湿法烟气脱硫经济运行研究

全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集湿法烟气脱硫经济运行研究国华电力股份有限公司北京热电分公司胡秀丽摘要：脱硫装置运行成本中，电费占80%以上，是运行费用中最大的一项。文章围绕降低脱硫系统运行电耗，开展了一系列试验研究，制定了经济运行方案，同时，结合热电分公司脱硫装置运行实践，提出了优化系统设计及加强运行管理的建议。前言中电国华北京热电分公司（简称热电分公司）2台200MW机组脱硫装置（FGD），2005年的统计数据显示，年运行费用达到了1300万元以上（不包括设备检修维护费用），其中电费1155万，脱硫耗电量达到2650万kWh。因此，电厂FGD投入运行后，在保证SO2排放达标、满足环保要求的同时，研究如何降低脱硫装置运行能耗，对脱硫经济运行具有重要意义。1、工艺系统及主要设备热电分公司2台200MW供热机组，各配套安装一套湿法石灰石/石膏烟气脱硫装置，先后于2000年10月（#2FGD）和2003年7月（#1FGD）投入运行。脱硫装置设计效率95%以上，SO2排放分别小于130mg/m3和71mg/m3。2套脱硫装置投入运行后，每年可减少SO2排1全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集放9000多吨。脱硫装置工艺系统主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、石灰石破碎及浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水及废水处理系统。主要设备包括：增压风机、烟气挡板门、回转式换热器（GGH）、吸收塔、氧化风机、循环浆泵、破碎机、湿式球磨机、真空皮带脱水机等。其中石灰石破碎制浆、石膏脱水系统以及GGH吹扫和高压冲洗水设备等为2套FGD公用。2、脱硫经济运行方案的制定在脱除SO2的同时，要消耗大量的石灰石、水、电等运行材料，增大了发电运营成本。其运行费用中，电费是最大的一项，占脱硫装置总运行费用的80%以上。因此，要降低脱硫的运行费用，就要研究如何降低脱硫运行电耗，围绕降低电耗，从优化系统运行方式入手，对吸收塔浆液循环系统、真空皮带机脱水系统、石灰石浆液制备系统以及废水处理系统等子系统进行了优化运行试验，同时，针对运行中GGH积灰、烟气系统阻力升高、增压风机耗电量增大的实际情况，采取了定期人工高压水清洗等维护措施，均取得了较好的效果，在此基础上制定脱硫经济运行方案。2.1吸收塔浆液循环泵运行方式优化在脱硫装置入口烟气SO2浓度一定的条件下，吸收塔内浆液循环量越大，即投运的循环泵台数越多，脱硫效率越高，其电耗也增大。因此，在保证SO2达标排放的前提下，应依据脱硫装置入口烟气中SO2浓度的高低，选择投运不同的循环泵台数及不同高度的喷淋层，以达2全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集到脱硫系统经济运行的目的。热电分公司原设计燃煤含硫量为1.04%，实际燃煤含硫量为0.5%左右，针对燃煤含硫量降低后，FGD入口SO2浓度降低的实际情况，对循环泵运行方式进行了优化。脱硫吸收塔设置3台浆液循环泵，全部投入运行时，脱硫效率达到98%以上。为降低电耗，对2台循环泵在不同的组合方式下，脱硫效率进行了试验。从试验的情况看，脱硫效率均可维持在97%以上（设计值95.6%），净烟气中SO2排放浓度能控制在20～30mg/Nm3范围内，低于北京市排放标准（现行标准100mg/Nm3），烟气排放达标。但退出一台泵运行，节能的效益却非常显著。在此基础上，制定了FGD入口SO2浓度低于1500mg/Nm3投入两台循环泵的标准运行方式。2005年1、2号机组FGD分别运行7513、7890h，厂用电按0.436元/千瓦时计算，退出1台泵运行，年节电在630～730万千瓦时，节电费用210～245万元，节电效益显著。吸收塔循环泵耗电量及费用见表1。表11号机组FGD吸收塔循环泵耗电量及费用序号循环泵No.泵流量m3/h泵压头bar运行电流A计算功率KW年耗电量/万KWh节电费/万元1#148002.140.37356.8268.1116.92#248002.337.18328.6246.9107.63#348002.542.82378.5284.4124.0*备注：泵功率=31/2×VIcosϕ取V—6300V，cosϕ—0.81运行小时=7513h表22号机组FGD吸收塔循环泵耗电量及节电费用序号循环泵No.泵流量m3/h泵压头bar运行电流A计算功率KW年耗电量万KWh节电费/万元1#148002.134.6305.8241.3105.22#248002.338.3338.5267.1116.53#348002.539.6350.0276.2120.4*备注：泵耗电量=31/2×VIcosϕ取V—6300V，cosϕ—0.81运行小时=7890h2.2真空皮带机脱水系统优化3全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集1号机组FGD投入运行后，真空皮带脱水系统成为2套FGD的公用设备，承担2套脱硫石膏浆液的脱水任务，其运行时间也由每天运行10h左右增加到20h以上，甚至连续24h运行。为了减少皮带机的运行时间，降低皮带机的电耗，进行了皮带机运行的优化试验。依据石膏浆液不同输送方式，对皮带机的运行状况、石膏浆液的脱水速度以及石膏的品质进行了监测试验，从试验的结果看，效果较好。通过改变石膏浆液的输送方式，达到了提高皮带机出力、减少皮带机及其附属设备运行时间、提高了设备的运行效率、节约厂用电的目的。为此，制定了皮带机标准运行方式，即皮带机运行时，同时打开浆液输送管路旁路阀门，使皮带机在高出力条件下运行。另外，运行过程中加强石膏浆液输送泵出口压力和皮带机运行速度的监视，在发现泵出口压力降低或皮带机速度低于4m/min时，及时联系检修人员检查浆液泵出口回流管路孔板的磨损情况，发现磨损增大时要及时更换，减少石膏浆液的回流量，保持皮带机经济运行。2.3石灰石浆液制备系统石灰石浆液制备系统设置2台湿式球磨机，每台出力2.7t/h（干），为一期（2号机组FGD）配套设备。1号机组FGD投入运行后，磨机成为2套FGD的公用设备，由于石灰石用量增大，磨机运行时间明显增加，正常运行时需要同时启动两台磨机运行15h左右，其制浆量才能满足2套脱硫装置运行需要，因此，磨机一旦出现故障，制浆量不能满足脱硫运行的需要，为此，为了保证2套脱硫系统的正常运行，在提高磨机出力方面进行了一系列的试验，从试验的情况看，取4全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集得了良好的效果。石灰石/石膏湿法烟气脱硫设计中为了保证脱硫效率，对吸收剂石灰石颗粒细度有一定的要求，一般石灰石的颗粒度越细，其消溶性能越好，可保持较高的脱硫效率及石灰石的利用率，但石灰石的颗粒度愈细，研磨制浆的能耗愈高。热电分公司脱硫湿磨设计为两级旋流分离，石灰石浆液的细度较高，二级旋流出口石灰石颗粒度达到325目筛通过90%以上。而目前脱硫设计中一般要求，石灰石颗粒度为250目筛通过90%，即能满足脱硫运行的需要。另外，热电分公司1号机组FGD设计中也按此标准进行设计。从目前磨机一、二级旋流出口浆液的颗粒分布测试结果看，一级旋流出口的石灰石浆液细度250目筛通过达到了83.6%，基本上能足脱硫运行的需要。在此基础上，对浆液系统进行了取消二级旋流器的改造试验，同时对磨机的运行状况进行了调整，从取样分析的结果看，一级旋流出口石灰石浆液细度250目筛通过达到了95.9%（见表3），满足脱硫运行对浆液细度的要求。取消磨机二级旋流后，磨机出力明显增大，一台磨机运行18h的制浆量即可满足2套脱运行的需要，达到了提高出力、节约电耗的目的。另外，为了解石灰石颗粒度分布变化对脱硫效率及石膏品质的影响，进行了跟踪监测试验，从试验的情况看，脱硫运行效率、石膏中石灰石的含量基本稳定，即石灰石颗粒度的提高对以上两个参数基本没有影响，而磨机运行方式的优化，节电效果显著。5全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集表3磨机取消二级旋流前后石灰石浆液颗粒度测试结果序号项目二级旋流前/%二级旋流改造后1颗粒度/μm一级旋流二级旋流一级旋流＞63（250目筛）16.404.1＞32（325目筛）27.28.210.632～2017.520.814.7＜2038.971.070.62浆液产量/t/h6.1110.132.41号机组脱硫GGH吹灰程序优化1、2号机组脱硫GGH空气吹扫设计公用一台空压机，运行方式为每套FGD每8小时各吹扫1次，1、2号FGD分别进行，空压机间断运行。1号FGD投入运行后，发现GGH空压机基本上处于连续运行状态，检查两台GGH的吹扫逻辑发现，2号机组脱硫GGH吹扫时间设计为2.5h，而1号机组脱硫GGH吹扫时间设计为6h，由于1号FGD吹扫逻辑设计不合理，该空压机成为连续运行设备，没有备用，一旦出现故障，影响2套脱硫的GGH空气吹扫的正常运行。为此，在保证正常吹扫的情况下，对1号机组脱硫GGH吹扫逻辑进行修改，将原来吹扫一个程序6h缩短为2.5h，空压机运行每天减少10.5h。空压机功率132kW，GGH吹灰逻辑修改后，每天节电1300kWh，月节电40000kWh以上，节电效益显著。2.5FGD废水引入冲渣水系统综合处理脱硫废水为弱酸性，pH值在5.0～5.6之间，这部分水需要经过废水处理达标后排放，2套脱硫年废水处理运行费用在20万元以上。热电分公司除渣系统为水力除渣，冲渣水循环使用，由于神华煤灰渣CaO含量高，冲灰水呈碱性，pH值在10左右。灰渣水碱性高，系统设备的结垢严重，给系统设备的安全稳定运行带来较大的隐患。为了6全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集解决灰渣系统的结垢问题，做了大量的工作，如定期加酸降低灰渣水碱性，渣输送管路及除渣设备酸洗等，虽然有一定的作用，但操作难度大。为此，经过充分的调研，制定了脱硫废水引入灰渣水综合处理技术方案，实施后取得了良好的效果，灰渣水的理化特性得到改善，pH值降至8以下，不仅缓解了灰渣系统设备结垢问题，而且节约了脱硫废水处理费用，降低了脱硫运行成本。脱硫废水排入灰渣水前后监测指标对照见表3。表3脱硫废水排入灰渣水前后监测指标对照表灰渣水（引入前）灰渣水（引入后）日期PHCODmg/l悬浮物mg/l日期PHCODmg/l悬浮物mg/l6.168.684.01.310.138.04727.78.563.04.810.207.75116.18.49.34119.611.37.93584.48.189.464.01.411.177.244.09.39.110.5242.33.99.158.9464.6平均9.2511.714.27.7536.256.6*备注：1、监测取样点为灰渣废水处理清水池内2、工业废水排放标准：pH6-8.5；COD60mg/l；悬浮物50mg/l3、降低烟气系统阻力的措施脱硫烟道系统阻力变化与进入脱硫的烟气流量及GGH差压有着密切的关系，烟气流量增大或GGH堵灰都将引起烟气系统阻力的增大，因此，为了降低GGH运行中由于积灰引起阻力升高问题，GGH在设计中就配套了在线压缩空气吹扫和高压水冲洗，以保持GGH换热片的清洁，但运行中发现在烟气流量一定的条件下，随着运行时间的增加，GGH的差压、增压风机电流仍呈不断升高的趋势，分析认7全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集为增压风机电流升高与GGH的堵塞有直接的关系，为此，利用机组停运的会对2套脱硫GGH进行了人工高压水除垢清洗，从清洗的情况看均取得了明显的效果，冲洗前后参数对比见表4、表5。表41号机组脱硫GGH高压水清洗前后运行参数比较序号项目清洗前清洗后差值1烟气量/万Nm3/h87.587.502GGH差压/kpa1.010.630.383增压风机电流/A148106.541.54动叶开度/%7148235耗电量/kwh1372.7987.8385表52号机组脱硫GGH高压水清洗前后运行参数比较序号项目清洗前清洗后差值1烟气量/万Nm3/h97.497.50.12GGH差压/mbar9.65.14.53增压风机电流/A135.2100.634.64动叶开度/%696185耗电量/