火力发电机组节电技术手册.doc

华能火力发电机组节电技术手册中国华能集团公司二一年三月前 言节能降耗水平是衡量发电企业技术及管理水平的重要指标，关系企业的核心竞争力和长期盈利能力。近两年来，随着国内其他发电集团公司火力发电机组节能降耗力度的不断加大，超（超）临界机组的大规模投产，华能集团公司供电煤耗和发电厂用电率指标领先的优势逐步缩小。面对节能减排严峻的形势，华能集团公司曹培玺总经理在年度工作会上提出要“加强节能降耗管理，严格执行一票否决，确保集团公司总体能耗水平和主力机型的能耗指标保持行业领先地位”，并强调30万千瓦及以上机组的能耗指标达到国内领先水平，是华能集团节能减排工作的重点目标和重点工作。华能集团公司多年来有敢为人先的优良传统，有多年优秀经验的积累、良好的设备基础以及西安热工研究院强有力的技术支持。为实现华能集团公司火力发电机组主要技术经济指标和主力机型能耗指标达到行业领先的目标，2009年4月7月，华能集团公司先后多次组织召开节能降耗专题会议，安排部署节能降耗工作。主要开展的工作有：深入分析公司技术经济指标的完成情况，开展能耗指标对标工作；安排西安热工研究院开展60万千瓦及以上超（超）临界机组节能诊断工作，深入研究导致机组能耗高的主要问题及原因，并制定具体的技术改进方案；提出各机组能耗指标近期目标值，要求积极开展能耗指标创优活动；检查节能降耗工作进展，督促电厂进一步落实华能集团公司的部署和要求，抓紧实施节能诊断提出的改进措施，促进节能降耗工作长期持续开展。为全面提升华能火力发电机组节电技术水平，实现集团公司确立的能耗指标近期目标值，以集团公司2007年制订的300MW机组节能降耗实施导则为基础，结合2009年600MW超（超）临界机组节能诊断分析工作经验，综合考虑在设备选型、技术改造、运行控制、检修维护等方面的节电工作，在华能集团公司安全监督与科技环保组织安排下，由西安热工研究院负责制订本导则。目 录1. 范围12. 参考资料及标准13. 设计厂用电率基本要求13.1设计厂用电率限值13.2电站设计及设备选型24. 汽轮机辅机设备24.1凝结水系统24.2冷端系统34.3给水系统设计45. 锅炉烟风系统65.1烟风系统设计原则65.2风机选型65.3烟风系统与风机改造85.4运行控制96. 制粉系统106.1制粉系统选型106.2制粉系统运行控制106.3磨煤机耗电率117. 空气预热器117.1空气预热器密封改造117.2空气预热器吹灰118. 脱硫系统及设备118.1设备选型118.2运行优化138.3日常管理与维护159. 电除尘器159.1电除尘器节电基本条件159.2节电控制基本原则169.3节电的主要方法169.4运行优化调整试验169.5节电改造179.6运行控制1810. 机组运行管理1810.1节电管理1810.2运行控制18附录A 1000MW机组引风机与增压风机合并改造案例20附录B 300MW机组静叶调节轴流式引风机节能改造案例29附录C 300MW机组一次风机节能改造案例33附录D 脱硫吸收系统运行优化案例38附录E 电除尘器运行优化调整和节电改造案例44华能火力发电机组节电技术导则1. 范围本导则适用于华能系统300MW及以上容量火力发电机组，300MW以下容量机组可参照执行。2. 参考资料及标准华能集团创建节约环保型企业规划（2006年2010年）（2009年版）华能系统300MW汽轮机节能降耗实施导则华能300MW级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则华能火电工程设计导则DL 50002000火力发电厂设计技术规程DL/T4662004 电站磨煤机及制粉系统选型导则DL/T4682004 电站锅炉风机选型和使用导则3. 设计厂用电率基本要求3.1设计厂用电率限值设计厂用电率是指在设计工况（或THA）下，机组所有辅机设备消耗的电功率与发电机端部输出功率之比。为确保华能公司在厂用电率方面的领先优势，不同类型机组的设计厂用电率应达到表1的限值。表1 华能火电机组设计厂用电率限值机组类型设计厂用电率，% 备注机组类型设计厂用电率，%备注300MW等级亚临界湿冷机组5.2300MW等级亚临界直接空冷机组7.8 电动泵350MW等级亚临界湿冷机组5.1600MW等级亚临界直接空冷机组5.1汽动泵350MW等级超临界湿冷机组4.9600MW等级超临界直接空冷机组5.1汽动泵600MW亚临界湿冷机组4.91000MW等级超超临界直接空冷机组4.9汽动泵600MW等级超临界湿冷机组4.7300MW等级间冷机组5.3汽动泵600MW等级超超临界湿冷机组4.7600MW等级超临界间冷机组4.8汽动泵1000MW等级超超临界湿冷机组4.51000MW等级超超临界间冷机组4.6汽动泵注：1、表1中设计厂用电率限值包括脱硫系统，对于设计硫份大于1.2%的机组，可适当提高； 2、对于燃用无烟煤并配备钢球磨煤机的机组，厂用电率增加0.6个百分点； 3、对于燃用贫煤或烟煤并配备钢球磨煤机的机组，厂用电率增加0.33个百分点； 4、对于燃用褐煤的机组，厂用电率增加0.4%。3.2电站设计及设备选型3.2.1积极推进业主主导电站设计的模式，电站设计应充分发挥生产、建设和研究机构的综合作用，应达到电站设计总体布局合理、主、辅机设备选型及裕量合理、系统简化，充分体现节能、节电原则，设计指标领先。3.2.2电站设计和重大辅机设备选择应充分落实节电原则，并在设计中予以考虑，如设计时配备凝结水泵变频装置等。3.2.3重大辅机设备选择宜进行可行性论证，特别是空冷机组的冷却方式、空冷机组的排汽压力、凝汽器面积、主要风机的型式及裕量，必要时，聘请专业技术人员进行核算。4. 汽轮机辅机设备4.1凝结水系统降低凝结水系统耗电率的主要措施有：1）确保凝结水泵流量扬程特性与系统阻力特性相匹配；2）提高凝结水泵运行效率；3）尽量降低凝结水流量。4.1.1凝结水泵性能与系统阻力特性匹配凝结水泵性能（流量扬程特性）与系统阻力特性不匹配，造成除氧器水位调整门（凝结水调整门）节流损失增大，凝结水泵运行效率偏离设计点，凝结水泵运行效率降低。对于新设计机组，优先选择3×50%容量凝结水泵，也可选择2×100%容量凝结水泵，凝结水泵扬程选择应根据凝结水系统设计特点进行仔细核算，防止凝结水泵扬程选取过大。此外，凝结水泵电机宜加装变频调节装置，以降低部分负荷下凝结水泵耗电率。在凝结水泵电机加装变频调节装置后，应根据机组实际状况，在保证凝结水母管压力的条件下，修改除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。此外，及时调整低旁减温水压力低保护定值、给水泵密封水差压低保护定值、凝结水压力低开启备用泵定值。凝结水泵电机加装变频调节装置后，600MW及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于0.2%，其他机组凝结水泵耗电率不大于0.22%。4.1.2提高凝结水泵运行效率凝结水泵变频运行，其运行效率得到一定的改善（相对于定速运行），但凝结水泵本身的效率有一定的下降，造成凝结水泵耗功增大。通过凝结水泵性能诊断试验，确认凝结水泵运行效率（一般情况下效率应达到80%以上），作为凝结水泵增效改造的依据。4.1.3杂项用水治理通过凝结水杂项用水的治理，进一步降低凝结水泵出口流量，达到节电的效果。根据机组运行需要，通过安装高质量可调节阀门，合理控制杂用水用量，能有效降低凝结水泵的出口流量和厂用电消耗。4.2冷端系统4.2.1循环水泵循环水泵节约厂用电的主要措施有：1）循环水系统配置；2）循环水泵变速(双速)运行；3）提高循环水泵效率。（1）循环水系统配置对于循环水系统宜采用扩大单元制供水系统，每台机组设两台循环水泵，循环水母管之间需设联络门，实现不同季节、不同负荷下循环水泵优化运行，如：夏季1台机组2台循环水泵运行；春、秋季2台机组3台循环水泵运行；冬季1台机组1台循环水泵运行。对于每台机组设两台循环水泵，应优先采用至少一台循环水泵具备高低速功能的方案；也可采用动叶调节或变频调节方式。每台机组也可设三台循环水泵，可不采用动叶可调、高低速和变频调节方式。（2）循环水泵变速运行循环水泵变速运行节电有一定的限制条件。在汽轮机排汽压力未达到极限背压之前，循环水泵变速(变频或双速)运行节电和机组的最佳运行真空紧密相关，此时不宜单纯考虑节约厂用电，应该以机组的运行真空为最佳值作为衡量依据，即运行真空未达到最佳值，不应采用循环水泵变速运行节约厂用电。循环水泵变速应优先选择双速方案（高、低速）。对于配置两台循环水泵的机组，原则上推荐一台循环水泵双速改造，这样单台机组循环水泵的运行方式有一机一泵（低速）、一机一泵（高速）、一机两泵（一高速、一低速）、一机两泵（两台高速）四种，通过冷端系统运行优化试验，寻求在机组不同负荷、不同循环水温度条件下的机组最佳真空和循环水泵的最佳运行方式，真正实现汽轮机冷端系统的节电和节能。典型机组循环水泵运行方式优化曲线见华能火电机组节能降耗技术导则附录A。冷端系统运行优化试验得出的循环水泵最佳运行方式一定要和设备的具体操作特点相结合，充分考虑循环水泵变速倒线的实际情况，原则上优化结果不能导致在一周或较短的时间内循环水泵电机频繁改接线。（3）循环水泵增效改造循环水泵设计配套偏差、运行磨损等造成循环水泵效率下降，厂用电增加。现代高效循环水泵的运行效率能达到85%以上甚至更高，当循环水泵实际运行效率低于76%时，可考虑进行循环水泵增效改造。（4）海水脱硫机组增设循环水旁路对于使用海水脱硫的机组，应增设凝汽器冷却水旁路，当水温较低时部分冷却水走旁路，既保证了海水脱硫的水量，也降低了凝汽器冷却水流量，从而降低了凝结水过冷度。同时绝大部分海水走旁路，降低了循环水系统阻力，降低了循环水泵功耗。4.2.2开式冷却水系统为适应季节变化机组开式冷却水流量的不同需求，开式冷却水泵节电可以采取如下措施：1）冬季工况下，停运开式水泵（升压泵），开式冷却水通过旁路自流。对循环水泵扬程较小，部分开式冷却水冷却设备用水量要求较高的情况下，可以增设单独的增压泵（如冷却器冷却水等）。2）开式冷却水泵双速改造，在春秋季节低速运行，降低开式水泵电耗。夏季高温时，高速运行。4.3给水系统设计300MW机组主给水系统常规设计方案见图1，优化设计方案见图2，图2的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图2的设计方案，对于在役机组也可采用图2的方案改进给水系统。600MW及以上超临界机组主给水系统常规设计方案见图3，优化设计方案见图4，图4的设计方案减少了一个电动阀和一个逆止阀，有利于机组节能和节电。在新建机组设计中宜采用图4的设计方案，对于在役机组也可采用图4的方案改进给水系统。高加去锅炉给水泵图1 300MW机组给水系统设计方案去锅炉给水泵高加图2 300MW机组给水系统优化设计方案高加去锅炉给水泵图3 600MW超临界机组给水系统设计方案高加去锅炉给水泵图4 600MW超临界机组给水系统优化设计方案5. 锅炉烟风系统5.1烟风系统设计原则5.1.1风机进口管道布置应尽量保证气流均匀地进入叶轮和充满叶轮进口截面。5.1.2风机出口管道应尽量有35倍管径的直管段。当安装位置受到限制，风机出口没有足够的直管道而需要转弯或分流时，弯头应采用顺向弯头，弯头内宜设导流叶片；分流支管应圆滑过渡。5.1.3风烟系统设计的其它注意事项按DL/T 4682004电站锅炉风机选型和使用导则第10章风机的系统设计的规定进行。5.2风机选型5.2.1风机选型主要是考虑锅炉风机与风（烟）系统相匹配，一是必须全面准确提供风机选型设计所需的原始数据和各工况参数；二是合理确定风机的型式和大小。要合理确定风机选型设计参数，必需提供正确完整的原始数据和合理选择风量和风压裕量。为合理确定风量和风压裕量，业主单位必须深入了解锅炉和辅助设备制造厂提供的参数是否留有裕量及其大小(特别是空气预热器一、二次风的漏风率、制粉系统的出力及阻力)；设计院的管道设计是否合理和风(烟)量及阻力计算时是否已留有裕量，防止裕量层层加码，造成风机选型过大。5.2.2风机选型必须的原始数据（1）当地气象条件a大气压力b干、湿空气温度c空气相对湿度d湿空气标准密度（2）锅炉热力计算和空气动力计算结果（包括各典型工况）（3）锅炉各典型工况下风机参数各典型工况包括：a选型工况（TB）；b BMCR工况；c发电机组满发（经济运行）工况；d 50%BMCR工况；e不投油最低稳燃工况；f 锅炉点火启动工况。各典型工况下的风机参数包括：a风（烟）量；b风（烟）系统总阻力（即风机压力，以往称全压）；c风机入口侧系统总阻力（即风机入口全压）；d介质温度；e介质标准密度(介质为空气时为当地湿空气标准密度；介质为烟气时为风机入口湿烟气标淮密度)。（4）机组在不同负荷下年运行小时数5.2.3合理选取风量和风压裕量（1）基本风烟量一次风机、二次风机和引风机的基本风量按DL 50002000火力发电厂设计技术规程确定。（2）风量、风压裕量一次风机：风量裕量宜选取20%25%，另加温度裕量，温度裕量可按“夏季通风室外计算温度”确定；压力裕量宜选取20% ，CFB锅炉可提高到25%。 送风机：当采用三分仓或管箱式空气预热器时，风量裕量宜选取5%10%，另加温度裕量，温度裕量可按“夏季通风室外计算温度”确定；压力裕量宜选取10%20%。引风机：烟气量裕量宜选取10%，另加15的温度裕量；风机压力裕量宜选取20%。当送风机出口接有冷一次风机时，一次风机裕量和送风机裕量分别计算，送风机二次风量裕量宜选取10%；送风机压力裕量宜为20%。当引风机与脱硫系统的增压风机合并时，由于压力高，风机压力裕量宜选取15%。（3）风机转速一般情况下，一次风机宜选用4极电机(1485r/min)；送风机宜选用4极或6级电机(1485r/min或980r/min)；引风机的转速宜选用6极以下电机(即最高980r/min)。5.2.4合理选择风机的型式和型号大小（1）风机型式选择原则上宜按比转速确定，即先按TB工况参数计算出所需风机的比转速，然后选取比转速最接近的风机型式。不同类型风机比转速参考范围见表2 。表2 不同类型风机比转速参考范围风机类型比转速备注离心式风机1880静调子午加速轴流式风机80120单级静调标准轴流和动调轴流式风机100200循环流化床的高压流化风机10属鼓风机范畴，宜选用多级离心式风机，或高速单级离心式风机。（2）按照比转速确定风机选型后，再按相似设计方法确定风机型号大小，然后将系统阻力特性(换算到所要选择的风机特性曲线相同的状态)画到所选的风机性能特性曲线图上。观察所要选的风机是否能满足安全稳定运行的需要，即阻力线要完全落在风机稳定区域内且失速裕度足夠。在满足安全运行需要后，再按机组不同负荷下的参数查出风机效率，并据各负荷下的运转时间计算出耗电量进行比较，选择年耗电量最小的风机型号。但在确定风机型式(离心、动调轴流、静调轴流)时，还要考虑风机设备费、年维护费、基础费、占地大小及运行可靠性等进行技术经济比较后再最终确定。5.2.5风机型式与调节方式风机调节方式选取原则：在滿足安全可靠条件下，长期运行的经济性最好。用技术经济比较方法与相关标准进行计算评定。送风机：300MW及以上的机组宜选用动叶调节轴流式风机。引风机：300MW及以上的机组宜选用动叶调节轴流式风机，对于灰分大或负荷系数高的机组亦可选用静叶调节轴流式风机。若选用变转速调节，也可选用离心式风机。一次风机：300MW级机组可选用动叶调节轴流式风机或离心式风机加变频调节装置；300MW以上容量机组宜选用双级动叶调节轴流式风机。循环流化床(CFB)锅炉的高压流化风机、湿法脱硫系统的氧化风机属鼓风机范畴，流量小的可选用罗茨鼓风机，其余宜选用多级离心式鼓风机，优先选用高速单级离心式鼓风机。选用离心式和静叶调节轴流式风机时，可选配双速电机，进行变级变速调节。风机运行台数调节，如大型锅炉(300MW及以上容量)的引风机，若场地布置许可，每炉也可配置34台风机。运行时视负荷需要，通过投运不同台数进行初步调节。选用离心式和静叶调节轴流式风机时，可选配双速电机，进行变级变速调节。5.3烟风系统与风机改造对于已投运的机组，三大风机（送风机、引风机和一次风机）耗电率偏高、风机选型裕量过大、风机与烟风系统不匹配，可对烟风系统或风机进行改造降低风机耗电率。对于设计烟煤机组， 600MW超（超）临界机组三大风机耗电率大于1.4%、1000MW超（超）临界机组三大风机耗电率大于1.3%、其他机组三大风机耗电率大于1.5%（或机组满负荷时风机运行效率低于80%），应查明原因。若风机选型裕量较大，且与烟风系统不匹配，则应进行风机改造。改造前必须对原风机进行热态性能试验，且试验工况至少需高、中、低三个负荷工况，测出系统阻力线。同时评价风机与管网系统的匹配情况和风机进、出口管道布置的合理性；确定合理的风机设计参数；确定风机改造的同时有无必要改造系统中的其它设备和管道。主要改造方法有：5.3.1 改造不合理的管道布置和阻力超常规的设备。5.3.2通过改变电动机级对数，降低风机转速，以适应实际系统阻力。5.3.3 对于离心式风机和静叶调节轴流式风机，可将电机改成双速电机，以提高低负荷时风机运行效率，降低厂用电率。5.3.4根据试验确定风机改造合理的设计参数，经选型计算对风机进行局部改造或全面改造。1) 离心式风机局部改造主要有：仅更换叶轮(含切割和加长叶片) ；更换叶轮和集流器；更换叶轮、集流器和机壳舌部；更换叶轮、集流器和机壳；更换叶轮、集流器、机壳和调节门等。局部改造至少可保持传动组和基础不动，减少改造工作量，降低成本。2) 静叶调节轴流式风机的局部改造主要有：改变叶轮叶片数量、安装角；更换成不同直径的新叶轮和后导叶，同时更换叶轮进口集流器和更换扩压器前部。3) 动叶调节轴流式风机局部改造有：改变叶轮叶片的叶型、宽度、叶片数量、安装角；更换成不同直径的新叶轮和后导叶，同时更换叶轮进口集流器和局部更换扩压器前部。5.3.5对于风机出力过大，调节门处于小开度运行的离心式风机和静叶调节轴流式风机，若将风机性能曲线改成转速调节的性能曲线后，系统阻力线能落在其高效率区城内，运行效率可显著提高，在5年内可回收变频器改造费用时，可将风机电机改为变频调节。否则，宜首先采用改造风机。5.4运行控制5.4.1在满足锅炉正常运行条件下，尽可能开大系统中各种风门的开度，减小风门的节流损失。5.4.2 系统中需隔离的风门应确保其严密性。如：热风再循环风门；停用磨煤机的出口关断门；停用暖风器的蒸汽门等。5.4.3在机组启停和长期低负荷运行时，可采用单风机运行，但需经试验确定单风机耗电率比双风机耗电率低。5.4.4运行人员要密切关注风烟系统阻力及漏风变化情况，及时对阻力增加较多的设备(主要是空气预热器、暖风器、除尘器、脱硫系统烟气加热器GGH和除雾器等易积灰堵塞的设备)进行吹灰或清洗，以减小系统阻力；对漏风增加较多的设备和烟风道及时进行治理。5.4.5采用变速调节的风机，宜在变速调节和风机入口调节门间进行优化配合试验，找出最节电的优化调整操作方式。5.4.6 对引风机和脱硫增压风机进行优化配合试验，寻求两风机总耗电最小的调整操作方式，特别是机组在低负荷时可否停运一台甚至停运两台增压风机以达到节电的目的。6. 制粉系统6.1制粉系统选型制粉系统选型宜根据设计煤种和校核煤种的煤质特性、可能的煤种变化范围、负荷性质、磨煤机适用条件、煤粉细度要求，并结合燃烧系统结构形式，统一考虑制粉系统和磨煤机的选型。1）对于大容量机组，宜优先选择冷一次风机正压直吹式制粉系统，在煤种适合时，宜优先选择中速磨煤机；2）当煤的干燥无灰基挥发分大于10%(或煤的爆炸性指数大于1.0)时，制粉系统应考虑防爆要求；3）当煤的干燥无灰基挥发分大于25%(或煤的爆炸性指数大于3.0)时，不宜采用中间储仓式制粉系统。电站磨煤机及制粉系统选型参见DL/T4662004电站磨煤机及制粉系统选型导则。6.2制粉系统运行控制1）对钢球磨煤机，应及时加装钢球,保持在最佳钢球装载量的情况下运行。在干燥出力、磨煤机差压允许范围内，磨煤机应尽量在大出力下运行。有条件时，可考虑进行小球试验，确定磨煤机更换小球方案。2）对中速磨煤机，为降低制粉系统电耗应根据机组负荷变化及时调整磨煤机运行台数，正常运行情况下单台磨煤机出力应调整到该磨煤机最大出力的80%以上运行。最低出力不低于最大出力的65%。6.3磨煤机耗电率为保证锅炉燃烧经济性，磨煤机首先应按照经济煤粉细度值进行调整，在此基础上，再适当控制磨煤机耗电率，表3给出了不同类型磨煤机耗电率，供参考。表 3 不同类型磨煤机耗电率 单位：%序号机组容量（MW）煤种低速磨煤机中速磨煤机风扇磨煤机钢球磨煤机双进双出钢球磨煤机RP(HP)MPS1300MW级烟煤/1.10.370.4/2贫煤0.641.210.38/3无烟煤1.15/4600MW级烟煤/0.370.38/5贫煤/1.1/0.38/6无烟煤/1.33/7褐煤/0.620.8681000MW级烟煤/0.33/7. 空气预热器7.1空气预热器密封改造空气预热器漏风率一般不大于6%，在6%8%应进行检修，8%10%可考虑进行密封改造，高于10%时应采用新型密封技术进行改造。7.2空气预热器吹灰宜定期或根据空气预热器的阻力变化情况进行空气预热器吹灰，以保持空气预热器受热面具有较高的清洁度。当空气预热器烟气侧压差大于1.2kPa时，应利用检修机会清除受热面积灰。8. 脱硫系统及设备本节内容主要以石灰石-石膏法脱硫工艺为例进行阐述，其它脱硫工艺可参照执行。8.1设备选型8.1.1脱硫设备和参数选取原则脱硫装置的设备和参数宜根据锅炉容量、燃料品质、二氧化硫控制规划和环境影响评价要求的脱硫效率、吸收剂的供应、脱硫副产物的综合利用、场地布置、脱硫工艺和设备技术发展现状、安全可靠性要求等因素，在兼顾脱硫装置节电的前提下，经全面分析优化后确定。8.1.2吸收氧化系统300MW及以上机组应一台炉配一座吸收塔。根据含硫量情况，可采用N层喷淋层，也可采用N+1层喷淋层，宜尽量采用N+1层喷淋层，这样可提高浆液循环泵运行的灵活性，降低运行电耗。对大直径（600MW及以上级）脱硫塔，气流均布程度对脱硫效率影响较大，可优先考虑选择带有气流均布设备（如托盘）的脱硫塔型。为了降低吸收塔的高度，使气流分布更加合理，气液接触更加充分，同时降低浆液循环泵的扬程，可优先采用变径塔（浆池直径大）和“斜切式”吸收塔入口烟道形式。宜根据锅炉容量和含硫量情况合理选择氧化风机的数量。当氧化风机计算容量小于6000m3/h时，每座吸收塔宜设置两台全容量或每两座吸收塔设置三台50%总容量的氧化风机；当氧化风机计算容量大于6000m3/h 时，宜采用每座吸收塔配三台50%总容量的氧化风机。大功率氧化风机在技术经济性论证的基础上也可考虑采用变转速设备（如变频或液力耦合器）。为了降低氧化风机的压头，降低电耗，提高氧化空气的利用率，宜根据含硫量情况，在充分论证的基础上选择矛枪式或管网式空气分布管。对于海水法脱硫装置，应设计循环水泵至海水脱硫曝气系统的旁路管道，以利于冬季工况的经济运行。8.1.3 烟气系统取消脱硫增压风机（与引风机合并）可大幅降低厂用电率，已在国内多个电厂应用，是值得推广的较成熟技术。新建电厂应优先采用脱硫增压风机与引风机合并方案，脱硫装置技改工程经技术经济比较后也宜优先采用。保留脱硫增压风机的，其配置及参数宜按下列要求选择：1）吸收塔的脱硫增压风机宜选用轴流式风机，当机组容量为300MW级时，也可采用高效离心风机；2）对于300MW级机组，宜设置一台脱硫增压风机；3）对于600MW级机组，根据技术经济比较，优先选择设置一台动叶可调轴流式增压风机；4）对于1000MW级机组，宜设置两台动叶可调轴流式风机。静叶调节脱硫增压风机可优先考虑双速电机拖动，在技术经济性论证的基础上亦可采用变转速设备（如变频或液力耦合器）。脱硫增压风机选型还应考虑脱硝装置的阻力。在烟气系统不装设烟气换热器（GGH）时，增压风机压头可取为脱硫装置在锅炉100%负荷工况并考虑10温度裕量下阻力的110%，以提高增压风机实际运行效率。有条件的地区，应积极争取环保部门的支持，尽量取消GGH。如无法取消GGH，应优先采用生产水平和业绩优良的GGH厂家生产的漏风率低、配置防堵换热元件的GGH和除雾滴效果好的屋脊式除雾器；对运行条件恶劣的GGH应采取措施强化吹扫（如提高吹扫压力、增加吹扫枪、改用蒸汽吹扫等）；同时，应根据烟囱扩散情况合理选取设计工况下的净烟气温度，推荐不低于70即可，以有效提高脱硫系统的运行经济性和可靠性。取消GGH的脱硫装置，经技术经济分析论证，可回收进入脱硫塔前烟气的余热，如：加热凝结水、锅炉送风、城市热网水或用于采暖等。“烟塔合一”技术具有较好的经济性和环保优越性，位于北方地区的电厂，如有条件，在充分论证和得到环保部门批准后，可采用“烟塔合一”技术。8.1.4 脱硫废水处理系统脱硫废水处理方式宜结合全厂水务管理、电厂除灰方式及排放条件等综合因素确定，尽量不单独设置废水处理系统。8.2运行优化8.2.1吸收系统运行优化脱硫吸收系统运行优化包括：浆液循环泵运行优化；pH值运行优化；氧化风量运行优化；吸收塔液位运行优化；石灰石粒径运行优化。即在不同负荷、不同入口SO2浓度时，确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等，使得脱硫装置在满足环保排放要求的情况下，脱硫运行成本最小。宜根据运行优化结果，建立吸收系统最佳运行卡片，该卡片给出了不同负荷、不同入口SO2浓度时，最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等运行方式或参数，指导运行人员合理操作。制定吸收系统最优运行卡片时需要注意的是：1）合理选择机组负荷和入口SO2浓度范围；2）合理选择试验工况，重点是浆液循环泵组合方式和pH值优化；3）宜根据脱硫设备运行状态变化情况不断对运行卡片进行调整。吸收系统运行优化示例见附录D。8.2.2烟气系统运行优化烟气系统运行优化的核心是：控制烟气系统的阻力增加；增压风机与引风机串联运行优化。（1）控制烟气系统的阻力增加控制烟气系统的阻力的关键是降低和缓解GGH和除雾器结垢和堵塞引起的阻力增加。GGH结垢堵塞是普遍现象。运行中的优化包括GGH吹扫周期、高压冲洗水投入频率等。除雾器堵塞结垢的主要原因是水平衡被破坏，除雾器得不到有效冲洗。水平衡运行调节的主要内容有： 1） 控制各类泵的轴封水水量（对开式系统）；2）最大限度地利用石膏过滤水进行石灰石浆液制备；3）防止和减少系统外水如雨水、清洁用水的进入系统；4）加强脱硫系统的冲洗阀、补水阀等阀门状况监控，及时消除阀门关闭不严和内漏的等缺陷；5） 尽量不开旁路或少开旁路运行。（2）增压风机与引风机串联运行优化增压风机与引风机串联运行的，两风机共同克服锅炉烟气系统与脱硫烟气系统的阻力。要避免出现一个风机在高效区运行，而另一个风机在低效区运行的情况。应通过试验，在机组和脱硫系统安全运行的前提下，找出不同负荷时两风机最节能的联合运行方式（增压风机和引风机电流之和为最小值），最终归纳出最佳运行卡片，指导运行操作。8.2.3公用系统（制浆、脱水等）运行优化公用系统运行优化包括：（1）增加设备出力，减少公用系统的运行时间在满足工艺要求的条件下尽可能提高石灰石磨机、真空皮带脱水机等的出力。为提高湿磨机的出力，可采取的措施：1)增加球磨机内钢球装载量；2)增加石灰石旋流器压力；3)增加石灰石旋流子投入个数；4)增加石灰石旋流子底流沉沙嘴尺寸；5)增加石灰石浆液密度。为提高真空皮带机的出力，可采取的措施：1)增加脱水系统的供浆量；2)增加石膏旋流子投入个数；3)增加石膏旋流子底流沉沙嘴尺寸；4)增加膏旋流器压力；5)拓宽真空脱水系统启停对应的石膏浆液密度，尽量减少启停次数。（2）根据上网电价时段调整运行时间为了提高电厂的效益, 应使公用系统尽量在谷、平段时运行。8.3日常管理与维护脱硫装置的经济运行与日常管理与维护紧密相关，应引起足够重视。日常管理与维护可采取的措施包括：1）制定行之有效的烟气脱硫装置生产及技术管理制度。2）运行中加强监视并及时调整，及时根据脱硫工况变化调整运行参数和运行方式。3）重视日常培训工作，定期开展运行日报和参数分析。4）加强脱硫装置缺陷管理，每月对统计的设备缺陷进行分析，找规律、定措施，并统计消缺率、缺陷复现率和缺陷复现时间间隔。5）加强脱硫专业人员之间的交流，共享经验。6）针对各厂实际情况，可对脱硫设备从可靠性、安全、环保、费用及效率等方面进行综合评估后，采用不同的检修策略。7）建立和加强脱硫化学监督和分析制度。脱硫运行中的化学监督是非常重要的，应引起脱硫管理人员的高度重视。通过化学监测分析能了解和优化脱硫装置性能、鉴别和查找运行过程出现的问题。8）加强石灰石或石灰石粉来料的质量监督。吸收剂的特性指标对脱硫效率、石灰石的耗用量、石膏副产品的质量以及对设备的磨损等具有较大的影响。另外，控制石灰石来料中由于开采混入的树根、草木等其他外来杂质，可以有效地控制脱硫制浆系统或浆液输送系统的堵塞，减少维护工作量，提高脱硫系统设备运行的可靠性。9）加强锅炉和除尘器的运行管理，力争进入脱硫系统的烟气参数在设计范围之内。9. 电除尘器9.1电除尘器节电基本条件电除尘器节电是指在满足机组烟尘排放浓度达标的前提下，采用先进的技术，通过运行优化调整降低电除尘器电耗。电除尘器的节电运行优化和技术改造首先应保证烟尘排放浓度满足国家标准（GB 13223）的要求。因此，在满足以下条件时应进行电除尘器的节电工作。1）电除尘器设计有裕度，且除尘器设备运行良好，如：除尘器振打清灰效果良好；气流分布均匀；除尘器内极板、极线状态良好，无损坏、无变形等。保证了机组实际运行烟尘排放浓度低于环保要求排放值。2）机组在低负荷下运行。3）锅炉燃用煤质变化使烟尘条件向有利于除尘和排放浓度的方向转变，如：处理的烟气量、烟气温度、煤的含硫量、灰分、灰成分、比电阻、粒度等。4）电除尘器电场内出现严重的反电晕现象，电除尘器在节电的运行方式下可以同时提高除尘效率。5）电除尘器运行耗电率在0.3%以上，通过节电运行优化应控制在0.2%以下。6）电除尘器电控运行方式和参数存在可调的方式和空间。9.2节电控制基本原则9.2.1电除尘器所有的节电运行方式不能对电厂其他设备造成明显的影响。如：脱硫设备的正常运行、GGH的堵灰、石膏品质、风机磨损等。9.2.2在电除尘器节电改造时，宜对改造方案和运行效果进行综合评价。在综合评价时，宜考虑除尘器改造的投资和收益，同时还要评估对其他设备的影响，如：是否影响脱硫系统的运行费用以及石膏的售价等。9.3节电的主要方法9.3.1电除尘器高压电源节电的主要调整方法1）高压电源采用停部分电场（或停供电区）的运行方式。2）降低高压电源的运行参数。3）高压电源采用间歇供电运行方式。4）利用上位机控制系统，可调整运行方式和参数。5）通过优化调整试验和完善控制程序，使其控制系统能依据燃煤和机组负荷变化自动切换控制方式。9.3.2低压电器设备节电方法低压电器节电主要在灰斗电加热上，若将灰斗电加热改为蒸汽加热，则可节约部分电耗，如：600MW机组灰斗电加热额定功率约为250kW，而电厂蒸汽的能耗是较低的。同时对振打周期的合理调整控制，不仅可以提高除尘效率，而且也可以节电。9.4运行优化调整试验电除尘器供电控制方式是指高压、低压电源供电的控制方式。高压供电控制方式主要有火花自动跟踪、少火花、恒定火花、最高平均电压、间歇供电等，低压供电控制方式主要有振打周期、降压振打和电加热等。电除尘器运行优化调整试验是根据典型煤种，选取不同负荷，结合吹灰情况等，在保证烟尘排放浓度达标的情况下，试验确定最佳的供电控制方式（除尘器耗电率最小）及相应的控制参数。电厂应根据运行试验的结果，确定运行工作制度（卡片），并对上位机控制功能和程序进行升级改造。电除尘器运行优化调整和节电改造案例见附录E。9.5节电改造9.5.1烟尘排放浓度达标时的电控改造1）新投运机组电除尘器配备的可控硅控制高压电源一般均具备丰富的调节手段，高压控制器可不再进行改造，除尘器节电工作的重点宜在运行优化调整试验方面和上位机优化控制。2）对未配备依据烟尘连续监测信号进行节电智能控制的（需准确、有效控制）上位机系统或未配备依据燃煤和机组负荷变化进行节电运行控制的上位机控制系统，应进行系统升级或改造。3）对于早期投运的不具备间歇供电运行方式功能，或不具备各种供电方式自动转化功能的控制器宜进行高压控制器改造。9.5.2烟尘排放浓度基本达标或略有超标的除尘器电源改造这时一般不需要对除尘器进行大规模的改造，可对前级电场进行新型电源改造，以提高除尘效率；并进行运行优化调整试验和上位机控制系统优化以达到节电效果。新型电源是指采用对电除尘器更能提供有效供电的电源，主要包括：三相电源、高频电源、中频电源、恒流源等；它们可以提供更高的运行二次电压和适中的二次电流，增强了烟尘的荷电和收集，使除尘效率得到提高，并使其它电场可以更好的采用间歇供电达到节电的效果。同时也可以采用预荷电等新技术进行电除尘器改造。略有超标是指烟尘排放浓度比要求值一般不超过20%，如：目前的排放标准若为50 mg/m3；则在配有湿法脱硫系统的机组中，一般要求除尘器出口浓度低于100 mg/m3。这时若除尘器