［摘要］火电机组超低排放改造有效降低了燃煤电厂的污染物排放总量，但部分改造后的脱硫系统在运行中暴露出设计裕量过大、改造过度、运行能耗过高等问题。对此本文提出：应合理确定脱硫系统设计边界条件，根据实际燃煤及煤源选择合适的设计煤质硫分；优化脱硫系统设计方案，选择节能设备，设计方案应兼顾不同负荷工况下脱硫系统的灵活调节与节能运行；调整运行方式、优化运行参数，并使用脱硫增效剂等。上述措施可为同类工程设计优化提供参考。
［关键词］脱硫系统；超低排放；节能优化；设计方案；脱硫增效剂
2015 年 12 月国家发改委、环境保护部、国家能源局联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发[2015]164 号），要求将东部地区超低排放改造任务总体完成时间提前至2017 年前，中部地区力争在 2018 年前基本完成，西部地区在 2020 年前完成[1]。截至目前，全国燃煤电厂已完成 50%以上装机容量机组的超低排放改造，有效降低了火电机组污染物排放总量。然而，很多已投运的超低排放环保设施也暴露出设计裕量过大、改造过度、运行能耗过高等问题。
本文针对燃煤电厂脱硫系统超低排放改造项目，从工程设计边界条件、设计方案、运行方式等方面进行优化研究，提出节能优化措施。
1 脱硫系统设计边界条件确定
脱硫系统设计边界条件的确定，决定了其改造工艺方案的选择。《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》规定：烟气脱硫装置的设计工况宜采用锅炉BMCR、燃用设计煤种工况下的烟气条件；已建电厂加装烟气脱硫装置时，宜根据实测烟气参数确定烟气脱硫装置的设计工况和校核工况，并充分考虑煤源变化趋势。
我国多数火电机组燃煤煤质波动较大，而目前我国超低排放改造要求环保指标极其严格，不允许每小时污染物排放均值超标。因此，为减低环保风险，目前火电机组脱硫装置增容提效改造普遍存在改造设计煤质裕度过大、硫分虚高的现象。加之，当前国内燃煤火电机组整体负荷率偏低，往往造成多数机组脱硫装置实际运行工况严重偏离设计工况，运行能耗较高，运行经济性较差。因此，在对现役机组烟气脱硫装置进行超低排放改造时，应合理确定设计边界条件。设计煤种宜根据电厂近 3年实际燃煤情况，选择可覆盖近 3年燃煤质量 95%以上的硫分参数，或综合考虑煤源变化、燃煤掺烧趋势等选择合适的设计硫分参数，不建议以短期燃煤煤种硫分峰值作为设计硫分。
2 脱硫系统设计方案优化
在确定脱硫系统超低排放改造方案时，应在确保改造方案环保排放达标的前提下，尽量降低投资和能耗指标。脱硫系统能耗指标包括电耗、脱硫剂耗量、水耗、气耗等，其中电耗成本约占其整体能耗成本的 70%，因此本文所称能耗泛指电耗。为更直观地体现脱硫装置污染物减排的能耗代价，便于比较不同负荷工况下脱硫系统的能耗指标，本文提出了单位减排能耗的概念，即脱除单位质量 SO2需要消耗的电量，计算公式如下：
节能优化目标是以最低的单位质量污染物减排能耗达到超低排放环保指标，即尽可能在脱硫改造方案设计选择时降低脱硫系统电耗，并在低负荷工况下实现脱硫系统灵活调节与节能运行。
2.1 烟气系统
目前，脱硫装置烟气系统改造的主流方案是取消增压风机，将引风机和增压风机合并设置，由引风机克服脱硫装置烟气系统阻力。西安热工研究院有限公司刘家钰等对某电厂 1000MW 机组引风机与脱硫增压风机合并改造进行了方案对比研究，结果表明在机组1 000MW 满负荷运行工况下，改造前引风机和增压风机总功率为 6581.2kW，引风机、脱硫增压风机合并改造后引风机总功率为5395.6kW，改造后烟气系统风机总功率减少1185.6 kW，厂用电率下降 0.237 %，节能效果显著。
取消增压风机后，还需对引风机出口至脱硫吸收塔入口间烟道进行优化设计，以减少烟道阻力。石清鑫等对某电厂300MW 机组取消增压风机后引风机出口至 GGH 原烟气侧入口烟道设计进行优化研究，一种方案是采用矩形管道联接拆除增压风机后的烟道，优化方案为拆除增压风机及相关烟道，新建钢烟道使两侧引风机烟气汇流，然后从汇流烟道一侧开孔连接至 GGH 原烟气侧入口烟道，结果表明采用优化方案烟道阻力可在满负荷工况下降低约 260Pa。
对于保留增压风机设置的脱硫系统，要防止引风机和增压风机中的一台在高效区运行，而另一台在低效区运行的情况。在机组和脱硫系统安全运行的前提下，可通过调整增压风机入口压力，寻找不同负荷工况下引风机和增压风机最节能的联合运行方式。一般情况下，增压风机和引风机电流之和为最小值时风机综合能耗最低。如果引风机压头裕量较大或机组日常运行负荷率较低，可考虑设置增压风机旁路烟道及增压风机前后挡板，在低负荷工况下停运增压风机，烟气经旁路烟道由引风机克服脱硫系统阻力。但低负荷时引风机运行工况为小流量高压头，容易引起风机失速，所以能否设置增压风机旁路烟道及旁路烟道通流面积的选择应根据引风机运行性能曲线确定。
2.2 吸收塔系统
影响烟气脱硫系统脱硫效率的因素包括吸收塔结构设计、运行参数控制、吸收剂品质等。在脱硫系统设计边界条件确定后，影响吸收塔脱硫效率的主要设计因素包括烟气流速、喷淋浆液总流量、喷淋层及喷嘴布置、是否设置塔内强化传质构件等。
以某 600MW 机组进行脱硫装置超低排放改造 为 例 ， 其 设 计 吸 收 塔 入 口 SO2质 量 浓 度 为3000mg/m3，出口SO2质量浓度不超过35mg/m3，设计脱硫效率为 98.83%。改造方案 1 为喷淋空塔方案，设置 5 层喷淋层，每层喷淋层对应设置 1 台流量为 10500m3/h 的浆液循环泵，最下层喷淋层对应浆液循环泵A，浆液循环泵扬程为19.8 m，喷淋层中心线间距2m。方案2为托盘塔方案，设置4层喷淋层和1层合金托盘，每层喷淋层对应设置1台流量为10500m3/h的浆液循环泵，最下层喷淋层对应浆液循环泵A，浆液循环泵扬程19.8m，喷淋层中心线间距2m。吸收塔改造方案对比见表1。
表1 2种吸收塔改造方案对比
吸收塔系统的主要电耗为浆液循环泵电耗及吸收塔阻力引起的引风机(或增压风机)电耗，包括浆液循环泵轴功率和吸收塔阻力导致的风机轴功率。喷淋空塔方案和托盘塔方案的吸收塔电耗对比见表2。
表2不同改造方案的吸收塔电耗对比
虽然相对于喷淋空塔方案，托盘塔方案吸收塔阻力增加500Pa，引起风机电耗增加510 kW，但喷淋空塔方案多设置1层喷淋层，其对应的循环泵轴功率为1097kW，两者叠加得出在设计工况下运行时托盘塔方案可节能587kW，减少厂用电率约0.1 % 。
2.3氧化风系统
石灰石一石膏湿法脱硫装置吸收塔氧化风管布置方式主要有矛枪式和管网式，如图1所示。矛枪式氧化风管一般布置在吸收塔浆液搅拌器内侧上方，通过搅拌器旋流的推力促进氧化空气分布，距吸收塔底部距离一般约为2m。管网式氧化风管一般布置在距吸收塔浆池液面6~7 m位置，该方式下氧化空气喷口距离液面的高度小于矛枪式布置方式，因此氧化风机扬程更低，电耗消耗量相对较小;同时氧化空气分布更均匀，氧化效果更好。
图1氧化风管布置方式
氧化风机可选择罗茨式和离心式。罗茨式风机为容积式风机，结构简单，但效率较低，一般为60%~70%。离心式风机可分为单级离心风机和多级离心风机，效率可达到85%以上。另外，罗茨风机为容积式风机，无法调节流量，而离心式风机具有较好的流量调节功能，可实现流量调节范围400%~100%，同时依然保持较高的效率。可见，在不同机组负荷或不同入口SO2质量浓度下，脱硫系统离心风机均具有较强的节能效果及较好的调节性和适应性。
以上述某电厂600MW机组脱硫装置超低排放改造为例，吸收塔氧化风管采用管网式布置方式，埋深7 m，每座吸收塔设置2台100%容量氧化风机，一用一备，氧化风机流量13000m3/h，扬程100kPa，设计工况下单台离心式风机轴功率比罗茨式风机低约170 kW，节能效果显著。
2.4石膏脱水系统
石灰石一石膏湿法烟气脱硫副产物石膏浆液，一般需要经过石膏旋流器和真空脱水机两级脱水处理。真空脱水机是二级脱水系统的核心设备，也是主要的耗能设备，主要分为圆盘脱水机和真空皮带脱水机。某电厂30t/h处理能力的圆盘脱水机总电耗约53.5kW，同等处理能力的真空皮带脱水机总电耗约207kW，可见圆盘脱水机能耗约为真空皮带脱水机的1/4，节能效果显著。另外，圆盘脱水机还具有占地面积小、节水的特点，但其造价相对较高，且实际运行中也存在陶瓷盘片易堵塞、更换频率高、维护成本较高的问题。
目前，有厂家推出了滤布真空盘式脱水机，其结构和陶瓷式圆盘脱水机类似，将盘片更换为框架外敷滤布式，降低了运行维护成本。但运行效果还有待长期运行后进一步验证。
3脱硫系统运行方式优化
3.1吸收塔系统运行优化
液气比是影响脱硫效率的最主要参数。在机组负荷一定时，浆液循环泵投运台数决定了总的浆液循环量，即决定了液气比。西安热工研究院有限公司针对多个电厂脱硫装置在不同负荷和不同燃煤含硫量工况下，进行了大量浆液循环泵运行优化试验。试验结果表明在满足环保达标排放的前提下，通过优化浆液循环泵投运台数及不同浆液循环泵组合方式，可有效降低厂用电率和运行成本.
目前，火电机组整体年利用小时数较低，脱硫装置经常在低负荷工况运行，环保设施如何在低负荷工况下灵活并节能运行是超低排放改造后应该重点关注的问题。因此，在脱硫系统超低排放改造方案设计时，不仅要优化设计工况运行电耗，而且应兼顾低负荷工况时脱硫系统的灵活调节，降低低负荷运行工况下SO2单位减排能耗。对前文600MW机组吸收塔改造提出2种浆液循环泵配置方案。方案A吸收塔4层喷淋层对应的浆液循环泵流量相同，优点是设备备品备件规格一致，便于检修维护。方案B采用浆液循环泵流量差异化配置，虽然在设计工况下全部浆液循环泵投运时运行能耗略高于方案A，但在机组低负荷工况时可有效降低运行电耗。2种浆液循环泵配置方案对比见表30由表3可见，采用浆液循环泵A, B, C和循环泵A, B, D组合泵运行时能耗分别比方案A低167kW和148 kW，运行调节方式更为灵活。
表3 2种浆液循环泵配置方案对比
脱硫系统吸收塔浆液pH值对吸收SO2的影响极为显著，图2为某电厂脱硫系统吸收塔浆液pH值对脱硫效率的影响.
图2 吸收塔浆液pH值对脱硫效率的影响
由图2可见，在一定范围内吸收塔浆液pH值和脱硫效率呈近线性关系。pH值越高总传质系数越大，因此有利于SO2的吸收;但pH值太高不利于CaSO3氧化，会影响石膏品质。在实际运行时，浆液循环泵投运方式应和浆液pH值协调运行。
3.2使用脱硫增效剂
使用脱硫增效剂的作用是加速石灰石溶解、提高石灰石活性及强化液相传质效果，从而有效提高吸收浆液利用率和脱硫效率。在机组负荷和脱硫系统入口SO2质量浓度一致的情况下，使用脱硫增效剂后，可停运1台浆液循环泵，同时获得更高的脱硫效率。对于600 MW机组，按1台浆液循环泵轴功率为700900 kW计算，停运1台浆液循环泵后吸收塔阻力降低约200~300 Pa，风机能耗下降200~300 kW，可降低厂用电率0.15%一0.20% 。
使用脱硫增效剂极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。试验表明，在脱硫装置入口SO2质量浓度超出设计值约30%情况下，石膏中的CaSO3·1 /2H2O含量也一直处于正常水平。可见，使用脱硫增效剂可提高脱硫装置吸收系统氧化空气利用率，进而提高脱硫装置对燃煤含硫量及其入口SO2质量浓度的适应范围。
4结语
针对燃煤电厂脱硫系统超低排放改造项目的节能优化，首先应合理确定设计边界条件，根据实际燃煤及煤源选择合适的设计煤质硫分。其次，应优化设计方案，选择节能设备，设计方案应兼顾不同负荷工况下脱硫系统的灵活调节与节能运行。最后，应调整运行方式，优化运行参数，并使用脱硫增效剂，在满足环保达标排放的前提下降低单位减排能耗。
