杨总修改动力一厂生产瓶颈问题.docx
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杨总修改动力一厂生产瓶颈问题
动力一厂制约生产问题解决方案
第一部分生产瓶颈问题解决方案
一、动力一车间4#锅炉漏风严重，热效率低，燃烧器存在问题，
锅炉提负荷存在困难。
（一）生产现状：
1、4#锅炉空气预热器漏风严重，风机负荷剧增，炉前风压下降，由原来的2500MPa下降到1700MPa，风量明显不足，燃烧系统配风效果较差，燃烧工况恶化，燃料消耗高，热效率低提负荷困难。
2、4#锅炉炉底漏风严重。
3、4#锅炉燃烧器配风不合理，主要表现在燃烧器配风旋口狭窄，配风效果较差，稳燃器老化。
（二）解决方案：
1、对4#炉空气预热器进行改造，增加二级省煤器，空气换热由原来的烟气换热改成水热媒换热。
投资估算：
450万元。
2、对炉底重新进行浇注，使用新型保温材料，解决炉底漏风及保温效果较差的问题。
投资估算：
30万元。
3、重新浇注，旋口直径放大。
投资估算：
12万元。
总投资估算：
492万元
二、脱盐水车间化学三站停工，冬季化学一站、化学二站达到
满负荷运行。
如果外界装置发生波动，很难保证外界用水，存
在生产隐患。
（一）生产现状：
动力一厂脱盐水车间共有三套水处理装置---化学一站、化学二站、化学三站），生产能力分别为350t/h、500t/h、150t/h。
随着近年来生产的发展，根据公司总体水量平衡情况，化学一站、化学二站提供全厂用脱盐水，将全部达到满负荷运行（最大负荷700吨/小时左右），一旦外界装置发生波动，很难保证对外的供水，若用化学三站开工保总水量，则将造成能耗增加，分析如下：
1、单位成本情况
下面是2006年1月至2007年4月脱盐水车间单位成本情况（2006年1月至2006年9月为化学一、二、三站同时运行，2006年10月至2007年4月为化学三站停工、化学一、二站运行）。
脱盐水车间单位成本
日期
化学三站开工成本（元/吨）
日期
化学三站停工成本（元/吨）
200601
12.95
200610
9.17
200602
13.22
200611
12.95
200603
15.48
200612
10.99
200604
10.98
200701
7.59
200605
8.91
200702
8.09
200606
9.78
200703
7.54
200607
8.84
200704
7.72
200608
10.91
200609
16.27
平均
10.82
平均
9.15
从上表可以看出化学三站停工后，平均成本比化学三站开工时减少1.67元/吨。
2、人员情况
目前脱盐水车间每个班组最多为7人，需要负责床体再生、水泵操作、中和池调整、水质化验等工作。
尤其是近两年床体制水周期短，床体再生频繁，加之目前对水质指标要求严格，化验频次高。
化学一、二站运行人员就已很紧张，化学三站再运行人员更为困难，遇突发事件更难应付。
基于以上原因，我们建议对化学水系统进行改造。
（二）解决方案：
为确保改造简便、经济、快捷，本着节约费用的目的，我们对各种方案进行了分析优化。
方案一：
针对目前情况，希望能通过简单改造，使床体周期制水量增大，但经过分析及调查，觉得从设备本身优化，可能性不大。
方案二：
通过咨询和查找有关资料，目前没有更为先进的技术或成熟的改造方案，能够提高床体周期制水量。
方案三：
考虑把化学三站床体移到化学一站，但由于化学三站是固定床，与化学一站、化学二站床体不配套，并且固定床有以下几点缺点：
（1）设备复杂，增加了设备的制造费用。
（2）操作麻烦。
（3）结构设计和操作条件要求严格。
（4）置换用水要求高，否则将会出水水质变坏。
（5）设备检修工作量大。
因此，很难实现化学三站床体移至化学一站或化学二站。
方案四：
考虑在化学一站增加床体，具体方案如下：
增加200m3/h阳床两台、200m3/h阴床两台、200m3/h混床一台，保证外输量，达到平稳生产的目的。
理由有以下两点：
（1）增加床体后，可以在负荷增加时，对化学一站补充一定量的生水，使化学一站的生水温度降低，这样能够延长树脂、白球的使用寿命，确保化学一站处于较好的运行状态。
（2）一旦将来凝结水、RO水的回收量增大，可以由化学一站全部接收，化学二站不存在树脂污染的风险。
具体位置如下：
新增阳床、阴床设在化学一站预处理与外网办公楼之间，便于再生操作。
新增床体北--→
新增混床设在化学一站混床间
化学一站增加床体后，外输量将提高，但目前化学一站与化学二站的外输脱盐水泵压力不匹配，导致化学一站有时送不出水，因此建议将化学一站三台外输脱盐水泵进行更换。
化学一站和化学二站外输脱盐水泵对照表：
装置
型号
功率
电流
流量
转速
压力
化学一站（P207、P208、P209）
8sh-9
75KW
140A
288m3/h
2930转/min
0.5MP
化学二站（P305、P306、P307）
Cz150-500B
110KW
200A
400m3/h
1450转/min
0.7MP
化学二站（P308）
Cz80-250C
45KW
84A
170m3/h
2900转/min
0.7MP
经咨询，改造费用估算如下表：
名称
数量规格
单价（万元）
合计（万元）
阳床（含树脂）
2∮2800
30.7
61.4
阴床（含树脂）
2∮2800
43.4
86.8
混床（含树脂）
1∮2200
20.9
20.9
土建、简易房
8.5
8.5
配套管线
280米现场测绘
25.5
25.5
泵（其余部分不改动）
3台
9
27
合计
138
230.1
通过比较方案四可行，建议采用方案四。
另外，由于脱盐水车间外输脱盐水管线没有在线PH值监测仪表，虽然岗位员工每小时做一次水质化验分析，但也无法做到适时监视，PH波动时发现滞后，对水质冲击存在隐患，为此，建议在脱盐水外输线上增加二块在线PH计，监测仪表引至化学二站微机，同时加上报警系统。
具体位置为：
化学一站外输脱盐水线加装一块，化学二站至锅炉脱盐水线加装一块。
三、循环水车间循环水场已达到满负荷运行，回用水补水温度偏高，夏季回用水补水温度可达30℃以上。
6—8月份使用回用水补水的三循水温经常超过28℃，影响装置平稳生产。
1、三循生产现状：
三循在夏季6-8月份经常出现供水水温超高的情况，尤其
是在使用高温回用水后超温现象更加严重，2006年三循最高供水温度达到33℃，严重影响装置平稳运行，目前三循最大供水量已达到15000m3/h以上，已经满负荷运行。
2、三循解决方案：
在今年新建的第五循环水场设计方案中，将目前由三循供水的加氢改质、MTBE、产品精制等装置的3000m3循环水改为由第五循环水场来供水，这样不仅解决了三循夏季水温偏高难题，同时也解决了三循一直满负荷运行的现状。
四、由于回用水超滤反洗水进入一循沉井，沉井来水量大，提
升泵处理能力不足，导致经常跑水。
（一）生产现状：
循环水车间一循环水提升站沉井池原设计储水143m3，主要接收一循过滤灌清洗排污水、冷水池检修时排污水、两个凉水塔溢流及检修排污水、一期部分装置区含油污水排水。
配套提升泵4台（2台流量200m3/h、2台流量100m3/h）。
2004年将一台流量200m3/h提升泵，拆除用于污水回用使用。
2006年技术改造污水回用装置5台高效过滤器清洗水排至一循环水沉井池。
5台高效过滤器清洗时流量为150m3/h，时间为每天8：
30-12：
00。
自污水回用装置高效过滤器清洗水排至一循环水沉井池后，由于高效过滤器清洗水量大，时间长，来水量超过沉井池最大接收量，经常发生跑水现象。
现场情况见附图一。
通过对来水流量及现有提升泵流量计算：
（1）长期进入沉井池来水：
一期部分装置区含油污水排水为20m3/h、高效过滤器清洗时流量为150m3/h。
（2）不定期进入沉井池来水：
一循过滤灌清洗排污水300m3/h、冷水池检修时排污水、两个凉水塔溢流及检修排污水。
经计算，来水最低流量为170m3/h，最高流量为470m3/h，目前提升泵最高流量达到400m3/h（3台泵同时运行）。
出现沉井池跑水主要原因一是沉井池储水量太小造成，二是提升泵提升量不足。
（二）解决方案：
（1）在现有沉井池旁再建1个200m3储水能力的沉井池（费用30万元）
（2）增设流量200m3/h提升泵一台。
（费用5万元）
五、化工污水由于上游装置来水水质、水量波动大，频次高。
造成化工污水水质长期不达标问题。
解决方案：
（一）完善预处理系统各设备、设施，使其处理能力至恢复设计水平。
1、絮凝剂加药管线过细、过长，由于絮凝剂粘性较大，经常造成管线堵塞，加药不畅，建议更换为DN25白钢管线，并做蒸汽保温。
2、混凝剂加药管线，材质为DN15PVC管线，由于管线长期运行，老化严重，管线变形，管壁变脆，破损严重，导致经常发生管线破裂、药剂泄漏的问题。
建议将其改为DN40钢骨架复合管线，与絮凝剂管线一并做蒸汽保温。
3、絮凝剂加药泵经常堵塞，需经常停泵处理，建议将易堵塞的絮凝剂加药泵更换为tomal计量式加药机。
4、CAF气浮池曝气机原为进口设备，曝气机损坏后经国产化改造，与以前相比，曝气效果极差，几乎不能产生气泡，导致处理效果低下。
建议改用原进口设备。
5、MSBR池由于设计上的缺陷，池深不到2米，池深过浅，导致活性污泥沉淀不充分，绝大部分随水流走，难以停留在池内，目前污泥浓度仅在200mg/L左右，与设计要求的3000mg/L相差很大，无法实现对高浓度聚合来水预处理的功能。
建议添加固定化微生物膜BOMF填料，为活性污泥提供载体，并向池内投加活性污泥，培养3个月以上，使活性污泥浓度达到设计水平。
6、混凝沉淀池4组刮泥机均存在故障，导致排泥系统无法运行，无法实现其应有的功效，同时混凝沉淀池壁内漏，难以清空，无法修复刮泥机。
建议修复混凝池内壁，然后再逐个修复刮泥机，实现混凝沉淀池的功效。
7、来水中含有SCN-易分解生成H2S，对混凝沉淀池、选择反应池等池上的水泥池上部、盖板腐蚀酥化严重，很容易造成池子上表面塌陷和盖板掉落，建议对池子上部整体更换，盖板重新做底座。
（二）修复、完善主处理SBR系统的各运行设备，使其达到设计水平。
1、SBR池滗水器设施老化，有3#、6#、7#、9#四组滗水器存在严重故障，反复翘头，无法正常排水，严重影响SBR池的运行。
建议对其进行更换。
2、SBR池风电动阀门由于设备老化，操作失灵，其中11TV1、11TV2、11TV5损坏严重，无法自动关闭，仅能人工手动操作，导致活性污泥大量随水流出，严重影响活性污泥浓度和出水水质。
建议更换3个故障阀门，并提1个备用。
3、SBR池出水电动阀门由于设备老化，操作失灵，其中11MV3、11MV7、11MV9损坏严重，无法自动关闭，仅能人工手动操作，影响SBR池的正常运行。
建议更换3个故障阀门，并提1个备用。
4、SBR池内曝气管采用微孔膜式曝气器，ABS管和橡胶膜片老化破损严重，目前1700根曝气管已大面积损坏，影响曝气效果，池内溶解氧分布不均，导致活性污泥生长情况不好，造成出水水质很差。
建议对其全部更换。
5、SBR池内溶解氧在线分析仪和氧化还原电位在线分析仪均已损坏，不能监控池内曝气情况和硝化反应情况，无法有效调节，严重影响生产。
建议对其修复。
6、化工污水封闭项目投用以后，SBR池内的手动风阀被盖板挡住，无法调节控制，同时手动风阀腐蚀严重，大部分已无法调整。
建议将SBR池的风支线全部移至盖板上部，更换50个DN100蝶阀。
7、污泥浓缩池入口堵塞严重，造成SBR池无法排泥。
建议进行清理。
8、SBR池由于目前存在的各种设备问题，直接造成了池内活性污泥浓度过低，个别池内活性污泥浓度在1000mg/L左右，与设计要求的3000～4000mg/L相差较多，无法发挥应有的功效。
建议修复设备后向池内拉运活性污泥培养3个月左右，提高污泥浓度。
（三）其它问题
1、活性炭生物滤池内的活性炭已运行6年，早饱和失效，（设计要求1年更换一次），已无法实现正常的吸附和生化作用。
建议每年更换，约需320m3活性炭。
2、陶粒过滤罐堵塞严重，内部陶粒滤料粘泥现象严重，滤料大量板结堵塞，已不能正常投用，对出水SS影响较大。
建议更换陶粒，约需42m3。
3、陶粒过滤罐反冲洗电动阀门老化严重，目前已有5个阀门不能使用，为16MV13、16MV14、16MV16、16MV17、16MV19。
建议更换5个故障阀门，并提2个阀门备用。
4、3#集水井内堵塞严重，经常造成泵吸入口堵塞，影响生产。
建议抓紧进行清理。
5、5#集水井入口堵塞严重，陶粒过滤罐反洗时反洗水堵塞。
建议进行清理。
6、污泥浓缩机存在故障，无法运行。
建议对其进行大修。
7、伴热系统存在故障，1#、2#加药间、MSBR池、酸化反应池、SBR池等处的伴热线设计不合理，缺少阀门，同时管线过细，腐蚀严重，冬季经常发生局部不热、回水不畅、管线冻裂等问题，严重影响生产。
建议将伴热管线进行修复改造。
8、来水的水质、水量波动较大，影响处理效果。
尤其是腈纶聚合装置和聚合物二厂的来水，不但水量波动频繁，并且来水COD最高曾达到15000mg/L左右、CN-最高达到29mg/L左右，对化工污水生化系统的冲击很大。
水质水量的波动，影响到系统的正常运行，导致出水水质指标波动较大。
建议稳定控制来水的水质、水量。
目前，公司有关部门已对化工污水处理站的改造提出了科研攻关计划，如果实施后，外排水质应能提高到COD达到150mg/L的要求，具体科研攻关如下：
1、由哈尔滨设计，针对腈纶聚合装置出水CN-、COD高，冲击大的问题，新建微电解预处理系统，将腈纶聚合来水的COD降至600mg/L以下，CN-降至5mg/L以下，然后进入化工污水处理系统。
2、由北京师范大学设计，针对1#、2#中和池来水的预处理部分进行研究改造。
第二部分攻关课题解决方案
一、除氧水伴热水中氧腐蚀的解决方案
1、氧腐蚀机理及除氧反应速度
钢铁的腐蚀是一种发生在铁和氢或氧之间的自发的电化学过程．其反应式：
式中的O2、CO2发成化学反应的结果。
O2和CO2是导致腐蚀的重要原因，试验证明当pH值控制在10—12时会减缓Fe（OH）2与O2、CO2的反应，当pH值控制在11—12时反应几乎停止。
2、解决方案
（1）锅炉给水可通过热力除氧解决
热力除氧其原理是根据气体溶解定律（亨利定律），任何气体在水中的溶解度与在气水界面上的气体分压力及水温有关，温度越高，水蒸汽的分压越高，而其它气体的分压则越低，当水温升高至沸腾时，其它气体的分压为零，则溶解在水中的其它气体也就等于零。
（2）采暖伴热水可通过化学药剂除氧解决
化学药剂除氧是把化学药剂直接加入热水管网中。
可采用新型的二甲基酮肟、乙醛肟等。
乙醛肟投加量一般：
10—50ppm，每5PPm可除1ppm氧。
2、动力一厂做好与宏伟热电厂之间的蒸汽平衡，通过优化运行
调整，实现炼化公司热平衡及瓦斯平衡。
（1）油、瓦斯气混烧时蒸汽平衡方案
锅炉分段配置，主要运行1#、2#汽轮机发电，抽汽并入低压管网，减少能量损失，减温减压器只带少许负荷，达到紧急启动状态。
（2）全烧瓦斯时蒸汽平衡方案
锅炉分段配置，以1#、5#锅炉烧瓦斯为主，其它锅炉为辅。
主要运行1#、2#汽轮机发电，抽汽并入低压管网，减少能量损失，减温减压器只带少许负荷，达到紧急启动状态。
（3）瓦斯过剩时蒸汽平衡方案
锅炉分段配置，以1#、5#锅炉烧瓦斯为主，其它锅炉为辅。
主要运行1#、3#汽轮机发电，1#汽轮机带满负荷抽汽并入低压管网，减少能量损失，减温减压器根据实际情况带负荷，3#汽轮机根据需要进行调整负荷。
3、以7＃换热站为代表的，采暖伴热水与生产装置换热后含油
问题的解决方案。
（一）生产现状：
根据炼油生产装置发展需要，为进一步降低炼油成本，将部分换热站原采用蒸汽加热伴热、采暖水方式，改为伴热、采暖水回水去生产装置低温换热器取热方式，伴热、采暖水供水温度不足时采用蒸汽补充加热。
经过以上调整虽然降低了炼油成本，但也带来了较大的安全隐患，因炼油生产装置换热器经常发生泄漏，换热器发生泄漏时又无法及时查出，换热器中的热介质又是油气，串入伴热、采暖水系统中对系统正常运行产生影响，由于伴热、采暖水系统中含油量不断增加，导致伴热、采暖水系统安全运行存在很大安全隐患。
（二）解决方案：
1、从根部源头解决串油问题
（1）建议将各生产装置低温换热器按热介质压力划分，高于伴热、采暖水来水压力的依旧用循环水，低于伴热、采暖水来水压力的用伴热、采暖水取热，从根部杜绝串油问题。
（大裂解E2031#-14#换热器共七组，热介质压力为0.18MPa，可继续采用伴热、采暖水取热；E2111#/2#、E2121#-4#换热器共三组，热介质压力为1.0-1.5MPa，可采用原循环水降温方式）
（2）建议将各生产装置低温换热器采暖、伴热水出口加装压力、含油在线分析系统，通过压力、含油数据曲线分析，及时发现换热器泄露并切除。
2、发生漏油后处理方式
采暖、伴热水系统中一旦发生串油，立即采取大排大放方式清除采暖、伴热水系统中存油（此种操作须系统停运），在此过程中必需杜绝在次发生串油现象。
附图一：
循环水车间一循环水提升泵沉井池现场简图
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