節(jié)能100例之濕法脫硫系統(tǒng)節(jié)能降耗措施內(nèi)容如下：

適應(yīng)范圍：石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)

目前石灰石-石膏濕法脫硫工藝，存在的典型問題包括：GGH和除霧器積灰、結(jié)垢堵塞，造成增壓風(fēng)機電耗上升，脫硫運行周期短；對于采用液柱噴淋塔的脫硫系統(tǒng)，吸收塔內(nèi)末級噴淋管道及噴嘴經(jīng)常發(fā)生堵塞，影響脫硫效率，為滿足煙氣SO2排放標(biāo)準(zhǔn)，被迫增開漿液循環(huán)泵，脫硫耗電率增加；脫硫廢水系統(tǒng)運行困難甚至無法運行，廢水處理費用高等。

在滿足SO2達標(biāo)排放的前提下，通過吸收系統(tǒng)運行優(yōu)化、煙氣系統(tǒng)運行優(yōu)化、增壓風(fēng)機與引風(fēng)機串聯(lián)運行優(yōu)化、公用系統(tǒng)（制漿、脫水等）運行優(yōu)化達到脫硫系統(tǒng)穩(wěn)定運行及節(jié)電目的。

《燃煤電廠節(jié)能降耗技術(shù)推廣應(yīng)用目錄》中提出了脫硫系統(tǒng)運行優(yōu)化措施，其它優(yōu)化措施與案例還有：

1入爐煤含硫量摻配

在全年入爐煤含硫量可控的前提下，要通過精心制定摻配煤措施，保持入爐煤含硫量均勻，避免局部時段SO2排放超標(biāo)；特別在高負(fù)荷時段，通過降低入爐煤含硫量，創(chuàng)造條件少運行漿液循環(huán)泵。

應(yīng)用案例：楊柳青熱電廠針對四期脫硫系統(tǒng)增容改造后電耗增加和摻燒褐煤過程中SO2排放容易超標(biāo)的問題，組織專業(yè)人員對脫硫設(shè)計資料中“SO2-Sar”的關(guān)系進行辨析、修正，得出符合實際情況的脫硫入口煙氣“SO2濃度-Sad/Cad”新的準(zhǔn)則關(guān)聯(lián)式，確定最佳入爐煤硫份，提出《配煤摻燒與達標(biāo)排放研究報告》，編制《配煤計算器》，制定《二氧化硫達標(biāo)排放控制措施》，同時對四期脫硫系統(tǒng)四臺漿液循環(huán)泵運行方式進行優(yōu)化組合，取得良好效果。

2原、凈煙氣CEMS測點優(yōu)選比對

部分電廠使用便攜式煙氣分析儀對脫硫吸收塔進、出口SO2含量進行實測，判斷吸收塔的真實脫硫效率，分析CEMS測量準(zhǔn)確性，及時做好CEMS測點的標(biāo)定工作。同時，發(fā)現(xiàn)由于煙氣流場分布不均，CEMS探頭的安裝位置對脫硫效率指標(biāo)有較大影響，通過試驗、比對，優(yōu)選CEMS測點位置，使脫硫效率指示達到最優(yōu)值，為實現(xiàn)達標(biāo)排放和停運漿液循環(huán)泵創(chuàng)造了條件。

3使用脫硫添加劑

脫硫添加劑具有表面活性，催化氧化，促進SO2的直接反應(yīng)，加速CaCO3的溶解，促進CaSO3迅速氧化成CaSO4，強化CaSO4的沉淀，降低液氣比，減少鈣硫比，減少水分的蒸發(fā)等作用。經(jīng)許多電廠使用，證明在相同工況下，使用添加劑后能明顯提高脫硫效率。部分電廠將脫硫添加劑作為日常運行的常規(guī)控制手段，在入爐煤含硫量不超過0.8%的情況下，能做到大部分時段保持兩臺漿液循環(huán)泵運行，大大降低了脫硫廠用電率，增加上網(wǎng)電量所取得的效益遠超過添加劑的使用成本。

4防止GGH結(jié)垢、堵塞，降低GGH漏風(fēng)

GGH積灰結(jié)垢問題目前仍沒有從根本上得到解決，是困擾脫硫系統(tǒng)長周期安全經(jīng)濟運行的主要因素。煙氣流速對GGH堵塞有較大影響，當(dāng)鍋爐存在氧量高、尾部煙道漏風(fēng)率大、排煙溫度高、除塵器效果差（煙塵含量高）等情況時，煙氣容積流量和攜帶煙塵增加，流速增加造成漿液攜帶量增加，會加劇GGH堵塞。在設(shè)法降低煙氣流速、提高除塵效率的同時，還應(yīng)在GGH吹灰、沖洗等方面采取措施：

1）根據(jù)GGH差壓，優(yōu)化吹灰：

a.正常運行滿負(fù)荷時GGH單側(cè)差壓小于設(shè)計值，吹灰頻率為8小時一次，每次吹灰時間不少于一個來回行程。

b.正常運行滿負(fù)荷時GGH單側(cè)差壓大于1.2倍設(shè)計值，每班要及時增加1-2次吹灰。若GGH單側(cè)差壓繼續(xù)升高，要及時投入GGH蒸汽連續(xù)吹灰。

c.吹灰壓力為1.0-1.2MPa，最高蒸汽吹灰壓力不得大于1.3MPa。

2）高壓水沖洗：

a.正常運行滿負(fù)荷GGH單側(cè)差壓達到1.5倍設(shè)計值時，及時進行在線高壓水沖洗，沖洗頻率為8小時一次。高壓水沖洗時同時投入連續(xù)蒸汽吹灰，觀察GGH差壓有降低趨勢時，繼續(xù)執(zhí)行以上操作。

b.高壓沖洗水壓力為10.5-12MPa（壓力低于10MPa沖洗效果不好；陽邏等電廠達到15MPa，沖洗效果較好），但不要高于15MPa，否則可能對搪瓷傳熱元件造成較大傷害。

c.在投入高壓水沖洗前，要對沖洗噴嘴進行檢查清理，防止噴嘴堵塞，沖洗過程中可通過沖洗水壓力的上升判斷是否存在噴嘴堵塞情況。

d.若上述操作GGH差壓仍不變時，停止高壓水沖洗，高壓水沖洗按正常的定期工作執(zhí)行，投入蒸汽吹灰程序，并增加蒸汽吹灰次數(shù)。

e.利用停機機會對GGH進行化學(xué)沖洗，或聘請專業(yè)清洗公司采用高壓沖洗車對GGH進行水沖洗，徹底清除GGH內(nèi)灰垢。

3）對GGH進行壓縮空氣在線吹掃

南通等電廠GGH日常運行中采用壓縮空氣吹掃程序進行循環(huán)吹掃，壓縮空氣壓力約為0.7-0.8MPa。配合GGH大通道波形改造，采用壓縮空氣循環(huán)清掃后，能降低蒸汽吹灰頻次，基本不需進行高壓水沖洗，GGH阻力得到有效控制。

4）部分電廠通過對GGH換熱片更換、改造成大通道波形，對緩解GGH積灰結(jié)垢取得明顯效果，詳見改造案例。

5）降低GGH漏風(fēng)率GGH漏風(fēng)率上升后，將造成脫硫效率下降等一系列問題，部分電廠不注意對GGH漏風(fēng)率的控制，運行中GGH漏風(fēng)率達到2-3%以上。解決的辦法，一是加強GGH漏風(fēng)率的監(jiān)測與分析，發(fā)現(xiàn)問題及時采取措施；二是確保低泄漏風(fēng)系統(tǒng)運行正常，在檢修中檢查分析密封系統(tǒng)結(jié)構(gòu)正常、合理；三是確保GGH轉(zhuǎn)子對中正確，殼體不變形，外殼保溫良好，防止運行中發(fā)生卡澀；四是對密封間隙進行合理調(diào)整，必要時對密封型式進行改造，如采用雙密封型式等。

5優(yōu)化除霧器系統(tǒng)運行方式

優(yōu)化除霧器系統(tǒng)運行方式，防止除霧器結(jié)垢、堵塞和超溫。

防止除霧器堵塞：

1）根據(jù)機組負(fù)荷、原凈煙氣流量，選擇除霧器不同負(fù)荷下的沖洗程序，除霧器差壓高于100Pa時，手動增加除霧器沖洗水運行時間，保證除霧器差壓正常，無特殊原因不得停止除霧水泵運行。

2）做好吸收塔的水平衡工作。當(dāng)工藝水、除霧水系統(tǒng)閥門存在內(nèi)漏或廢水不能外排等原因造成吸收塔液位高，除霧器沖洗程序不能正常投入時，要及時處理，確保除霧器沖洗程序正常投入。

3）合理控制除霧器沖洗水壓力，既要保證沖洗水壓力足夠，沖洗效果良好，又要控制沖洗水壓力不能過高，以防除霧器沖洗管超壓爆裂或因沖擊造成焊口脫焊，影響沖洗效果，一般控制沖洗水壓力0.5Mpa左右。

4）除霧器沖洗水噴嘴堵塞也是造成沖洗效果不好的一個主要因素，對沖洗水噴嘴應(yīng)逢停必檢、必清，保證沖洗效果。

5）除霧器堵塞，除了與沖洗頻率、沖洗效果有關(guān)，還受其它眾多因素影響，如吸收塔漿液密度、吸收塔氧化空氣量及亞硫酸鈣濃度、吸收塔液位、吸收塔內(nèi)煙氣流速、除霧器布置高度與噴淋層距離等，要采取綜合措施做好各項參數(shù)優(yōu)化工作。

防止除霧器超溫：

原煙氣溫度超過限值，除霧器可能超溫發(fā)生變形，使阻力增加，影響除霧效果，造成凈煙氣濕度升高，加劇GGH積灰。因此要采取措施防止除霧器超溫。

1）加強原煙氣溫度監(jiān)視，當(dāng)煙氣溫度超過175℃時，及時聯(lián)系進行燃燒調(diào)整或降低機組負(fù)荷。

2）旁路未拆除的脫硫機組，原煙氣入口煙溫超過180℃時，檢查旁路自動開啟，否則手動打開。

3）旁路已拆除的脫硫機組，原煙氣入口煙溫超過180℃時，及時投入事故噴淋和除霧器沖洗。

除霧器沖洗水泵運行優(yōu)化案例：運河電廠兩臺330MW機組脫硫系統(tǒng)，原設(shè)計A、B、C三臺除霧器沖洗水泵，A、C泵各單獨供一臺機組脫硫除霧器沖洗水，B泵作為兩臺機組除霧器沖洗水備用泵，正常A、C泵運行。減少一臺除霧器沖洗水泵運行，調(diào)整除霧器程控沖洗啟動時間間隔，避開兩臺機組除霧器沖洗水門同時開啟，停運A、C除霧水泵，只運行B泵，供兩臺爐脫硫除霧器沖洗用水，沖洗效果良好，每小時節(jié)電29.5KW。

6漿液PH值和密度優(yōu)化控制

實踐證明，當(dāng)漿液PH值在5.3-5.8范圍時，隨著PH值的上升，脫硫效率也隨之上升；當(dāng)PH值超過5.8時，脫硫效率上升的幅度不再顯著，并有可能造成漿液噴嘴結(jié)垢（特別是對采用托盤技術(shù)的機組，為防止?jié){液結(jié)成硬垢，一般PH值控制比無托盤的機組低些）。因此，運行中應(yīng)通過試驗，將PH值控制在5.8左右的最佳值，為停運漿液循環(huán)泵創(chuàng)造條件（少數(shù)電廠PH值控制在5.8-6.3范圍，也能達到最佳效果）。

同時，要加強對PH值和漿液密度的實測和比對，定期對管路進行沖洗，保持表計準(zhǔn)確。必要時應(yīng)對相關(guān)測點的安裝位置進行改造，防止形成流動死區(qū)或管路堵塞。通過校準(zhǔn)測點和對供漿管路進行優(yōu)化改造，實現(xiàn)吸收塔自動供漿，保持PH值和漿液密度相對穩(wěn)定，避免PH值大幅度波動或長期偏離最佳值。