长兴发电厂4×300MW燃煤机组烟气脱硫工程分析Analysis of FG D p r oject for4×300MW coal-fired units in Changxing Power Plant陈彪1,吴卫东2(11浙江省电力试验研究院,浙江杭州 310014;21长兴发电有限责任公司,浙江长兴 313100)摘要:叙述了长兴电厂4×300MW燃煤机组湿法烟气脱硫工程的总体设计、工艺过程,分析了该工程在调试及运行阶段所出现的问题并提出相应的解决办法,对调试过程中所获得的数据进行了系统分析。
关键词:烟气;S O2;FG DAb s trac t:The o ve ra ll de s i gn and techn i ca l p r o ce s s o f FGD p r o j ec t o f4×300MW un its i n C ha ngxi ng Pow e r P l a n ta re i n tr o duced.Som e p r ob l em s exis te d i n system debugg i ng and op e ra ti o n a re ana l yze d a nd co rre spo nd i ng so2l u ti o n s a re p u t f o r w a rd.The exp e ri m en ta l da ta o b ta i ne d fr om the system debugg i ng a re stud i e d i n de ta il.Ke y wo rd s:fl ue ga s;su l fu r d i o xi de;fl ue ga s de su l fu ri za ti o n中图分类号:X701.3 文献标识码:B 文章编号:1009-4032(2007)05-027-03 长兴发电厂总装机容量为1200MW,4台机组各配备1台最大连续出力为1025t/h的锅炉,锅炉为北京巴威公司生产的亚临界参数自然循环汽包炉、一次中间再热、全钢架结构,设计煤种为淮南烟煤。
4套FG D装置采用美国B&W(巴威)的石灰石/石膏湿法脱硫工艺,大部分设备和材料均为国产,关键设备进口,设备的国产化率达到90%。
1 总体设计1.1 工艺指标及系统主要设计参数根据长兴电厂实际情况及其燃煤最大硫分(115%),项目要求通过本工程的实施,能大幅降低S O2排放量,同时能将烟气中的粉尘、HCl和重金属等有害成分降到较低水平。
校核煤种下脱硫系统本体主要设计参数见表1。
表1 长兴电厂FG D系统主要设计参数项 目数 值FG D入口烟气量(干标态)/m3・h-11070659FG D入口S O2(干标态)/mg・m-31984FG D入口烟尘(干标态)/mg・m-3<150FG D入口烟温/℃122加热后烟气温度/℃≥80脱硫率(Ca/S=1.03)/%≥911.2 脱硫工艺选择国内外火电厂烟气脱硫技术有很多种,但其中一些存在设备费用过高,或者本身技术不成熟等问题[1]。
针对长兴电厂的实际情况,在技术方案论证和技术经济比较的基础上,最终选择了石灰石/石膏湿法脱硫工艺。
1.3 工艺系统简介石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺流程见图1。
图1 FG D系统工艺流程 除尘后的原烟气经增压后进入GGH降温,然后进入吸收塔,自下而上流动与喷淋层喷射向下的石灰石浆液滴反应,洗涤S O2、S O3、HF、HCl等有害气体。
净烟气经除雾后进入GGH升温至80℃以上,经烟囱排放。
为使FG D系统不影响机组正常运行,该脱硫系统中设有旁路烟道,并配有旁路挡板,在紧72急情况或入口烟气温度过高时烟气改走旁路。
2 系统调试及优化试验2.1 调试中出现的问题及处理2.1.1 废水处理系统(1)废水旋流站选型偏小,分离效果不够理想,导致石膏旋流站上部溢流水中大量的细小石膏颗粒和难溶性灰粒未有效分离而直接进入脱硫废水池。
(2)废水处理系统无应急处理措施,因此,在系统不能正常工作时,脱硫废水无处可排。
系统运行不到半年,脱硫废水池中就淤积了近2m厚的沉淀物,使得废水泵和曝气风机均无法正常工作,整个脱硫系统处于瘫痪状态。
为此,在将石膏旋流站进口节流孔板改大的同时,选用了较大的废水旋流站,又在至废水池的管路上装了一个分支管,以使系统故障时将废水排入渣水池中,避免了将脱硫废水直接排入环境的危害。
系统整改后运行正常。
2.1.2 增压风机系统在调试过程中,2号机组曾出现在引风机跳闸的瞬间,增压风机导叶来不及响应增压风机前的负荷变化,导致锅炉MFT事故。
因此,合理设计增压风机的控制逻辑是保证机组正常运行的关键。
为避免FG D系统对机组的影响,要求运行时风机的出力和系统的阻力相平衡,而且增压风机前的负压设定应保证旁路挡板两侧差压为0,这样,在FG D系统保护动作打开旁路挡板时,就不会在烟道内产生较大的压力波动。
若增压风机出力过大,引风机出口压力会减小,机组引风机的出力自然也会减小;若在运行中出现FG D保护动作、增压风机跳闸等情况,机组的炉膛压力将在瞬间变为正压;若运行出现增压风机出力过小,系统阻力需要机组引风机加大出力来控制,如果此时发生FG D保护动作,容易使机组炉膛负压过大而MFT。
结合长兴电厂引风机和增压风机的具体型号与性能曲线,将控制逻辑改为在引风机跳闸瞬间,在快开旁路挡板的同时,通过3s的超驰指令将增压风机的导叶开度减小为原来的60%。
随后的RB试验证明,这种方法可以有效地避免引风机RB后炉膛负压的剧烈波动。
2.2 工艺性能优化试验优化试验的目的是在满足设计脱硫率的前提下,通过对吸收塔浆液pH值、液气比等重要工艺参数进行调整来优化运行参数,合理调配高能耗设备的运行,以提高系统运行的经济性和可靠性。
在本工程中,考虑到试验条件的限制,仅对液气比、浆液pH值和吸收剂利用率等关键参数进行了优化。
2.2.1 液气比液气比是决定脱硫率的一个主要参数,液气比增大,意味着在同样的烟气量下,喷淋的浆液量增多,烟气与浆液的接触条件将更好,有利于S O2的吸收;但另一方面,循环的浆液量增大,吸收塔循环泵的功率消耗将增大,提高了运行费用。
本优化试验中,在满足pH值优化的同时,通过增减浆液循环泵的运行台数即控制烟气流量来调节液气比。
表2为1号机组(下同)的试验数据。
表2 液气比对脱硫率的影响液气比8.210.612.113.715.316.9循环泵/台233334脱硫率/%78.489.592.193.293.897.9 由表2可知,液气比增大,脱硫率也相应增大,当液气比增大到一定程度时,脱硫率提高程度减缓。
循环泵运行数量增加,喷嘴的投资及设备运行费用也相应增加,这对系统经济运行不利。
本工程优化液气比为12左右,即基本保持3台循环泵运行。
2.2.2 浆液pH值循环浆液的pH值是FG D装置运行中的重点控制指标之一,该指标的确定不仅应利于脱硫反应的进行,还应该保证系统的稳定运行。
在系统中,硫酸根和亚硫酸根之间存在如下化学平衡[3]:2S O2-3+O22S O2-4从上式可以看出,硫酸盐生成速率与溶解氧浓度的平方根和S O2-3浓度的乘积成正比。
由于烟气中存在过剩氧,故浆液中溶解氧的浓度可以认为是恒定的,这样,硫酸盐生成速率仅取决于S O2-3的浓度,即取决于吸收塔温度下亚硫酸钙的溶解度。
再由CaS O4和CaS O3溶解度与pH值的关系曲线可得:在吸收塔正常运行时,即约50℃下,CaS O3的溶解度随pH值降低显著增大,而CaS O4的溶解度却随着pH值降低略有减小[4]。
浆液的pH值高,意味着碱度大,有利于碱性溶液与酸性气体之间的反应,对脱除S O2有利,但pH值过大时,CaS O4的溶解度急剧降低,浆液中溶解的82S O2-3浓度也降低,既抑制了脱硫副产物的氧化,又容易使系统中析出亚硫酸盐而结垢。
当pH值降低时,浆液中H+浓度增大,CaS O3的溶解度升高,不但有利于亚硫酸盐氧化为硫酸盐,而且使吸收反应生成物大多为易溶性的Ca(HS O3)2,减轻了系统结垢的倾向。
但是,随着pH值的降低,虽然CaS O3的溶解度越来越大,CaS O4的溶解度却变得越来越低,将导致大量的难溶性CaS O4析出而结垢。
为避免两种结垢情况的发生,就应该使吸收塔内pH值保持在一个合理的范围。
试验时,将液气比控制在12左右,调整新鲜石灰石浆液的给料量,不同pH值工况下的系统脱硫率见表3。
表3 吸收塔浆液pH值对脱硫率的影响项 目测 试 值入口S O2/mg・m-313561368136113521355浆液pH值 5.18 5.22 5.30 5.55 5.83脱硫率/%88.992.393.594.695.9注:循环泵ABC运行由表3可以看出,在FG D入口S O2浓度基本稳定的情况下,随着吸收塔循环浆液pH值的升高,系统脱硫效率也逐渐升高。
但pH值的升高有一个限度,过高的pH值在带来结垢问题的同时还会增大吸收剂的消耗量。
因此,最佳pH值的确定应寻求脱硫效率与经济、可靠运行之间的平衡,这就必然要考虑另一个反映脱硫系统经济运行的参数———吸收剂利用率。
2.2.3 吸收剂利用率理论上,一个钙基吸收剂分子就可以吸收一个S O2分子,即脱除1kg的硫需要3.125kg的CaCO3。
但实际反应中,一般需要增加脱硫剂的量来保证吸收过程的进行。
用吸收剂有效利用率来表示达到一定脱硫效率时所需要钙基吸收剂的过量程度。
优化试验中,为减少试验次数,在记录浆液pH 值的同时,通过吸收塔实际取样来测定循环浆液中的固体成分,进而算得吸收剂利用率。
2.3 试验结果分析试验表明:随着浆液pH值的升高,虽然脱硫效率提高了,但吸收剂利用率却降低了,吸收剂消耗量增大,产生的脱硫副产物也增多。
图2为脱硫率、浆液pH值和吸收剂利用率三者的关系曲线。
从曲线可以看出,当液气比恒定在12左右时, pH值保持在5.2～5.8之间比较合适,最佳工况点出现在两曲线相交即pH值为5.3处。
随后的运行结果证明:吸收塔浆液pH值在5.3左右时,平均脱硫率为93.4%,超过脱硫率91%的设计目标。
图2 脱硫率、吸收剂利用率和浆液pH值三者关系3 结语(1)石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置中,吸收剂利用率是影响脱硫系统运行费用的重要因素。
利用率越低,吸收剂消耗量越大,产生的脱硫产物越多,运行费用也越高。
(2)浆液pH值是保持系统稳定运行的重要参数,合理的pH值不仅能保证系统的脱硫率,还可以避免系统结垢和堵塞。
通过吸收塔浆液的取样分析可获得吸收剂利用率随pH值变化的关系曲线,结合脱硫率曲线可以求得pH值运行的最佳工况点,为FG D装置的可靠与经济运行提供指导。
