火電機(jī)組脫硫超低排放運(yùn)行能耗分析與節(jié)能運(yùn)行展望

邱國華，魏宏鴿，梁秀進(jìn)，李壯，王豐吉，朱躍

火電機(jī)組脫硫超低排放運(yùn)行能耗分析與節(jié)能運(yùn)行展望

邱國華1，魏宏鴿2，梁秀進(jìn)2，李壯2，王豐吉2，朱躍2

（1．福建華電永安發(fā)電有限公司，福建省 永安市 366013；2．華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030）

完成超低排放改造后，脫硫系統(tǒng)運(yùn)行能耗大幅增加，脫硫廠用電率平均值為1.40%，折合供電煤耗約為4.4g/(kW×h)。隨著火電企業(yè)經(jīng)營壓力加重，超低排放運(yùn)行時(shí)必須同時(shí)兼顧節(jié)能和減排雙重目標(biāo)。基于此，選取了33臺(tái)不同工藝(單塔、雙塔)的600MW級機(jī)組作為研究對象，從脫硫廠用電率和單位脫硫能耗2方面分析了運(yùn)行能耗情況，并重點(diǎn)分析了能耗影響因素。最后，從開展能效對標(biāo)管理、脫硫系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化、關(guān)鍵設(shè)備節(jié)能改造、漿液品質(zhì)把控、精細(xì)化檢修、合理使用脫硫添加劑等角度，對脫硫運(yùn)行節(jié)能進(jìn)行了展望。

脫硫廠用電率；單位脫硫能耗；能效對標(biāo)；運(yùn)行優(yōu)化

0 引言

目前，國內(nèi)燃煤電廠超低排放改造工作已 接近尾聲，脫硫系統(tǒng)通過增加噴淋層、增設(shè)增效裝置(合金托盤、旋匯耦合器等)、新增二級吸收塔等改造措施[1-2]后，系統(tǒng)裕量大大增加，基本可以實(shí)現(xiàn)不同負(fù)荷、不同硫分工況下的穩(wěn)定達(dá)標(biāo)排放，為二氧化硫減排工作做出了卓越貢獻(xiàn)。同時(shí)，由于改造時(shí)新增較多的大功率用電設(shè)備(如循環(huán)泵、氧化風(fēng)機(jī)等)，設(shè)備電耗和系統(tǒng)阻力增加引 起的風(fēng)機(jī)電耗均較改造前大大增加，造成機(jī)組能耗進(jìn)一步增加。近年來，火電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)逐步呈下降趨勢，經(jīng)營壓力日趨加重，火電企業(yè)必須進(jìn)一步拓展機(jī)組節(jié)能空間。因此，在后超低排放時(shí)期如何提升脫硫系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，實(shí)現(xiàn)節(jié)能和減排的雙贏，是脫硫系統(tǒng)運(yùn)維管理的重點(diǎn)工作。

基于此背景，本文對超低排放后脫硫系統(tǒng)運(yùn)行能耗水平和影響因素進(jìn)行了分析，并針對節(jié)能運(yùn)行進(jìn)行了展望。

1 能耗水平分析

1.1 研究對象

選取33臺(tái)600MW級燃煤超低排放機(jī)組作為研究對象，其中，15臺(tái)采用高效單塔工藝，入口SO2質(zhì)量濃度為1520~3585mg/m3，平均值為2634mg/m3；18臺(tái)采用雙塔雙循環(huán)工藝，入口SO2質(zhì)量濃度為2814~11089mg/m3，平均值為4985mg/m3。機(jī)組的入口SO2濃度區(qū)間及數(shù)量統(tǒng)計(jì)見表1。

脫硫系統(tǒng)能耗包括設(shè)備電耗和系統(tǒng)阻力引起的風(fēng)機(jī)電耗2類，其中，設(shè)備電耗主要包括漿液循環(huán)泵、氧化風(fēng)機(jī)、真空泵、濕式球磨機(jī)、脫硫低壓變等。為準(zhǔn)確評價(jià)能耗水平，引入脫硫廠用電率和單位脫硫能耗2個(gè)指標(biāo)，脫硫廠用電率(%)為單位時(shí)間內(nèi)脫硫系統(tǒng)電耗(kW×h))與機(jī)組發(fā)電量(kW×h)的比值，而單位脫硫能耗(kW×h/kg)為單位時(shí)間內(nèi)脫除1kg SO2的電量消耗(kW×h)。本文工作涉及的相關(guān)數(shù)據(jù)均出自華電電力科學(xué)研究院有限公司承擔(dān)的相應(yīng)電廠脫硫性能考核試驗(yàn)工作。

1.2 脫硫廠用電率情況

圖1、2分別為不同SO2濃度區(qū)間下2種工藝脫硫廠用電率統(tǒng)計(jì)情況。所研究機(jī)組脫硫系統(tǒng)廠用電率平均值為1.40%，折合供電煤耗約為 4.4g/(kW×h)，高于早期改造前600MW機(jī)組脫硫廠用電率0.8%~1.2%的統(tǒng)計(jì)值[3]。其中單、雙塔工藝脫硫廠用電率平均值分別為1.13%、1.62%，折合供電煤耗分別為3.5、5.0g/(kW×h)。雙塔工藝入口SO2濃度平均值幾乎是單塔工藝的2倍，但脫硫廠用電率僅為其1.45倍，主要在于雙塔工藝能夠?qū)崿F(xiàn)pH值分區(qū)，一級塔低，pH值側(cè)重氧化結(jié)晶，二級塔高，pH值側(cè)重深度吸收，同等條件下脫硫效率和經(jīng)濟(jì)性往往更優(yōu)[4]。單塔工藝能耗隨著入口SO2濃度升高更趨線性關(guān)系，原因在于其脫硫效率提升主要通過塔內(nèi)增加噴淋層實(shí)現(xiàn)，設(shè)備電耗和阻力電耗增加程度更為固定。入口SO2質(zhì)量濃度低于7000mg/m3時(shí)，雙塔工藝能耗隨SO2質(zhì)量濃度上升趨勢要慢于單塔工藝(在2500~3000mg/m3和5000~6000mg/m3時(shí)脫硫廠用電率分別為1.36%和1.80%)，主要在于雙塔工藝系統(tǒng)復(fù)雜，處理較低SO2濃度煙氣仍需投入較多用電設(shè)備，一、二級循環(huán)泵最低配置為“2+1”，兩級塔氧化風(fēng)機(jī)、攪拌器、石膏排出泵等均需投運(yùn)，煙氣系統(tǒng)阻力仍處于較高水平，導(dǎo)致其在低SO2濃度時(shí)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性不高。入口SO2質(zhì)量濃度高于10g/m3時(shí)，因脫硫效率要求極高(>99.65%)，為確保達(dá)標(biāo)排放，雙塔工藝脫硫廠用電率較高，達(dá)到2.5%。

圖2 雙塔工藝脫硫廠用電率情況

圖3為2種工藝脫硫廠用電率占比在不同設(shè)備(系統(tǒng))下的分布情況。可以看出，2種工藝分布情況基本一致，漿液循環(huán)泵電耗比重最大，均在50%左右，單、雙塔工藝漿液循環(huán)泵廠用電率分別達(dá)到0.59%和0.76%。其次為阻力電耗，所占比重均為32%左右，氧化風(fēng)機(jī)、其他設(shè)備所占比重接近20%。與早期研究中漿液循環(huán)泵、增壓風(fēng)機(jī)、氧化風(fēng)機(jī)、其他設(shè)備廠用電率分別約占28%、32%、10.6%、29.4%相比[5]，漿液循環(huán)泵電耗比重大大增加，原因在于排放標(biāo)準(zhǔn)大大提高，需要增加漿液循環(huán)泵投運(yùn)數(shù)量提升液氣比來提高脫硫效率，且超低排放設(shè)計(jì)時(shí)裕量一般較為充足，當(dāng)脫硫系統(tǒng)存在缺陷(如漿液惡化、噴淋層堵塞等)時(shí)，部分電廠運(yùn)行模式粗放，直接考慮增加漿液循環(huán)泵投運(yùn)數(shù)量來確保排放指標(biāo)，導(dǎo)致系統(tǒng)偏離最優(yōu)工況點(diǎn)運(yùn)行。因此，如何有效降低漿液循環(huán)泵運(yùn)行電耗，是脫硫節(jié)能運(yùn)行的關(guān)鍵點(diǎn)。

1.3 單位脫硫能耗情況

從SO2脫除量角度，單位脫硫能耗越高，脫硫經(jīng)濟(jì)性越差。不同SO2濃度區(qū)間下2種工藝單位脫硫能耗情況分別如圖4、5所示。可以看出，除個(gè)別機(jī)組外，2種工藝單位脫硫能耗基本都隨著入口SO2濃度的增加而降低，雙塔工藝單位脫硫能耗平均值要大大低于單塔工藝。對于單塔工藝，SO2質(zhì)量濃度低于2000mg/m3時(shí)，單位脫硫能耗超出高濃度區(qū)間較多，主要原因在于低SO2濃度運(yùn)行調(diào)整難度增大，普遍存在少投一臺(tái)循環(huán)泵超標(biāo)、多投一臺(tái)循環(huán)泵SO2排放數(shù)值為“0”的現(xiàn)象，為了確保達(dá)標(biāo)排放，部分電廠存在壓低pH值(控制在5.0以下)、多投一臺(tái)循環(huán)泵的粗放式運(yùn)行模式，導(dǎo)致運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性較差。在單、雙塔工藝均適用的濃度區(qū)間(2500~4000mg/m3)，2種工藝單位脫硫能耗并無明顯差距，但是在高濃度區(qū)間(10000~11000mg/m3)時(shí)，雙塔工藝單位能耗幾乎是低濃度區(qū)間(2500~3000mg/m3)的一半，顯示了其處理高濃度煙氣時(shí)經(jīng)濟(jì)性更高。

2 能耗影響因素

2.1 煙氣條件

大部分機(jī)組超低排放改造時(shí)過分強(qiáng)調(diào)適應(yīng)高硫分煤種，通過選用高功率循環(huán)泵、增加循環(huán)泵數(shù)量、增加合金托盤等措施，設(shè)計(jì)裕量大，在設(shè)計(jì)工況下經(jīng)濟(jì)性較高。但當(dāng)處理低濃度、低負(fù)荷煙氣時(shí)，循環(huán)泵投運(yùn)數(shù)量控制難度較高，為確保超低排放，大部分電廠存在循環(huán)泵過量投運(yùn)的現(xiàn)象，同時(shí)氧化風(fēng)機(jī)、攪拌器、公用設(shè)備等均需要投運(yùn)，單位脫硫能耗偏高。以華電集團(tuán)東北區(qū)域電廠為例，脫硫裝置設(shè)計(jì)硫分通常在0.5%左右，但受煤源條件約束，實(shí)際燃用硫分在0.3%左右，低負(fù)荷條件下僅需投運(yùn)1臺(tái)循環(huán)泵即可滿足要求，但從安全性角度考慮，電廠往往投運(yùn)2臺(tái)循環(huán)泵，造成設(shè)備電耗、系統(tǒng)阻力均大大增加。據(jù)初步統(tǒng)計(jì)，華電集團(tuán)內(nèi)燃煤實(shí)際硫分往往僅為設(shè)計(jì)值的70%左右。隨著燃煤機(jī)組深度調(diào)峰工作的推進(jìn)，常年機(jī)組運(yùn)行負(fù)荷偏低，煙氣條件偏離設(shè)計(jì)值成為運(yùn)行新常態(tài)，必須考慮相應(yīng)應(yīng)對措施。

2.2 石灰石品質(zhì)

石灰石品質(zhì)對脫硫系統(tǒng)能耗至關(guān)重要，雜質(zhì)的存在會(huì)直接影響脫硫系統(tǒng)性能和可靠性，具體表現(xiàn)在：MgCO3以固態(tài)碳酸鎂和白云石(CaCO3×MgCO3) 2種形態(tài)存在，固態(tài)碳酸鎂與SO2反應(yīng)生成可溶性MgSO4，過多的MgSO4形成會(huì)抑制石灰石的溶解，惡化石膏品質(zhì)和脫水特性；白云石基本不溶解，最終以固態(tài)廢物形態(tài)排出系統(tǒng)，增加石灰石耗量和球磨機(jī)電耗，同時(shí)也會(huì)阻礙石灰石的溶解；SiO2含量高會(huì)增加球磨機(jī)電耗，同時(shí)造成循環(huán)泵、噴嘴和管道的磨損；Fe2O3、Al2O3等易與漿液中氯離子反應(yīng)形成絡(luò)合物，抑制石灰石的溶解，造成石灰石“封閉”現(xiàn)象，降低石灰石反應(yīng)活性。超低排放改造后，全國范圍內(nèi)石灰石需求量大大增加，同時(shí)不同地區(qū)礦山生態(tài)保護(hù)政策日趨嚴(yán)格，對石灰石開采嚴(yán)格控制，各地電廠普遍存在石灰石采購難、品質(zhì)無法保證等問題，表2為不同電廠石灰石品質(zhì)分析結(jié)果。超低排放后，必須采取相應(yīng)措施應(yīng)對石灰石品質(zhì)差對脫硫系統(tǒng)能耗造成的不利影響。

表2 不同電廠石灰石品質(zhì)分析結(jié)果

2.3 運(yùn)行調(diào)整

脫硫運(yùn)行時(shí)通過對主要控制回路進(jìn)行運(yùn)行調(diào)整，使脫硫系統(tǒng)在不同工況下取得最優(yōu)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，3個(gè)主要控制回路包括pH/石灰石漿液供給控制回路、漿液密度/石膏排放控制回路和吸收塔液位/水平衡控制回路。對于單塔工藝，pH值運(yùn)行區(qū)間為5.2~5.8；對于雙塔工藝，一、二級塔pH值運(yùn)行區(qū)間分別為4.8~5.2、5.8~6.2。石灰石漿液密度一般控制在1200~1230kg/m3，吸收塔漿液密度一般控制在1080~1120kg/m3。與以往相比，超低排放運(yùn)行調(diào)整精細(xì)度大大增加，現(xiàn)有粗放式運(yùn)行模式已無法滿足要求。如片面追求壓低排放指標(biāo)，直接通過增加循環(huán)泵投運(yùn)數(shù)量將排放濃度控制在10mg/m3甚至更低，而不考慮根據(jù)工況條件及時(shí)調(diào)整漿液參數(shù)(pH值、密度等)，勢必增加脫硫系統(tǒng)能耗，同時(shí)漿液品質(zhì)持續(xù)惡化，發(fā)生漿液中毒、起泡等現(xiàn)象，造成脫硫系統(tǒng)出力下降。從調(diào)研機(jī)組來看，部分雙塔工藝在投運(yùn)初期能滿足入口SO2質(zhì)量濃度6000mg/m3以上達(dá)標(biāo)排放，投運(yùn)3年后，入口SO2質(zhì)量濃度達(dá)到4000mg/m3左右就必須投運(yùn)全部循環(huán)泵。同時(shí)，雙塔工藝運(yùn)行模式與單塔工藝差距較大，如仍按照單塔工藝運(yùn)行模式，將一、二級塔pH值控制在同一水平，則無法有效發(fā)揮雙塔工藝pH值分級的特點(diǎn)，導(dǎo)致運(yùn)行能耗增加。

2.4 設(shè)備健康狀態(tài)

脫硫超低排放改造時(shí)大部分關(guān)鍵設(shè)備(循環(huán)泵、氧化風(fēng)機(jī)等)均按照利舊處理，運(yùn)行時(shí)間久遠(yuǎn)，關(guān)鍵設(shè)備長期處于腐蝕、磨損的惡劣環(huán)境，設(shè)備健康狀態(tài)直接影響設(shè)備出力，造成能耗增加。吸收系統(tǒng)的結(jié)垢和堵塞(循環(huán)泵濾網(wǎng)、噴淋層噴嘴、除霧器等)、過流部件磨損(循環(huán)泵葉輪)、合金托盤沖刷、閥門內(nèi)漏(除霧器沖洗閥門、氧化風(fēng)減溫水閥門等)以及重要表計(jì)(pH計(jì)、密度計(jì)、液位計(jì))失真均會(huì)造成脫硫系統(tǒng)電耗、水耗以及物耗增加，是脫硫系統(tǒng)能耗重要影響因素。

3 節(jié)能運(yùn)行展望

3.1 開展能效對標(biāo)管理

從發(fā)電集團(tuán)角度，考慮到下屬電廠機(jī)組眾多，為提升脫硫系統(tǒng)整體能效水平，督促發(fā)電企業(yè)主動(dòng)加強(qiáng)脫硫系統(tǒng)運(yùn)維管理，可以考慮在集團(tuán)或區(qū)域公司層面，按照不同容量(300、600、1000MW)、不同配置(單塔、雙塔)機(jī)組劃分，依據(jù)脫硫廠用電率、單位脫硫能耗、設(shè)備能耗分布等指標(biāo)，建立科學(xué)的脫硫能效對標(biāo)體系，最終開發(fā)出脫硫系統(tǒng)能效對標(biāo)平臺(tái)，實(shí)時(shí)展示不同電廠每套脫硫系統(tǒng)的能耗指標(biāo)。上級單位可以通過平臺(tái)準(zhǔn)確把握下屬電廠脫硫系統(tǒng)能耗水平，用于日常監(jiān)督管理和技改計(jì)劃決策。基層電廠可以主動(dòng)開展能耗對標(biāo)工作，針對能耗異常現(xiàn)象及時(shí)排查問題并提出解決方案。

3.2 脫硫系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化

在達(dá)標(biāo)排放前提下，基于脫硫系統(tǒng)能耗(設(shè)備電耗與阻力)、物耗(石灰石耗量)最低為目標(biāo)，在不同負(fù)荷、不同硫分工況下，開展脫硫系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化試驗(yàn)，通過調(diào)整供漿方式、循環(huán)泵與氧化風(fēng)組合方式，得出不同工況下的脫硫系統(tǒng)最低能耗、物耗運(yùn)行方式，包括供漿流量范圍、循環(huán)泵組合方式、氧化風(fēng)機(jī)投運(yùn)數(shù)量、運(yùn)行pH值等數(shù)據(jù)，最終建立運(yùn)行卡片指導(dǎo)運(yùn)行[6-8]。同時(shí)，為解決運(yùn)行水平不足、調(diào)整不及時(shí)造成的能耗高現(xiàn)象，可以依托先進(jìn)控制算法、控制模型，通過歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)發(fā)掘和運(yùn)行優(yōu)化試驗(yàn)結(jié)果相結(jié)合的方式，形成脫硫系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化大數(shù)據(jù)平臺(tái)，并開發(fā)出脫硫智能控制系統(tǒng)，外掛于現(xiàn)有的脫硫DCS系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)運(yùn)行方式的智能巡優(yōu)、異常狀態(tài)的及時(shí)預(yù)警和能耗物耗水平的分析統(tǒng)計(jì)[9-12]。

3.3 關(guān)鍵設(shè)備節(jié)能改造

循環(huán)泵占脫硫系統(tǒng)能耗50%左右，是能耗優(yōu)化的關(guān)鍵設(shè)備，常規(guī)優(yōu)化運(yùn)行主要通過控制最佳投運(yùn)數(shù)量來實(shí)現(xiàn)，脫硫系統(tǒng)液氣比(L/G)無法實(shí)現(xiàn)連續(xù)調(diào)節(jié)，導(dǎo)致了在大部分工況液氣比偏離最佳值。通過實(shí)施循環(huán)泵增設(shè)變頻器改造或永磁調(diào)速改造，可以根據(jù)工況變化調(diào)整循環(huán)泵運(yùn)行調(diào)速，進(jìn)而改變循環(huán)泵流量和壓頭，降低循環(huán)泵功率，使其滿足最優(yōu)液氣比要求。為確保應(yīng)用效果，改造后應(yīng)開展優(yōu)化運(yùn)行和安全性試驗(yàn)，包括冷態(tài)工況下觀察記錄不同轉(zhuǎn)速下噴淋層效果、循環(huán)泵電流、電壓、出口壓力以及泵體振動(dòng)情況；熱態(tài)工況下確定循環(huán)泵安全轉(zhuǎn)速，建立循環(huán)泵轉(zhuǎn)速與電流之間關(guān)系，確定安全轉(zhuǎn)速范圍。最終，建立不同負(fù)荷、不同硫分工況下循環(huán)泵轉(zhuǎn)速與凈煙氣SO2濃度關(guān)系，確定最優(yōu)運(yùn)行方式。

3.4 漿液品質(zhì)把控

石灰石漿液作為脫硫吸收劑，其品質(zhì)優(yōu)劣直接決定脫硫系統(tǒng)能耗水平。漿液品質(zhì)把控內(nèi)容包括入廠石灰石品質(zhì)、制漿品質(zhì)和漿液品質(zhì)日常管理等方面。對于入廠石灰石品質(zhì)，目前電廠更多關(guān)注CaCO3含量，對于MgO、SiO2、活性等則關(guān)注較少，后續(xù)工作時(shí)應(yīng)加強(qiáng)對于MgO和SiO2含量的檢測，做到每批化驗(yàn)一次；而對于活性的檢測，考慮到大部分電廠自身不具備開展能力，應(yīng)做到定期開展(如每季度一次)，當(dāng)改變礦源或脫硫系統(tǒng)出現(xiàn)性能下降共性問題時(shí)，應(yīng)重點(diǎn)開展石灰石活性分析以評價(jià)其影響。對于制漿品質(zhì)，為確保漿液細(xì)度滿足工藝要求(90%以上通過250目或325目篩)[13]，運(yùn)行時(shí)應(yīng)定期開展球磨機(jī)出力試驗(yàn)，檢修時(shí)應(yīng)開展磨機(jī)鋼球耗量統(tǒng)計(jì)工作，并按照磨機(jī)設(shè)計(jì)鋼球級配原則及時(shí)補(bǔ)充新鮮鋼球，嚴(yán)格把控補(bǔ)充新鮮鋼球鉻含量，確保鋼球鉻含量不宜低于17%。對于漿液品質(zhì)日常管理，應(yīng)及時(shí)開展化學(xué)監(jiān)督工作，漿液成分發(fā)生變化時(shí)應(yīng)及時(shí)分析原因。運(yùn)行時(shí)保證漿液pH值、密度在工藝允許的合理范圍，同時(shí)，嚴(yán)格把關(guān)進(jìn)入吸收塔煙氣、工藝水品質(zhì)情況，避免煙氣中大量油污、煙塵和工藝水中高濃度COD、SS、氯離子進(jìn)入造成漿液中毒、起泡等現(xiàn)象的發(fā)生[14]。

3.5 開展精細(xì)化檢修

脫硫系統(tǒng)精細(xì)化檢修的出發(fā)點(diǎn)在于針對影響脫硫系統(tǒng)能耗和物耗的關(guān)鍵點(diǎn)開展重點(diǎn)工作，因此，在檢修前應(yīng)開展修前診斷試驗(yàn)，包括統(tǒng)計(jì)漿液循環(huán)泵、氧化風(fēng)機(jī)、脈沖懸浮泵等高壓設(shè)備電耗、電流趨勢；測試系統(tǒng)阻力、風(fēng)機(jī)電耗；診斷pH計(jì)、密度計(jì)以及液位計(jì)的準(zhǔn)確性；開展吸收劑制備系統(tǒng)運(yùn)行診斷工作，包括吸收劑品質(zhì)測試、磨機(jī)系統(tǒng)出力試驗(yàn)以及濾液水和工藝水制漿對漿液品質(zhì)影響分析工作；開展兩級脫水系統(tǒng)診斷試驗(yàn)，包括石膏旋流器分離性能(至少包括溢流、底流漿液含固量和密度)、脫水機(jī)出力試驗(yàn)(包括濾餅厚度、濾液水含固量、副產(chǎn)物產(chǎn)量)、副產(chǎn)物品質(zhì)參數(shù)(至少包括氯離子、含水率、鈣基含量、亞硫酸鈣、硫酸鈣)等。檢修工作依據(jù)檢修前診斷試驗(yàn)結(jié)果開展，并在檢修后通過修后試驗(yàn)及時(shí)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)梳理，以確保檢修效果滿足目標(biāo)。

3.6 合理使用脫硫添加劑

脫硫添加劑可以提高吸收劑的反應(yīng)活性、穩(wěn)定pH值，降低傳質(zhì)阻力，促進(jìn)SO2的吸收并提高石灰石的利用率，提高系統(tǒng)運(yùn)行的操作彈性[15-16]。其在早期脫硫運(yùn)行時(shí)應(yīng)用較為廣泛，當(dāng)脫硫系統(tǒng)出力不足導(dǎo)致出口SO2濃度出現(xiàn)超標(biāo)傾向時(shí)，脫硫添加劑的使用可以提升脫硫效率實(shí)現(xiàn)達(dá)標(biāo)排放。超低排放運(yùn)行時(shí)，考慮到脫硫?qū)嶋H裕量較大，使用脫硫添加劑可以減少循環(huán)泵投入數(shù)量和風(fēng)機(jī)電耗，特別是對于脫硫效率需要微調(diào)的工況(即前述少投一臺(tái)循環(huán)泵超標(biāo)、多投一臺(tái)循環(huán)泵SO2排放數(shù)值為“0”的工況)，綜合考慮脫硫添加劑增加成本和電耗降低節(jié)約成本，添加劑的使用可以取得較高收益。某電廠#5、#6、#8機(jī)組在使用添加劑后，脫硫系統(tǒng)可各自停用一臺(tái)循環(huán)泵，降低增壓風(fēng)機(jī)運(yùn)行電耗，廠用電率分別降低了0.21%、0.28%和0.36%。對于脫硫添加劑的使用，應(yīng)針對不同工況開展添加試驗(yàn)，來確定最優(yōu)添加比例，同時(shí)密切關(guān)注使用時(shí)漿液和廢水品質(zhì)變化，確保脫硫系統(tǒng)安全可靠。

4 結(jié)論

1）超低排放改造后脫硫廠用電率大幅增加，機(jī)組平均值為1.40%，其中單、雙塔工藝分別為1.13%、1.63%，考慮到單、雙塔工藝設(shè)計(jì)入口SO2濃度水平，同等條件下雙塔工藝經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)。循環(huán)泵電耗對脫硫能耗貢獻(xiàn)最大，能耗比重在50%左右。

2）單位脫硫能耗隨著入口SO2濃度的增加基本呈降低趨勢，低負(fù)荷、低硫分工況下脫硫系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性往往較差，存在較大節(jié)能空間。

3）脫硫超低排放運(yùn)行能耗受煙氣條件、石灰石品質(zhì)、運(yùn)行調(diào)整、設(shè)備健康狀態(tài)等要素制約，脫硫系統(tǒng)節(jié)能運(yùn)行的目標(biāo)是降低脫硫廠用電率和單位脫硫能耗，可以從開展能效對標(biāo)管理、脫硫系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化、關(guān)鍵設(shè)備節(jié)能改造、漿液品質(zhì)把控、開展精細(xì)化檢修、合理使用脫硫添加劑等方面開展。

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Energy Consumption Analysis of Desulphurization Ultra-low Emission Operation and Outlook on Its Energy-saving Operation in Thermal Power Plants

QIU Guohua1, WEI Hongge2, LIANG Xiujin2, LI Zhuang2, WANG Fengji2, ZHU Yue2

(1. Fujian Huadian Yong’an Power Company Limited, Yong’an 366013, Fujian Province, China; 2. Huadian Electric Power Research Institute Co., LTD., Hangzhou 310030, Zhejiang Province, China)

Operation energy consumption of flue gas desulfurization (FGD) increases greatly after finishing ultra-low emission retrofit, the average power consumption rate is 1.40%, which is equivalent to power supply coal consumption of about 4.4g/(kW×h). With the increase of thermal power plants’ operation pressure, ultra-low emission operation should consider both energy saving and pollution reducing. Taking 33 600MW-level units using single-tower or double-tower FGD process as the research object, operation energy consumption was analyzed considering both power consumption rate and power consumption per unit of FGD. Meanwhile, the influencing factors of operation energy consumption were emphatically analyzed. Finally, outlook on operation energy saving work of FGD was proposed, considering measures including energy efficiency benchmarking management, operational optimization of FGD, energy-saving retrofit of key devices, quality control of slurry, detailed maintenance work and rational use of desulfurization additives.

power consumption rateof flue gas desulfurization (FGD); power consumption per unit; energy efficiency benchmarking; operational optimization

10.12096/j.2096-4528.pgt.20040

TK 16

國家重點(diǎn)研發(fā)計(jì)劃項(xiàng)目(2016YFC0203704).

Project Supported by the National Key Research Program of China (2016YFC0203704).

2020-07-09。

(責(zé)任編輯 楊陽)