摘要：某火电厂4×300MW机组脱硫系统增容改造于2013年8月份全部完成，改造完成后的脱硫系统厂用电率大幅度增加，达到了2.56%，本文针对脱硫系统厂用电率高的原因进行分析并通过一系列的措施调整后，使脱硫系统厂用电率大幅下降。
关键词：火电厂；脱硫；厂用电率
引言
在电力市场供大于求、竞价上网的大趋势下，火电厂只有深挖内部潜力，争取多发电量的同时，尽量降低机组厂用电率，让发出的每一度电利益最大化，才能在激烈的电力市场竞争中立于不败之地。
1 机组概况
某火厂4×300MW机组锅炉型号为B&WB-1025/17.4-M型，燃用煤种为无烟煤，“W”型火焰燃烧方式；烟气脱硫装置采用一炉一塔、石灰石--石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫效率为97.83%。在锅炉100%BMCR工况烟气量，SO2含量7819 mg/m3（干基，6%O2），净烟气的SO2排放浓度为400mg/Nm3。脱硫装置所需的吸收剂采用石灰石为原料，在锅炉 100%BMCR 工况下每台机组石灰石的耗量为 17t/h，每台机组石膏产量为 40.55t/h （含水率不高于 10%） 。四套脱硫装置的电耗为 32186 kWh/h， 最大工艺水耗量为 371t/h（包括石膏清洗水、冷却水）。
2 脱硫系统厂用电率高的原因分析
（1）脱硫系统改造后新增加了大量设备是本厂脱硫耗电率增加的最直接因素：全厂4台机组脱硫增容改造后新增了两套制浆系统（两台磨机、4台排浆泵、2台搅拌机、2台称重给料机），增加了2套卸料系统，各台吸收塔增加了1台排水池泵，新增加了两套脱水系统，6台氧化风机增大了容量，浆液循环泵增大了容量和增加了4台新泵，新增了2台高压脱硫变等，脱硫系统增容改造后辅机容量新增加了12364.9kW，按照机组满负荷运行及新增容量全容量运行折算，则新增容量占全厂生产厂用电率1.03%，按照新增容量投运率80%，新增容量效率70%折算，则新增容量占全厂生产厂用电率0.58%，使得脱硫系统辅机耗电率大幅增加。
（2）入炉煤硫分持续偏高，使得脱硫系统耗电率增加，是脱硫耗电率增加的主要因素，本厂脱硫改造后设计硫分为3.0%，而近年来本厂入炉煤硫分基本都处于3.0%以上，并且出现单日高达3.8%以上的硫分，硫分的偏高和不稳定，使得脱硫系统耗电率增加。
（3）脱硫系统运行方式尚有进一步摸索调整优化的空间，脱硫系统设备运行方式偏大，而诸如3号脱硫出力不足等，也是推高脱硫系统耗电率的一个因素。
（4）石灰石品质对脱硫系统的影响较大，采用高品质的石灰石有利于脱硫系统指标控制，同等工况下，高品质的石灰石制出的浆液，输送到吸收塔内参与指标控制，其利用率增强，使用时间延长，减少了磨机及制浆设备的运行小时数。反之，则会缩短使用时间，增加了磨机运行小时数。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆
3 降低脱硫系统耗电率的措施：
因全厂脱硫系统增容改造，造成的耗电率增加占了脱硫系统耗电率的绝大部分，该部分增加量是不可逆转的，但系统尚有少部分节电优化空间，可以通过采取节电降耗措施，最大限度地降低脱硫系统电耗。
（1）对浆液循环泵运行方式进行了优化：在维持吸收塔浆液pH值5.3～5.5的情况下，根据机组负荷及出口SO2浓度的情况，对浆液循环泵运行方式进行合理的搭配（通过启、停浆液循环泵来实现），控制脱硫净烟气SO2（折算值）在250～400mg/m3。
（2）对增压风机运行方式进行了优化：通过调节各台增压风机静叶开度，找到风机运行中静叶最佳运行工况点（#1、2、3、4增压风机静叶最佳开度75%、70%、72%、74%，负压设定-60pa、-50pa、-20pa、-160pa），降低增压风机电耗。
（3）规定在吸收塔液位满足冲洗前提下，运行班组每班必须进行吸收塔除雾器的冲洗工作，保证脱硫烟气系统通畅。
（4）对氧化风机运行方式进行了优化：机组负荷200MW及以下时，氧化风机运行电流控制在75A；机组负荷300MW时氧化风机运行电流控制在90A。当200～300MW按每变化10MW，电流等比例增（减）1.5A。
（5）对脱水机运行方式进行了优化：目前脱水系统在保证脱水效果良好的情况下最大量地排放石膏（石膏旋流子全投运），控制吸收塔浆液密度1130～1160kg/m3，塔内密度低停运脱水系统，密度高启动脱水系统，保证吸收塔低密度运行，减少运行辅机的电耗。
（6）对磨机系统运行方式进行了优化：磨机制浆水控制16～20mg/m3，稀释水控制在30mg/m3。按磨机电流来控制给料量，原则上“磨机空转电流＜磨机运行电流≤磨机空转电流+3A”，现场观察磨机滚动筛不吐料即可，保证磨机运行期间不空磨，最大化地制浆，减少磨机的运行时间。同时定期进行给料机皮带秤校验，保证磨机运行在最佳工况。
（7）对锅炉入炉煤进行配煤优化：通过汽车来煤进行混煤参烧，入炉煤硫份高的与低的进行混合，控制入炉煤硫份小于设计硫分3.0%，减少浆液循环泵及磨机运行时间。
（8）加强对石灰石的质量管控，达不到合同中签订的质量一律退回拒收，确保石灰石质量达到设计要求。
（9）因2号机组在脱硫系统原GGH位置安装了余热回收系统，经济效益不是很明显，但是系统阻力明显增加，利用机组检修机会，拆除余热回收系统，系统阻力明显减小，增压风机电耗下降。
（10）因浆液循环泵均不能变频运行，合理利用厂级AGC，根据实际情况调配各机组负荷，实现浆液循环泵的最大优化运行方式。
（11）加强对锅炉、空预器以及烟道系统的漏风治理，从而减少增压风机的耗电量。
（12）加强对除尘系统的优化运行调整，保证除尘系统差压在正常范围内，同时确保进入脱硫系统的烟气含尘量降到最低，使石灰石浆液不被污染，从而提高其循环利用率。
4 总结
通过以上一系列的措施调整，脱硫系统耗电率由之前的2.56%降至2.25%，按照该厂年平均发电量60亿千瓦时、上网电价0.35元计算，一年可以增收60亿×（2.56%-2.25%）×0.35元=651万元。节能减排对于我们仍然是任重而道远，我相信再经过一段时间的摸索与调整，脱硫系统耗电率还会有所降低。
论文作者:李芳亮
论文发表刊物:《电力设备》2017年第30期
论文发表时间:2018/3/8
标签：系统论文; 浆液论文; 机组论文; 机运论文; 石灰石论文; 风机论文; 吸收塔论文; 《电力设备》2017年第30期论文;