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全国电力行业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集

湿法烟气脱硫经济运行研究

国华电力股份有限公司北京热电分公司胡秀丽

摘要：脱硫装置运行成本中，电费占80%以上，是运行费用中最大的

一项。文章围绕降低脱硫系统运行电耗，开展了一系列试验研究，制

定了经济运行方案，同时，结合热电分公司脱硫装置运行实践，提出

了优化系统设计及加强运行管理的建议。

前言

中电国华北京热电分公司（简称热电分公司）2台200MW机组

脱硫装置（FGD），2005年的统计数据显示，年运行费用达到了1300

万元以上（不包括设备检修维护费用），其中电费1155万，脱硫耗电

量达到2650万kWh。因此，电厂FGD投入运行后，在保证SO2排放达

标、满足环保要求的同时，研究如何降低脱硫装置运行能耗，对脱硫

经济运行具有重要意义。

1、工艺系统及主要设备

热电分公司2台200MW供热机组，各配套安装一套湿法石灰石/

石膏烟气脱硫装置，先后于2000年10月（#2FGD）和2003年7月

（#1FGD）投入运行。脱硫装置设计效率95%以上，SO2排放分别小

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于130mg/m和71mg/m。2套脱硫装置投入运行后，每年可减少SO2排

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放9000多吨。

脱硫装置工艺系统主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、石灰石

破碎及浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水及废水处理系统。主要

设备包括：增压风机、烟气挡板门、回转式换热器（GGH）、吸收塔、

氧化风机、循环浆泵、破碎机、湿式球磨机、真空皮带脱水机等。其

中石灰石破碎制浆、石膏脱水系统以及GGH吹扫和高压冲洗水设备

等为2套FGD公用。

2、脱硫经济运行方案的制定

在脱除SO2的同时，要消耗大量的石灰石、水、电等运行材料，

增大了发电运营成本。其运行费用中，电费是最大的一项，占脱硫装

置总运行费用的80%以上。因此，要降低脱硫的运行费用，就要研究

如何降低脱硫运行电耗，围绕降低电耗，从优化系统运行方式入手，

对吸收塔浆液循环系统、真空皮带机脱水系统、石灰石浆液制备系统

以及废水处理系统等子系统进行了优化运行试验，同时，针对运行中

GGH积灰、烟气系统阻力升高、增压风机耗电量增大的实际情况，采

取了定期人工高压水清洗等维护措施，均取得了较好的效果，在此基础

上制定脱硫经济运行方案。

2.1吸收塔浆液循环泵运行方式优化

在脱硫装置入口烟气SO2浓度一定的条件下，吸收塔内浆液循环

量越大，即投运的循环泵台数越多，脱硫效率越高，其电耗也增大。

因此，在保证SO2达标排放的前提下，应依据脱硫装置入口烟气中SO2

浓度的高低，选择投运不同的循环泵台数及不同高度的喷淋层，以达

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到脱硫系统经济运行的目的。热电分公司原设计燃煤含硫量为

1.04%，实际燃煤含硫量为0.5%左右，针对燃煤含硫量降低后，FGD

入口SO2浓度降低的实际情况，对循环泵运行方式进行了优化。

脱硫吸收塔设置3台浆液循环泵，全部投入运行时，脱硫效率达

到98%以上。为降低电耗，对2台循环泵在不同的组合方式下，脱硫

效率进行了试验。从试验的情况看，脱硫效率均可维持在97%以上（设

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计值95.6%），净烟气中SO2排放浓度能控制在20～30mg/Nm范围内，

低于北京市排放标准（现行标准100mg/Nm3），烟气排放达标。但退

出一台泵运行，节能的效益却非常显著。在此基础上，制定了FGD入

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口SO2浓度低于1500mg/Nm投入两台循环泵的标准运行方式。2005

年1、2号机组FGD分别运行7513、7890h，厂用电按0.436元/千瓦

时计算，退出1台泵运行，年节电在630～730万千瓦时，节电费用

210～245万元，节电效益显著。吸收塔循环泵耗电量及费用见表1。

表11号机组FGD吸收塔循环泵耗电量及费用

序循环泵泵流量泵压头运行电流计算功率年耗电量/节电费/
号No.m3/hbarAKW万KWh万元
1#148002.140.37356.8268.1116.9
2#248002.337.18328.6246.9107.6
3#348002.542.82378.5284.4124.0
*备注：泵功率=31/2×VIcosϕ取V—6300V，cosϕ—0.81运行小时=7513h
表22号机组FGD吸收塔循环泵耗电量及节电费用
序循环泵泵流量泵压头运行电流计算功率年耗电量节电费/
号No.m3/hbarAKW万KWh万元
1#148002.134.6305.8241.3105.2
2#248002.338.3338