摘要：脱硫系统是电厂主要的环保设备之一，湿法脱硫工作较为显著，工作效率相对较高，各个公司规划的脱硫系统也都是各具特色的。
关键词：脱硫；节能；优化
引言
为推动燃煤电厂节能减排工作，不断提高脱硫系统的节能水平、降低湿法脱硫系统电耗，在确保脱硫设施安全稳定运行的前提下，采取了多项系统优化措施，极大程度地降低了脱硫系统在启动、运行、停机过程中所消耗的电耗，降低了运行成本，增强了企业的盈利能力。
1某电厂脱硫系统整体概述
某电厂燃用煤种为高硫无烟煤，一期工程2×360MW机组采用武汉凯迪电力股份有限公司引进的美国公司的石灰石/石膏湿法脱硫工艺。每座塔配备6台皮带传动浆液循环泵。二期2×360MW燃煤机组为液柱双级矩形塔石灰石－石膏湿法烟气脱硫装置，脱硫装置在燃用脱硫设计煤种（收到基硫5.13％）时，入口SO2浓度在14200mg/Nm3（d），出口二氧化硫浓度≤400mg/Nm3，脱硫效率≥97.2%，且满足装置可用率≥99％。
2节能优化措施
2.1 机组冷态启动节能优化
（1）锅炉点火初期，仅启动一台浆液循环泵运行。
（2）吸收塔入口烟气温度≥60℃，启动第二台浆液循环泵运行，吸收塔出口烟气温度≥60℃或吸收塔入口烟气温度≥120℃，启动第三台浆液循环泵运行。
（3）机组并网后启动第一台氧化风机，电流按照70A控制。
（4）如果机组冷态启动需要做试验，大量烧煤的情况下，应根据还实际情况，确定运行浆液循环泵台数和启动氧化风机的时机。
（5）机组负荷≥180MW，启动第二台氧化风机运行。
2.2 机组正常运行时节能优化
2.2.1脱水系统
a脱水系统均采取间断运行方式，脱水机的石膏厚度以确保脱水机下浆口浆液不溢流为准，不允许脱水机采取低负荷运行方式。
b吸收塔密度超过1120kg/m3，启动脱水机运行，密度低于1080kg/m3，停运脱水机备用。
c每个单元双机运行时，吸收塔浆液密度可控的情况下，运行一台脱水机，双机间断回收石膏的方式运行。
d脱水机处于备用状态，不回收石膏时，停运石膏排出泵。一期还应停运石膏溢流缓冲箱泵。一期和二期应将滤液水箱排空，停运滤液水箱搅拌器。
2.2.2氧化空气系统
氧化空气系统的节能运行以确保氧化正常为主，关注化学报表，亚硫酸盐不超过2mmol/L。
d有备用浆液循环泵的情况，PH高于5.6，应启动备用浆液循环泵运行。
e一期和三期浆液循环泵连续停运备用时间，不允许超过24小时，否则应进行切换。
2.2.3浆液循环泵系统
原则上浆液循环泵按照机组负荷和进口SO2情况调节运行台数。
a浆液循环泵节能优化调整表（台数）
b一三期脱硫，当排放值低于250mg/Nm3，PH值低于5.0，4条以上浆液循环泵运行，应停运一台浆液循环泵。二期脱硫应确保不低于3台浆液循环泵运行。
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c二期脱硫：当排放值低于200mg/Nm3，PH低于5.0，5台及以上浆液循环泵运行时，应停运一台浆液循环泵；当排放值低于230mg/Nm3，PH低于5.0，4台及以上浆液循环泵运行时，应切换一台大泵为小泵运行。
2.2.4烟气系统节能优化：
a定期对增压风机叶片的磨损、结垢进行检查，确保增压风机能够处于高效区运行。
b定期对所有烟道进行清灰除垢，补漏，降低烟道阻力和泄漏，减少增压风机电耗。
c改善风机的调节方式。一期引风机处于变频调节时，机组负荷300MW以上时，进口压力控制在-500PA；机组负荷在300MW以下时，进口压力控制在-400—-500PA之间。
d一期引风机处于工频运行，静叶调节时，增压风机进口压力按照0—-50PA进行控制。
e三期引风机和增压风机都是采用静叶调节，将入口压力设定为0PA，确保烟道阻力最小，减少电耗。
f根据GGH压差情况，每班至少进行一次蒸汽吹灰，减少GGH的阻力，降低增压风机电耗。
g除雾器压差，严格控制在150Pa（三期300Pa）以内，其冲洗频率和冲洗时间按照负荷进行自动控制。
2.2.5除雾器冲洗系统节能优化：
a除雾器冲洗系统，应以确保除雾器运行工况优良为准。
b除雾器冲洗系统的节能，重点是加强定期工作和消缺，确保阀门可靠，控制冲洗水阀门的最大内漏量不超过10%。
c严格控制除雾器的压差，减小烟气系统的阻力。
2.3机组停运节能优化
①接到机组停运通知后，应立即降低吸收塔液位和密度。
②机组停运后，吸收塔浆液密度不高于1100kg/m3，停运氧化风机。
③吸收塔进口烟气温度高于60℃，保持1台浆液循环泵（小泵）运行。进口烟气温度低于60℃，立即停运浆液循环泵。
④当锅炉需要冷却时，烟气温度高于60℃，应启动一台浆液循环泵。如果低于60℃，应联系热控强制一台浆液循环泵的运行信号，停止浆液循环泵运行。
⑤锅炉强制冷却时，原则上只运行引风机，脱硫打开烟气通道即可。
⑥如果是短时间停机，吸收塔液位降至启动液位；如果是长时间停机，应逐步将吸收塔浆液转移至运行机组使用，吸收塔排空。
2.4脱硫废水系统
电厂脱硫废水系统自投运以来一直存在废水排放量大的问题，且脱硫废水处理系统进水悬浮物浓度偏高，浓度平均在8%左右，因为废水排放浓度超越规划值，导致废水出水排放浊度频频超支，出现重金属超支等情况。为确保脱硫废水排合格问题，原规划单位以增加加药剂量的方法来解决上述问题，在废水加药量中，絮凝剂天天需求加药量为100kg，助凝剂天天需求加药量为25kg，为确保加药量，需求发动2台絮凝剂加药泵和2台助凝剂泵运行，虽然确保了各项目标的合格排放要求，但结果是形成现场废水发生污泥量较多，常常堵塞污泥入口管道，频繁人工整理澄清器污泥，形成不必要的生产费用，增加了污泥处理成本，也影响现场文明生产，乃至污染物经过雨水系统污染环境。
结语
在当前最严格环保政策要求下，在满足企业环保指标达标排放的基础上，通过不断探索、改进思路，结合多次试验、运行优化实践和设备治理，提高了脱硫设施运行效率，降低脱硫系统运行成本，在脱硫系统运行可靠性和经济性方面取得了丰硕的成果，达到了经济运行的目的，也为同行业、同类型机组脱硫系统的的安全可靠运行和节能减排提供了可借鉴的宝贵经验，具有很好的推广价值和实际意义。
参考文献：
[1]李超，刘建民，吕晶.湿法脱硫系统增效节能研究[J].东北电力技术，2012.
[2]某电厂《一期脱硫运行规程》、《二期脱硫运行规程》、《三期脱硫运行规程》[S].
论文作者:袁立,周吉
论文发表刊物:《基层建设》2017年第12期
论文发表时间:2017/8/18
标签：浆液论文; 吸收塔论文; 系统论文; 循环泵论文; 机组论文; 烟气论文; 节能论文; 《基层建设》2017年第12期论文;