统（FGD）处理烟气量为电厂#1、#2、#3和#4机组在BMCR工况下100％的烟气量全烟气进行脱硫，脱硫装置采用一炉一塔，各塔设三层浆液喷淋，分别应对三台浆液循环泵，吸收剂制浆方式采用厂外来石灰石块（粒径小于40mm），在石灰石磨制车间磨制成粉，然后气力输送至吸收塔区域日粉仓，再由浆液制备装置制成石灰石浆液，浆液经石灰石浆液泵进入吸收塔，吸收塔浆液经浆液再循环泵送至吸收塔上部的喷淋系统进行再循环。

锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机进入吸收塔，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏(CaSO4˙2H2O)。脱硫后的烟经除雾器除去带出的细小液滴，最后通过烟囱排出。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收塔浆液循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。

2、脱硫装置的优化运行及节能改造

2.1利用脱硫单耗进行预测与调控

只有在脱硫装置正常投用且脱硫效率达95%（设计值）以上时，才以脱硫单耗（每脱除1kgSO2的电耗、粉耗、水耗）最小化为目标值，进行运行方式的优化和调控，以达到综合节能降耗的目的。具体的做法是：在线监视和采集脱硫效率、烟气流量、烟气进口SO2含量、烟气出口SO2含量、6kV甲乙段用电量、石灰石加入量和工艺水泵的出口流量等参数，建立脱硫各单耗指标的数学模型：

借助于MicrosoftExcel就可以及时了解脱硫各项单耗情况，并通过发展趋势分析实施优化控制。通过实践证明，工作在额定工况附近时脱硫装置运行效率最高，经济性最好。随着负荷的降低，烟气进口SO2含量呈下降趋势；保持脱硫效率不变，石灰石粉和工艺水耗量呈下降趋势，其对应的粉、水单耗基本保持不变，电量总耗量呈下降趋势，但脱硫单耗电量呈上升趋势。

由于吸收塔浆液循环泵为定速泵，可以当负荷变动时只能通过泵的优化组合和停泵的方式来进行调节，但不能频繁进行调节。当工况相对固定时脱硫电量的单耗指标会好一些。运行人员可以根据这些规律，在实践中进一步探索出更好的调整方法，以达到节能降耗经济运行的目的。

2.2工艺参数的合理调整

浆液pH值、密度、液气比、浆液停留时间等是脱硫系统运行的关键工艺控制参数，不但影响脱硫性能，与经济性的关系也非常密切。通过脱硫调试和运行实践，总结出主要运行参数与脱硫性能、经济性的关系见表1。运行人员可根据这一规律，综合考虑脱硫性能和电耗、粉耗等经济性因素，适时调整运行参数。

表1湿法脱硫的主要运行参数与脱硫性能的关系表

注：“↑”表示增加，“↓”表示降低，“↑↑”表示显著增加，“－”表示影响不显著。

运行实践证明，液气比、浆液pH值和钙硫比控制在一定的范围内时可以起到最佳效果。宁海电厂600MW机组额定负荷时入口烟气SO2的浓度约为1710mg/m3，当进料石灰石粒径为40mm、气液比为12.89、钙硫比为1.03时，石灰石粉耗为23.96t/h，电耗为19195kWh/h，此时的系统运行稳定，脱硫效率在95%以上，而且节电效果显著。

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