脱硫系统问题及解决-江得厚

火电厂脱硫设备存在问题及改造方法的探讨河南电力试验研究院江得厚王贺岑2014年6月8日1我国1990年后就已在火电厂开始研究、引进应用脱硫技术装备。“十五”开始，我国就重点抓火电行业的污染控制，主要火电行业是排污大户，相对其它行业而言，火电技术装备更成熟一些，污染控制也相对容易实施；此外，当初国家与各行业提出更高污染要求时，只有火电行业很快就接受了。所以，我国煤电环保经过几十年来尤其是近十年的发展，污染控制水平有显著提高。有脱硫装置的机组2012年底比2005年底增长近13倍。全国燃煤脱硫机组共4659台，占全国火电机组的92％，总装机容量7.18亿千瓦；截至2013年底，已投运火电厂烟气脱硫机组容量约7.2亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的91.6%。2012年底燃煤脱硝机组共548台，占27.6％，总装机容量2.26亿千瓦。截至2013年底，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约4.3亿千瓦，占全国现役火电机组容量的50%；2012年底钢铁烧结机脱硫设施389台，钢铁球团脱硫设施44台；水泥熟料生产线脱硝设施148台。1.前言2从上述数字不难看出，火电行业近十年在污染治理速度之快，数量之大，跟随着由原来十几家环保设备制造厂家，突然发展出一百多家制造厂，竞争十分剧烈，低价中标已成常事，国产化后每千瓦造价430多元低到98元，质量很难得到保证，给火电行业环保设备在运行中带来不少问题；另外受燃煤市场供需关系的影响，燃煤硫分、灰分和发热量都严重偏离设计值，使烟气量、SO2浓度、粉尘浓度、烟气温度等超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行；加上大气污染物排放控制越来越严，随着《火电厂大气污染物排放标准》(GBl3223-2011)已经实施，控制SO2排放仍是电力行业环境保护工作的重点。因此，如何提高脱硫效率，控制排放浓度，并能达到投运率和脱硫效率乘积的脱硫综合效率才能取得脱硫电价的要求。所以，有必要研究探讨提高脱硫效率和控制排放浓度在当前存在主要问题如何解决的对策。3对脱硫系统进行改造前，首先应对除尘器除尘效率进行检测。目前大多数设计采用四电场电除尘器配脱硫系统，烟气含尘浓度一般都在100mg/m3左右，靠后面的脱硫除去50％的粉尘来达标排放。但大多数电除尘器运行一年后大都高于这个数值，约50%的粉尘留在浆液中与石灰石浆液[5]一起在系统内经循环泵参加循环。加上为节省成本塔径一般偏小，造成塔内烟气流速达到4.6m/s以上(最合适的烟速是3.2～3.5米)，除雾器与喷淋层间距太近(不要小于3米)，大量浆液及微细粉尘被烟气带到除雾器中逐步沉积结垢。通过调查和分析试验，其结垢、堵塞物质的成分50%是粉煤灰中的SiO2、AI2O3、Fe2O3；35%是CaSO3·1/2H2O；10%是CaCO3[4]。从以上数字可看出，粉煤灰占一半以上。腐蚀是由于SO3造成，因塔内只能除去20%~30%与脱硫后烟气低于酸露点温度所致。积累一定重量就会造成除雾器坍塌。GGH在脱硫系统中是故障率最高的设备，主要故障有结垢、堵塞、腐蚀、卡涩。其结垢、堵塞物质的成分和除雾器结垢物一样。2、脱硫塔不应作除尘器使用4ME堵塞严重防腐脱落、腐蚀GGH防腐层脱落腐蚀情况GGH结垢堵塞情况ME堵塞严重除雾器堵塞严重情况除雾器堵塞坍塌情况循环泵叶片腐蚀情况坍塌结垢堵塞含尘过高的烟气进入脱硫塔，大部分烟尘仍留在浆液中，阻碍石灰石的消溶，导致pH值降低，脱硫率下降，同时将灰中的一些重金属等离子溶出，影响化学反应、脱硫效果、石膏沉淀和结晶，烟尘还降低石膏品质[6]和脱水效率，对整个工艺过程产生明显的不利影响。更重要的是，大量的烟尘加剧循环泵和喷咀等设备的磨损、结垢和损坏，导致不能正常运行。脱硫塔本身的脱硫任务要适应各种工况，已很繁重，特别在新标准中SO2限值100mg/m3，更为严重。为保证可靠运行和高的脱硫效率，只能作脱硫用。而除尘器是用来除尘的，是烟尘浓度小于30mg/m3重要保证。不能因在除尘器上省些投资，而使投资更大的脱硫系统设备不能正常运行或很短时间更换设备，影响发电效益，减扣了脱硫电价，且影响大气污染。设计时脱硫塔入口烟尘浓度应小于30mg/m3，即使脱硫设备停用也满足严格的烟尘减排要求，使脱硫系统可用率高于95%运行。电除尘器对烟尘物化特性很敏感，在某些粉尘特性下用六电场除尘器也难达到30mg/m3的要求[7]，设计时要对粉尘特性分析和经济技术比较后，才能决定选用那一种除尘器。62012年以前已投用的脱硫系统大都面临改造增容的问题，改造中有几个问题要注意的。3.1当煤质与原设计煤种有较大差距煤质与设计值相差较大，烟气S02浓度、烟气量、烟尘浓度、烟气温度等参数都发生较大变化，对脱硫率产生不同影响。运行时采用改善吸剂品质、调整液气比以及Ca/S比和PH值等运行参数，已解决不了SO2长期稳定运行达标排放时，可考虑对脱硫系统改造，关链是脱硫塔的改造。同时，还要考虑的除尘器提效改造，根据脱硫系统的需求进行改造。原来是电除尘器，要对煤质参数和烟尘成分进行分析，当粉尘中的A2O3+SiO2大于85％比电阻较高，而且都是微细颗粒，振打时易二次扬尘，将PM10以下的微细粉尘排入大气，另外Al2O3又有粘性黏电极，降低除尘效率，就会使原4电场除尘器改为5或6电场，仍可能不达标排放。这时应该考虑采用粉尘过滤粉尘的袋式除尘器，排放浓度一般小于20mg/m3和更多捕集PM2.5。另外还有一定的捕集总汞率70％以上的作用。3、脱硫系统更新改造中的几个问题的讨论71、加大塔径和增加喷淋层单塔系统从目前调查了解到大部分塔径偏小，烟速往往都在4.5～5.5m/S之间，是脱硫系统出现许多问题的重要原因，因此，考虑扩大塔径，使烟速在3.2～3.5m/S之间。然后根据燃煤含硫量决定加喷淋层的层数。2、脱硫双塔系统当然有场地的条件下，可以考虑采用双塔系统，原塔保留，容量不够部分由副塔承担，因此塔径较小，高度较低，这样工作量相对较少，仃机时间也较短，但注意两塔间合理的气流分布。当然也可以采用二炉三塔方案，但这种方案运行操作麻烦，特别当一台炉仃运时，更为突出，设计时要考虑到这种运行操作方式。并联双塔以及二炉三塔系统控制操作较为麻烦。3.2脱硫塔改造的方案的原83、单塔双循环脱硫系统在脱硫塔内设置积液盘将脱硫区分隔为上、下循环脱硫区。下循环脱硫区；下循环由中和氧化池及下循环泵共同形成下循环脱硫系统，PH控制在4.0～5.0较低范围，利于亚硫酸钙氧化、石灰石溶解，防止结垢和提高吸剂利用率。上循环脱硫区；上循环由中和氧化池及上循环泵共同形成上循环脱硫系统，PH控制在6.0左右，可以高效地吸收SO2，提高脱硫率。在一个脱硫塔内形成相对独立的双循环脱硫系统，烟气的脱硫由双循环脱硫系统共同完成。新型的双循环脱硫系统相对独立运行，但又布置在一个脱硫塔内，既保证了较高的脱硫效率，又降低了浆液循环量和系统能耗，并且单塔整体布置还减少了占地，节约了投资；特别适合于燃烧高硫煤烟气脱硫，脱硫效率可达到99%以上。这种系统在山东荷泽电厂300MW机组塔硫系统作为改造方案，据介绍国内已有多个电厂在应用，其中一台是广西合山电厂以及广州经济技术开发区300MW机组在应用，已有3台运行，在建有9台。4、双塔双循环的脱硫系系。双塔只是把两个循环功能分开的串联塔，两个中和氧化池控制不同的PH值，达到提高吸收剂利用率和更高的脱硫效率。9A.冷却回路烟气进入吸收塔后首先经过一个钢性格栅装置，在格栅上烟气与从塔底抽上的循环浆液最大程度地接触，烟气中的重金属、1％的飞灰和有一部分S02在液气接触中被浆液洗涤，之后，液滴落人塔底进行进一步反应，从而完成吸收塔的第一级脱硫。冷却回路中的pH值控制在4.O一5.0这个较低的范围内，这样有利于亚硫酸钙的氧化和石灰石的溶解，防止结垢和提高吸收剂的利用率(大部分从吸收塔回路来的过剩的石灰石都能在冷却回路中得到利用)。B.吸收回路从冷却回路上来的烟气将在吸收回路中进行第二级脱硫。首先进入两个连续运行的喷淋层，与喷淋的浆液进行充分接触，吸收s02的浆液向下流入集液斗，然后浆液进入到加料槽，一部分吸收塔浆液通过溢流进入冷却回路，溢流的量取决于清洗除雾器的水量。从喷淋层出来的烟气最后进入一个除雾器，对溶有H2S04、硫酸盐等的物粒进行去除，防止S02排放到大气中污染空气和腐蚀引风机。除雾器的上下部均设有水喷淋头，对除雾器进行清洗，通过除雾器后，洁净烟气从塔顶排出。吸收回路中的pH值控制在6.0左右，这样可以高效地吸收SO2，提高脱硫效率。C.主要优点双回路吸收塔的优点：①采用并流原理使反应塔体积缩小；②降低初始投资费用和运行费用；③脱硫效率高，生产的石膏品位高；④产生一定的经济效益与脱硫费用形成经济互补。1011单塔双循环示意图12单塔双循环示意图吸收和氧化所需的浆液的PH值是不一样的。要吸收SO2等酸性气体浆液PH值要求较高。氧化结晶区则要求PH值低于5。根据反应过程这种要求，在吸收塔浆液池设有分区调节器和射流搅拌使浆液分成上部PH值5左右的氧化区，下区PH值5.5左右的吸收用的浆液，用这种双区的方法达到提高脱硫率和提高高吸收剂的利用率的作用。目前在沙州电厂使用。135、单塔双区脱硫系统6、吸收塔加装双托盘改造方案美国巴威公司单托盘喷淋塔国内曾有应用，加装多孔托盘加强塔内烟气与液的接触，使脱硫能力增加1.5倍，相当一层喷淋层。改双层托盘，增加石灰石浆液浓度到24％。并且在脱硫塔底部增加空气喷枪加大空气量以消除亚硫酸盐致盲等综合改造后，脱硫率从90％提高到98％。当然阻力也增加，引风机也得改造。目前国内尚未见案例。原装有文丘里栅棒的脱硫塔，也可考虑加为双层这种方案。不管采用那种方案，塔内要加装使用浆液再均布装置，因为，塔内同截面脱硫效率是不一样的，中心区总面积2/3的区域烟气均匀流速高，喷淋密度大，脱硫效率可达99％。塔壁周边1/3区域形成层流，液滴贴壁，降低喷淋浓度，因此，脱硫效率大幅度下降，加装这种均布装置，把收集浆液流回中心区又减少烟气漏捕，提高液气交换提高脱硫效率。147、除雾器改造除雾器目前大多采用平板式工程塑料，易结垢、堵塞、坍塌。最好采防腐蚀钢制屋脊形除雾器，出口雾滴小于75mg/m3，当然，前题条件是塔内烟速设计为3.2～3.5m/S。要有冲洗水喷淋系统，运行加强冲洗维护工作。6、浆液循环泵的选择浆液循环泵大多很快磨蚀，是运行维护中常见的通病。主要原因是气蚀、磨蚀、化学磨损。产生气蚀的原因是用1500n/min的高速泵，建议采用750n/min的低速泵，但体积大，价格高；再有就是烟尘进入脱硫塔，使泵产生磨损，加速损坏。所以，脱硫塔入口粉尘浓度小于30mg/m3为好；化学腐蚀较小，影响不大。15由于运行中容易产生结垢、堵塞，很多电厂已取消了GGH，没取消的大部分都运行较好，所以，改造中不要轻易就把它拆除。经过多个电厂垢样检查分析，结垢的原因是脱硫塔内烟速太高，除雾器效果差，烟气中携带浆液所致，其垢样50％是灰中的Al2O3、SiO2。再加上没有按规定期冲洗等原因造成。只要这两方面的问题得到解决，就不用拆除GGH。GGH不拆除，排烟温度提高30℃，烟气抬升高度增加90米，利于扩散，就是有石膏雨，也不会在近地点出现，而稀释扩散到更远的地方。当然，脱硫塔内烟速降低和除雾器效率提高后，问题得到改善；另外，烟气温度提高后，烟囱正压区相对减少，对烟囱腐蚀也相对得到改善。4.GGH存在问题与对策16据某电力设计院对全国电厂烟囱防腐状况调查，全国烟囱防腐情况几乎都出现问题。甚至,采用复合钛钢板的烟囱都产生外墙点腐蚀，主要焊缝有漏点。宾高德玻璃砖也脱落，主要是用胶不当，打底不够所造成。其它如聚尿、胶泥、磷片树脂等材料都脱落。主要是用材粘结不当，底层打磨不够。最主要是忽视烟温变化产生热应力将接缝拉裂或与底层拉开等，造成烟囱腐蚀。当前，机组容量大都是600MW、1000MW机组，可以考虑采用复合钛钢板组合烟囱，小一些的机组可考