哈三电厂600 MW机组脱硫系统运行方式优化

邱静柏

(华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂，哈尔滨150024)

目前，火电厂烟气脱硫主要采取石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，它具有脱硫效率高、投资成本低、运行可靠性好等优点［1-2］，因此，在燃煤电厂得以广泛应用。基于此，哈三电厂2×600 MW机组烟气脱硫系统采用了石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺进行烟气脱硫，但是在实际运行中发现该工艺存在电耗大、水耗大、石灰石耗量大、运行成本高等问题［3］。对此，为了挖掘哈三电厂2×600 MW 机组烟气脱硫系统节能降耗潜力，降低成本，本文根据哈三电厂3号、4号机组脱硫系统运行现状，分析了影响脱硫系统运行维护成本的各项因素，并提出了脱硫系统运行方式优化的原则，采取了相应的优化措施，降低了脱硫系统的电耗、水耗、石灰石耗量及脱硫系统运行维护费用。

1 脱硫系统现状

哈三电厂2×600 MW机组的烟气脱硫工程按单元制设计，采用一炉一塔、塔内强制氧化的石灰石-石膏湿法脱硫工艺。其系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、吸收塔系统、工艺水系统、石膏脱水系统、浆液疏排系统、废水处理系统及压缩空气系统等组成。脱硫实际运行状况，pH值为5.2～5.8，脱硫效率为95%，脱硫耗电率在1.1%左右。

据估算，脱硫装置投入使用后需要大量的运行维护费用，其中，电费和石灰石粉费用占到50%左右。湿法脱硫系统耗电量一般占全厂发电量的1.1%左右。以2012年为例，哈三电厂2×600 MW机组年发电量为 60×108kW·h，上网电价为0.39元/kW·h，全年仅脱硫耗电量一项费用就达到25.7×106元。由此可见，控制耗电量成为脱硫系统经济运行主要措施。

脱硫系统中能耗较高的设备有浆液循环泵、氧化风机、磨机等，电机电压均为6 kV，哈三电厂脱硫系统没有单独设置增压风机，只对锅炉引风机进行了增容改造，所以脱硫系统运行时必然造成引风机耗电量的增加［4］。而脱硫系统运行方式的优劣直接影响到脱硫设备耗电量大小，因此，在确保环保排放达标的情况下，确定最优的运行工况则成为脱硫系统节能降耗的关键。

2 脱硫系统运行方式优化原则

哈三电厂3号机组配置4台循环泵，铭牌功率分别为710 kW、800 kW、800 kW、900 kW，合计功率为3210 kW，占脱硫装置系统总功率的56%。4号机组配置3台循环泵，铭牌功率分别为710 kW、800 kW、800 kW，合计功率为2310 kW，占脱硫装置系统总功率的65%。

为保证脱硫系统脱硫效率达到90%以上，原设计运行方式为3号机组满负荷下3台循环泵运行(1台备用)，4号机组满负荷下3台循环泵运行(不设备用泵)。脱硫系统投运初期采用设计运行方式，机组运行维护费用较大。对此，该厂通过对脱硫系统设计运行方式进行优化，使3号、4号机组在正常情况下只运行2台循环泵，并由运行人员进行重点监视和控制，在脱硫效率不足90%时，启动第3台循环泵。这样2台机组每天就可以少运行2台循环泵，节电效果明显。此外，通过采取提高除雾器的除雾效果、节约脱硫用水、控制废水排放和降低脱硫石膏含水量等有效手段，也降低了耗水量。

3 脱硫系统优化措施

3.1 吸收塔循环泵运行方式优化

在保证脱硫系统脱硫效率的前提下，根据3号、4号机组设计和实际运行情况，分别对其采取不同的优化措施，以减少循环泵的运行台数。

3.1.1 3号脱硫吸收塔循环泵运行方式优化

1)采用3号吸收塔1号、2号循环泵与3号吸收塔2号、3号吸收塔循环泵分别联合停运方式。

2)每月1日启动3号吸收塔1号、4号循环泵，停运3号吸收塔2号、3号循环泵。16日启动3号吸收塔2号、3号循环泵，停运3号吸收塔1号、4号循环泵。

3)脱硫效率不足90%时，3号吸收塔1号、4号循环泵停运期间可首先启动吸收塔1号循环泵运行，脱硫效率仍不能满足90%持续1 h或脱硫效率低于88%时，可启动3号吸收塔4号循环泵运行。

4)脱硫效率不足90%时，3号吸收塔2号、3号循环泵停运期间可首先启动吸收塔2号循环泵运行，脱硫效率仍不能满足90%持续1 h或脱硫效率低于88%时，可启动3号吸收塔3号循环泵运行。

5)上述2种停运情况需要启动备用循环泵后运行1 h以上，若脱硫效率满足停运条件时可停运启动的备用循环泵。

3.1.2 4号脱硫吸收塔循环泵运行方式优化

1)采用吸收塔2号、3号循环泵连续运行，吸收塔1号循环泵备用运行方式。

2)脱硫效率低于90%以下持续1 h或脱硫效率低于88%时，可启动吸收塔循环泵1号运行，脱硫效率高于95%时，可停运吸收塔1号循环泵运行。

3)每月1日启动吸收塔1号循环泵，运行24 h后脱硫效率满足停运条件时可停运吸收塔1号循环泵。每月16日启动吸收塔1号循环泵，运行24 h后，脱硫效率满足停运条件时可停运吸收塔1号循环泵。

3.2 浆液制备系统运行方式优化

1)脱硫系统采用石灰石作为吸收剂，严格控制进货渠道，保证所购石灰石的品质符合设计要求，其中要求CaO含量大于50%，MgO含量小于2%。采购块料，粒度在5～20 mm(含水量小于1%)［5］。

2)定期检查维护，保证上料系统完好，使石灰石仓、干粉仓有足够的石灰石及干粉。

3)加强对2套磨机系统的维护，确保2套磨机运行可靠性，2台机组脱硫吸收剂首选为2套磨机制浆提供，在2套磨机出力或存在缺陷不能投运石灰石浆液、不能满足2台机脱硫要求的情况下，方可投入干粉系统。

4)加强对2套制浆系统的调整，保证磨机浆液密度在1350～1400 kg/nm3运行，石灰石浆液细度为95%［6］。

5)磨机电流低于17.5A应及时补加钢球，提高磨机出力，降低磨机单耗。

6)石灰石浆液箱浆液接近高液位时，应及时停止一套或双套制浆系统运行，严禁采用降低磨机出力运行方式，增加磨机耗电及设备磨损。

7)制浆时，应一次性将浆液密度提升至1350 kg/nm3、液位5.5 m后再停止制浆，防止频繁启动制浆设备，吸收塔浆液pH值保持在5.2～5.8，在满足脱硫效率的前提下，尽可能降低石灰石粉用量，长时间不用供浆时可停运石灰石浆液泵。

8)各地坑低液位运行，尽量停止地坑泵及搅拌器运行。如地坑内为清水时，视情况可不启动搅拌器运行。

9)停运及备用吸收塔必须排空，停运吸收塔所有搅拌器。

3.3 脱硫其它系统的运行方式优化

1)加强对电除尘器的维护检修，提高电除尘效率，降低脱硫入口粉尘含量，减少粉尘对脱硫浆液、脱硫系统的影响。

2)通过采取控制除雾器的冲洗水压、冲洗水量及冲洗周期等有效手段，提高除雾器的除雾效果，减少烟气的带水量，节约脱硫用水。

3)加强石膏浆液的化学监督化验，石膏浆液Cl-含量超过3200 mg/L时，投入脱硫废水排放系统;石膏浆液Cl-含量低于2800 mg/L时，停止脱硫废水排放，以减少脱硫水耗量及石膏浆液耗量;特殊情况下石膏浆液若出现中毒冒沫方可增加废水排放次数。

4)做好对脱硫石膏的品质监督，降低脱硫石膏含水量。若石膏含水量大，应及时分析调整，以减少石膏脱水系统的耗水量及耗电量。

4 脱硫运行方式优化效果

哈三电厂2013年通过挖掘脱硫系统内部节能潜力，优化运行方式，有效降低了电耗、水耗、石灰石耗，节省脱硫装置运行维护费用1.06×106元，经济效益十分可观。

1)降低电耗0.08%，2×600 MW机组年发电量为 54×108kW·h，年节约电量为 1.68× 106kW·h，上网电价0.39元/kW·h，年节约费用约6.5×105元。

2)降低水耗0.02 kg/kW·h，年节约新鲜水10.8×104t，按水价格0.3元/t计算，年节约费用约3.2×104元。

3)降低石灰石耗0.42 t/h，2×600 MW机组年运行6932 h，年节约石灰石2911 t，按石灰石价格130元/t计算，年节约费用约3.78×105元。

5 结论

哈三电厂通过优化脱硫系统运行方式，保证了脱硫系统的脱硫效率，使脱硫系统多项经济指标优于设计值，成效显著。

1)有效减轻脱硫装置高额运行维护费用对企业经济指标及利润造成的压力。

2)在保证脱硫效率前提下，优化浆液循环泵运行方式，节电效果显著，降低年运行维护费用6.5× 105元。

3)优化浆液制备设备和其他经济运行方式，节省水耗和石灰石耗，降低年运行维护费用4.1× 105元。

［1］王志才.脱硫系统经济运行方式优化［M］.全球品牌网，2013(1):1-2. WANG Zhicai.Optimization of economic operation mode for desulphurization system［M］.Globrand，2013(1):1-2.

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［3］曾庭华，杨华，马斌，等.湿法烟气脱硫系统安全性及优化［M］.北京:中国电力出版社，2003(2):75-77. ZENG Tinghua，YANG Hua，MA Bin，et al.Wet flue gas desulphurization system security and its optimization［M］.Beijing:China Electric Power Press，2003(2):75-77.

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［5］孙克勤，钟秦.火电厂烟气脱硫系统设计、建造及运行［M］.北京:化学工业出版社，2005. SUN Keqin，ZHONG Qin.Design，construction and operation of flue gas desulphurization system in thermal power plant［M］.Beijing:Chemical Industry Press，2005.

［6］廖永进，曾庭华，郭斌.广东省烟气脱硫装置运行情况分析［J］.电力环境保护，2009，25(6):27-28. LIAO Yongjin，ZENG Tinghua，GUO Bin.Analysis of operation situation of flue gas desulphurization device in Guangdong province［J］.Electric Power Environmental Protection，2009，25(6): 27-28.