石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计（精选6篇）
1.石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇一
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺二次环境影响因素分析
介绍了石灰石-石膏湿法烟气脱硫的.主要特点,结合工程设计实际,分析了该工艺实施现状及其对二次环境的影响,提出石灰石粉尘污染、酸性降水、二氧化碳排放及其石膏和脱硫废水处置是可能造成新的二次环境影响的主要因素,建议采取控制高硫、特高硫煤用于燃煤电厂,尽可能用碱性更强、溶解度更大的吸收剂替代石灰石,选用高品质的石灰石集中制粉,采用高效的除雾器,鼓励脱硫石膏综合利用等各种污染防治对策,有效防治石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺脱硫过程中产生的二次环境影响.
作 者：单志伟 作者单位：东北电力设计院,吉林,长春,130021刊 名：吉林电力英文刊名：JILIN ELECTRIC POWER年，卷(期)：200836(3)分类号：X701.3关键词：石灰石-石膏湿法脱硫 环境影响 防治对策
2.石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇二
1 湿法脱硫系统能耗分析
在进行系统优化之前,首先必须对湿法脱硫系统的能耗进行必要的分析,以明确整套湿法脱硫系统的能耗分布,通过分析,找出能耗瓶颈,明确降低能耗的重点在哪里。以下以某厂300MW燃煤机组为例进行分析。该套系统含有增压风机和石灰石磨制系统,无GGH系统。该厂的湿法脱硫系统主要电负荷清单见表1。
从表1可以看出,单台300MW的机组实际总功耗为4692kW,其中,6000V高压电耗为3993kW,占总功耗的85.1%,因此,如何降低6000V高压设备的电耗就成为控制整个湿法脱硫系统能耗的关键。
2 脱硫系统设计阶段节能优化
从上一节的分析可以看出,要有效降低能耗,就必须合理优化占总能耗85.1%的6000V高压能耗。仍以某厂300MW机组为例,在6000V高压能耗中,增压风机和循环泵占据了6000V高压总能耗的94%,因此,这部分的优化成为重点。通过对湿法脱硫系统的分析可知,增压风机的优化主要应通过对烟气系统的优化来实现,而循环泵的优化主要通过对以吸收塔为主的反应系统进行优化来实现。
2.1 烟气系统优化
对于烟气系统来说,在设计阶段,合理地估算整个烟气系统的阻力降是合理选择增压风机流量、压头等参数的关键。对于烟气流量参数,通常是由主机系统的负荷烟气量决定的,脱硫系统没有主动调节的空间,因此,这部分的设计优化主要是在前期参数选取上和主机系统保持合理匹配。对于增压风机的压头来说,由于该部分压头是用于克服整个脱硫烟气系统的阻力降,而这部分阻力降是由脱硫系统内部的设计阻力决定的,因此,在增压风机的设计选型中,烟气系统的阻力降就成为优化系统的关键。脱硫烟气系统的阻力降主要由以下几部分组成:烟道阻力(包括原烟道和净烟道)、吸收塔阻力、GGH阻力(或有)等。对于烟道阻力的优化,由于烟道阻力包括沿程阻力(包括烟气与烟道壁及烟气本身的粘性产生的阻力损失)和局部阻力,因此,要减小这部分阻力主要在于优化烟道走向,选择合适的烟道截面形式和烟气流速,以及在烟道内局部设置导流板等。烟道走向的优化必须根据项目特点和总图布置,在可能的范围内尽可能缩短烟道长度,减少弯头数量(尤其急弯);对于烟道截面形状,通常有矩形、圆形和椭圆形,圆形烟道可以节约材料费约20%,但也有施工难度大,维修不便等缺点[2],因此,采用何种烟道截面还要根据具体工程情况决定。在上述某300MW机组的增压风机设计选型时,其脱硫系统计算阻力见表2。如果在其它条件和烟道截面积不变的情况下,将原矩形烟道改为圆形烟道,其计算结果见表3。
因此,对于减小烟气系统阻力来说,根据计算,在流速不变(烟道截面积相同),其它条件不变的前提下,圆形烟道的阻力约比矩形烟道小约18%,而增压风机轴功率和压头有如下关系:N=QHψ/3670η,因此采用圆形烟道,增压风机的轴功率也相应减少约18%,所以,在条件允许的前提下,采用圆形烟道是一种合理的节能降耗的选择。
对于多数火力发电厂而言,锅炉的负荷因季节和时段波动很大,因此,从节能降耗的目的出发,将增压风机调节方式改为变频调节是另一种有效的优化方式。增加变频控制方式虽然增加了项目设备的一次投资,但对于今后脱硫系统的节能运行大有益处。根据某厂300MW机组的实际运行测定,大约1年左右,增压风机运行节约的费用就可以抵消增加变频器的设备投资。
2.2 吸收系统优化
循环泵的节能优化是脱硫系统节能优化的另一个关键,由于吸收塔系统是整个烟气脱硫系统的核心,因此,这部分优化必须在保证脱硫效率,保证系统安全、稳定运行的前提下进行。在设计阶段,必须根据环保要求和项目特点,合理选择各设计参数,既要先进,又不能冒进;既要安全,又不能保守。
从理论上可以知道循环泵的轴功率和流量、扬程等参数有以下关系⑷:N=QHρ/102η,其中,N表示循环泵轴功率,Q表示循环浆液量,H表示循环泵扬程,ρ表示循环浆液密度,η表示循环泵效率。因此,对特定系统来说,要优化循环泵能耗就必须通过优化循环浆液量、循环泵扬程、浆液密度和循环泵效率来解决。而在实际工程设计中,主要优化参数是循环泵的流量和扬程。
影响循环浆液量的主要因素是吸收塔内液气比,液气比(L/G,L/m3)是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量,它直接影响设备尺寸和操作费用。目前广泛使用的喷淋塔内持液量很小,要保证较高的脱硫率,就必需有足够大的液气比。根据有关实验,在p H=7,液气比为15L·m-3时,脱硫率已接近100%了,液气比超过15.5L·m-3后,脱硫率的提高非常缓慢,通常单纯喷雾型吸收塔,其液气比不会大于25L·m-3,带筛孔板的不大于18.5L·m-3。在实际工程中,提高液气比将使浆液循环泵的流量增大,从而增加设备的投资、能耗和物耗。同时,高液气比还会使吸收塔内压力损失增大,增加风机能耗,因此应寻找降低液气比的途经。在设计阶段的主要优化目标是根据脱硫效率和环保排放要求确定合适的液气比。以某厂300MW机组为例,根据环保要求,SO2出口排放浓度≤200mg·Nm-3,入口SO2浓度为3760mg·Nm-3,因此,脱硫效率必须≥94.7%,类似工程获得的经验曲线如图1,因此,当脱硫效率为94.7%时,对应的液气比约为10L·m-3,考虑到实际工程的复杂性,通常液气比给予20%的安全系数,因此,设计时实际确定的液气比为12L·m-3。此外,对于循环泵扬程的优化,可以通过选用低压高效喷嘴以降低循环泵的扬程和选择合适的塔型以降低喷淋层高度等措施来达到节能优化的目的。
3 脱硫系统运行阶段节能优化
运行阶段的优化是项目节能降耗的另一个重要环节,火力发电厂的运行特点是季节性和时段性负荷波动较大,因此,在运行阶段主要结合项目特点和运行实际,合理选取运行参数及运行方式。
对于烟气系统,运行阶段最有效的节能方式就是增压风机变频运行,即增压风机的运行方式随锅炉负荷和烟气量变频调节,当锅炉负荷大烟气量大时,增压风机高负荷运行;当锅炉负荷小和烟气量小时,增压风机低负荷运行。
图2是某厂脱硫系统烟气阻力降和负荷关系曲线,从图中可以看出,当烟气负荷由50%增加到100%时,脱硫系统阻力降由1150Pa增加到1540Pa,增加了390Pa,约增加34%。根据公式N=QHψ/3670η[3],假定其它条件都不变,则增压风机的轴功率也相应增加约34%。因此,在火力发电厂负荷峰谷变化的过程中,增压风机的变频调节对节能运行是十分重要的。
根据某厂300MW机组的运行经验,增压风机采用变频调节后,与不采用变频调节相比,增压风机的年运行成本大约下降25%左右,因此,增压风机变频调节的节能效果是十分明显的。此外,定期冲洗吸收塔除雾器和GGH(如有)等,防止由于结垢堵塞造成系统阻力降增加而增加增压风机负荷,也是在运行阶段必须采取的有效的节能降耗措施之一。
对于吸收塔系统,在运行阶段同样要根据机组负荷等条件选择合适的运行参数,采取必要的措施,达到节能降耗的目的。吸收塔系统的优化措施主要应从优化循环泵的运行着手,根据负荷情况调整循环泵的运行。在运行阶段,由于通常是一台循环泵对应一层喷淋层,而喷淋层的喷头的入口压力是设计阶段选定好的,在运行阶段不能更改,因此,循环泵的节能优化不适宜采用变频装置,否则影响喷淋层的喷淋效果,造成脱硫效率无法保证。通常,一套吸收塔系统包括3~4台循环泵,因此,吸收塔系统的节能运行优化可以通过按负荷和含硫量来调整循环泵的运行台数和采用组合运行方式来实现。当负荷小、含硫量低时,在保证脱硫效率和出口排放浓度的前提下可以停运1台或数台循环泵,或者根据需要组合运行对应不同喷淋层的循环泵。
控制较低的浆液密度值也有利于降低浆液循环泵的能耗。图3是某厂的循环泵电流和浆液密度的测试结果,由此可以看出,相同条件下,随着吸收塔密度的升高,循环泵的运行电流也升高。按设计要求,通常吸收塔密度应维持在1080~1120mg·m-3,因此,将吸收塔密度控制在相对低的水平上,既可以满足石膏脱水的要求,同时也降低了浆液循环泵的电耗。
此外,通过在传统吸收剂Ca CO3浆液中加入镁盐、钠碱、己二酸等,可以克服Ca CO3活性较弱的缺点,在不影响脱硫效率的情况下可以适当降低液气比,从而减少循环泵的运行数量,达到循环泵节能优化的目的。但这种方法必须根据具体情况,在充分论证和实验的基础上谨慎采纳,因为这些药剂的加入虽然可以降低液气比,但同时对系统也有一定的副作用。
4 总结
(1)湿法脱硫节能的重点是降低高压负荷能耗。
(2)在设计阶段,增压风机的节能降耗主要是通过合理优化烟气系统来实现,对于新建电厂,在设计阶段就应该考虑对增压风机采用变频控制,对于已建成脱硫装置应根据实际情况考虑增加变频调节。循环泵的节能降耗主要是通过优化液气比、选择合适的吸收塔塔型及采用低压高效喷嘴等方法来实现。
3.石灰石石膏湿法脱硫工艺流程 篇三
1、石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术特点：
1）．高速气流设计增强了物质传递能力，降低了系统的成本，标准设计烟气流速达到4.0 m/s。2）．技术成熟可靠，多于 55,000 MWe 的湿法脱硫安装业绩。
3）．最优的塔体尺寸，系统采用最优尺寸，平衡了 SO2 去除与压降的关系，使得资金投入和运行成本最低。
4）．吸收塔液体再分配装置，有效避免烟气爬壁现象的产生，提高经济性，降低能耗。从而达到：
脱硫效率高达95%以上，有利于地区和电厂实行总量控制； 技术成熟，设备运行可靠性高（系统可利用率达98%以上）； 单塔处理烟气量大，SO2脱除量大； 适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫；
对锅炉负荷变化的适应性强（30%—100%BMCR）； 设备布置紧凑减少了场地需求； 处理后的烟气含尘量大大减少； 吸收剂(石灰石)资源丰富，价廉易得；
脱硫副产物（石膏）便于综合利用，经济效益显著；
2、系统基本工艺流程
石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下：
锅炉烟气经电除尘器除尘后，通过增压风机、GGH(可选)降温后进入吸收塔。在吸收塔内烟气向上流动且被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆液则通过喷浆层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以便脱除SO2、SO3、HCL和HF，与此同时在“强制氧化工艺”的处理下反应的副产物被导入的空气氧化为石膏（CaSO42H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。循环浆液通过浆液循环泵向上输送到喷淋层中，通过喷嘴进行雾化，可使气体和液体得以充分接触。每个泵通常与其各自的喷淋层相连接，即通常采用单元制。
在吸收塔中，石灰石与二氧化硫反应生成石膏，这部分石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（作为一级脱水设备）、浆液分配器和真空皮带脱水机。经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按特定程序不时地用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。
在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46—55℃左右，且为水蒸气所饱和。通过GGH将烟气加热到80℃以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。最后，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。石灰石（石灰）/石膏湿法脱硫工艺流程图
3、脱硫过程主反应
1）SO2 + H2O → H2SO3 吸收
2）CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和 3）CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化
4）CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶 5）CaSO4 + 2H2O → CaSO4 •2H2O 结晶 6）CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH 控制
同时烟气中的HCL、HF与CaCO3的反应，生成CaCl2或CaF2。吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5—6.2之间。
4、主要工艺系统设备及功能 1）烟气系统
烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机和气—气加热器（GGH）等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。
烟气挡板是脱硫装置进入和退出运行的重要设备，分为FGD主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板。前者安装在FGD系统的进出口，它是由双层烟气挡板组成，当关闭主烟道时，双层烟气挡板之间连接密封空气，以保证FGD系统内的防腐衬胶等不受破坏。旁路挡板安装在原锅炉烟道的进出口。当FGD系统运行时，旁路烟道关闭，这时烟道内连接密封空气。旁路烟气挡板设有快开机构，保证在FGD系统故障时迅速打开旁路烟道，以确保锅炉的正常运行。经湿法脱硫后的烟气从吸收塔出来一般在46—55℃左右，含有饱和水汽、残余的SO2、SO3、HCl、HF、NOX，其携带的SO42-、SO32-盐等会结露，如不经过处理直接排放，易形成酸雾，且将影响烟气的抬升高度和扩散。为此湿法FGD系统通常配有一套气—气换热器（GGH）烟气再热装置。气—气换热器是蓄热加热工艺的一种，即常说的GGH。它用未脱硫的热烟气（一般130～150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。烟气再热器是湿法脱硫工艺的一项重要设备，由于热端烟气含硫最高、温度高，而冷端烟气温度低、含水率大，故气—气换热器的烟气进出口均需用耐腐蚀材料，如搪玻璃、柯登钢等，传热区一般用搪瓷钢。
另外，从电除尘器出来的烟气温度高达130～150℃，因此进入FGD前要经过GGH降温器降温，避免烟气温度过高，损坏吸收塔的防腐材料和除雾器。2）吸收系统
4.石灰石湿法烟气脱硫系统运行优化 篇四
石灰石湿法烟气脱硫系统运行优化
摘要：为保证脱硫系统高效、稳定、经济运行,通过分析旁路挡板设计问题;脱硫效率的`影响因素;增压风机和循环泵的运行方式以及脱硫系统堵塞、结垢、腐蚀、磨损的原因,进行了一系列试验后提出了优化措施.优化后脱硫效率长期维持在92%以上,脱硫电耗大幅降低,除雾器及GGH堵塞问题以及脱硫设备的腐蚀、磨损问题得到了有效地控制.作 者：林健秋 LIN Jian-qiu 作者单位：韶关发电厂,广东,韶关,512132 期 刊：广西电力 Journal：GUANGXI ELECTRIC POWER 年，卷(期)：, 33(2) 分类号：X701.3 关键词：烟气脱硫 效率 优化
5.石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇五
关键词：湿法脱硫,石膏,品质
0 引言
大型工业燃煤锅炉烟气脱硫项目已经进入强化实施阶段[1,2,3]、作为一种较为成熟的脱硫技术, 石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺以吸收剂来源广泛、价格便宜, 脱硫效率高, 副产品石膏可再利用等优点, 被广泛应用。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂副产品石膏由多经公司负责外运销售, 因此对石膏品质有一定的要求。
1 系统概况
浙江省宁波市大唐乌沙山电厂4×600MW燃煤机组, 其烟气脱硫工程采用的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺 (FGD) 。设计处理烟气流量2 100 600Nm3/h, 入口烟气SO2浓度 (设计煤种) 1 414mg/Nm3, 出口烟气SO2浓度 (设计煤种) 57mg/Nm3, 脱硫效率96%以上。
1.1 石膏生成的主要流程
将新鲜的石灰石浆液加入脱硫吸收塔内, 使得吸收塔浆液的PH值保持在一定范围内, 石灰石浆液在循环泵动力的作用下, 在塔内形成循环喷淋, 与由下而上进入吸收塔内的原烟气充分接触, 发生一系列化学反应, 生成亚硫酸钙, 亚硫酸钙再被氧化空气强制氧化, 生成硫酸钙, 最终结晶生成二水石膏。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂FGD石膏脱水系统采用每台机组对应一个石膏旋流器, 在石膏旋流器内进行一级脱水, 经脱水后底流为含50%水分的固体石膏, 进而流入浆液分配槽后依靠自身重力至真空皮带脱水机进行二级脱水至湿度小于10%的石膏, 脱水后的石膏经石膏皮带输送机送至石膏仓库贮存。本工程设两套真空皮带脱水机, 按每套出力为四台炉BMCR工况75%设计。石膏仓库的总有效容积按可贮存四台锅炉BMCR工况时3天 (每天20小时) 的石膏产量设计。
1.2 石膏生成的化学原理
SO2和SO3在吸收塔的吸收区域中将被吸收溶解到浆液中, 形成亚硫酸根, 然后在吸收塔的回收区中形成亚硫酸氢根 (HSO3-) 再被氧化成硫酸根SO42-, 硫酸根和溶液中的钙离子 (Ca2+) 反应后结晶形成石膏。
2 运行中影响石膏品质的原因分析及应对措施
浙江省宁波市大唐乌沙山电厂石膏品质的主要控制指标有:Ca CO3含量、Ca SO3·1/2H2O含量、水份含量、氯根 (评定杂质含量多少) 等。下面我将结合浙江省宁波市大唐乌沙山电厂实际运行经验就对影响各项指标因素进行应对性分析。
2.1 石膏中Ca CO3含量高的原因以及调节措施
在脱硫系统的运行过程中, 碳酸钙作为主要的吸收剂需要进行不间断的补充, 同时为了保证脱硫效果, 吸收塔内浆液的PH值要保持一定值, 浙江省宁波市大唐乌沙山电厂运行的实际情况证明, 运行p H值的控制对石膏纯度有最明显、最直接的影响, 因此, 运行人员应根据入口硫份、设备运行状态等实际情况合理调整石灰石给浆量, 控制p H值在一定范围内, 兼顾脱率效果和石膏品质。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂由于要保持较高的脱硫效率, 吸收塔p H值一般控制在5.5~5.7。
除此之外, 如果石灰石活性较差, 石灰石浆液补充到吸收塔内后, 在短时间内不能充分电离, 也就不能和二氧化硫发生反应, 最终会随脱水而进入石膏中。这种情况也会影响石膏品质, 使石膏中Ca CO3含量过高。飞灰含量大至使飞灰中的Al3+还和F-结合形成络合物或是浆液中的亚硫酸根过高包裹在石灰石小颗粒表面阻碍其溶解, 都会造成吸收塔浆液失去活性以至形成坏浆。烟气中灰尘含量高的原因主要是煤质差及电除尘效果差所致, 当入口烟气中灰尘含量超标时及时联系除尘运行检查电除尘运行情况, 调整电除尘运行参数达到更好的除尘效果或建议更换煤种。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂要求FGD入口粉尘含量小于200mg/m3, 实际运行中一般在50mg/m3以下。
2.2 石膏中Ca SO3·1/2H2O含量高的原因以及调节措施
亚硫酸钙含量升高的主要原因是氧化不充分引起的, 氧化不充分的主要原因是氧化空气的流量不够, 在实际运行中, 主要是通过监视氧化风机的出口风压和电流来判断风机的运行状况, 如果发现氧化风机出口风压下降, 则很有可能是氧化风机入口滤网被飞尘堵塞, 为保证氧化空气流量, 应及时更换滤网。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂运行中出现氧化风流不足的最多情况为FGD进口硫份超出设计标准, 进口硫份超标除了引起氧化风量不足外, 还带来浆液密度持续升高、脱硫效率明显不足等一系列问题。另外, 若搅拌器运行效果不佳会致使氧化风不足充分的和浆液接触反应造成亚硫酸钙得不到充分氧化。因此氧化风机和吸收塔搅拌器的运行状况、FGD入口硫份的控制成为我们厂亚硫酸钙含量控制的要点。
2.3 石膏中Cl-等杂质含量高的原因以及调节措施
石膏浆液中杂质含量高的主要来源是脱硫进口烟气和各路工艺水的携带, 还有可能是由于石灰石纯度不高带入脱硫吸收塔浆液中的。因此, 我们首先要控制脱硫进口烟气的粉尘含量。为保证烟气带入杂质量较少, 应及时的调整电除尘的运行参数, 保证电除尘各电场的稳定运行以保证进口烟气较低的粉尘含量。在工艺水水质控制上, 因浙江省宁波市大唐乌沙山电厂工艺水主要来源于原水 (即水库水) , 原水品质较好, 别外约四分之一的工艺水来源于化学废水处理后的水、主机回收水槽水、处理过输煤废水及一些地沟的排水, 所以浙江省宁波市大唐乌沙山电厂在工艺水水质控制上, 需要注意的问题比较多, 控制好化学和输煤废水的处理是要点。另外良好的石灰石来料品质也是比较重要的, 浙江省宁波市大唐乌沙山电厂曾有段时间石灰石来料含泥较多, 不只增加了制浆的困难, 经常造成给料皮带机堵死, 更对脱硫效率及石膏品质影响很大。
2.4 石膏含水量过高或脱水效果不好的原因及应对措施
若石膏浆液中Ca CO3、Ca SO3、或其它一些杂质的含量过高, 就会导致石膏脱水困难, 最后生成的石膏水分就比较大。另外吸收塔浆液含固浓度即密度的控制非常重要。当浆液p H值和固体物浓度一定时, 浆液固体物中Ca CO3与Ca SO4·2H2O有一定的质量比, 此时生产出来的石膏纯度相对稳定。当浆液密度下降时, 石膏副产品中的Ca CO3含量增大, 较难脱水, 反之, 密度增大有利提高石膏副产品的质量, 同时密度过高会对影响脱硫效率, 因此保持浆液密度在一定范围内有助于稳定石膏副产品质量。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂石膏浆液的密度应控制区间在1 090kg/m3~1 120kg/m3, 既保证了石膏质量又兼顾了脱硫效率, 同时当进口硫份较大脱水出力不足时也有一定的调整空间。
此外, 由于脱水设备自身的原因也会导致石膏含水量过高。一级脱水时, 进入石膏旋流器的压力过低, 或者是旋流器部分旋流子堵塞, 都会导致最终脱水效果不好。运行中我们保证一定的旋流器进水压力和对旋流器进行定期的巡检基本可以避免由一级脱水引起的石膏水分大的问题。二级脱水真空皮带机运行效果不好引起的石膏含水量过高。要预防这种情况的发生, 首先要保证真空度正常。真空度是否合适可以通过检查真空泵的运行电流是否正常, 真空泵密封水、润滑水、冲洗水流量是否正常, 真空母管有无堵塞, 真空管道有无漏气现象, 回收水箱液位是否偏低引起的漏真空等来判断。浙江省宁波市大唐乌沙山电厂真空泵在正常运行中, 真空罐压力维持在-40Pa左右, 密封水流量不低于12m3/h, 进浆真空建立后真空泵电流要未建立真空前高一些。其次保证真空皮带机的正常运行。检查真空皮带无卡涩, 不跑偏, 润滑水, 密封水, 滤布冲洗水流量正常, 各喷嘴不堵, 喷淋效果良好, 滤饼厚度合适且横向分布均匀、真空皮带是无不平现象, 真空皮带无滤饼裂缝等以确保皮带机运行正常, 脱水效果良好。
确保了石膏中除Ca SO4·2H2O外各项指标正常, Ca SO4·2H2O含量自然就理想, 在浙江省宁波市大唐乌沙山电厂运行中, FGD系统超出力运行对石膏品质的影响最大, 进口硫份长时间超过设计值, 对设备运行的压力比较大, 氧化风系统、脱水系统不能满足超出力运行要求, 长时间密度会超限或形成石灰石闭塞等问题, 石灰石浆液品质将下降进而石膏品质也下降, 由此看来保证脱硫整体系统的稳定运行、保证巡检和日常监督的质量就能够在达到环保目标的同时获得质量上乘的石膏副产品进而降低脱硫成本。
3 结论
以上从运行的角度分析了湿法脱硫石膏品质不好的主要原因并提出了一些应对措施以供大家参考, 希望在确保脱硫效率, 建设绿色家园的同时也能够得到合格可利用的石膏副产品, 为更美好的绿色经济做出一定贡献。
参考文献
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6.石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计 篇六
1 电厂脱硫装置耗电分析
湿式石灰石-石膏烟气脱硫技术采用石灰石浆液作为吸收剂, 具有设备简化、投资费用低、系统可靠性高、脱硫效率高等特点, 在中国得到了广泛应用。该技术的工艺流程:石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌成吸收浆液, 在吸收塔内浆液与烟气接触混合, 烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙、鼓入的氧化空气进行化学反应后, SO2被脱除, 最终反应产物为石膏, 脱硫后的烟气经除雾器除、GGH加热器加热升温后排入烟囱, 脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收石膏。
某电厂2×330 MW机组脱硫系统采用该技术, 为便于分析, 把脱硫装置分为以下系统:风烟系统 (增压风机、GGH等) 、吸收系统 (循环浆泵、氧化风机、吸收塔喷淋、搅拌器等) 、吸收剂制备系统 (石灰石破碎、湿磨系统、供浆系统) 、石膏处理系统 (石膏排出、真空脱水系统等) , 通过电量表计量、钳形表测量电流测算等方式分别统计各系统耗电量。表1为两套脱硫装置正常运行时占厂用电比例和脱硫系统电耗分布情况。脱硫装置在机组额定功率条件下的设计厂用电率为1.56%, 实际运行中该厂脱硫装置电耗为2.02%, 明显超出设计值。各分系统占总电耗的比例:烟气系统为40.58%、SO2吸收系统为40.79%、吸收剂制备系统为9.08%, 占整个脱硫用电比例90%以上的, 本文降低脱硫装置电耗主要从这3个系统分析研究。
2 脱硫装置电耗超值及应对措施
2.1入炉煤质硫分超过设计值, 设备系统全方式运行而造成电耗增大
目前, 我国电煤供需矛盾突出, 低硫煤比例低, 单价高, 很多电厂实际燃煤中硫含量明显增加。该厂脱硫装置按入炉煤硫分1.6%设计, 设计脱硫效率不低于95%, 统计期内实际入炉煤平均硫分含量为1.93%, 当进入吸收塔的烟气中SO2负荷远超设计值时, 脱硫效率将会显著下降。此时, 运行往往采取增大供浆量、增开循环浆泵、氧化风机等手段维持脱硫效率, 造成脱硫装置长时间全方式运行, 电耗远超过设计值。采取的措施如下:
a.合理调运掺配燃煤。综合考虑入厂煤各项指标, 入厂低硫煤要占一定比例, 掺配时尽量将含硫量较低与高的原煤掺混使用, 尽量保持入炉煤含硫量与设计值不偏离太大, 高负荷燃用低硫煤, 低负荷燃用高硫煤, 不长时间燃用硫严重超标煤。
b.根据烟气含硫量及时调整运行控制参数, 在保证脱硫效率达标的前提下, 合理安排设备启停, 使脱硫装置尽量维持稳定运行状态。
2.2增压风机电耗大易出现喘振现象, 调节特性差
该厂烟气系统运行方式:增压风机与引风机为串联运行方式, 两风机共同克服锅炉烟气系统脱硫烟气的阻力, 增压风机为静叶可调式轴流增压风机, 因为脱硫烟气系统GGH换热器积灰严重, 造成GGH压差大、风机耗能增加、增压风机经常出现喘振现象, 调节特性差, 与吸风机配合差, 出现吸风机在高效区运行而增压风机在低效区运行的情况, 造成电耗增大。采取措施如下:
a. 加强GGH换热器吹灰, 形成定期工作制度, 至少每班吹扫1次。在压力增大时, 加强吹灰频率, 有效降低烟道烟气阻力, 确保GGH换热器压差在规定值范围, 减少增压风机喘震几率, 使增压风机全范围可调。
b. 加强值班员培训, 与主机系统操作配合, 在保证机组和脱硫系统安全运行前提下, 通过试验找出不同负荷时吸风机和增压风机最节能的联合运行方式 (增压风机和引风机电流之和为最小值) , 并下发到班组严格执行。
c. 加强除尘器的运行管理, 保证除尘器的除尘效率, 确保进入脱硫系统的烟气粉尘浓度不超标, 减少系统积灰。
d. 加强脱硫装置检修管理, 遇有机组检修机会时, 彻底清理GGH换热片之间的积灰, 确保其在1个小修周期内较低的阻力下运行。
2.3为维持脱硫效率, 循环浆泵长时间同时运行使电耗过大
如表2所示。每套脱硫装置装有4台循环浆泵、2台氧化风机、4台浆泵对应吸收塔不同的喷淋位置, 按设计循环浆泵应三运一备。在实际运行中, 没有认真分析研究循环浆泵启停台数、次序与脱硫效率的关系, 启动全部循环浆泵会造成设备电耗增加。采取措施:通过实验验证不同负荷对应不同烟气SO2浓度下的循环浆泵组合, 形成现场操作卡片, 按卡片要求启停循环浆泵, 在保证脱硫效率的前提下, 缩短循环浆泵运行小时数, 降低循环浆泵电耗。
2.4吸收剂制备系统出力低, 管道系统阻力大使耗电过大
由于制浆系统出力达不到设计要求、两套制浆系统长时间运行、石灰石石子质量差, 造成破碎系统堵塞严重、空转时间长、电耗增大, 浆液输送系统因浆液沉积结垢而使系统阻力增加、电耗增加。采取措施如下:
a.调整球磨机内钢球装载量, 调整旋流子投入个数, 优化制浆系统出力, 提高效率, 使其达到额定出力, 降低制浆系统电耗。
b.提高石灰石石子质量, 对CaCO3含量、灰尘含量、颗粒大小严格要求, 相应减少破碎系统石子处理量, 减少制浆系统制浆总量, 缩短设备运行时间, 降低了电耗。
c.加强运行维护和设备检查, 对管道、设备备用时及时冲洗, 防止沉积结垢, 减少浆液输送系统电耗。采取以上措施后, 选取运行方式基本相同, 在2009年4月进行了跟踪分析, 结果见表2。
3 结论
从采取以上措施和表2的跟踪分析结果可以看出, 在运行方式基本相同的情况下, 脱硫厂用电率比去年同期下降至1.77%, 离设计值1.56%还有一定的差距, 主要是因为入炉煤硫分含量超出脱硫装置设计值造成的。虽然煤质问题的制约短时间难以解决, 但可以看出在煤质无改善的前提下, 脱硫装置的运行水平、电耗率与日常运行管理和操作维护水平是密切相关的。
参考文献
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