湿法脱硫系统节能降耗措施.doc

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1、湿法脱硫系统节能降耗措施适应范围：石灰石-石膏湿法脱硫系统目前石灰石-石膏湿法脱硫工艺，存在的典型问题包括：GGH和除雾器积灰、结垢堵塞，造成增压风机电耗上升，脱硫运行周期短；对于采用液柱喷淋塔的脱硫系统，吸收塔内末级喷淋管道及喷嘴经常发生堵塞，影响脱硫效率，为满足烟气SO2排放标准，被迫增开浆液循环泵，脱硫耗电率增加；脱硫废水系统运行困难甚至无法运行，废水处理费用高等。 在满足SO2达标排放的前提下，通过吸收系统运行优化、烟气系统运行优化、增压风机与引风机串联运行优化、公用系统（制浆、脱水等）运行优化达到脱硫系统稳定运行及节电目的。 燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录中提出了脱硫系统运行优化措

2、施，其它优化措施与案例还有：1入炉煤含硫量掺配 在全年入炉煤含硫量可控的前提下，要通过精心制定掺配煤措施，保持入炉煤含硫量均匀，避免局部时段SO2排放超标；特别在高负荷时段，通过降低入炉煤含硫量，创造条件少运行浆液循环泵。 应用案例：杨柳青热电厂针对四期脱硫系统增容改造后电耗增加和掺烧褐煤过程中SO2排放容易超标的问题，组织专业人员对脱硫设计资料中“SO2-Sar”的关系进行辨析、修正，得出符合实际情况的脱硫入口烟气“SO2浓度-Sad/Cad”新的准则关联式，确定最佳入炉煤硫份，提出配煤掺烧与达标排放研究报告，编制配煤计算器，制定二氧化硫达标排放控制措施，同时对四期脱硫系统四台浆液循环泵运行

3、方式进行优化组合，取得良好效果。2原、净烟气CEMS测点优选比对 部分电厂使用便携式烟气分析仪对脱硫吸收塔进、出口SO2含量进行实测，判断吸收塔的真实脱硫效率，分析CEMS测量准确性，及时做好CEMS测点的标定工作。同时，发现由于烟气流场分布不均，CEMS探头的安装位置对脱硫效率指标有较大影响，通过试验、比对，优选CEMS测点位置，使脱硫效率指示达到最优值，为实现达标排放和停运浆液循环泵创造了条件。3使用脱硫添加剂 脱硫添加剂具有表面活性，催化氧化，促进SO2的直接反应，加速CaCO3的溶解，促进CaSO3迅速氧化成CaSO4，强化CaSO4的沉淀，降低液气比，减少钙硫比，减少水分的蒸发等作用

4、。经许多电厂使用，证明在相同工况下，使用添加剂后能明显提高脱硫效率。部分电厂将脱硫添加剂作为日常运行的常规控制手段，在入炉煤含硫量不超过0.8%的情况下，能做到大部分时段保持两台浆液循环泵运行，大大降低了脱硫厂用电率，增加上网电量所取得的效益远超过添加剂的使用成本。4防止GGH结垢、堵塞，降低GGH漏风 GGH积灰结垢问题目前仍没有从根本上得到解决，是困扰脱硫系统长周期安全经济运行的主要因素。烟气流速对GGH堵塞有较大影响，当锅炉存在氧量高、尾部烟道漏风率大、排烟温度高、除尘器效果差（烟尘含量高）等情况时，烟气容积流量和携带烟尘增加，流速增加造成浆液携带量增加，会加剧GGH堵塞。在设法降低烟气

5、流速、提高除尘效率的同时，还应在GGH吹灰、冲洗等方面采取措施：1）根据GGH差压，优化吹灰：a.正常运行满负荷时GGH单侧差压小于设计值，吹灰频率为8小时一次，每次吹灰时间不少于一个来回行程。b.正常运行满负荷时GGH单侧差压大于1.2倍设计值，每班要及时增加1-2次吹灰。若GGH单侧差压继续升高，要及时投入GGH蒸汽连续吹灰。c.吹灰压力为1.0-1.2MPa，最高蒸汽吹灰压力不得大于1.3MPa。2）高压水冲洗：a.正常运行满负荷GGH单侧差压达到1.5倍设计值时，及时进行在线高压水冲洗，冲洗频率为8小时一次。高压水冲洗时同时投入连续蒸汽吹灰，观察GGH差压有降低趋势时，继续执行以上操作

6、。b.高压冲洗水压力为10.5-12MPa（压力低于10MPa冲洗效果不好；阳逻等电厂达到15MPa，冲洗效果较好），但不要高于15MPa，否则可能对搪瓷传热元件造成较大伤害。c.在投入高压水冲洗前，要对冲洗喷嘴进行检查清理，防止喷嘴堵塞，冲洗过程中可通过冲洗水压力的上升判断是否存在喷嘴堵塞情况。d.若上述操作GGH差压仍不变时，停止高压水冲洗，高压水冲洗按正常的定期工作执行，投入蒸汽吹灰程序，并增加蒸汽吹灰次数。e.利用停机机会对GGH进行化学冲洗，或聘请专业清洗公司采用高压冲洗车对GGH进行水冲洗，彻底清除GGH内灰垢。3）对GGH进行压缩空气在线吹扫 南通等电厂GGH日常运行中采用压缩空

7、气吹扫程序进行循环吹扫，压缩空气压力约为0.7-0.8MPa。配合GGH大通道波形改造，采用压缩空气循环清扫后，能降低蒸汽吹灰频次，基本不需进行高压水冲洗，GGH阻力得到有效控制。4）部分电厂通过对GGH换热片更换、改造成大通道波形，对缓解GGH积灰结垢取得明显效果，详见改造案例。5）降低GGH漏风率GGH漏风率上升后，将造成脱硫效率下降等一系列问题，部分电厂不注意对GGH漏风率的控制，运行中GGH漏风率达到2-3%以上。解决的办法，一是加强GGH漏风率的监测与分析，发现问题及时采取措施；二是确保低泄漏风系统运行正常，在检修中检查分析密封系统结构正常、合理；三是确保GGH转子对中正确，壳体不变

8、形，外壳保温良好，防止运行中发生卡涩；四是对密封间隙进行合理调整，必要时对密封型式进行改造，如采用双密封型式等。5优化除雾器系统运行方式 优化除雾器系统运行方式，防止除雾器结垢、堵塞和超温。 防止除雾器堵塞：1）根据机组负荷、原净烟气流量，选择除雾器不同负荷下的冲洗程序，除雾器差压高于100Pa时，手动增加除雾器冲洗水运行时间，保证除雾器差压正常，无特殊原因不得停止除雾水泵运行。2）做好吸收塔的水平衡工作。当工艺水、除雾水系统阀门存在内漏或废水不能外排等原因造成吸收塔液位高，除雾器冲洗程序不能正常投入时，要及时处理，确保除雾器冲洗程序正常投入。3）合理控制除雾器冲洗水压力，既要保证冲洗水压力足

9、够，冲洗效果良好，又要控制冲洗水压力不能过高，以防除雾器冲洗管超压爆裂或因冲击造成焊口脱焊，影响冲洗效果，一般控制冲洗水压力0.5Mpa左右。4）除雾器冲洗水喷嘴堵塞也是造成冲洗效果不好的一个主要因素，对冲洗水喷嘴应逢停必检、必清，保证冲洗效果。5）除雾器堵塞，除了与冲洗频率、冲洗效果有关，还受其它众多因素影响，如吸收塔浆液密度、吸收塔氧化空气量及亚硫酸钙浓度、吸收塔液位、吸收塔内烟气流速、除雾器布置高度与喷淋层距离等，要采取综合措施做好各项参数优化工作。防止除雾器超温： 原烟气温度超过限值，除雾器可能超温发生变形，使阻力增加，影响除雾效果，造成净烟气湿度升高，加剧GGH积灰。因此要采取措施防

10、止除雾器超温。1）加强原烟气温度监视，当烟气温度超过175时，及时联系进行燃烧调整或降低机组负荷。2）旁路未拆除的脱硫机组，原烟气入口烟温超过180时，检查旁路自动开启，否则手动打开。3）旁路已拆除的脱硫机组，原烟气入口烟温超过180时，及时投入事故喷淋和除雾器冲洗。 除雾器冲洗水泵运行优化案例：运河电厂两台330MW机组脱硫系统，原设计A、B、C三台除雾器冲洗水泵，A、C泵各单独供一台机组脱硫除雾器冲洗水，B泵作为两台机组除雾器冲洗水备用泵，正常A、C泵运行。减少一台除雾器冲洗水泵运行，调整除雾器程控冲洗启动时间间隔，避开两台机组除雾器冲洗水门同时开启，停运A、C除雾水泵，只运行B泵，供两台

11、炉脱硫除雾器冲洗用水，冲洗效果良好，每小时节电29.5KW。6浆液PH值和密度优化控制 实践证明，当浆液PH值在5.3-5.8范围时，随着PH值的上升，脱硫效率也随之上升；当PH值超过5.8时，脱硫效率上升的幅度不再显著，并有可能造成浆液喷嘴结垢（特别是对采用托盘技术的机组，为防止浆液结成硬垢，一般PH值控制比无托盘的机组低些）。因此，运行中应通过试验，将PH值控制在5.8左右的最佳值，为停运浆液循环泵创造条件（少数电厂PH值控制在5.8-6.3范围，也能达到最佳效果）。 同时，要加强对PH值和浆液密度的实测和比对，定期对管路进行冲洗，保持表计准确。必要时应对相关测点的安装位置进行改造，防止形成流动死区或管路堵塞。通过校准测点和对供浆管路进行优化改造，实现吸收塔自动供浆，保持PH值和浆液密度相对稳定，避免PH值大幅度波动或长期偏离最佳值。5