脱硫运行培训

靖煤集团白银热电有限公司脱硫运行培训课题2目录第一章湿法脱硫工艺介绍第二章物料平衡第三章负荷变化运行参数调整第四章主要指标参数控制第五章脱硫系统典型故障分析处理第六章设备选型原则第七章节能指标及控制因素第八章脱硫废水3第一章湿法脱硫工艺介绍第一节概述第二节技术特点第三节反应原理和过程4第一章湿法脱硫工艺介绍第一节概述1.1公司简介甘肃白银2X350MW热电联产工程，是全国人大重点督办的环境污染智力项目，是甘肃省重点建设工程，是白银市首个集供电、供热、工业用气为一体的民生工程，也是靖远煤业股份有限公司延伸产业链，发展循环经济的首个大型煤电联营项目。5第一章湿法脱硫工艺介绍1.2公司地址及效益公司厂址位于白银市银东工业园区，占地25.5公顷。工程规划容量4X350MW，本期建设2X350MW超临界热煤空冷热电联产机组。动态投资30.5亿元，由靖远煤电股份有限公司和省电力投资集团共同投资建设，预计于2015年建成投产。该工程是白银城区污染源治理和城市转型的重点项目，具有降低能源消耗、增加电力供应、提高供热能力、改善空气质量等综合效应。工程建成投产后将实现年发电量38.5亿度、集中供热1300万平方米、每小时提供110吨工业用气，可取代白银市主城区现有的176台效率低、高能耗的燃煤小锅炉。每年可节约燃煤43.5万吨，实现区域SO2减排4873.6吨，NO2减排2397.4吨，烟尘减排783.3吨。烟尘、硫化物、氮氧化物等污染物排放达到国家环保标准。是建设“蓝天工程”，提升“城市品牌”，提高人民生活质量的公益性基础建设工程。6第一章湿法脱硫工艺介绍石灰石－石膏湿法脱硫工艺是目前世界上应用最为广泛和最可靠的工艺。该工艺以石灰石（CaCO3）为吸收剂，通过石灰石浆液在吸收塔内对烟气进行洗涤，发生反应，以去除烟气中的二氧化硫（SO2），反应产生的亚硫酸钙（CaSO3）通过强制氧化生成含两个结晶水的硫酸钙——石膏（CaSO4·2H2O）。1.3石灰石－石膏湿法脱硫工艺原理CaCO3＋SO2→CaSO3+CO2(1)CaSO3+1/2O2+H2O→CaSO4·2H2O(2)71.4石灰石－石膏湿法脱硫工艺原理图示FGD系统水空气吸收剂废水石膏净烟气原烟气第一章湿法脱硫工艺介绍8第二节技术特点2.1石灰石－石膏湿法脱硫工艺的优点（1）具有较高的脱硫效率，脱硫效率可达95％以上;（2）较大幅度降低了液/气比（L/G），使能耗降低；（3）可得到纯度很高的脱硫副产品－石膏，为脱硫副产品的综合利用创造了有利条件；（4）采用空塔型式，可较大幅度地提高烟气流速，减小吸收塔内径，减少占地面积和降低造价，采用空塔可实现无垢运行；（5）采用价廉易得的石灰石作为吸收剂，能够有效地控制运行成本；第一章湿法脱硫工艺介绍9（6）系统可用率可达98％以上,具有较高的可靠性;（7）对锅炉燃煤煤质变化适应性好，当燃煤含硫量增加时，仍可保持较高的脱硫效率；（8）对锅炉负荷变化有良好的适应性，在不同的烟气负荷及SO2浓度下，脱硫系统仍可保持较高的脱硫效率及系统稳定性。第一章湿法脱硫工艺介绍10第一章湿法脱硫工艺介绍技术特点简化复杂系统以提高可靠性使维护工作更加简单进一步提高脱硫效率降低运行费用采用特殊的工艺技术123.1吸收区的反应第一章湿法脱硫工艺介绍•SO2在液相的溶解在吸收区内烟气中的SO2溶解于喷淋浆液中，烟气中的HCL、HF（铪）也同时被吸收：SO2＋H2O→H2SO3(1)FGD装置的脱硫效率主要受气－液两相传质速率的影响，即L/G、气液接触时间和相对流速以及相互挠动程度强烈影响脱硫效率。13•酸的离解SO2溶解于吸收液中形成的亚硫酸迅速离解成亚硫酸根、亚硫酸氢根和氢离子：当低PH时（5）H2SO3→H＋＋HSO3－(2)当高PH时（5）H2SO3→2H＋＋SO32－(3)HCl→H＋＋Cl－(4)HF→H＋＋F－(5)吸收浆液通过吸收区后，由于吸收了SO2、HCl、HF等酸性物质，产生了H＋，使浆液PH下降，吸收SO2能力降低。因此必须除去H＋才能恢复洗涤浆液吸收SO2的能力。第一章湿法脱硫工艺介绍14•中间产物的中和通过吸收区的洗涤液中含有一定量的CaCO3，由于洗涤液在吸收区的停留时间很短，仅有很少量的CaCO3溶解后与SO2、HCl、HF发生反应;第一章湿法脱硫工艺介绍15氧化区内未被氧化的HSO3-几乎全部被氧化成SO42-和H＋：2HSO3-+O°(溶解氧)2SO42－+2H＋(6)最佳PH４.8～5.8从(6)可知，HSO3-被氧化的同时产生了更多的H＋，浆液中过剩的CaCO3将中和H＋，与SO42－形成微溶性CaSO4：CaCO3＋2H＋Ca2＋＋H2O＋CO2(7)Ca2＋＋SO42－CaSO4(8)吸收塔浆液从此区的下部抽出送至脱水系统，因为此区域浆液中未反应的CaCO3最少，亚硫酸盐含量最低。3.2氧化区的反应第一章湿法脱硫工艺介绍16此区主要发生中和反应和石膏结晶析出，所以有时也称此区为结晶区。1.循环浆液中一定量的CaCO3，在吸收区和氧化区内中和了一部分H＋。2.氧化区浆液PH在4～4.5，因此进入中和区的浆液还含有较多的H＋和SO42－，通过向中和区补加一定量的石灰石浆液来中和，并发生式7和式8所示的反应，同时调节洗涤浆液的PH值至4.8～5.5。3.中和区中CaSO4的不断产生和pH的升高导致了溶液的过饱和，从而形成石膏结晶析出：CaSO4＋2H2OCaSO4·2H2O(9)通过维持浆液含固量80～180g/l和停留时间来优化石膏结晶过程。3.3中和区的反应第一章湿法脱硫工艺介绍17第二章脱硫系统物料平衡第一节物料平衡概述第二节水平衡第三节工艺设计基础18第二章脱硫系统物料平衡第一节物料平衡概述根据质量守恒定律,任何一个生产过程,其原料消耗量应为产品量与物料损失量之和.系统主要输入流体为烟气和吸收剂.入口烟气的主要成分是CO2,O2,水蒸汽,SO2,NOX,HCL,HF和硫酸蒸汽.少部分的痕量化合物,在烟气中存在的痕量有害元素为汞及汞的化合物.在湿法FGD系统中,理论上每吸收1MOLSO2,要消耗1MOLCaCO3,产生1MOLCO2.在实际运行中95%效率以上的FGD系统可以去除几乎全部的HCL和HF.而此时,系统带入的氯化物将严重影响脱硫效率,石灰石活性和设备的耐腐蚀性.NO化合物由于化学性质稳定,透过FGD系统不能被吸收.19一、系统水损失:烟气在吸收塔内和吸收剂反应时,达到水气饱和状态,此时的水是系统主要水量消耗.吸收塔水的蒸发量主要取决于煤的组成、入口烟温和烟气含水量.每吸收1MW电产生的烟气大约蒸发水量为0.1m３/h左右(有GGH),0.13-0.2m３/h左右(无GGH).系统水损失的其他原因有:1、废水排放.2、固体副产物(石膏)所带走的附着水和化学结晶水.一般运行工况,系统需要不断的添加水以弥补蒸发或者其他原因损失的水量,但是在有些情况下,尤其是锅炉低负荷时,添加水量可能超过系统损失水量,因此需要将系统过量的水进行暂时的外排存放.第二节水平衡第二章脱硫系统物料平衡20二、过程水平衡:1、在运行工况稳定的情况下,进入工艺过程中的水量应等于离开系统的水量.此时系统的补水项目主要有:石灰石浆液,除雾器冲洗,泵,水环式真空泵,搅拌器等密封以及其他的补水.系统损失水项目主要有:蒸发,石膏结晶水,石膏附着水及废水排放.实际运行中,有时会出现石灰石浆液密度不合格,含固率低,但是完全反应吸收烟气中的二氧化硫必须保证吸收剂有效成分的供给,此时供浆量增大(超过实际设计供浆量),补水增多.另外,由于除雾器的堵塞频率比较高,运行人员为了防止堵塞,加大了冲洗频率,此时也会将系统补水增多.此外,冲洗阀门内漏,氧化风机减温水,水环式真空泵密封水等控制不合理也将导致系统补水增多.第二章脱硫系统物料平衡21当锅炉处于低负荷运行时,使烟气饱和和固体石膏带走的水量按比例减少,但是转动机械密封水,冷却水以及除雾器冲洗水通常情况下不是按照比例递减,在这种情况下将会导致系统水量出现“正水平衡”.长时间低负荷运行要考虑设置暂时水存放,以解决水量平衡,否则吸收塔会出现“涨肚”现象.2、工艺水、工业水平衡工艺水和工业水平衡涉及在运行过程水箱溢流,无故排放,导致资源浪费.FGD工业水系统设计如若不是全厂区闭式循环,在实际运行中,尤其在有GGH存在的FGD系统中,工艺水箱溢流频率很高,致使大量水外流浪费.此时运行中要合理调整系统用水的分配,在维持各系统正常稳定运行的前提下,保证工艺水箱液位,防止溢流.第二章脱硫系统物料平衡22三、氯化物、废水、固体副产物的处理和水平衡的关系1、在FGD工艺物料平衡中与水平衡关系密切的是工艺过程中可溶性固体物的浓度.湿法石灰/石灰石FGD工艺中重要的可溶性物质是钠离子、镁离子和氯离子.钠离子主要由系统添加水带来,镁离子主要来自石灰石,氯化物主要由烟气带入FGD系统.高浓度的氯化物可以加剧腐蚀.氯化物浓度增大,主要存在形式为CaCL2,钙离子的增加由于同离子效应抑制了碳酸钙的溶解,从而降低脱硫效率.因此,在工艺过程必须注意调整系统中氯化物的浓度,需加强废水排放及补加外来水.在此过程中要注意水平衡关系的维持.2、废水确定废水排放量的方法是根据FGD控制杂质浓度来计算废水排放量.石膏晶体中不含氯离子,主要存在于石膏附着水中,在生产中要转变只要连续脱水就可降低氯化物浓度的概念.3、固体副产物固体副产物主要是石膏,另外废水处理后产生的污泥也算是一种副产物.商业销售石膏必须满足市场要求,相应的理化指标必须合格,因此在生产过程中要严格把关,降低含水率,各项化学指标符合要求.第二章脱硫系统物料平衡23第三章锅炉工况(负荷变化)、含硫量变化时运行参数的调整1、锅炉工况变化(带增压风机及GGH)锅炉负荷变化与脱硫系统密切相关的是烟气量.烟气量的变化尤其在大机组(600MW以上机组)表现突出.关闭旁路运行,要求增压风机导叶开度闭环自动调节能够满足锅炉负荷变化的需要.主要调节参数原烟气入口负压力维持-200--300Pa,监视出口风压,注意GGH差压,保持整个烟气系统全压正常.运行中注意问题:锅炉负荷调整较大,运行人员操作不及时或者风机自动调节精度不够,导致负压波动较大.生产中要定期对于风机导叶PID调节逻辑进行24检查确认,调整执行机构死区.在锅炉负荷变化的情况下,FGD各子系统要处于调整状态.石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统及浆液循环泵调整最为明显.如若锅炉处于高负荷、高烟温工况,根据实际运行情况,GGH、增压风机、吸收塔都将经受考验.通常出现的运行问题有:1、GGH导向轴承温度高,很多电厂紧急加轴流风机进行降温.2、增压风机轴承温度高,开启多台冷却风机.3、吸收塔浆液密度持续升高.浆液密度在负荷由低变高的初期会呈现缓慢上升的趋势,随后稳定在某个高25密度范围运行.此时要保持脱水连续运行,增加除雾器冲洗频率,补充外来水.如若吸收塔浆液密度始终处于高值,就要考虑系统匹配问题.一般情况下,石膏排出泵与石膏浆液旋流器及真空皮带脱水机的匹配尤为关键.二、含硫量变化由于近年电煤供应紧张,很多电厂脱硫投产初期或设计阶段所确定的燃煤含硫量在随后的生产中发生很大偏差,加之一些脱硫系统工艺设计裕量较小,使得在煤质发生变化后很难保证脱硫效率与排放指标.含硫量变化对于生产运行的调整涉及两个方面:1、小范围波动,未超出系统设计裕量含硫量变化幅度在可控范围之内,运行调整主要涉及浆液制备系统.可以在满足磨机工况的前提下,提高石灰石浆液密度,增加单位时间内进入吸收塔26的有效成分.一般运行中,燃煤含硫量的改变直接导致吸收塔PH值难以维持,迅速下降,另外加速了系统设备腐蚀的程度,尤其表现在管道、烟道等流体经常性接触的地方.增加循环泵运行数目.2、含硫量波动幅度大,设计裕量无法满足实际工况要求.煤质变化过大,在设计裕量无法满足的条件,要想维持系统正常运行只能进行系统改造优化.目前涉及的改造基本都是从吸收剂供应、增加氧化空气风量、增加石膏排出和处