600MW机组脱硫系统扩容改造后运行优化分析.docx

Word版本下载可任意编辑】 600MW机组脱硫系统扩容改造后运行优化分析 为了控制燃煤机组烟气污染物的排放，实现超净排放，*****金湾发电公司（简称金湾电厂）对现有脱硫设备开展了扩容改造本文对金湾电厂脱硫设备升级改造后，***学反应理论和工艺控制角度对湿法脱硫系统的研究，通过对湿法脱硫运行参数控制的优化调整，提高脱硫系统运行的可靠性和经济性 金湾电厂脱硫系统采用湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术，一炉一塔配置随着国家对环保要求的不断提高，参考金湾电厂近年燃煤数据，对3、4号烟气脱硫装置开展增容改造，吸收塔增高至42.8m，液位增高至18m，浆池区抬高9m，浆池扩大到2795m3，浆液循环停留时间3.84min，同时增加2台浆液循环泵和两层11000m3/h的喷淋层改造后#1、#2、#3、#4、#5浆液循环泵喷淋层的标高分别为25.5m、27.3m、29.1m、30.9m、32.7m对附属的脱水、制浆、电气、控制、土建等系统根据工艺需要做相应改造增容改造按照含硫量1.0％(FGD入口SO2浓度2200mg／m3)，出口S02浓度小于35mg／m3设计，脱硫率98.7％ 1脱硫系统运行优化的必要性 影响脱硫效率的因素有多，其中主要包括浆液pH值、钙硫比、液气比以及烟气参数等，机组运行中，设备运行和参数控制不合理，都可能会增加机组的能耗、影响石膏的品质，此时优化设备的运行方式对脱硫系统的节能意义重大。

2脱硫系统运行优化的措施 2.1浆液PH值的调整 （1）根据吸收塔内烟气与石灰石浆液发生的化学反应，可知合理的PH值是保证脱硫效率的关键当PH值在4以下时，SO2在水中主要以亚硫酸氢根离子和未溶解态的状态存在，SO2的几乎无法开展吸收而且浆液呈酸性，对设备也有腐蚀，低PH值使SO2的吸收受到抑制，脱硫效率降低 当PH值4-6时，浆液中主要是HSO3-形式存在，这种离子能为CO32-扩散过程提供H+，从而有力的促进水解过程，提高了石灰石的溶解速率，但当PH值小于4.8时，SO2的吸收受到抑制，脱硫率大大降低而当PH值大于6时，HSO3-的含量急剧下降，SO32-的含量急剧上升，而SO32-不能提供H+,对石灰石的溶解部能起到增强作用，所以石灰石溶解速率减慢，此时石灰石的溶解和亚硫酸钙的氧化受到严重的抑制，塔内石灰石含量增加，石灰石的有效利用率下降，运行成本提高，并且容易结垢堵塞现象 PH值过高或过低都对不利于系统的经济运行，根据运行经验，PH值控制在5.0-5.8之间比较适宜；根据脱硫效率及烟气入口含硫量确定PH值的设定值，吸收塔补浆应缓慢均衡，防止大流量进浆。

（2）当机组低负荷时，可以适当降低PH值运行，利于浆液的充分氧化在机组加负荷之前，适当提高浆液PH值，可防止加负荷过程中，烟气流量增加快，浆液PH值难以快速提高而使FGD出口二氧化硫浓度超标 （3）当大量供浆时，吸收塔内浆液PH值无法提高时，可以适当置换部分浆液，向吸收塔内加添加剂，从烟气侧、水侧、浆液循环泵出力等查找根源 2.2吸收塔内浆液密度 吸收塔内浆液密度不正常，可能造成管道及泵的磨损、腐蚀结垢及堵塞，吸收塔内浆液与烟气反应活力下降从而影响脱硫装置的正常运行吸收塔浆液密度设计为1080～1150kg/m3，实际运行所需浆液浓度应该根据机组负荷和煤种配比情况来调整，在保证脱硫效率的情况下保持在低密度运行 吸收塔浆液密度连续监测，吸收塔浆液密度高，应及时调整吸收塔浆液排放泵出口电动调节门的开度加大排出的流量，加强石膏脱水力度并增大进入吸收塔的工艺水量，保证效率的前提下，减少吸收塔的石灰石进浆量，吸收塔浆液密度低则相反 2.3吸收塔液位 随着烟气量、烟温的上升及吸收塔内反应的开展，水分蒸发很快液位过低，氧化反应空间会降低，影响石膏品质，浆液循环泵电耗会增加，及时补水很重要，补水优先使用湿电水供除雾器冲洗水，其次在使用工艺水供除雾器冲洗水。

吸收塔液位过高，吸收塔会溢流也会缩短吸收剂与烟气的反应空间，可能导致浆液流进入口烟道，此时除雾器冲洗应暂停，加大吸收塔排出泵的出力，加强出石膏、出废水，必要时可排浆至事故浆液箱，吸收塔正常运行液位位15.8-16.5m 2.4降低GGH泄漏率 GGH设有低泄漏风机，可有效防止原烟气向净烟气侧泄漏的问题当GGH密封片磨损时，原烟气向净烟气侧泄漏，直接影响脱硫效率正常运行时，必须保证GGH低泄漏密封风机的稳定可靠运行，发现问题及时消缺处理；在机组停运检修时，要对GGH动静密封片严密性开展间隙调整，保证GGH密封装置到达设备规范要求 2.5优化浆液循环泵节能运行 烟气脱硫中液气比的概念为：吸收1m3的烟气所需的液体体积，也就是L/G=Q/1000：V，其中Q为循环浆液流量，V为进入吸收塔的烟气流量液气比过低，吸收效果变差，会导致FGD出口的SO2浓度升高；液气比太高，会增加净烟气的含水量，导致烟道及烟囱的腐蚀，同时除雾器的负担增大，除雾器、烟道等设备堵塞，降低烟气抬升力，影响脱硫系统的安全运行 当脱硫系统运行时，金湾电厂改造后各台浆液循环泵管道标高不同，喷淋量不一致，浆液循环泵#1、#2功率630kW，浆液循环泵#3、#4、#5功率分别为1000kW、1120kW、1250kW，详见表1。

吸收塔浆液循环泵#1和#2的动力电源在主机6KV母线上，#3/4/5泵在脱硫6KV母线上，为防止因某一段母线突然失电，导致浆液循环泵全停，引起机组MFT的隐患 在优化组合浆液循环泵运行时，#1和#2循环泵至少保持一台运行，#3/4/5循环泵至少保持一台运行因为循环泵#1和#2的额定功率一样，由于#2循环泵比#1循环泵的管道标高高1.8m，在循环泵#1和#2只运行一台时，优先选用#2循环泵当吸收塔喷淋量满足脱硫率及脱硫排放阈值时，根据机组负荷和FGD入口硫份的高低优先选用总功率较小的组合泵运行，到达节能降耗目的 2.6其他 （1）保证合理的脱硫废水排放量如果长期不出废水，吸收塔浆液很容易起泡溢流至地面，污染周边环境，也会产生虚假液位 （2）在机组燃烧煤种变化大时，进入吸收塔内的烟气中SO2含量高时，及时调整吸收塔浆液循环泵运行台数、吸收塔浆PH值（夜班低负荷时连续小流量对吸收塔补浆，提高PH值在5.6左右，在早上机组加负荷导致进入吸收塔内的烟气SO2量突增时，可有效保障脱硫率达标）必要时，及时与主机沟通，切换至低硫份煤的磨煤机运行 完毕语 通过对脱硫系统升级改造后的运行数据的收集整理，对影响机组脱硫效率的因素开展研究，根据实际脱硫系统运行的各个参数，以及燃烧煤种和机组负荷的变动情况，优化运行方式和系统配置，即可节能降耗又可确保脱硫系统长期稳定安全运行。