[摘要]火電機組超低排放改造有效降低了燃煤電廠的污染物排放總量，但部分改造后的脫硫系統(tǒng)在運行中暴露出設(shè)計裕量過大、改造過度、運行能耗過高等問題。對此本文提出：應(yīng)合理確定脫硫系統(tǒng)設(shè)計邊界條件，根據(jù)實際燃煤及煤源選擇合適的設(shè)計煤質(zhì)硫分；優(yōu)化脫硫系統(tǒng)設(shè)計方案，選擇節(jié)能設(shè)備，設(shè)計方案應(yīng)兼顧不同負(fù)荷工況下脫硫系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)與節(jié)能運行；調(diào)整運行方式、優(yōu)化運行參數(shù)，并使用脫硫增效劑等。上述措施可為同類工程設(shè)計優(yōu)化提供參考。

[關(guān)鍵詞]脫硫系統(tǒng)；超低排放；節(jié)能優(yōu)化；設(shè)計方案；脫硫增效劑

2015 年 12 月國家發(fā)改委、環(huán)境保護部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)了《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》（環(huán)發(fā)[2015]164 號），要求將東部地區(qū)超低排放改造任務(wù)總體完成時間提前至2017 年前，中部地區(qū)力爭在 2018 年前基本完成，西部地區(qū)在 2020 年前完成[1]。截至目前，全國燃煤電廠已完成 50%以上裝機容量機組的超低排放改造，有效降低了火電機組污染物排放總量。然而，很多已投運的超低排放環(huán)保設(shè)施也暴露出設(shè)計裕量過大、改造過度、運行能耗過高等問題。

本文針對燃煤電廠脫硫系統(tǒng)超低排放改造項目，從工程設(shè)計邊界條件、設(shè)計方案、運行方式等方面進行優(yōu)化研究，提出節(jié)能優(yōu)化措施。

1 脫硫系統(tǒng)設(shè)計邊界條件確定

脫硫系統(tǒng)設(shè)計邊界條件的確定，決定了其改造工藝方案的選擇?！痘鹆Πl(fā)電廠煙氣脫硫設(shè)計技術(shù)規(guī)程》規(guī)定：煙氣脫硫裝置的設(shè)計工況宜采用鍋爐BMCR、燃用設(shè)計煤種工況下的煙氣條件；已建電廠加裝煙氣脫硫裝置時，宜根據(jù)實測煙氣參數(shù)確定煙氣脫硫裝置的設(shè)計工況和校核工況，并充分考慮煤源變化趨勢。

我國多數(shù)火電機組燃煤煤質(zhì)波動較大，而目前我國超低排放改造要求環(huán)保指標(biāo)極其嚴(yán)格，不允許每小時污染物排放均值超標(biāo)。因此，為減低環(huán)保風(fēng)險，目前火電機組脫硫裝置增容提效改造普遍存在改造設(shè)計煤質(zhì)裕度過大、硫分虛高的現(xiàn)象。加之，當(dāng)前國內(nèi)燃煤火電機組整體負(fù)荷率偏低，往往造成多數(shù)機組脫硫裝置實際運行工況嚴(yán)重偏離設(shè)計工況，運行能耗較高，運行經(jīng)濟性較差。因此，在對現(xiàn)役機組煙氣脫硫裝置進行超低排放改造時，應(yīng)合理確定設(shè)計邊界條件。設(shè)計煤種宜根據(jù)電廠近 3年實際燃煤情況，選擇可覆蓋近 3年燃煤質(zhì)量 95%以上的硫分參數(shù)，或綜合考慮煤源變化、燃煤摻燒趨勢等選擇合適的設(shè)計硫分參數(shù)，不建議以短期燃煤煤種硫分峰值作為設(shè)計硫分。

2 脫硫系統(tǒng)設(shè)計方案優(yōu)化

在確定脫硫系統(tǒng)超低排放改造方案時，應(yīng)在確保改造方案環(huán)保排放達標(biāo)的前提下，盡量降低投資和能耗指標(biāo)。脫硫系統(tǒng)能耗指標(biāo)包括電耗、脫硫劑耗量、水耗、氣耗等，其中電耗成本約占其整體能耗成本的 70%，因此本文所稱能耗泛指電耗。為更直觀地體現(xiàn)脫硫裝置污染物減排的能耗代價，便于比較不同負(fù)荷工況下脫硫系統(tǒng)的能耗指標(biāo)，本文提出了單位減排能耗的概念，即脫除單位質(zhì)量 SO2需要消耗的電量，計算公式如下：

節(jié)能優(yōu)化目標(biāo)是以最低的單位質(zhì)量污染物減排能耗達到超低排放環(huán)保指標(biāo)，即盡可能在脫硫改造方案設(shè)計選擇時降低脫硫系統(tǒng)電耗，并在低負(fù)荷工況下實現(xiàn)脫硫系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)與節(jié)能運行。

2.1 煙氣系統(tǒng)

目前，脫硫裝置煙氣系統(tǒng)改造的主流方案是取消增壓風(fēng)機，將引風(fēng)機和增壓風(fēng)機合并設(shè)置，由引風(fēng)機克服脫硫裝置煙氣系統(tǒng)阻力。西安熱工研究院有限公司劉家鈺等對某電廠 1000MW 機組引風(fēng)機與脫硫增壓風(fēng)機合并改造進行了方案對比研究，結(jié)果表明在機組1 000MW 滿負(fù)荷運行工況下，改造前引風(fēng)機和增壓風(fēng)機總功率為 6581.2kW，引風(fēng)機、脫硫增壓風(fēng)機合并改造后引風(fēng)機總功率為5395.6kW，改造后煙氣系統(tǒng)風(fēng)機總功率減少1185.6 kW，廠用電率下降 0.237 %，節(jié)能效果顯著。

取消增壓風(fēng)機后，還需對引風(fēng)機出口至脫硫吸收塔入口間煙道進行優(yōu)化設(shè)計，以減少煙道阻力。石清鑫等對某電廠300MW 機組取消增壓風(fēng)機后引風(fēng)機出口至 GGH 原煙氣側(cè)入口煙道設(shè)計進行優(yōu)化研究，一種方案是采用矩形管道聯(lián)接拆除增壓風(fēng)機后的煙道，優(yōu)化方案為拆除增壓風(fēng)機及相關(guān)煙道，新建鋼煙道使兩側(cè)引風(fēng)機煙氣匯流，然后從匯流煙道一側(cè)開孔連接至 GGH 原煙氣側(cè)入口煙道，結(jié)果表明采用優(yōu)化方案煙道阻力可在滿負(fù)荷工況下降低約 260Pa。

對于保留增壓風(fēng)機設(shè)置的脫硫系統(tǒng)，要防止引風(fēng)機和增壓風(fēng)機中的一臺在高效區(qū)運行，而另一臺在低效區(qū)運行的情況。在機組和脫硫系統(tǒng)安全運行的前提下，可通過調(diào)整增壓風(fēng)機入口壓力，尋找不同負(fù)荷工況下引風(fēng)機和增壓風(fēng)機最節(jié)能的聯(lián)合運行方式。一般情況下，增壓風(fēng)機和引風(fēng)機電流之和為最小值時風(fēng)機綜合能耗最低。如果引風(fēng)機壓頭裕量較大或機組日常運行負(fù)荷率較低，可考慮設(shè)置增壓風(fēng)機旁路煙道及增壓風(fēng)機前后擋板，在低負(fù)荷工況下停運增壓風(fēng)機，煙氣經(jīng)旁路煙道由引風(fēng)機克服脫硫系統(tǒng)阻力。但低負(fù)荷時引風(fēng)機運行工況為小流量高壓頭，容易引起風(fēng)機失速，所以能否設(shè)置增壓風(fēng)機旁路煙道及旁路煙道通流面積的選擇應(yīng)根據(jù)引風(fēng)機運行性能曲線確定。

2.2 吸收塔系統(tǒng)

影響煙氣脫硫系統(tǒng)脫硫效率的因素包括吸收塔結(jié)構(gòu)設(shè)計、運行參數(shù)控制、吸收劑品質(zhì)等。在脫硫系統(tǒng)設(shè)計邊界條件確定后，影響吸收塔脫硫效率的主要設(shè)計因素包括煙氣流速、噴淋漿液總流量、噴淋層及噴嘴布置、是否設(shè)置塔內(nèi)強化傳質(zhì)構(gòu)件等。

以某 600MW 機組進行脫硫裝置超低排放改造 為 例 ， 其 設(shè) 計 吸 收 塔 入 口 SO2質(zhì) 量 濃 度 為3000mg/m3，出口SO2質(zhì)量濃度不超過35mg/m3，設(shè)計脫硫效率為 98.83%。改造方案 1 為噴淋空塔方案，設(shè)置 5 層噴淋層，每層噴淋層對應(yīng)設(shè)置 1 臺流量為 10500m3/h 的漿液循環(huán)泵，最下層噴淋層對應(yīng)漿液循環(huán)泵A，漿液循環(huán)泵揚程為19.8 m，噴淋層中心線間距2m。方案2為托盤塔方案，設(shè)置4層噴淋層和1層合金托盤，每層噴淋層對應(yīng)設(shè)置1臺流量為10500m3/h的漿液循環(huán)泵，最下層噴淋層對應(yīng)漿液循環(huán)泵A，漿液循環(huán)泵揚程19.8m，噴淋層中心線間距2m。吸收塔改造方案對比見表1。

表1 2種吸收塔改造方案對比

吸收塔系統(tǒng)的主要電耗為漿液循環(huán)泵電耗及吸收塔阻力引起的引風(fēng)機(或增壓風(fēng)機)電耗，包括漿液循環(huán)泵軸功率和吸收塔阻力導(dǎo)致的風(fēng)機軸功率。噴淋空塔方案和托盤塔方案的吸收塔電耗對比見表2。

表2不同改造方案的吸收塔電耗對比

雖然相對于噴淋空塔方案，托盤塔方案吸收塔阻力增加500Pa，引起風(fēng)機電耗增加510 kW，但噴淋空塔方案多設(shè)置1層噴淋層，其對應(yīng)的循環(huán)泵軸功率為1097kW，兩者疊加得出在設(shè)計工況下運行時托盤塔方案可節(jié)能587kW，減少廠用電率約0.1 % 。

2.3氧化風(fēng)系統(tǒng)

石灰石一石膏濕法脫硫裝置吸收塔氧化風(fēng)管布置方式主要有矛槍式和管網(wǎng)式，如圖1所示。矛槍式氧化風(fēng)管一般布置在吸收塔漿液攪拌器內(nèi)側(cè)上方，通過攪拌器旋流的推力促進氧化空氣分布，距吸收塔底部距離一般約為2m。管網(wǎng)式氧化風(fēng)管一般布置在距吸收塔漿池液面6~7 m位置，該方式下氧化空氣噴口距離液面的高度小于矛槍式布置方式，因此氧化風(fēng)機揚程更低，電耗消耗量相對較小;同時氧化空氣分布更均勻，氧化效果更好。

圖1氧化風(fēng)管布置方式

氧化風(fēng)機可選擇羅茨式和離心式。羅茨式風(fēng)機為容積式風(fēng)機，結(jié)構(gòu)簡單，但效率較低，一般為60%~70%。離心式風(fēng)機可分為單級離心風(fēng)機和多級離心風(fēng)機，效率可達到85%以上。另外，羅茨風(fēng)機為容積式風(fēng)機，無法調(diào)節(jié)流量，而離心式風(fēng)機具有較好的流量調(diào)節(jié)功能，可實現(xiàn)流量調(diào)節(jié)范圍400%~100%，同時依然保持較高的效率?？梢?，在不同機組負(fù)荷或不同入口SO2質(zhì)量濃度下，脫硫系統(tǒng)離心風(fēng)機均具有較強的節(jié)能效果及較好的調(diào)節(jié)性和適應(yīng)性。

以上述某電廠600MW機組脫硫裝置超低排放改造為例，吸收塔氧化風(fēng)管采用管網(wǎng)式布置方式，埋深7 m，每座吸收塔設(shè)置2臺100%容量氧化風(fēng)機，一用一備，氧化風(fēng)機流量13000m3/h，揚程100kPa，設(shè)計工況下單臺離心式風(fēng)機軸功率比羅茨式風(fēng)機低約170 kW，節(jié)能效果顯著。

2.4石膏脫水系統(tǒng)

石灰石一石膏濕法煙氣脫硫副產(chǎn)物石膏漿液，一般需要經(jīng)過石膏旋流器和真空脫水機兩級脫水處理。真空脫水機是二級脫水系統(tǒng)的核心設(shè)備，也是主要的耗能設(shè)備，主要分為圓盤脫水機和真空皮帶脫水機。某電廠30t/h處理能力的圓盤脫水機總電耗約53.5kW，同等處理能力的真空皮帶脫水機總電耗約207kW，可見圓盤脫水機能耗約為真空皮帶脫水機的1/4，節(jié)能效果顯著。另外，圓盤脫水機還具有占地面積小、節(jié)水的特點，但其造價相對較高，且實際運行中也存在陶瓷盤片易堵塞、更換頻率高、維護成本較高的問題。

目前，有廠家推出了濾布真空盤式脫水機，其結(jié)構(gòu)和陶瓷式圓盤脫水機類似，將盤片更換為框架外敷濾布式，降低了運行維護成本。但運行效果還有待長期運行后進一步驗證。

3脫硫系統(tǒng)運行方式優(yōu)化

3.1吸收塔系統(tǒng)運行優(yōu)化

液氣比是影響脫硫效率的最主要參數(shù)。在機組負(fù)荷一定時，漿液循環(huán)泵投運臺數(shù)決定了總的漿液循環(huán)量，即決定了液氣比。西安熱工研究院有限公司針對多個電廠脫硫裝置在不同負(fù)荷和不同燃煤含硫量工況下，進行了大量漿液循環(huán)泵運行優(yōu)化試驗。試驗結(jié)果表明在滿足環(huán)保達標(biāo)排放的前提下，通過優(yōu)化漿液循環(huán)泵投運臺數(shù)及不同漿液循環(huán)泵組合方式，可有效降低廠用電率和運行成本.

目前，火電機組整體年利用小時數(shù)較低，脫硫裝置經(jīng)常在低負(fù)荷工況運行，環(huán)保設(shè)施如何在低負(fù)荷工況下靈活并節(jié)能運行是超低排放改造后應(yīng)該重點關(guān)注的問題。因此，在脫硫系統(tǒng)超低排放改造方案設(shè)計時，不僅要優(yōu)化設(shè)計工況運行電耗，而且應(yīng)兼顧低負(fù)荷工況時脫硫系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)，降低低負(fù)荷運行工況下SO2單位減排能耗。對前文600MW機組吸收塔改造提出2種漿液循環(huán)泵配置方案。方案A吸收塔4層噴淋層對應(yīng)的漿液循環(huán)泵流量相同，優(yōu)點是設(shè)備備品備件規(guī)格一致，便于檢修維護。方案B采用漿液循環(huán)泵流量差異化配置，雖然在設(shè)計工況下全部漿液循環(huán)泵投運時運行能耗略高于方案A，但在機組低負(fù)荷工況時可有效降低運行電耗。2種漿液循環(huán)泵配置方案對比見表30由表3可見，采用漿液循環(huán)泵A, B, C和循環(huán)泵A, B, D組合泵運行時能耗分別比方案A低167kW和148 kW，運行調(diào)節(jié)方式更為靈活。

表3 2種漿液循環(huán)泵配置方案對比

脫硫系統(tǒng)吸收塔漿液pH值對吸收SO2的影響極為顯著，圖2為某電廠脫硫系統(tǒng)吸收塔漿液pH值對脫硫效率的影響.

圖2 吸收塔漿液pH值對脫硫效率的影響

由圖2可見，在一定范圍內(nèi)吸收塔漿液pH值和脫硫效率呈近線性關(guān)系。pH值越高總傳質(zhì)系數(shù)越大，因此有利于SO2的吸收;但pH值太高不利于CaSO3氧化，會影響石膏品質(zhì)。在實際運行時，漿液循環(huán)泵投運方式應(yīng)和漿液pH值協(xié)調(diào)運行。

3.2使用脫硫增效劑

使用脫硫增效劑的作用是加速石灰石溶解、提高石灰石活性及強化液相傳質(zhì)效果，從而有效提高吸收漿液利用率和脫硫效率。在機組負(fù)荷和脫硫系統(tǒng)入口SO2質(zhì)量濃度一致的情況下，使用脫硫增效劑后，可停運1臺漿液循環(huán)泵，同時獲得更高的脫硫效率。對于600 MW機組，按1臺漿液循環(huán)泵軸功率為700900 kW計算，停運1臺漿液循環(huán)泵后吸收塔阻力降低約200~300 Pa，風(fēng)機能耗下降200~300 kW，可降低廠用電率0.15%一0.20% 。

使用脫硫增效劑極大地提高了石灰石的消溶速度和活性，提升了石灰石的利用率，可有效降低石灰石消耗量。試驗表明，在脫硫裝置入口SO2質(zhì)量濃度超出設(shè)計值約30%情況下，石膏中的CaSO3·1 /2H2O含量也一直處于正常水平?？梢姡褂妹摿蛟鲂┛商岣呙摿蜓b置吸收系統(tǒng)氧化空氣利用率，進而提高脫硫裝置對燃煤含硫量及其入口SO2質(zhì)量濃度的適應(yīng)范圍。

4結(jié)語

針對燃煤電廠脫硫系統(tǒng)超低排放改造項目的節(jié)能優(yōu)化，首先應(yīng)合理確定設(shè)計邊界條件，根據(jù)實際燃煤及煤源選擇合適的設(shè)計煤質(zhì)硫分。其次，應(yīng)優(yōu)化設(shè)計方案，選擇節(jié)能設(shè)備，設(shè)計方案應(yīng)兼顧不同負(fù)荷工況下脫硫系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)與節(jié)能運行。最后，應(yīng)調(diào)整運行方式，優(yōu)化運行參數(shù)，并使用脫硫增效劑，在滿足環(huán)保達標(biāo)排放的前提下降低單位減排能耗。