火电机组脱硫系统提效节能应用和效果

王文红

摘要：2020年为响应国家和企业关于节能降耗的要求，对脱硫系统进行了节能诊断和对标分析，判断为脱硫系统无提效节能装置和设备均存在不足和问题，造成日常运行中多台浆液循环泵运行，脱硫厂用电率最高时达到了2.5%，似进行脱硫系统提效节能改造

文章结合2x200MW机组脱硫系统提效节能路线的选择和应用，进行了阐述供大家借鉴。

关键词：　脱硫系统；厂用电率；提效；节能；浆液循环泵

一、前言

10、11号脱硫系统厂用电率最高时达到了2.5%，主要因脱硫系统喷淋层布置不合理，浆液循环泵出力不足，喷嘴雾化效果差，喷淋覆盖率低，各层喷淋层脱硫能力低，造成运行中浆液循环泵台数增加，电耗增加；脱硫空塔设计液气比高，而实际浆液利用率低，无节电调整手段；加上近几年脱硫系统改造时，未考虑脱硫节电问题，造成脱硫系统厂用电率一直居高不下的现象，通过对脱硫系统进行了节能诊断和咨询调研，10、11号脱硫系统均有节能空间。

二、脱硫系统改造路线的选择和应用

10、11号机组为2×200MW超高温高压机组，配套建设2台670吨煤粉炉，脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，10号脱硫系统为一炉一塔，配置5台浆液循环泵和5层喷淋层，按照入口SO₂浓度不大于3000mg/Nm³，出口排放浓度小于35mg/Nm³，脱硫效率大于98.83%进行设计；11号脱硫系统为一炉两塔配置，双塔串联运行，两塔共6台浆液循环泵，按照入口SO₂浓度不大于4670mg/Nm³，出口排放浓度小于35mg/Nm³，脱硫效率大于99.25%进行设计。

投产日期： 10号脱硫系统2007年8月投运；11号脱硫系统2010年9月投运。

（一）提效节能技术路线的确定：

（1）对吸收塔喷淋系统节能优化:

脱硫吸收塔喷淋层第1-3层喷嘴为2007年安装并使用至今，喷嘴内腔受浆液的长期冲刷，内径变大，使浆液的雾化粒径变粗，液滴与烟气的接触反应面积减少，降低脱硫效率。本次改造拟对此3层喷嘴进行更换，改善雾化效果，提升浆液的利用率，在同等脱硫能力的情况下可减少液气比，降低循环泵电耗；第4、5层喷淋层的喷嘴每层仅80个，数量偏少，造成每个喷嘴流量过大（80m³/h），浆液雾化效果差，且喷嘴之间间距大，浆液覆盖率低造成烟气逃逸的通道多，为实现超低所需的液气比偏大，循环泵电耗偏高。目前脱硫系统改造思路为通过增加喷嘴数量，采用小流量喷嘴，以改善雾化粒径和浆液覆盖率。因此这两层喷淋层和喷嘴整体更换，每层喷嘴数量增加为140个，流量改为45.7m³/h。改造后喷淋覆盖率达到300%以上，大幅提高这两层喷淋层的脱硫能力。

（2）对喷淋循环系统优化

对吸收塔部分喷嘴进行更换，改善雾化效果，提升浆液的利用率，同时，更换了浆液循环泵磨损的叶轮和吸入盖，调整吸入口间隙至泵的设计值，恢复泵的最大出力，提升喷淋层的脱硫能力。对1、2、3号浆液循环泵磨损严重的吸入盖进行更换，对吸入盖和叶轮间隙进行调整，恢复泵最大出力。

（3）加装脱硫提效装置

对吸收塔最下层喷淋层与入口烟道顶面之间加装了传动绕质件，利用气体动力学原理，烟气通过传动绕质件装置，在其上层空间产生气液撕裂、翻转、混沌状的气液固三相充分接触，迅速完成传质过程，从而达到脱硫提效的目的。其装置传质效率高、脱硫效率高、均气效果好、适应范围宽、无能耗。

（4）烟风系统优化

原烟道、净烟道的弯头、三通处增加烟气导流板，降低烟气阻力。通过CFD数值模拟技术，针对机组烟气流量、烟道布置特点进行流场分析，对阻力较大的弯头和三通等烟道增加导流板，减少烟气紊流、涡流等现象，可明显降低烟风系统的阻力，节约引风机的电耗，同时也为增加提效装置创造条件。

（二）提效节能改造效果：

2020年6月份和11月份，分别完成了10、11号脱硫系统节能改造项目，脱硫改造后机组运行至今，期间经过了大负荷和高硫份的工况，均能达标排放且少运行浆液循环泵台数，日常运行中高负荷和中高硫份时，运行3-4台浆液循环泵，脱硫系统达标排放。

（1） 2020年6月11日改造完成，13日机组负荷140MW，22:35分开始吸收塔入口硫份上升至5000mg/Nm³以上，至6月14日15:39分，平均硫份5160mg/Nm³，期间入口硫份最高达5864mg/Nm³，运行4台浆液循环泵，脱硫出口平均硫份17.7 mg/Nm³。

（2）7月22日机组大负荷、中高硫份运行（7个小时），机组平均负荷196.9MW，最高205MW；吸收塔入口硫份最低4177mg/Nm³，最高5218mg/Nm³，平均4722mg/Nm³，脱硫运行四台浆液循环泵，脱硫出口硫份16.4mg/Nm

³。

结论：机组中负荷和高硫份时、满负荷和中高硫份工况时，运行4台浆液循环泵，脱硫系统正常运行。

（3）机组中高负荷、超高硫份：2020-7-30日6:28分，机组负荷162MW、吸收塔入口硫份6631mg/Nm³，启动5台浆液循环泵，出口净烟气硫份22.4 mg/Nm³，高硫份持续至8:48分，吸收塔入口硫份降至5243mg/Nm³，停运1号泵，出口净烟气硫份9.8mg/Nm³。

结论：机组中高负荷、超高硫份时，脱硫系统运行正常。

（4）改造前后运行对比：改造前，脱硫入口平均硫份3200mg/Nm³，平均负荷156MW时，5台浆液循环泵需全部运行，总电流340.6A；改造后，脱硫入口平均硫份4521mg/Nm³，运行3台浆液循环泵，电流216.5A，脱硫达标排放。

结论：本次脱硫系统节能改造后，脱硫系统具备了机组满负荷中高硫份（200MW 4700mg/Nm³）和超高硫份中高负荷（6600mg/Nm³ 160MW）的工况下，达标排放稳定运行的性能，日常工况下，机组中高负荷中高硫份（160MW 4700-5200mg/Nm³），脱硫系统运行3-4台浆液循环泵，节电效果明显，8月份电力研究院进行了节能改造性能检测鉴定，脱硫厂用电率降至1.45%。

三 结束语：

2020年为响应国家和企业关于节能降耗的要求，经过对脱硫系统进行了节能诊断、对标分析、咨询和调研，最终选择并实施了工期短、设备简单、脱硫效果优秀的改造方案，改造后脱硫厂用电率大幅下降，脱硫提效节能效果显著。

作者简介：王文红（1969～），男，助理工程师，环保专业点检长，大唐保定热电厂.