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油价下调后自驾出行成本进一步下降。加满一辆50升油箱的车，大约要少花6元钱。https://t.cn/Ai3YNQub

【韩正：#中国将进一步降低关税# 消除各种非关税壁垒】国务院副总理韩正19日出席在山东青岛举行的跨国公司领导人青岛峰会开幕式，韩正表示，我们欢迎跨国公司深化在中国投资，中国进一步放宽外商投资准入，全面深入实施准入前国民待遇加负面清单管理制度，加强知识产权保护，将为跨国公司投资创造越来越好的营商环境。我们欢迎跨国公司分享中国大市场机遇，中国将进一步降低关税，消除各种非关税壁垒，加快提升通关便利化水平，深化与各国货物贸易和服务贸易合作。

货币政策中介指标，处于最终目标和操作指标之间，是中央银行通过货币政策操作和传导后能够以一定的精确度达到的政策变量;通常有市场利率、货币供应量，在一定条件下，信贷量和汇率也可充当中介指标。

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分析循环泵在脱硫浆液时的故障及解决措施
一、设备概述
某电厂采用国产超临界凝汽式燃煤发电机组装机容量2×1000MW。锅炉采用低氮燃烧与SCR脱硝装置控制烟气NOx排放，采用电除尘器与湿式烟气脱硫装置(以下简称FGD)控制烟尘与SO2排放，建有210米高度烟囱。设计煤种含硫率0.43 %，设计脱硫入口烟气流量3139200N·m3/h，脱硫入口烟温123℃，烟气入口SO2浓度为940mg/N·m3，入口烟尘浓度<100mg/N·m3  吸收塔塔内设4层喷嘴系统，采用偏心喷嘴，浆液自上而下与烟气逆流接触。氧化桨池内置，塔外设4台侧向搅拌器。周边配置4台浆液循环泵，单元制供给4层喷嘴。其中浆液循环泵为KSB Atctiengesellschaft的单吸式离心泵。。
其中，FGD采用目前较为成熟的石灰石一石膏湿法脱硫工艺，脱硫剂为石灰石(CaCO3)与水配制的浓度为30%的悬浮浆液，吸收塔为一炉一塔，石灰石浆液制备、石膏脱水系统及辅助系统为两台炉公用。
由锅炉引风机来的全部烟气，在与引风机串联的动叶可调轴流增压风机的作用下进入吸收塔，烟气自下向上流动，经过塔内烟气入口处上部四层浆液喷淋层，烟气中的SO2、SO3被自上而下喷出的吸收剂吸收生成CaSO·1/2H2O，并在吸收塔下部反应池中被鼓入的氧化空气氧化而生成石膏( CaSO4·2H2O)。脱硫后的净烟气通过两级串联的除雾器除去烟气中携带的浆液雾滴后，约50℃的烟气进入烟囱排入大气。
二、浆液循环泵故障现象
2013年3月电厂2号机组脱硫浆液循环泵连续发生故障，19日运行中发现浆液循环泵2D参数异常，即电流上升到149A(此时:2号机组负荷875MW.,2FGD出口SO2维持110mg/N·m3左右)，随即停用抢修，抢修中发现，泵进口管道防腐材料几乎全部破损脱落、浆液循环泵叶轮磨损严重且有开裂、泵中心轴头压板脱落无法继续使用。经抢修，浆液循环泵2D投运试转，试转运行仍不正常：浆液循环泵 2D电流从84A下跌至24A。即停运解体检查，发现泵叶轮全部损坏。
三、脱硫桨液循环泵故障原因分析
2号机组停运后对FGD系统进行全面检查修理，发现主要系统和设备异常情况如下：
（1）四台浆液循环泵进口管道衬胶均有脱落现象，出口管道钊胶无此现象
（2）喷嘴存在不同程度的被异物堵塞现象 
（3）浆液循环泵进口滤网有不同程度向泵侧凹的现象
（4）浆液循环泵叶轮有不同程度破损
综合停运前的浆液循环泵的故障现象和机组停运后的检查结果，基本分析认为浆液循环泵叶轮不同程度碎裂的可能原因为：
（1）浆液浆液循环泵进口管道衬胶因为各种原因发生脱落，脱落异物对叶轮形成打击;
（2）进口滤网有堵塞现象，泵进口发生气蚀
（3）喷嘴阻塞后，出口压力急剧上升，在泵的进口氧化空气积聚，当压力上升到一定程度后，气泡破裂，形成气爆
（4）泵维护丁作欠缺，泵的密封间隙大
（5）泵叶轮材质耐腐蚀能力损，抗冲击力差
总体分析，认为泵叶轮碎裂可能是以上几条原因综合作用的结果。进一步分析认为是FGD氏期运行工况不佳累积而至，主要有以下几点原因：
1、系统原设计存在缺陷。脱硫系统水平衡被打破，吸收塔长期高水位运行，限制了除雾器正常冲洗。原设计中脱硫废水系统需石膏脱水皮带运行后才能运行废水系统，废水系统不能单独运行，两个系统相互影响，废水系统(浓缩池刮泥机)故障率高，导致石膏脱水系统不能正常运行;石膏脱水系统停运后，废水系统不能继续运行，导致废水排放不正常，影响浆液质量，导致浆液中氯离子浓度得不到控制，氯离子浓度能达到42g/L(运行应控制在10g/L）, 影响石膏品质，同时加快对设备的腐蚀;特别是低负荷时吸收塔的液位居高不下，影响了脱硫系统正常运行。
2、石灰石品质控制不严，石灰石作为脱硫系统的生产原料。电厂对石灰石来料品质仅依靠供应商的检测报告和通过对浆液的检测间接获得，电厂不作化验。石灰石原料粒径控制在<20mm,来料中细末子过多，易造成石灰石输送处理设备堵塞:同时在吸收塔残存的石膏中发现细沙。
3、对入炉煤硫份、灰份的控制不够严格。因发电燃煤市场化、燃煤成本比重不断提高等因索，2012 11以来，电厂为降低燃煤成本，进行低热值燃煤的掺烧工作，改燃煤掺烧过程中，对燃煤硫份的控制不够严格，造成燃煤硫份时有上下波动，导致FGD进口SO2浓度远超FGD设计值， 如 2012年11月进口FGD的SO2浓度值至4300mg/N·m3，持续的高SO2浓度远超FGD设计处理能力，打破了脱硫系统稳定运行的条件，影响了脱硫系统正常运行。
4、对浆液浓度和密度等特性参数、质量控制不力。在FGD进口SO2浓度高的情况下，电厂通过投放石灰石粉提高吸收塔PH值在5.8左右(正常硫份下PH控制在5.3-5.6 )，同时增加投运浆液循环泵(4台浆液循环泵全部投运.正常情况下3用1备)，并通过投放脱硫增效剂等运行方式，以保证脱硫效率和排放浓度不超标吸收塔加入过多石灰石粉，吸收塔浆液密度长时间保持在1250kg/m3以上，导致桨液循环泵叶轮及集水坑泵叶轮磨损加剧；
吸收塔内浆液粘稠等，浆液特性改变，造成浆液循环泵进口介质流动不畅吸真空，长期低流量运行会引起管道震动、进口管道衬胶脱落等，导致进入喷嘴形成堵塞。振动及衬胶进入泵体将导致桨液循坏泵冷铸陶瓷叶轮破损、碎裂
5、设备检修质量、日常维护质量不高。浆液循环泵间隙未能随磨损增加及时调整，导致泵效率下降，大量的回流量造成运行中的泵异常振动，同时影响脱硫效率；浆液循环泵运行监测仅以单一的运行电流为参数(一般情况下循环桨液泵电流有较大波动时，泵的故障己经较大了)，对日常点检、维护等工作带来困难。
四、整改措施及效果
在机组停运后，对FGD系统进行了全面检查，对堵塞的四层浆液循环管和喷淋管道进行彻底疏通清理，四台浆液循环泵解体检修，调换了部分叶轮，所有的浆液全部换新，现机组FGD系统运行正常，为保证FGD系统长期正常运行，在运行和维护、检修工作中，应做到如下几点:
1、提高运行值班质量，做好相关记录和分析:加强对运行人员的培训，提高值班人员的技能和责任心，电厂环保监察人员按监督要求按期检查排放指标情况，做好监督分析。
2、电厂联系设计单位，调整、优化、完善脱硫系统运行技术及方式，使脱硫石膏脱水系统和废水系统能独立运行;脱硫废水增加一路至湿排渣用水系统的管跻,做到可以根据塔内氯离子浓度实际情况来排放脱硫废水。以使脱硫废水正常排放，对吸收塔内的起泡、浆液的腐蚀性均有好处。
3、电厂增加石灰石品质检侧，既保障浆液品质，也保障电厂的利益:尽量采购低MgO含量的石灰石，防止浆液起泡。
4、提升运行和检修人员技能水平，提高设备巡检质量，及时发现设备隐患：按浆液循环泵设各使用、维护说明书要求，加强设备维护，提升检修质量。即:严格按照浆液循环泵的检修周期、检修工艺（叶轮与轴的装配间隙、叶轮压盖螺栓拧紧力矩、叶轮进出口间隙等要求合乎浆液循环泵检修工艺标准）、检修质量验收标准执行  建议在泵入口增加一个压力变送器并送入实时监控系统，加强对泵运行状态监测，运行中压力发生变化时，可以及时采取相应的缓解措施(停泵对入口进行反冲洗)。杜绝发生无法及时发现进口堵塞，而造成循环浆液泵的故障。
5、从源头抓好管理，煤炭采购时首先要策划好来煤结构，把硫分与发热量等指标放在同等重要的地位;电厂在内部煤炭管理中，要加强开仓、入厂、入炉煤化验数据分析，按照不同煤质做好分类堆存:配煤时综合考虑脱硫系统设计能力、运行现状(负荷、脱硫系统实际情况)和燃煤含硫量，合理配煤，保证脱硫设施不超处理能力运行。
6、经对该电厂机组脱硫系统的测试计算，满负荷工况下，其脱硫系统长期运行进口SO2浓度控制在2350 mg/N·m3(不加脱硫增效剂)，进口SO2浓度应控制在2800 mg/N·m3（适量脱硫增效剂)；如预期将一直保持较高硫份的燃煤运行，建议:a、在现有石灰石浆液箱旁增加一套石灰石浆液箱(加石灰石粉)，以便在燃烧高硫煤时作补充用;b.建议增设一层喷淋层，提高脱硫能力，以适应日益严格的环保要求。