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文档简介
脱硫技术简介概述
我国的能源资源以煤炭为主,在电源结构方面,今后相当长的时间内以燃煤机组为主的基本格局不会改变,大量的燃煤和煤中较高的含硫量必然导致SO2的大量排放。1995年我国SO2排放量达到2370万t,超过了欧洲和美国,成为世界上SO2排放第一大国,之后连续多年排放超过2000万t。近年来,由于电力的快速发展,SO2的排放量又开始上升。2011年国家环境保护总局发布了GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》替代2003版,规定了大气污染物排放控制要求;国家新的《排污费征收标准和计算方法》使得企业的SO2排污成本增加。脱硫补贴电价与环保处罚双重方案使全国各地的火电厂纷纷进行烟气脱硫工程的建设与改造脱硫技术分类脱硫剂的种类划分
CaCO3(石灰石)钙法;
MgO镁法、Na2SO3钠法
NH3氨法(预洗涤、吸收塔)海水法(填料塔,氧化风机)有机胺法脱硫(吸收、解析、制酸)小结世界上普遍使用的商业化技术是钙法,所占比例在90%以上镁法和钠法在美国得到了较深入的研究,但实践证明,它们都不如钙法。液氨法脱硫技术生产硫酸铵化肥有很好的应用价值。海水法脱硫技术可靠,设备简单,脱硫成本低。但是有可能产生二次污染。有机胺法脱硫制造硫酸技术。不产生固体废物,绿色循环经济。脱硫剂状态划分湿法干法(炉内喷钙法)半干(半湿)法。石灰石湿法技术石灰石浆液进入吸收塔浆液循环,从吸收塔上部喷淋层雾化后喷淋而下。烟气从吸收塔下部进入,与自上而下的浆液逆流发生反应吸收烟气中的二氧化硫。石灰石干法技术干法烟气脱硫就是将干性脱硫剂加人炉内或喷入烟气中,脱硫剂与SO发生气固反应,达到脱除SO的目的。最常用的干法烟气脱硫技术是炉内喷钙脱硫工艺系统。半干(半湿)法生石灰粉制成具有很好反应活性的熟石灰〔Ca(OH)2〕浆液,经泵送至吸收塔上部,由喷嘴或旋转喷雾器将石灰浆吸收液均匀地喷射成雾状微粒,这些雾状石灰浆吸收液与引入的含二氧化硫的烟气接触反应,其结果低湿状态的石灰浆吸收液吸收烟气中的热量,其中的大部份水份汽化蒸发,变成含有少量水份的微粒灰渣,同时,吸收烟气中二氧化硫。小结石灰石湿法(1)吸收剂产地广泛、储量巨大、运输方便;(2)SO2去除率高;(3)工艺简单可靠、系统可用率高;(4)副产物石膏可作为商品出售,进行多种深加工;(5)技术试用范围广泛,能应与在大容量机组。
石灰石干法投资小工艺简单,脱硫费用低,Ca/S比在2以上时,用石灰石和消石灰作吸收剂,烟气脱硫效率可达60%以上。石灰半干法投资小,工艺简单。半干法的脱硫效率没有湿法高,而且脱硫产物为亚硫酸钙、硫酸钙、碳酸钙和煤灰的混合物,物化性质不稳定,不能产出高质量的石膏。
脱硫原理和参数控制主要内容引言石灰石湿法脱硫基本原理---化学反应原理---双模理论脱硫装置运行参数控制---PH值控制---吸收塔密度控制---吸收塔液位控制---石灰石浆液密度及细度控制引言
煤炭作为重要的现代工业基础化石能源之一在我国能源结构中占有重要地位。火力发电厂更是占到了60%的煤炭消耗量。煤炭燃烧产生的二氧化硫、氮氧化物等是成为大气污染的重要来源之一。石灰石/石膏湿法脱硫是目前世界上广泛采用的烟气脱硫技术。目前,石灰石/石膏湿法脱硫工艺是脱硫领域最完善、最成熟的技术之一。
石灰石湿法脱硫基本原理一、化学反应原理
1、吸收反应石灰石湿法脱硫工艺过程中的核心工艺为吸收塔,在吸收塔的喷淋区,含石灰石的吸收液自上而下喷洒,而含有二氧化硫的烟气则逆流而上,气液接触过程中,发生如下:
CaCO3+2SO2+H2O↔Ca(HSO3)2+CO2
上述这个反应是一个综合反应式,包含了三个反应过程。
1)石灰石水解反应
CaCO3+H2O↔CaOH)2+H2CO3
对于所有的化学反应都是可逆的,也即上述反应式是双向进行的,由于CaCO3较低溶解性反应主导是向左进行的,向右进行的反应占次要地位。向右进行就是石灰石水解后生成CaOH)2和碳酸。式中CaOH)2俗称石灰,是强碱物质,式中H2CO3,俗称碳酸,随着进一步反应进行分解成CO2和水。CaCO3是强碱弱酸盐,这就是为什么石灰石浆液PH值成碱性的原因。
实际的化学反应式远比上述复杂可表述如下:可能的反应过程如下
CaCO3+H+↔Ca2++HCO3-(1)
同时,也可能发生与水和二氧化碳的可溶性反应:
CaCO3+H2O↔Ca2++HCO3-+OH-(2)CaCO3+H2CO3↔Ca2++2HCO3-(3)反应式(1)起主要作用。新产生的HCO3-离子与碳酸之间存在如下平衡:
HCO3-+H+↔
H2CO3↔H2O+CO2(4)
CaCO3只有少量溶于水,水解反应较弱,PH值影响CaCO3水解反应的方向。溶解速率大部分取决于参加反应物的浓度,而且pH值较低(即H+离子较多)水解反应向右进行有利于溶解。
对于石灰石浆液PH值一般在7以上,有些甚至能达到9~10左右。石灰石浆液的PH大小跟石灰石原料的活性有直接关系。一般来说PH越高活性越好,反应速度越快。
2)二氧化硫溶解反应
SO2+H2O↔H2SO3↔SO32-+H+
式中,二氧化硫溶解在水溶液中形成产物主要受PH影响(见PH控制章节)。PH控制反应进行方向。PH过低氢离子浓度大反应向左进行,基本不吸收二氧化硫。二氧化硫溶解速率还受烟气中二氧化硫分压影响,烟气中二氧化硫分压大,水中溶解的二氧化硫就多,同时水中析出的二氧化硫减少,这样达到一个新平衡,这就是亨利定律。这可以解释为什么有时烟气中二氧化硫浓度升高时脱硫效率会提高的原因。
3)酸碱中和反应
CaOH)2+H2SO3↔Ca(HSO3)2+H2O
前两个反应,形成的氢氧化钙和亚硫酸在水溶液中,发生酸碱的中反应生成亚硫酸氢钙。
2、氧化反应在吸收塔的浆池区,通过鼓入空气,使亚硫酸氢钙在吸收塔氧化生成石膏,有如下反应:
Ca(HSO3)2+O2+CaCO3+3H2O↔2CaSO4.2H2O+CO2还可表述为如下反应式
HSO3-+1/2O2↔HSO4↔SO42-+H+
亚硫酸钙被氧化成硫酸钙形成结晶。后面还会讲到,浆液中的PH影响亚硫酸在溶液中的存在形式。亚硫酸盐溶解度要远低于亚硫酸氢盐,对于氧化有重要的影响。
二、双模理论
吸收过程是一个气-液反应,液-固反应。气体吸收机理有着不同的理论,其中应用最广泛成熟的是双模理论,即在气体与液体之间分别存在气膜和液膜。双模理论的特点就是:
1、假定气相液相界面之间存在着两层薄薄的膜,气液两相中浓度已经达到平衡。
2、气液两相处于紊流状态(定义),但是气膜、液膜处于层流状态(定义)。
3、在两相主体中SO2浓度均匀,不存在扩散阻力和浓度差。两膜之内存在浓度差。
SO2从气相转移到液相的过程实际是靠湍流扩散从气相主体到达气相膜,靠分子扩散通过气膜到达两相界面。在界面上SO2
从气相溶入液相;再依靠分子扩散从液膜到达液膜边界,靠湍流扩散从液膜边界进入液相主体。
根据这一传质过程的描述可以认为,尽管气膜液膜很薄但是主要的传质阻力就集中在两个膜中。pA是气相主体的分压pAi是界面上的分压CA是液相主体的浓度CAi是界面处的浓度
吸收过程简化为通过气液两相流膜的分子扩散,通过此两层膜的分子扩散阻力就是吸收过程的总阻力。提高SO2吸收的措施吸收SO2的总阻力,液膜扩散阻力占了大部分。特别是烟气中SO2浓度达到一定时,吸收主要是受液膜阻力控制。因此提高SO2吸收的措施主要归为两类:
1、增加脱硫浆液的碱度
2、增强气液之间的传质提高碱度的方法:
1、提高浆液PH值。这是以降低石灰石利用率为代价的。
2、更换脱硫剂。石灰石换成石灰。
3、系统内添加有机酸(添加剂)增强气液传质的方法
1、增加液气比。多开循环泵,增大能耗
2、增加托盘等构件(其他类型吸收塔)脱硫装置运行参数控制PH值控制吸收塔密度控制吸收塔液位控制石灰石浆液密度及细度控制PH值控制PH值与脱硫效率关系pH值与氧化速率的关系PH值与石灰石溶解率关系PH值与结垢的关系PH值与防腐的关系PH值与脱硫效率关系
一般来说提高PH,可用钙离子增多,相应脱硫效率也会提高。也就是双模理论里提高浆液碱度,增强反应推动力,克服液膜阻力。理论表明PH值低于2.2,浆液基本无脱硫效果。二氧化硫的水解反应由于过多的氢离子使反应向左进行(见二氧化硫溶解)也即液膜内浓度梯度影响阻力增大。但是当PH值大于5.8以后,气膜内阻力占主导,PH值再提高对效率影响也不明显了,但是石膏中残余的石灰石会急剧增加。
pH值与氧化速率的关系
亚硫酸钙的氧化速率在PH4.5~4.7时速率最高,只要鼓入足够的空气亚硫酸钙都几乎可以全部氧化。当pH>8时,SO2在水中主要以SO3
2-
形态存在;pH>9后,全部为SO3
2-
;当pH<6时,SO2在水中主要以HSO3-
了形态存在,pH在3.5~5.4之间,几乎全部为HSO3-
;
当pH<3.5后,溶于水中的SO2有一部分与水分子结合为SO2。
·H2O形态;当pH值≦1.82时,以H2SO3及SO2形式存在。因此pH过高,亚硫酸钙氧化效果较差,不宜在高PH值运行,还可能发生高PH值亚硫酸钙浓度过大导致浆液致盲现象。PH值与石灰石溶解率关系
pH值与石灰石的溶解率呈指数关系,PH为4的溶解率是PH值6时的5倍。高PH值,石灰石的溶解率下降,会造成石膏中的残余石灰石过高造成浪费。反应速率由反应动力学和参加反应的物质从石灰石颗粒中扩散迁移过程决定。当pH值在5和7之间时,这两种反应过程一样重要,但是在pH值较低时,扩散速度限制了整个过程,而在碱性范围内,颗粒表面的反应速度起主要作用。PH值与结垢的关系当PH值急剧降低时,亚硫酸钙溶解度上升,相对硫酸钙的溶解度下降,如果这时吸收塔密度较高,会有大量的石膏结晶析出,在吸收塔内形成硬垢。保持PH稳定可以减少这种垢的产生。当浆液中的亚硫酸钙浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶析出,形成混合结晶CCS垢。PH值在较低时氧化效果较充分,可以避免这种垢的形成。在较高PH值运行时浆液中亚硫酸钙饱和度较高时,就会在吸收塔壁形成结晶,称为软垢。
PH值与防腐的关系
浆液中含有氯离子,氯离子是极强的去钝化剂,氯离子能够破坏金属表面的钝化膜,使其发生腐蚀。较低PH值加剧这一过程的发展。吸收塔密度控制吸收塔密度高增大设备磨损堵塞吸收塔密度高,对管道的冲刷作用增大。在流速较低的部位会沉积,如吸收塔底部、PH计管道等会沉积或堵塞。如果伴随PH偏高还会形成结垢。吸收塔密度高,会造成旋流站底流密度过大,影响浆液流动性,浆液铺不满皮带机造成真空泄露,同时也容易堵塞沉沙嘴。
吸收塔密度高影响化学反应吸收塔密度过高减弱浆液中离子扩散作用,影响氧化反应的进行,会造成亚硫酸钙偏高;影响石灰石溶解,石灰石残留增大;影响二氧化硫扩散,造成脱硫效率降低等问题。吸收塔密度高对转动设备电流影响吸收塔密度高,浆液泵由于输送浆液密度增大,会造成运转电流增高,电耗增加,严重时会超电流运行。曾经发生过吸收塔搅拌器电流超电流跳闸事故。吸收塔液位控制
吸收塔的设计液位一般要考虑浆液在浆池的内的停留时间,停留时间长有利于石膏晶体的成长吸收塔液位还与氧化空气的利用率有关。氧化空气在浆液下的停留时间长,增加了氧化空气的利用率,有利于氧化反应。吸收塔液位高,氧化风机出口压力增大,风机电流会增大。吸收塔液位影响循环泵入口压力,液位高循环泵电流会降低。吸收塔液位高容易造成吸收塔溢流。石灰石浆液密度及细度控制石灰石密度一般控制在1180~1250之间(含固量约25~30%)左右。石灰石浆液密度过高,输送泵电流会增大,管道、旋流站、泵设备磨损加剧,也不利于石灰石颗粒在石灰石浆液罐的预溶解;在低流速下容易造成浆液管道沉积,旋流站底流也容易发生堵塞。
石灰石溶解速率与颗粒大小有关,小颗粒具有相当大的比表面积,增大了液膜与气膜接触表面积,有利于物质扩散迁移,因此较细的石灰石粒度对加快反应有利。粗颗粒石灰石,不利于溶解同时还会造成石膏中的残余损耗。但是过细的石灰石颗粒增大了磨制电耗,因此细度一般控制在325目90左右即可,过细会造成电耗的增加,过细的石灰石细度可能还会造成石膏结晶偏小。
石灰石-石膏湿法脱硫装置运行
常见问题和典型事故分析46
脱硫装置运行常见问题脱硫装置运行典型事故分析47
脱硫装置运行常见问题燃煤含硫量超标问题含硫量超标造成整个脱硫系统超负荷运转,对脱硫系统带来极大危害:A.氧化不充分,易结垢、颗粒小的亚硫酸钙含量高B.石膏结晶时间不足,石膏颗粒小,不易脱水C.含较高亚硫酸钙的浆液将造成接触浆液及脱硫后烟气的部件结垢,引起堵塞、承力部件超重甚至坍塌等问题D.石灰石浆液系统超负荷运行,磨损加剧E.如果不能控制合适的pH值,将造成泵及其他接触浆液及脱硫后烟气的部件腐蚀加剧48
解决方法控制煤含硫量在设计范围之内。49
脱硫装置运行常见问题氧化不足问题因含硫量超标或者氧化设备故障造成氧化风量小,以及氧化系统设计存在问题会造成各种问题:A.氧化不充分,生成大量易结垢、颗粒小的亚硫酸钙,造成脱水困难。B.亚硫酸根离子过高造成浆液“中毒”,即因SO32-过高抑制H+与石灰石反应,造成石灰石化学反应闭塞,无法达到脱硫效率;SO32-含量高时,也会影响其它各级化学反应的速度,导致脱硫效率降低。C.含较高亚硫酸钙的浆液将造成塔内及烟道部件结垢,引起堵塞、承力部件超重等问题。50
解决方法控制煤质、恢复氧化系统设备状态至良好、优化氧化风供给方式。51
脱硫装置运行常见问题
吸收塔“中毒”问题中毒”现象是指表象上在运行参数正常、保证石灰石供应的情况下,吸收塔pH值持续下降无法维持、脱硫率显著降低的现象,造成吸收塔中毒问题的原因较多,机理也不尽相同,主要包括:1)石灰石被包裹A.亚硫酸钙超标,包裹在石灰石表面,抑制其溶解B.烟气中灰尘含量超标或者燃油油污过多,飞灰中的铝、氟等元素形成氟化铝络合物包裹在石灰石和亚硫酸盐晶体表面形成反应闭塞,燃油中的油烟、碳核、沥青质、多环芳烃等也会造成同样后果C.由于缺少晶种,新生成的石膏颗粒也会包裹石灰石表面,造成闭塞
吸收塔“中毒”问题2)其它A.吸收塔浆液浓度过高,抑制SO2吸收和氧化过程,脱硫率会出现持续下降的现象。B.Mg含量高的白云石因其特有特性一般很难溶解,造成”中毒”假象。53
吸收塔“中毒”问题处理方式A.吸收塔内浆液抛浆处理B.加入氢氧化钠、己二酸、甲酸等增强化学性能的添加剂,逐步提高pH值,并加强脱水和排放,恢复浆液的反应活性54
脱硫装置运行常见问题飞灰超标飞灰超标造成的危害:A.吸收塔反应受抑制B.石膏品质变差C.石膏含水率增加D.废水含固量增加解决方法控制电除尘运行状态、锅炉燃用含灰量较低的煤55
脱硫装置运行常见问题
Cl-超标造成的问题A.金属设备氯离子腐蚀。B.石膏含水率偏高。C.石膏品质差,粘结能力差,不适合用于制作建筑材料。解决方法加大废水排放控制Cl-浓度在设计范围之内。56
脱硫装置运行常见问题石灰石品质问题石灰石主要成分和性质的影响:A.CaO含量为决定脱硫吸收反应的主要成分,其有效成分高能有效提高反应速度和效率。B.Al含量过高与飞灰抑制化学反应原理相同,富集后可能造成浆液反应受到抑制。C.许多石灰石矿中含有白云石成分,白云石的主要成分为CaMg[CO3]2,白云石的存在严重影响石灰石的溶解速度。57
石灰石品质问题D.石灰石活性差,其颗粒不易溶解、化学反应速度低;一般情况,影响石灰石活性的因素主要包括原料的CaCO3纯度、颗粒度、微晶结构等解决方法采用品质好的石灰石、针对石灰石品质进行系统设计58
脱硫装置运行常见问题
结垢问题A石膏浆液过饱和结垢石膏晶体在过饱和情况下易沉积致密造成结垢,正常运行参数下所有与石膏浆液和湿烟气接触的设备部件都会发生过饱和结垢问题,常出现在吸收塔入口和出口烟道处、除雾器表面。此类垢相对松软,水可以冲洗掉,防止的方式是控制石膏浆液过饱和度和进行水冲洗。B结晶结垢由于反应条件发生变化引起的溶解度的变化析出石膏晶体或在结晶过程中由于过饱和度过高形成新的晶核造成结垢,这类结垢容易发生在吸收塔壁面等静止部件的表面。59
结垢问题C较高的亚硫酸钙含量引起结垢亚硫酸钙浓度高时可结晶析出形成软垢,在强制氧化系统中易与硫酸钙晶体共同析出形成CSS硬质垢,这两类垢在塔内与浆液接触的部件上容易发生。另外,如果雾滴或沉积物中含有较多的未反应石灰石,会与烟气中残留的SO2继续反应,生成亚硫酸钙/硫酸钙,形成化学垢,此类垢多发生在除雾器或烟道上。D灰垢由于烟气中的飞灰粘结形成的垢常见于吸收塔入口和GGH表面。此类垢较为硬实。减少飞灰含量是防止这类垢的方式。解决方法控制浆液浓度、保证氧化率、减小系统粉尘含量、运行参数平稳调整60
脱硫装置运行常见问题
石膏含水率高问题常见影响石膏含水率的因素:A.浆液中杂质成分过高:飞灰、CaSO3、CaCO3、Cl-、Mg2+、含量高,前三者本身颗粒较小不易脱水;而过多的Mg2+则影响石膏结晶的形状,因增加了浆液的粘度而抑制颗粒物的沉淀过程;Cl-过高也会增加浆液的粘度B.石膏在塔内停留时间短,结晶时间不足,其颗粒小C.石膏浆液浓度低于10%D.旋流器分离效果差,造成脱水机上浆液浓度过低E.真空度过低:一般在0.04~0.06MPa之间最为合适,过高会造成真空泵过载;过低的原因可能是真空系统泄漏、滤饼厚度不足(20~40mm之间)、滤布破损等61
石膏含水率高问题F.小颗粒堵塞滤布或者滤布冲洗不足G.真空泵入口堵塞H.真空槽与皮带孔相对位置偏移,皮带上的真空度下降解决方法控制浆液品质、调整脱水系统设备、废水同步排放。62
脱硫装置运行常见问题水平衡问题A.正常的脱硫系统连续运行需要控制水的进出平衡,否则极易造成箱罐满水溢流B.控制水平衡的原则是按照设计提供的物料平衡表中数据控制各进水点水量,按照物料流程控制浆液的流向,不要轻易增加工艺水使用点,不要把临时使用的工艺水变成长期使用C.最易出现问题的是对滤液水的使用,一般情况,应使用滤液水作为石灰石粉制浆用水D.需要严格控制除雾器冲洗水、入口烟道冲洗水流量和压力,在保证冲洗效果的情况下不使过多的水进入系统,控制冲洗水量的依据是物料平衡表63
水平衡问题E.负荷长时间过低,超出系统调节能力,水不平衡解决方法根据设计要求控制进水量、控制水的来源、负荷尽量提高64
脱硫装置运行常见问题设备磨损和腐蚀问题设备腐蚀环境脱硫设备工艺环境温度正好处于稀硫酸活化腐蚀温度状态,其腐蚀速度快,渗透能力强,故其中间产物H2SO3及H2SO4是导致设备腐蚀的主体。此外,烟气中所含NOX、吸收剂浆液中的水及水中所含的氯离子对金属基体也具有腐蚀能力。设备磨损环境浆液中各种颗粒物;浆液中的颗粒物引起设备的力学损伤;带有大颗粒的浆液造成的异常磨损等。磨损速度主要取决于材质和泵的转速、以及浆液的性质。
设备磨损和腐蚀问题浆液泵的气蚀气蚀主要是由于泵和系统设计不当,包括泵的进口管道设计不合理,出现涡流和浆液发生扰动。进入泵内的气泡过多以及浆液中的含气量较大,也会加剧气蚀。解决方法改善腐蚀、磨损环境,提高设备耐磨蚀、气蚀等级
脱硫装置运行典型事故分析脱硫装置旁路挡板门未关浆液循环泵轴承损坏事故氧化风机停运事故因循环泵检修导致脱硫装置被迫停运事故工艺水泵轴承损坏事故工艺水泵电机轴承损坏事故
脱硫装置旁路挡板门未关
事故经过2010年5月9日14时25分,某电厂1#脱硫装置因烟道修补工作需退出运行,14时40分,旁路挡板门全开。20时50分,消缺结束投运,21时27分旁路挡板门全关。2010年5月10日9时30分,主值检查DCS画面显示#1脱硫装置旁路挡板AB侧开度为0%。此时,增压风机电流240A,GGH原烟气侧压差1632Pa,净烟气侧压差1331Pa,入口烟气量1294Km3/h,脱硫装置出口烟温86℃(5月9日停运前增压风机电流275A,GGH原烟气侧压差1976Pa,净烟气侧压差1690Pa,入口烟气量1310Km3/h,脱硫装置出口烟温71℃)。9时33分,运行人员就地检查发现#1脱硫装置旁路挡板A侧指针与连杆均在全关位置;B侧指针在全关位置,但连杆在全开位置。立即汇报值班领导,通知热控检修。经检查发现#1脱硫装置旁路挡板B侧执行机构脱开,旁路挡板门无法关闭。经处理后,11时50分,将#1脱硫装置旁路挡板B侧全关,DCS画面显示#1脱硫装置旁路挡板B侧开度0%,就地连杆位置正确。此时,增压风机电流278A,GGH原烟气侧压差2415Pa,净烟气侧压差1780Pa,入口烟气量1573Km3/h,脱硫装置出口烟温71℃。
原因分析1、运行人员责任心不强,在进行重大操作时就地检查、监护不到位,是造成此次事故的主要原因。2、热控检修人员对主要设备检修维护不到位,旁路挡板执行机构在运行中脱落是造成本次事故的次要原因。3、运行监盘人员责任心不强,技术水平和运行经验不足,对主要运行参数变化监视不力,在参数出现明显异常时不分析、不检查,是造成事故扩大的主要原因。
防范措施1、在进行主要设备操作时,必须有人在就地配合盘面进行检查监护,除带联锁保护自动起、停的设备,严禁就地无人监护进行设备启停操作。就地监护人员必须检查设备启停正常,汇报盘面操作人员后方可离开。2、在进行涉及到主机运行安全的大型操作时,必须有班长或专工作后备监护人到场监护,以确保主机机脱硫装置安全稳定运行。3、运行人员加强责任心,提高监盘质量,发现运行参数异常时要立即进行综合分析、检查、处理,发现问题及时通知相关检修人员处理。4、运行人员要加强学习,提高自身技能水平,不断提高运行值班质量。5、检修人员要加强设备日常检修维护,及时消除设备缺陷,保证仪表投入率和准确率。
浆液循环泵轴承损坏事故
事故经过2011年5月12日8时,某脱硫运行三值,因环保局例行检测脱硫装置出口排放物,为了保证脱硫效率,需启动#1、#2脱硫装置系统的备用循环泵,保持3台循环泵运行。8时40分,巡检人员对#2-1循环泵进行启动前检查完毕后,通知监盘人员#2-1循环泵具备启动条件,随后主控室远方关闭#2-1循环泵排放阀,远控开启#2-1循环泵入口门。但盘面操作入口门后无信号反馈,令就地打开入口门后,8时41分启动#2-1循环泵,启动电流70A。巡检人员发现循环泵非驱动端轴承声音异常,驱动端轴承压盖脱落,立即通知监盘人员停止#2-1循环泵,8时47分,#2-1循环泵停止运行,联系检修人员处理。11时14分,检修处理好#2-1循环泵轴承压盖脱落缺陷,运行再次启动#2-1循环泵时,轴承冒烟,紧急联系远控停运#2-1循环泵,联系检修人员继续处理。后经解体检查,轴承烧损抱死在轴上无法拆卸,外委车削处理。
原因分析1、运行人员责任心不强,设备启动前检查不到位、不认真,轴承严重缺油却未能发现,是造成此次事故的主要原因。2、运行人员运行能力和经验不足,轴承冒烟时未立即手打事故按钮紧急停泵,事故处理不当,是造成事故扩大的主要原因。3、运行维护和检修保养不到位,主要设备轴承油位偏低,长时间未得到补充,是造成本次事故的次要原因。
防范措施1、运行人员加强责任心教育,提高监盘和巡回检查质量,避免巡回检查流于形式,发现问题及时通知相关检修人员处理。2、在进行设备启停操作时,必须有人在就地配合盘面进行检查监护,除带联锁保护自动起、停的设备,严禁就地无人监护进行设备启停操作。就地监护人员必须检查设备启停正常,汇报盘面操作人员后方可离开。3、运行人员要加强学习,提高自身技能水平和事故处理能力,不断提高运行值班质量。4、检修人员要加强设备日常检修维护,及时消除设备缺陷,提高设备健康水平。
氧化风机停运事故
事故经过2011年5月20日,某电厂脱硫运行三值当班,巡检人员正常巡检,12时44分。检查至#2-1氧化风机,发现就地氧化风机驱动端温度实测85.6℃,油窗模糊,油位不清;非驱动端油位接近2/3处,油质较差,油室螺栓处有少许烟气飘出。12时46分,通知主值停运#2-1氧化风机,联系检修处理,并汇报值班领导。15时57分,#2-1氧化风机换油后投运正常。#2吸收塔无氧化风运行长达3小时左右。
原因分析1、因备用氧化风机故障,#2-1氧化风机长期运行,油质恶化,未得到及时更换。2、检修消缺不及时,对运行设备维护保养不到位,设备健康水平差。
防范措施1、运行人员加强责任心教育,提高监盘和巡回检查质量,避免巡回检查流于形式,发现问题及时通知相关检修人员处理。2、检修人员要加强设备日常检修维护,及时消除设备缺陷,提高设备健康水平。
因循环泵检修导致脱硫装置被迫停运事故
事故经过2010年5月13日,某电厂脱硫检修人员上票处理#2-1循环泵轴承缺陷,检修过程中,当拆下循环泵轴承箱时,烟气携带水汽从循环泵出口管倒流喷出。17时02分,为防止电机损坏,运行监护人员下令停运#2-2、#2-3循环泵。17时03分,向值长申请开旁路挡板门,值长答复等待通知。17时16分,启动#2-3循环泵运行。17时35分,值长通知可以开旁路挡板门,17时50分,旁路挡板门全开,将增压风机静叶关至20%。17时57分,增压风机水平振动大报警,停运增压风机。18时25分,检修将#2-1循环泵出口挡板装好。18时32分,启动增压风机运行。18时35分,值长通知关旁路挡板门。19时04分,旁路挡板门全关。由于循环泵全部停运联开烟气旁路挡板、联跳增压风机保护未投入,旁路挡板未能自动打开,增压风机未跳闸,运行人员也没有手动开启旁路挡板门,停运增压风机,导致吸收塔超温运行14分钟。整个事故过程脱硫装置被迫停运近2小时。
原因分析1、因GGH堵塞严重,吸收塔内正压较高,造成循环泵出口管烟气及汽水喷出是造成脱硫系统被迫停运的设备原因。2、检修工作危险点分析预控和防范措施不到位,准备工作不充分,未及时准备好和安装好堵板,是造成脱硫系统停运和时间延长的主要原因。3、运行人员责任心不强,事故预想不充分,运行经验欠缺,考虑问题不周,事故处理不正确,是吸收塔超温运行的主要原因。4、热控烟气系统故障联开烟气旁路挡板门、联跳增压风机保护未投入,是造成吸收塔超温运行的次要原因。
防范措施1、运行人员要加强技术培训和事故预想,对重大操作和系统隔离要做好充分的事故预想,处理事故要沉着冷静,不断提高运行技能和事故处理能力。2、检修人员在工作前要认真做好危险点分析预控,制定切实可行的防范预案,做好充分的准备工作。3、加强工作票管理,对需填写的安全措施、危险点预控分析等内容严格审查。4、加强生产管理,对重大设备操作应及时请示和汇报相关管理人员。
工艺水泵轴承损坏事故事故经过2010年5月14日16时30分,某电厂脱硫检修人员办理更换工艺水泵至#2吸收塔区域供水总门工作票,#2工艺水泵停用。停运前#2工艺水泵电流128A,出口压力0.8Mpa。18时55分,检修工作结束,18时58分,启动#2工艺水泵,电流133A,出口压力0.97Mpa,就地手动调节#2工艺水泵出口门,控制电流至121A,出口压力0.8Mpa。19时07分,运行人员就地检查发现#2工艺水泵声音异常,电机处有糊味,立即通知主值停#2工艺水泵,此时电流112A,出口压力0.78Mpa。19时13分,通知电气检修人员。19时38分,#2工艺水泵断电,检查#2工艺水泵电机绝缘合格,电机轴承损坏。
原因分析由于工艺水泵#1长期退备,#2长期连续运行,未进行定期切换,维护、保养不到位是本次事故的直接原因。防范措施1、运行人员加强责任心教育,提高监盘和巡回检查质量,避免巡回检查流于形式,发现问题及时通知相关检修人员处理。2、检修人员要加强设备日常检修维护,及时消除设备缺陷,提高设备健康水平。
工艺水泵电机轴承损坏事故事故经过2010年5月11日22时23分,某电厂脱硫运行人员顺控冲洗#1除雾器。值班员在监盘时发现DCS画面显示#2工艺水泵电流140A,属超额定电流(134A)运行。立即启动#1工艺水泵,两台泵并列运行,#2工艺水泵电流降至129A。22时35分,值班员发现DCS画面显示#2工艺水泵电流突升至148A,立即联系就地巡检员。22时36分,巡检员到达#2工艺水泵房,闻到楼内有焦糊味,看到#2工艺水泵电机冒烟,立即按下事故按钮,随后通知检修人员。22时50分,检修人员到现场要求切除#2工艺水泵电源,22时52分,#2工艺水泵电源切除。经测电机绝缘合格,检查发现#2工艺水泵电机驱动端轴承抱死。23时07分,汇报值班领导。
原因分析1、因PLC控制画面无#1工艺水泵电流显示,运行监视不便,#2工艺水泵未进行定期切换,长期连续运行是导致轴承损坏的主要原因。2、运行维护和检修保养不及时是轴承损坏的次要原因。防范措施1、运行人员要严格执行设备定期切换和试验制度,确保设备能够得到必要的维护和保养。2、运行巡检时要认真仔细,对设备的振动、温度、润滑等情况检查到位,严谨走过场。发现问题时要认真查找原因、仔细分析,事故处理时要沉着冷静、正确果断。3、运行人员要认真监盘,发现参数异常,要立即进行分析、检查、处理,找到事故隐患根源,果断处理。4、加强设备运行维护和检修保养,经常进行必要的换油或补油。
脱硫添加剂实验
脱硫化学反应原理提高SO2吸收的措施脱硫添加剂添加剂种类结论脱硫化学反应原理--双膜理论
吸收过程是一个气-液反应,液-固反应。气体吸收机理有着不同的理论,其中应用最广泛成熟的是双模理论,即在气体与液体之间分别存在气膜和液膜。双模理论的特点就是:
1、假定气相液相界面之间存在着两层薄薄的膜,气液两相中浓度已经达到平衡。
2、气液两相处于紊流状态,但是气膜、液膜处于层流状态。
3、在两相主体中SO2浓度均匀,不存在扩散阻力和浓度差。两膜之内存在浓度差。
SO2从气相转移到液相的过程实际是靠湍流扩散从气相主体到达气相膜,靠分子扩散通过气膜到达两相界面。在界面上SO2
从气相溶入液相;再依靠分子扩散从液膜到达液膜边界,靠湍流扩散从液膜边界进入液相主体。
根据这一传质过程的描述可以认为,尽管气膜液膜很薄但是主要的传质阻力就集中在两个膜中。
吸收基本理论--双膜理论pA是气相主体的分压pAi是界面上的分压CA是液相主体的浓度CAi是界面处的浓度吸收过程简化为通过气液两相流膜的分子扩散,通过此两层膜的分子扩散阻力就是吸收过程的总阻力,SO2被水吸收液膜阻力远远大于气膜阻力提高SO2吸收的措施
吸收SO2的总阻力,液膜扩散阻力占了大部分。特别是烟气中SO2浓度达到一定时,吸收主要是受液膜阻力控制。因此提高SO2吸收的措施主要归为两类:
1、增加脱硫浆液的碱度
2、增强气液之间的传质提高碱度的方法:
1、提高浆液PH值。这是以降低石灰石利用率为代价的。
2、更换脱硫剂。石灰石换成石灰。
3、系统内添加有机酸增强气液传质的方法
1、增加液气比。多开循环泵,增大能耗
2、增加托盘等构件(其他类型吸收塔)脱硫添加剂石灰石脱硫工艺脱硫塔的运行性能受两个极端pH值的限制:一是pH值降低到接近气液界面的pH值,这将降低SO2的溶解和吸收速率;二是pH值升高到液固界面的pH值,这将降低石灰石的溶解速率。Rochelle和King在1977年指出,所有在气液界面(pH一3~4)和浆液中(pH一4.5~5.5)具有缓冲能力的添加剂,均可增强SO2在液膜中的扩散(将SO2转化为HSO3
)。从理论上讲,所有强度介于碳酸和硫酸之间、且其钙盐为可溶性的酸均可作为缓冲剂。实际应用中,任何在pH=3~6能起缓冲作用的弱有机酸均可改善FGD系统的运行性能。
有机酸能作为缓冲剂提高浆液中和酸性的能力,并吸收二氧化硫。以己二酸为例,由于己二酸钙比碳酸钙溶解性高,使用己二酸(以己二酸离子的形式)比单纯使用石灰石有更多的碱离子可供使用。在己二酸存在的情况下,己二酸根离子调节pH值,使得pH值不会像单纯使用石灰石那样迅速下降,这样,己二酸根离子就增加了浆液中和二氧化硫的能力。同时,己二酸根离子在洗涤液滴上形成液膜,二氧化硫转换成亚盐酸盐的反应比没有己二酸根离子时要快得多。
有机酸缓冲添加剂由于其缓冲作用,可以保持到达石灰石颗粒表面的质量通量不变,SO2的吸收所需的碱度对CaCO3或亚硫酸钙溶解速率的依赖减小,同时还可以促进石灰石的溶解。有机酸添加剂允许脱硫塔在pH值较低时工作,提高了石灰石的溶解速率,这就减少了石灰石的消耗。
有机酸缓冲添加剂不受cl浓度的影响。有机酸对副产物(无论是何种氧化方式)的沉淀和过滤性能影响不大.添加有机酸不会显著增加浆液中溶解的固体含量。最早试验的有机酸添加剂是己二酸。结果表明,己二酸具有水溶性、低挥发、化学稳定、无毒、供应充足和成本低的优点,在有机酸中是最佳选择。
现在,混合二元酸(DBA)、丁二酸、戊二酸(己二酸的混合物)、纯己二酸、甲酸钠、MgO、S等都得到了使用,乙酸和安息香酸也已在小型装置上进行了试验。添加剂种类DBA、脂肪酸甲酸己二酸SMgODBA在石灰石脱硫工艺中得到广泛验证标态下液气比DBA浓度/mg/LDBA对脱硫效率的影响DBA浓度/mg/L脱硫效率当DBA的浓度从0提高到1000mg/L时,脱硫效率剧增,继续提高DBA浓度,但脱硫效率达到了液膜控制的最大值,DBA的费用迅速增加。DBA浓度对脱硫效率的影响DBA是由三种羧基酸组成的:即琥珀酸、戊二酸、和脂肪酸,它们是脂肪酸工业的副产物,与可溶性亚硫酸盐一样,DBA也是通过增加液相碱度来提高脱硫效率的,反应式如下:
一OOC一(CH2)n一COO
-+H+
===HOOC一(CH2)n一COO一
(1)NOOC一(CH2)n一COO
-+H+======HOOC一(CH2)n一COOH(2)
上述两个反应在塔底浆液槽中随着石灰石的溶解、pH值的提高,将发生递向反应。DBA不但能中和吸收的SO2,而且对石灰石脱硫浆液的pH值具有良好的缓冲作用,因而它比亚硫酸盐更有效。反应是可逆的,理论上DBA是不会被消耗的。但DBA会被氧化降解消耗一部分,同时,还会沉积于亚硫酸盐、硫酸盐的固体表面以及被脱硫副产物所含的水分带走。DBA蒸气压较低,不会在烟气中蒸发。
己二酸最佳脱硫添加剂己二酸为二元酸,己二酸对pH值的缓冲机理很简单,它在储浆池中与石灰石或石灰石反应生成己二酸钙浓度达到10mmol/L时,吸收SO2总的反应速率不再受石灰石溶解速率或亚硫酸钙溶解速率的控制。添加己二酸后,易产生泡沫。泡沫的存在一方面可增加气液界面面积,提高脱硫效率,但另一方面,泡沫的存在又会产生一些运行问题。
己二酸主要的降解产物为戊二酸、戊酸和CO
2
,其它降解产物有甲烷、丁烷、丙烷、CO和琥珀酸。戊酸有霉味,但浓度较低,对环境的影响不大。己二酸的降解产物(戊酸或戊二酸)也是有效的缓冲剂。
己二酸试验己二酸在较低含量的情况下效果不明显。在4月15日8:35加入己二酸500kg。此时己二酸的浓度约为0.319ppm。从表中的参数可以看出:脱硫效率没有明显的变化,净气含硫量有下降趋势,但是幅度很小,PH下降比较明显,供浆量也没有明显变化。随着己二酸含量分别增加到1吨、1.5吨,浓度上升约到0.629ppm、0.954ppm,净烟气SO2含量急剧下降,由原来的110.79mg/Nm3,下降到58.04mg/Nm3,效率大幅提高,由原来的94.67%,分别提高到96.69%和97.51%。PH也下降较多,基本稳定在5.0。供浆量也有所下降有原来的20m3/h下降为16m3/h。4月16日14:00加入己二酸500kg,累计加入1.5吨。从附图09以看出净烟气SO2含量急剧下降,效率提高,PH在短时间内上升比较多,说明塔内大量的CaCO3溶解。4月19日当己二酸增加到2吨,浓度增加约到1.2ppm时,效率增加幅度减少,毕竟由于烟气量和含硫量决定了供浆量的消耗值,过大的己二酸浓度不能再明显增加系统的效率。两台泵运行单位初始0.5吨1吨1.5吨2吨4月15日4月15日4月15日4月17日4月19日时间3:2510:5921:3014:0814:32机组负荷MW267270285270282原烟气风量Nm3/h847877854911872原烟气SO2含量Mg/Nm32590.992609.312493.282401.692611.3净烟气SO2含量Mg/Nm3110.7997.3686.3758.0456.71脱硫效率%94.6794.6296.6997.5197.32PH值5.965.645.065.045.09供浆量M3/h19.719.516.516.515.9两台循环泵运行时,在不同含量己二酸的典型运行参数己二酸浓度与效率试验入口PH值和己二酸浓度对效率影响脱硫效率化学添加剂的损失机理
有机酸,其损失途径主要有四种:1、与固体形成共沉淀与固体形成共沉淀带来的损失主要发生于低亚硫酸盐氧化率的工况下2、蒸发蒸发损失仅限于易挥发组分,如乙酸、甲酸、安息香酸等。具体损失与所采用的氧化方式(强制氧化还是抑制氧化)、pH值、温度以及添加剂本身的性质有关。
3、化学/生物降解一般来讲,化学/生物降解与温度和浆液组分有关,温度越高,化学/生物降解越大。化学降解在两种氧化方式中均存在,只是在抑制氧化方式中稍低一些。4、废水排放废水排放带来的损失取决于有机酸的浓度和废水流量,应用化学添加剂的优点最早使用化学添加剂是为了提高石灰石法FGD系统的脱硫效率。在应用过程中,发现还有以下优点。
1、可关闭部分泵,降低所需的液气比,降低脱硫塔动力消耗,从而减少投资费用和运行费用。
2、由于化学添加剂具有良好的缓冲能力,FGD系统可在较低的pH值条件下运行。例如,采用己二酸增强的石灰石脱硫系统,其pH为4.6一5.4之间,没有采用己二酸增强的石灰石脱硫系统,其pH值为5.5。3、作为晶体调节剂,改善固体沉降及处置特性。
4、增加了FGD系统对燃料含硫量变化的适应能力。即使pH值波动很大时,出口SO2的浓度也能保持稳定。
5、增加了运行的灵活性。
加入添加剂后低pH值运行潜在的好处
①降低己二酸的消耗,己二酸的降解量随pH值的降低而降低;
②易于氧化亚硫酸盐/亚硫酸氢盐,所消耗的空气量小;
③石灰石利用率提高,可达100%,这在石灰石一石膏法FGD系统中尤为重要;④降低脱硫系统对石灰石的类型和粒度的敏感性,石灰石的粒度可增大;⑤亚硫酸钙结垢的可能性减少;
⑥自动控制回路中pH值的响应特性更为良好;
⑦对SO2排放浓度的控制范围更大,当需要降低SO2排放浓度时,只需提高pH值使用化学缓冲剂的一些缺点
(1)采用有机酸的脱硫系统废水,由于BOD和COD含量增加,一般需生化处理。在废水处理BOD时,对于浓度较低甲酸可用生物滤器,对于浓度较高的甲酸或DBA可用活性污泥或SBRS法处理。无论采用哪种方法,均需清除其中的有毒金属,这需要一笔很大的费用。
(2)若使用甲酸钠或甲酸,将有部分甲酸挥发至烟气中。根据美国一些FGD的测试表明,烟气中的甲酸为l~12mg/L。
(3)当添加缓冲剂是为了保证脱硫系统的正常运行时,中断缓冲剂的供给将严重影响系统的运行。但可以用其它的缓冲剂替代,只是使用浓度改变。
(4)长期实践表明,缓冲剂的添加量会随着FGD系统的运行时间的增加而增加,这将导致将来的实际运行费用较设计或运行初期不断增加。
使用化学缓冲剂的一些缺点(5)使用缓冲剂时仍应注意它所造成的其它影响,特别是琥珀酸,它会改变副产物的晶习,从而影响沉淀和过滤效果,至于是起“正作用”(提高性能)还是“副作用”(降低过滤性能),取决于副产物中亚硫酸盐的氧化分量。
(6)在使用己二酸作为添加剂的石灰石工艺中,由于吸收过程中发生副反应,生成了戊酸,浆液有恶臭味。研究表明,戊酸将继续降解成含c1~c4的蜡状碳氢化合物。己二酸的添加对环境不会造成伤害,对操作人员也不会有损害(只是有些臭味),但含有己二酸及其降解物的排放量应根据周围环境情况加以限制。
是否使用添加剂
在FGD系统能够满足使用要求的情况下,是否采用添加剂应慎重考虑。1、考虑添加剂增加的费用和FGD系统节省投资和运行费用间的关系。2、使用的浆液容易起泡。3、也有电厂反应有衬胶脱落的特例。4、使用添加剂需要保证添加剂在浆液中的浓度5、浓度低的添加剂起反作用。
吸收塔起泡原因分析及对策什么是起泡起泡条件起泡现象起泡危害起泡原因吸收塔起泡紧急对策控制对策消泡剂的使用什么是起泡
由液体薄膜隔离开的气泡聚集体称为泡沫。泡沫由于表面作用而生成,是气体分散在液体中的分散体系,其中液体所占体积分数很小,泡沫占很大体积,气体被连续的液膜分开,形成大小不等的气泡。形成泡沫时,液体表面积增大,因此,表面张力小有利于起泡。当不溶性气体被液体所包围时,形成一种极薄的吸附膜,由于表面张力的作用,膜收缩为球状形成泡沫,在液体的浮力作用下气泡上升到液面,当大量的气泡聚集在表面时,就形成了泡沫层。
起泡的条件只有气体与液体连续又充分地接触时,才能产生泡沫当气体与液体的密度相差非常大时,才能使液体中的泡沫能很快上升到液面,形成气泡浆液的表面张力小,容易起泡
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吸收塔起泡现象吸收塔剧烈溢流运行中吸收塔液位正常,但是大量带泡沫的浆液涌出溢流管,吸收塔地坑液位激增,地坑泵启动,。当吸收塔浆液溢流量较大时,吸收塔地坑液位无法控制,浆液溢出地面。虚假液位在运行中由于吸收塔液位多采用装在吸收塔底部的压差式液位计测量,DCS显示的液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的值,而吸收塔内真实液位——由于气泡、或泡沫引起的“虚假液位”远高于显示液位。吸收塔起泡现象烟气温度降低起泡严重时,由于烟气携带的起泡浆液增多,除雾器处理能力有限,还可能造成净烟气温度的降低,或溢流到原烟道造成原烟气至吸收塔温度降低。GGH差压增大起泡严重时,吸收塔液位实际液位较高,起泡浆液漫过烟道堵塞GGH,引起GGH差压增大.
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吸收塔起泡的危害烟道结垢积灰损害烟道防腐层冲击增压风机叶片堵塞GGH影响文明生产
!吸收塔起泡原因
吸收塔起泡的原因主要是浆液中引起表面张力变化的物质增多及起泡物质增多引起,这些物质可能有:有机物、重金属、CL离子、碱性金属、起泡物质等
吸收塔起泡原因
锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分,未燃尽成份随锅炉尾部烟气进入吸收塔,造成吸收塔浆液有机物含量增加。锅炉后部除尘器运行状况不佳,烟气粉尘浓度超标,含有大量惰性物质的杂质进入吸收塔后,致使吸收塔浆液重金属含量增高。重金属离子增多引起浆液表面张力增加,从而使浆液表面起泡。
引起吸收塔起泡物质来源脱硫用石灰石中含过量MgO(起泡剂),与硫酸根离子反应参生大量泡沫脱硫用工艺水水质达不到设计要求(如中水),COD、BOD超标。(化学需氧量、生化需氧量表示有机物的含量)脱硫装置脱水系统或废水处理系统不能正常投入,致使吸收塔浆液品质逐渐恶化。锅炉燃烧情况不好,飞灰中有部分碳颗粒或焦油随烟气进入吸收塔。
引起吸收塔溢流运行因素吸收塔浆液密度过高吸收塔液位过高运行过程中出现氧化风机突然跳闸现象,吸收塔浆液气液平衡被破坏,致使吸收塔浆液大量溢流。吸收塔起泡紧急对策适当降低吸收塔液位停运循环泵降低吸收塔密度
!控制对策严格运行管理,对于电除尘电场投入不足、电除尘低电压节能方式运行、电除尘跳闸等情况发生应及时发联系单通知电厂尽快改善电除尘运行状况,达到脱硫跳闸条件的应开启旁路运行,以降低进入吸收塔的烟气含灰量。严格运行管理,当锅炉燃烧不稳投入油枪运行短时间无法恢复时,应及时开启旁路运行,避免携带有大量未燃尽的燃油的烟气进入吸收塔增大废水的排放,降低吸收塔浆液重金属离子、Cl-、有机物、悬浮物及各种杂质的含量,保证吸收塔内浆液的品质。控制对策控制工艺水水质对于使用电厂中水的企业,严格控制脱硫用工艺水的水质,加强化验,督促电厂加强过滤和预处理工作,降低COD、BOD。(化学需氧量、生化需氧量表示有机物的含量)控制石灰石品质严格控制石灰石原料,保证其中各项组分(如MgO、SiO2等)含量符合要求加强吸收塔液位校对定期对吸收塔液位变送器进行校对,保证液位指示正确,避免较大偏差,引起运行液位过高。
消泡剂的使用消泡种类消泡剂的种类较多,但是每种消泡剂都是有针对性的。因此对于吸收塔起泡的原因的不同,消泡剂的使用也不同。消泡剂的选择使用单位可根据实际情况,烟气量、煤质成分及燃烧工艺、吸收剂、工艺水质、起泡特点最终确定消泡剂。使用方法加入地点:吸收塔地坑投加量:在吸收塔最初出现起泡溢流时,初始消泡剂的加入量较大,日常维护加入量较小可根据厂家提示和实际添加效果掌握一般一天一次或一天两次。
石灰石-石膏湿法脱硫装置运行节能优化引言
随着国家对电力企业环保减排工作的重视,烟气脱硫装置在火力发电厂的投入率越来越高。截止到2008年底投产的烟气脱硫装置已达3.79亿千瓦,约占燃煤机组装机容量66%。石灰石湿法烟气脱硫,以其脱硫剂(石灰石)来源丰富;工艺技术成熟;运行经验成熟;可靠性高等特点,已经成为电厂烟气脱硫工艺的主流。如何提高管理水平,降低成本,节能优化经济运行,是电厂石灰石湿法脱硫运行管理的重点。烟气脱硫系统的主要消耗表现在电耗、水耗、气耗、汽耗等。其中电耗为最大,根据已经投运的大量脱硫系统统计。脱硫电耗占厂用电量的1~1.5%左右。某电厂2×600MW脱硫装置名义电耗统计表序号设备名称占总电耗百分率1增压风机61.112循环泵20.293氧化风机4.404球磨机3.065密封加热器1.716真空泵1.347挡板密封风机1.348石膏排出泵1.10合计94.35
从上表可以看出增压风机、循环泵、氧化风机是主要的电能消耗设备。那么如何降低电耗?降低电耗试验和优化建议1、根据SO2负荷优化循环泵运行台数2、降低吸收塔液位,优化氧化风机电流3、控制吸收塔浆液密度,降低循环泵能耗4、GGH差压对增压风机的影响降低电耗试验和优化建议1、根据SO2负荷优化循环泵运行台数2、降低吸收塔液位,优化氧化风机电流3、控制吸收塔浆液密度,降低循环泵能耗4、GGH差压对增压风机的影响
为了寻找实际工况下,电耗成本最低的最佳的循环泵运行方式,进行了循环泵组合运行试验。在某机组负荷为480MW,入口SO2浓度为1850㎎/㎡,O2为6.72—8.1%,吸收塔浆液密度为1150㎏/㎡左右,石灰石浆液密度为1250㎏/㎡左右,两台氧化风机运行的条件下进行试验。循环泵组合试验结果循环泵组合脱硫率%电流合计A功率合计kw循环泵组合脱硫率%电流组合A功率合计kwA+B﹥99.53132830A+B+C﹥99.54534096A+C﹥993012721A+B+D﹥994454022A+D97—982932648A+C+D﹥994333914B+C97—992912631B+C+D﹥99.54233824B+D97—982832558A+B+C+D﹥99.95855288C+D94—952722458液气比对脱硫效率影响曲线
从液气比曲线可以看出在试验条件下,液气比可以控制在10左右而不会对脱硫效率降低有较大影响。实际运行结果也表明可以运行在10左右。80%负荷,采用两台循环泵运行,液气比约9.8。(不同机组可能有差异)循环泵组合试验结果B、D组合最优
以吸收塔液位13米计算,A泵喷淋浆液行程12.6m,B泵10.9m,C泵9.3m,D泵7.5m。从上表可以看出,循环泵喷淋浆液行程对脱硫效率影响较大。D泵浆液喷淋行程只有A泵的57%。喷淋流程越长,反应时间越长,SO2脱除率越高。但是循环泵扬程高,循环泵电能消耗相应增大。因此从效率和电能消耗综合考虑B、D组合运行节能效果较好,比A+B组合节省功耗272kw,比B+C+D组合节省功耗1266kw。喷淋层对烟气系统阻力影响压降mm水柱液气比lgal/kacf=0,134L/m3循环泵对烟气系统阻力影响
在给定流速下,压降随浆液流量的增加而增加(从4.9一6.4m3/min)。浆液流量增加30%,压降增加15%一25%(与烟气流速有关)。当气速为3.5m/s,液气比从13.8增加到18时,压降从596Pa增加到685pa(15%);
当浆液流量为4.9m3/min,气速增加50%,压降增加约60%(浆液流量为4.9m3
/min时,气速由3.04m/s增至4.57m/s,压降由500Pa增至750Pa)。
停运部分循环泵实验结论一、在SO2负荷较低时停运部分循环泵,可以节省循环泵的能耗。二、停运部分循环泵还可以减小烟气系统阻力,可以降低增压风机能耗。降低电耗试验和优化建议1、根据SO2负荷优化循环泵运行台数2、降低吸收塔液位,优化氧化风机电流3、控制吸收塔浆液密度,降低循环泵能耗4、GGH差压对增压风机的影响降低吸收塔液位,优化氧化风机电流
该装置装设有三台50%容量的氧化风机。用于把亚硫酸钙强制氧化成硫酸钙。氧化风机为罗茨风机。风量Q=4500m3/h,额定功率185kw,额定电流328A。罗茨风机的特性决定了氧化风系统阻力对运行功率影响较大。吸收塔液位高低直接影响氧化风系统出口阻力大小,从而决定罗茨风机能耗的大小。吸收塔变液位运行试验
吸收塔变液位运行试验。以吸收塔系统#1氧化风机进行试验。吸收塔设计液位14米,原实际运行控制液位13~13.5米。试验液位从12.3至13米变化,同时测量石膏亚硫酸钙含量变化,以免吸收塔液位过低影响氧化空气的利用。
试验结果表明吸收塔液位与氧化风机电流近似成直线正比关系。每升高一米液位,氧化风机电流增加约10A。在试验吸收塔液位变化范围内,脱水石膏中亚硫酸未见明显升高。我们把运行吸收塔液位控制在12.7米左右,低于原来13.4米。这样每台氧化风机节约能耗2.81kw左右。整套装置两台氧化风机共节约能耗5.61kw左右。另外,吸收塔密度也对氧化风机电流有影响。1、根据SO2负荷优化循环泵运行台数2、降低吸收塔液位,优化氧化风机电流3、控制吸收塔浆液密度,降低循环泵能耗4、GGH差压对增压风机的影响控制吸收塔浆液密度降低循环泵能耗
在吸收塔内从清水至正常浆液密度过程中对吸收塔密度与循环泵电流关系进行了监测。(不推荐这样,要加晶种)监测结果表明,循环泵电流随吸收塔密度增高而增高。密度每增长10kg/m3,循环泵电流增长1.62A左右。原运行控制密度控制1130,如果实际控制吸收塔密度在1100左右,可降低监测循环泵电流约4.86A。节省能耗44kw。实际运行两到三台循环泵节省的能耗约88kw到132kw。1、根据SO2负荷优化循环泵运行台数2、降低吸收塔液位,优化氧化风机电流3、控制吸收塔浆液密度,降低循环泵能耗4、GGH差压对增压风机的影响GGH差压对增压风机的影响采取停机冲洗措施前运行状况该脱硫装置采用回转再生式烟气换热器。主要设计参数:传热面积7600m2,原烟气进/出口温度138.5/98.4,净烟气出/入口85/46.7℃。由于电除尘工作效率较差,入口原烟气中含尘量较大,GGH换热元件集灰严重。差压最高曾达到1.5Kpa,影响了增压风机稳定运行,增压风机入口负压无法维持。增压风机运行工况偏离合理工作区,风机振动加剧,曾经发生被迫开启旁路挡板的情况。为此GGH抽出部分换热包以保证烟气系统的运行。机组负荷450MW堵塞严重时差压1.5Kpa,进口原烟气温度130℃时,净烟气温度仅56℃左右。采取停机冲洗措施后的状态
利用主机组停机的机会,外请高压水车对GGH进行高压水冲洗。清洗后,450MW负荷时,进口原烟气温度130℃时,净烟气温度可达72℃左右,GGH差压降也为0.3Kpa。我们进行运行相似负荷条件下的对比。360MW负荷时,GGH差压1.5Kpa,增压风机电流156A。清洗后,357MW,GGH差压0.33Kpa,增压风机电流123.9A。清洗前后,增压风机电流相差32A。清洗后增压风机能节省能耗约471.1kw。说明GGH差压对增压风机能耗影响巨大。而且对净烟气出口温度影响较大。净烟气温度过低,容易造成烟气结露腐蚀,而且自生风能力降低也不易于净烟气通过烟囱扩散排放。运行中应加强对GGH蒸汽吹扫常规工作,同时加强对高压水冲洗系统的应用。必要时可外请高压水车,人工清洗GGH。节能优化建议
运行中应当根据实际的烟气的SO2含量和烟气量及时调整循环泵的运行方式。在保证脱硫效率前提下,减少循环泵运行台数,优化合理调整循环泵运行组合方式达到节能降耗目的。在保证氧化空气被充分利用把吸收塔浆液中亚硫酸钙氧化成石膏的前提下,降低吸收塔运行液位,减少氧化风系统阻力,以达到降低氧化风机能耗的目的。在运行中定期化验吸收塔密度,根据吸收塔密度及时投入脱水系统,合理控制吸收塔浆液密度,减少循环泵在浆液循环过程的能耗。一般吸收塔浆液密度控制在1100kg/m3左右较好。
运行中应加强GGH清扫装置的维护,保证GGH清洗正常,使得GGH正常阻力运行。GGH差压对烟气系统阻力影响较大,GGH差压增高,增压风机运行工况偏离合理工作区,会造成风机振动加剧;GGH差压增高,还会造成增压风机为克服系统阻力而增加运行能耗。运行中应当维持合理的GGH差压,降低增压风机能耗,保证增压风机稳定运行。常规GGH蒸汽吹扫每班至少一次,一天至少3次。必须严格要求蒸汽压力1.2~1.4MPa,温度320~350℃。否则达不到吹扫效果。高压水在线冲洗是维持GGH差压在正常有效手段,每月至少应进行一次高压水冲洗
石灰石-石膏湿法无旁路脱硫装置技术要求
目前部分省自治区环保部门下发了关于取消旁路的通知,限定在某段时期内脱硫装置必须全部取消旁路运行。旁路的取消意味着脱硫装置运行工况要发生变化,同时脱硫装置可靠性提升到等同于主机组,这将带来脱硫装置设备改造和运行方式的改变。152
取消旁路后带来的问题
设备、系统改造
系统、逻辑改造
脱硫装置保护逻辑要求153
取消旁路后带来的问题
启动稳燃油枪未全部撤除,烟气可
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