秦宝利
（山西耀光煤电有限责任公司）
摘要：山西耀光煤电有限责任公司脱硫系统采用炉内喷钙加炉外半干法脱硫，在实际运行中石灰石和生石灰耗量很大，钙硫摩尔比相对较高，炉外脱硫效率相对较低。为降低脱硫费用，充分利用炉内过剩的脱硫吸收剂，在机组进行了吸收塔不投吸收剂（消石灰）时，向吸收塔内喷高压水试验，以此来降低脱硫成本。
关键词：流化床锅炉；炉内喷钙加炉外半干法脱硫；降低脱硫费用
引言：山西耀光煤电有限责任公司脱硫系统采用循环流化床炉内喷钙加炉外半干法脱硫，即CFB+FGD。在运行过程中发现炉外脱硫效率低，脱硫费用严重超标。为降低脱硫费用，充分利用炉内过剩的脱硫吸收剂，在炉外脱硫系统进行了只向吸收塔内喷高压水不投吸收剂试验。
1、试验过程及结果
在试验过程中通过调节回水流量调节阀开度控制吸收塔喷水量，进而改变吸收塔烟气出口温度，在不同的烟气温度下观察脱硫效果。试验表明，炉外喷水能充分利用部分炉内过剩的脱硫吸收剂，对降低脱硫费用有一定的效果。
根据近两周的试验数据，在炉内脱硫系统正常投运的情况下，炉外脱硫系统不投消石灰，只喷水可起到一定的脱硫效果，脱硫效果与吸收塔烟气出口温度（即喷水量）、炉内脱硫运行工况等均有一定的关系。
2、吸收塔烟气出口温度（即喷水量）的影响
试验初期，根据试验要求对回水流量调节阀开度做100%、85%、75%、65%、55%试验，在此期间，吸收塔出口温度在90℃以上，SO2出口与入口比较，出口下降效果不明显。灰样采集检查无异常，PH:8—9。
将吸收塔出口温度逐渐减至85℃，在吸收塔温度85—86℃时， SO2出口比入口略低10—50mg/Nm3。灰样采集检查无异常，PH:9。
将吸收塔出口温度从85℃逐渐减至80℃。在吸收塔出口温度81—84℃， SO2出口比入口降低50—100mg/Nm3，短时最大150 mg/Nm3左右。灰样采集检查基本无异常，PH:9。吸收塔出口温度降至80℃，SO2入口较稳定时（400 mg/Nm3以下时），无较大波动，SO2出口比入口降低20—100mg/Nm3，短时最大160 mg/Nm3左右（相对值）。灰样采集检查基本无异常，PH:9。
温度逐步降至75℃，SO2出口比入口降低10—100mg/Nm3，最大160 mg/Nm3左右（相对值）。
将吸收塔出口温度从75℃逐渐减至72℃，在SO2入口较稳定时，SO2出口比入口降低20—100mg/Nm3，最大180 mg/Nm3左右（相对值）。在SO2入口大于400灰样采集检查与前期相比较略为潮湿，PH:9。
将吸收塔出口温度降至71℃运行，在SO2入口较稳定时，SO2出口比入口降低10—100mg/Nm3，最大180mg/Nm3左右（短时相对值）。灰样采集检查与前期相比较略为潮湿，PH:9。
将吸收塔出口温度调至70℃运行。期间SO2入口较稳定时（400 mg/Nm3以下时），SO2出口比入口降低10—100mg/Nm3，最大200mg/Nm3左右（相对值）。灰样采集检查与前期相比略为潮湿，PH:8—9。
3、炉内脱硫系统运行工况的影响
从整个试验过程可看出，在吸收塔出口温度一定的情况下，SO2出口与入口相比较减少量并不一定，相对来说，负荷较高时SO2的减少量较大，初步判断原因可能为高负荷时为控制SO2在正常范围，石灰石的投入量大，飞灰中过剩的生石灰较多，相当于吸收剂增加，消减量增加。
4、试验前后费用比较
从上表可看出，脱硫试验期间，全厂上网电量6527.51万kwh，补贴费用与脱硫费用差值为-45.16万元，每万kwh费用差值为-69.18元；试验前月全厂上网电量17109.59万kwh，补贴费用与脱硫费用差值为-136.27万元，每万kwh费用差值为-79.64元。从此看出，试验期间每万kwh费用差值节省约10元。
5、结论
在目前情况下，炉外脱硫采取吸收塔不投吸收剂（消石灰），向吸收塔内喷高压水运行方式比较经济，且能够保证脱硫排放指标合格，在此种运行方式下应按照以下措施执行：
1、定期对高压水枪进行检查、雾化试验，保证良好的雾化效果；
2、吸收塔出口温度设置在 71—75℃；
3、不投吸收剂喷水时吸收塔床层控制在1.1—1.4Kpa左右，布袋差压不低于1.3Kpa：检查滤袋运行情况
4、如因物料循环或其它故障不能建立吸收塔床层，禁止投高压水；
在目前环保要求日益严格的环境下，脱硫费用占到发电厂很大一部分经营成本，希望我公司的经验可以为具有相同类型脱硫形式的循环流化床机组（炉内喷钙加炉外半干法脱硫）提供一套可行性方案，来降低脱硫成本。
秦宝利（1977.11-），男，河北徐水人，太原理工大学热能工程系，工程师，单位：山西耀光煤电有限责任公司，研究方向：循环流化床锅炉。
论文作者:秦宝利
论文发表刊物:《电力设备》2015年7期供稿
论文发表时间:2016/2/16
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