2.3浆液循环泵的节能改造
浆液循环泵的投用数量和组合方式会直接影响液/气比和脱硫用电单耗。原脱硫系统正常运行时A、B、C三台浆液循环泵均同时运行,电机功率分别是800kW、710kW、630kW,2009年,经过研究分析,对循环泵基础、电机进行了初步改造,将A浆液循环泵电机换为B浆液循环泵电机,B浆液循环泵电机换为C浆液循环泵电机,C浆液循环泵电机换为A浆液循环泵电机,并对更换后循环泵电机运行电流进行了计算,结果如表2所示,电机额定电流可以满足正常运行要求。
更换电机后,A、B、C浆液循环泵分别配备710kW、630kW、800kw电机,且与原电机级数相同,电机转速基本一致。增容后电机电缆、开关不需要更换,开关保护定值按更换后的电机容量整定,有效减少了电机空载损耗,实现了电能的节约。
表2浆液循环泵电机更换后参数
另外,浆液循环泵的叶轮和过流部件长时间运行会出现严重磨损、腐蚀现象,电流、压力参数值会出现下降趋势,泵的工作性能降低,因此及时更换严重磨损的过流部件可以在保证脱硫效率的前提下,减少投入工作的循环泵台数,有利于经济运行。2010年4月对2号机组进行小修时,发现2号机组的3台循环泵内套冲刷腐蚀严重,对其进行了更换,通过2个月的运行观察,运行工况良好。
2.4脱硫添加剂的使用
在对浆液循环泵电机改造的基础上,保证吸收塔管路畅通的情况下,也加强对脱硫添加剂的效果实验,提高设备的节能指标。经过深入的调研与为期两轮的分阶段使用试验,脱硫添加剂在脱硫节能工作中得到了实际应用,节能效果显著。
①节约能耗:在保证现有脱硫效率的前提下,负荷适当时,可停止一台浆液循环泵的运行。三台浆液循环泵功率分别为710kW、630kW、800kW。初步按停运最小功率630kW浆液计算,该浆液循环泵平均运行电流为55A,平均功率为500kW。每台炉年节约电量为:500×7200=360万度。每台炉年增加电费收入为360×0.462=166.32万元。
②当磨石粉厂来的石灰石粉颗粒度略超标时,该石灰石仍可充分反应,减少吸收塔内的沉积,减少结垢堵塞,并在一定程度上减少了设备的维护费用。
③由于石膏中携带的碳酸钙含量减少,故可减少部分石灰石粉的用量。
④可提高浆液循环泵的备用系数,间接的保证脱硫系统的稳定运行。
⑤可以降低脱硫系统工艺水的使用量,降低厂用耗水量。
经过两个阶段的试验分析,即采用2台浆液循环泵+脱硫添加剂的运行方式是最佳节能运行方式(如图1),每天每台炉实际使用添加剂为80kg,在原设计范围内,锅炉满负荷运行时即使开启两台石膏浆液循环泵,也能达到良好的脱硫效率,并且按照每台炉停运泵功率800kW计算,单台炉年节约厂用电800×7200=576万度。
在使用添加剂后,石灰石粉的使用量随之下降,同时也会降低公司磨石粉厂运行成本,石灰石浆液的使用量下降,脱硫系统的工艺水耗也将减少。综合可得单台炉脱硫在经过使用添加剂后,每年给公司增加效益500万元以上。
图1脱硫添加剂的节能作用
2.5密封风机加热器的改造
脱硫烟道挡板密封风电加热器每台额定功率为219kW,正常使用时功率是150kW。电加热器出口密封风温度达到80~120℃,实际运行中,温度为89℃,自投运以来,该电加热器存在一系列问题:
①由于电加热器加热管设备本身制造的缺陷,经常损坏,造成加热效果下降,出口风温达不到要求,而加热管故障后,又只能在机组停机大小修期间才能更换,影响脱硫系统的安全稳定运行。
②加热元件经常出现电气故障,造成电加热器加热效率下降,出口风温达不到要求。
③电加热实际运行中,出口风温偏低,脱硫烟道挡板为百叶窗式,采用机械密封的双重密封结构,密封温度低,会造成挡板叶片两侧差变大,热应力增大,加大了挡板叶片变形的风险,影响了脱硫系统的安全稳定运行。
④该加热器长期运行,其经济性能差。
经过研究分析,确定利用厂用蒸汽进行改造:宁海电厂现有压力0.8~0.9MPa、温度为210~280℃的厂用蒸汽,利用厂用蒸汽加热替代电加热器。从安全可靠性及设备检修维护方面考虑,将电加热器改为蒸汽加热器是可行的,蒸汽加热器所需蒸汽管道从辅汽管道接出一个DN80的支管,从加热器蒸汽母管分别引出一个DN65的支管引至旁路烟道下管架后分别引出两根支管与蒸汽加热器连接,蒸汽管道及加热器设置疏水引至机组回收水槽。实践证明,改造后的运行效果良好,且年节省电费约50万元。
3结论
按照脱单位质量SO2相对生产成本最低的要求确定FGD装置的运行工况,可以很好的兼顾FGD装置的环保效益和经济效益。按此理论,对宁海电厂4台600MW机组FGD装置的运行进行优化及设备改造,在一定程度上起到了节能降耗,提高装置性能等效果,节省了脱硫单耗,带来了一定的经济效益。当然,运行优化的前提是稳定运行,但目前还有许多常见的运行问题影响脱硫装置的稳定运行,应根据具体情况采取相应的措施。
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