某火電廠雙塔雙循環煙氣脫硫系統優化運行研究

2020-12-05 全國能源信息平臺

【能源人都在看,點擊右上角加'關注'】

北極星大氣網訊:摘要

雙塔雙循環脫硫系統由於設備多、系統複雜而存在電耗物耗較高的問題。以某高硫煤火電廠雙塔雙循環脫硫系統作為研究對象,從物耗、能耗角度出發,研究了雙塔雙循環系統水平衡、石灰石供應系統、氧化空氣系統、漿液循環泵組合運行等方面的優化,使其顯示出較好的經濟性。為其他高硫煤機組深度降低脫硫廠用電率方面提供經驗借鑑。

關鍵詞:雙塔雙循環脫硫系統;廠用電率;電耗;優化運行

0 引言

2014年9月,發改能源[2014]2093號文明確要求,東部地區新建燃煤發電機組SO2排放值必須達到燃氣輪機組排放限值。超低排放改造後,在汙染物達標及煤耗指標的雙重壓力下,必須對現有環保設施進行升級改造。

石灰石-石膏溼法脫硫工藝是我國燃煤機組主流脫硫技術,針對燃用高硫煤機組的達標排放問題,有學者研究表明,在單塔基礎上串聯一個吸收塔採用雙塔雙循環工藝,在大機組、高硫分的脫硫系統改造中具有明顯優勢。除此以外,潘丹萍等分析得到雙塔WFGD系統對細顆粒物和SO3酸霧脫除效率明顯高於單塔系統。但雙塔脫硫系統設備複雜,廠用電率較單塔脫硫系統增加顯著。針對雙塔雙循環脫硫技術設計及運行中存在的主要問題,有學者從精細化優化調整角度實現雙塔雙循環脫硫系統節能降耗。

本文對某電廠600MW機組雙塔脫硫系統開展優化運行研究,從物耗、能耗兩大部分入手,在脫硫系統水平衡、石灰石供應系統、氧化空氣系統、漿液循環泵組合運行等方面進一步挖掘脫硫系統節水及節能潛力,有效降低脫硫系統廠用電率,為電廠經濟高效運行和設備技改提供充分的理論依據。

1 研究方法

1.1 脫硫裝置主要設計參數

該電廠脫硫系統採用石灰石—石膏溼法脫硫,原設計為單塔,2012年由於煤源發生變化,入口硫分增至3.0%,因而在原吸收塔前串聯一個預洗塔,兩塔均為噴淋空塔,預洗塔設置3層噴淋層,對應3臺漿液循環泵分別為A、B、C泵,電機功率分別為1400kW、710kW、630kW,循環漿液量分別為13000m3/h、7300m3/h、7300m3/h。吸收塔設置4層噴淋層,對應4臺漿液循環泵分別為A、B、C、D泵,功率均為1490kW,循環漿液量均為8932m3/h。預洗塔和吸收塔各有一套石灰石製漿系統。預洗塔和吸收塔的氧化風機均為兩運一備配置,單臺氧化風量分別為13200m3/h和9900m3/h。改造後脫硫系統煙氣參數如表1所示。

表 1 脫硫系統煙氣設計參數

1.2 試驗依據及儀器

測試期間要求機組及環保設施正常運行。試驗依據為《煙氣脫硫設備性能測試方法》(GB/T21508-2008)、《石灰石-石膏溼法煙氣脫硫裝置性能驗收試驗規範》(DL/T998-2007)、《煙氣溼法脫硫用石灰石粉反應速率的測定》(DL/T943-2015)、《石膏化學分析方法》(GB/T5484-2012)、《石灰石化學分析方法》(GB/T3286-1998)。

試驗所用儀器為煙氣分析儀(RosemountNGA2000)、煙氣分析儀(Ultramat23)、微壓計(Swe-maMan7)、超聲波流量計(FLUXUSF601)、pH計(HM-30P)。

2 脫硫系統運行現狀分析

2.1 脫硫系統水平衡

通過對目前脫硫水系統進行水量核算和系統排查,發現脫硫水系統主要存在問題有:

(1)石膏脫水系統溢流漿液箱和濾液水箱沒有實現分離,兩者混合後返回吸收塔,長期運行會導致漿液品質下降;

(2)系統整體較為複雜,存在內漏和不經濟利用的情況,化驗結果顯示濾液水可滿足製漿水質要求;

(3)預洗塔地坑的溢流漿液部分進入石灰石製備系統,會降低吸收塔石膏漿液的品質和石灰石供漿效率,加劇石灰石供漿管路和泵體的磨損,不利於脫硫系統的高效運行和穩定排放。

2.2 石灰石供應系統

採集正常運行下兩個工況下的漿液樣品,核算實際和理論的石灰石粉耗量(理論鈣硫比按照1.03計算)進行對比分析。工況表如表2。採集A、B兩廠家的石灰石粉進行分析,結果如表3所示。

工況1的鈣硫比為1.35,理論核算石灰石粉耗量為381.4t/d,實際石灰石粉耗量為499.9t/d;工況2的鈣硫比為1.26,理論核算石灰石粉耗量為357.9t/d,實際石灰石粉耗量為438.0t/d。

目前石灰石粉耗量大,主要原因有:

(1)機組負荷波動大,運行控制為了避免瞬時超標,在機組負荷或SO2濃度升高後會間歇式加大石灰石供漿量,造成石灰石粉浪費;

(2)石灰石粉品質較差,石灰石粉純度、細度及活性均不達標,會造成運行人員對石灰石供漿量判斷偏差。

表 2 試驗工況

表 3 電廠用石灰石粉分析

2.3 氧化空氣系統

在雙塔雙循環脫硫系統中根據系統特點設置風量不同的氧化風機,根據一、二級吸收塔脫硫的SO2的量考慮氧化風機的投運情況,進而控制氧硫比值。

在不同運行工況下,按照脫硫效率99.5%、氧硫比為3.33,核算2+1氧化風機及1+1氧化風機組合方式的最大出力等,調節實際運行工況下氧化風機出口流量,結果見表4。

表 4 氧化風機優化配置核算

結果表明:(1)當機組負荷600MW,原煙氣SO2濃度為5500mg/m3時,以此工況為參考,低於運行工況出力的運行狀態吸收塔系統可實現單臺氧化風機運行,可節省38A的運行電流,相應可節省廠用電率0.127%;

(2)為充分發掘氧化系統的節能優化空間,將預洗塔3臺氧化風機中的1臺更換為改造前流量6612m3/h的氧化風機,在機組負荷450MW,原煙氣SO2濃度低於5500mg/m3,可實現預洗塔氧化風機一大一小運行,可減少10A的運行電流,相應可節省廠用電率0.036%。

2.4 漿液循環泵組合運行情況

雙塔雙循環工藝中煙氣經過一級塔和二級塔兩個循環過程得到淨化,為優化漿液循環泵投運方式,在預洗塔和吸收塔之間增設SO2測點,當入口SO2濃度不同時,預洗塔和吸收塔需要脫除SO2的效率也不同。一般情況下預洗塔SO2去除率為50%~60%,吸收塔去除率控制在40%~50%。其運行優化原則為:預洗塔漿液循環泵運行的數量保證略低於最佳液氣比,避免造成氧化不足的情況。將預洗塔和吸收塔pH值控制在設計範圍內,理論計算得到不同負荷的漿液循環泵的配置情況見表5。在保證出口穩定達標排放的前提下,在不同機組負荷、不同入口SO2濃度條件下分別進行了不同漿液循環泵投運的組合方式試驗,結果見表6。

表 5 漿液循環泵不同組合方式的停留時間和液氣比

表 6 實際運行工況

工況3~工況5均為高負荷工況,當原煙氣SO2濃度超過5500mg/m3,預洗塔和吸收塔漿液循環必須全部運行。當原煙氣SO2濃度在4500~5500mg/m3範圍時,可採用預洗塔3臺+吸收塔3臺漿液循環泵運行的組合方式,在吸收塔入口SO2濃度低於500mg/m3時,可停運吸收塔最頂層漿液循環泵B。為保證出口SO2濃度低於35mg/m3,吸收塔入口SO2不宜超過1100mg/m3。試驗結果如圖1所示。

圖 1 高負荷下不同循環泵組合方式下脫硫效率

工況6~工況9均為中負荷工況,在原煙氣SO2濃度在5000-6000mg/m3,可實現預洗塔2~3臺+吸收塔3臺漿液循環泵運行的組合方式。預洗塔漿液循環泵三臺泵實際運行電流分別為114A、63A、63A,吸收塔漿液循環泵的四臺泵實際運行電流分別為62A、80A、77A、73A。從漿液循環泵的電流分布可以看出,如果預洗塔A泵可選擇停運,ABC+XX的組合方式比BC+ABCD的組合方式更經濟;如果預洗塔A泵必須運行,AB+XXX或者AC+XXX的運行方式也是較節能的組合方式。試驗結果如圖2所示。

圖 2 中負荷下不同循環泵組合方式下脫硫效率

工況10~工況12均為低負荷工況,在低負荷工況下可實現預洗塔2臺+吸收塔2~3臺漿液循,環泵運行的組合方式原煙氣SO2濃度6000mg/m3左右。試驗結果如圖3所示。

圖 3 低負荷下不同循環泵組合方式下脫硫效率

3 現有系統優化措施

3.1 水平衡系統的優化

(1)對現有工藝流程合理優化。儘量減少系統內漏水,將濾液水用於製漿,關閉工藝水箱至吸收塔和預洗塔石灰石製漿用水閥門;將真空泵密封水及機封冷卻水改為閉式循環,皮帶機衝洗水、密封水、潤滑水由工業水改為工藝水;切斷預洗塔地坑至吸收塔石灰石漿液箱的管路,預洗塔地坑漿液與預洗塔本體自循環。

(2)考慮全廠用水梯級利用,為電廠下階段廢水零排放做準備。

3.2 石灰石供應系統的優化

為實現脫硫系統的精細化運行,要定期化驗入廠石灰石品質,保證其品質,再結合本次診斷試驗脫硫水平衡系統的優化,提高石灰石漿液製備的穩定性,改變石灰石漿液的供給方式,核准對應工況下的連續供漿量,在負荷及入口SO2較穩定情況下,儘量採取連續供漿方式。

3.3 氧化空氣系統的優化

由於在脫硫系統改造時設計裕量偏大,下一步可考慮更換吸收塔及預洗塔氧化風機,避免設備閒置和投資浪費,以及氧化空氣進入循環泵或石膏排出泵以及可能出現的漿液起泡問題。

3.4 漿液循環泵的組合優化

結合電廠配煤摻燒,儘量控制在低負荷時段,燃用高硫煤;在高負荷時段,燃用低硫煤。在高、中、低負荷根據入口SO2濃度範圍選擇合理的漿液循環泵的開啟數量和組合方式,並制定優化運行指導卡片。在預洗塔出口處加裝煙氣分析儀,在入口煙氣SO2濃度波動較大時可快速作出響應,同時控制預洗塔和吸收塔脫硫效率的分配,避免因預洗塔入口煙氣SO2濃度和出口CEMS表計顯示值存在時間差造成的出口超標問題,在此基礎上可做進一步優化調整。

4 經濟性分析

(1)目前該電廠用石灰石粉單價為140元/t,按照實際鈣硫比1.35計算,每天吸收劑的成本為7.00萬元。如更換為滿足設計值要求的石灰石粉,設定單價為180元/t,按照設計鈣硫比1.03計算,每天吸收劑的成本為6.87萬元。則優化後每天吸收劑節約成本為0.13萬元。

(2)在低於運行工況出力的運行狀態下吸收塔系統可實現單臺氧化風機運行,可節省38A的運行電流,相應可節省廠用電率為0.127%。並將預洗塔3臺氧化風機中的1臺更換為改造前流量6612m3/h的氧化風機,可減少10A的運行電流,相應可節省廠用電率為0.036%。二者相加,共節省廠用電率0.163%。則氧化風機優化後每天電耗節約成本為1.30萬元。

(3)嚴格把握在低負荷時段,燃用高硫煤,即原煙氣SO2濃度按照6000mg/m3控制;在高負荷時段,燃用低硫煤,即原煙氣SO2濃度按5000mg/m3控制。實際運行過程中,在有停運漿液循環泵的條件下,首先停運吸收塔1~2臺漿液循環泵;在吸收塔漿液循環泵運行臺數為2臺時,可選擇預洗塔2臺漿液循環泵的組合方式。控制淨煙氣SO2濃度在20mg/m3左右,相應可節省廠用電率為0.289%。則漿液循環泵每天電耗節約成本為2.31萬元。

通過試驗測試和分析過程評估該電廠脫硫系統優化前後廠用電率和石灰石耗量的實際情況,進行經濟性分析核算。可得優化後電耗和石灰石耗量成本可每天節約3.74萬元。

5 結語

通過理論計算及現場試驗優化調整,目前雙塔雙循環脫硫系統仍有一定的節能優化空間,可從改造和運行角度,對現有脫硫系統水平衡、石灰石供應系統、氧化空氣系統、漿液循環泵組合運行等方面進行優化,並在基礎上進行優化前後經濟性核算與分析。本文的研究結果可為高硫煤雙塔機組優化改造提供指導和借鑑。

免責聲明:以上內容轉載自北極星環保網,所發內容不代表本平臺立場。全國能源信息平臺聯繫電話:010-65367702,郵箱:hz@people-energy.com.cn,地址:北京市朝陽區金臺西路2號人民日報社

相關焦點

  • 論漿液PH值對脫硫系統優化運行的影響
    北極星大氣網訊:摘要:在脫硫系統中,漿液循環泵的電耗約佔脫硫系統電耗的70%,因此降低循環泵的電耗對降低整個脫硫系統的運行成本有著很重要的作用。研究發現石膏漿液PH值提高時,會提高脫硫效率,降低脫硫運行電耗,而增加的石灰石耗量幾乎可以忽略不計。但是石膏漿液PH值過高,會導致脫硫系統內形成化學硬垢,影響脫硫系統安全運行。
  • 新疆燃煤電廠脫硫系統超低排放改造研究
    摘要: 為達到政府對新疆地區燃煤電廠提出的超低排放的要求,目前新疆各大發電集團都在對現役機組現有的環保設施進行優化改造.目前我國二氧化硫執行的排放標準是不超過200 mg/m3(100 mg/m3新建),而超低排放的要求是不超過35 mg/m3,降幅達到了87.5%(65%),對於疆內電廠目前的脫硫設施存在較大的壓力.以新疆地區燃煤電廠為研究對象,通過對全疆13家燃煤電廠脫硫系統的超低排放改造技術進行調查和分析
  • 大型火力發電機組溼法煙氣脫硫系統技術研究
    1 大型火力發電機組溼法煙氣脫硫工藝流程   眾所周知,以石灰石、石膏作為原材料的溼法脫硫技術是目前大型火力發電機組煙氣脫硫應用最廣泛的技術,主要包括煙氣系統、煙氣換熱系統、吸收系統、增壓風機系統、廢水處理系統等。
  • 燃煤電廠溼法煙氣脫硫廢水零排放技術進展
    北極星水處理網訊:摘要:燃煤電廠溼法煙氣脫硫廢水具有含鹽量大、腐蝕性強、易結垢等特點,是制約電廠廢水零排放的關鍵因素。從預處理、濃縮減量、末端處理三個方面詳細介紹了脫硫廢水的處理技術,分析各自的優劣,研究進展,並對煙道蒸發技術進行深入分析。最後通過工程實際案例,為燃煤電廠廢水零排放提供了參考。
  • 煙氣脫硫脫硝除塵一體化技術
    隨著煙塵脫硫技術的不斷更新,煙塵一體化技術作為一種新式技術在得到廣泛應用,現就煙氣脫硫脫硝除塵一體化技術作出分析。煙氣脫硫脫硝除塵一體化技術施行進程中需求歸納運用各種技術設備工藝,比如氨肥法煙氣脫硫脫硝除塵技術、催化煙氣脫硫脫硝除塵技術、碳基材料法、脈衝電暈法等。
  • 焦爐煙氣脫硫脫硝工藝優化
    北極星大氣網訊:摘要:介紹了焦爐煙氣半乾法脫硫+SCR脫硝工藝流程,並分析了存在的問題。通過優化脫硫劑製備及噴漿技術、補熱技術、建立新型焦爐加熱制度;改造脫硫劑製備管道連接方式,對脫硝除塵一體化裝置密封改造,增加設備工藝安全聯鎖功能,提高進入脫硝工序煙氣溫度等措施,保證了焦爐煙氣脫硝工藝運行穩定,實現了焦爐煙氣粉塵、NOx、SO2達標排放,主要物料消耗明顯降低。
  • 燒結煙氣氨法脫硫副產物氧化系統的優化研究
    系統改造後的運行結果表明,正四價硫的氧化率為94.3%~97.8%,氨法脫硫系統運行的穩定性和經濟性得以提高。0 引言鋼鐵工業煙氣是除燃煤煙氣外的又一主要SO2排放源。因此,對柳鋼1#360m2燒結機配套的氨法脫硫正四價硫氧化系統進行改造,是提高該氨法脫硫系統運行穩定性及抑制氣溶膠逃逸的關鍵。為了防止液相中顆粒物沉積,柳鋼燒結煙氣氨法脫硫系統的噴淋塔底部持液槽中設有脈衝懸浮管,在此脈衝懸浮管的基礎上增設氧化風機即可實現副產物( NH4 ) 2 SO3和NH4 HSO3的強制氧化。
  • 過程工程所「內外雙循環流化床煙氣脫硫技術」
    副市長苟仲文宣讀了關於北京市科學技術獎勵的決定,中科院過程工程研究所「內外雙循環流化床煙氣脫硫技術」獲北京科學技術獎二等獎,朱廷鈺研究員作為獲獎代表參加了本次會議。朱廷鈺研究員及其團隊在「十一五」期間,瞄準重點工業行業鍋爐、爐窯煙氣脫硫的重大技術需求,在國家863重點項目、中科院科研裝備研製項目等資助下,成功開發了以內外雙循環流化床煙氣脫硫技術、電石渣溼法噴霧脫硫技術為代表的一系列脫硫技術,其中內外雙循環流化床煙氣脫硫技術在導流擾流複合構件、大流量高效旋風分離器、工藝設計軟體等方面取得了創新性成果,已在示範推廣中取得顯著的經濟社會效益
  • 中高硫燃煤煙氣脫硫除塵的利器——高效漸變分級單塔脫硫除塵技術
    北極星大氣網訊:摘要:為應對我國日益增長的環保需求以及能源工業可持續發展的迫切需要,資源節約型燃煤超低排放技術的研究和發展意義重大。本文提出以原有燃煤煙氣溼法脫硫塔(WFGD)為基礎,採用理論研究、數值模擬、冷態實驗、中試實驗等方法,開發了基於高效漸變分級技術的複合脫硫塔。
  • 氨法脫硫煙氣拖尾及其解決措施
    北極星大氣網訊:摘要:對熱電廠氨法脫硫原系統的煙氣嚴重拖尾現象進行分析研究,在氨法脫硫環保超低排放項目實施過程中,通過應用相關技術協同對煙氣拖尾進行了針對性治理改造,並對系統進行運行優化調整。通過多方面的研究性改造,嚴重拖尾現象得到根本性改善,極大地緩解了熱電廠的環保壓力。
  • 燃煤電廠脫硫廢水零排放工程案例解析
    北極星水處理網訊:摘要:近年來,燃煤電廠廢水的「零排放」技術的研究與應用,有效解決了電廠高汙染脫硫廢水中硫化物、氟化物、懸浮物、重金屬離子、COD 等汙染物對環境的嚴重汙染。國電漢川電廠位於長江最大的支流漢江的下遊,地處長江流域環境敏感區域,國電漢川電廠作為國內首批實踐廢水零排放的企業,建成了國內首個百萬機組燃煤電廠零排放應用項目並實現平穩運行。
  • 燃煤電廠脫硫廢水處理探討
    加強燃煤電廠脫硫廢水處理技術研究與應用具有重要意義,能夠更好地減少燃煤電廠對環境的影響。 1.2 影響脫硫廢水水質的因素脫硫廢水的水質及水量主要受燃煤品質、石灰石品質、脫硫系統的設計及運行、脫硫塔前汙染物控制設備以及脫水設備等的影響。
  • 煙道蒸發脫硫廢水零排放的優化應用研究
    以嘉興新嘉愛斯熱電廠的煙道蒸發脫硫廢水零排放工程項目為依託,從三方面對傳統煙道蒸發工藝進行了優化研究:設置濃縮系統,進行低塵蒸發濃縮優化,將低塵熱煙氣作為熱源大大降低了系統結垢、堵塞等風險,氣水分道減輕了除塵器的溼度影響;模擬噴射區優化設備選型對噴射系統優化;設置自清洗過濾系統,增強了系統的可靠性和穩定性。通過對比分析了原水和濃水的品質、有無廢水投運的除塵器灰的品質。
  • 電廠鍋爐脫硫脫硝及煙氣除塵技術
    為可以提升到電廠鍋爐脫硫脫硝以及煙氣除塵的效果,有效避免電廠發電對我國環境造成的影響,dlzbcg.wang本文簡單講解了燃煤脫硝技術,希望能對未來工農業發展的環境保護起到一定的作用。在人們對電力行業環保要求不斷上升的情況下,有許多企業還是沒能科學合理地通過相關技術進行煙氣脫離脫硝除塵的工作,在當前社會快速發展的潮流下電廠所排除的廢氣是以往的數十倍,嚴重影響了人們的生命健康以及對環境造成了嚴重的汙染。為此,相關人員應當選擇適合的方式開展對燃煤脫硝技術的研發工作,為我國社會的健康發展做貢獻。
  • 燃煤電廠脫硫廢水氯離子脫除技術研究進展
    在對脫硫廢水除氯技術進行分析總結的基礎上,提出了脫硫廢水除氯技術的產業化應用瓶頸,並對其研究和發展進行了展望。關鍵詞: 脫硫廢水; 脫氯技術; 研究進展隨著人口增長和經濟規模不斷擴大,長期以來我國的能源消耗量持續增長。由於我國煤炭資源豐富,並且燃煤發電運行可靠、技術成熟,因此長期以來燃煤發電作為我國能源供給的主要來源。
  • 煙氣噴霧蒸發在火電廠脫硫廢水零排放中的應用
    煙氣噴霧蒸發在火電廠脫硫廢水零排放中的應用北極星水處理網訊:摘 要:針對傳統脫硫廢水零排放工藝存在流程長、投資高、運行費用高和維護困難等局限,通過煙氣噴霧蒸發技術進行脫硫廢水零排放工程實踐,確定了控制霧化液滴直徑、合理優化布置霧化噴嘴、煙氣質量焓、準確計算噴入脫硫廢水後煙氣及粉煤灰特性變化是本技術的關鍵點
  • 廢水「 零排放 」 下燃煤電廠脫硫廢水水量的確定
    北極星水處理網訊:摘要:脫硫廢水水量的確定不僅關係到煙氣超低排放處理系統的運行,而且直接影響到脫硫廢水處理工藝的選擇以及投資、運行成本。脫硫廢水水量的確定需要考慮脫硫漿液氯離子含量、石膏品質控制、脫硫工藝水水質、機組運行的煤質及煙氣溫度等多個因素。對影響脫硫廢水水量的因素進行了深入分析,提出了減少脫硫廢水水量的措施。
  • 電廠各種溼法脫硫技術PK 優劣一目了然
    電廠各種溼法脫硫技術PK 優劣一目了然北極星大氣網訊:隨著我國環境壓力逐年增大,國家排放要求進一步收緊,電廠煙氣脫硫技術也得到了快速發展。目前煙氣脫硫技術種類達幾十種,按脫硫過程是否加水和脫硫產物的乾濕形態,煙氣脫硫分為:溼法、半乾法、幹法三大類脫硫工藝。
  • 溼法脫硫煙氣拖尾的原因及改良措施
    淨煙氣雖已達到超低排放水平,但造成了視覺汙染和水資源的大量浪費,採用氨法脫硫的,有部分「硫銨雨」則會對周邊設備造成嚴重腐蝕。由於國家政策不再強制性要求企業對煙氣進行脫白治理,那麼從脫硫系統的設計方面進行改良,避免煙氣拖尾現象成為必要舉措。下面以氨法脫硫為例,分析煙氣拖尾的主要原因。