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摘要：通过对燃用高硫煤种火力发电厂湿法烟气脱硫系统中，设置单吸收塔和设置双塔串联的分析比较，在燃用中高硫煤种，并要求高脱硫效率时，采用双塔串连可以很大程度降低脱硫运行过程中电耗，并简单介绍吸收塔串联在实际工程中运用的可行性分析和成功运用和运行工程实例。
关键词：湿法烟气脱硫；吸收塔串联； 高硫煤； 高效率；电耗低。
中图分类号：TF704.3 文献标识码：A 文章编号：1 前言
我国煤的硫份变化范围较大，从0.1%到10%都有。从总体上看，我国属于硫煤储量较多的国家，据统计，我国煤炭资源中有大约30%的煤硫含量在2%以上，尤其西南地区有些煤田含硫量高达10％。目前我国所采煤炭中约1/6为高硫煤，中、低硫类开采较大，有些优质低硫煤煤田已面临资源枯竭，如：著名的大同煤田，优质低硫煤最多只能开采15年。因而，我们随着时间的推移，不得不越来越多的面临中、高硫煤的使用。
SO2是造成大气污染的主要污染物之一，有效控制工业烟气中SO2是当前刻不容缓的环保课题。我国2011年全国二氧化硫排放量高达2217.9万吨，已成为世界SO2排放第一大国。由此造成的经济损失超过5000亿元人民币。我国每年排入大气的87％的SO2来源于煤的直接燃烧。其中大约一半来自于火力发电厂，随着我国工业化进程的不断加快，SO2的排放量也日渐增多。为降低排入大气的SO2总量，GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》已经实施，新建电厂SO2排放标准更加严格，要求排放不大于100mg/Nm3 。
由上可知。中国未来脱硫行业的发展趋势时，随着燃用煤种含硫量的越来越高，火电厂大气污染物排放标准也会越来越严格，如此，将会要求烟气脱硫系统的脱硫效率也随之越来越高。
2 目前国内脱硫系统现状
当前世界上已开发的并已稳定运行的湿法烟气脱硫技术和干法循环流化床技术、以及半干法烟气脱硫技术。据有关统计表明，湿法烟气脱硫技术占世界上已经安装并稳定运行的电厂烟气脱硫装机总容量的85，尤其日本占98％，美国占92％。我国20万千瓦机组以上的大中型电厂，湿法脱硫也占脱硫总装机容量的90％，60万千瓦以及以上的大型机组脱硫，至今全部采用湿法烟气脱硫技术。
脱硫系统在去除烟气中SO2的同时，也需要消耗很大部分的能源，如水、气、石灰石、电等，煤种含硫量越高，需要的脱硫效率也越高，同时消耗的能源也越高，国内目前湿法脱硫效率在95％左右，普遍采用单吸收塔，采用的脱硫工艺以石灰石石膏－湿法脱硫工艺为主。
湿法脱硫工艺在所有脱硫工艺中，系统运行时的电耗最高，通常占发电量的0.6～1％左右，高硫煤机组可高到3%以上，随着煤的含硫量升高以及脱硫效率的增加，脱硫系统的耗电也会随之增加，在湿法脱硫系统中，主要的大型耗电设备为：脱硫升压风机、吸收塔浆液循环泵、石灰石球磨机、石膏脱水真空泵以及氧化风机等，其中脱硫升压风机、吸收塔浆液循环泵运行电耗占整个脱硫系统运行电耗的60%左右。
3单塔和串连吸收塔的电耗性能比较
湿法脱硫系统设置单个吸收塔和设置两个吸收塔串联运行，在整个脱硫系统而言，主要的区别在于吸收塔设置不一样，所以所牵涉到的电耗上有区别的设备仅仅包含吸收塔浆液循环泵电耗以及克服烟气通过吸收塔造成的压力损失造成的脱硫升压风机电耗增加的不同，以单台600MW机组为例，其烟气成份条件如下：
烟气量：2200000Nm3/h (标态、湿基、实际O2)
烟气排烟温度：125 ℃
入口烟气成份：H2O:7.5 Vol%(标态、湿基、实际O2)
O2:5.55 Vol%(标态、湿基、实际O2)
入口烟气SO2含量：10000Nm3/h (标态、干基、6 Vol%O2)，相当于4.2％的煤含硫量。
满足环保排放，脱硫效率不低于99%。
按照单个吸收塔设置，吸收塔的脱硫效率不得低于99%，如果按照2个吸收塔串联配置，每个吸收塔脱硫效率按照不低于90％，整体效率为90％＋（1－90％）×90％＝99％，其最终脱硫效率是同等的。
3.1 按照单个吸收塔设置
吸收塔脱硫效率的高低与许多因素有关，但其根本影响因素是浆液循环量的大小，就是循环浆液量和烟气流量的比值，俗称液气比，液气比越高，脱硫效率也越高，下表是根据MHI公司开发的吸收塔（液柱塔）脱硫性能计算软件，在同等条件下，浆液循环量（m3/h）同脱硫效率的关系曲线：
通过上曲线发现，脱硫效率随着浆液循环量的增加而提高，但是随着浆液循环量增加的比例越来越大，脱硫效率提高的比例却越来越小。在浆液循环量增加的同时，吸收塔浆液喷嘴的背压和烟气通过吸收塔的产生的压力损失也同时增加。
由于吸收塔喷嘴的个数和尺寸相同，每个喷嘴需要的背压与通过喷嘴的浆液流速v2成正比，喷嘴流速为v＝Q/n×s，其中Q为浆液循环量，n为喷嘴个数，s为单个喷嘴截面积，由此可得出吸收塔背压的增加与浆液循环量的平方成正比。烟气流经吸收塔喷淋区时，受到吸收塔内喷淋浆液的阻挡，产生阻力，烟气压力损失浆液循环量成正比。但是在实际工况中，考虑到喷淋管道和喷嘴的特殊结构产生的影响，吸收塔喷嘴背压和烟气流经吸收塔阻力随循环浆液量增加时产生的变化要复杂一些，根据MHI公司开发的吸收塔（液柱塔）脱硫性能计算软件计算：
脱硫效率在99％时，浆液循环量为93000m3/h，吸收塔喷嘴背压为25.5mH，烟气流经吸收塔阻力为2790Pa。脱硫效率在90％时，浆液循环量为50800m3/h，吸收塔喷嘴背压为8.4mH，烟气流经吸收塔阻力为1520Pa。
吸收塔循环浆液泵一般为离心泵，负责将浆池中的石膏浆液送至喷嘴，并在喷嘴处产生一定的背压，使得浆液通过喷嘴形成喷淋层达到吸收SO2的目的。
浆液循环泵的轴功率为：N=Q×H×ρ×g÷η
其中 Q:为浆液泵额定流量,单位：m3/s，
H:扬程,单位：米
ρ:浆液密度,单位：1000Kg/m3,对于液柱塔 ,30%浓度浆液的密度为1250 Kg/m3.
η:离心浆液泵效率(本示例取85%)
浆液泵扬程H=吸收塔喷嘴背压+管道压力损失(一般取3mH)+喷嘴净高差压(本示例取6.9mH)
循环泵运行电耗P=N÷ηl÷ηd
其中 P: 循环泵运行电耗
ηl:离心浆液泵联轴器传动效率(1、直联取1；2、联轴器联接取0.95~0.98；本示例取98%)
ηd:离心浆液泵电机效率(本示例取95%)
脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗:
P=93000÷3600×(25.5+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=14156KW
脱硫效率在90％时，循环泵运行电耗:
P=50800÷3600×(8.4+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=3997KW
脱硫升压风机一般为轴流风机,用以克服烟气流经脱硫系统产生的压力损失。
升压风机的轴功率为:N=Q×p÷（3600×1000×η0）Q—风量，m3/s；p—風机的全风压，Pa；η0—风机的效率;
Q=Q0×(273+T) ÷273
Q0—标准状态下风量，Nm3/s；
T—实际烟气温度
升压风机运行电耗P=N÷ηl÷ηd
其中 P: 升压风机运行电耗
ηl: 升压风机联轴器传动效率(1、直联取1；2、联轴器联接取0.95~0.98；本示例取98%)
ηd: 升压风机电机效率(本示例取95%)
脱硫效率在99％时，升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗:
P=2200000×(273+125)÷273×2790 ÷（3600×1000×0.85）÷0.98÷0.95=3141KW
脱硫效率在90％时，升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗:
P=2200000×(273+125)÷273×1520 ÷（3600×1000×0.85）÷0.98÷0.95=1711KW
通过以上计算分析，在设置单个吸收塔时，当脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为14156＋3141＝17297KW；
3.2 按照双吸收塔串联设置
为保证脱硫系统整体脱硫效率达到99％，双塔串联时，一级吸收塔脱硫效率为90％时，二级吸收塔脱硫效率不得低于90％，按照单个吸收塔脱硫效率在90％时，浆液循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为3997＋1711＝5708KW；如二级吸收塔设置同一级吸收塔相同，按照双塔串联设置总脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为5708×2＝11416KW；远低于单级吸收塔总电耗17297KW。
在实际工况时，二级吸收塔入口烟气温度经过一级吸收塔冷却后大大降低，而且入口烟气SO2含量只有一级吸收塔入口10％，相当于燃用超低硫煤，其达到90％脱硫效率时的液气比要远远小于一级吸收塔，按照MHI公司开发的吸收塔（液柱塔）脱硫性能计算软件，在同等条件下，二级吸收塔浆液循环量（m3/h）同脱硫效率的关系曲线：
根据软件计算：二级吸收塔脱硫效率在90％时，浆液循环量为21000m3/h，吸收塔喷嘴背压为4.4mH，烟气流经吸收塔阻力为520Pa。
二级吸收塔脱硫效率在90％时，循环泵运行电耗:
P=21000÷3600×(4.4+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=1291KW
二级吸收塔脱硫效率在90％时，升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗（考虑双塔串联时烟道走向复杂，需要增加200Pa的烟道压损）:
P=2200000×(273+125)÷273×(520+200)÷(3600×1000×0.85)÷0.98÷0.95=811KW
3.3 比较分析
如此实际上按照双塔串联设置总脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为5708＋1291＋811＝7810KW；比单级吸收塔总电耗低9487KW。由此可见，双塔串联虽然设置了两级吸收塔，总耗电量反而大大降低。这是因为虽然脱硫效率随着浆液循环量的增加而提高，但是随着浆液循环量增加的比例越大，脱硫效率提高的比例却越来越小，当脱硫效率超过97％时，随着浆液循环量增加，脱硫效率提高已经非常困难。这就造成了，当采用双塔串联时电耗反而会远远降低。
4 双塔串联在实际工程中的应用
国内外有许多工程燃用高硫煤种，为满足环保排放，需要非常高的脱硫效率，其脱硫系统均采用双塔串联，尤其U型双液柱塔串联，由于液柱塔外形为方形，在整体布置中具有极大的优势，其双塔浆液池可以非常方便的结合成一个浆液池，对于石膏浆液的氧化和后续处理非常容易，大唐桂冠合山发电厂#3机组脱硫系统，燃煤含硫量最高达到5.2%，该机组采用U形液柱塔，双塔串联，总体脱硫效率高达98.4，该机组已于2011年成功投入商业运行，在满负荷工况下，脱硫效率不低于设计值，脱硫系统设计电耗不到9950KW，实际运行不超过9900KW，按等量烟气量、等量SO2浓度、等量脱硫效率相同的系统配置，#3脱硫U型塔技术比其它同类脱硫技术运行电耗要少近6000KW，约占整个机组发电量的1%，可以说双塔串联设置的经济性是其最突出的闪光点，也是其它单塔脱硫技术望尘莫及的。这一技术的推广，将会给大机组、高硫煤、高效率的等同类脱硫机组带来巨大的经济效益，大大降低整体行业的电能消耗。
5 结论
目前國内燃煤机组仍然以燃烧低硫煤为主，随着低硫煤炭资源的逐渐消耗，燃用中高硫煤中是未来不可避免的国情，按照上文分析的实例中，燃用高硫煤种，按照一年运行5500h，电价为0.35元，单塔比双塔一年运行电费要高出1800万，由此可见，当燃用高硫煤中时，为满足环保排放要求，必须达到比较高的脱硫效率，选用单个吸收塔运行已经非常的不经济，造成巨大的能源浪费，与脱硫系统环保宗旨严重向背，采用双塔串联运行是未来脱硫系统必然的趋势。
参考文献:
[1] 国家环境保护总局科技标准司.《燃煤锅炉烟气除尘脱硫设施运行与管理》.北京出版社,2012. .
[2] 王志轩.我国燃煤电厂二氧化硫排放控制问题分析.火电厂环境保护综合治理技术研讨会论文集,2006. 31－39.
[3] 《小型热电站实用设计手册》.中国电力出版社,1995.
[4] 邓荣喜、文丰正. U型塔在大唐合山发电公司670MW机组烟气脱硫中的应用.2013. .
作者简介：徐国祥（1978-），男， 安徽省天长市人，主任设计师，主要从事火力发电厂烟气脱硫、脱硝工程的设计、研究工作。
关键词：湿法烟气脱硫；吸收塔串联； 高硫煤； 高效率；电耗低。
中图分类号：TF704.3 文献标识码：A 文章编号：1 前言
我国煤的硫份变化范围较大，从0.1%到10%都有。从总体上看，我国属于硫煤储量较多的国家，据统计，我国煤炭资源中有大约30%的煤硫含量在2%以上，尤其西南地区有些煤田含硫量高达10％。目前我国所采煤炭中约1/6为高硫煤，中、低硫类开采较大，有些优质低硫煤煤田已面临资源枯竭，如：著名的大同煤田，优质低硫煤最多只能开采15年。因而，我们随着时间的推移，不得不越来越多的面临中、高硫煤的使用。
SO2是造成大气污染的主要污染物之一，有效控制工业烟气中SO2是当前刻不容缓的环保课题。我国2011年全国二氧化硫排放量高达2217.9万吨，已成为世界SO2排放第一大国。由此造成的经济损失超过5000亿元人民币。我国每年排入大气的87％的SO2来源于煤的直接燃烧。其中大约一半来自于火力发电厂，随着我国工业化进程的不断加快，SO2的排放量也日渐增多。为降低排入大气的SO2总量，GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》已经实施，新建电厂SO2排放标准更加严格，要求排放不大于100mg/Nm3 。
由上可知。中国未来脱硫行业的发展趋势时，随着燃用煤种含硫量的越来越高，火电厂大气污染物排放标准也会越来越严格，如此，将会要求烟气脱硫系统的脱硫效率也随之越来越高。
2 目前国内脱硫系统现状
当前世界上已开发的并已稳定运行的湿法烟气脱硫技术和干法循环流化床技术、以及半干法烟气脱硫技术。据有关统计表明，湿法烟气脱硫技术占世界上已经安装并稳定运行的电厂烟气脱硫装机总容量的85，尤其日本占98％，美国占92％。我国20万千瓦机组以上的大中型电厂，湿法脱硫也占脱硫总装机容量的90％，60万千瓦以及以上的大型机组脱硫，至今全部采用湿法烟气脱硫技术。
脱硫系统在去除烟气中SO2的同时，也需要消耗很大部分的能源，如水、气、石灰石、电等，煤种含硫量越高，需要的脱硫效率也越高，同时消耗的能源也越高，国内目前湿法脱硫效率在95％左右，普遍采用单吸收塔，采用的脱硫工艺以石灰石石膏－湿法脱硫工艺为主。
湿法脱硫工艺在所有脱硫工艺中，系统运行时的电耗最高，通常占发电量的0.6～1％左右，高硫煤机组可高到3%以上，随着煤的含硫量升高以及脱硫效率的增加，脱硫系统的耗电也会随之增加，在湿法脱硫系统中，主要的大型耗电设备为：脱硫升压风机、吸收塔浆液循环泵、石灰石球磨机、石膏脱水真空泵以及氧化风机等，其中脱硫升压风机、吸收塔浆液循环泵运行电耗占整个脱硫系统运行电耗的60%左右。
3单塔和串连吸收塔的电耗性能比较
湿法脱硫系统设置单个吸收塔和设置两个吸收塔串联运行，在整个脱硫系统而言，主要的区别在于吸收塔设置不一样，所以所牵涉到的电耗上有区别的设备仅仅包含吸收塔浆液循环泵电耗以及克服烟气通过吸收塔造成的压力损失造成的脱硫升压风机电耗增加的不同，以单台600MW机组为例，其烟气成份条件如下：
烟气量：2200000Nm3/h (标态、湿基、实际O2)
烟气排烟温度：125 ℃
入口烟气成份：H2O:7.5 Vol%(标态、湿基、实际O2)
O2:5.55 Vol%(标态、湿基、实际O2)
入口烟气SO2含量：10000Nm3/h (标态、干基、6 Vol%O2)，相当于4.2％的煤含硫量。
满足环保排放，脱硫效率不低于99%。
按照单个吸收塔设置，吸收塔的脱硫效率不得低于99%，如果按照2个吸收塔串联配置，每个吸收塔脱硫效率按照不低于90％，整体效率为90％＋（1－90％）×90％＝99％，其最终脱硫效率是同等的。
3.1 按照单个吸收塔设置
吸收塔脱硫效率的高低与许多因素有关，但其根本影响因素是浆液循环量的大小，就是循环浆液量和烟气流量的比值，俗称液气比，液气比越高，脱硫效率也越高，下表是根据MHI公司开发的吸收塔（液柱塔）脱硫性能计算软件，在同等条件下，浆液循环量（m3/h）同脱硫效率的关系曲线：
通过上曲线发现，脱硫效率随着浆液循环量的增加而提高，但是随着浆液循环量增加的比例越来越大，脱硫效率提高的比例却越来越小。在浆液循环量增加的同时，吸收塔浆液喷嘴的背压和烟气通过吸收塔的产生的压力损失也同时增加。
由于吸收塔喷嘴的个数和尺寸相同，每个喷嘴需要的背压与通过喷嘴的浆液流速v2成正比，喷嘴流速为v＝Q/n×s，其中Q为浆液循环量，n为喷嘴个数，s为单个喷嘴截面积，由此可得出吸收塔背压的增加与浆液循环量的平方成正比。烟气流经吸收塔喷淋区时，受到吸收塔内喷淋浆液的阻挡，产生阻力，烟气压力损失浆液循环量成正比。但是在实际工况中，考虑到喷淋管道和喷嘴的特殊结构产生的影响，吸收塔喷嘴背压和烟气流经吸收塔阻力随循环浆液量增加时产生的变化要复杂一些，根据MHI公司开发的吸收塔（液柱塔）脱硫性能计算软件计算：
脱硫效率在99％时，浆液循环量为93000m3/h，吸收塔喷嘴背压为25.5mH，烟气流经吸收塔阻力为2790Pa。脱硫效率在90％时，浆液循环量为50800m3/h，吸收塔喷嘴背压为8.4mH，烟气流经吸收塔阻力为1520Pa。
吸收塔循环浆液泵一般为离心泵，负责将浆池中的石膏浆液送至喷嘴，并在喷嘴处产生一定的背压，使得浆液通过喷嘴形成喷淋层达到吸收SO2的目的。
浆液循环泵的轴功率为：N=Q×H×ρ×g÷η
其中 Q:为浆液泵额定流量,单位：m3/s，
H:扬程,单位：米
ρ:浆液密度,单位：1000Kg/m3,对于液柱塔 ,30%浓度浆液的密度为1250 Kg/m3.
η:离心浆液泵效率(本示例取85%)
浆液泵扬程H=吸收塔喷嘴背压+管道压力损失(一般取3mH)+喷嘴净高差压(本示例取6.9mH)
循环泵运行电耗P=N÷ηl÷ηd
其中 P: 循环泵运行电耗
ηl:离心浆液泵联轴器传动效率(1、直联取1；2、联轴器联接取0.95~0.98；本示例取98%)
ηd:离心浆液泵电机效率(本示例取95%)
脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗:
P=93000÷3600×(25.5+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=14156KW
脱硫效率在90％时，循环泵运行电耗:
P=50800÷3600×(8.4+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=3997KW
脱硫升压风机一般为轴流风机,用以克服烟气流经脱硫系统产生的压力损失。
升压风机的轴功率为:N=Q×p÷（3600×1000×η0）Q—风量，m3/s；p—風机的全风压，Pa；η0—风机的效率;
Q=Q0×(273+T) ÷273
Q0—标准状态下风量，Nm3/s；
T—实际烟气温度
升压风机运行电耗P=N÷ηl÷ηd
其中 P: 升压风机运行电耗
ηl: 升压风机联轴器传动效率(1、直联取1；2、联轴器联接取0.95~0.98；本示例取98%)
ηd: 升压风机电机效率(本示例取95%)
脱硫效率在99％时，升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗:
P=2200000×(273+125)÷273×2790 ÷（3600×1000×0.85）÷0.98÷0.95=3141KW
脱硫效率在90％时，升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗:
P=2200000×(273+125)÷273×1520 ÷（3600×1000×0.85）÷0.98÷0.95=1711KW
通过以上计算分析，在设置单个吸收塔时，当脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为14156＋3141＝17297KW；
3.2 按照双吸收塔串联设置
为保证脱硫系统整体脱硫效率达到99％，双塔串联时，一级吸收塔脱硫效率为90％时，二级吸收塔脱硫效率不得低于90％，按照单个吸收塔脱硫效率在90％时，浆液循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为3997＋1711＝5708KW；如二级吸收塔设置同一级吸收塔相同，按照双塔串联设置总脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为5708×2＝11416KW；远低于单级吸收塔总电耗17297KW。
在实际工况时，二级吸收塔入口烟气温度经过一级吸收塔冷却后大大降低，而且入口烟气SO2含量只有一级吸收塔入口10％，相当于燃用超低硫煤，其达到90％脱硫效率时的液气比要远远小于一级吸收塔，按照MHI公司开发的吸收塔（液柱塔）脱硫性能计算软件，在同等条件下，二级吸收塔浆液循环量（m3/h）同脱硫效率的关系曲线：
根据软件计算：二级吸收塔脱硫效率在90％时，浆液循环量为21000m3/h，吸收塔喷嘴背压为4.4mH，烟气流经吸收塔阻力为520Pa。
二级吸收塔脱硫效率在90％时，循环泵运行电耗:
P=21000÷3600×(4.4+3+6.9) ×1.25×9.8÷0.85÷0.98÷0.95=1291KW
二级吸收塔脱硫效率在90％时，升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗（考虑双塔串联时烟道走向复杂，需要增加200Pa的烟道压损）:
P=2200000×(273+125)÷273×(520+200)÷(3600×1000×0.85)÷0.98÷0.95=811KW
3.3 比较分析
如此实际上按照双塔串联设置总脱硫效率在99％时，循环泵运行电耗与升压风机为克服烟气流经吸收塔阻力需要的运行电耗总和为5708＋1291＋811＝7810KW；比单级吸收塔总电耗低9487KW。由此可见，双塔串联虽然设置了两级吸收塔，总耗电量反而大大降低。这是因为虽然脱硫效率随着浆液循环量的增加而提高，但是随着浆液循环量增加的比例越大，脱硫效率提高的比例却越来越小，当脱硫效率超过97％时，随着浆液循环量增加，脱硫效率提高已经非常困难。这就造成了，当采用双塔串联时电耗反而会远远降低。
4 双塔串联在实际工程中的应用
国内外有许多工程燃用高硫煤种，为满足环保排放，需要非常高的脱硫效率，其脱硫系统均采用双塔串联，尤其U型双液柱塔串联，由于液柱塔外形为方形，在整体布置中具有极大的优势，其双塔浆液池可以非常方便的结合成一个浆液池，对于石膏浆液的氧化和后续处理非常容易，大唐桂冠合山发电厂#3机组脱硫系统，燃煤含硫量最高达到5.2%，该机组采用U形液柱塔，双塔串联，总体脱硫效率高达98.4，该机组已于2011年成功投入商业运行，在满负荷工况下，脱硫效率不低于设计值，脱硫系统设计电耗不到9950KW，实际运行不超过9900KW，按等量烟气量、等量SO2浓度、等量脱硫效率相同的系统配置，#3脱硫U型塔技术比其它同类脱硫技术运行电耗要少近6000KW，约占整个机组发电量的1%，可以说双塔串联设置的经济性是其最突出的闪光点，也是其它单塔脱硫技术望尘莫及的。这一技术的推广，将会给大机组、高硫煤、高效率的等同类脱硫机组带来巨大的经济效益，大大降低整体行业的电能消耗。
5 结论
目前國内燃煤机组仍然以燃烧低硫煤为主，随着低硫煤炭资源的逐渐消耗，燃用中高硫煤中是未来不可避免的国情，按照上文分析的实例中，燃用高硫煤种，按照一年运行5500h，电价为0.35元，单塔比双塔一年运行电费要高出1800万，由此可见，当燃用高硫煤中时，为满足环保排放要求，必须达到比较高的脱硫效率，选用单个吸收塔运行已经非常的不经济，造成巨大的能源浪费，与脱硫系统环保宗旨严重向背，采用双塔串联运行是未来脱硫系统必然的趋势。
参考文献:
[1] 国家环境保护总局科技标准司.《燃煤锅炉烟气除尘脱硫设施运行与管理》.北京出版社,2012. .
[2] 王志轩.我国燃煤电厂二氧化硫排放控制问题分析.火电厂环境保护综合治理技术研讨会论文集,2006. 31－39.
[3] 《小型热电站实用设计手册》.中国电力出版社,1995.
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作者简介：徐国祥（1978-），男， 安徽省天长市人，主任设计师，主要从事火力发电厂烟气脱硫、脱硝工程的设计、研究工作。