某300MW机组脱硫装置电耗测试与节能优化

表２ １号机组脱硫系统２６０ＭＷ负荷下主要设备实际运行电耗及所占比例
设备名称 增压风机 浆液循环泵 氧化风机 湿式球磨机 挡板密封空气加热器 ＧＧＨ防低压泄漏风机 真空泵 吸收塔搅拌器 合计
实际电耗，ｋＷ １９３０ １５９８ ２５８ ２９７ ２５０ ７３ ７７ ６３ ４５４６
实际电耗所占比例，％ ４２．４５ ３５．１５ ５．６７ ６．５３ ５．５０ １．６１ １．６９ １．３８ １００
Abstract： The power consumption test of fuel gas desulfurization device in 300MW unit was carried out，and the problems of system running were analyzed. Scheme of energy saving optimization was also proposed. After the implementation，it could have relatively obvious effect of energy saving and consumption reduction.
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某300MW机组脱硫装置电耗测试与节能优化
王仁雷１， 姬海宏１， 张春融２， 柴 磊１， 宋广田１
（华电电力科学研究院，浙江 杭州 ３１００３０）
摘要： 对某电厂３００ＭＷ机组脱硫装置进行了电耗测试试验，并分析了系统运行存在的问题，提出 了节能优化方案，实施后可以起到比较明显的节能降耗效果。
关键词：烟气脱硫； 电耗； 节能； 优化运行 ＤＯＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．２０９５－３４２９．２０１２．０４．００４
中图分类号：TM621.7
文献标识码：B
文章编号：2095- 3429（2012）04- 0013- 04
Power Consumption Test and Energy Saving Optimization of Flue Gas Desulphurization Device in 300MW Unit
WANG Ren-lei1， JI Hai-hong1， ZHANG Chun-rong2， CHAI Lei1， SONG Guang-tian1
（1.Huadian Electric Power Science Research Institute，Hangzhou 310030，China 2.Huadian Xinjiang Power Generation Co.，Ltd，Hong yanchi Power Plant，Urumchi 800013，China）
总第146期 第33卷
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表１ 一期２×３００ＭＷ脱硫系统主要耗电设备配套 电机额定功率及所占比例
设备名称 增压风机 浆液循环泵 氧化风机 湿式球磨机 挡板密封空气加热器 真空泵 ＧＧＨ防低压泄露风机 吸收塔搅拌器 除雾器冲洗水泵 合计
２ 脱硫装置电耗影响因素
２．１ 烟气参数 ２．１．１ 烟气量
２．５０％
２．３０％
脱硫厂用电率／％
２．１０％
１．９０％
１．７０％
１．５０％
１６０Hale Waihona Puke Baidu１８０
２００
２２０
２４０
２６０ ２８０
机组负荷／ＭＷ
图１ １号机组脱硫系统厂用电率与机组负荷关系曲线
电耗测试期间１号机组脱硫装置入口烟气量与机组 负荷关系如图２所示。设计满负荷烟气量１ ３０６ ０００ｍ3／ｈ （标态、湿基、实氧），机组负荷在２６０ＭＷ时，ＦＧＤ入口烟 气量已达到１ ２４０ ０００ｍ３／ｈ，占设计满负荷烟气量的 ９５％，而实际发电负荷只占满负荷的８６．７０％。电厂目前 的煤种属于高水分、低热值，褐煤掺烧的比例较高，因 此产生的实际烟气量较大，导致增压风机出力增加，电 耗增加。
１ 脱硫装置电耗测试
１．１ 脱硫装置设计电耗
１号、２号机组脱硫装置包括烟气系统、ＧＧＨ系统、 吸收塔系统、石灰石上料系统、制浆系统、脱水系统、公 用系统等。主要耗电设备有增压风机、浆液循环泵、湿 式球磨机、氧化风机、吸收塔搅拌器、石膏排出泵、皮带 脱水机、真空泵、挡板密封风机、挡板密封风加热器等， 上述设备的设计选型、运行方式、运维管理等直接决定 整个脱硫系统的厂用电率水平［１］。１号、２号机组脱硫装 置所有设备配套电机的额定功率为１３ １４５ｋＷ，主要耗 电设备的配套电机额定功率（１００ｋＷ以上的）占电机总 额定功率的百分比见表１。
ＦＧＤ入口烟尘浓度对脱硫装置的正常运行和电耗 也有影响，主要原因是经过长时间运行，烟尘中的酸不 溶物、飞灰等物质易在烟道、风机叶片、ＧＧＨ、除雾器等 设备上沉积、结垢，造成系统阻力的增加，使增压风机 电耗增加。此外烟尘中的重金属、氟离子等物质对石灰 石的溶解有屏蔽作用，烟尘浓度长时间维持高水平，会 使吸收塔浆液ｐＨ值偏低，石灰石供浆量额外增加，导 致球磨机运行时间延长，电耗增加。测试期间电厂１号 机组脱硫装置入口烟尘浓度在１５０￣３００ｍｇ／Ｎｍ３，含量 偏高，建议控制燃煤灰分，并加强电除尘设备运行维 护，争取把入口烟尘浓度控制在１００ｍｇ／Ｎｍ３以下。
额定功率，ｋＷ ２×３１５０ ２×１９００ ２×３３５ １×６３０ ２×２５０ １×１８５ ２×９０ ８×２２ ２×７５
额定功率占总功率比例，％ ４７．９３ ２８．９１ ５．１０ ４．７９ ３．８０ １．４１ １．３７ １．３４ １．１４ ９５．７９
些设备的电耗着手。
１．２ 脱硫装置运行电耗
为了解１号机组脱硫装置实际电耗情况，对该脱硫 装置在不同负荷下各设备电耗进行了测试。在２６０ＭＷ 负荷下（即电耗测试期间机组能达到的最高负荷），１号 机组脱硫系统的主要运行设备实际电耗情况见表２。
ＦＧＤ入口ＳＯ２浓度对脱硫装置的正常运行和电耗 有一定影响，主要表现在：
（1）ＳＯ２浓度高时，为了确保脱硫效率和维持吸收 塔正常的ｐＨ值，需要增加石灰石供浆量，这就延长了 球磨机、石灰石浆液泵、石膏排出泵等设备的运行时 间，电耗增加；
（2）由于石膏产生量也会增加，真空皮带脱水机的 工作时间延长，增加电耗；
５８ ５０ ５０ ３１
上层除雾 器阻力
２３ ２２ １９ １８
等主要部位的阻力基本控制在合理正常的范围之内， 没有出现压差过大的现象。原烟气ＧＧＨ和净烟气ＧＧＨ 阻力之和在高负荷时为８４５Ｐａ，亦未超过设计值９００Ｐａ， 说明ＧＧＨ压差控制良好，冲洗效果较好。
３ 脱硫设备节能优化
３．１ 增压风机
１号机组脱硫装置设置１台静叶可调轴流式增压风 机，技术参数为流量５７８．９ｍ３／ｓ，全压３２５０Ｐａ，入口温度 １６１．７℃，转速７４５ｒ／ｍｉｎ，电压６ｋＶ，额定功率３１５０ｋＷ。测 试期间在不同机组负荷下对增压风机出／入口压力、增 压风机电耗、静叶开度等参数进行了测试及记录，并计 算了增压风机效率。测试及计算结果见表４。
２．２ 系统阻力
在一定条件下，脱硫系统阻力越大，增压风机需要 为烟气提供的压升便会越高，电耗也会越大。脱硫系统 的阻力主要分布在烟道转弯处、吸收塔喷淋层、ＧＧＨ、 除雾器等处，其中烟道处和吸收塔喷淋层阻力一般在 设计时就已经确定，实际运行阶段ＧＧＨ和除雾器阻力 是关键部分，必须在运行过程中加强冲洗，将其压差控 制在合理范围之内，避免由于ＧＧＨ或除雾器压差过大 造成增压风机额外电耗损失。不同机组负荷下电厂１号 机组脱硫系统各主要部位阻力测试结果见表３。
另外，烟温对烟气的体积流量也有很大影响，烟温 越高，烟气实际体积流量越大，烟气在脱硫系统内的流 速也越大，阻力也越大，使增压风机的电耗增大。测试
14 No.4/2012 总第146期 第33卷
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期间ＦＧＤ入口烟气温度在１４５￣１５０℃。建议加强锅炉燃 烧的优化调整，保证空气预热器和省煤器处于良好的 运转状态，既能保证锅炉较高的换热效率，也能有效的 降低脱硫系统的入口烟气温度。 ２．１．４ ＳＯ２浓度
注：湿式球磨机和真空泵为１号、２号机组脱硫系统公用设备，１号机组 ２６０ＭＷ负荷时，２ 号机组负荷为１９０ＭＷ，球磨机实际电耗为 ５１５ｋＷｈ／ｈ，真空泵实际电耗为１３４ｋＷｈ／ｈ，计算１号机组脱硫设备 电耗时按照机组负荷比例分配球磨机和真空泵电耗。
１号机组脱硫系统厂用电率与机组负荷之间的关系 如图１所示，可知机组负荷越高，脱硫厂用电率越低。浆 液循环泵电耗与机组负荷关系不大，基本稳定在 １５７８￣１５９８ｋＷ，因此随着机组负荷的升高，浆液循环泵 厂用电率降低得很明显。而增压风机电耗和机组负荷 有较大关系，随着负荷升高，电耗增大，但增压风机厂 用电率也是呈下降的趋势。
（3）ＳＯ２浓度过高可能会导致吸收塔内浆液氧化不 足，烟气携带的浆液中ＣａＳＯ３含量高，造成除雾器、净烟 气侧ＧＧＨ等后续设备结垢堵塞，造成阻力升高，增加电 耗 。 测 试 期 间 电 厂 １ 号 机 组 ＦＧＤ 入 口 ＳＯ２浓 度 基 本 在 １５００￣３５００ｍｇ／ｍ３，虽没有超过设计浓度３６６０ｍｇ／ｍ３，但 仍需加强燃煤硫份的控制，尽可能地降低入口ＳＯ２浓 度。 ２．１．５ 烟尘
表４ 不同负荷下增压风机各项参数变化情况
机组 负荷 ＭＷ
２６０ ２３０ ２００ １７５
增压风机出／ 入口压力 Ｐａ
２３５０／－１２０ ２１５０／－１００ １９００／－１００ １４７０／－１５０
增压风 机电耗
ｋＷ
１９３０ １７６０ １６７０ １４７５
静叶 开度
％
５５ ４８ ３８ ２６
增压风机 效率 ％
７５．７３ ７４．４７ ６７．３２ ５４．１５
１号机组脱硫系统中耗电最大的设备是增压风机， 占脱硫电耗的４２．５％左右，所以降低增压风机电耗非 常重要。试验中发现该机组负荷在２６０ＭＷ时ＦＧＤ入口 实际烟气量约为５３２．６ ｍ３／ｓ，增压风机压升达到２４７０Ｐａ 就能满足脱硫系统压损要求，此时增压风机电耗为 １９３０ｋＷ，而增压风机额定参数为流量５７８．９ｍ３／ｓ，全压 ３２５０Ｐａ，电机额定功率３１５０ｋＷ。由于测试期间煤质原 因，机组负荷最高只能达到２６０ＭＷ，因此收集了２０１１ 年其它时间１号机组满负荷数据见表５。
从表３可以看出１号机组脱硫装置吸收塔、除雾器
表３ 不同机组负荷下１号机组脱硫系统各主要部位阻力测试结果 Ｐａ
机组 负荷 ＭＷ
２６０ ２３０ ２００ １７５
原烟气 ＧＧＨ阻力
４３５ ４１５ ３５５ ３３０
净烟气 ＧＧＨ阻力
４１０ ４００ ３４０ ３１０
吸收塔喷 淋层阻力
７７０ ７１０ ６７０ ６５０
下层除雾 器阻力
Key words： flue gas desulfurization； power consumption； energy saving； optimal operation
０ 引言
东北地区某发电厂一期１号、２号２×３００ＭＷ机组 烟气脱硫装置用石灰石－石膏湿法脱硫技术，“一炉一 塔”配置，设烟气换热器ＧＧＨ及１００％烟气旁路，脱硫效 率按不小于９５％设计。该脱硫装置主要由烟气系统、吸 收塔系统、石灰石浆液制备及输送系统、石膏脱水系 统、废水处理系统、事故浆液系统及排水坑系统、工艺 水系统、压缩空气系统等系统组成。受电厂委托对１号 机组脱硫装置进行电耗测试试验，并对该装置的电耗 水平作出分析评价及节能优化建议。
从表１可以看出，在该电厂机组脱硫系统中，主要 耗电设备的电功率占据９５％以上的比例，尤其是增压 风机、浆液循环泵、氧化风机、湿式球磨机、挡板密封空 气加热器等。因此降低脱硫系统的电耗必须从降低这
作者简介： 王仁雷（１９８０－），男，浙江宁波人，硕士，工程师，主要从事电厂环保化学研究工作。
13 No.4/2012
２．１．２ 烟气含氧量 测试期间ＦＧＤ入口烟气的含氧量较高 （２００ＭＷ以
上负荷时含氧量平均７．５％左右，２００ＭＷ以下时含氧量 达８．６％），导致脱硫系统入口烟气量增加，从而引起增 压风机的电耗增加。建议在保证机组负荷的前提下，尽 量提高锅炉燃烧效率，减少燃煤量，通过合理配置一、 二次风量，降低过量空气系数，并进行适当改造减少空 预器和电除尘器的漏风量，从而减少ＦＧＤ入口的烟气 量，可以有效地降低增压风机的电耗。 ２．１．３ 烟温