宁海电厂600MW机组脱硫系统的优化运行及节能改造，浆液循环泵

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。

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。

2.3浆液循环泵的节能改造

浆液循环泵的投用数量和组合方式会直接影响液/气比和脱硫用电单耗。原脱硫系统正常运行时A、B、C三台浆液循环泵均同时运行，电机功率分别是800kW、710kW、630kW，2009年，经过研究分析，对循环泵基础、电机进行了初步改造，将A浆液循环泵电机换为B浆液循环泵电机，B浆液循环泵电机换为C浆液循环泵电机，C浆液循环泵电机换为A浆液循环泵电机，并对更换后循环泵电机运行电流进行了计算，结果如表2所示，电机额定电流可以满足正常运行要求。

更换电机后，A、B、C浆液循环泵分别配备710kW、630kW、800kw电机，且与原电机级数相同，电机转速基本一致。增容后电机电缆、开关不需要更换，开关保护定值按更换后的电机容量整定，有效减少了电机空载损耗，实现了电能的节约。

表2浆液循环泵电机更换后参数

另外，浆液循环泵的叶轮和过流部件长时间运行会出现严重磨损、腐蚀现象，电流、压力参数值会出现下降趋势，泵的工作性能降低，因此及时更换严重磨损的过流部件可以在保证脱硫效率的前提下，减少投入工作的循环泵台数，有利于经济运行。2010年4月对2号机组进行小修时，发现2号机组的3台循环泵内套冲刷腐蚀严重，对其进行了更换，通过2个月的运行观察，运行工况良好。

2.4脱硫添加剂的使用

在对浆液循环泵电机改造的基础上，保证吸收塔管路畅通的情况下，也加强对脱硫添加剂的效果实验，提高设备的节能指标。经过深入的调研与为期两轮的分阶段使用试验，脱硫添加剂在脱硫节能工作中得到了实际应用，节能效果显著。

①节约能耗：在保证现有脱硫效率的前提下，负荷适当时，可停止一台浆液循环泵的运行。三台浆液循环泵功率分别为710kW、630kW、800kW。初步按停运最小功率630kW浆液计算，该浆液循环泵平均运行电流为55A，平均功率为500kW。每台炉年节约电量为：500×7200=360万度。每台炉年增加电费收入为360×0.462=166.32万元。

②当磨石粉厂来的石灰石粉颗粒度略超标时，该石灰石仍可充分反应，减少吸收塔内的沉积，减少结垢堵塞，并在一定程度上减少了设备的维护费用。

③由于石膏中携带的碳酸钙含量减少，故可减少部分石灰石粉的用量。

④可提高浆液循环泵的备用系数，间接的保证脱硫系统的稳定运行。

⑤可以降低脱硫系统工艺水的使用量，降低厂用耗水量。

经过两个阶段的试验分析，即采用2台浆液循环泵+脱硫添加剂的运行方式是最佳节能运行方式（如图1），每天每台炉实际使用添加剂为80kg，在原设计范围内，锅炉满负荷运行时即使开启两台石膏浆液循环泵，也能达到良好的脱硫效率，并且按照每台炉停运泵功率800kW计算，单台炉年节约厂用电800×7200=576万度。

在使用添加剂后，石灰石粉的使用量随之下降，同时也会降低公司磨石粉厂运行成本，石灰石浆液的使用量下降，脱硫系统的工艺水耗也将减少。综合可得单台炉脱硫在经过使用添加剂后，每年给公司增加效益500万元以上。

图1脱硫添加剂的节能作用

2.5密封风机加热器的改造

脱硫烟道挡板密封风电加热器每台额定功率为219kW，正常使用时功率是150kW。电加热器出口密封风温度达到80~120℃，实际运行中，温度为89℃，自投运以来，该电加热器存在一系列问题：

①由于电加热器加热管设备本身制造的缺陷，经常损坏，造成加热效果下降，出口风温达不到要求，而加热管故障后，又只能在机组停机大小修期间才能更换，影响脱硫系统的安全稳定运行。

②加热元件经常出现电气故障，造成电加热器加热效率下降，出口风温达不到要求。

③电加热实际运行中，出口风温偏低，脱硫烟道挡板为百叶窗式，采用机械密封的双重密封结构，密封温度低，会造成挡板叶片两侧差变大，热应力增大，加大了挡板叶片变形的风险，影响了脱硫系统的安全稳定运行。

④该加热器长期运行，其经济性能差。

经过研究分析，确定利用厂用蒸汽进行改造：宁海电厂现有压力0.8~0.9MPa、温度为210~280℃的厂用蒸汽，利用厂用蒸汽加热替代电加热器。从安全可靠性及设备检修维护方面考虑，将电加热器改为蒸汽加热器是可行的，蒸汽加热器所需蒸汽管道从辅汽管道接出一个DN80的支管，从加热器蒸汽母管分别引出一个DN65的支管引至旁路烟道下管架后分别引出两根支管与蒸汽加热器连接，蒸汽管道及加热器设置疏水引至机组回收水槽。实践证明，改造后的运行效果良好，且年节省电费约50万元。

3结论

按照脱单位质量SO2相对生产成本最低的要求确定FGD装置的运行工况,可以很好的兼顾FGD装置的环保效益和经济效益。按此理论,对宁海电厂4台600MW机组FGD装置的运行进行优化及设备改造，在一定程度上起到了节能降耗，提高装置性能等效果，节省了脱硫单耗，带来了一定的经济效益。当然，运行优化的前提是稳定运行，但目前还有许多常见的运行问题影响脱硫装置的稳定运行，应根据具体情况采取相应的措施。