QC05—脱硫系统电耗影响因素分析与优化

电厂脱硫系统的运营风险评估与优化方案1.引言随着环保法规的日益严格，电厂脱硫系统的运营成为关键焦点。

在保证环境友好同时，如何评估和降低电厂脱硫系统运营过程中的风险，成为运营管理团队亟待解决的问题。

本文旨在对电厂脱硫系统的运营风险进行评估，并提出优化方案。

2.运营风险评估2.1 脱硫设备故障风险脱硫设备在运营过程中可能出现各类故障，如设备泄漏、堵塞、电气故障等。

这些故障可能导致系统停止运行或影响脱硫效果，进而导致排放不达标。

为降低这一风险，应定期进行设备检查和维护，建立故障预警和报警机制。

2.2 地震和火灾风险地震和火灾是电厂运营过程中潜在的风险。

地震可能导致脱硫系统损坏，火灾可能导致设备毁损和排放异常。

为减少这些风险，电厂应建立完善的地震和火灾应急预防措施，包括设备加固、安全培训和灭火系统的建设。

2.3 脱硫剂供应风险脱硫剂是保证脱硫效果的重要因素之一。

脱硫剂供应不足或质量问题可能导致脱硫效果下降，造成排放超标。

为降低这一风险，电厂应与供应商建立稳定的合作关系，并定期对脱硫剂进行质量检测。

2.4 技术更新风险脱硫技术不断更新，电厂需要跟进技术发展并及时进行技术更新。

但技术更新带来的风险包括设备兼容性、成本增加等。

为降低这一风险，电厂应制定合理的技术更新计划，评估与选取适合的技术方案，并充分考虑成本和效益。

3.优化方案3.1 建立风险评估体系电厂应建立完善的风险评估体系，包括周期性的风险评估和实时风险监测。

周期性的风险评估可以帮助电厂及时发现和解决潜在风险，而实时风险监测可以帮助电厂在运营过程中对风险进行实时监控和控制。

3.2 加强设备维护与管理电厂应建立设备维护和管理制度，包括定期的设备检查、维护计划和备品备件库存。

定期的设备检查可以及早发现潜在的故障风险，而维护计划和备品备件库存可以确保及时修复和更换故障设备，降低故障对系统运行的影响。

3.3 加强应急响应能力电厂应制定完善的地震和火灾应急预案，并进行定期演练。

多因素影响脱硫装置运行的原因及分析引言：石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前较为成熟的脱硫工艺，被广泛应用于火电厂烟气净化处理系统中，我公司承担运行维护有限侧四台脱硫系统及一发侧两台脱硫系统，在这三年的运行维护中出现了一些问题，在其他电厂脱硫装置系统中也会遇到同样的问题。

一、概况：北京国电龙源环保工程有限公司石嘴山分公司（简称国电龙源环保石嘴山分公司）位于石嘴山市石嘴山区东北约7km处。

南距银川市约120km，西南距石嘴山火车站约10km。

厂区东临黄河，南靠电厂生活福利区，北依钢厂，西距包兰铁路线约5km，距石乌公路约1.5km。

安装地点：国电石嘴山发电公司（分为石嘴山有限公司和石嘴山第一发电公司）主厂房零米海拔：1102.2m(黄海高程) 多年平均大气压力：892.9Hpa室内日最高/最低气温最高50℃／最低0℃以上（不结冰）多年极端最高气温/多年极端最低气温 39 ℃/ -28.4 ℃平均相对湿度：50 %地震烈度：8度二、经营规模及系统概况：北京国电龙源环保工程有限公司石嘴山分公司脱硫工程分石电有限公司和石电一发公司，石嘴山分公司自2010年2月起负责国电石嘴山发电有限责任公司和国电石嘴山第一发电有限公司脱硫装置运维工作，厂区间隔300米，总装机容量为2000MW,石电有限侧装机4×330MW，有限脱硫装置采用电石渣-石膏湿法脱硫工艺，无GGH,设置增压风机，一炉一塔单元配置，烟气湿排，集控采用DCS控制。

主机2002年投产，设计时未考虑于脱硫装置同步进行。

脱硫装置属于改造工程，布置方式随主机编号，从北往南分别是#1、#2、#3、#4脱硫装置。

采用电石渣—石膏湿法脱硫，一炉一塔，无GGH,设置增压风机运行，烟道和烟囱接口经过改造，旁路挡板门水平安装，与原有烟囱借口配置混合烟道，分A/B侧。

一发公司1×350+1×330MW。

一发脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，设GGH、增压风机，一炉一塔单元配置，集控采用PLC控制。

脱硫浆液循环泵电耗影响因素分析与优化摘要：在大型火力发电厂的建设与运行过程中，烟气脱硫方法的运用逐渐广泛，随着脱硫系统的持续运行，需要加大对运行成本的投入力度。

为有效解决该类难题，需要结合浆液循环泵系统的运行现状，根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的运行模式，分析产生耗电的相关原因，并探讨脱硫浆液循环泵的电耗影响因素，提出有针对性的优化对策，旨在降低脱硫系统的用电率。

关键词：脱硫浆液；循环泵运行；电耗影响因素；优化对策引言：在脱硫系统的运行过程中，具有高效、稳定的状态，为达到降低耗电量的效果，实现节能、环保等目标，需要根据脱硫浆液循环泵的用电情况，分析其中的影响因素，提出有效的优化对策，达到控制能耗的目标，使脱硫系统在运行时能够减少实际的耗电量。

一、影响脱硫浆液循环泵电耗的相关因素（一）吸收塔液位的影响随着脱硫吸收塔的持续运行，从离心式的石膏浆液循环泵运行工况着手，在分析过程中可以看出总体工况比较复杂，在调整时应结合实际的运行情况，分析电流与吸收塔液位之间的关系，可以看出两者呈现出正比例的关系。

当吸收塔的液位持续升高时，此时的泵电流会随之增加。

（二）石膏浆液密度的影响对于石膏浆液循环泵的电流而言，与传输介质密度之间呈现出正比例的关系。

当石膏浆液的密度相对较低时，此时泵的电流越小。

在使用湿法烟气脱硫系统的过程中，一般对石膏浆液密度作出了明确要求，保持在1075~1300千克/立方米的区间范围内。

通过分析各个脱硫系统的实际运行情况，可以看出并不具有一致性，且石膏浆液的密度运行空间不尽相同。

在脱硫系统的运行过程中，所设置的原运行区间为1080~1180千克/立方米[1]。

对于石膏浆液的密度而言，泥浆的稠度较小，则会导致石膏的结晶率较小，导致其生成率较低，不能实现高质量的脱水，也不利于其经济运行。

如果不能及时取下石膏，会出现结垢现象，对系统脱硫能力造成不利影响。

（三）烟气流速的影响在对脱硫系统的烟气流速进行分析的基础上，对其与石膏浆液循环泵电耗之间的关系进行了讨论，可以发现两者并不存在直接的联系，但可以从脱硫吸收塔开始，对喷淋层喷咀的布置情况进行分析，再结合吸收塔进口前烟道的布置状况，可以发现石膏浆液循环泵的总体负载，与脱硫系统烟气流速之间存在着一定的关系。

燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题及优化措施摘要：为了推动我国电力事业的发展，提高燃煤电厂脱硫设备的运行效益，本文对燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题进行分析，详细阐述了管道堵塞、GGH堵塞、设备腐蚀等缺陷。

之后提出燃煤电厂脱硫设备运行的优化策略，通过严格控制关键参数、合理引入信息技术、落实设备关键点检修等措施，切实降低故障发生概率，促使脱硫设备安全稳定运行。

关键词：燃煤电厂；脱硫设备；问题与优化引言燃煤电厂关乎着我国社会经济发展，能够提供较为稳定的电力能源，不过脱硫设备仍存在运行效率低的问题，这是因为脱硫设备内部结构复杂，加上运行环境较为恶劣，所以提高了故障发生概率。

电力企业要加强脱硫设备的运行优化，充分掌握脱硫设备工作原理，同时分析常见的故障问题，从源头入手进行解决，确保脱硫设备处在最佳的运行状态下。

当然脱硫设备的技术改革，除了能够提高运行效率外，还会起到降低能耗、排放的效果，从而满足现代社会的环保需求。

一、燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题1.管道堵塞目前来看管道堵塞是脱硫设备运行中较为常见的问题，造成管道堵塞的原因包含设计流速与设备运行需求不匹配、自流管道倾斜度设计不匹配、系统设计中存在管道变径等情况，脱硫设备运行过程中容易出现浆液沉积。

除此之外管道内壁存在内衬物脱落、机组长期处在较低的负荷下、吸收塔入口二氧化硫浓度较低等，都是引发管道堵塞的关键因素。

2.GGH堵塞GGH代表脱硫设备中的烟气换热器，运行过程中出现堵塞问题，大多与吸收塔除雾器有关，由于除雾器的使用效果变差，烟气中便会掺杂混合物，并在排放过程中吸附在换热片位置处，引发结垢堵塞现象。

另外脱硫设备运行时，吸收塔液位超过标准或吸收塔出现起泡，石膏浆液便会顺着烟气入口倒流，在进入烟气换热器后形成堵塞。

3.设备腐蚀受到脱硫设备性质的影响，长期运行会出现腐蚀现象，并且脱硫设备面临恶劣的运行环境，这也是加快设备腐蚀的重要因素。

尤其是设备的金属结构很容易受到腐蚀，目前主要分为缝隙腐蚀、点蚀、应力腐蚀三种类型。

脱硫QC小组的课题可能包括但不限于以下几个方面：
1. 降低脱硫设备能耗：针对脱硫设备运行过程中存在的能耗问题，通过改进设备设计、优化运行参数等方式，降低设备能耗，提高能源利用效率。

2. 提高脱硫效率：针对脱硫设备运行过程中存在的脱硫效率问题，通过研究设备结构、材料、操作条件等影响因素，优化设备设计和运行参数，提高设备的脱硫效率。

3. 减少设备磨损：针对脱硫设备运行过程中存在的磨损问题，通过改进设备结构、采用耐磨材料、优化运行参数等方式，减少设备的磨损，延长设备使用寿命。

4. 降低污染物排放：针对脱硫设备运行过程中存在的污染物排放问题，通过改进工艺流程、采用清洁能源、优化运行参数等方式，降低污染物排放，保护环境。

5. 提高自动化水平：针对脱硫设备运行过程中存在的人工操作问题，通过引入自动化控制系统、采用传感器、算法优化等方式，提高设备的自动化水平，减少人工操作，提高生产效率。

以上仅是脱硫QC小组可能的研究课题，具体的课题应根据企业实际情况和需求来确定。

浅谈火电厂脱硫系统节能降耗的重要性及措施火电厂是我国主要的能源生产和供应单位，但是火电厂在发电的同时也会产生大量的气体排放，其中含有硫化物的排放物质对环境和人体健康均具有严重的影响，因此火电厂需要进行脱硫处理。

脱硫系统是火电厂的重要组成部分，对于提高发电效率、减少环境污染具有至关重要的作用。

而要实现脱硫系统的节能降耗，需要从各个方面加强管理和优化技术，下面将从节能降耗的重要性和具体措施两个方面来进行浅谈。

一、脱硫系统节能降耗的重要性1.1 减少资源浪费脱硫系统是用于去除火电厂烟气中二氧化硫的设备，对于脱硫剂和能耗等资源的消耗十分巨大。

如果使用不当或效率低下，将导致资源的大量浪费。

1.2 降低生产成本对于火电厂来说，降低生产成本一直是迫切需要解决的问题。

通过脱硫系统的节能降耗，可以减少脱硫剂、能源等方面的成本开支，提高火电厂的经济效益。

1.3 增强环保意识随着环保政策的不断加强，火电厂需要提升环保意识，减少对环境的污染。

通过脱硫系统的节能降耗，可以减少火电厂对环境的负面影响，实现绿色生产。

1.4 符合国家政策国家对于节能减排有着明确的政策要求，要求各行业都要积极采取措施，对于火电厂而言，实现脱硫系统的节能降耗也是符合国家政策的要求。

2.1 优化脱硫工艺对于火电厂的脱硫系统来说，优化脱硫工艺是实现节能降耗的重要途径之一。

包括改进脱硫剂的使用方式、提高脱硫设备的效率等方面。

通过系统地分析和改进脱硫工艺，可以实现脱硫系统的节能降耗。

2.2 提高脱硫系统运行效率脱硫系统的运行效率直接关系到能源的消耗和脱硫效果，在实际生产中需要加强对脱硫系统的运行管理，及时调整操作参数、检修设备、保持脱硫效率，从而降低能源的消耗。

2.3 引进先进设备随着科技的不断进步，脱硫领域也涌现出许多新技术和新设备，这些先进的设备在脱硫效率和节能方面都有着显著的优势。

火电厂可以适时引进先进设备，提高脱硫系统的节能降耗效果。

2.4 建立健全的管理制度脱硫系统的管理是节能降耗的关键。

浅谈火电厂脱硫系统节能降耗的重要性及措施随着环保意识的提升和能源结构的调整，火电厂脱硫系统的节能降耗已成为当前热门话题。

脱硫系统是火电厂环保设施的重要组成部分，其主要作用是将烟气中的二氧化硫去除，减少对大气环境的污染。

脱硫系统消耗大量能源，同时也会产生额外的成本，因此如何降低脱硫系统的能耗成为了当前火电厂重要的工作任务。

本文将从脱硫系统节能降耗的重要性和具体措施两个方面对此问题进行探讨。

1. 环保要求随着环保政策的日益严格，火电厂需要不断提升自身的环保设施，确保排放的废气达标。

而目前脱硫系统是火电厂实现大气污染物减排的重要手段之一。

脱硫系统的设备运转需要大量的电能和化学药剂，这就要求我们要不断寻求脱硫系统的节能降耗方案，以降低对环境的负面影响。

2. 能源效率火电厂是能源的生产和利用者，而脱硫系统的能耗直接影响着整个电厂的能源效率。

当前我国能源资源严重依赖进口，而且焚烧煤炭过程中排放的二氧化硫还会造成酸雨、大气污染等问题，因此提升火电厂脱硫系统的能源利用效率对于整个能源体系的平衡和可持续发展至关重要。

3. 经济效益脱硫系统的运行成本主要包括化学药剂和电能消耗，而如何合理降低这些成本对于电厂的经济效益至关重要。

若能有效地节约这些成本，既能降低企业的生产成本，还能提升企业的竞争力。

以上三个方面说明了火电厂脱硫系统节能降耗的重要性。

下面我们将从具体措施来解决这个问题。

二、火电厂脱硫系统节能降耗的具体措施1. 先进脱硫技术火电厂脱硫系统的技术更新对于节能降耗至关重要。

目前，一些国内外先进的脱硫设备已经应用在一些电厂，如石灰石湿法脱硫技术、燃料气脱硫技术等。

这些技术不仅可以提高脱硫效率，还可以降低化学药剂的使用量，从而减少了脱硫设备的运行成本。

2. 合理的脱硫系统工艺设计脱硫系统的工艺设计对于节能降耗也起着至关重要的作用。

特别是在设备的选型和运行参数的确定上，需要充分考虑到设备的能源消耗情况。

通过合理的工艺设计来提高设备的利用率，减少能源消耗。

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。

—75—《装备维修技术》2021年第1期引言2018年5月26日至6月初，某火电厂#１机组脱硫吸收塔入口S02约4000mg/nm3，还可按超低标准排放；到7月初，#１脱硫处理能力只能达到3400mg/nm3左右；7月15日，500ＭＷ负荷时，处理能力不到3000mg/nm3。

脱硫处理能力下降，除影响S02的排放，脱硫塔粉尘协同处理能力也会同时下降；两项指标超标都将影响大气污染物排放的合法性。

1机组情况说明：某火电厂2×660MW 空冷机组，配套石灰石湿法脱硫系统，设计标准：按燃煤含硫量1.4%（标态、干基、6%O2 ),机组BMCR 工况下吸收塔入口S02≤3996mg/Nm3，出口S02排放浓度≤35mg/Nm3。

两台机组于2016年4-6月投产。

2引起脱硫效率下降的因素分析脱硫系统出现效率下降的问题，各主要原因分析如下：2.1吸收塔浆液起泡较为严重，浆液起泡导致浆液循环泵的输送效率下降，降低了吸收塔喷淋区的液气比，导致脱硫效率下降。

泡沫大量产生积累会对塔内流场产生影响，影响烟气的分布，最终部分烟气形成快速走廊，影响部分烟气未参与塔内吸收及反应。

浆液起泡原因分析如下：2.1.1　由于本厂设计使用城市中水做为全厂水源，脱硫系统使用的主要补水水源为工业水、辅机冷却水排水、化学高盐水，其中工业水、辅机冷却水排水均为城市中水入厂后经化学系统相关工艺后的出水，其补入脱硫系统后带入的有机物含量较江河水、地下水高，易导致吸收塔浆液出现起泡问题（此问题已与华电电科院环保专业技术人员进行了沟通，双方意见一致）。

同时，自2017年10月开始，化学高盐水开始全部进入脱硫系统回用，其含有的有机物含量及其它杂质含量较工业水提高3倍以上，补入脱硫系统后加重了吸收塔浆液的起泡问题。

2.1.2　机组启动过程中有未燃尽的煤粉进入吸收塔，这部分轻质杂质长期漂在吸收塔浆液上层不能去除，长期积累加重了吸收塔浆液的起泡问题。