摘要：根据华润电力湖南公司2台600MW火电机组WFGD 脱硫系统的实际运行情况，在综合考虑系统经济及长期安全稳定运行需要的前提下，对脱硫系统的运行进行优化，优化后不仅能提高了脱硫效率，同时能使脱硫系统保持长期的安全经济运行。
关键词：脱硫效率；经济运行；系统优化
0引言
目前，国家环保对燃煤电厂的各项环保控制指标越来越严格，燃煤电厂中脱硫技术中应用最为广泛的是石灰石-石膏湿法脱硫工艺；虽然技术最为成熟，但其工艺系统庞大，电耗、水耗及石灰石粉等耗量巨大，设备磨损、腐蚀现象严重，运行及检修成本高。如何在安全稳定运行的前提下，对系统的运行进行优化，是每个电厂所关注的问题之一。本文就华润电力湖南公司各机组脱硫系统的运行情况，降低脱硫系统耗水量，提高脱硫效率及保证脱硫系统长期安全经济运行的实施方案及具体措施。
1我司脱硫系统概况及运行现状
我司#1、#2机组为 600MW 燃煤发电机组，脱硫系统采用一炉一塔的方式配置，其中两台机组脱硫系统石灰石供浆系统、工艺水、石膏真空皮带脱水、废水处理系统系统等为公用系统。
脱硫系统由于受到煤种、石灰石品质的等影响，目前，机组脱硫系统运行情况存在以下问题：
1.1脱硫系统内水平衡难于控制
我司脱硫系统设备独立的脱硫工艺水箱，水源来自厂内工业水补水，脱硫设备冷却水及浆液管道冲洗水取自脱硫工艺水箱工艺水泵出口。设备冷却水回水、机封水以及泵和管道的冲洗水就地排放，由各区地下坑收集，然后通过地坑泵送到吸收塔、滤液水箱回收进入FGD系统。吸收塔液位补充主要通过管束式除尘器冲洗补给。随着环保要求的标准提高，脱硫废水0排放的实施，系统内水平衡控制难度增大。
1.2吸收塔浆液起泡
2016年脱硫系统多次发生浆液起泡现象 分析我司发生浆液起泡的原因：经就地实测#1、2吸收塔浆液浓度：25%（石膏19%，杂质6%）、25%（石膏20%、杂质5%），查DCS趋势知，滤液水大量回收补至吸收塔内，滤液水中杂质较多，进一步增加了吸收塔浆液中的杂质是直接原因。电除尘运行工况不佳，尤其是作为主要除尘的一、二电场高频运行工况完全不达标，二次电流长期是100-260毫安之间，A列二室两个电场的二次电流还未到100毫安，极板灰多引起二次扬程也影响除尘效率是主要原因。
1.3设备、管道及滤网堵塞
塔内喷淋管及支撑梁等组件上存在结垢现象。浆液循环泵滤网存在结垢堵塞现象，塔壁存在约 2mm 厚度的 CSS 垢。多处垢样分析显示共同的一点是 CaSO3·1/2H2O 含量在 10%左右，远远超出其≤1%的要求，说明吸收塔内氧化空气量或者过程存在严重不足。停机后发现氧化末端氧化风管堵塞，收塔浆液也出现沉降速度慢，浆液中 CaSO3·1/2H2O 及 CaCO3 含量过高不能正常脱水情况。具体原因为喷淋层喷嘴、浆液循环泵进口滤网堵塞以及氧化风管布置和喷入孔开孔不合理，脱硫塔内防腐材料脱落造成浆液循环泵入口滤网堵塞。
2脱硫系统优化方案及措施
针对我厂机组脱硫系统的运行现状，对脱硫系统的运行参数进行如下优化调整。
1）保持合适的浆液含固量，降低结垢风险。
保持浆液石膏浓度在 15%～25%之间（不计悬浮物浓度），使吸收塔中保持有足够的晶种，以使浆液中亚硫酸钙和硫酸钙达到过饱和浓度而结晶时，是发生在晶种上，而不是在新的表面，有效防止结垢的情况。浆液浓度在 15%以下，预先通过水平衡的控制提高吸收塔的浓度，此时不能启动脱水系统运行。浆液浓度在 20%以上可连续运行脱水系统。浆液含固量接近 25%时要注意浆液循环泵电流的上升情况。
2）维持最佳 PH 值，提高脱硫效率，降低结垢和石灰石粉耗量。
运行经验和试验表明，我司脱硫系统最佳运行 PH 值为 5.2～5.8 之间，最高不能超过6.0，否则亚硫酸钙的溶解随着 PH 值的升高而明显降低，吸收塔浆液中亚硫酸钙和碳酸钙含量均会较高，结垢风险明显增加，最低不能低于 5.0。运行过程中应避免 PH 值大幅度变化，正常运行控制吸收塔浆液中 CaSO3·1/2H2O 含量≤0.5%，石膏中 CaCO3 含量控制≤3%。
3）保证合适的液气比 L/G。
在可以保证出口SO2排放量及脱硫效率的前提下，减少浆液循环泵的运行台数，或者减少浆液循环泵的启停切换频率，以减少吸收塔内部浆液的扰动。
4）保证吸收塔浆液强制氧化充分。
我司脱硫系统单台氧化风机的设计单台出力为 8847m3/h，1 运 2 备。实际 1台罗茨风机运行时流量为 8000 m3/h（风压 50KPa），2 台运行时流量为 13000 m3/h（风压 70KPa），1台可调式离心风机最大流量为160000m3/h。1台罗茨氧化风机处理的 SO2 量为 5.262t/h，600MW 时原烟气 SO2平均浓度应不大于 2200mg/Nm3。机组负荷在 500MW 以上，原烟气 SO2 浓度超过 2500mg/Nm3，必须运行高流量的离心风机，氧化空气量为10000 m3/h，原烟气 SO2 浓度在 2200～2500mg/Nm3 超过 2 小时，氧化空气量也应超过10000 m3/h。其余工况时烟气流量（Km3/h）与原烟气浓度（mg/m3）的乘积大于 5262000，则运行离心风机氧化风量应达10000 m3/h以上。
5）在锅炉燃烧稳定的前提下，适当提高烟气中的含氧量，使一部分被浆液吸收的 SO2 在
吸收区被烟气中的氧气自然氧化。实际试验表明 FGD 入口含 O2 低于 4%时，可降低脱硫效率达到 2～3%。
6）FGD 原烟气温度不超过 135℃。
我司脱硫系统夏季入口原烟气温度经常达到 140℃以上，脱硫效率下降明显。
7）控制水平衡，保持合理的运行液位。
运行液位过低会导致浆液停留时间减少，我司脱硫系统正常液位保持在11.5—12米左右，可以保证浆液停留时间在 15h以上。液位过高会降低吸收区的高度，同时也可防止脱硫塔内浆液起泡溢流至烟道内。
8）通过合理配煤掺烧，保证入炉煤的含硫量最高不高于校核煤种 1.5%。
如入炉煤的含硫量长期超过设计值，脱硫系统势必难以维持正常运行。如保持系统 Ca/S=1.03 不变，故 FGD 入口 SO2 含量超出系统承受能力时，只有提高吸收塔 PH 值和 Ca/S 运行才能保证脱硫效率和出口排放不超标，这样必然增加系统结垢的风险和石灰石粉耗量增加。因此，保证入炉煤的品质能有效改善吸收塔内的运行工况。
9）保证电除尘器的正常运行，降低烟气中粉尘含量，减少浆液中灰分悬浮物，保证吸收塔浆液的活性。
4.2脱硫设备改造及节能节水措施。
1）更换可靠性较高的浆液循环泵叶轮，保证脱硫系统液气比 L/G，以提高系统的脱硫效率
2）在原烟气 SO2 含量较低时，在保证烟气排放满足环保要求的前提下，可采用优化组合浆液循环泵的运行模式，降低电能消耗。
3）运行中应考虑系统的水平衡，将净烟道凝结水、浆液设备、管道等的冲洗水等输送到吸收塔地坑中，在循环至脱硫塔内循环利用。将设备冷却水回收至脱硫工艺水箱用作设备冲洗水，尽量做到循环用水，减低水的消耗。
3 优化运行后的经济效益
1）在机组调停临修时开塔检查吸收塔内各组件基本无结垢现象，喷嘴无堵塞，除雾器无堵塞，很干净，除雾效果明显改善，原先烟囱周围的“石膏雨”现象基本消除。
2）2017年全年为发生脱硫塔浆液起泡现象，浆液活性良好，吸收塔浆液除机组停运时未发生需要倒浆调整时段，全部正常脱水，石膏含水率基本维持在 8%左右，CaSO3•1/2H2O 含量≤0.5%。同比 2016 年石膏方面收入至少增加 80 万元。同时减少了石灰石粉耗量。
4 结论
对于目前燃煤机组环保要求高，脱硫电耗高的情况下，通过燃煤合理掺配输灰工况的优化调整，脱硫系统优化运行可以在保证脱硫系统安全经济运行的前提下适度降低电耗。
作者简介：
周雄军，男，1971 年 11 月出生，汉族，湖南宁乡人，工程师，1995 年毕业于长沙电力学院，电厂热能动力工程专业。
论文作者:周雄军
论文发表刊物:《电力设备》2018年第8期
论文发表时间:2018/6/25
标签：浆液论文; 吸收塔论文; 系统论文; 烟气论文; 机组论文; 浓度论文; 石膏论文; 《电力设备》2018年第8期论文;