脱硫技术交流论文王建国

石灰石湿法脱硫系统节能优化

王建国秦国伟纪立国北京国电龙源环保工程有限公司特许经营中心1/31/2023引言

随着国家对电力企业环保减排工作的重视，烟气脱硫装置在火力发电厂的投入率越来越高。截止到2008年底投产的烟气脱硫装置已达3.79亿千瓦，约占燃煤机组装机容量66%。石灰石湿法烟气脱硫，以其脱硫剂（石灰石）来源丰富；工艺技术成熟；运行经验成熟；可靠性高等特点，已经成为电厂烟气脱硫工艺的主流。但是石灰石湿法脱硫技术也有厂用电率高，运行成本高的缺点。如何提高管理水平，降低成本，节能优化经济运行，是电厂石灰石湿法脱硫运行管理的重点。1/31/2023

国家发改委、国家环保总局于2007年7月4日联合发布了《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》。北京国电龙源环保工程有限公司大同分公司特许经营国电大同二电厂二期装机容量2×600MW#7、#8机组配套的脱硫装置。1/31/2023节能优化前电耗情况从2007年的统计数据表明，#7、#8脱硫装置厂用电率一直在1.4%左右。该装置采用厂外购买脱硫制剂的方式，脱硫成本中电量消耗达到成本总量的62%。节能优化后的能耗情况为了脱硫系统的安全稳定经济运行进行了一系列运行试验和运行总结，摸索出较佳运行工况。脱硫厂用电率由原来的1.4%降为1.1%左右。取得良好的经济效果。节能优化前后能耗对比1/31/2023工艺设备系统简介

龙源环保大同分公司二期脱硫装置装机容量2×600MW，设计进入FGD的烟气量1996664Nm3/h(2060t/h锅炉，设计煤种)烟气含硫量设计3053mg/m3。。工艺系统主要包括：烟风系统、吸收塔系统、石灰石浆液配制系统、石膏脱水系统、工艺水系统。主要设备包括：增压风机、GGH、吸收塔、浆液循环泵、氧化风机、真空皮带系统。石灰石浆液配制系统、工艺水系统为#7、#8脱硫装置公用。1/31/2023脱硫主要系统简要流程图

GGH换热器搅拌器1号炉烟气事故浆罐石膏旋流站真空皮带机过滤水池石膏料仓或汽车石膏溢流箱废水箱灰库石灰石浆液箱石灰石制备系统工艺水箱2号炉烟气烟囱运输车吸收塔1/31/2023系统参数节能优化

1、根据SO2负荷优化循环泵运行台数2、降低吸收塔液位，优化氧化风机电流3、控制吸收塔浆液密度，降低循环泵能耗4、GGH差压对增压风机的影响1/31/20231、根据SO2负荷优化循环泵

运行台数

该装置安装有4台循环泵。铭牌功率分别800kw、900kw、900kw、1000kw，合计功率3600kw，占脱硫装置系统总功率的46%。循环泵运行设计满负荷4台运行，不设备用。每台循环泵的设计流量Q=8800m3/h，分别对应的喷淋层标高H:20.5/22.2/23.9/25.6m。其中22.2米和23.9米标高的循环泵入口装有石灰石浆液补充口。设计液气比15.6。设计进入FGD的烟气量1996664Nm3/h(2060t/h锅炉，设计煤种)烟气含硫量设计3053mg/m3。实际烟气入口含硫量约在1000~2500范围变化。

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为了寻找实际工况下，电耗成本最低的最佳的运行方式，进行了循环泵组合运行试验。在机组负荷为480MW，入口SO2浓度为1850㎎/㎡,O2为6.72—8.1%，吸收塔浆液密度为1150㎏/㎡左右，石灰石浆液密度为1250㎏/㎡左右，两台氧化风机运行的条件下进行试验。1/31/2023循环泵组合试验结果

循环泵组合脱硫率%电流合计A功率合计kw循环泵组合脱硫率%电流组合A功率合计kwA+B﹥99.53132830A+B+C﹥99.54534096A+C﹥993012721A+B+D﹥994454022A+D97—982932648A+C+D﹥994333914B+C97—992912631B+C+D﹥99.54233824B+D97—982832558A+B+C+D﹥99.95855288C+D94—9527224581/31/2023液气比曲线1/31/2023

从液气比曲线可以看出在试验条件下，液气比可以控制在10左右而不会对脱硫效率降低有较大影响。实际运行结果也表明可以运行在10左右。80%负荷，采用两台循环泵运行，液气比9.8。1/31/2023

试验结果表明，实际运行中烟气含硫量只有设计含硫量的60%。机组负荷480MW即80%机组额定负荷下，入口含硫量只有设计额定负荷的约48%，所以可以停用部分循环泵，脱硫效率也能满足要求。1/31/2023在试验条件下我们选择B、D组合方式。

以吸收塔液位13米计算，A泵喷淋浆液行程12.6m，B泵10.9m，C泵9.3m，D泵7.5m。从上表可以看出，循环泵喷淋浆液行程对脱硫效率影响较大。D泵浆液喷淋行程只有A泵的57%。喷淋流程越长，化学反应时间越长，SO2脱除率越高。但是循环泵扬程高，循环泵电能消耗相应增大。因此从效率和电能消耗综合考虑B、D组合运行节能效果较好，比A+B组合节省功耗272kw,比B+C+D组合节省功耗1266kw。循环泵组合分析1/31/20232、降低吸收塔液位，优化氧化风机电流

该装置装设有三台50%容量的氧化风机。用于把亚硫酸钙强制氧化成硫酸钙。氧化风机为罗茨风机。风量Q=4500m3/h，额定功率185kw，额定电流328A。罗茨风机的特性决定了氧化风系统阻力对罗茨风机运行功率影响较大。吸收塔液位高低直接影响氧化风系统出口阻力大小，从而决定罗茨风机能耗的大小。1/31/2023

我们进行了吸收塔变液位运行试验。以#8吸收塔系统#1氧化风机进行试验。吸收塔设计液位14米，原实际运行控制液位13～13.5米。试验液位从12.3至13米变化，同时测量石膏亚硫酸钙含量变化，以免吸收塔液位过低影响氧化空气的利用。1/31/2023

试验结果表明吸收塔液位与氧化风机电流近似成直线正比关系。每升高一米液位，氧化风机电流增加约10A。在试验吸收塔液位变化范围内，脱水石膏中亚硫酸未见明显升高。我们把运行吸收塔液位控制在12.7米左右，低于原来13.4米。这样每台氧化风机节约能耗2.81kw左右。整套装置两台氧化风机共节约能耗5.61kw左右。1/31/20231/31/20233、控制吸收塔浆液密度

降低循环泵能耗

在吸收塔内从清水至正常浆液密度过程中对吸收塔密度与循环泵电流关系进行了监测。监测结果表明，循环泵电流随吸收塔密度增高而增高。密度每增长10kg/m3,循环泵电流增长1.62A左右。原运行控制密度控制1130，如果实际控制吸收塔密度在1100左右，可降低监测循环泵电流约4.86A。节省能耗44kw。实际运行两到三台循环泵节省的能耗约88kw到132kw。1/31/20231/31/20234、GGH差压对增压风机的影响

采取停机冲洗措施前运行状况该脱硫装置采用回转再生式烟气换热器。主要设计参数：传热面积7600m2，原烟气进/出口温度138.5/98.4，净烟气出/入口85/46.7℃。由于电除尘工作效率较差，入口原烟气中含尘量较大，GGH换热元件集灰严重。差压最高曾达到1.5Kpa，影响了增压风机稳定运行，增压风机入口负压无法维持。增压风机运行工况偏离合理工作区，风机振动加剧，曾经发生被迫开启旁路挡板的情况。为此GGH抽出部分换热包以保证烟气系统的运行。机组负荷450MW堵塞严重时差压1.5Kpa，进口原烟气温度130℃时，净烟气温度仅56℃左右。1/31/2023采取停机冲洗措施后的状态

利用主机组停机的机会，外请高压水车对GGH进行高压水冲洗。清洗后，450MW负荷时，进口原烟气温度130℃时，净烟气温度可达72℃左右，GGH差压降也为0.3Kpa。我们进行运行相似负荷条件下的对比。360MW负荷时，GGH差压1.5Kpa，增压风机电流156A。清洗后，357MW，GGH差压0.33Kpa，增压风机电流123.9A。清洗前后，增压风机电流相差32A。清洗后增压风机能节省能耗约471.1kw。说明GGH差压对增压风机能耗影响巨大。而且对净烟气出口温度影响较大。净烟气温度过低，容易造成烟气结露腐蚀，而且自生风能力降低也不易于净烟气通过烟囱扩散排放。运行中应加强对GGH蒸汽吹扫常规工作，同时加强对高压水冲洗系统的应用。必要时可外请高压水车，人工清洗GGH。1/31/2023结论及建议

运行中应当根据实际的烟气的SO2含量和烟气量及时调整循环泵的运行方式。在保证脱硫效率前提下，减少循环泵运行台数，优化合理调整循环泵运行组合方式达到节能降耗目的。在保证氧化空气被充分利用把吸收塔浆液中亚硫酸钙氧化成石膏的前提下，降低吸收塔运行液位，减少氧化风系统阻力，以达到降低氧化风机能耗的目的。在运行中定期化验吸收塔密度，根据吸收塔密度及时投入脱水系统，合理控制吸收塔浆液密度，减少循环泵在浆液循环过程的能耗。一般吸收塔浆液密度控制在1100kg/m3左右较好。1/31/2023

运行中应加强GGH清扫装置的维护，保证GGH清洗正常，使得GGH正常阻力运行。GGH差压对烟气系统阻力影响较大，GGH差压增高，增压风机运行工况偏离合理工作区，会造成风机振动加剧；GGH差压增高，还会造成增压风机为克服系统阻力而增加运行能耗。运行中应当维持合理的GGH差压，降低增压风机能耗，保证增压风机稳定运行。常规GGH蒸汽吹扫每班至少一次，一天至少3次。必须严格要求蒸汽压力1.2～1.4MPa，温度320～350℃。否则达不到吹扫效果。高压水在线冲洗是维持GGH差压在正常有效手段，每月至少应进行一次高压水冲洗。1/31/2023参考文献［１］国电大同二电厂运行报表［２］《电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制》华北电力大学阎维平刘忠王春波国电科环集团有限公司纪立国［３］北京国电龙源环保工程有限公司.大同二电厂二期烟气脱硫工程设计说明书1/31/2023

王建国北京国电龙源环保工程有限公