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1、国内某发电公司#3#4机组为2*100OMW超超临界机组，三大主机设备均由电气集团公司供货。该项目在设计上有若干创新和亮点，如采用烟气余热利用、邻炉加热启动、汽动引风机、微油点火、双循环脱硫工艺、四大管道”采用弯管技术、圆截面烟道、单列高压加热器、四机一控、四台炉公用一条输煤栈桥，侧煤仓布置，主厂房运转层标高优化由17m降到15.50m、现场总线技术应用建设数字化电厂等。这些设计创新和亮点，减少了机组的能耗，提高了机组的可靠性和自动化程度。该发电公司高度重视节能降耗工作，在基建期提出投产运营后生产指标要求（供电标煤耗目标值W290gkWh,奋斗值289.1gkWh0发电水耗目标值0.37kgk
2、Wh,奋斗值W0.2846kgkWh0综合厂用电率目标值4.2%,奋斗值3.92%）o现结合本厂实际设计和调试方案，借鉴同类型机组在节能方面采取的若干措施，从发电运行角度，提出若干能达标运行调整方案以下方案以供参考。1.1000MW超超临界机组锅炉专业节能达标调整措施1.1精心组织锅炉燃烧调整各项试验（I）优化制粉系统风煤比曲线，在保证不发生堵磨的前提下，降低一次风压设定值，使各台磨煤机风门开度达到60%以上，减少磨煤机风门的节流损失,减少一次风机的电耗。（2）优化动态分离器的转速调节，维持最佳的煤粉细度，降低不完全燃烧损失。值长要根据入炉煤质变化情况，及时下达指令通过设置分离器转速偏置，保证
3、炉内最佳燃烧工况。（3）相同负荷下一、二次风量进行调整，根据不同风量下锅炉尾部氧量的变化、排烟温度的变化、飞灰含碳量的变化、锅炉磨煤机送引一次风机单耗的变化，进行参数结果对比，从中找到一个最佳运行方式。（4）进行一次风管流量调平，使磨煤机出口各粉管流量均衡。同时通过调节一二次风配风，提高燃烧效率，尽量减少锅炉左右侧汽温偏差，过热器和再热器两侧出口的汽温偏差分别小于5和100Co（5）根据锅炉负荷，适当提高二次风挡板的开度，降低节流损失，减少送风机电耗。（6）通过燃烧调整控制最佳过量空气系数。根据氧量-负荷曲线，调节送风机出力，保持最低氧量运行，维持合适的过量空气系数。1.2优化制粉系统运行方式
4、（1）依据煤质特性，在保证磨煤机运行安全的前提下，适当提高磨煤机出口温度设定值。运行中保持冷风门关闭。同时通过提高磨出口一次风温度，改变一次风中冷热风的分配比例，从而对空预器的换热产生影响，并最终达到降低锅炉排烟温度的目的。（2）在保证煤粉细度合格的前提下，合理调整给煤量和风量，尽可能保持（3）维持合适的磨煤机通风量，降低排烟损失。保证磨煤机热一次关断门的严密性，在磨停运时，减少或不用对磨煤机通风。加强对冷一次风门漏风缺陷治理。（4）经常对磨煤机的电流进行比较，发现有电流增大现象时，及时联系设备部确认是否属于磨根磨损，必要时进行堆焊。（5）根据机组负荷合理选择磨煤机运行台数，降低制粉系统电耗和
5、锅炉氧量。优化煤层运行方式，尽量运行相邻磨煤机，合理分配各煤层煤量。（6）根据磨煤机磨碗差压的大小来控制给煤量，以保证磨煤机的最佳载煤量。（7）维持适当的一次风压。确保一次风机出口挡板和一次风道挡板处于全开位置。（8）加强电厂入厂煤来源管理，保证来煤相对稳定，避免由于煤质差异太大，而使排烟温度升高。1.3加强锅炉运行期间各参数调整（1）锅炉运行期间，尽量保证“压红线”运行，使锅炉出口蒸汽压力温度达到设计值。在升降负荷时，运行人员提前进行主、再热汽温控制，维持主再热汽温在要求范围内。（2）加强入炉煤煤质化验监督工作，防止由于煤质偏离设计值导致再热器超温，或由于运行调整不当等原因造成再热器减温水流
6、量偏大，而最终导致机组循环效率下降。实际运行过程中，要保持再热器减温水门尽量关闭。（3）根据机组负荷合理选择磨煤机运行台数，降低制粉系统电耗和锅炉氧量。优化煤层运行方式，尽量运行相邻磨煤机，合理分配各煤层煤量。（4）优化吹灰管理，保证吹灰效果，及时投运吹灰器。但吹灰所消耗的蒸汽也随之增加。同时也应考虑吹灰能力和对受热面的磨损，因此必须通过分析试验，确定最佳吹灰频率和受热面先吹、后吹、维持等方案。1.4锅炉漏风管理（1）降低一次风压力的同时.，加强运行期间空预器漏风监控。发现空预器漏风量较大时，及时调整密封间隙。保证空气预热器的漏风率在投产第一年内不高于5.5%,运行1年后不高于7%o（2）干除
7、渣系统炉底漏风较大，平时加强漏风排查，人孔、检查孔等应及时关闭。（3）在锅炉大、小修中及日常运行中，针对锅炉本体及制粉系统进行查漏和堵漏工作，检查各个连接法兰密封、膨胀节处密封，锁气器是否严密及炉本体密封，特别应检查炉底水封槽、炉顶密封及磨煤机冷风门能否关严。1.5脱硫系统运行优化（1）石灰石浆液供给量及浆液循环泵优化运行。在不同负荷、不同入口S02浓度时，确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的Ph设定值以及氧化风机的投运台数。（2）调整吸收塔液位，使得脱硫装置在满足环保排放要求的情况下，脱硫系统耗电率最低及运行成本最小。（3）海水温度降至10,停运电解制氯运行，降低电能消耗。（4）入厂的石灰石
8、颗粒进行不定期抽查，发现颗粒不合格要及时提出问题。1.6燃料卸煤运行方式优化1 .通过合理安排卸煤系统启动、停运时间，科学调度卸船机停运时间，减少卸煤皮带机空转时间。2.1000 MW超超临界机组汽机专业节能达标调整措施。2.1001 轮机通流性能（1）通过汽机性能试验，保证在THA工况下，汽轮机缸效率以及热耗率达到设计水平，汽轮机的热耗率不大于7432kJkWh,否则应检查原因。（2）进行变压运行范围试验：机组变工况运行时，在某负荷转换点，保持机组负荷稳定，进行定压和滑压运行的切换试验，并通过试验确定机组滑压运行方式的压力变化率。（3）通过汽轮机进汽试验，优化各负荷段调门调节开度曲线，最大可
9、能降低调门造成的节流损失。（4）运行中加强对调节级压力及各监视段压力监控，发现参数变化要进行认真分析比对，是否为通流级叶片结垢。（5）注意轴封漏气量，及时调整轴封压力，漏气量较大时应分析原因，在检修时段进行轴封系统密封间隙的调整。2.1002 佳真空系数，消除真空系统漏点并提高凝汽器效率（1）定期进行真空系统严密性试验，保证真空下降速度不0.270KPamin,分析真空下降原因，积极组织查漏并发现真空系统漏点。（2）根据季节和海水温度情况，合理调配循环水泵运行台数，维持最佳真空，保证凝结水过冷度不大于2,降低循环水泵电耗。（3）完善凝泵变频器和除氧器上水调门调节逻辑。低负荷时，凝泵变频维持凝结
10、水压力，除氧器上水调门调除氧器水位，这样既保证凝结水个用户有足够的压力又节约了凝泵的电耗。高负荷时，凝泵变频维持除氧器水位，除氧器上水调门调凝结水压力，这时除氧器上水调门开度大，减少了节流损失。（4）保证胶球清洗装置的投运和胶球回收率，保证凝汽器钛管清洁。（5）做好真空泵密封水冷却器运行工况的监控防止由于循环水水质非常差、循环水升压泵入口滤网堵塞等原因，造成真空泵密封水冷却能力不足而导致的真空泵出力下降。2.1003 热器端差参数分析及运行调整（1）通过对各加热器水位调整试验，确定合理的加热器运行水位，降低加热器端差，提高凝结水、给水温度。（2）低负荷阶段低加疏水不能逐级自流，导致热量损失时，
11、应考虑进行设备改造，在疏水管顶部加装抽空气管抽走不凝结气体。2.1004 系统运行方式优化（1）根据循环水温度、真空和负荷情况，优化循环泵运行方式。（2）对循环水系统的热控逻辑部分进行优化完善，保证备用泵压力低和跳闸后联动，实现两台机组在确保真空的情况下实现单循泵运行。（3）做好循环水系统一次、二次滤网运行维护工作，定期进行清理，尤其海水冷却的机组，做好夏季澡类和微生物的清理工作。2.1005 侧各疏水阀门内漏（1）运行过程中，加强对就地各疏水阀门的内漏巡检。发现疏水阀门后温度异常升高，要及时联系检修进行紧固，并利用检修计划消除内漏。（2）加强一级大旁路后温度以及高加大旁路泄露监视。特别是针对
12、鸿电新投产机组，尤其要加强对系统疏水以及阀门内漏等缺陷的统计和消缺工作。3.100OMW超超临界机组电气专业节能达标调整措施3.1 积极开展辅机设备能耗统计对比工作，分析厂用电率高的具体原因并出台针对性措施（1）做好每日生产报表，及时发现各系统电耗偏高的原因，提出有针对性的措施。（2）加强小指标管理，开展单项指标对比、小指标竞赛等多种形式活动，充分挖掘机组潜力，推广调节指标好的先进经验。（3）建立奖惩制度，充分调动全体生产人员的积极性。（4）加强对标管理，学习指标先进的兄弟电厂的先进经验。3.2 加强照明系统管理优化（1）各配电室照明，可采取进入时开灯，出门时关灯的人为控制办法。（2）炉侧照明
13、采用光控开关。（3）汽机厂房的照明可根据光线的强度手动开关。3.3 加强停运机组管理，多方面减少厂用电消耗机组停运后，辅机油站停运条件满足时及时停止，机组停运后及时停运可以不运行的设备，减少辅助设备的用电量。4.结语节能降耗工作任重而道远,特别是新投产机组,在节能降耗工作上大有可为。发电企业应该安全的基础上去追求机组的最大经济效益，要以科学发展观为指导，通过不断的探索和实践，打造出一个更节约、更环保的现代化节能电厂。百万容量火电机组厂用电率设计值与运行值的差异浅析一、问题的提出节能降耗是我国经济发展的国策，也是一项长远的战略方针。发电厂的厂用电率一直是倍受各方关注的技术经济指标之一。100OM
14、W机组是我国目前单机容量最大的火电机组，其运行指标受到各方格外的关注。由于近期投运的部分100OMW机组其运行厂用电率比设计厂用电率低较多，结合国内已运行的几个单机容量为100OMW机组的部分运行负荷和运行厂用电率，本文通过对运行资料的初步分析，对设计值和运行值的差异进行说明。二、设计厂用电率与实际运行厂用电率的对比表1是近期收集的几个单机容量为百万千瓦等级的电厂运行厂用电率值和设计值的对比表：表1设计厂用电率与实际运行厂用电率对比表4三三25H080三aTfl.3.72外.三期9.9不*4.94l*生西）81C.3.913fl.4.49-OM不里时）Xf.4.74（畲曳史不舍依玛）-0.M5
15、.1收W4.33-0.7W499R.不畲总网）3tl;4.ITOUM.不令改啊）-0.43“K；4.42-0.U*tfc三不*90）“花.ae:舍父熨.nw）-0.44今一亨博，4.32I-OM畲1.g等.4,e-0.74北仑三平5（*改网W）Ml*.X76e无级仅X，4.74-OUr二星C90W机4.21不畲女做.帔1.47-0.73）.3-0.25由上述对比表可以看出，设计厂用电率比运行平均值高0.250.94个百分点，比机组满发值高0.731.86个百分点。三、设计和运行厂用电率差异的初步分析(一)设计和运行厂用电率计算方法的分析由于设计值与运行值存在着一定的差异，首先从计算方法上分析二
16、者的差异。1、设计厂用电率的计算方法按电力行业标准火力发电厂厂用电设计技术规定(D1./T51532002)的附录A(提示的附录)给出的“火力发电厂厂用电率的估算方法(近似计算)”，火力发电厂厂用电率的估算方法如下：式中：e-厂用电率，%；SC-厂用电计算负荷(kVA)；cos6av-电动机在运行功率时的平均功率因数，一般取0.8；Pe-发电机的额定功率(kW)。其中对厂用电计算负荷Sc采用换算系数法计算，计算原则大部分与厂用变压器的负荷计算原则相同(详见附录A)。换算系数法的算式为：Sc=1.(KP)o式中：SC-计算负荷(kVA)；K-换算系数，可取表2中的数值；P-电动机的计算功率(kW
17、)o表2换算系数表机组容量(MW)125200给水泵及循环水泵电动机1.01.0凝结水泵电动机081.0其它高压电动机0.80.85其它低压电动机0.80.7换算系数是从多个同类型电厂运行实践中统计分析而得到的经验数据，目前均采用此法进行火电厂厂用电的负荷统计和厂用电率的计算。2、运行厂用电率的计算方法运行厂用电率即电厂在运行中实测的厂用电的消耗量占同一时期对应机组全部发电量的百分数。电厂每天都对全厂的厂用电率进行统计，累计一段时间后，再算出全年的全厂厂用电率。按电力行业标准火力发电厂技术经济指标计算方法(D1./T9042004),厂用电率分下列2种情况定义。1)纯凝汽电厂生产厂用电率：1.
18、三-2-x100三5三-x100.WfWf式中：1.Cy-生产厂用电率，%；Wf统计期内的发电量，kWh；WCy一统计期内的厂用电量，kWh；Wh统计期内的总耗用电量，kwh;WkC-统计期内按规定应扣除的电量，kWho下列用电量不计入厂用电的计算：新设备或大修后设备的烘炉、煮炉、暖机、空载运行的电力的消耗量；设备在未移交生产前的带负荷试运行期间耗用的电量；计划大修以及基建、更改工程施工用的电量；发电机作调相运行时耗用的电量；厂外运输用自备机车、船舶等耗用的电量；输配电用的升、降压变压器（不包括厂用电变压器）、变波机、调相机等消耗的电量；修配车间、车库、副业、综合利用及非生产用（食堂、宿舍、幼
19、儿园、学校、医院、服务公司和办公室等）的电量。2）综合厂用电率综合厂用电率是指全厂发电量与上网电量的差值与全厂发电量的比值，即：1000o式中：WWg一全厂的外购电量，kW-h；Wgk一全厂的关口电量，kWho电厂提供的厂用电率为生产厂用电率。3、计算方法的差异通过比较上述两种计算方法可以看出：设计是按照满发的工况模拟全年情况进行计算；运行厂用电率是根据机组实际发电和自用电情况，取一定时期内的实测数据统计得出，实际运行时机组的出力和用电量是变化的，机组出力减小厂用电率上升、机组满发时厂用电率应最小。（二）设计和运行厂用电率差异的原因分析按照设计与运行厂用电率计算方法的定义，考虑到设计值是按照机
20、组额定功率为分母，运行值是以不同的负荷为分母，设计值应小于运行值才合理，然而统计的结果并非如此。下面就对引起二者不同的因素进行初步分析。1、主要辅机换算系数（K值）导致设计和运行存在差异表3为3个工程中机组100%出力时电动机实际运行功率与额定功率的对比表，并列出了电动机的负荷率和K值的对比表。表3电动机实际运行功率与额定功率对比表厂用电电动机额100%出力技规要设备名称定功率电动机功率负荷率求的换（机组名称）(kW)(kW)算系数K外高桥三期（#8机组）335025200.75凝结水泵北仑三期（#6机组）270017220.641.0玉环（#1机组）270019950.739外高桥三期（#8
21、机组）420033860.8I111胆孙小水北仑三期（#6机组）380035170.93I.U玉环（#1机组）460037540.816外高桥三期（#8机组）33001651/16510.5脱硫增压1/1jJ北仑三期（#6机组）210016000.760.85玉环（#1机组）24002154/21740.897/0.905外高桥三期（#8机组）42001952/19380.46一次风机北仑三期（#6机组）47002234/20710.475/0.440.85玉环（#1机组）42502548/25780.599/0.606外高桥三期（#8机组）37001049/10560.28送风机北仑三期（#
22、6机组）29001432/14220.490.85玉环（#1机组）24001094/11230.455/0.468外高桥三期（#8机组）51003015/30020.59引风机北仑三期（#6机组）72004240/42990.589/0.5970.85玉环（#1机组）50003347/33190.669/0.6635290.5886290.699外高桥三期（#8机组）9005100.5685500.615770.646750.6757710.771北仑三期（#6机组）1000磨煤机7130.7130.858300.835950.6266860.7225820.612玉环（#1机组）950607
23、0.6396460.6807350.7739008060.896外高桥三期（#8机组）10008570.857112010000.89310009260.926吸收塔循9006990.777北仑三期（#6机组）0.85环水泵9008160.9078007020.87810009450.945玉环（#1机组）112010200.911125011150.892由表3可以看出，设计计算中换算系数的值基本都大于实际运行时的最大负荷率，尤其是锅炉三大风机差距更大，最低的负荷率为0.28,仅为相应K值的33%。由于上述辅机容量较大，其占厂用负荷的比例高，换算系数值的差距，使设计厂用电率大于运行值。火力发
24、电厂厂用电设计技术规定中的换算系数（K值）是考虑了电动机效率、功率因数、负荷因子和同时率等综合因素的经验值，K值的选取来自于大量的工程实践经验。在80年代末期，东北院曾对K值的选择进行了复核，当时调研主要针对300MW及以下机组。通过东北院的调研认为K值的选取是合适的。随着大容量机组的不断增加，设计系统未对K值进行复核，建议随着大容量机组的不断投运，应对K值进行必要的复核，使K值的选取更加接近实际辅机负荷率。2、电动机额定功率和实际运行功率存在差异电动机额定功率的选择是各工艺专业根据被拖动设备最严酷工况下要求的出力进行的。但通过表3可以看出，当机组100%出力时电动机的实际运行值与电动机额定值
25、之间也存在一定的差距，尤其是锅炉三大风机，100%出力时的实际运行值约只占其电动机额定值的一半。设计计算时即使按照85%的负荷率计算，也超出运行的实际值，使设计厂用电率大于运行值。当然因电动机容量的选择涉及到很多因素，有些需考虑机组全寿命期的出力等，本次调查的电厂投运时间都不长，也许未能全面反映全寿命期的出力。3、运行中的节能优化目前各电厂均非常重视运行中的节能优化，如外高桥三期工程优化了烟风系统设计，为增压风机设置了旁路烟道，使得机组在低负荷的时候，可采取停用增压风机而不停脱硫吸收塔的运行方式,可大大节约机组低负荷时的厂用电，合计全厂全年可节约厂用电235.4万度;对回转式空预器采用全向柔性
26、密封技术改造,漏风率降低约2%,厂用电率下降了约0.5%；在脱硫吸收塔进口设置低温省煤器,利用烟气余热降低热力系统的煤耗量，其节约的煤耗量基本等于脱硫系统增加的发电煤耗，因此补偿了脱硫系统的厂用电损失，实现了“零能耗脱硫”；三期工程和玉环电厂在凝结水泵上采用了高压变频装置，起到了节省厂用电、降低运行厂用电率的作用。以上在运行中的节能优化降低的都只是运行中实际的厂用电率，均未影响到设计厂用电率，因而造成运行值与设计值出入较大。四、结论和建议（一）结论从以上对设计和运行厂用电率的差异分析可以看出，设计值偏离运行值的原因在于：1）设计计算中换算系数K的值基本都大于实际运行时的最大负荷率，尤其是锅炉三
27、大风机差距更大。由于上述辅机容量较大，其占厂用负荷的比例高，换算系数值的差距，使设计厂用电率大于运行值。2）机组100%出力时电动机的实际运行值与电动机额定值之间也存在一定的差距，尤其是锅炉三大风机，100%出力时的实际运行值约只占其电动机额定值的一半。设计计算时即使按照85%的负荷率计算，也超出运行的实际值，使设计厂用电率大于运行值。3）运行中的节能优化降低了运行厂用电率，而设计厂用电率未考虑此影响，使设计厂用电率大于运行值。（二）建议为避免设计厂用电率与运行厂用电率的差距过大，需从以下几个方面着手：1）工艺专业电动机容量的选择应更贴近设备的出力，避免大马拉小车，尽量使工艺设备达到高效运行；
28、2）对换算系数K的取值进一步修正，目前东北电力设计院正在着手进行调研，以完成此项工作。火电机组脱硫系统超低排放改造节能优火电机组超低排放改造有效降低了燃煤电厂的污染物排放总量，但部分改造后的脱硫系统在运行中暴露出设计裕量过大、改造过度、运行能耗过高等问题。对此本文提出：应合理确定脱硫系统设计边界条件，根据实际燃煤及煤源选择合适的设计煤质硫分；优化脱硫系统设计方案，选择节能设备，设计方案应兼顾不同负荷工况下脱硫系统的灵活调节与节能运行；调整运行方式、优化运行参数，并使用脱硫增效剂等。上述措施可为同类工程设计优化提供参考。2015年12月国家发改委、环境保护部、国家能源局联合印发了全面实施燃煤电厂
29、超低排放和节能改造工作方案(环发2015164号)，要求将东部地区超低排放改造任务总体完成时间提前至2017年前，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成U截至目前，全国燃煤电厂已完成50%以上装机容量机组的超低排放改造，有效降低了火电机组污染物排放总量。然而，很多已投运的超低排放环保设施也暴露出设计裕量过大、改造过度、运行能耗过局等问题。本文针对燃煤电厂脱硫系统超低排放改造项目，从工程设计边界条件、设计方案、运行方式等方面进行优化研究，提出节能优化措施。1、脱硫系统设计边界条件确定脱硫系统设计边界条件的确定，决定了其改造工艺方案的选择。火力发电厂烟气脱硫设计技术规程规定
30、：烟气脱硫装置的设计工况宜采用锅炉BMCR、燃用设计煤种工况下的烟气条件；已建电厂加装烟气脱硫装置时，宜根据实测烟气参数确定烟气脱硫装置的设计工况和校核工况，并充分考虑煤源变化趋势。我国多数火电机组燃煤煤质波动较大，而目前我国超低排放改造要求环保指标极其严格，不允许每小时污染物排放均值超标。因此，为减低环保风险，目前火电机组脱硫装置增容提效改造普遍存在改造设计煤质裕度过大、硫分虚高的现象。加之，当前国内燃煤火电机组整体负荷率偏低，往往造成多数机组脱硫装置实际运行工况严重偏离设计工况，运行能耗较高，运行经济性较差。因此，在对现役机组烟气脱硫装置进行超低排放改造时，应合理确定设计边界条件。设计煤种
31、宜根据电厂近3年实际燃煤情况,选择可覆盖近3年燃煤质量95%以上的硫分参数，或综合考虑煤源变化、燃煤掺烧趋势等选择合适的设计硫分参数，不建议以短期燃煤煤种硫分峰值作为设计硫分。2、脱硫系统设计方案优化在确定脱硫系统超低排放改造方案时，应在确保改造方案环保排放达标的前提下，尽量降低投资和能耗指标。脱硫系统能耗指标包括电耗、脱硫剂耗量、水耗、气耗等，其中电耗成本约占其整体能耗成本的70%,因此本文所称能耗泛指电耗。为更直观地体现脱硫装置污染物减排的能耗代价，便于比较不同负荷工况下脱硫系统的能耗指标，本文提出了单位减排能耗的概念，即脱除单位质量SO2需要消耗的电量，计算公式如下：K=IO6Q(CRS
32、O2-CCSoI)节能优化目标是以最低的单位质量污染物减排能耗达到超低排放环保指标，即尽可能在脱硫改造方案设计选择时降低脱硫系统电耗，并在低负荷工况下实现脱硫系统灵活调节与节能运行。2.1 烟气系统目前，脱硫装置烟气系统改造的主流方案是取消增压风机，将引风机和增压风机合并设置，由引风机克服脱硫装置烟气系统阻力。西安热工研究院有限公司刘家锌等对某电厂100OMW机组引风机与脱硫增压风机合并改造进行了方案对比研究，结果表明在机组100OMW满负荷运行工况下，改造前引风机和增压风机总功率为6581.2kW,引风机、脱硫增压风机合并改造后引风机总功率为5395.6kW,改造后烟气系统风机总功率减少11
33、85.6kW,厂用电率下降0.237%,节能效果显著。取消增压风机后，还需对引风机出口至脱硫吸收塔入口间烟道进行优化设计，以减少烟道阻力。石清鑫等对某电厂300MW机组取消增压风机后引风机出至GGH原烟气侧入口烟道设计进行优化研究，一种方案是采用矩形管道联接拆除增压风机后的烟道，优化方案为拆除增压风机及相关烟道，新建钢烟道使两侧引风机烟气汇流，然后从汇流烟道一侧开孔连接至GGH原烟气侧入口烟道，结果表明采用优化方案烟道阻力可在满负荷工况下降低约260Pa0对于保留增压风机设置的脱硫系统，要防止引风机和增压风机中的一台在高效区运行,而另一台在低效区运行的情况。在机组和脱硫系统安全运行的前提下,可
34、通过调整增压风机入口压力，寻找不同负荷工况下引风机和增压风机最节能的联合运行方式。一般情况下，增压风机和引风机电流之和为最小值时风机综合能耗最低。如果引风机压头裕量较大或机组日常运行负荷率较低，可考虑设置增压风机旁路烟道及增压风机前后挡板，在低负荷工况下停运增压风机，烟气经旁路烟道由引风机克服脱硫系统阻力。但低负荷时引风机运行工况为小流量高压头，容易引起风机失速，所以能否设置增压风机旁路烟道及旁路烟道通流面积的选择应根据引风机运行性能曲线确定。2.2 吸收塔系统影响烟气脱硫系统脱硫效率的因素包括吸收塔结构设计、运行参数控制、吸收剂品质等。在脱硫系统设计边界条件确定后，影响吸收塔脱硫效率的主要设
35、计因素包括烟气流速、喷淋浆液总流量、喷淋层及喷嘴布置、是否设置塔内强化传质构件等。以某600MW机组进行脱硫装置超低排放改造为例,其设计吸收塔入口SO2质量浓度为3OOOmgm3,出口SO?质量浓度不超过35mgm3,设计脱硫效率为98.83%。改造方案1为喷淋空塔方案，设置5层喷淋层，每层喷淋层对应设置1台流量为10500m3h的浆液循环泵，最下层喷淋层对应浆液循环泵A,浆液循环泵扬程为19.8m,喷淋层中心线间距2m。方案2为托盘塔方案，设置4层喷淋层和1层合金托盘，每层喷淋层对应设置1台流量为10500m3h的浆液循环泵，最下层喷淋层对应浆液循环泵A,浆液循环泵扬程19.8m,喷淋层中心
36、线间距2mo吸收塔改造方案对比见表K嘤海空塔方案塔前N（W林态,海心Mfn1.h）216O2160(XX)塔行期幅限态.海基的22680002268COO啜牧塔向役An1616fl无ff嗡淋以IV以54电价装潢惭环桑海量IOSOO105浆液循环爱总演*Amh）525420液气比/(1.trf1)23.118.S吸收塔阻力（含除毒器PaI72300表12种吸收塔改造方案对比吸收塔系统的主要电耗为浆液循环泵电耗及吸收塔阻力引起的引风机（或增压风机）电耗，包括浆液循环泵轴功率和吸收塔阻力导致的风机轴功率。喷淋空塔方案和托盘塔方案的吸收塔电耗对比见表2o项目喷淋空塔方案托盘塔方案浆液循环泵A轴功率78
37、1781浆液循环泵B轴功率860860浆液循环泵C轴功率939939浆液循环泵D轴功率10181018浆液循环泵E轴功率1097全部浆液循环泵总轴功率46963599吸收塔阻力引起的风机轴功率17402250合计64365849表2不同改造方案的吸收塔电耗对比虽然相对于喷淋空塔方案，托盘塔方案吸收塔阻力增加500Pa,引起风机电耗增加510kW,但喷淋空塔方案多设置1层喷淋层，其对应的循环泵轴功率为1097kW,两者叠加得出在设计工况下运行时托盘塔方案可节能587kW,减少厂用电率约0.1%。2.3 氧化风系统石灰石一石膏湿法脱硫装置吸收塔氧化风管布置方式主要有矛枪式和管网式，如图1所示。矛枪
38、式氧化风管一般布置在吸收塔浆液搅拌器内侧上方，通过搅拌器旋流的推力促进氧化空气分布，距吸收塔底部距离一般约为2m。管网式氧化风管一般布置在距吸收塔浆池液面67m位置，该方式下氧化空气喷口距离液面的高度小于矛枪式布置方式，因此氧化风机扬程更低，电耗消耗量相对较小;同时氧化空气分布更均匀，氧化效果更好。a）矛枪式b）管网式图1氧化风管布置方式氧化风机可选择罗茨式和离心式。罗茨式风机为容积式风机，结构简单，但效率较低，一般为60%70%.离心式风机可分为单级离心风机和多级离心风机,效率可达到85%以上。另外，罗茨风机为容积式风机，无法调节流量，而离心式风机具有较好的流量调节功能，可实现流量调节范围4
39、00%100%,同时依然保持较高的效率。可见，在不同机组负荷或不同入口SO2质量浓度下，脱硫系统离心风机均具有较强的节能效果及较好的调节性和适应性。以上述某电厂600MW机组脱硫装置超低排放改造为例，吸收塔氧化风管采用管网式布置方式，埋深7m,每座吸收塔设置2台100%容量氧化风机，一用一备，氧化风机流量13000m3h,扬程100kPa,设计工况下单台离心式风机轴功率比罗茨式风机低约170kW,节能效果显著。2.4 石膏脱水系统石灰石一石膏湿法烟气脱硫副产物石膏浆液，一般需要经过石膏旋流器和真空脱水机两级脱水处理。真空脱水机是二级脱水系统的核心设备，也是主要的耗能设备，主要分为圆盘脱水机和真
40、空皮带脱水机。某电厂30th处理能力的圆盘脱水机总电耗约53.5kW,同等处理能力的真空皮带脱水机总电耗约207kW,可见圆盘脱水机能耗约为真空皮带脱水机的1/4,节能效果显著。另外，圆盘脱水机还具有占地面积小、节水的特点，但其造价相对较高，且实际运行中也存在陶瓷盘片易堵塞、更换频率高、维护成本较高的问题。目前，有厂家推出了滤布真空盘式脱水机,其结构和陶瓷式圆盘脱水机类似,将盘片更换为框架外敷滤布式，降低了运行维护成本。但运行效果还有待长期运行后进一步验证。3、脱硫系统运行方式优化3.1 吸收塔系统运行优化液气比是影响脱硫效率的最主要参数。在机组负荷一定时，浆液循环泵投运台数决定了总的浆液循环
41、量，即决定了液气比。西安热工研窕院有限公司针对多个电厂脱硫装置在不同负荷和不同燃煤含硫量工况下，进行了大量浆液循环泵运行优化试验。试验结果表明在满足环保达标排放的前提下，通过优化浆液循环泵投运台数及不同浆液循环泵组合方式，可有效降低厂用电率和运行成本。目前，火电机组整体年利用小时数较低，脱硫装置经常在低负荷工况运行,环保设施如何在低负荷工况下灵活并节能运行是超低排放改造后应该重点关注的问题。因此，在脱硫系统超低排放改造方案设计时，不仅要优化设计工况运行电耗，而且应兼顾低负荷工况时脱硫系统的灵活调节，降低低负荷运行工况下SO2单位减排能耗。对前文600MW机组吸收塔改造提出2种浆液循环泵配置方案
42、。方案A吸收塔4层喷淋层对应的浆液循环泵流量相同，优点是设备备品备件规格一致，便于检修维护。方案B采用浆液循环泵流量差异化配置，虽然在设计工况下全部浆液循环泵投运时运行能耗略高于方案A,但在机组低负荷工况时可有效降低运行电耗。2种浆液循环泵配置方案对比见表3由表3可见，采用浆液循环泵A,B,C和循环泵A,B,D组合泵运行时能耗分别比方案A低167kW和148kW,运行调节方式更为灵活。U-AIa&a、zAA*h,九.IWCAMHtlAIOSOOWgoo夏峰第IOM)(nMlIoM)%wIl!KAMHVDIOM)IOISl3I200家an峥a.B.c42591240-WSA9除&AB.D26OI
43、SII-MB”8TS表32种浆液循环泵配置方案对比脱硫系统吸收塔浆液PH值对吸收SO2的影响极为显著，图2为某电厂脱硫系统吸收塔浆液PH值对脱硫效率的影响。图2吸收塔浆液PH值对脱硫效率的影响由图2可见，在一定范围内吸收塔浆液PH值和脱硫效率呈近线性关系。PH值越高总传质系数越大，因此有利于SO?的吸收;但PH值太高不利于CaSo3氧化，会影响石膏品质。在实际运行时，浆液循环泵投运方式应和浆液PH值协调运行。3.2 使用脱硫增效剂使用脱硫增效剂的作用是加速石灰石溶解、提高石灰石活性及强化液相传质效果，从而有效提高吸收浆液利用率和脱硫效率。在机组负荷和脱硫系统入口SO2质量浓度一致的情况下，使用
44、脱硫增效剂后，可停运1台浆液循环泵，同时获得更高的脱硫效率。对于600MW机组,按1台浆液循环泵轴功率为700900kW计算，停运1台浆液循环泵后吸收塔阻力降低约200300Pa,风机能耗下降2OO3OOkW,可降低厂用电率0.15%0.20%。使用脱硫增效剂极大地提高了石灰石的消溶速度和活性，提升了石灰石的利用率，可有效降低石灰石消耗量。试验表明，在脱硫装置入口SO?质量浓度超出设计值约30%情况下，石膏中的CaSO312H2O含量也一直处于正常水平。可见，使用脱硫增效剂可提高脱硫装置吸收系统氧化空气利用率，进而提高脱硫装置对燃煤含硫量及其入口SO2质量浓度的适应范围。4、结语针对燃煤电厂脱硫系统超低排放改造项目的节能优化，首先应合理确定设计边界条件，根据实际燃煤及煤源选择合适的设计煤质硫分。其次，应优化设计方案，选择节能设备，设计方案应兼顾不同负荷工况下脱硫系统的灵活调节与节能运行。最后，应调整运行方式，优化运行参数，并使用脱硫增效剂，在满足环保达标排放的前提下降低单位减排能耗。参考文献1任永青.发电厂节能降耗的探讨J.科技资讯，2012(13)：
