电厂脱硫系统运行技术和环保分析

电厂脱硫系统运行技术和环保分析

1刘鹏2许俊宽

（1广东省南雄市华电韶关热电有限公司广东南雄512400；

2湖北省江陵县华电江陵发电发电有限公司湖北江陵434100）

摘要：在我国经济迅速发展的同时，环境污染问题也越来越严重，社会对环保问题日益重视，因此，火电厂必须不断完善脱硫技术减少二氧化硫的排放，降低因电厂煤炭燃烧产生的污染物对大气造成危害。尽管石灰石－石膏湿法系统有很多优点，但也有其不足之处，需要电厂在生产的过程中结合实际情况进行不断完善，进一步提高脱硫装置的高效性。

关键词：电厂脱硫系统；运行技术；环保

1电厂脱硫技术简述

经过多年来我国对电厂脱硫技术的不断研究与结合实际后的不断完善，并取得了很大的突破。早期我国多用干法和半干法对电厂的气体排放物进行脱硫处理，但这两项技术有诸多缺点：其一，脱硫的效率低，脱硫设备较大，造成空间资源和电力资源的浪费。其二，因为经过干热处理后，排放出的气体温度很高，不仅增加机器的损害，造成巨大的能量损耗，同时机械的自动化水平较低会增加工作人员的工作量。经过我国科学研究人员的长期摸索，提出湿法脱硫的方法来进一步完善电厂的脱硫技术，很大程度上提高了电厂的脱硫效率，进一步减少了因煤炭燃烧而带来的大气污染物的排放量。湿法脱硫就是将煤炭燃烧后的气体通入到化学液体中，并利用化学反应将气体中的SO2固定在液体环境中。主要采用的方法有石灰石－石膏吸收法、铝法、钠碱法，其中石灰石－石膏吸收法脱硫效率较高，并且技术比较成熟，副产物石膏还可以作为商品出售，创造额外的经济效益，降低电厂的生产成本。鉴于石灰石－石膏吸收法具有其他方法无法比拟的优点，故我国多数电厂应用此脱硫方法。

2脱硫系统环保监督管理

2.1脱硫设施排放监测监督

福建华电可门发电有限公司大气污染物采用24h自动监测，按照HJ/75—2017《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》开展自动监测数据的校验比对。在自动监测设施出现故障期间，应手动监测烟气中颗粒物、SO2和NOx的质量浓度，每4h至少监测1次，每天不少于6次；同时，将手工监测数据报送环保部门，每天不少于4次，间隔不得超过6h。手工监测方法、仪器、样品保存应符合相关技术标准规范要求。手工监测数据可作为年度总量核算时对应SO2含量自动监测数据缺失时段的基础数据。

2.2脱硫设施监督

脱硫设施及其附属设备安全可靠，有齐全的设计资料、技术协议、性能验收报告。设备安装符合技术规范要求，设备性能达到设计要求。出现缺陷及时消缺，备品备件齐全。脱硫设施计划停运检修必须提前5d向环境保护行政主管部门等相关单位报告并批准；结合机组和脱硫设施运行情况制定机组检修或技改计划，脱硫设施检修或技改后，应进行相应的性能验收试验。脱硫设施台账完整齐全，应包括设施的工程项目资料、运行和检修规程、检修维护记录、启停及主要运行操作记录、生产情况报表、燃料分析报表、运行情况记录、主要异常及分析记录、主要运行指标统计、向环保部门报送的相关资料及报告、污染源监控系统报表、分散控制系统（DCS）曲线等。

2.3CEMS监督

（1）HJ/75—2017《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》在2017年进行第2次修订，并于2018年3月1日开始实施，不再是推荐性标准。应注意各项指标参数的变更情况，及时进行相应改造，避免环保数据失真、失控。按相关要求做好CEMS的维护管理工作，监督各项表计及在线仪表准确、可靠。（2）CEMS应获得相应环保主管部门的有效性认证，并进行有效性审核。应建立和完善CEMS日常运行、维护和校验制度，维护人员岗位制度，CEMS技术管理制度，CEMS操作规程等管理制度。因设备质量原因导致数据未通过有效性审核时，应及时更换自动监测装置，并重新向环保主管部门申请验收。（3）CEMS如因故停运，需详细记录停运原因、启停时间等，并在24h内以传真或文件形式及时报当地环保部门、上级单位和环保监督中心备案。CEMS发生故障应及时消缺；发生异常情况，应做好异常情况的台账记录。（4）CEMS与DCS在线数据、历史数据和历史曲线的显示应符合相关要求，历史数据需每月定时进行备份，历史数据和历史曲线需保存1月以上。（5）确保CEMS与DCS数据真实，杜绝人为干预和数据造假，CEMS和DCS就地操作数据和各套传输数据应保持一致。

3循环泵运行优化

在不同负荷工况下，通过运行优化试验调整循环泵运行组合方式，可以有效降低脱硫系统厂用电率，达到节能运行的目的。循环泵优化调整试验的5个工况分别标号A-01—A-05，试验结果见表1。

从表1可见，在满负荷工况、脱硫系统入口SO2质量浓度一定的条件下，可选择停运1至2台一级塔或二级塔浆液循环泵，脱硫系统出口SO2质量浓度即可达到排放要求，脱硫效率均可保证99.3%以上。通过对A-01—A-05工况下的电耗、水耗、石灰石耗量等进行统计分析，计算在各工况下脱硫系统的相对运行成本。循环泵调整试验5种试验工况下脱硫效率和相对运行成本如图1所示。由图2可见，试验条件下脱硫系统每小时相对运行成本均在3000元以上。

1）在A-03试验工况下，脱硫系统的成本主要构成为电成本和石灰石成本，其中电成本（包括风机阻力电成本和脱硫系统电成本）占脱硫系统总运行成本约60%；石灰石成本占总成本约35%。2）在脱硫系统出口SO2质量浓度满足超低排放要求后，再进一步提高脱硫系统脱硫效率需要付出巨大的运行成本。不同浆液循环泵组合的电量消耗量相差高达约800kW，可减少脱硫系统用电量约16%。3）电厂实行阶梯排污费，排放SO2质量浓度越低，单位质量SO2的排污费就越低（当排放SO2质量浓度低于排放限值的50%时，单位质量SO2排污费减半；当排放SO2质量浓度高于排放限值的50%，但低于75%时，单位质量SO2排污费为正常排放排污费的75%）。从试验结果可知，大量投运浆液循环泵可使出口SO2质量浓度降低，排污费大幅下降，但排污费在脱硫系统总运行成本中占比较小。4）满足超低排放限制后，继续降低出口SO2质量浓度会使运行成本大幅度上升，A-02和A-04工况下单位效率增加费用为637.5元/（1%•h）。由于一级塔入口SO2质量浓度高，脱硫效率升高明显，因此进一步提升塔效率，运行成本增加值相对较少。对比A-02和A-04工况可计算出一级塔单位效率增加费用为37.72元/（1%•h）。

4脱硝技术发展前景

人们对于大气和自然的保护越来越重视，因此未来的脱硫脱硝技术必定有着良好的发展前景。各个电厂企业要对联合脱硫脱硝技术进行重点开发，并在应用联合脱硫脱硝时要注意观察这一技术在应用中存在的不足，并加以完善使其拥有个好的发展。

结语

经济的迅速发展决定了电能需求量的日趋攀升，近几十年来我国相继加大了电厂的建设规模，新建电厂主要以燃煤为主，电厂在生产电能过程中需要大量的燃烧煤炭，电厂消耗煤炭的增加直接加大了SO2等大气污染物的排放量。如果电厂产生的大气污染物没有经过合理的处理就直接排放到大气中，不仅会影响电厂周边生活群众的身体健康，还对生态环境造成严重的污染。因此，务必要加强对电厂脱硫技术的研究，提高脱硫的效率，减少大气污染物的排放，以此促进我国社会主义经济型社会绿色与循环以及低碳理念的践行。综上所述，以上内容就是对电厂脱硫系统运行技术和环保分析的论述。

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