宁海电厂600 MW机组脱硫系统的优化运行及节能改造

邱振波，董传深

（1.神华国华北京热电分公司，北京 100025；2.神华国华浙能发电有限公司，浙江 宁海 315612）

随着电力建设的发展，发电厂装机容量不断增大，湿法脱硫装置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%，如果运行不好，将造成很大的浪费。宁海发电厂通过运行技术分析，认真查找设备和系统上存在的问题，并进行优化，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，在满足环保要求的前提下最大限度地降低厂用电，提高了经济效益，将脱硫系统耗电量降至厂用电的约0.75%[1]。

1 脱硫工艺简介

宁海发电厂一期4×600 MW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，脱硫效率不低于95%，烟气脱硫系统（FGD）为电厂1-4号机组在锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况下100%的烟气量进行全烟气脱硫，脱硫装置采用一炉一塔，各塔设3层浆液喷淋，分别对应3台浆液循环泵，石灰石块在石灰石磨制车间磨制成粉，通过气力输送至粉仓，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石灰石浆液中的碳酸钙进行化

学反应被脱除，最终反应产物为石膏（CaSO4·2H2O）。脱硫后的烟气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

在脱硫装置正常投用且脱硫效率达95%（设计值）以上时，以脱硫单耗（每脱除1 kg SO2的电耗、粉耗、水耗）最小为目标，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/出口SO2含量、6 kV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，建立各项脱硫单耗指标的数学模型[2]：

及时掌握各项脱硫单耗情况后，可以通过趋势分析实施优化控制。实践证明，额定工况时的脱硫装置运行效率最高，经济性最好。随着负荷降低，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，总耗电量呈下降趋势，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，负荷变动时只能通过泵的优化组合和停泵的方式来调节，但不能频繁进行。工况相对固定时，脱硫单耗电量也相对稳定。运行人员可以根据这些规律，在实践中进一步探索更好的调整方法，达到节能降耗、经济运行的目的。

2.2 工艺参数的合理调整

石灰石浆液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，影响脱硫性能及经济性。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

运行实践证明，将液气比、浆液pH值和钙硫比控制在一定范围内可以起到最佳效果。宁海发电厂600 MW机组额定负荷时入口烟气SO2浓度约为1 710 mg/m3，当进料石灰石粒径为40 mm、气液比为12.89、钙硫比为1.03时，石灰石粉耗为23.96 t/h，电耗为19 195 kWh/h，此时系统运行稳定，脱硫效率超过95%，节电效果明显。

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 3台浆液循环泵同时运行，电机功率分别是800 kW，710 kW，630 kW。经过研究分析，于2009年对循环泵、电机进行了初步改造，将A浆液循环泵电机换为原B浆液循环泵电机，B浆液循环泵电机换为原C浆液循环泵电机，C浆液循环泵电机换为原A浆液循环泵电机，并对更换后的循环泵电机运行电流进行计算，结果见表2。

表2 浆液循环泵电机更换前后参数变化

通过对试验数据的分析，得出了以下结论：

（1）B电机调换至A泵，在浆液浓度不变的情况下，提高了原B电机的效率。原A泵电机额定功率为800 MW，原B泵电机额定功率为710 MW。空载损失为5%～10%，取最大值10%计算，则理论上电动机消耗功率下降9 kW，实际试验测得的电动机消耗功率下降约14.2 kW。

（2）C电机调换至B泵，原C电机效率提高。原B泵电机额定功率为710 MW，原C泵电机额定功率为630 MW。空载损失为5%～10%，取最大值10%计算，则电动机消耗功率下降8 kW。正常运行时，B，C脱硫浆液循环泵电机电流皆为63 A左右，C电机移至B泵位置运行时，电机效率虽有提高，但节能空间不大。

（3）A电机调换至C泵位置，加入脱硫添加剂保证脱硫效率时，可长期停止该泵运行。A电机移位至C泵时，与原C泵的电流一致，但电机的空载损失将增加。原电机实际运行电流为60 A，则实际运行功率计算可知为530 kW。加入脱硫添加剂后，C泵在正常工况下不运行，故空载损失暂不计算。

2.4 脱硫添加剂的使用

添加剂既可以加快石灰石溶解，提高脱硫剂的利用率，还能加速H+的传递，缓冲吸收液的pH值，抑制因SO2溶解引起的气-液界面上酸度的降低，加速SO2的吸收，提高脱硫率。此外，脱硫添加剂具有分散作用，可以增强石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效传质面积，促进石灰石的溶解，减少设备结垢。

浆液循环泵电机完成改造后，在保证吸收塔管路畅通的情况下进行了脱硫添加剂的效果试验，运行数据见表3。试验结果表明，循环泵改造后，通过合理运行，达到了节能降耗的目的。

（1）添加脱硫添加剂后，脱硫系统吸收塔入口 SO2浓度在 1 500～1 900 mg/Nm3、 负荷在 450～600 MW时，停运任意一台脱硫浆液循环泵，脱硫效率均大于90%。A泵停运，B/C泵组合运行时，脱硫效率受负荷影响不明显，脱硫效率在90%～95%；B泵停运，A/C泵组合运行时，受负荷变化的影响较大，负荷550～600 MW时，效率不小于95%，负荷450～500 MW时，效率间断大于95%；C泵停运，A/B泵组合运行时，脱硫效率基本大于95%，且受负荷变化的影响不明显。

（2）脱硫添加剂耗量为：第一次每台机组添加1 000 kg/次·机组，以后每次80 kg/天·机组。4套脱硫系统每月计算耗量为10 t/月，脱硫添加剂含税单价为2.735万元/t，每月需新增运行成本约27.35万元。

（3）试验期间，脱硫系统吸收塔入口SO2浓度在 1 500～1 900 mg/Nm3， 负荷在 300～600 MW，加入脱硫添加剂后，C泵停运，A/B泵组合运行时，脱硫效率基本大于95%（如图1），且受负荷影响不明显。如全月停运C泵，4套脱硫系统可节省运行费用56.6249万元。

图1 脱硫添加剂使用后脱硫效率

2.5 密封风加热器的改造

脱硫烟道挡板密封风电加热器额定功率为219 kW，正常使用时为150 kW。电加热器出口密封风温度设计值为80～120℃，实际运行温度为89℃。投运以来，该电加热器存在以下问题：

（1）电加热器加热管因制造缺陷，经常损坏，造成加热效果不佳，出口风温达不到要求。而加热管故障后，只能在机组停机或大小修期间更换，影响了脱硫系统的安全稳定运行。

表3 脱硫添加剂使用前后单台机组运行数据

（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）电加热器实际运行时出口风温偏低。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温差变大，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）加热器长期运行，经济性能差。

由于宁 海电厂的厂用蒸汽压力为0.8～0.9 MPa、温度为210～280℃，经过研究分析，认为可以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可从辅汽管道接出一个DN80的支管，从加热器蒸汽母管引出一个DN65的支管至旁路烟道下管架，再分别引出2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，年节省电费约50万元。

3 结语

宁海发电厂4台600 MW机组FGD装置的运行优化及设备改造在一定程度上达到了节能降耗、提高装置性能的目的，降低了脱硫单耗，有一定的经济效益。运行优化的前提是稳定运行，但目前还有许多常见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。

[1]孔亮，韩建朋，张国防．关于600 MW 脱硫机组运行方式的优化[J]．科技信息，2007，（32）∶313.

[2]阎维平，刘忠．电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制[M]．北京：中国电力出版社，2005.