邱國華，魏宏鴿，梁秀進，李壯，王豐吉，朱躍

火電機組脫硫超低排放運行能耗分析與節(jié)能運行展望

邱國華1，魏宏鴿2，梁秀進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，超低排放運行時必須同時兼顧節(jié)能和減排雙重目標?；诖?，選取了33臺不同工藝(單塔、雙塔)的600MW級機組作為研究對象，從脫硫廠用電率和單位脫硫能耗2方面分析了運行能耗情況，并重點分析了能耗影響因素。最后，從開展能效對標管理、脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化、關(guān)鍵設(shè)備節(jié)能改造、漿液品質(zhì)把控、精細化檢修、合理使用脫硫添加劑等角度，對脫硫運行節(jié)能進行了展望。

脫硫廠用電率；單位脫硫能耗；能效對標；運行優(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，基本可以實現(xiàn)不同負荷、不同硫分工況下的穩(wěn)定達標排放，為二氧化硫減排工作做出了卓越貢獻。同時，由于改造時新增較多的大功率用電設(shè)備(如循環(huán)泵、氧化風機等)，設(shè)備電耗和系統(tǒng)阻力增加引 起的風機電耗均較改造前大大增加，造成機組能耗進一步增加。近年來，火電機組利用小時數(shù)逐步呈下降趨勢，經(jīng)營壓力日趨加重，火電企業(yè)必須進一步拓展機組節(jié)能空間。因此，在后超低排放時期如何提升脫硫系統(tǒng)運行經(jīng)濟性，實現(xiàn)節(jié)能和減排的雙贏，是脫硫系統(tǒng)運維管理的重點工作。

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

1 能耗水平分析

1.1 研究對象

選取33臺600MW級燃煤超低排放機組作為研究對象，其中，15臺采用高效單塔工藝，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。機組的入口SO2濃度區(qū)間及數(shù)量統(tǒng)計見表1。

脫硫系統(tǒng)能耗包括設(shè)備電耗和系統(tǒng)阻力引起的風機電耗2類，其中，設(shè)備電耗主要包括漿液循環(huán)泵、氧化風機、真空泵、濕式球磨機、脫硫低壓變等。為準確評價能耗水平，引入脫硫廠用電率和單位脫硫能耗2個指標，脫硫廠用電率(%)為單位時間內(nèi)脫硫系統(tǒng)電耗(kW×h))與機組發(fā)電量(kW×h)的比值，而單位脫硫能耗(kW×h/kg)為單位時間內(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研究院有限公司承擔的相應(yīng)電廠脫硫性能考核試驗工作。

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)計情況。所研究機組脫硫系統(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機組脫硫廠用電率0.8%~1.2%的統(tǒng)計值[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，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”，兩級塔氧化風機、攪拌器、石膏排出泵等均需投運，煙氣系統(tǒng)阻力仍處于較高水平，導致其在低SO2濃度時運行經(jīng)濟性不高。入口SO2質(zhì)量濃度高于10g/m3時，因脫硫效率要求極高(>99.65%)，為確保達標排放，雙塔工藝脫硫廠用電率較高，達到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?？梢钥闯?，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，氧化風機、其他設(shè)備所占比重接近20%。與早期研究中漿液循環(huán)泵、增壓風機、氧化風機、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，原因在于排放標準大大提高，需要增加漿液循環(huán)泵投運數(shù)量提升液氣比來提高脫硫效率，且超低排放設(shè)計時裕量一般較為充足，當脫硫系統(tǒng)存在缺陷(如漿液惡化、噴淋層堵塞等)時，部分電廠運行模式粗放，直接考慮增加漿液循環(huán)泵投運數(shù)量來確保排放指標，導致系統(tǒng)偏離最優(yōu)工況點運行。因此，如何有效降低漿液循環(huán)泵運行電耗，是脫硫節(jié)能運行的關(guān)鍵點。

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?？梢钥闯?，除個別機組外，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，單位脫硫能耗超出高濃度區(qū)間較多，主要原因在于低SO2濃度運行調(diào)整難度增大，普遍存在少投一臺循環(huán)泵超標、多投一臺循環(huán)泵SO2排放數(shù)值為“0”的現(xiàn)象，為了確保達標排放，部分電廠存在壓低pH值(控制在5.0以下)、多投一臺循環(huán)泵的粗放式運行模式，導致運行經(jīng)濟性較差。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，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經(jīng)濟性更高。

2 能耗影響因素

2.1 煙氣條件

大部分機組超低排放改造時過分強調(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)計裕量大，在設(shè)計工況下經(jīng)濟性較高。但當處理低濃度、低負荷煙氣時，循環(huán)泵投運數(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)泵過量投運的現(xiàn)象，同時氧化風機、攪拌器、公用設(shè)備等均需要投運，單位脫硫能耗偏高。以華電集團東北區(qū)域電廠為例，脫硫裝置設(shè)計硫分通常在0.5%左右，但受煤源條件約束，實際燃用硫分在0.3%左右，低負荷條件下僅需投運1臺循環(huán)泵即可滿足要求，但從安全性角度考慮，電廠往往投運2臺循環(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，華電集團內(nèi)燃煤實際硫分往往僅為設(shè)計值的70%左右。隨著燃煤機組深度調(diào)峰工作的推進，常年機組運行負荷偏低，煙氣條件偏離設(shè)計值成為運行新常態(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電耗，同時也會阻礙石灰石的溶解；SiO2含量高會增加球磨機電耗，同時造成循環(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，同時不同地區(qū)礦山生態(tài)保護政策日趨嚴格，對石灰石開采嚴格控制，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 運行調(diào)整

脫硫運行時通過對主要控制回路進行運行調(diào)整，使脫硫系統(tǒng)在不同工況下取得最優(yōu)運行經(jīng)濟性，3個主要控制回路包括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值運行區(qū)間為5.2~5.8；對于雙塔工藝，一、二級塔pH值運行區(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，超低排放運行調(diào)整精細度大大增加，現(xiàn)有粗放式運行模式已無法滿足要求。如片面追求壓低排放指標，直接通過增加循環(huán)泵投運數(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)研機組來看，部分雙塔工藝在投運初期能滿足入口SO2質(zhì)量濃度6000mg/m3以上達標排放，投運3年后，入口SO2質(zhì)量濃度達到4000mg/m3左右就必須投運全部循環(huán)泵。同時，雙塔工藝運行模式與單塔工藝差距較大，如仍按照單塔工藝運行模式，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，導致運行能耗增加。

2.4 設(shè)備健康狀態(tài)

脫硫超低排放改造時大部分關(guān)鍵設(shè)備(循環(huán)泵、氧化風機等)均按照利舊處理，運行時間久遠，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、氧化風減溫水閥門等)以及重要表計(pH計、密度計、液位計)失真均會造成脫硫系統(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)能運行展望

3.1 開展能效對標管理

從發(fā)電集團角度，考慮到下屬電廠機組眾多，為提升脫硫系統(tǒng)整體能效水平，督促發(fā)電企業(yè)主動加強脫硫系統(tǒng)運維管理，可以考慮在集團或區(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，建立科學的脫硫能效對標體系，最終開發(fā)出脫硫系統(tǒng)能效對標平臺，實時展示不同電廠每套脫硫系統(tǒng)的能耗指標。上級單位可以通過平臺準確把握下屬電廠脫硫系統(tǒng)能耗水平，用于日常監(jiān)督管理和技改計劃決策?；鶎与姀S可以主動開展能耗對標工作，針對能耗異常現(xiàn)象及時排查問題并提出解決方案。

3.2 脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化

在達標排放前提下，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，在不同負荷、不同硫分工況下，開展脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化試驗，通過調(diào)整供漿方式、循環(huán)泵與氧化風組合方式，得出不同工況下的脫硫系統(tǒng)最低能耗、物耗運行方式，包括供漿流量范圍、循環(huán)泵組合方式、氧化風機投運數(shù)量、運行pH值等數(shù)據(jù)，最終建立運行卡片指導運行[6-8]。同時，為解決運行水平不足、調(diào)整不及時造成的能耗高現(xiàn)象，可以依托先進控制算法、控制模型，通過歷史運行數(shù)據(jù)發(fā)掘和運行優(yōu)化試驗結(jié)果相結(jié)合的方式，形成脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化大數(shù)據(jù)平臺，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)，實現(xiàn)運行方式的智能巡優(yōu)、異常狀態(tài)的及時預警和能耗物耗水平的分析統(tǒng)計[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)化運行主要通過控制最佳投運數(shù)量來實現(xiàn)，脫硫系統(tǒng)液氣比(L/G)無法實現(xiàn)連續(xù)調(diào)節(jié)，導致了在大部分工況液氣比偏離最佳值。通過實施循環(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)泵運行調(diào)速，進而改變循環(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)化運行和安全性試驗，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)工作時應(yīng)加強對于MgO和SiO2含量的檢測，做到每批化驗一次；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)，當改變礦源或脫硫系統(tǒng)出現(xiàn)性能下降共性問題時，應(yīng)重點開展石灰石活性分析以評價其影響。對于制漿品質(zhì)，為確保漿液細度滿足工藝要求(90%以上通過250目或325目篩)[13]，運行時應(yīng)定期開展球磨機出力試驗，檢修時應(yīng)開展磨機鋼球耗量統(tǒng)計工作，并按照磨機設(shè)計鋼球級配原則及時補充新鮮鋼球，嚴格把控補充新鮮鋼球鉻含量，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)及時開展化學監(jiān)督工作，漿液成分發(fā)生變化時應(yīng)及時分析原因。運行時保證漿液pH值、密度在工藝允許的合理范圍，同時，嚴格把關(guān)進入吸收塔煙氣、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、氯離子進入造成漿液中毒、起泡等現(xiàn)象的發(fā)生[14]。

3.5 開展精細化檢修

脫硫系統(tǒng)精細化檢修的出發(fā)點在于針對影響脫硫系統(tǒng)能耗和物耗的關(guān)鍵點開展重點工作，因此，在檢修前應(yīng)開展修前診斷試驗，包括統(tǒng)計漿液循環(huán)泵、氧化風機、脈沖懸浮泵等高壓設(shè)備電耗、電流趨勢；測試系統(tǒng)阻力、風機電耗；診斷pH計、密度計以及液位計的準確性；開展吸收劑制備系統(tǒng)運行診斷工作，包括吸收劑品質(zhì)測試、磨機系統(tǒng)出力試驗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，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)、脫水機出力試驗(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)檢修前診斷試驗結(jié)果開展，并在檢修后通過修后試驗及時進行統(tǒng)計梳理，以確保檢修效果滿足目標。

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SO2的吸收并提高石灰石的利用率，提高系統(tǒng)運行的操作彈性[15-16]。其在早期脫硫運行時應(yīng)用較為廣泛，當脫硫系統(tǒng)出力不足導致出口SO2濃度出現(xiàn)超標傾向時，脫硫添加劑的使用可以提升脫硫效率實現(xiàn)達標排放。超低排放運行時，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)量和風機電耗，特別是對于脫硫效率需要微調(diào)的工況(即前述少投一臺循環(huán)泵超標、多投一臺循環(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機組在使用添加劑后，脫硫系統(tǒng)可各自停用一臺循環(huán)泵，降低增壓風機運行電耗，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，來確定最優(yōu)添加比例，同時密切關(guān)注使用時漿液和廢水品質(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)計入口SO2濃度水平，同等條件下雙塔工藝經(jīng)濟性更優(yōu)。循環(huán)泵電耗對脫硫能耗貢獻最大，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，低負荷、低硫分工況下脫硫系統(tǒng)運行經(jīng)濟性往往較差，存在較大節(jié)能空間。

3）脫硫超低排放運行能耗受煙氣條件、石灰石品質(zhì)、運行調(diào)整、設(shè)備健康狀態(tài)等要素制約，脫硫系統(tǒng)節(jié)能運行的目標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管理、脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化、關(guān)鍵設(shè)備節(jié)能改造、漿液品質(zhì)把控、開展精細化檢修、合理使用脫硫添加劑等方面開展。

[1] 朱躍．火電廠“廠界環(huán)保島”改造與運維關(guān)鍵技術(shù)[J]．發(fā)電技術(shù)，2018，39(1)：1-12．

Zhu Y．Key technical issues of environmental protection island of thermal power plant[J]．Power Generation Technology，2018，39(1)：1-12．

[2] 李興華，何育東．燃煤火電機組SO2超低排放改造方案研究[J]．中國電力，2015，48(10)：148-151．

Li X H，He Y D．Study on modification of ultra-low SO2emission in coal-fired power plants[J]．Electric Power，2015，48(10)：148-151．

[3] 龍輝，鐘明慧．影響600MW機組濕法煙氣脫硫裝置廠用電率主要因素分析[J]．中國電力，2006，39(2)：74-77．

Long H，Zhong M H．Main factors affecting the power consumption rate of wet FGD equipment for 600MW power unit[J]．Electric Power，2006，39(2)：74-77．

[4] 楊用龍，蘇秋鳳，張楊，等．雙塔雙循環(huán)脫硫系統(tǒng)優(yōu)化與經(jīng)濟性運行研究[J]．中國電力，2018，51(4)：136-142．

Yang Y L，Su Q F，Zhang Y，et al．System optimization and economical operation of the series absorption tower[J]．Electric Power，2018，51(4)：136-142．

[5] 杜振，朱躍，何勝，等．石灰石–石膏法煙氣脫硫系統(tǒng)廠用電率的分析與優(yōu)化[J]．華電技術(shù)，2012，34(5)：63-66．

Du Z，Zhu Y，He S，et al．Analysis and optimization of service power consumption rate of limestone- gypsum flue gas desulphurization system[J]．Huadian Technology，2012，34(5)：63-66．

[6] 劉黎偉．石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化研究[J]．電力科技與環(huán)保，2019，35(1)：35-36．

Liu L W．Optimal operation research of limestone- gypsum wet flue gas desulfurization[J]．Electric Power Environmental Protection，2019，35(1)：35-36．

[7] 柳迎春，徐李全，閻寒冰．超低排放機組脫硫漿液循環(huán)泵運行方式優(yōu)化[J]．山西電力，2017，207(6)：50-52．

Liu F C，Xu L Q，Yan H B．Optimization of operation model of desulfurization slurry circulating pump for ultra low emission unit[J]．Shanxi Electric Power，2017，207(6)：50-52．

[8] 趙林林．350MW機組脫硫氧化風機節(jié)能優(yōu)化試驗[J]．華電技術(shù)，2019，41(9)：45-48．

Zhao L L．Experiment on energy saving optimization test of desulfurization and oxidation fans for 350MW units[J]．Huadian Technology，2019，41(9)：45-48．

[9] 梁克順，馬立新，郭玲妹．煙氣脫硫智能控制系統(tǒng)研究[J]．電力科學與工程，2019，35(4)：59-63．

Liang K S，Ma L X，Guo M．Research on intelligent control system of flue gas desulfurization[J]．Electric Power Science and Engineering，2019，35(4)：59-63．

[10] 孫成冨，胡煒，胡翔，等．基于先進控制的燃煤機組超低排放指標優(yōu)化控制技術(shù)[J]．浙江電力，2017，36(7)：37-42．

Sun C F，Hu W，Hu X，et al．Optimized control technology of ultra-low emission index of coal-fired unit based on advanced control[J]．Zhejiang Electric Power，2017，36(7)：37-42．

[11] 劉延泉，牛成林，程海燕，等．330MW機組濕法煙氣脫硫控制系統(tǒng)目標值優(yōu)化[J]．中國電力，2012，45(4)：68-72．

Liu Y Q，Niu C L，Cheng H Y，et al．Target optimization of wet flue gas desulfurization control system in 330MW unit[J]．Electric Power，2012，45(4)：68-72．

[12] 顧慧，喬宗良，司風琪，等．一種基于EKFCM算法的電站脫硫系統(tǒng)目標工況庫的建立方法[J]．中國電機工程學報，2015，35(15)：3859-3864．

Gu H，Qiao Z L，Si F Q，et al．A target conditions library method in power plant desulphurization system based on EKFCM algorithm[J]．Proceedings of the CSEE，2015，35(15)：3859-3864．

[13] 張金海．煙氣脫硫系統(tǒng)中合理利用能源的技術(shù)措施[J]．能源與節(jié)能，2015，116(5)：77-78．

Zhang J H．Technical measures of rational energy use in the FGD systems[J]．Energy and Energy Conservation，2015，116(5)：77-78．

[14] 李文鼎，高惠華，蔡文豐．石灰石–石膏濕法脫硫吸收塔結(jié)垢分析及預防措施[J]．發(fā)電技術(shù)，2019，40(1)：51-55．

Li W D，Gao H H，Cai W F．Scaling analysis and preventive measures of limestone-gypsum wet flue gas desulfurization[J]．Power Generation Technology，2019，40(1)：51-55．

[15] 彭桂云，朱躍，高正來，等．脫硫增效劑在電廠的應(yīng)用[J]．華電技術(shù)，2011，33(7)：65-67．

Peng G Y，Zhu Y，Gao Z L，et al．Application of desulphurization synergist in thermal power plants[J]．Huadian Technology，2011，33(7)：65-67．

[16] 展錦鵬，張琳，龔坤，等．石灰石–石膏脫硫系統(tǒng)增效能添加劑開發(fā)及應(yīng)用[J]．電力科技與環(huán)保，2016，32(1)：42-44．

Zhan J P，Zhang L，Gong K，et al．Development and application of energy conservation and potentiating agent in limestone- gypsum system[J]．Electric Power Environmental Protection，2016，32(1)：42-44．

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

國家重點研發(fā)計劃項目(2016YFC0203704).

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

2020-07-09。

(責任編輯 楊陽)