降低脱硫系统电耗

关于热电站单脱硫塔运行和双脱硫塔运行的能耗分析报告通过调取锅炉负荷、原烟气SO2含量接近相同的两个周期，对比单、双脱硫塔运行，石灰石消耗量和脱硫电耗量的消耗情况进行本次分析。

为了准确统计石灰石耗量和脱硫电耗量，所以采用连续运行数据作为依据，期间锅炉负荷相对比较稳定。

一、运行数据分析期间运行数据分为中等硫份与低硫份运行。

因此分别采用低硫份运行数据和中硫份运行数据进行同工况数据对比。

运行数据分析表1运行数据分析表2二、能耗分析脱硫单塔运行石灰石耗量大（218-139=79t(79*131.6=石灰石费用10396.4元)，双脱硫塔运行电耗量大(61340-46300=15040 KW/h ，15040*0.5=脱硫耗电费用7520元)。

双脱硫塔运行锅炉每生产1吨蒸汽需要消耗0.0022吨石灰石0.289元，需要消耗0.9977度电0.498元。

单脱硫塔运行锅炉每生产1吨蒸汽需要消耗0.0035吨石灰石0.461元，需要消耗0.753度电0.3765元。

脱硫单塔运行石灰石耗量大（270-247=23t(23*131.6=石灰石费用3026.8元)，双脱硫塔运行电耗量大(60700-44320=16380 KW/h ，16380*0.5=脱硫耗电费用8190元)。

双脱硫塔运行锅炉每生产1吨蒸汽需要消耗0.0039吨石灰石0.513元，需要消耗0.96度电0.48元。

单脱硫塔运行锅炉每生产1吨蒸汽需要消耗0.0042吨石灰石0.55元，需要消耗0.7度电0.35元。

三、分析总结通过数据对比可知，低硫份工况下，双脱硫塔运行，锅炉每生产1吨蒸汽需要1.28元，单脱硫塔运行，锅炉每生产1吨蒸汽需要0.8375元，中硫份工况下，双脱硫塔运行，锅炉每生产1吨蒸汽需要0.993元，单脱硫塔运行，锅炉每生产1吨蒸汽需要0.9元，如果不考虑设备损耗成本。

单脱硫塔运行要比双台脱硫塔运行经济效率高。

循环流化床脱硫系统节能降耗措施浅谈发布时间：2021-12-15T05:29:28.057Z 来源：《当代电力文化》2021年第20期作者：戴志鹏[导读] 简要介绍了广东粤电云河发电有限公司三期（即云浮发电厂C厂）戴志鹏广东粤电云河发电有限公司广东云浮 527328摘要：简要介绍了广东粤电云河发电有限公司三期（即云浮发电厂C厂）2×300MW循环流化床锅炉在脱硫系统节能降耗的研究分析、措施、及效果，降低机组厂用电，提高经济指标，供国产同类型企业参考、借鉴。

关键词：循环流化床（CFB）、脱硫系统、节能降耗一、前言我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。

火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。

节能降耗，加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。

二、主要设备介绍云河发电厂C厂5、6号机组（2×300MW循环流化床燃煤机组）整套脱硫工程系统，采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺,在设计煤种、锅炉最大连续工况（BMCR）、处理100%烟气量条件下，每套脱硫装置的脱硫率保证值均不小于95％。

本系统采用一炉一塔进行脱硫的配置方案，共两套烟气脱硫装置。

均不设置旁路烟道、脱硫增压风机和GGH。

事故浆液系统、石膏脱水系统、废水处理系统和石灰石制浆系统公用。

脱硫系统不设置烟气旁路，所有烟气直接进入吸收塔进行处理。

脱硫后的净烟气直接排放到烟囱。

脱硫吸收剂采用外购石灰石粉，通过罐车运输进厂，储存于石灰石粉仓中。

石膏皮带脱水系统共设2套，每套脱水系统的生产能力满足本期2×300MW机组设计工况下石膏产量的75%。

石膏储存采用石膏库形式，堆放容量为2台机组设计工况下，不小于5天的储存量。

脱硫系统设置一套废水处理和排放系统，处理合格的清水用出水泵排放至电厂除灰系统，用于粉煤灰加湿等。

浅谈如何做好电厂脱硫设备运行工作的思索发布时间：2022-04-01T09:11:37.427Z 来源：《工程管理前沿》2021年30期作者：孟令超[导读] 随着社会发展对环境问题的愈发重视，电厂作为重要污染物排放源，面临着巨大的环保压力。

孟令超中油电能电力技术服务公司脱硫分公司摘要：随着社会发展对环境问题的愈发重视，电厂作为重要污染物排放源，面临着巨大的环保压力。

近年来，我国部分已投产的电厂加大了环保设施的建设力度，力求达到国家排放的最低标准。

近几年，国家有关部门组织实施了电厂脱硫技术与设备国产化示范工程，开发研制了部分专用设备，电厂脱硫技术与设备国产化取得了积极进展。

关键词：电厂脱硫设备问题对策国家在“十三五”规划中规划中对节能减排提出新的目标要求，火电厂大气二氧化硫、氮氧化物、粉尘排放浓度要达到燃气轮机排放标准，以目前的脱硫工艺而言难以满足。

因此，针对脱硫设备及其运行参数做一些优化调整，以提高设备的安全性、稳定性是非常必要的。

一、脱硫设备常见问题及解决方法1.1设备腐蚀腐蚀是脱硫设备面临的第一大问题，尤其对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺。

腐蚀是相对金属而言的，可分为以下类型：①点蚀，即金属表面出现细微的“锈孔”，腐蚀一般为纵深方向，最终导致钢材穿透，氯离子对其的影响明显；②缝隙腐蚀，即在金属焊接处、螺钉连接处出现细微缝隙，电解质进入形成电解池发生电化学腐蚀。

③应力腐蚀，即在拉应力和氯离子腐蚀环境共同作用下，金属的局部出现由表及里的裂纹;④磨损腐蚀，即腐蚀性流体(烟气中的灰分、石灰石、石膏颗粒等)与金属构件以较高速度相对运动而引起的金属损伤。

1.2设备磨损浆液循环泵是脱硫系统中的重要组成部分，它的运行状况直接影响整个系统正常与否。

同时浆液循环泵优势耗能大户，一台全年不间断运行的500KW浆液循环泵每年耗电量高达四百多万度。

在长时间的运行过程中，叶轮、泵壳受到磨损、腐蚀、汽蚀等破坏，导致叶轮、泵壳出现凹坑，严重者甚至出现缺口和磨穿现象，对叶轮及泵壳造成结构性破坏，会严重降低设备的工作效率，最终导致设备报废。

POLYTE®4080A脱硫增效剂作用效果说明1）提高脱硫效率，满足环保排放要求。

添加适当浓度POL YTE®4080A脱硫增效剂，一般情况下，可使存在超标排放的系统脱硫效率提升5%-20%。

可代替或减小脱硫系统改造，经济效益非常明显。

简单讲原有脱硫效率在80%左右，一般可提升6~15%，原有效率在90%左右，可提升3~6%，即相当于1~2台浆液循环泵处理能力。

2）提升系统处理能力，可提高燃煤硫份，降低经营成本。

添加适当浓度POL YTE®4080A脱硫增效剂，一般情况下，可使脱硫系统燃煤硫份适应范围提升20%-40%，根据目前煤炭市场硫份差价，此项可为电厂带来几千万收益。

3）大幅降低系统所需液气比，节能降耗。

在不降低脱硫效率的前提下，添加适当浓度POLYTE®4080A脱硫增效剂，一般情况下，可使系统所需液气比降低30%-50%，即可停运一到两台浆液循环泵。

此项可显著降低脱硫系统电耗（降低厂用电率0.12～0.20%）。

4）提高石灰石活性，减少石灰石损耗。

试验室数据表明添加POLYTE®4080A脱硫增效剂可缩短石灰石半消溶时间溶50%以上，大幅提升了石灰石活性。

同时，石灰石损耗一般可减少0.5%-3%。

5）提高系统氧化、结晶速率，改善吸收塔浆液及石膏品质。

POL YTE®4080A脱硫增效剂可对于吸收塔浆液中一系列化学反应起到催化作用，加快反应进行。

特别在燃烧高硫煤，原有的氧化系统及处理能力无法满足要求时，作用效果体现更加明显。

系统氧化、结晶速率提升，浆液及石膏品质得到明显改善。

6）减少系统腐蚀、结垢POL YTE®4080A脱硫增效剂不仅不会对系统产生任何副作用，而其可在一定程度上减少系统腐蚀、结垢。

通过不同材料挂片的动态模拟实验表明各种材料的腐蚀、结垢具有不同程度的减少。

其中以碳钢减少的幅度最大，腐蚀与结垢速度分别减少74%和79%。

1000MW机组脱硫系统电耗影响因素分析与节电措施摘要：随着我国对于燃煤电厂的环保要求不断提高，烟气脱硫已成为电力生产中的重要环节。

目前，燃煤电厂以湿法脱硫为主，存在电耗大、耗水量高等能耗问题。

因此，要求电厂不断优化脱硫系统运行方式，在满足环保要求的同时，进一步降低能耗，实现经济目标。

本文以某1000MW机组为例，统计和计算了在不同工况下的系统脱硫电耗，进一步根据电耗的构成和影响因素的分析，指出浆液循环泵是影响脱硫系统电耗的主要设备。

在此基础上，分析了对浆液循环泵出力和效率的影响因素，相应地提出了节电措施，并在实际运行中进行实践，取得了良好的优化效果，论证了本文提出的影响因素分析和节电措施。

关键词：脱硫系统；电耗；影响因素；节电措施1.引言随着我国对于燃煤电厂的环保要求不断提高，烟气脱硫已成为电力生产中的重要环节。

目前，燃煤电厂以湿法脱硫为主，存在电耗大、耗水量高等能耗问题。

因此，要求电厂不断优化脱硫系统运行方式，在满足环保要求的同时，进一步降低能耗，实现经济目标。

2.脱硫系统实测电耗分析以某1000MW机组脱硫系统为例，分析在不同工况下的电耗因素。

根据各设备的实测电流，通过公式（2-1），计算脱硫系统的实际功率，电耗情况如表2-1所示。

由表2-2所示结果可知，脱硫系统的电耗主要来自SO2吸收系统，占总电耗百分比的80.13。

SO2吸收系统的电耗主要来自浆液循环泵、氧化风机、石膏排出泵和吸收塔搅拌器。

以某1000MW机组脱硫系统为例，SO2吸收系统由5台浆液循环泵、6台吸收塔搅拌器、2台石膏排出泵和2台氧化风机等组成，其中5台浆液循环泵的功率为7650kW，占SO2吸收系统总功率的78.95%。

综上所述，脱硫系统的损耗主要由SO2吸收系统中的浆液循环泵的功率消耗所决定。

进一步，文献[2]指出浆液循环泵的电耗主要受吸收塔液位、石膏浆液密度、烟气量和石膏浆液PH值等因素的影响。

3.电耗影响因素及相应的节电措施分析3.1 入炉煤质硫份过高当入炉煤质硫份过高时，对脱硫系统造成的直接影响是导致进入吸收塔的SO2量过高。

脱硫浆液循环泵优化运行与节能改造摘要:本文分析了XX热电厂湿法烟气脱硫系统运行参数,判断出循环泵浆液量的大小,提出了合理的循环浆液量和循环浆液泵的运行优化方案;为了挖掘出更大节能潜力,本文对循环浆液泵的优化改造方案执行与分析。

计算实际节能效果。

对优化电厂烟气脱硫系统及改造具有一定的参考意义。

关键词:湿法烟气脱硫循环浆液量优化方案、节能改造。

一、循环浆液量运行参数分析1.1实际运行参数XX电厂#5-7机组烟气脱硫系统为石灰石一石膏湿法脱硫,进入喷淋塔的烟气由下向上依次经过四个喷淋层除去所含的SO气体,4个喷淋层依次对应A、B、C、2D号循环浆液泵。

现取#6炉浆液循环泵改造后系统的实际运行数据进行分析。

表11.2吸收塔浆液PH值的分析高PH值的浆液环境有利于SO2的吸收,而低PH值则有助于Ca2+的析出,二者互相对立因此选择合适的PH值对烟气脱硫反应至关重要。

为使系统的钙硫比保持在设计值左右。

循环浆液PH值一般应控制在5.0~5.4。

由表1知,某时段烟气脱硫系统浆液PH值控制在5.0左右时,能够保证系统较高的脱硫效率和较好的石膏品质，其值小于5.0~5.,4,原因分析为:烟气量在一定范围变化的条件下,由于循环浆液量偏大,原烟气中二氧化硫质量浓度偏小,从而液气比较高,烟气中SO2与浆液液滴有很好的接触,使SO2与石灰石浆液进行了充分的反应,浆液中石灰石的利用率较高,因而浆液钙硫比Ca/S较小,使得浆液PH值偏小。

可见,造成浆液PH值偏小的根本原因是循环浆液量大1.3循环浆液密度值的控制为了相对减小一.级真空脱水的电耗,保证脱硫效率,应严格控制吸收塔浆液密度在一定范围。

通过对该电厂运行数据的考察,发现实际运行中石膏浆液密度运行值较最优值偏大原因分析为:石膏浆液密度偏高则说明浆液中CaSO4·2H2O的质量分数较高,CaCO3的相对质量分数低运行中由于原烟气中SO2质量浓度较低,反应时需要的CaCO3量就较少,而实际供给的循环浆液量又偏大,导致了浆液中CaCO3相对质量分数较低,CaSO42H2O的相对质量分数较高,实际运行数据表现为浆液密度偏大。

电厂脱硫系统节能减排可行性措施脱硫系统是火力发电厂重要的环保措施，随着国家对环保问题的进一步关注，脱硫系统的正常运行纳入了与主机同等重要的可靠性管理。

但脱硫系统在运行时既耗费大量的石灰石，也耗用大量的厂用电，给火力发电厂的经济运行带来负面影响。

如何保证火力发电厂环保、经济运行成为现今火力发电企业的重点攻关项目。

对这一问题，我们针对炉3、炉4提出降低FGD3/4脱硫系统厂用电、提高经济效益的可行性措施的研究。

3号机组脱硫主要辅机耗电：6KV辅机主要有：五台浆液循环泵，三台氧化风机。

总功率4910kw。

400v辅机主要有：三台工艺水泵，两台排出泵，两台悬浮泵，四台FGD3、FGD4除雾器冲洗水泵，事故浆液泵，FGD3、FGD4吸收区地坑泵A，FGD3、FGD4吸收区地坑泵B，FGD3、FGD4箱罐区地坑泵，箱罐区地坑、吸收区地坑搅拌器（各一台），浆液箱、事故浆液箱搅拌器（共四台），FGD3、4浆液泵A、B，FGD11、14浆液泵A、B，总功率：1065kw。

因400v辅机有部分是3、4号机组公用，且排出泵悬浮泵一运一备，FGD3、4浆液泵一运一备、FGD11、14浆液泵一运一备，其余设备可在非需要状态下备用。

由此可见，耗电主要为五台循环泵，三台氧化风机，合理调度6KV辅机的运行方式是节能降耗的关键。

浆液循环泵的节电浆液循环泵是脱硫电耗最主要部分占用整个脱硫系统用电量的65%～75%, 针对浆液循环泵的优化主要从以下几个方面考虑:严密监视浆液循环泵参数;加强对吸收塔浆液循环泵运行方式组合的调整;加强对吸收塔浆液密度的控制。

吸收塔循环泵的作用是将吸收塔底部浆池中的浆液抽出, 再将浆液向上打入吸收塔顶部的喷淋层, 对烟气进行逆向喷淋脱硫。

吸收塔浆液循环泵采用单元制配管设计, 每一台浆液循环泵都单独对应一个喷淋层, 任意两台浆涂循环泵的管路都是不连通的。

脱硫装置入口烟气SO2, 浓度一定的条件下, 吸收塔内浆液循环量越大, 即投运的循环泵台数越多, 脱硫效率越高, 其电耗也增大。