新大唐甘谷发电厂脱硫设备运行优化调整可行性研究报告

大唐甘谷发电厂1、2号机组脱硫运行优化调整、改造可行性研究报告2012年11月25日- 1 - 简介一、 前言 二、 脱硫优化提出的背景及优化调整的必要性 （一） 脱硫优化提出的背景（二） 脱硫系统优化运行及调整、改造的必要性1. 随着脱硫系统的运行，出现因腐蚀原因、磨损原因、粉尘、SiO2含量超标、石膏颗粒、石灰颗粒等问题引起的一系列问题。2. 附甘谷电厂优化运行前出现的设备腐蚀磨损等问题的图片（三）针对以上问题，甘谷电厂脱硫采取优化运行与调整方案三、甘谷电厂脱硫优化运行提出的改造方案四、节能优化的效果检查及经济效益大唐甘谷发电厂1、2号机组脱硫运行优化调整、改造可行性研究报告一、前言：此报告为运行优化工作提供指导。本报告由中国大唐甘肃组织起草。主要起草单位：大唐甘谷电厂发电部。主要起草人：大唐甘谷发电厂李光斌、魏慧瑜、张国荣、曹智、陈亚维本研究报告由中国大唐甘谷发电厂发电部负责解释。 总则1. 脱硫运行优化是根据机组主、辅机设备运行状况，在与设计值、行业标准值同类型机组标杆值对标的基础上，通过开展性能试验及综合分析，建立一整套科学、合理的运行调整方法和控制程序，使机组始终保持最安全、最经济的运行方式和最佳的参数控制，降低机组运行消耗。2. 脱硫运行优化必须坚持“保人身、保电网、保设备”基本原则，任何系统、设备、操作的优化方案均不准违反“两措”的要求。3. 脱硫运行优化要以机组设计值和行业标准值为基础，对每台机组及公用系统开展对标分析、性能试验，全面分析查找影响节能降耗的问题；通过加强操作调整、设备治理和改造，实现机组运行指标达到设计值的目标。4. 脱硫运行优化的主要内容包括设备的改造、脱硫电耗、水耗的优化、石灰石耗量的降低、增效剂等药品消耗的降低，以下将从这几个方面详细介绍我厂的节能降耗措施。5. 脱硫运行优化以机组耗差分析系统为参考依据，以绩效考核为保障，深入开展指标竞赛活动，充分调动全体员工的积极性、主动性和创造性，强化全员的节能降耗意识，实现脱硫系统的安全稳定经济运行。二、 脱硫优化提出的背景及优化调整的必要性（一） 背景大唐甘谷发电厂2300MW机组的烟气脱硫工程，采用石灰石-石膏湿法、一炉一塔烟气脱硫装置，每套装置的烟气处理能力为一台锅炉BMCR工况时100%的烟气量。引风机出口的烟气与烟囱之间设有旁路烟道，正常运行时烟气通过增压风机和其前、后的挡板进入脱硫装置，脱硫后的净烟气经过吸收塔出口烟道的净烟气挡板排入烟囱；事故情况或脱硫装置停机检修时，烟气由旁路挡板控制的旁路烟道直接进入烟囱。本脱硫装置的原理：烟气从#1或#2锅炉100%抽出经一台动叶可调轴流式增压风机升压后，进入原烟道烟气烟气换热器被冷却，再进入吸收塔后逆流向上与喷淋下来的浆液充分接触，烟气中的SO2、SO3、HCL、HF等酸性成分被吸收，再连续流经两级除雾器除去所含雾滴，吸收塔出口温度大约48，通过净烟道进入烟囱排放。浆液在吸收塔内部产生化学机理过程：化学机理说明：一般认为，在吸收塔内发生SO2的吸收、石灰石的溶解、亚硫酸氢根的氧化和石膏结晶等一系列复杂的物理化学过程。 1）SO2的吸收含有SO2的烟气进入液相，首先发生吸收SO2的反应，即SO2（气）SO2（液）SO2（液）+ H2OH+ + HSO3-H+ + HSO3- H2SO3HSO3-H+ + SO32-同时，也存在吸收的反应，即SO3（气）SO3（液）SO3（液）+ H2OH+ + HSO4-H+ + HSO4- H2SO4HSO4-H+ + SO42-烟气中的HCL、HF等极易溶于水，发生解离，即HCl（气）HCl（液）HCl（液）H+ +Cl-HF（气）HF（液）HF（液）H+ +F-由此产生的Cl-是造成脱硫设备发生氯腐蚀的主要原因。2）石灰石的消融加入石灰石，一方面可以消耗溶液的氢离子，另一方面得到了生成石膏所需的钙离子。石灰石的消融反应如下CaCO3（固）Ca2+ CO32-CO32-+ H+HCO3-HCO3-+ H+H2O+ CO2（液）CO2（液）CO2（气）3）亚硫酸盐的氧化根据SO2在水溶液中氧化动力学的研究，HSO3-离子在PH值为4.5湿氧化率最大。但实际运行中，浆液的PH值一般控制在56之间，加之浆液中浆液浓度较低，HSO3-离子很不容易被自然氧化。为此，工艺上采取向反应区鼓入空气以提高浆液中氧浓度的方法，使HSO3-强制氧化成SO42-，以保证反应安下式进行。底部注入的空气中的氧气溶解过程如下:O2(气) O2(液)HSO3-+1/2 O2H+ + SO42-SO42-+ H+HSO4-氧化反应的结果，使大量HSO3-转化成SO42-，使HSO3-+1/2 O2H+ + SO42-得以向正反应方向进行。当亚硫酸被氧化以后,它的浓度就会降低,因而促进了SO2的吸收。石灰石消融产生的进一步发生以下反应，即Ca2+2 HSO3-Ca（HSO3 ）2Ca2+ SO32-CaSO3Ca2+ SO42-CaSO4+ F-CaF2由于SO3-氧化生成的SO42-与Ca2+发生反应，生成溶解度相对较小的CaSO4，进一步加大SO2了溶解的推动力，从而使SO2不断地由气相转移到液相，最后生成石膏。需要注意的是，浆液的通过式Ca2+ F-CaF2反应生成溶度积很小CaF2的沉淀物而被除去，不会在浆液中的浓度很低。但是，Cl-则不同，由于Cl-与Ca2+反应生成的CaCl2在浆液中仍然是以离子状态存在的，随着烟气中的不断被浆液吸收，浆液中浓度就会越来越高。这正是脱硫设备中防氯腐蚀比防氟腐蚀更重要的原因。4）石膏结晶被吸收的二氧化硫与浆液中的石灰石反应生成亚硫酸盐，进入塔底部的氧化池，浆液池中设有空气分配管和搅拌器。浆液中的CaSO3在外加空气的强烈氧化和搅拌作用下，由氧化空气氧化成硫酸盐，转化成CaSO42H2O（石膏），便是石膏过饱和溶液的结晶。为了有利于CaSO3的转化，氧化池内浆液的PH值保持在5左右。石灰石溶解并离解产生钙离子,并与硫酸根离子发生中和反应生成石膏。采用石灰石浆液作吸收剂时，从溶液中析出的是石膏CaSO42H2O。Ca2+ SO42- 2H2O CaSO42H2O 此外，还发生以下副反应Ca2+ SO32- 1/2H2O CaSO31/2H2O石膏中CaSO31/2H2O的含量大小与氧化是否充分有关，氧化越充分，其含量越低。CaSO31/2H2O1/2O2 1/2H2OCaSO42H2O本厂脱硫装置配套主要包括石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、事故浆液排放系统、工艺水系统、仪表及控制系统和电气系统。甘谷电厂脱硫烟气设计参数锅炉BMCR工况烟气成分（设计煤种，标准状态，实际O2）项 目单 位干 基湿 基备 注CO2Vol%13.1512.081.43O2Vol%6.495.96N2Vol%80.373.75SO2Vol%0.050.05H2OVol%08.16锅炉BMCR工况烟气参数FGD入口烟气量单 位设计煤种备 注Nm3/h1130028.51标态，干基，1.43Nm3/h1230387.06标态，湿基，1.43Nm3/h1100190.8标态，干基，1.4Nm3/h1200068.94标态，湿基，1.4FGD入口烟气温度120.52最低停运温度180FGD入口烟气压力Pa0BMCR工况甘谷电厂脱硫主要设备规范序号名 称材 料规 格单位数量备注一烟气系统1原烟气入口挡板门带密封空气单百叶套22净烟气出口挡板带密封空气单百叶套23旁路烟气挡板带密封空气单百叶套24挡板密封空气风机组合件离心风机Q=7511 m3/h 全压4551Pa 容量18.5KW台45密封空气加热器电加热台26原烟道膨胀节非金属件7吸收塔入口膨胀节非金属件8吸收塔出口膨胀节非金属件9旁路烟道膨胀节非金属件10增压风机动叶可调轴流式，风量：2223000m3/h，全压：3000Pa，套2电机2700KW/6000V/314A套211油站加热器电加热台 212油站油冷却器台213油站油泵380V台6循环2台 14 冷却风机Q=16103488 m3/h P=2.5KW全压56975080 Pa台415GGH碳钢回转蓄热型120.52/80套2电机主电机1.1KW/380V/23A副电机 380V/21.2A套216低泄漏风机风量34474 m3/h 风压5198 Pa出口角度 左90功率110KW台2电机380V/201A台217密封风机风量2500 m3/h 全压3923 Pa出口角度 左90功率7.5KW台418GGH吹灰器行程2.035m 速度0.03m/min套4二吸收塔系统1吸收塔碳钢+玻璃鳞片衬里圆形喷淋空塔12 m(H)26.3m座2塔内喷淋层管道玻璃钢层3单塔数量喷嘴螺旋喷嘴个2882吸收塔搅拌器组合件+不锈钢400V/30KW/53.37A/1470r/min380V/30KW/55.47A/1465r/min台6进口3除雾器塑料两级FRP/PP入口压力0.7bar 压力降小于120Pa 设计温度80套2进口4吸收塔循环泵离心泵Q=5000m3/h，P=450/400/400kw，台6电机450kw/400kw/400kw6000V台65氧化风机组合件罗茨风机流量47.7m3/min，全压9800pa台4电机r= 1450 r/min， I= 289AU=380V台46石膏排浆泵离心泵Q=45m3/h，P=15.9 KPw台4电机22KW 380V 42.5A 1470 r/min台4三排水坑系统1事故浆液箱碳钢+玻璃鳞片衬里工作介质吸收塔浆液，工作温度50，工作压力常V=1200m12.5*10m(H)座1事故浆液箱搅拌器组合件+不锈钢380V/30KW/56.9A/1470 r/min台12事故浆液泵离心泵Q=72m3/h，P=11.3 KPa台1电机15KW/380V台13吸收塔区排水坑混凝土衬鳞片树脂个2吸收塔区排水坑搅拌器组合件+不锈钢380V/3.0KW/6.7A/1410 r/min220V/3.0KW/11.57A/1410 r/min台2吸收塔区排水坑泵离心泵Q=50 m3/h,P=8.6KW台4电机380V 11KW 22.6A台1四工艺水系统1工艺水箱座12工艺水泵离心泵Q=70 m3/h，P=20.8kW台2电机30KW/380V/53.8A台23除雾器冲洗水泵离心泵Q=150m3/h，P=44.6kPW台2电机55KW/380V/102.5A台2五石灰石卸料系统1石灰石贮仓钢结构有效容积300m3座12石灰石卸料斗钢结构容积13 m3台13石灰石振动给料机380V/23.37A/21.1KW台1电机380V/1.1KW/3.37A4斗式提升机组合件380V/5.5KW/11.6A台15皮带输送机380V/8.6A/4KW 套16电磁除铁器组合件励磁功率0.8KW 电压100V 额定悬挂高度150台17犁式分离器推力500公斤 行程30cm速度50mm/s 功率750W台1电机750W/ 380/220V8脉冲布袋除尘器组合件卸料间除尘器 效率99入口含尘浓度315克/m3、处理风量2000 m3/H套2六制浆系统1湿式球磨机卧式球磨机，出力4t/h台22电机200 KW/6KV/26.1A台23稀油润滑站公称流量63L/min油箱容积 1.2 m3 公称压力0.4Mpa 电加热器功率18KW 电机功率2.2KW套24油雾喷射装置油工作压力0.5 Mpa气工作压力0.4 Mpa套25球磨机浆液循环箱搅拌器组合件+不锈钢1.5KW/380V/3.68A/1390r/min台26球磨机浆液循环箱泵离心泵Q=30m3/H P=7.8KW 台4电机380V/11KW/22.6A台47石灰石浆液旋流器聚安酯工作压力1.0bar 处理能力27.02 m3/h 旋流子数量2用1备台2进口8秤重皮带给料机组合件带宽500mm 出力4T/H P=2.2KW台2电机主电机2.2KW/5A/380V清扫电机1.1KW/2.8A/380V套2七石灰石浆液箱系统1石灰石浆液箱碳钢衬鳞片树脂6.5*8.0，有效容积=260m3台12石灰石浆液箱搅拌器组合件+不锈钢380V/35.3A/18.5KW/1470r/min台13石灰石浆液输送泵离心泵Q=24 m3/h，P=11.5KW台3电机380V/15KW/30.3A台3八石膏脱水系统1石膏旋流器聚安酯处理能力33.7m3/h旋流子数量2用1备 工作压力1.55bar台22废水旋流器处理能力5.7m3/h旋流子数量1用1备 工作压力1.55bar台13废水给料泵离心泵Q=1.1m3/h P=1.7KW台2电机380V/3KW/6.4A4真空皮带脱水机组合件出力9t/h,过滤面积12m2台2电机380V/2.2KW台25真空罐台26真空泵水环式真空泵4600m3/h真操作设计压力65m3/pa台2电机15kw 380V/140A台27滤布冲洗水箱台18滤布冲洗水泵离心泵台3电机380V台39滤液池碳钢衬鳞片树脂工作介质石膏旋流器溢流液和石灰石旋流器底流液，工作温度50，工作压力常压座110滤液水泵离心泵Q=117m3/h 台3电机380V/4KW/8.2A台3九压缩空气系统1仪用压缩空气罐不锈钢设计压力0.88 Mpa 最高工作压力0.8 Mpa 设计温度150容积4.0 m3个12杂用压缩空气罐不锈钢设计压力0.88 Mpa 最高工作压力0.8 Mpa 设计温度150容积2.0 m3个1- 38 -（二） 脱硫系统优化运行及调整、改造的必要性1、随着脱硫系统的运行，出现因腐蚀原因、磨损原因、粉尘、SiO2含量超标、石膏颗粒、石灰颗粒等问题引起的一系列问题，以下为甘谷FGD系统运行中曾出现的常见问题：一、 燃煤含硫量超标 排放指标不合格 氧化不充分，引起循环泵滤网、除雾器堵塞 石灰石利用率低，造成的脱硫吸收剂耗量的增加，电耗增加。 因含硫量超标，PH值无法控制，设备腐蚀加剧二、 水平衡问题 低负荷时除雾器冲洗造成的吸收塔水正增长，吸收塔液位升高，滤液池的水无法排出只能外排，造成水耗增加，水资源浪费，脱硫运行成本增加。三、 除雾器堵塞问题 浆液中CaCO3含量超标，未反应彻底的部分CaCO3被浆液携带至除雾器内部，与烟气中未脱除的二氧化硫继续参加反应，生成半水亚硫酸钙，是一种软垢，易造成除雾器的堵塞。四、磨机出力低 磨机内钢球装载量、比例未达到设计要求 石灰石旋流站过筛率低，石灰石浆液成品箱粒径大，参与反应的石灰石表面积减少，造成石灰石耗量的增加，管道磨损增加，吸收塔液位增加，脱硫运行成本增加。五、设备磨损腐蚀问题 浆液浓度过高，会增加设备磨损，增加吸收塔搅拌器电流、吸收塔浆液循环泵电流、易造成除雾器的堵塞，同时增加设备检修次数，增加运行维护成本。以上问题的出现，曾经造成我们的脱硫运行中设备腐蚀、磨损严重、出口二氧化硫超标排放、旁路挡板运行中因设备故障检修不得不打开，等等问题，不但给我们的脱硫运行维护带来困难，也为检修增加很大工作量，设备多次检修，多次重复出现管道破损、烟道大面积冒浆液的问题，同时脱硫电耗基本占到发电量的1.56%。 面临这些问题，脱硫系统的改造和优化运行，迫在眉睫，为此，我厂以小指标控制和奖励为抓手，从控制PH值、控制吸收塔浆液密度、控制石灰石浆液密度、控制石灰石浆液的细度，控制系统水平衡开始，深挖优化运行及设备改造方案，目前已取得非常好效果，并出台了滤液水的循环利用及废水污泥排放的改造方案，以下第三部分将对甘谷电厂脱硫优化运行与调整情况及取得的经济效益作详细介绍。2、附甘谷电厂优化运行前出现的设备腐蚀磨损等问题的图片（1）吸收塔浆液循环泵因磨损加腐蚀严重造成的浆液循环泵叶轮的损坏图片：（2）吸收塔浆液循环泵被气蚀的图片：防止的方法之一是停运后定期清理泵入口滤网，运行中控制塔内浆液密度及塔内浆液中亚硫酸钙浓度 （3）因石灰石供浆量超标、粉尘含量超标等原因引起的除雾器堵塞照片：2008年10月脱硫一号吸收塔因除雾器堵塞造成的除雾器坍塌图片：（三） 针对以上问题，甘谷电厂脱硫采取优化运行与调整方案如下：甘谷电厂系统设备主要运行调整控制指标：序号名称控制标准备注1吸收塔浆液PH5.45.85，必须采取控制措施2吸收塔浆液密度10901150kg/m33入口SO21560 mg/m34出口SO2我厂150 mg/m3环保部门400 mg/m35入口烟尘200 mg/m36出口烟尘50 mg/m37入口NOXmg/m38出口NOX650mg/Nm39入口温度16010出口温度4511脱硫率95%12吸收塔浆液含氯量15000mg/l13增压风机入口压力-100pa100pa14脱硫旁路档板幅度超1400pa开旁路15石灰石浆液箱浆液密度12001250kg/m316石灰石浆液再循环箱浆液密度14001480kg/m317吸收塔浆密度控制标准1150 kg/m318吸收塔液位7.07.5米超过8. 0米采取控制措施19废水PH69甘谷电厂脱硫系统主要设计参数：序号名称参数标准备注1烟囱高210m4烟道烟气流速15m/s6旁路烟道衬里长时间耐温1607脱硫后烟囱前烟温468增压风机流量607.6 m3/S(BMCR)668.3 m3/S(TB)9吸收塔前烟气量（实际O2，标态，湿基）1360734 Nm3/h10吸收塔后烟气量（实际O2，标态，湿基）1457634 Nm3/h11FGD工艺设计烟温12212最大烟温 （正常运行）16013最大烟温 （温度波动）20014吸收塔设计压力-2000Pa4000Pa15相关循环浆液的停留时间4.2min16设计硫份0.61%17液/气比10.48（l/m3）18塔内烟气流速3.8m/s19吸收塔烟气停留时间3.68S20钙硫比1.03（mol/mol）21浆池直径12m22吸收区直径12 m23吸收区高度6.1 m24浆池高8.6 m25浆池溢流高度9.3 m26浆池容积1434 m3 27总高度26.3 m28吸收塔防腐材料碳钢衬玻璃鳞片29石灰石颗粒250目过筛率达90%（64m）30石灰石纯度90%1、 甘谷电厂脱硫运行参考以上设计参数和控制标准，针对吸收塔浆液循环泵运行中的腐蚀与磨损情况，同时考虑节电因素，根据脱硫人口二氧化硫和不同负荷情况，采取低负荷和低二氧化硫时，在确保出口排放达标的情况下，停运一台吸收塔浆液循环泵的经济运行方案：在保证脱硫效率大于92的前提下，浆液循环泵的运行台数可根据情况增减。在高负荷（250 MW）、高硫煤（原烟气SO21500mg/Nm3）或者中负荷（200-250 MW）、高硫煤（原烟气SO21700mg/Nm3）时，三台浆液循环泵运行全部投运；在高负荷（250 MW）、低硫煤（原烟气SO2800mg/Nm3）或低负荷（200MW）、高硫煤（原烟气SO21500mg/Nm3）时，两台浆液循环泵运行可满足要求；在低负荷（200MW）、低硫煤（原烟气SO2800mg/Nm3）时，一台浆液循环泵运行就够了。这样可节省一到两台浆液循环泵的电耗，长期运行的节能降耗很可观的。吸收塔浆液循环泵功率400KW，（以每度电0.32元计算）。按照规定启停吸收塔第三台循环泵，每天按停运5小时计算，月节约400*1*5*30=60000kwh，节电费用19200元，年节约费用230400元。根据1、2脱硫运行数据进行分析，制定了两套烟气脱硫装置的优化运行方式指导：机组负荷（MW）高负荷中负荷低负荷250200250200PH5.25.85.25.85.25.8供浆量（m3/h）71541036浆液循环泵（台）232312吸收塔密度10601085 kg/m3脱硫效率（）929292净烟气SO2浓度（mg/Nm3）低硫100100100高硫150140130经过采取停运吸收塔循环泵的方法，不但起到了节电的效果，同时减少了浆液循环泵叶轮的磨损，减少了设备检修成本，后面将附吸收塔浆液循环泵优化调整后停运时的叶轮照片情况，磨损、腐蚀情况明显好转。下图为我厂停运一台浆液循环泵的CRT运行画面：2、脱硫系统通过节水达到优化运行和调整：在脱硫系统里,烟气在吸收塔内进行化学反应二氧化硫被吸收的过程中，烟气由于吸收了大量的水汽很快达到了水汽饱和。吸收塔内水蒸发量的大小取决于煤质的好坏、入口烟气温度和烟气含水量等，蒸发量约为0.130.2m3 /h。脱硫系统水损失的最大因素是烟气蒸发。造成系统内水损失的其他原因还有：（1）为控制吸收塔内浆液中重金属粒子等有害成份的浓度而设置进行的废水排放。废水排放的量从每小时几吨到十几吨不等，排放量的大小取决于烟气成份的组成，也就是取决于煤中CI、F含量的大小、粉尘含量、烟尘中重金属粒子含量、石灰石品质好坏；也和吸收塔内浆液有害成份的控制浓度、脱硫副产物的处理方式等有关。（2）随脱水石膏带离的附着水和化学结晶水，由此损失的水相对较少。在FGD生产工艺过程中，既然有大量的水损失，就必须向系统不断进行水补充，以弥补水分蒸发和其它原因所损失的水量，以保持系统水平衡。在我厂的FGD系统生产工艺过程中，向吸收塔内补充水的几个主要来源有吸收塔除雾器冲洗水、吸收塔内补充石灰石浆液所含水份、真空皮带脱水系统运行时的用水（滤布冲洗水、真空泵、密封及润滑水）、吸收塔PH计冲洗、石灰石浆液密度计冲洗、吸收塔供浆流量计冲洗、设备在启停过程中和运行时所进行的冲洗及转机的机械密封水、设备冷却水、氧化空气减温水等都会进入系统内成为吸收塔补充水。这就要求我们控制好系统的补充水量,以保持系统的水平衡。我厂机组负荷为300MW时，烟气系统每小时的水蒸发量约为30m3 /h，机组负荷为200MW时，烟气系统每小时的水蒸发量只有20m3 /h，废水系统运行每小时再增加7吨的流量，也就是说整个FGD系统每小时最大所消耗的水量也不会超过57m3 /h。而除雾器冲洗每次进入吸收塔内水量约为30m3 /h，每班冲洗一次，平均每小时的水量约为5m3 /h，吸收塔供浆每小时的流量约为1020m3 /h，真空皮带脱水机运行时，滤布冲洗水泵每小时的流量为6.43m3 /h，真空皮带脱水机密封及润滑水的流量每小时约为3.6m3 /h。吸收塔PH计、各密度计及设备启停过程中的冲洗水每小时也有23m3 /h，脱硫系统各转机的机械密封水也有约58 m3 /h，汇总后,脱硫系统每小时的进水量最少有62-72.97吨，则吸收塔水位正增长水量约为32m3 /h。为保持吸收塔内液位的平衡，就需要我们尽可能地减少进入吸收塔内的水量，防止吸收塔液位无法控制。尤其是在机组负荷较低，而烟气二氧化硫含量较高时，如何保持FGD系统的水平衡就显得十分重要。对于我厂FGD系统来说，控制系统的水平衡的方法，有以下几个方面：1) 及时关闭各备用转机的机械密封水，并尽可能的降低运行设备密封水压力（压力维持在0.40.5Mpa）2) 对系统设备进行排查，杜绝内漏。3) 对不合理的系统进行改造，调整不合理的运行方式。滤布冲洗水箱溢流水改至工艺水箱，此系统的改造取得了明显的成效。对我厂来说,目前设备存在的缺陷及设计不合理的系统,也会破坏系统的水平衡。其中影响较大的是除雾器冲洗造成的吸收塔液位上涨快，滤液水外排，造成水资源的浪费问题，已提出改造方案，下一张详细介绍。2.1、目前脱硫系统辅机冷却水循环利用，以降低运行的水耗、电耗。甘谷电厂脱硫一、二号增压风机油站冷却水、一、二号氧化风机冷却水的回水、滤布冲洗水箱的溢流水，全部接入脱硫工艺水箱，用于磨机制浆和脱硫其他转机的冷却水及冲洗水，每小时循环利用水大约30m3。2.2脱硫系统运行期间，要求备用转机冷却水关闭，提高工艺水出口压力30KP，使工艺水泵电流由原来的47A降到43A，电流降低 了4.0A，工艺水泵属于全天运行设备，一天节电36.48度，一年节电13315.2度，折合4260.864元，重要的是增加两工艺水泵运行的稳定可靠性，减少超负荷的损坏检修费用。3、通过提高脱硫石灰石浆液细度和密度达到优化运行3.1、为保证浆液系统的供浆质量，多经公司从源头控制石料的品质，控制进入浆液系统的杂质。石灰石纯度要达到90%，粒度达到250目（90%过筛率，630m）。石灰石杂质减少，可以降低石灰石的耗量，降低管道磨损，减少设备检修次数，经济效益为：设备管道更换费用+石灰石采购费用+检修工时产生的费用3.2、严格控制石灰石浆液的密度在12001250 kg/m3的范围内，石灰石浆液再循环箱工艺水流量控制在8t/h，磨机入口工艺水流量控制在4-4.5t/h，使磨机的石灰石与研磨水的比例控制在1：3的范围内。控制好石灰石浆液的密度， 可比原来减少进入吸收塔的水量2m3/h,提高石灰石浆液在吸收塔的利用比率，降低石灰石耗量。3.4、磨机运行期间无特殊情况，禁止给料量低于4吨/h,尽量保持磨机满负荷运行。在磨机运行时，要把石灰石浆液箱液位补至4.0米才可停磨机运行，要延长磨机的停运时间，提高磨机的效率。降低频繁启停6KV磨机造成的电耗增加。磨机每减少运行1小时，可节约用电200KWh，节电费用64元，每天减少运行0.5小时，全年节省耗电11380元。3.5、磨机运行电流控制在22-26A之间，确保石灰石成品浆液的细度，增加吸收塔内部参加反应的石灰石表面积，减少管道磨损，同时降低石灰石耗量。化验班每周对脱硫石灰石成品箱浆液进行化验，反馈至运行后，运行人员每班执行磨机运行期间石灰石旋分子两运一备，可以通过磨机旋分子压力，提高分离效果后观察过筛率，如果正常，则保持此状态运行，如果成品箱的细度仍然不合格，则联系点检检查石灰石旋分子的沉沙嘴。同时，运行人员实时观察磨机运行电流，要求磨机运行电流控制在22-26A之间，电流低于21A时联系检修加钢球，并且规定在不同时段加入，确保钢球的大小配比合格，确保石灰石成品浆液的细度，增加吸收塔内部参加反应的石灰石表面积，减少管道磨损，同时降低石灰石耗量。4、优化吸收塔PH值，合理控制吸收塔PH值在5.2-5.8之间，PH值太低，酸性大，加速设备腐蚀，PH值太高，部分不参加反应，造成石灰石的浪费，未反应完的石灰石浆液带人除雾器后，继续与烟气中的二氧化硫参加反应，生成半水亚硫酸钙，是一种软垢，很难去除，堵塞除雾器片。下面是PH值与运行相对成本，与出口二氧化硫的曲线图。从下图可以看出：随着PH值的增加，出口净烟气的二氧化硫降低；同时，随着PH的增加，脱硫运行成本相对降低，但在PH值大于5.4之后，随着PH值的增加，脱硫运行成本急速上升。这里包括石灰石料的耗费、水耗、磨机的电耗、供浆泵的电耗、工艺水泵的电耗等。 5、通过降低吸收塔浆液密度，从而降低吸收塔循环泵的运行电流、吸收塔搅拌器的电流，减轻设备负担，同时降低管道磨损。采取降低二号吸收塔浆液密度的方式降低电耗。（1）坚持脱水机运行，控制二号吸收塔浆液密度在低限，脱硫吸收塔循环泵电流下降，吸收塔搅拌器电流下降，使脱硫电耗下降，同时减少设备磨损，从曲线明显看出，随浆液密度的降低吸收塔浆液循环泵B电流下降明显。（2）数据比对分析：二号吸收塔A浆液循环泵电流环比下降4.0A二号吸收塔B浆液循环泵电流环比下降2.5A二号吸收塔C浆液循环泵电流环比下降2.8A此项优化调整通过脱水机的运行调整实现，密度高于1090kg/m3时要求及时投运脱水机运行。以此降低吸收塔密度。自执行优化措施以来，整个脱硫系统的运行状况明显好转，石膏排出泵出口管因磨损冲刷，造成砂眼、泄漏检修的工作2012年未出现过。6、除雾器冲洗水泵由连续运行改为需要冲洗时启停，严格执行除雾器冲洗水泵定期启停规定。除雾器冲洗水泵每天停运时间以10小时计算，月节电44.6*10*30=13380kwh.节约厂用电13380*0.32=4281.6元。7、控制FGD入口含尘量不超过160 mg/ Nm3，减少浆液内部粉尘含量，减少管道磨损和检修次数。8、所有优化运行调整均以出口二氧化硫的排放达标和效率大于90%为基本前提。综上所述，我们依据脱硫出现的问题及对应采取的措施如下： （1）、出现的问题：吸收塔浆液密度高，除雾器易堵塞，吸收塔搅拌器和循环泵电流增大。问题二问题一脱硫耗电率高达1.5-1.6%，吸收塔浆液循环泵等设备磨损腐蚀严重。控制吸收塔浆液密度及PH值依据四问题三PH值高，脱水机脱稀浆，石灰石耗量大，反应效果差等。（2）、针对以上问题确定的对应优化调整措施：1. 控制FGD原烟气SO2不超过2750 mg/ Nm3；2. 控制吸收塔浆液PH值在5.25.8；3. 控制吸收塔浆液密度低于1090kg/m；4. 控制脱硫效率不低于90%。5. 根据脱硫人口二氧化硫和不同负荷情况，采取低负荷和低二氧化硫时，在确保出口排放达标的情况下，停运一台吸收塔浆液循环泵的经济运行方案6. 脱硫系统辅机冷却水循环利用，停运设备冷却水关闭，提高工艺水泵出口压力，降低工艺水泵运行电流。7. 控制石灰石浆液密度不低于1200 kg/m，提高石灰石研磨细度，降低石灰石耗量，提高反应率。控制FGD入口含尘量不超过160 mg/ Nm3，减少浆液内部粉尘含量，减少管道磨损和检修次数。；准备通过技改实现更好的节水、节电方案，以达到更好的节能优化调整效果。下一部分将介绍我厂准备进行的脱硫改造项目。（三）、甘谷电厂脱硫优化运行提出的改造方案1、使用滤液水制浆，脱硫运行节水的同时，能保证脱硫系统的水平衡。1) 方案论证：盘山电厂脱硫系统没有安装GGH（烟气-烟气再热器），脱硫系统的工艺水耗量大，水平衡不容易保持。对一些用水系统改进后，完全可以满足脱硫系统水平衡。以下是盘山电厂脱硫系统通过改造滤液水制浆的情况：（1）、石灰石浆液调浆水原脱硫系统采用工艺水制浆，工艺水的耗量为13.4t/h。安装烟气冷却器后，采用滤液制浆。每台机组的滤液量为30.6t/h，用滤液制浆后，回塔的滤液将减少为17.2t/h。直接工艺水耗量减少13.4t/h（2）滤布、滤饼冲洗水很多脱硫系统真空泵密封水、真空皮带脱水机用水、滤布、滤饼冲洗水都是来自工艺水。在有GGH的脱硫系统中，真空泵密封水和真空皮带机的用水收集后进入滤布冲洗水箱冲滤布，冲完滤布后，再进入滤饼水箱冲滤饼，直接工艺水的耗量将减少10t/h左右。（3）设备冷却水脱硫系统一些设备需要工艺水冷却，包括机械密封的冲洗水，这些用水如果不回收，将汇流至地坑，回到吸收塔。可以把这部分用水尽量回收，用于除雾器冲洗或者其他用水。这也可以减少直接工艺水耗量。通过上述措施，脱硫系统的水平衡是可以满足的。2) 甘谷电厂针对水平衡问题提出的改造方案一：将磨机房设备转机的冷却水和脱水机的滤布冲洗水回收用于制浆的设备改造。脱硫运行目前存在的问题：吸收塔定期冲洗，低负荷时吸收塔液位呈现正增长，废水一直投运，废水处理能力低，低负荷加高硫煤时供浆量增大，吸收塔液位上涨幅度更大，如果不外排，基本是每小时0.7米的速度上涨，造成吸收塔液位高，脱硫效率差，除雾器易堵塞；即使将多余的浆液切换至事故浆液箱，容量也远远不够，所以目前运行中一直采取通过B滤液泵浆液外排至雨水井的方式维持运行，此方式虽然很好的解决了吸收塔液位的问题，但同时带来了雨水井及相关管道浆液堵塞难以清理、环境污染和大量水资源的浪费问题，与我厂的经济稳定运行相违背，为此做出以下改造。目前脱水机底部至磨机房地沟的滤布冲洗水、1、2号磨机再循环泵轴封水、A、B、C石灰石供浆泵轴封水、除雾器A、B泵的轴封、工艺水泵A、B的轴封水汇集全部流入滤液池，打入吸收塔，造成吸收塔液位高，建议将这些较清的水汇集在同一管道排放至脱硫沉淀池，既不堵塞下游管道又可以降低大大减少滤液泵启动次数，降低吸收塔液位。优点：1、 这些水全部为浓度低基本纯净的干净水，排放不影响下游设备，不会堵塞系统。2、 这一部分水量大概有1015立方/小时的流量，如果改造后也可以大大降低吸收塔运行液位。3、 此改造方案成本低，只需加一总管至脱硫沉淀池，将这些水外排雨水井。缺点：如果排放管道堵塞，影响设备冷却效果，易损坏设备，但可以通过在管道终端设置开放式可观察孔，铺设管道时采取斜坡式敷设，同时，这些水属于浓度很低的基本干净的水，堵塞几率小。实施方案：建议将脱水机底部至磨机房地沟的滤布冲洗水、1、2号磨机再循环泵轴封水、A、B、C石灰石供浆泵轴封水、除雾器AB泵的轴封、工艺水泵A、B的轴封水全部汇集在同一管道排放至脱硫沉淀池，在管道终端设置开放式可观察孔，铺设管道时采取斜坡式敷设。改造方案二：滤液泵出口管改造，滤液泵出口与磨机入口连接，将滤液池的滤液水打至磨机入口，采用滤液水制浆脱硫运行目前存在的问题：吸收塔定期冲洗，低负荷时吸收塔液位呈现正增长，废水一直投运，废水处理能力低，低负荷加高硫煤时供浆量增大，吸收塔液位上涨幅度更大，如果不外排，基本是每小时0.7米的速度上涨，造成吸收塔液位高，脱硫效率差，除雾器易堵塞；即使将多余的浆液切换至事故浆液箱，容量也远远不够，所以目前运行中一直采取通过B滤液泵 外排至雨水井的方式维持运行，此方式虽然很好的解决了吸收塔液位的问题，但同时带来了雨水井及相关管道浆液堵塞难以清理、环境污染和大量水资源的浪费问题，与我厂的经济稳定运行相违背，为此做出以下改造。将B滤液泵出口管一路改造至石灰石磨机的入口，替代制浆时所用的工艺水，一方面解决了吸收塔多余的浆液无去处的问题，一方面可以使滤液池浓度3-4.5%的浆液回收利用，避免大量水资源的浪费。改造后的优点：1、低负荷吸收塔液位高时，可以启动B滤液泵制浆，替代磨机入口加入的水，滤液池的浆液浓度3-4.5%，大多为未反应完