石灰石—石膏湿法脱硫系统节能降耗探讨

李 皎，廖国权，马殿学

(1.山西大学环境与资源学院，山西太原 030006;2.天津华能杨柳青热电有限责任公司，天津 300380)

十二五我国提出要把建设生态文明放在突出地位，着力推进经济社会的绿色、循环与低碳发展。目前我国大气污染形势严峻，而燃煤电厂是SO2等大气污染物的主要排放源［1］，控制燃煤电厂SO2排放对治理大气污染有着举足轻重的作用。目前，国内外石灰石—石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺在燃煤电厂烟气脱硫中市场占有率高达90%以上，但存在系统庞大复杂、电耗水耗及石灰石消耗量较大、建设运行成本较高的缺点［2］。因此，有必要研究提高湿法FGD系统运行水平。本文通过对杨柳青电厂石灰石—石膏湿法FGD系统运行过程中的一些经验进行总结分析，提出相应的节电、节水、节粉技术与管理措施建议。

1 FGD系统简介

杨柳青电厂共建有四期工程，总装机容量1200MW。其中一、二期工程燃油机组按照国家能源和关停小火电的有关政策，现已全部停运并报废拆除。三期2×300MW抽汽供热燃煤机组先后于1998年、1999年投产发电，四期2×300MW燃煤供热机组先后于2006年、2007年投产发电。四期工程在建设过程中同步安装脱硫装置，并同期对三期机组进行烟气脱硫改造。三、四期机组烟气脱硫采用石灰石—石膏湿法FGD工艺，充分利用公用设施，紧凑布置，以节约土地和建设投资。

杨柳青电厂FGD系统采用一炉一塔，布置旁路烟道和气—气烟气换热器(GGH)。其中制浆系统、工业水系统、石膏处理系统、废水处理系统、事故浆液排放系统为4套FGD装置共用，仪用及杂用空气系统、工艺水系统三、四期各1套。原来石灰石浆液制备系统为石灰石湿磨制浆系统，但在初期运行过程中，发现湿式球磨机存在性能不稳定、电耗过大的问题，影响了FGD系统的可靠稳定运行。后期改造设置石灰石粉直接制浆系统，不仅充分保证了FGD系统稳定可靠运行，且根据综合核算脱硫成本有效降低。2012年脱硫增容改造中，增加1套石灰石粉制浆系统供四期脱硫使用，四期7、8号机组脱硫增加塔外氧化罐系统、吸收塔浆液循环泵及6kV电压等级氧化风机，8号机组在增加烟气脱硝后取消GGH。脱硫系统主要设计参数见表1。

表1 杨柳青电厂FGD系统主要设计参数

2 节能降耗技术措施

FGD系统运行状态不仅直接关系主机安全，也直接关联能否完成节能减排量化目标。当前煤炭价格保持上涨态势，采购燃煤的灰份和硫含量不断增大，导致运行、维护费用同步增加。因此，很有必要深度内部挖潜，不断提高FGD系统运行、维护水平，加强精细化管理。

2.1 节电措施

FGD系统的折旧费、电费、维修费和财务费用是影响脱硫成本的四大因素［3］。FGD系统厂用电率是衡量电厂运行电耗的重要经济性指标，燃煤硫含量、烟气量、FGD系统设备类型与功率等是决定FGD系统厂用电率的主要因素［4］。目前杨柳青电厂FGD系统耗电量一般要占厂发电量的1.5%左右。FGD系统高能耗设备主要有增压风机、吸收塔浆液循环泵以及氧化风机等。

2.1.1 增压风机

增压风机是FGD系统电耗最高的设备。杨柳青电厂三、四期FGD系统增压风机电机功率分别高达2500、2700kW。增压风机电耗与烟气流量和系统阻力成正比例关系［5］。降低增压风机电耗可采取以下措施：

(1)控制合理的锅炉炉膛氧含量，以尽可能减少烟气量。随着烟气量增加，增压风机出力增大。此外，合理调配引风机和增压风机出力，使之达到最佳综合效率状态。可通过试验确定不同烟气流量下风机前烟气压力与最低电耗的关系曲线，再据此曲线修改增压风机导叶的调控逻辑［6］。

(2)控制GGH原、净烟气侧压差。GGH堵塞是导致增压风机前入口压力大的主要原因，各轮值应严格按冲洗时间和次数要求进行高温高压蒸汽吹扫。密切监视GGH压差变化，当烟气流量过小、粉尘含量偏高时，应连续吹扫。FGD系统停运期间，应对吹灰枪的走位进行校验以消除吹扫盲区。

(3)控制吸收塔除雾器的上下压差。除雾器冲洗时，要保证合理的冲洗水流量和压力。除雾器冲洗频率偏低或偏高均会加重GGH的堵塞［7］，而除雾器冲洗频率主要受吸收塔液位影响。低负荷时应加强废水排放，高负荷时可利用吸收塔地坑补水，以维持正常的吸收塔液位和除雾器冲洗频率。

2.1.2 浆液循环泵

FGD系统中吸收塔浆液循环泵是电耗仅次于增压风机的设备。杨柳青电厂三期FGD系统有3台循环泵，四期FGD系统有四台循环泵，功率均在500kW以上，统计数据表明循环泵的用电量约占FGD系统总用电量的35%。影响循环泵电耗的主要因素包括启用循环泵台数、泵入口压力。为减少循环泵电耗可采取以下措施：

(1)适当停运循环泵。在入口SO2浓度较低且保持稳定，脱硫排放又能满足要求的情况下，可停运一台循环泵。这与入炉煤质和锅炉负荷的稳定关系密切，如果锅炉负荷不稳定或入炉煤掺配不均，容易出现为保证SO2达标而使循环泵频繁启停的现象，这种情况不利于节电且对设备损害较大。因此，可在出口SO2浓度较低，脱硫效率较高，但不确定入口SO2稳定性时，考虑停运低泄漏风机节电。目前杨柳青发电厂通过试验得到不同锅炉负荷条件下入口SO2浓度与循环泵投运组合的关系曲线，依据曲线进行循环泵启停，节电效果明显。

(2)保持适当的塔内浆液密度和液位。塔内浆液密度越大，液位越高，循环泵入口压力越大，电流越大。密度过大时，一是保持石膏脱水系统运行，二是通过除雾器补水，三是限制补浆。液位太高时，亦需限制除雾器补水，但液位过低会直接影响氧化反应空间。塔内浆液密度和液位直接影响系统的脱硫效率，故工况调整过程中，必须综合考虑能否保证SO2达标排放。

2.1.3 氧化风机

氧化风机的电耗主要与氧化风量有关。风量调整应根据塔内浆液化学成分的分析结果进行。当浆液里的SO2－

3含量达到标准时，不必再加大氧化风量。同时在运行过程中应及时根据氧化风机电流的变化判断风机入口或出口喷嘴有无堵塞，如有应及时清理和冲洗。此外，氧化风机的出口压力与吸收塔液位、浆液密度成正比［8］，应保持合理的吸收塔液位、浆液密度，以促进氧化风机节电运行。

2.1.4 升级改造

降低设备电耗，除优化运行方式外，还可以通过对系统设备进行改造升级。对负荷波动大而自身功率大的设备可加装变频装置。如目前杨柳青电厂6号机组FGD系统增压风机加装变频装置，数据对比发现相同烟气条件下比改造前电流减少80A左右。而为解决目前GGH高温高压蒸汽吹扫无法完全消除堵塞隐患，可增加一支吹灰枪，或在满足换热要求的前提下，可以适量减少GGH各扇区换热元件。对石膏脱水系统的改造可设置将石膏旋流器的底流直接输送至真空皮带脱水机的旁路，当石膏浆液成分、皮带出力稳定时，不经石膏浆液缓冲箱直接脱水。以解决石膏浆液缓冲箱泵易磨损、电耗高的问题，同时系统流程更加简单流畅。脱硫废水排入灰渣水系统，利用灰渣的强碱性和吸附作用降低污染物浓度，以解决目前废水处理系统由于设计容量导致投运率低的问题，减少排污费用支出［6］。

2.2 节水措施

减少净烟气从吸收塔带走的气态水和液态水是控制整个FGD系统水耗的关键。而随净烟气以气态形式被带走的塔内蒸发水量是FGD系统的最大耗水点，约占整套装置耗水总量90%［9－10］。进入塔内的原烟气在洗涤区和喷淋浆液发生对流传质过程中，部分水分蒸发，不饱和原烟气转化为饱和净烟气。其中水蒸汽虽然部分在净烟道中凝结，由净烟道底部排净阀输送到吸收塔地坑，但大部分被烟气带走从烟囱排出。统计分析发现塔内蒸发水量与塔入口烟温存在一定的线性关系，控制烟气温差成为减少蒸发水量的主要措施。

减少新鲜工艺水补水，最大程度的实现水往复循环。FGD系统的用水分工艺水和工业水两个部分。其中工艺水主要用途包括各塔罐箱补水、除雾器冲洗和管道冲洗以及泵的机封润滑水，工艺水的使用量基本决定整个FGD系统用水量水平。在除雾器压差允许的情况下，吸收塔液位控制尽量采用滤液水。但应从滤液水箱出一定流量的废水，以保证石膏中Cl－、飞灰、惰性物质颗粒等的达标。此外，在能保证脱硫效率和石膏品质的前提下，可采用循环冷却水排污水用于冲洗［11］，实现电厂内部水的梯级利用。当循环冷却水排污水进行除雾器冲洗时必须加强水质监控，否则可能会导致塔内浆液恶化，浆液置换时间缩短，除雾器结垢堵塞。此外，应完善FGD系统区域的排水收集系统，保持沟道畅通。

确保石膏旋流器和真空皮带脱水机的脱水性能，降低石膏含水率。石膏结晶水和表面水是脱硫系统耗水点之一，一般要求石膏产品的含水率不超过10%。运行过程中发现石膏含水率偏高时，应及时调整石膏脱水系统，包括启动备用的旋流子、调整皮带的下料量与皮带转速、保持合适的滤饼厚度和真空泵真空度。同时注意监视FGD入口烟尘含量。电除尘效率过低，会导致石膏浆液中粉尘含量过高。由于入塔的烟尘粒径基本在10μm以下，远小于石膏晶体颗粒粒径，高浓度的粉尘会对皮带造成堵塞，影响石膏脱水。

2.3 节粉措施

降低石灰石粉消耗量是保证脱硫系统经济运行的重要方面。影响石灰石粉消耗量的首要因素是燃煤含硫量。杨柳青电厂三期机组锅炉设计煤种为神华低硫煤，故FGD系统入口SO2较低，能有效减少石灰石粉消耗量。四期FGD系统增容改造后能燃用硫含量变化较大的煤种，这一定程度上增加了脱硫成本，但综合机组运行的整体发电成本，不失为充分发挥脱硫机组优势的一种内部挖潜手段。

石灰石粉品质和粒径直接影响石灰石粉的利用效率。石灰石粉CaCO3含量低，将会加大石灰石粉的用量。因此，当石灰石粉的品质发生较大变化时，应及时更换。特别是避免掺杂沙子的情况出现，沙子容易堵塞输浆管道，并对泵体和管壁造成较大程度的磨损。石灰石粉粒径越小，制浆时越容易溶解，从而能更大程度参与反应。

石灰石粉消耗量也与喷淋塔内的脱硫反应状况密切相关。如出现塔内浆液中CaCO3含量过高，说明脱硫反应不佳，补浆过量。由于石灰石浆液供给量是根据塔内浆液pH值自行调整的，当pH计显示值偏高时，石灰石浆液供给量就会偏大。因此，应对pH计定期校验和冲洗。并根据实际运行状况设定合理pH值，以减少石灰石浆液消耗量。杨柳青电厂塔内浆液pH值一般控制在5.4～5.8，长期监测确定CaCO3过高情况较少出现。当塔内浆液中CaSO3及Cl－、Al3+等杂质浓度偏高时，也会抑制塔内脱硫反应，形成反应盲区，降低石灰石浆液利用效率［12］。应尽量提高电除尘效率，严控石灰石品质，必要时加大废水排放量。此外，可研究脱硫添加剂的投用。脱硫添加剂能促进SO2吸收和石灰石溶解，提高石灰石活性，从而节省石灰粉消耗量，增加循环泵备用系数。

3 节能降耗管理措施

3.1 加强部门之间的沟通协作

运行部、检修部、燃供部和策划部等脱硫管理部门应加强沟通，明确权责，协同管理，共同保障FGD系统的安全、稳定、经济、优质运行。重点提高入厂石灰石粉和燃煤品质的保障水平，加强对水质的监控，严格设备消缺管理与考核，全面提高设备的健康水平，彻底解决设备限出力或带病运行的问题。

3.2 完善FGD系统指标考核体系

进一步完善能有效节能降耗又切实可行的考核指标体系。通过对FGD系统运行过程中机组负荷、燃煤硫含量、出入口烟气流量和SO2浓度、脱硫效率、石膏品质、设备电耗、水质和用水量、石灰石粉品质和用量等主要参数的长期监测、统计分析，探索各参数之间的作用规律，明确影响脱硫效率和石膏品质的主要因素，探讨在达标排放基础上的最低电耗、水耗、粉耗，确定不同工况下各参数的最佳范围和调整方式。建立以脱除单位SO2电耗、水耗、粉耗，出口SO2浓度，石膏品质为主要衡量标准的考核指标体系。同时加强行业交流、对标管理，不断完善指标选取和权重分配，并在实施过程中形成对FGD系统节能降耗倒逼机制。

3.3 加强员工技能培训和职业道德教育

加强对运行人员的培训，通过对脱硫运行规程和其他FGD系统技术资料的组织学习，不断提高运行人员岗位技能。建立班组之间学习交流机制，分享FGD系统调整优化技术经验，及时改变个人或班组的不当操作习惯。同时要注重提高员工职业道德，增强部门凝结力，激发员工工作积极性，为保障FGD系统的长期稳定、经济运行创造有利条件。

4 结语

石灰石—石膏湿法FGD系统庞大复杂，既有为实现SO2脱除反应的大量机械设备，又有为提高自动化程度的大量在线监控仪表，运行过程能耗较大，脱硫成本控制关系整个机组的经济运行。而整个FGD系统复杂工艺过程和自动化控制对运行及管理具有较高要求。针对FGD系统工艺特点、流程及存在的主要问题，通过分析杨柳青热电厂FGD系统长期运行工况，总结提高脱硫效率、石膏品质及降低运行费用的经验，着重阐述FGD系统运行方式调整、设备改造升级、运行维护管理提升等方面的节能降耗措施。根据上述节电、节水、节粉措施进行系统设备改造升级和运行、管理优化，有望进一步促进脱硫装置的可靠、经济运行，在兼顾环保、社会效益的同时，降低电厂的脱硫成本。

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