660MW机组脱硫吸收塔双入口
关于脱硫吸收塔脱硫效率低的原因分析
（作者单位：大唐环境产业集团股份有限公司特许经营分公司）关于脱硫吸收塔脱硫效率低的原因分析◎康宁大唐巩义发电有限责任公司1号机组为660MW 超超临界燃煤机组，烟气脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺（以下简称FGD ），在设计煤种、锅炉BMCR 工况、处理100%烟气量条件下保证脱硫装置入口SO 2浓度≤4098mg/m 3（标态、干基、6%O 2）时，脱硫装置出口SO 2浓度≤35mg/m 3（标态、干基、6%O 2），脱硫效率≥99.15%。
自2020年3月5号启机以来，出现脱硫效率偏低的状况，相比以往，相同的工况和入口SO 2浓度下，需要多开两台浆液循环泵，使脱硫系统运行成本显著增加，同时影响机组带高负荷运行。
由于机组仍在运行中，主要从以下方面进行检查分析：（1）二氧化硫在线测量仪表（CEMS ）检查，具体表现为在线测量仪表失真会使测量结果不真实，不能准确反映烟道内SO 2浓度值，导致脱硫效率偏离正常值。
检查结果发现在线仪表实测净烟气中SO 2含量为27mg/m 3，折算后上传至国家环保中心的数值为29.6mg/m 3，现场实际测量发现净烟气中SO 2含量为14mg/m 3，折算后为15.5mg/m 3，偏差14.1mg/m 3，误差较大。
（2）石灰石品质化验分析，石灰石化验结果如下：CaO 含量为52.91%，MgO 含量为0.45%，满足石灰石CaO 含量≥50.4%，MgO 含量≤1.2%的要求。
（3）湿磨机碾磨后石灰石浆液化验分析，石灰石浆液中石灰石粒径较大（过筛率31.34%，325目），远小于90%通过325目筛的设计要求。
石灰石粒径越大，其表面积越小，吸收速率越慢，浆液活性降低。
（4）液气比/气液流场对1号机脱硫效率影响分析。
5台浆液循环泵运行电流和出口压力与2019年12月份工况对比如下：循环泵电流和出口压力均出现了不同程度的变化，电流下降则证明输送至喷淋层的浆液流量下降，吸收塔的Ca/S 和液气比均有所下降。
脱硫题库660MW
660MW生产准备脱硫培训题编写：吴国庆一、填空1、我厂锅炉采用（低NOx燃烧）+（SCR脱硝技术），能够实现机组的全负荷脱硝。
按脱硝效率不小于86%计算，脱硝出口NOx 指标为（≤50）mg/Nm3。
2、脱硫工艺采用（石灰石－石膏湿法）脱硫工艺，锅炉燃煤设计煤种含硫量为 2.4%，脱硫效率≥99.37%，脱硫后烟气二氧化硫浓度≤（35）mg/Nm3，采用（双吸收塔双循环）的湿法脱硫工艺。
3、从引风机出来的烟气，通过（低温省煤器）后进入一级吸收塔和二级吸收塔进行脱硫净化，烟气在（吸收塔）内脱硫净化，并经塔内除雾器除去水雾进入湿式静电除尘器，进一步除尘后通过净烟道进入烟囱排放。
4、吸收塔系统是整个FGD的核心部分。
SO2、SO3、HF和HCl 将在吸收塔内被（脱除和氧化），石膏也将在吸收塔内（结晶和生成）。
5、通过控制石灰石浆液加入量，控制吸收塔浆池的PH值约（5-6）。
pH值的大小是浆池内石灰石反应活性和钙硫摩尔比的综合反映。
烟气进入吸收塔后，90 折向朝上流动，与自喷淋层而下的浆液进行大液气比接触，烟气中的SO2被吸收浆液洗涤，并与浆液中的（CaCO3）发生化学反应，完成烟气脱硫。
6、一级吸收塔内喷淋层上部布置二级除雾器（一级屋脊式+一级管式除雾器）。
二级吸收塔内喷淋层上部布置三级除雾器（二级屋脊式+一级管式除雾器）。
7、吸收塔系统主要设备包括（吸收塔）、（浆液循环泵）和（氧化风机）。
8、事故浆液箱设2台（浆液返回泵）；泵的容量应满足（15）小时内排空事故浆液箱有效容积浆液量9、脱硫系统产生的脱硫终产物主要成分是（二水硫酸钙（二水石膏））。
10、由于脱硫石膏中还含有少量的石灰石残留物，因而使得脱硫石膏呈（弱碱性(pH=7～8)）11、BMCR工况下，一级吸收塔脱硫效率为（85.57）%，二级吸收塔脱硫效率为（95.62）%。
12、吸收塔在运行状态时，至少要有（3）台搅拌器运行，至少（2）台循环泵运行13、在同一时刻进行关闭操作的循环泵不超过（一）台，以避免地坑满溢。
660 MW机组湿法烟气脱硫双入口吸收塔内烟气流场模拟
660 MW机组湿法烟气脱硫双入口吸收塔内烟气流场模拟白云峰;崔一尘;汪洋;吴树志;高翔;骆仲泱;岑可法
【期刊名称】《热力发电》
【年(卷),期】2009(38)1
【摘要】湿法烟气脱硫(WFGD)的双入口吸收塔烟道布置方案与传统单入口吸收塔布置方案相比,具有能耗低、占地面积小的优点.以桌电厂660 MW燃煤机组为例,对双入口和单入口吸收塔的烟气流场分别进行数值模拟.结果表明,双入口吸收塔烟道布置方式入口不易积垢、流场均匀度好,是一种更为优越的湿法烟气脱硫系统的设计方案.
【总页数】5页(P14-18)
【作者】白云峰;崔一尘;汪洋;吴树志;高翔;骆仲泱;岑可法
【作者单位】浙江大学能源清洁利用国家重点实验室,浙江,杭州,310027;北京博奇电力科技有限公司,北京,100022;北京博奇电力科技有限公司,北京,100022;北京博奇电力科技有限公司,北京,100022;浙江大学能源清洁利用国家重点实验室,浙江,杭州,310027;浙江大学能源清洁利用国家重点实验室,浙江,杭州,310027;浙江大学能源清洁利用国家重点实验室,浙江,杭州,310027
【正文语种】中文
【中图分类】TM628
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(脱硫专业)660MW运行反措及预案
2×660MW机组（脱硫除灰专业部分）运行反措及预案目录2、吸收塔亚硫酸根高 (3)3、吸收塔浆液起泡 (4)4、工艺水中断 (4)5、脱硫系统防止脱硫效率低于90％的预防措施 (5)6、脱硫效率低于90％时应急处理预案 (6)7、热控盘电源中断 (7)2、吸收塔亚硫酸根高2.1后果1)石膏浆液呈黏糊状，无法脱水，且造成滤布堵塞；2)吸收塔氧化反应困难，脱硫效率下降，严重时FGD系统无法运行。
2.2现象1)石膏浆液呈黏糊状，无法脱水；2)脱硫效率降低。
2.3原因1)FGD入口SO2浓度过高；2)氧化风管堵塞，或氧化风喷管脱落；3)氧化风机出力不够；4)PH值过高运行。
2.4处理1)若FGD入口SO2浓度过高，联系值长，增加循环泵运行或机组降负荷，降PH值至5.0左右运行；2)运行中风机出力不够，联系检修处理，启备用氧化风机；3)调整PH值在正常范围内运行。
4)亚硫酸根过高、氧化风管堵塞、氧化风喷管脱落，一时处理不好，申请停炉，保持氧化风机运行，将吸收塔亚硫酸钙氧化为硫酸钙。
2.5防范措施1)操作员认真监盘，将PH值控制在正常范围内，加强对氧化风机参数监视；2)FGD入口SO2浓度过高时，及时调整脱硫运行工况；3)按时巡检氧化风机，发现缺陷尽快联系检修处理；4)化验人员及时化验，为操作员提供准确数据。
3、吸收塔浆液起泡3.1后果造成系统外排水增大，工艺水补水量增大，石膏浆液浓度不上涨。
3.2现象1)DCS上液位指示未达到溢流值而就地溢流大；2)溢流出来的浆液带有很多泡沫。
3.3原因1)锅炉投油，进吸收塔的烟气含杂质多；2)电除尘器故障，除尘效率低，FGD入口烟尘浓度高；3)工艺水水质不合格；4)石灰石杂质多。
3.4处理1)将溢流浆液打至事故浆液箱；2)若吸收塔浓度较高，加强脱水，以置换浆液；3)加快电除尘器故障处理，降低FGD入口含尘浓度；3.5防范措施1)电除尘器故障及时消缺；2)加强工艺水及石灰石成份的化验。
660MW火电机组脱硫系统取消旁路挡板实践
660MW火电机组脱硫系统取消旁路挡板实践作者：王顶磊来源：《科技视界》 2013年第29期王顶磊（河北国华沧东发电有限责任公司，河北沧州 061110）【摘要】根据国家《“十二五”节能减排综合性工作方案》和地方政府的环保政策要求，各燃煤电厂要有序取消脱硫烟气旁路工作，在“十二五”期间完成此项工作。
为了响应国家环保要求，切实落实国家节能减排政策，承担社会责任，沧东发电公司已在部分机组上取消脱硫烟气旁路挡板。
本文将着重分析脱硫装置取消旁路烟气挡板需采取的应对措施，希望能给同类型机组和脱硫装置取消旁路挡板工作提供借鉴。
【关键词】脱硫系统；旁路挡板；取消；应对1 设备简介国华沧电二期机组为660MW机组，烟气脱硫系统采用高效脱除SO2的湿法石灰石－石膏工艺。
该套烟气脱硫系统（脱硫系统）处理烟气量为机组（2×660MW）100％的烟气量，沧东电厂的脱硫系统系统由以下子系统组成：吸收塔系统、烟气系统、石膏脱水系统、石灰石制备系统、公用系统、排放系统、废水处理系统。
吸收塔采用逆流喷淋塔，烟气由侧面进气口进入吸收塔，并在上升区与雾状浆液逆流接触，处理后的烟气从吸收塔顶部排出至烟囱。
每个吸收塔配置3台循环泵。
脱硫后的烟气流向装在吸收塔顶部出口处的除雾器。
在这个过程中，烟气与吸收塔喷嘴喷出的再循环浆液进行有效的接触。
烟道设有旁路系统，旁路挡板在吸收塔系统运行时关闭。
当吸收塔系统停运、事故或维修时，脱硫系统进口挡板和出口挡板关闭，旁路挡板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。
2 改造前增压风机停运带负荷试验由于停机同时需进行脱硝系统改造、引风机静叶改造、脱硫旁路档板拆除等工作，锅炉烟风道阻力产生了较大变化，为测试该机组在旁路档板关闭、增压风机停运的情况下的最大安全运行负荷，并为下一步旁路档板拆除以后增压风机跳闸触发RB保护的正确动作积累数据，该机组停机前进行了增压风机停运带负荷试验。
试验工况：1）机组负荷450MW，投入CCS协调模式。
660MW机组脱硫脱硝A级检修项目
660MW机组脱硫脱硝A级检修项目序号检修项目检修范围及内容1 #1脱硫吸收塔系统检修（衬胶修补发包方单独外委，承包方配合）吸收塔除雾器检查修补：包括除雾器片更换、除雾器梁衬胶检查修补、除雾器冲洗管路/阀门检查修复、除雾器冲洗喷嘴疏通、更换；吸收塔托盘及托盘梁检查、更换及衬胶修补；吸收塔喷淋系统检查修理：包括喷淋管检查修复、喷嘴疏通、检查更换，喷嘴喷射角检查调整，喷淋管内部清理；吸收塔A、B、C、D、E氧化空气管及其合金卡箍、支架检查修补，氧化风管清理、疏通；塔内部清理浆液残渣；塔防腐玻璃鳞片电火花仪检测及测厚修补，吸收塔侧壁开2个压力测量孔2 #1吸收塔A、B、C、D、E侧进式搅拌器检修测量主轴及各部配合尺寸，主轴表面做渗透探伤；机封更换、轴承油脂更换；大轴、叶片磨损腐蚀检查、必要时修补；（焊材承包方提供，型号ER2594 Φ2.4mm）搅拌器皮带轮找平，传动皮带检查调整更换；号检修项目检修范围及内容吸收塔搅拌器叶轮检查，必要时进行碳化硅修复（碳化硅修复发包方单独外委）3 #1塔浆液循环泵及其减速机解体检修A、B、C浆液循环泵解体检修。
包括叶轮测厚修补、蜗壳、护板腐蚀检查，必要时修补，轴承、机封间隙检查及更换，测量调整转子的轴向窜动量，泵、减速机、电机联轴器中心复查并重新找正；A、B、C浆液循环泵减速机齿轮、轴承检查，齿轮咬合间隙测量；（必要时返厂检修）浆液循环泵减速机冷油器清理及过滤器滤网清理更换。
减速机油泵骨架油封、联轴器齿套检查、更换；A、B、C浆液循环泵减速机换油；浆液循环泵的蜗壳、前护板如需碳化硅修复时由发包方单独外委4 #1增压风机解体检修（1台）1、清理叶片及轮毂积灰。
2、测量叶片与机壳间隙。
3、检查叶片磨损情况。
4、拆除叶片，对轮毂内叶片轴承、曲柄及其轴承、铜套、滑块及其更密封件进行检查更换。
号检修项目检修范围及内容5、液压缸整体拆除并回装、找正。
液压缸返厂检修由发包方单独外委6、检查补焊打磨机壳、扩压桶各焊缝。
某2×660MW机组烟气脱硫工程系统设计及配置
某2×660MW机组烟气脱硫工程系统设计及配置摘要：本文简要介绍了某2×660MW机组烟气脱硫工程系统设计和配置情况，并对该工程上出现的设计难点和方案创新进行了阐述，以便为国内同类型脱硫工程提供借鉴作用。
关键词：烟气脱硫、系统设计、创新1. 工程概况某发电厂一期工程建设4×600MW等级机组(即2×600+2×660MW)，一期工程1、2号机组，装设2×600MW国产超临界燃煤机组。
本设计为一期3、4号2×660MW超超临界燃煤机组脱硫工程，3号机组已于2011年1月8日通过168试运行，4号机组于2011年5月31日通过168试运行。
2. 脱硫系统设计及配置2.1 脱硫系统设计原则脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法。
每套脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的100%烟气量，当燃煤含硫量为1.8%时，脱硫效率≥96%。
脱硫设备年利用小时按7500小时考虑。
FGD系统可用率≥ 98%。
FGD装置服务寿命为30年。
2.2 脱硫系统主要工艺设计参数表1脱硫系统主要工艺设计参数2.3 主要系统介绍本工程脱硫系统主要由石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统等组成。
（1）石灰石浆液制备系统本期2×660MW机组脱硫系统两套脱硫装置设一套公用的吸收剂制备系统。
采用外购石灰石湿磨制浆方案。
本系统包括石灰石贮运系统和石灰石浆液制备系统：石灰石贮运系统主要由石灰石卸料斗、振动给料机、金属分离器、石灰石储仓、石灰石储仓除尘器等组成；石灰石浆液制备系统主要由湿式球磨机、石灰石浆液箱、石灰石浆液箱搅拌器、石灰石浆液泵组成。
石灰石储仓设置2个，2个储仓总有效容积按2台机组设计工况下至少3天的石灰石总耗量设计。
本工程配置2台湿式球磨机及浆液分离系统，每台磨机磨制石灰石的能力能满足2台炉在BMCR工况运行时FGD装置所需的吸收剂总量，每台机设计工况下石灰石耗量为：14t/h。
火电厂湿法脱硫系统脱硫塔入口烟道积垢原因分析及对策
火电厂湿法脱硫系统脱硫塔入口烟道积垢原因分析及对策关键词：湿法脱硫脱硫塔脱硫系统以某660MW机组为例，对于石灰石-石膏湿法脱硫系统中脱硫塔入口干-湿交界而区域大量积垢的原因进行了研究，分析了该区域的垢样组成，初步总结了脱硫塔入口烟道积垢的发生过程，并针对该问题提出了解决对策。
合理加装导流板来改善入口烟道气流分布和优化系统运行方式可以有效解决该问题。
1概况由于我国火电厂大部分己取消了脱硫旁路，因此脱硫系统的运行情况将直接影响机组的正常运行。
脱硫塔入口烟道为典型的干-湿交界面，极易发生结垢，甚至造成堵塞。
该区域结垢的发生与原烟气含尘浓度、烟道的布置及气流均匀性都有直接的关系，同时入口烟气流速对吸收塔内部流场分布也具有明显的影响。
本文对某发电公司660MW机组出现的脱硫塔入口烟道干-湿交界面结垢堵塞原因进行深入研究，并提出了一系列解决对策，期望对于今后类似机组的类似问题起到指导和帮助作用。
某发电公司660MW超临界直流炉，配套建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统。
脱硫系统入口烟气量2206020m3/h，入口烟温120℃，入口烟气SO2浓度6400mg/m3，入口烟气粉尘浓度30mg/m3，脱硫系统主设备参数见表1。
表1FGD主要设备选型参数2存在的问题该发电公司660MW机组脱硫系统在历次停机检修中发现入口烟道干-湿交界面存在少量结垢现象，但是该系统在拆除GGH后，仅运行3个月后机组开始出现明显异常，增压风机入口压力由原来的-800～-400Pa增长为正压+400～700Pa，随后在系统高负荷运行时，增压风机出现明显喘。
为了减缓增压风机的喘振，该机组只能降负荷运行，但是增压风机电流与满负荷时相差不多。
机组停运检修时从人孔门处发现垢物大量堆积导致该区域烟气流通面积明显减少，系统阻力大幅提高。
同时检修了除雾器，发现其未发生结垢和堵塞，因此可以确定增压风机喘振的原因就是吸收塔入口烟道处大量积垢引发堵塞。
入口烟道内产生大量垢物不仅产生系统阻力，影响增压风机的正常运行，同时改变了烟气的停留时间和分布特性，对塔内氧化风管、搅拌器等设备的正常工作带来安全隐患。
660MW机组脱硫吸收塔A修发现的问题原因分析及处理方法
660MW机组脱硫吸收塔A修发现的问题原因分析及处理方法发布时间：2021-11-01T05:12:52.209Z 来源：《当代电力文化》2021年第16期6月作者：谢宣[导读] 通过对吸收塔A级检修发现的问题进行原因分析，制定有针对性的处理方案，检修后及时进行运行调整。
谢宣福建大唐国际宁德发电有限责任公司福建省福安市 355006摘要：通过对吸收塔A级检修发现的问题进行原因分析，制定有针对性的处理方案，检修后及时进行运行调整。
关键词：吸收塔；原因分析；处理方案；运行调整1 公司脱硫系统概况1.1系统概况福建大唐国际宁德发电有限责任公司二期#1机组为660MW燃煤机组，其中烟气脱硫装置于2008年10月通过168试运后投入运行，2016年7月为了达到最新的环保要求实施超低改造，改造后的各项污染物排放浓度均满足最新环保需求。
1.2设计参数宁德烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫入口SO2浓度2975mg/Nm3，超低新增后整套FGD设计脱硫效率不小于98.83%，且SO2排放浓度应小于35mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。
吸收塔参数为φ16000mm×50460mm，浆池运行高度为14-16m，配置四台浆液循环泵，1-4号浆液循环泵对应的喷淋层高度依次升高。
吸收塔配置两台石膏排出泵，一用一备，配两台氧化风机，一用一备。
吸收塔原烟道上方吸收塔处设置合金托盘，除雾器为三层屋脊式除雾器+一层管式除雾器。
吸收塔原、净烟道均为碳钢衬玻璃鳞片防腐，吸收塔入口布置两套事故喷淋管道，分别取自工业水和消防水（如右图，吸收塔布置图）。
2 检修过程发现的问题A级检修开始前，吸收塔原烟道腐蚀严重，入口膨胀节撕裂，事故喷淋管道腐蚀断裂，烟道多处穿孔。
除雾器冲洗时多层管道无法建立有效压力，冲洗不彻底。
喷淋层效率较低，无法达设计值。
吸收塔塔壁泄漏地点较多，多达10余处等问题均被统计在案。
检修开始后，随着吸收塔塔底浆液和原烟道顶部石膏清理干净，又陆续发现了不少问题，如吸收塔原烟道顶部泄漏远超预估值，从事故喷淋位置处至原烟道入口一段烟道基本报废。
660MW机组湿法脱硫无旁路烟道系统设计及运行实践
能 源 ，服 务 社 会 公 众 ” 的企 业 理 念 ， “ 城 进 郊 ” 退
异 地建 设 本 工 程 ，并 取 消 了石灰 石 一石 膏 湿 法脱 硫
系统 （ 称钙 基 湿 法 Ｆ Ｄ 烟 道 旁路 ，与 其他 兄 弟 下 Ｇ ）
单 位 一道 同 步开 创 了在 国 内 ６ ０Ｍｗ 等 级 机组 上 取 ０
消 Ｆ Ｄ烟 道 旁 路 技 术 推 广 应 用 的先 例 。从 ＃ 机 组 Ｇ １
综合 论述
能 源 研 究 与 管 理 ２ １（ ） ０ １ １
６０ ６ ＭＷ 机组 湿法脱 硫无旁路烟 道 系统设计及 运 行实践
任 德 清 ，曾 名胜 ，段 宏 波
（ １中 国 电力投 资 集 团公 司江 西 分 公 司 ，南 昌 ３ ０ ０ ； ３ ０ ６
２江 西景 德 镇 发 电厂 ，江 西景 德 镇 ３ ３ ０ ） ３ ０ ０
ｂ ｐ ｓ． ｙ ａ ｓ Ｋｅ ｗｏｒ ： ｔ ｓ ｆ ｒｚ ｔ ｎ ｓ ｓｅ ； ｐａ ｓｆｕ ｄ ｓｇ ｏ ｅ ａ ｉｎ ｙ ｄｓ ｗｅ ｕｌｕ ｉａｉ ｙ ｔｍ ｂｙ ｓ ｅ； ｅ ｉｎ； ｐ ｒ ｔｏ ｄｅ ｏ ｌ
引 言
江 西景 德 镇 发 电厂 “ 大压 小 ”扩 建 Ｔ程 本 期 上
摘 要 ：我 围 以燃 煤 发 电 为 主 的现 状 在 短 期 内 还 难 以改 变 ，控 制 Ｓ 放 是 社 会 和 经 济 可 持 续 发 展 的 迫 切 要 求 。介 Ｏ排
绍 了 江 西 景 德 镇 发 电厂 “ 大 压 小 ” 扩 建 ｆ ２× ６ 超 超 临 界 燃 煤 机 组 石 灰 石 一石 膏 湿 法 脱 硫 系 统 取 消 烟 气 上 程 ６ ０ＭＷ
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660MW机组脱硫吸收塔双入口
作者：郭春晖
来源：《硅谷》2012年第18期
摘要：信阳电厂二期工程2×660MW超超临界机组脱硫系统为双入口吸收塔，从投产至今运行稳定，脱硫效率一直高达95%以上，节能减排效果显著。
对该系统及运行中出现的问题作详细介绍，以供新机组选型或老机组技术改造参考。
关键词：信阳；660MW脱硫；双入口吸收塔；问题；分析；对策
中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1671—7597（2012）0920147—02
0 前言
大唐信阳发电有限责任公司2×660MW发电机组脱硫系统采用石灰石石膏湿法脱硫工艺，脱硫剂为石灰石（CaCO3），吸收塔采用单回路四层喷淋二级除雾器空塔。
两套脱硫系统均采用一炉一塔方案，无GGH。
创造性地采用了吸收塔布置于主烟道位置，双入口进入吸收塔布置方案（见照片），无增压风机，烟气通过引风机后直接进入吸收塔。
脱硫后的净烟气经过除雾器除去水滴后分二路从各自的净烟道进入烟囱；脱硫副产品石膏则被综合利用。
其中湿磨、制浆、石膏脱水、工艺水、系统控制接口、控制室等设计规模按2台炉公用考虑。
1 660MW机组脱硫双入口吸收塔优势
1）烟气从引风机出来后直接进入吸收塔，烟气从双侧进入，气流均匀。
通过对烟气流场的模拟试验可知，在部分条件下烟气流场优化，有一定的优势。
2）无增压风机，入口烟道短，烟道系统阻力小，风机出力小，节约了大量厂用电。
运行经济性比较见下表：
说明：
1）脱硫系统年运行小时数按6000h计算。
2）电价按上网电价0.4元/kWh计算。
3）节约电耗和运行费用以吸收塔单入口方案为基准。
3）引风机和增压风机合并，没有增压风机，主体工程节省了主烟道、主烟道支架以及一系列附属设备，从总投资来说，整体费用是节省的。
4）设备布置紧凑，节约了场地，降低了工程总投资：双入口吸收塔布置方案其主要优势在于吸收塔中心线和烟囱中心线重合，脱硫系统的吸收塔区整体靠近引风机区域，据工程对两种方案的测算，占地对比如下：
传统单入口吸收塔布置方案占地：43×65.49=2816m2
双入口吸收塔布置方案占地：20.25×65.49=1326m2
节约占地：1490m2，占地率约为传统单入口吸收塔布置方案的47%。
2 运行中存在的问题
2×660MW机组两套脱硫系统分别于2010年3月23日和10月15日投运，自投运以来，主辅设备运行稳定，脱硫效率一直高达95%以上，节能效果显著。
但由于吸收塔为双侧进气，经常出现石膏浆液进入吸收塔入口烟道，倒流入引风机出口风箱；石膏浆液进入烟道积集板结造成入口挡板门卡塞；石膏浆液倒流入引风机内腐蚀风机叶片、风箱，石膏板结后堵塞风道，增加系统阻力，影响引风机出力。
3 原因分析
吸收塔为双侧进气，入口烟道短，入口挡板门距离吸收塔入口近。
由于双侧引风机启停不同步，使进气不平衡，石膏浆液极易进入吸收塔入口烟道，倒流入引风机出口风箱。
在机组停运、启动以及单侧引风机停运的情况下，石膏浆液就会被引风机出口烟气吹入对侧吸收塔入口烟道，进而积集板结造成入口挡板门卡塞；同时大量石膏浆液倒流入引风机内腐蚀风机叶片、风箱，石膏板结后堵塞风道，影响引风机出力。
4 处理办法
由于在机组停运、机组启动以及单侧引风机停运三种情况下均会产生双侧烟气的不平衡，以致使大量浆液被吹入烟道。
为此，想法让吹入到烟道的浆液及时回流到吸收塔内就可以避免入口烟道挡板卡塞等问题。
我们采取的办法是：
1）在吸收塔入口烟道上、入口挡板门前开设排浆槽，在排浆槽下方再接回流管，使溢流到入口烟道、入口挡板门前的石膏浆液及时回流到吸收塔内；
2）为了防止排浆槽浆液积集堵塞，在排浆槽的一侧增加冲洗水管，每班执行定期冲洗，确保排浆槽畅通；
3）在吸收塔入口处烟道两侧增加事故冲洗水管，根据机组负荷、吸收塔液位等情况进行定期冲洗，防止浆液残留在入口烟道板结；
4）优化运行，严控吸收塔液位在溢流下限8.5米以下7.8米左右运行；加强引风机运行调整，杜绝双侧进气的不平衡。
5 处理后效果
2009年10月，#4炉在机组基建期进行了改造，2010年2月1日#4机组小修进入检查吸收塔入口挡板门石膏积聚量很少，挡板门密封严密无卡涩，烟道内部石膏无大量积聚现象。
鉴于#4吸收塔的成功改造，2010年3月份#3吸收塔小修时，我们对#3吸收塔进行了入口挡板门前开设排浆槽改造。
通过吸收塔入口挡板门前开设排浆槽、回流管和安装冲洗水，使进入烟道的浆液得以及时回流到吸收塔内，有效解决了运行中石膏浆液飘入烟道，引起烟道堵塞、入口挡板卡塞、系统阻力增加等问题，为脱硫系统稳定运行提供了保障。
参考文献：
[1]北京博奇电力科技有限公司，《2×660MW机组脱硫安装说明书》.。