宁夏枣泉发电有限责任公司 宁夏 银川 750000
摘要：电厂湿式电除尘（WESP），是一种用来处理含微量粉尘和微颗粒的新型除尘设备。其主要原理是电场放电使得固体和气溶胶，荷电后移动到阳极板上，而一直循环的水会将其携带到回用水箱，回用水箱的底流排放到吸收塔，顶流溢流到循环水箱用于循环冲洗。了保证阴极线的干净，湿电阴极线分为两部分进行冲洗，在设计中顺着烟气方向共计6个间隔，其中前4个间隔持续循环冲洗，后2个间隔采用间歇湿电工艺水定时冲洗，其冲洗逻辑为每60min投运一次，每次2min，其余时间由再循环回路运行。
关键词：湿电系统；节能措施；问题；措施
一、存在问题
目前某电厂湿电系统运行电耗分为电场电耗PESP和系统电耗PWWS，经过统计当前其电场二次电压已接近20kV（高频电压低跳闸值），同时机组总排口烟尘含量远低于2mg/Nm³（烟尘经济排放含量），因此湿电高频电源运行效率低、空载能耗占比高。同时同时#1、#2机组湿电工艺水系统分别独立运行，正常情况下各保持一台湿电工艺水泵运行，一方面用于系统冲洗、另一方面用于湿电出口温度异常时的事故喷淋，然而根据运行需要湿电工艺水冲洗每60min投运一次，每次2min，其余时间均通过再循环管道回流，从而导致系统闲置率过高，运行电耗过大。
二、原因分析及采取措施
经过系统分析，我们发现湿电运行电耗大有以下两个原因：
1、湿电电场投运不合理
为了解决湿电高频电源运行效率低的问题，我们制定了试验方案，整个试验利用排列组合的方式在运行电耗和净烟气烟尘含量之间去最佳组合，其试验方法如下：
将负荷分为280MW、300MW、330MW、400MW、500MW、600MW、660MW八个阶段。
湿电电场由物理结构分为A、B两侧，每侧4个高频电源，分别是A湿电高频电源1、A湿电高频电源2、A湿电高频电源3、A湿电高频电源4、B湿电高频电源1、B湿电高频电源2、B湿电高频电源3、B湿电高频电源4。
控制干式电除尘出口烟尘含量在20mg/Nm³-25mg/Nm³之间。
在任何一个负荷段先投运A、B侧高频电源1，通过控制二次电流来控制净烟气烟尘含量为5mg/Nm³，当净烟气烟尘含量大于5mg/Nm³同时该高频电源出现5次/min时在A、B侧各启动一台高频电源，当净烟气烟尘含量小于5mg/Nm³同时该高频电源二次电流小于200mA时在A、B侧各停运一台高频电源。
2、湿电工艺水运行不合理
解决湿电工艺水运行不合理的问题，我们制定了解决措施。
正常运行期间不停运湿电工艺水泵，为此进行技术改造，在#1、#2机湿电工艺母管之间加装联络管和阀门，两台机组共用一台湿电工艺水泵，同时将两台机组湿电工艺水冲洗时间错开设置，避免同时冲洗，在2021.07.01-2017.07.30期间按照制定的措施进行了技术改造和运行试验。
在#1、#2机湿电工艺母管之间加装联络管和阀门，实现了机组间湿电工艺是母管互联。
完成了负荷分为280MW、300MW、330MW、400MW、500MW、 600MW、660MW八个阶段的电场组合试验。
每台机组湿电工艺水系统
改造后的湿电工艺水系统
三、效果检查
在优化湿电电场投运方式后，我们进行了效果检查，经过分析在负荷280MW、300MW、330MW、400MW工况下投入4个电电场时运行电耗最低，分别是33.6kW、35.9kW、38.9kW、13.2kW，而在负荷500MW、600MW、6630MW工况下投入2个电电场时运行电耗最低，分别是12.6kW、14.2kW、15.3kW。
在#1、#2机湿电工艺母管之间加装联络管和阀门，两台机组共用一台湿电工艺水泵，采用这种运行方式，单台机组湿电工艺水泵年运行小时数为4320h，总电量为60743kW.h，相比之前运行方式总电量121488kW.h降低60743kW.h，降比达到50%，同时这种工况会使得湿电工艺水一直处于热备用状态，安全运行得到保障，因此确定措施可行。
在采取上述两个措施的情况下湿电运行电耗由之前降低均降低30%，达到预期目标。
机组负荷（MW） | 实施前湿电运行功率(kW） | 实施后湿电运行功率(kW） | 能耗降比 | QC结果 |
280 | 78.5 | 40.6 | 48.2% | ＞30% |
300 | 72.3 | 42.9 | 40.6% | ＞30% |
330 | 68.2 | 45.9 | 32.7% | ＞30% |
400 | 55.4 | 20.2 | 63.5% | ＞30% |
500 | 40.3 | 19.6 | 51.3% | ＞30% |
600 | 38.9 | 21.2 | 45.4% | ＞30% |
660 | 36.9 | 22.3 | 39.5% | ＞30% |
表13.最终参数
五、结论
湿电主要运行成本包含电场电量成本、工艺水泵运行电量成本，因此通过以上措施后计算（主要以电量计算为主），同时将电量按上网电价进行折算。措施实施前单台机组湿电运行功率和成本如下：
序号 | 机组负荷（MW） | 实施前湿电运行功率(kW） | 实施前湿电运行成本(分/MW） |
1 | 280 | 78.5 | 6.4 |
2 | 300 | 72.3 | 5.5 |
3 | 330 | 68.2 | 4.8 |
4 | 400 | 55.4 | 3.2 |
5 | 500 | 40.3 | 1.9 |
6 | 600 | 38.9 | 1.5 |
7 | 660 | 36.9 | 1.3 |
平均成本3.5分/MW | |||
表14. 实施前湿电运行电耗机成本
序号 | 机组负荷（MW） | 实施前湿电运行功率(kW） | 实施前湿电运行成本(元） |
1 | 280 | 40.6 | 3.3 |
2 | 300 | 42.9 | 3.3 |
3 | 330 | 45.9 | 3.2 |
4 | 400 | 20.2 | 1.2 |
5 | 500 | 19.6 | 0.9 |
6 | 600 | 21.2 | 0.8 |
7 | 660 | 22.3 | 0.8 |
平均成本1.9分/MW | |||
表15.实施后湿电运行电耗机成本
综上所述，通过优化#1机组湿电电场运行方式、对#1、#2机湿电工艺水系统进行联络运行改造，使#1机组湿电运行成本由3.5分/MW降低至1.9分/MW，以2021年全年发电量53亿kW.h计算，全年可节约84.8万元。
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