湿法脱硫系统节能优化探索

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1、湿法脱硫系统节能优化探索　　摘要：为推动燃煤电厂节能减排工作，不断提高脱硫系统的节能水平、降低湿法脱硫系统电耗，在确保脱硫设施安全稳定运行的前提下，采取了多项系统优化措施，极大程度地降低了脱硫系统在启动、运行、停机过程中所消耗的电耗，降低了运行成本，增强了企业的盈利能力。　　关键词：湿法脱硫系统优化；节能探索；燃煤电厂　　DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.04.046　　1某电厂脱硫系统整体概述　　某电厂燃用煤种为高硫无烟煤，一期工程2×360MW机组采用武汉凯

2、迪电力股份有限公司引进的美国B&W公司（Babcock&Wilcox巴布科可.威尔科克斯）的石灰石/石膏湿法脱硫工艺。每座塔配备6台皮带传动浆液循环泵。　　二期2×360MW燃煤机组为液柱双级矩形塔石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，脱硫装置在燃用脱硫设计煤种（收到基硫5.13%）时，入口SO2浓度在14200mg/Nm3（d），出口SO2浓度≤400mg/Nm3，脱硫效率≥97.2%，且满足装置可用率≥99%。每座塔配备6台浆液循环泵。　　三期脱硫采用武汉凯迪电力股份有限公司引进的美国B&W公司（Ba

3、bcock&Wilcox巴布科可.威尔科克斯）的石灰石/石膏湿法脱硫工艺，设计S份4.06%，每座吸收塔配备5台浆液循环泵。　　2节能优化措施　　2.1机组冷态启动节能优化　　（1）锅炉点火初期，仅启动一台浆液循环泵运行。　　（2）吸收塔入口烟气温度≥60℃，启动第二台浆液循环泵运行，吸收塔出口烟气温度≥60℃或吸收塔入口烟气温度≥120℃，启动第三台浆液循环泵运行。　　（3）机组并网后启动第一台氧化风机，电流按照70A控制。　　（4）如果机组冷态启动需要做试验，大量烧煤的情况下，应根据还实际情况

4、，确定运行浆液循环泵台数和启动氧化风机的时机。　　（5）机组负荷≥180MW，启动第二台氧化风机运行。　　2.2机组正常运行时节能优化　　（1）脱水系统。a）脱水系统均采取间断运行方式，脱水机的石膏厚度以确保脱水机下浆口浆液不溢流为准，不允许脱水机采取低负荷运行方式。b）吸收塔密度超过1120kg/m3，启动脱水机运行，密度低于1080kg/m3，停运脱水机备用。c）每个单元双机运行时，吸收塔浆液密度可控的情况下，运行一台脱水机，双机间断回收石膏的方式运行。d）脱水机处于备用状态，不回收石膏时，停

5、运石膏排出泵。一期还应停运石膏溢流缓冲箱泵。一期和二期应将滤液水箱排空，停运滤液水箱搅拌器。　　（2）氧化空气系统。氧化空气系统的节能运行以确保氧化正常为主，关注化学报表，亚硫酸盐不超过2mmol/L。　　a）一期脱硫氧化风机节能调整表：　　b）二期脱硫氧化风机节能调整表：　　c）三期脱硫氧化风机节能调整表：　　（3）浆液循环泵系统。原则上浆液循环泵按照机组负荷和进口SO2情况调节运行台数。　　a）浆液循环泵节能优化调整表（台数）　　b）一三期脱硫，当排放值低于250mg/Nm3，PH值低于5.0

6、，4条以上浆液循环泵运行，应停运一台浆液循环泵。二期脱硫应确保不低于3台浆液循环泵运行。　　c）二期脱硫：当排放值低于200mg/Nm3，PH低于5.0，5台及　　以上浆液循环泵运行时，应停运一台浆液循环泵；当排放值低于230mg/Nm3，PH低于5.0，4台及以上浆液循环泵运行时，应切换一台大泵为小泵运行。　　d）有备用浆液循环泵的情况，PH高于5.6，应启动备用浆液循环泵运行。　　e）一期和三期浆液循环泵连续停运备用时间，不允许超过24小时，否则应进行切换。　　（4）烟气系统节能优化：　　a）

7、定期对增压风机叶片的磨损、结垢进行检查，确保增压风机能够处于高效区运行。　　b）定期对所有烟道进行清灰除垢，补漏，降低烟道阻力和泄漏，减少增压风机电耗。　　c）改善风机的调节方式。一期引风机处于变频调节时，机组负荷300MW以上时，进口压力控制在-500PA；机组负荷在300MW以下时，进口压力控制在-400―-500PA之间。　　d）一期引风机处于工频运行，静叶调节时，增压风机进口压力按照0―-50PA进行控制。　　e）三期引风机和增压风机都是采用静叶调节，将入口压力设定为0PA，确保烟道阻力最

8、小，减少电耗。　　f）根据GGH压差情况，每班至少进行一次蒸汽吹灰，减少GGH的阻力，降低增压风机电耗。　　g）除雾器压差，严格控制在150Pa（三期300Pa）以内，其冲洗频率和冲洗时间按照负荷进行自动控制。　　（5）除雾器冲洗系统节能优化：　　a）除雾器冲洗系统，应以确保除雾器运行工况优良为准。　　b）除雾器冲洗系统的节能，重点是加强定期工作和消缺，确保阀门可靠，控制冲洗水阀门的最大内漏量不超过10%。　　c）严格控制除雾器的压差，减小烟气系统的阻力。　　2.3机组停运节能优化