湿法脱硫系统运行优化分析.docVIP

脱硫系统长周期稳定运行优化分析 内蒙古兴海电力服务有限公司 苟雁春 【摘要】近年来，随着国民经济的迅速增长，火力发电机组逐年增加，与燃煤有关的环境问题越来越突出，我国从2004年1月1日开始实施的国家环保总局与国家质量监督检验检疫总局颁发的《火电厂大气污染物排放标准》对火力发电锅炉烟尘、二氧化硫及氮氧化物最高允许排放浓度和排放速率规定了严格的排放要求；2007年7月1日开始实施的国家发改委颁布的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（实行）》对火力发电厂脱硫设施提出的更为严格的要求。处理烟气中的二氧化硫已成为火力发电厂的重要任务，但由于我国火力发电厂烟气脱硫呈“井喷式“的发展，存在技术人员严重不足，招标中无序、低价竞争，质量管理环节薄弱等问题，造成脱硫系统投运后达不到设计值、不能连续稳定运行或系统可靠性差等情况，脱硫系统长周期、稳定运行显得尤为重要。本文介绍了内蒙古岱海发电有限责任公司一期脱硫系统为长周期、稳定运行进行的系统优化。 【关键词】湿法脱硫 系统优化 调整 变频 引言 内蒙古岱海发电有限责任公司一期2×600MW压临界燃煤火力发电机组脱硫系统采用日本川崎公司石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，工程由北京博奇公司总承包。吸收塔采用折返式喷淋塔，除雾器布置于吸收塔出口水平烟道内部，系统设置有增压风机、GGH。每台吸收塔设三台浆液循环泵、六台搅拌器、两台氧化风机、两台石膏排出泵。石灰石制浆系统采用干粉配制，每台脱硫系统设两台石灰石浆液泵，两台机组共用一个石灰石浆液箱。石膏脱水系统为4台机组共用，设有石膏浆液缓冲箱、三台真空脱水皮带机，真空脱水皮带、真空泵、石膏旋流器为一对一单元布置方式。一期两套脱硫系统分别于2006年7月、2006年11月通过168试运。 1投产后存在的问题 1.1GGH堵塞 岱海发电公司一期脱硫系统采用豪顿华公司33GVN450型烟气换热器，换热元件波型为Due，设计差压值为857Pa，净烟气出口烟气温度≥75℃。GGH设计有在线压缩空气吹扫、在线高压水冲洗、离线低压水清洗三种吹灰方式。自2008年下半年开始，GGH频繁出现堵塞，原烟气与净烟气侧差压最高达2600Pa，2009年开始，平均每两月需进行一次离线人工高压水清洗。由于GGH差压高，脱硫系统频繁出现增压风机喘振、旁路挡板保护开启等情况。同时由于GGH差压高，脱硫增压风机电耗增加，最高时，脱硫系统厂用电率达1.6%。GGH已成为制约脱硫系统系统长周期，经济运行的瓶颈。 （图1为GGH堵塞照片） 图1 1.2除雾器堵塞 岱海发电公司一期脱硫系统采用意大利KOCH-GLITSH公司生产的两级平板式除雾器，除雾器布置于吸收塔出口水平烟道内，除雾器尺寸为15.6m×8.75m，共设除雾器冲洗水电动门24个，一级正面、一级背面、二级正面、二级背面各6个冲洗水电动门，一、二级正面各有18根冲洗水管，每根冲洗水管12个冲洗水喷嘴，喷嘴角度为120°，一、二级背面各有30根冲洗水管，每根冲洗水管15个冲洗水喷嘴，喷嘴角度为90°，冲洗喷嘴均为实心锥喷嘴。除雾器设计烟气流速6m/s，临界烟气流速7.1m/s，设计除雾器出口雾滴含量≤75mg/Nm3，设计除雾器差压＜250Pa。除雾器设计冲洗为一级正面及一级背面每小时循环一次，二级正面每2小时循环一次，每次每个冲洗水门冲洗1min，二级背面冲洗仅在停机时使用。投运以来，除雾器差压最高达512Pa，远远超出设计值。 （图2为除雾器堵塞照片）。 图2 1.3吸收塔结垢、石膏沉积 脱硫系统自2006年投产以来，石膏浆液密度控制在1120～1165kg/m3，对应含固量为20～25%。2007年小修发现，吸收塔塔壁石膏结垢严重，最厚时达30mm。吸收塔塔中心部位及相邻两搅拌器之间都沉积大量石膏，约150吨。浆液循环泵入口滤网堵塞严重，滤网流通面积不足10%，造成浆液循环泵叶轮气蚀严重等严重影响脱硫系统安全稳定运行的问题。（图3为吸收塔塔壁垢物、循环泵滤网堵塞、吸收塔石膏沉积等照片）。 图3 1.4管道泄漏严重 为防止管道堵塞，岱海发电公司一期脱硫所有浆液管道均设置有再循环系统，吸收塔石灰石补浆管道、石膏排出管道、石膏旋流器入口管道均为大循环布置方式，即在管道末端进行循环。但由于石灰石浆液、石膏浆液均有较强的磨蚀性能，管道磨损严重，主要部位有再循环管道、调节门后管道、泵出口大小头等位置，严重影响系统安全、可靠运行。 1.5吸收塔石膏浆液pH值波动 一期脱硫系统吸收塔直径19.5m，塔高27.93m，吸收塔浆液池容积1523m3，每个吸收塔布置6台侧进式搅拌器。石膏浆液pH计布置于吸收塔15.9m平台，pH计进浆取自吸收塔石膏排出泵出口，pH值调整范围为5.0～5.4