摘要：湿法脱硫系统在节能减排工作中具有深度挖掘空间，以内蒙古岱海发电两期4台机组为例，通过技术改造、运行优化、成本控制等多种方法，介绍了湿法脱硫系统节能降耗思路和安全运行措施。在保证脱硫效率的前提下，减少脱硫系统能耗以及物料成本，达到节能降耗目的，也为同类型湿法脱硫系统节能降耗与安全运行指明方向。
关键词：脱硫；节能；优化；经济；电石渣；
0 引言：
湿法烟气脱硫工艺因其脱硫效率高、技术成熟、运行可靠等优点，成为我国大型燃煤电厂烟气脱硫的首选工艺。但在日常实际运行过程中，湿法烟气脱硫超低环保指标的背后，是巨额的能耗损失和高额的成本负担，这并不符合企业节能降耗以及长期发展需要。如何开辟一条即经济又环保的湿法脱硫运行模式，成为了众多燃煤电厂当务之急。
内蒙古岱海发电有限责任公司（以下简称岱海电厂）一期2×630MW、二期2×660MW亚临界直接空冷燃煤发电机组脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，按一炉一塔设计运行，处理100%的烟气量。
自岱海电厂脱硫系统建成投运以来，随着技术改造，运行调整，管理提升，脱硫系统运行成本逐年下降，在出口污染物排放“近零”水平前提下，逐步摸索出一条经济环保之路。
1 节能技术改造
1.1取消增压风机
在传统燃煤电厂脱硫系统中，增压风机占脱硫系统电耗率的40%~60%，且设计裕度比较大，低负荷工况下，增压风机效率比较低。针对这样的情况，取消脱硫增压风机，将锅炉引风机与脱硫增压风机二合一改造，脱硫系统的负荷由引风机来承担完成，对降低脱硫厂用电率、节能降耗具有重大意义。
2014年，岱海电厂在充分论证的前题下,取消了脱硫增压风机、拆除原引风机，用高压头动叶可调引风机代替。经长期实际运行证明，脱硫增压风机取消后，脱硫节能成果明显，同时，由于综合改造后，脱硫系统简单，可靠性增强，在一定程度上节约了设备维护费用，长期经济效益显著。
1.2取消GGH
大多数燃煤电厂脱硫系统建设初期均会选择安装GGH，但近年来，传统GGH装置因设计原理、施工工艺等先天因素制约，长期运行弊端逐渐暴露，漏风率大、换热元件堵塞、运行阻力大、运维费用高等问题一直存在。
2017年，岱海电厂开始MGGH节能减排综合升级改造，拆除原有GGH装置。对比传统GGH装置而言，MGGH系统简单、可靠性高、无漏风率，保证了超低排放指标，有效的解决了GGH装置弊病。经长期实际运行证明，MGGH运维比较简单，积灰结垢轻微，比以往节省了大笔GGH换热元件更换的资金投入，具有很好的经济性与可靠性。
2节能运行调整
2.1电石渣作为脱硫剂
在湿法烟气脱硫技术中，石灰石具有矿产丰富、价格低廉、性质稳定等多项优点而被众多燃煤电厂用作脱硫剂。电石渣则属于化工行业废料，其主要成分为熟石灰Ca(OH)2，与生石灰消化后成分相同，符合与SO2进行反应的机理要求，同属于钙基强碱吸收剂。如果利用电石渣作为脱硫剂，以废治废，不仅仅解决了化工企业电石渣废弃堆放问题，也大大降低湿法烟气脱硫运行成本，满足国家资源循环再利用和清洁生产的政策要求。
2017年，岱海电厂利用电石渣粉替代石灰石粉作为湿法脱硫剂，经济效益可观，年节约费用约 1200多万元。实际运行中从某些方面讲，电石渣的性能反而超过石灰石，相比传统石灰石脱硫剂优势明显，例如折算Ca(OH)2纯度、比表面积等，在相同工况情况下，采用电石渣作为脱硫剂后，脱硫效率约增加1%，大大降低了脱硫的总排量。同时，电石渣成本低廉，企业可适当增加一点电石渣的消耗而提高系统的脱硫效率，成为企业提升脱硫效率降低运行成本的最佳方案。
电石渣作为脱硫剂并不会改变湿法脱硫工艺流程，因此，使用电石渣作为脱硫剂时，也保留了使用石灰石作为脱硫剂的工作能力。在某些情况下，例如电石渣来源缺少时，仍然可以采用石灰石作为脱硫剂工作，这无形中给企业带来了许多便利之处。
有利就有弊，电石渣为化工行业废料，在储存及制浆过程中会有部分一氧化碳、乙炔气体释放，运输或储存过程中防护措施必须到位；电石渣作为脱硫剂与SO2反应迅速，吸收塔浆液PH值波动较大，脱硫出口二氧化硫的控制会更难，对运行人员调整水平要求较高；除此以外，电石渣还存在极易吸潮结块堵塞，影响石膏脱水，增加系统磨损，浆液起泡溢流，维护工作增加等问题。
2.2精确控制PH值
吸收塔浆液PH值调整也是湿法脱硫技术控制出口SO2有效手段之一，吸收塔浆液PH值维持越高，意味着吸收塔内碱度大，有利于碱性溶液与酸性气体之间的化学反应，对脱除SO2有利。
正常情况下，湿法脱硫系统吸收塔浆液PH值尽量平稳维持在5.2—5.5之间，在满足脱硫出口污染物排放要求的前提下，尽量控制吸收塔浆液PH值维持在下限，不得随意提高或降低PH限值，较低的PH值难以保证脱硫效率，反而增加日常运行电耗。
而PH值长期高限运行则意味着脱硫剂使用越多，有碍经济运行。吸收塔浆液PH值维持越高越不利于脱硫剂的溶解，吸收塔内产生过剩的CaCO3，降低吸收剂的利用率，同时也会增加脱硫剂消耗，增加脱硫系统的运行费用。同时，PH值长期高限运行会对副产物的氧化起抑制作用，不利于石膏的生成与结晶，增加系统结垢倾向，影响系统安全稳定运行。
2.3循环泵组合运行
脱硫吸收塔是整个湿法脱硫系统的核心，其主要设备浆液循环泵运行直接关系着出口指标和系统能耗，浆液循环泵节能降耗对整个脱硫系统而言意义重大。
目前浆液循环泵节能降耗方向无非有两种，一种方案是对传统浆液循环泵进行变频改造达到节能目的，但该方案存在投资建设成本高、节能经济效益慢、变频设备可靠性差、影响喷淋层雾化效果、后期运维成本高等诸多弊端，该方案难以得到推广运用。。
另一种方案是通过对脱硫系统运行参数分析，合理搭配调整浆液循环泵运行组合以及投运数量。即在不同机组负荷、不同SO2浓度、不同浆液PH工况下，在满足环保排放要求的情况下，探寻浆液循环泵高低扬程搭配以及浆液循环泵的投运数量的最佳运行方式，达到节能降耗目的。循环泵组合运行必须遵循先启后停、高低扬程搭配、对角运行方式。
2.4氧化风量调整
岱海电厂每台机组脱硫系统设计建造两台6KV高压离心式氧化风机，风量设计裕量较大，低负荷工况下当氧化风机满载运行时，氧化风量处于过量状态有着较大的节能空间。
岱海电厂根据实际运行工况，计算出各工况下脱硫系统氧化风量需求，通过技术改造将多机组脱硫氧化风机出口管道串联，以便单台氧化风机运行供应多机组脱硫系统氧化风用量，提高氧化风机共用性。在低负荷低烟气量时间段，采用降低氧化风机运行电流，调节减少氧化风供应量的方法，岱海电厂每日单机日节能约6000KWh，长期经济效益明显，达到节能目的。
但需要注意的是，通过控制氧化风机风量节能时，必须充分考虑设备安全运行前提，通过限制氧化风机入口调节门限制其运行电流会导致告诉离心氧化风机效率区变窄，出口压力与喘振的差值变小，喘振保护动作会制约设备安全运行。另外，氧化风量不能精确调整，会使浆液氧化不充分影响脱硫下游石膏品质。
3 结语
总而言之，湿法脱硫系统通过取消增压风机、GGH，采用电石渣作为脱硫剂，精确控制调节浆液PH值，优化循环泵以及氧化风机运行方式都能够在一定程度上降低脱硫系统运行成本。燃煤电厂脱硫系统等环保设施实现经济效益和社会效益双赢，才符合我国可持续发展的环保理念。
参考文献：
[1]金万元.电石渣作为脱硫剂调研报告[S],2017
[2]刘永益.浅谈湿法脱硫装置节能降耗组合优化思路[J],2018
作者介绍：
赵耀东，1983年生，江苏峰业科技环保集团股份有限公司项目运行部部长
从事脱硫脱硝行业15年，是行业资深工程师，主要负责脱硫脱硝项目运维、技改、调试等工作，目前负责京能集团旗下岱海发电有限责任公司脱硫系统项目运维