湿法烟气脱硫最优运行工况分析和研究

摘要：在脱硫系统运行的成本中，电耗、水耗、石灰石粉耗占脱硫装置总运行费用的90%以上。本文通过长春市第二热电厂三期2×200mw机组（以下简称二热电三期）脱硫系统最优运行工况的分析和研究，制定了一系列经济运行方案，降低了电耗、水耗和粉耗，降低了脱硫运行成本。

关键词：湿法脱硫；节能减排；优化

2013年1月7日以来，我国华北、黄淮、江淮、江南等中东部大部地区相继出现大范围雾霾天气，部分城市空气已达重度污染，pm2.5监测指数接近或达到顶峰数值。国家对环境保护工作日益重视，环境标准相应提高，对火电厂的烟气脱硫（fgd）工作提出更高的要求，在烟气脱硫技术中，利用石灰石/石膏湿法脱硫的效率最高，但运行成本也相对较高。本文结合二热电三期配套的脱硫装置运行工况进行分析，研究如何降低脱硫装置运行成本。 1 脱硫系统主要工艺流程及化学反应原理

主要工艺流程：烟气→增压风机→吸收塔（石灰石浆液喷洒）→干净烟气→烟囱排大气。

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺是目前应用最广泛的一种脱硫技术，其原理是采用石灰石粉制成浆液作为脱硫吸收剂，与进入吸收塔的烟气接触混合，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，最后生成石膏。脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴后，经烟囱排入大气。由于在吸收塔内吸收剂经浆

液循环泵反复循环与烟气接触，吸收剂利用率很高，脱硫效率超过95%，适用于任何煤种的烟气脱硫。

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的化学原理如下：①烟气中的二氧化硫溶解于水，生成亚硫酸并离解成氢离子和hso-3离子；②烟气中的氧和氧化风机送入的空气中的氧将溶液中hso-3氧化成so2-4；③吸收剂中的碳酸钙在一定条件下于溶液中离解出ca2+；④在吸收塔内，溶液中的so2-4、ca2+及水反应生成石膏（caso4·2h2o）。化学反应式分别如下： ① so2+h2o→h2so3→h++hso-3 ② h++hso-3+1/2o2→2h++so2-4 ③ caco3+2h++h2o→ca2++2h2o+co2↑ ④ ca2++so2-4+2h2o→caso4·2h2o

由于吸收剂循环量大和氧化空气的送入，吸收塔下部浆池中的hso-3或亚硫酸盐几乎全部被氧化为硫酸根或硫酸盐，最后在caso4达到一定过饱和度后，结晶形成石膏—caso4·2h2o。 2 fgd装置最优运行工况的实践和分析 2.1 浆液循环泵优化运行

实践证明，增加浆液循环泵的投用数量或使用高扬程浆液循环泵可使脱硫效率明显提高。这是因为加强了气液两相的扰动， 增加了接触反应时间或改变了相对速度， 消除气膜与液膜的阻力， 加大了caco3与 so2的接触反应机会， 提高吸收的推动力，从而提高了so2 的去除率。研究表明烟气中的so2被吸收剂完全吸收需要

不断进行循环反应，增加浆液的循环量，有利于促进混合浆液中的hso-3 氧化成 so2-4 形成石膏， 提高脱硫效率。

在保证so2 达标排放的前提下，依据fgd装置入口烟气中so2浓度的高低，选择投运不同高度喷淋层的浆液循环泵及台数，可以达到脱硫系统经济运行的目的。二热电三期原设计燃煤含硫量为0.98% ，实际燃煤含硫量为0.6%左右，针对燃煤含硫量降低后，fgd装置入口so2浓度降低的实际情况，对浆液循环泵运行方式进行了优化。二热电三期fgd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 98%以上。为降低电耗，对 2台浆液循环泵在不同的组合方式下， 进行了脱硫效率试验。从试验的情况看，脱硫效率均可维持在97.5%以上（设计值95%），净烟气中 so2排放浓度能控制在 20～30mg/nm3范围内，低于现行标准100mg/nm3，烟气排放达标。在此基础上，制定了fgd入口 so2浓度低于1500mg /nm3时，投入 2台循环泵的标准运行方式。当退出 1台泵运行，节能的效益非常显著。二热电三期fgd年运行时间大概7800h，厂用电按 0 .44元/kwh计算，退出 1台泵运行，年节电在 420万kwh左右，节电费用200万元左右，节电效益显著。吸收塔浆液循环泵耗电量及费用见表1。 2.2 增压风机的经济运行

影响增压风机电耗的主要因素是 进入脱硫的烟气流量和fgd 的系统阻力。ggh的差压高低是降低增压风机电耗的关键。二热电三期ggh在设计中配套了在线压缩空气吹扫和高压水冲洗，以保持

ggh换热片的清洁， 持 ggh换热片的清洁，但运行中发现在烟气流量一定的条件下，随着运行时间的增加，ggh的差压、增压风机电流仍呈不断升高的趋势。后来发现在利用锅炉停运机会用专业的高压水进行人工冲洗，效果会比较明显。二热电三期 fgd 的 ggh 在2013年1月满负荷时差压一直高达1500pa， 每班进行两次压缩空气吹扫已经没有很大的效果。后利用机组检修的机会用62mpa 左右的高压水对其冲洗， 冲洗后差压降至750～830pa左右，相同烟气量的情况下增压风机电流降低16 a左右， 使脱硫单耗由1月的2.55 w h/g降至2月的2.05 w h/g。另外在锅炉负荷和燃煤含硫份较低时， 可停运一层喷淋层，使烟气阻力降低；增压风机自动方式运行时原烟道的负压设定值可适当提高；另外还应该加强对除雾器进行冲洗，以降低除雾器的差压：以上措施都增压风机的电耗降低明显。

2.3 ph控制值的优化

要达到一定的脱硫率，除了提高液气比，还可用提升浆液ph值的方法。fgd系统的石灰石浆液的补充是直接控制浆液ph 值的方法： ph 值低于某一设定值， 开始补充石灰石浆液； ph 值升至某一设定值，停止石灰石浆液的补充。在提高脱硫率方面，提高p h值和提高液气比经济效益是有差别的。在二热电三期做了一个试验，在机组满负荷、进口 so2浓度为 1700mg/m3（烟气量为标准状态值）时，没有增开 2号循环泵，而是将浆液 ph值从 5.2提高至 5.5来保证脱硫率，即增加了石灰石浆液量，使石灰石粉耗增加了

0.4t/h，按 280元/t计，增加的脱硫剂费用为 112元/h。如果增开 2号循环泵，按 0.44元/kwh的电价计算，增加的电费是 245.8元/h，比提高 ph值多花133.8元/h。因此从经济性角度考虑，小幅提高脱硫率应采用提高ph的方法。 2.4 wfgd 装置冲洗水系统的改进

fgd系统采用的吸收剂为石灰石，产品为石膏。由于吸收剂石灰石浆液和产品石膏浆液都容易沉积在管路中或设备上，这样一方面由于浆液的氯离子浓度高，ph 值较低的特点，容易对设备造成腐蚀；另一方面沉积的石灰石-石膏浆液容易导致管路堵塞。为了防止浆液沉积和管道设备腐蚀，在石灰石浆液泵、石膏浆液排出泵、石膏浆液输送泵、滤液泵，湿磨浆液循环泵和废水箱、废水泵等设备停运前需要进行冲洗。二热电三期脱硫最初采用的冲洗水系统如图1，冲洗后的污水直接排放到地沟。后来经过优化改造的冲洗水系统是将冲洗后的污水直接排放到循环浆液箱，如图2所示。对比两种冲洗水系统可以发现，两种冲洗水系统的供水系统完全一致，只是排水点有所区别，由此引起排水系统不同。图1的常规的冲洗水系统需设排水管道、排水电动门和地沟；而图2的优化冲洗水系统利用原来的浆液冲洗水输送管道，不用新设阀门、管道和排水沟。即可以节省控制步骤又可以节省费用，是可以带来很大的经济效益的。

在节水方面还有一些构想将在下次改造中实施，如对脱硫系统可转动设备的冷却水采用闭式循环处理 减少水的浪费 另外可考虑

将fgd 酸性废水引入除渣系统综合处理 这样既可替代除渣系统的补水 又不影响除渣系统的水平衡 还能保证处理水的水质 并可大幅减少脱硫运行成本。 3 结论

通过一系列经济优化运行方案的实施，产生的综合经济效益是相当可观的。这样即大幅降低了脱硫运行成本，并减少了对环境的污染，实现了可持续发展。 参考文献

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[3] 张健，吴红兵，于振宏.天津陈塘热电厂2×300mw机组脱硫运行存在的问题分析及处理[j].2010（6）： 43-47 作者简介：

邵世磊（1982- ），男，河南周口市人，助理工程师，主要从事电厂集控运行工作。