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摘要：为构建人与自然环境和谐发展的格局，提出合理发展工业能源工业制造产业的建议。燃煤电厂是能源重要的生产场所之一，也是污染量生成量极大的产业。为实现环境保护的相关要求，提出调整并油壶燃煤电厂节能减排工作的建议。文章结合具体工程案例，对电厂烟气脱硫系统的优化措施进行探究，希望对同行起到一定借鉴作用。
关键词：燃煤电厂；烟气脱硫系统；节能减排；优化措施
燃煤电厂烟气脱硫的主要运行任务是去除电厂所产生烟气内的硫氧化物，脱硫内容主要以燃煤电厂所生成的各类工业废气为主。站在宏观的角度分析，烟气脱硫系统为一类有机系统，当下燃煤电厂做常用的是石灰石—石膏湿法脱硫系统，其也是目前一类相关成熟的脱硫技术，该系统的工作原理是利用中和作用，通过碱性物质实现对硫氧化物的有效吸收并产生相应的化学反应，进而实现预期的脱硫目标。
1工程概况
A发电厂2*135MW机组烟气脱硫（FGD）系统应用两炉一塔的设计形式，共同应用一个脱硫系统，利用石灰石—石膏湿法脱硫工艺装备实现对烟气的脱硫处理。烟气通过大范围的和含石灰石（CaCO3）的吸收液相接触，使促使烟气内的SO2溶解于水同时和石灰石浆液产生化学反应生成亚硫酸氢钙[Ca（HSO3）2]，在有大量空气被导入的情况下，促使Ca（HSO3）2经氧化反应后生成二水石膏（2CaS04·2H20），进而实现降低烟气中SO2含量的目的。与脱硫工艺装置相配套的装置以烟气系统，吸收塔系统，工艺水系统等为主[1]。具体流程见图1。
2电厂烟气脱硫系统的运行期间存在的问题
2.1浆液循环泵过流件腐蚀
采用湿法对烟气行脱硫的过程中，浆液循环泵能够把石灰浆液由吸收塔底部传导至喷淋系统进行脱硫工艺作业。在管道内浆液大颗粒物质或PH值较高浆液理化作用下，浆液循环泵在运行过程中易出现腐蚀现象，进而影响烟气的脱硫效果。关于浆液循环泵元器件腐蚀的问题，优化措施应从反应原料品质及PH值调控两方面着手，确保参与脱硫工艺的石灰石粉末细度>90%，浆液PH值在5.2-5.6区间取值，特殊情况下可选用耐磨性与耐腐蚀性“双优”的浆液循环泵，以延长循环泵使用年限，强化电厂脱硫工艺作业的稳定性与高效性[2]。
2.2吸收塔石膏沉积
若吸收塔石膏积灰现象严重，则很可能造成脱硫作业效率降低。面对吸收塔石膏积灰现象严重的问题，优化措施多是在维护石膏旋流器分离效率的基础上，对吸收塔中石膏浆液密度进行严格把关，或采用吸收塔中PH值等措施。有实践研究表明，采用对石膏浆液密度调控的方式，能实现对石膏沉积积灰量较好的调度。此外，在浆液配制的过程中一定要全面贯彻落实脱硫运行控制措施以实现对吸收塔中浆液质量的有效控制，同时工业废水只有在达标后方可排放[3]。
2.3管道泄露问题
因为石灰石浆液与石膏浆液均具有相对较高的腐蚀性，故此在脱硫工艺运转的过程中管道被腐蚀的现象是极为常见的，进而诱发泄漏问题。为减少或规避管道腐蚀及泄露问题的发生，可采用对脱硫石灰石浆液输送泵及石膏旋流给料泵变频行改造措施，利用变频技术调整浆液在管道中的运行速度，以减少管道被腐蚀现象的发生率。
3电厂烟气脱硫系统的运行优化措施
3.1吸收塔浆液循环泵的优化
在脱硫装备人口烟气SO2浓度相对恒定的情况下，吸收塔中浆液循环量越大，电厂此时需投放的循环泵数目就越多，此时脱硫工艺效率就越高，电能消耗量也相应提升。本文笔者认为，在SO2排放浓度符合相关标准的情况下，可依照脱硫装备入口烟气内SO2浓度的高低，科学设定循环泵的投放数目并强化喷淋层高度的差异性，进而确保脱硫工艺在低成本的状态下高校运行。A发电厂最初吸收塔设置了3台浆液循环泵，为实现降低能源消耗量，决定使2台循环泵在不同的组合形式下运转，并进行了相关脱硫效率试验。对试验结果进行分析，发现脱硫效率均>90%（规划值为91%），净烟气内SO2排放浓度均能<400㎎/Nm3，即达到了排放标准[3]。将以上数据信息设为基础值，编制了与浆液循环泵运行相关的优化方案：①当有3台浆液循环泵运转时，应将吸收塔浆液PH值控制在5.2～5.6范畴中，以尽量维持相对较高的脱硫率，降低SO2排放量，此时浆液脱硫剂的耗用量也相应减少；②在原烟气中SO2浓度较低时，可采用适度提升吸收塔浆液的PH值（≤5.8）、促使底下两层内任意一台循环浆液泵停运等方式，实现有效节能目标。若按照停运中间层的#2浆液循环泵作业去计算，其电机电压为6KV，功率为355KW，可促使脱硫工艺中节省25%以上的能源。
3.2烟气系统优化运行
本文笔者建议在电厂各业务常态运行的情况下，做好应用2台增压风机并联方式进行脱硫生产工艺。笔者发现在低负荷的状态下，这种运行方式可满足生产要求。在低负荷时，2台增压风机的静叶开度均很小，因为调节的灵敏性相对交稿，故此若稍做调整，就对锅炉负压形成较大影响，影响电厂生产作业过程的安全性。因为增压风机的空载电流数值相对较大（约90A），以致脱硫系统运行期间的能耗量增加。故此，可采用数次试验与调整的方式，在2台机组总负荷<270MW且总风量低于880㎞3/h时，单台增压风机能够迎合负压需求，可选择停运1台增压风机运行[4]。
3.3投放脱硫增效剂
有研究发现，应用脱硫添加剂可对脱硫系统的化学反应过程产生良好的促进作用，进而降低石灰石粉的耗用量，与此同时间接性的减轻设备损耗严重性，此时在维护吸收塔各项参数稳定且正常的情况下，降低设备电能消耗量及人工检修费用[5]。
3.4 工艺水系统的优化
脱硫系统投运以后，单台工艺水泵运行期间其出口压力仅为0.44MPa，两台泵并联运转时仅提升0.03MPa，在对泵与管道设备行冲洗处理时，压力值多<0.4MPa，以致备用泵聯动运行，每天联动频次高达20次，很可能大幅度减缩设备运行年限，影响其生产业的安全性；此外，工艺水压力偏低经常导致氧化风机由于出口温度过高（>80℃）而出现跳闸动作。
为处理以上问题，可采用如下调整与优化措施：①结合现场实况，适度减缩工艺水稳压阀开度，促使单台工艺水泵的出口压力达到0.48MPa，且运转过程中无打闷泵现象出现。②循环浆液泵冲洗过程中，不开展其他冲洗作业；循环浆液泵冲洗总门开度减少50%，在维护冲洗效果的同时降低水资源使用量。
4结束语：
电厂烟气脱硫系统的运行对改善煤炭电厂飞起排放状况产生的影响是极为深刻的。当下，与燃煤电厂脱硫相关的工艺技术繁多，故此企业在对脱硫工艺选择时，应结合自体的经济条件及预要达到的脱硫目标。对于烟气脱硫系统的运行效率，结合脱硫性能、设备可靠性和运行经济性等因素，对其优化处理措施，进而确保系统运行的安稳性，协助电厂获得更大的经济效益。
参考文献：
[1]陈代敏，衷小鹏，潘庆.圆盘脱水机在火力电厂烟气脱硫石膏脱水系统中的应用[J].中国新技术新产品，2018（06）：36-37.
[2]唐治国.电厂烟气脱硫系统电负荷分析及优化设计[J].电子世界，2017（12）：179.
关键词：燃煤电厂；烟气脱硫系统；节能减排；优化措施
燃煤电厂烟气脱硫的主要运行任务是去除电厂所产生烟气内的硫氧化物，脱硫内容主要以燃煤电厂所生成的各类工业废气为主。站在宏观的角度分析，烟气脱硫系统为一类有机系统，当下燃煤电厂做常用的是石灰石—石膏湿法脱硫系统，其也是目前一类相关成熟的脱硫技术，该系统的工作原理是利用中和作用，通过碱性物质实现对硫氧化物的有效吸收并产生相应的化学反应，进而实现预期的脱硫目标。
1工程概况
A发电厂2*135MW机组烟气脱硫（FGD）系统应用两炉一塔的设计形式，共同应用一个脱硫系统，利用石灰石—石膏湿法脱硫工艺装备实现对烟气的脱硫处理。烟气通过大范围的和含石灰石（CaCO3）的吸收液相接触，使促使烟气内的SO2溶解于水同时和石灰石浆液产生化学反应生成亚硫酸氢钙[Ca（HSO3）2]，在有大量空气被导入的情况下，促使Ca（HSO3）2经氧化反应后生成二水石膏（2CaS04·2H20），进而实现降低烟气中SO2含量的目的。与脱硫工艺装置相配套的装置以烟气系统，吸收塔系统，工艺水系统等为主[1]。具体流程见图1。
2电厂烟气脱硫系统的运行期间存在的问题
2.1浆液循环泵过流件腐蚀
采用湿法对烟气行脱硫的过程中，浆液循环泵能够把石灰浆液由吸收塔底部传导至喷淋系统进行脱硫工艺作业。在管道内浆液大颗粒物质或PH值较高浆液理化作用下，浆液循环泵在运行过程中易出现腐蚀现象，进而影响烟气的脱硫效果。关于浆液循环泵元器件腐蚀的问题，优化措施应从反应原料品质及PH值调控两方面着手，确保参与脱硫工艺的石灰石粉末细度>90%，浆液PH值在5.2-5.6区间取值，特殊情况下可选用耐磨性与耐腐蚀性“双优”的浆液循环泵，以延长循环泵使用年限，强化电厂脱硫工艺作业的稳定性与高效性[2]。
2.2吸收塔石膏沉积
若吸收塔石膏积灰现象严重，则很可能造成脱硫作业效率降低。面对吸收塔石膏积灰现象严重的问题，优化措施多是在维护石膏旋流器分离效率的基础上，对吸收塔中石膏浆液密度进行严格把关，或采用吸收塔中PH值等措施。有实践研究表明，采用对石膏浆液密度调控的方式，能实现对石膏沉积积灰量较好的调度。此外，在浆液配制的过程中一定要全面贯彻落实脱硫运行控制措施以实现对吸收塔中浆液质量的有效控制，同时工业废水只有在达标后方可排放[3]。
2.3管道泄露问题
因为石灰石浆液与石膏浆液均具有相对较高的腐蚀性，故此在脱硫工艺运转的过程中管道被腐蚀的现象是极为常见的，进而诱发泄漏问题。为减少或规避管道腐蚀及泄露问题的发生，可采用对脱硫石灰石浆液输送泵及石膏旋流给料泵变频行改造措施，利用变频技术调整浆液在管道中的运行速度，以减少管道被腐蚀现象的发生率。
3电厂烟气脱硫系统的运行优化措施
3.1吸收塔浆液循环泵的优化
在脱硫装备人口烟气SO2浓度相对恒定的情况下，吸收塔中浆液循环量越大，电厂此时需投放的循环泵数目就越多，此时脱硫工艺效率就越高，电能消耗量也相应提升。本文笔者认为，在SO2排放浓度符合相关标准的情况下，可依照脱硫装备入口烟气内SO2浓度的高低，科学设定循环泵的投放数目并强化喷淋层高度的差异性，进而确保脱硫工艺在低成本的状态下高校运行。A发电厂最初吸收塔设置了3台浆液循环泵，为实现降低能源消耗量，决定使2台循环泵在不同的组合形式下运转，并进行了相关脱硫效率试验。对试验结果进行分析，发现脱硫效率均>90%（规划值为91%），净烟气内SO2排放浓度均能<400㎎/Nm3，即达到了排放标准[3]。将以上数据信息设为基础值，编制了与浆液循环泵运行相关的优化方案：①当有3台浆液循环泵运转时，应将吸收塔浆液PH值控制在5.2～5.6范畴中，以尽量维持相对较高的脱硫率，降低SO2排放量，此时浆液脱硫剂的耗用量也相应减少；②在原烟气中SO2浓度较低时，可采用适度提升吸收塔浆液的PH值（≤5.8）、促使底下两层内任意一台循环浆液泵停运等方式，实现有效节能目标。若按照停运中间层的#2浆液循环泵作业去计算，其电机电压为6KV，功率为355KW，可促使脱硫工艺中节省25%以上的能源。
3.2烟气系统优化运行
本文笔者建议在电厂各业务常态运行的情况下，做好应用2台增压风机并联方式进行脱硫生产工艺。笔者发现在低负荷的状态下，这种运行方式可满足生产要求。在低负荷时，2台增压风机的静叶开度均很小，因为调节的灵敏性相对交稿，故此若稍做调整，就对锅炉负压形成较大影响，影响电厂生产作业过程的安全性。因为增压风机的空载电流数值相对较大（约90A），以致脱硫系统运行期间的能耗量增加。故此，可采用数次试验与调整的方式，在2台机组总负荷<270MW且总风量低于880㎞3/h时，单台增压风机能够迎合负压需求，可选择停运1台增压风机运行[4]。
3.3投放脱硫增效剂
有研究发现，应用脱硫添加剂可对脱硫系统的化学反应过程产生良好的促进作用，进而降低石灰石粉的耗用量，与此同时间接性的减轻设备损耗严重性，此时在维护吸收塔各项参数稳定且正常的情况下，降低设备电能消耗量及人工检修费用[5]。
3.4 工艺水系统的优化
脱硫系统投运以后，单台工艺水泵运行期间其出口压力仅为0.44MPa，两台泵并联运转时仅提升0.03MPa，在对泵与管道设备行冲洗处理时，压力值多<0.4MPa，以致备用泵聯动运行，每天联动频次高达20次，很可能大幅度减缩设备运行年限，影响其生产业的安全性；此外，工艺水压力偏低经常导致氧化风机由于出口温度过高（>80℃）而出现跳闸动作。
为处理以上问题，可采用如下调整与优化措施：①结合现场实况，适度减缩工艺水稳压阀开度，促使单台工艺水泵的出口压力达到0.48MPa，且运转过程中无打闷泵现象出现。②循环浆液泵冲洗过程中，不开展其他冲洗作业；循环浆液泵冲洗总门开度减少50%，在维护冲洗效果的同时降低水资源使用量。
4结束语：
电厂烟气脱硫系统的运行对改善煤炭电厂飞起排放状况产生的影响是极为深刻的。当下，与燃煤电厂脱硫相关的工艺技术繁多，故此企业在对脱硫工艺选择时，应结合自体的经济条件及预要达到的脱硫目标。对于烟气脱硫系统的运行效率，结合脱硫性能、设备可靠性和运行经济性等因素，对其优化处理措施，进而确保系统运行的安稳性，协助电厂获得更大的经济效益。
参考文献：
[1]陈代敏，衷小鹏，潘庆.圆盘脱水机在火力电厂烟气脱硫石膏脱水系统中的应用[J].中国新技术新产品，2018（06）：36-37.
[2]唐治国.电厂烟气脱硫系统电负荷分析及优化设计[J].电子世界，2017（12）：179.