230t_h电站锅炉烟气脱硫改造

230t/h电站锅炉烟气脱硫改造

官民健,季勇男,孙福君,马永强,王宝国

(国电集团吉林热电厂,吉林吉林132027)

摘　要　对当前主要脱硫工艺进行了比较,详细介绍了吉林热电厂7-9号炉烟气脱硫除尘一体化设备改造前后的系统配置情况。

关键词　烟气　脱硫

前、燃烧中、燃烧后脱硫(烟气脱硫)。我国的大气污染物中SO2主要是燃煤直接燃烧造成的,目前应用最

广泛、效率最高的脱硫技术就是烟气脱硫技术,也是控制SO2排放的主要手段。也是因为7～9号炉已运行50多年,燃烧前、燃烧中脱硫技术不适合老机组,所以选用烟气脱硫。

烟气脱硫工艺很多,按用水量可分为湿法、干法、半干法;按脱硫剂的不同,又可分为石灰/石灰石/石膏法、钠法、镁法、氨法、双碱法等。

半干法和干法烟气脱硫具有处理后的烟气温度降小,从烟囱中排出时易于扩散和不产生废水等优点,缺点是脱硫效率不够高,脱硫剂利用率不高,且需增加除尘负荷。7～9号锅炉都没设置高效率的电除尘装置,加之现有湿法除尘装置效率不高,无法满足烟尘、SO2达标排放要求,所以不能采用此脱硫工艺。

湿法烟气脱硫过程是离子条件下的气液反应,是基于溶液中的碱性物质与溶解于水的气态二氧化硫(SO2)即亚硫酸(H2SO3)进行中和反应,达到去除SO2的目的,由于液相反应强度大大高于气相和固

1　前言

国电集团吉林热电厂位于吉林市城区,对周边环境影响较大,决定对7～9号炉烟气脱硫除尘一体化设备进行改造,将现有水膜除尘器改造为脱硫除尘一体化设备,确保二氧化硫及烟尘达到国家排放标准。7～9号炉为国电集团全额投资,具有50多年的历史,设计煤种为蛟河烟煤,设计发热量为19.41MJ/kg,挥发份为37%。7～9号炉烟气经斜栅水膜除尘治理,除尘效率偏低,达不到国家规定的排放标准,烟气脱硫尚未实施。烟尘排放浓度平均为2730mg/Nm3,超过国家规定的300mg/Nm3达9倍,二氧化硫排放浓度为:455mg/m,折合标况值713mg/Nm,超过国家规定的2100mg/Nm3近一倍。

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2　主要脱硫工艺的比较

煤的物理脱硫方法是从煤炭中分离出物理性质不同的物质,它不能分离以化学状态存于煤中的硫,所以燃煤脱硫工艺及其效率取决于硫在煤中的富存特性。常规的物理选煤是将煤破碎后,利用密度差去除煤中的硫化铁和部分其它矿物质,虽然是十分成熟的工艺,但其投资大、耗水量多,需很大的占地面积。煤的化学脱硫过程一般采用强酸、强碱和强氧化剂,在一定温度和压力下通过化学氧化、还原提取、热解等步骤来脱除煤中的黄铁矿。化学分选需要高活性的化学试剂,工艺过程大多在高温高压下进行,对煤质有较大的影响,而且化学分选工艺成本高,因而燃煤化学脱硫方法几乎不用于电厂燃煤脱硫中。

燃煤二氧化硫的控制技术可分为三大类,即燃烧—28

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相,因而湿法脱硫比干法、半干法脱硫效率高其脱硫反应速率快,脱硫效率高,钙利用率高,在钙硫比等于1时,可达到90%以上的脱硫效率,适合于大型燃煤

电站锅炉的烟气脱硫。目前使用最广泛的湿法烟气脱硫技术,主要是石灰石/石灰洗涤法,占整个湿法烟气脱硫技术的36.7%。它是采用石灰或石灰石的浆液在洗涤塔内吸收烟气中的SO2并副产石膏的一种方法。其工艺原理是用石灰或石灰石浆液吸收烟气的SO2,分为吸收和氧化两个阶段。先吸收生成亚硫酸钙,然后将亚硫酸钙氧化成硫酸钙即石膏。

湿式钙法通常有抛弃法、回收法和双循环湿式钙法等,抛弃法和回收法区别在脱硫产物是否再利用。其中回收法的脱硫产物为二水石膏(CaSO4.2H2O),此法以日本应用最多。石膏的主要用途是作为建筑材料,高质量石膏作为石膏板材的原料,但是,目前在

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我国脱硫石膏很难找到大规模的用途。

对于湿法脱硫产物,值得注意的是,脱硫石膏应用途径可以参考磷肥工业中的石膏制硫酸过程。在该过程中,石膏被C(无烟煤或焦炭)还原SO2和CaO。SO2(以5%左右浓度的空气混合物形式存在)可进一步被转化为硫酸。CaO则循环到脱硫吸收装置作为脱硫剂循环使用。因此,理论上,这个过程回收了烟气中的SO2生产工业浓硫酸[98%(质量)],不消耗脱硫剂。而其还原剂煤在电厂也是十分丰富和方便。这个过程对高硫煤发电厂具有一定价值。

双循环或回路石灰石洗涤脱硫法,是对传统湿式石灰石-石膏法的一种改进。它也是利用石灰石浆液作为吸收剂,吸收烟气中的SO2,产物为商用石膏。该法特点是将一个吸收塔分为上下两段,使两段吸收处在不同的pH值下进行操作。因而具有较高效率和高的石灰石利用率,并提高了系统的稳定性和运转可靠性,被广泛应用于燃煤发电厂的烟气脱硫。

以上比较可以看出,湿法脱硫技术具有的脱硫效率高,吸收剂价廉易得,运行稳定,投资和运行费用低等特点,使它成为广泛应用的主导脱硫工艺。通过以上脱硫工艺方法的分析比较,结合吉林热电厂场地紧张、机组已运行50多年的实际状况,7～9号炉烟气脱硫除尘一体化改造,只能在原有水膜除尘器基础上进行,采用脱硫剂资源丰富的湿式石灰法脱硫工艺是唯一合理的脱硫工艺,它具有脱硫效率高、系统运行可靠性高、投资费用及运行费用较其他脱硫工艺低等优势。

根据230t/h锅炉的技术数据和技术要求,选用了湿法脱硫除尘一体化技术工艺设备。采用PXJ-230型旋流板湿式脱硫除尘设备,脱硫工艺采用技术成熟、运行可靠、费用低的石灰法,烟气治理改造后,可确保烟气治理达到和优于国家环保排放标准。

方式,供水压力为0.35～0.45MPa。3.1.3　除尘器排灰系统

7～9号炉与1～6号炉的麻石水膜除尘器排出的

细灰,通过3～5号水力排灰机排至2号灰渣泵房灰前池,再通过5台渣浆泵(正常运行3台泵),经1～4号输灰管路排到灰场。3.2　改造后系统配置情况

系统改造时,除了将原有麻石除尘器塔体改造为高效脱硫除尘一体装置外,根据系统工艺要求,需增加一套包括脱硫剂制备系统、循环水系统、电气控制系统等在内的公用系统。3.2.1　脱硫除尘一体化装置a.本体。7～9号炉烟气除尘脱硫改造一体化工程,拆除7～9号炉原有水膜除尘器,每台炉在原有的基础上新建四座脱硫除尘塔。

b.进口文丘里烟道重新改造,在每座文丘里内外两侧安装4套喷淋装置。

c.塔内烟气净化装置。在每个脱硫除尘塔内设置一整套烟气净化装置,包括三级气动旋流净化装置,三套中心喷淋布水装置,一套脱水除雾装置及定期反冲洗装置。3.2.2　循环水系统

改造后的脱硫除尘一体化装置供水量增加至200m3/h,7～9号炉总供水量为600m3/h,实际运行时,循环水量根据烟气特性可适当进行调整。

7～9号炉烟气脱硫除尘一体化设备改造后,塔内排出的灰水及脱硫产物不直接进入原排灰系统,而是经新建的灰沟(坡度为1.1%)自流进入新建的浓缩池内循环使用。

在浓缩池底部灰水浓度较大的渣浆经2台渣浆泵(一用一备),加压排到原7号炉除尘器灰沟内,仍通过3～5号水力排灰机排至2号灰渣泵房。

在浓缩池上部的溢流水(即清水),经溢流管道流至pH调节池内(即循环泵前池)。脱硫剂经卸料装置进入熟化池,在熟化池内的石灰乳液、补充水进行充分搅拌混合后的循环吸收液,与溢流管在进入pH调节池前进行混合,然后经2台循环泵(一用一备),加压送至7～9号炉脱硫除尘塔内喷淋装置,供脱硫除尘塔净化烟气用。3.2.3　脱硫剂制备系统

脱硫剂为生石灰粉,仓式泵气力装置上料。新增Φ3000×H8000mm脱硫剂储仓一座,仓顶设单机除尘器及超声波料位计。

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3　烟气脱硫除尘一体化改造

3.1　改造前系统配置情况3.1.1　除尘器

7～9号炉为230t/h锅炉,每台炉配置四台麻石

水膜除尘器。3.1.2　除尘器供水系统

7～9号炉麻石水膜除尘器,供水系统采用母管制

热电技术　　2007年第2期(总第94期)

仓壁震动器、星形卸料器、螺旋给料机等装置,组成脱硫剂卸料系统。

脱硫剂经卸料系统进入熟化池,经搅拌熟化后再进入pH调节池。3.2.4　电气控制系统

电气系统采用双回路供电,设一台带风冷、温控及外壳的干式脱硫变压器。3.3　脱硫原理

PXJ设备采用湿式吸收法脱除SO2,该方法是利用SO2在脱硫除尘塔内与雾化后的吸收液,在气液界面上的平衡度,在液相中的溶解度之间的特性关系。在气相中SO2的传质速度、液相中SO2的传质速度,物理吸收气相传质分系数、物理吸收液相传质分系数,SO2在气相中的分压及液相中SO2的浓度等特性最佳配合下,借助于气体在液体中的扩散,对SO2进行吸收。吸收SO2的程度,由气体、液体的物理化学性质所决定。3.3.1　物理吸收

物理吸收主要是利用气体、液体的物理特性:当烟气经初级斜棒栅除尘后,切向进入脱硫除尘塔下部后旋转上升,在多级气动旋流装置控制下与吸收液水幕连续发生撞击,吸收液被适度雾化。液体的雾化过程,实际上是气—液两相间的传递过程。

由于液体被雾化后,单位表面积扩大了两千余倍,气体向雾状液滴大面积扩散,使烟气中的SO2与液滴充分接触。当气—液平衡后,气态的SO2转入液态,可被吸收液充分吸收。因此,吸收液的雾化及气—液相间的平衡程度,是直接影响化学吸收SO2的关键因素。3.3.2　化学吸收

化学吸收主要利用SO2、吸收液的化学特性进行下列化学反应:

酸性:SO2属中等强度的酸性氧化物,可用碱性物质吸收,生成盐类。如用钙基化合物吸收,可生成溶解度很低的CaSO3・1/2H2O。通过氧化可生成CaSO4・2H2O。

氧化性:SO2在水中有中等的溶解度,溶于水后生成H2SO3,可氧化成稳定的H2SO4。

还原性:在与强氧化剂接触或催化剂及氧存在时,SO2可被氧化成SO3。SO3溶于水后,酸性更强,更容易与吸收液进行中和反应。

中和反应如下:

使用CaO作脱硫剂时:—30

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SO2(气)+H2O→SO2(液)+H2O

SO2(液)+H2O→H++HSO3-→2H++SO32-CaO+H2O→Ca(OH)2→Ca2++2OH-Ca(OH)2+H2SO3=CaSO3+2H2OCaSO3+H2O+SO2=Ca(HSO3)2

总之,在旋流板气动装置有效作用下,烟气中的SO2能与吸收液发生强烈的化学反应,生成固态物质后被脱除,从而达到高效脱硫目的。3.4　旋流板塔脱硫除尘原理在气动力作用下,烟气受脱硫除尘塔内设置的旋流净化装置导向板控制,以特定的流速、角度和方向旋转上升。与布水装置喷出的锥体状吸收液水幕反复旋切、碰撞,使液体高度雾化。液体单位表面积扩大2000余倍,气、液、固粒子三相间的质量和能量传递显著增强,使有害粒子被雾状吸收液滴吸附,从而提高了吸收液与烟气中的尘粒、SO2之间的物理吸收和化学反应强度,经多级净化后有害物质被有效脱除。

净化后的湿烟气,经主塔体上部的高效脱水除雾系统液气分离后,净烟气通过引风机,经烟囱排空后迅速抬升扩散。

pH调节池内的吸收液,经循环泵、供水管道,在阀门控制下,以适当压力和流量供入脱硫除尘塔内喷淋装置。脱硫除尘废液,在旋流装置产生的离心力加速作用下,与有害物质一起被甩向塔壁,流向塔底溢流口,自流到氧化池,经曝气氧化后,溢流入浓缩池闭路循环使用。

4　脱硫除尘一体化工艺流程

PXJ设备烟气净化工艺流程见图1。

图1　PXJ设备烟气净化工艺流程

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　　锅炉排出的含尘烟气,以一定的流速进入斜棒栅烟道与喷淋形成的水滴进行传质换热,大颗粒烟尘被水滴加湿捕集下来。烟气斜向下切向进入脱硫除尘塔,旋转上升,经塔内设计的整套烟气净化系统,烟尘被捕集,二氧化硫被吸收,脱硫除尘液在离心力作用下甩向塔壁,受重力作用沿塔壁流至塔底溢流口,压入排水沟,进入氧化、浓缩池系统,经浓缩处理后的灰浆液由池下排渣泵送至现有2号冲灰池,由现有灰渣泵加压送往灰坝处理,浓缩池上清液溢流入调节池,进入下一个循环周期。

经多级净化处理的烟气在塔内上升,进入气液分离装置,有效进行气液分离,烟气经干段区,出口烟道,引风机送入烟囱,抬升排放。

脱硫剂的制备由脱硫剂储仓,经定量给料系统进入pH调节池,与经氧化、沉淀处理后的溢流上清液混合调节合适的pH值,由循环泵输往净化塔喷淋,对烟气进行净化。

整个系统实现闭路循环,控制排渣浆量,不增加现有水力冲灰系统负荷,灰场回水作系统补充水,以保持系统水平衡。

利用机组大修已于2006年12月完成8号炉除尘脱硫装置改造并通过环保验收,9号炉除尘脱硫装置改造已经开始。

实测8号炉除尘脱硫装置在脱硫Ca:S为0.8:1;1.0:1;1.2:1三个工况下脱硫效率分别为81.50%、83.73%、84.23%,二氧化硫(折算值)排放浓度分别为66.32mg/m3、58.36mg/m3、56.56mg/m3。8号炉除尘脱硫装置脱硫效率和二氧化硫(折算值)排放浓度均达到设计要求,这对处于“两控区”的国电吉林热电厂来说意义重大。经过锅炉烟气脱硫除尘改造,7～9号炉年运行按8000小时计算,运行成本为188.83万元,折合发电增加单位成本0.00156元/(kW・h)。烟气脱硫的建成,年减少SO2排放量达2492吨,

按现行排污收费标准0.6元/污染当量(630元/吨)计,三台炉每年削减排污收费157.4万元;年削减烟尘排放量达8497吨,按现行排污收费标准0.6元/污染当量(600元/2.18吨)计,三台炉每年削减烟尘排污收费233.86万元;去除每年运行成本,每年可减少排污收费近800万元。而且根据国家现行环保政策,配备脱硫装置的发电机组在竞价上网时,享受优惠上网电价,提高了企业的竞争力,同时社会效益显著。

5　结束语

(上接第25页)

5.3　严格控制炉水水质

改造、加强对水质化学监控等措施,经过近一年多的运行,4号锅炉水冷壁管没有再出现类似的爆管现象,

有效地解决了问题。参考文献

1.水利电力部.火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法(SD202—86)[M].北京:水利电力出版社,1986

2.林庆城.汽轮机通流部分结垢原因及防范措施.热力

根据化验结果及时调整加药量及排污量;尽快消

除设备缺陷。5.4　加强培训

加强员工岗位技术培训,定期检查化验仪器、更换药品,提高化验结果的准确性。5.5　两点建议

改造送风机出力,增大送风量,使炉膛切圆燃烧;建议更换工作交换容量低的树脂,特别是阳离子树脂。

发电[J],2005.34(7):27—29

3.肖作善,等.热力发电厂水处理(下册)[M].(第三版)

北京:中国电力出版社,1998

4.李培元.火力发电厂水处理及水质控制[M].北京:中

6　结束语

在大量更换失效水冷壁管基础上,通过对除氧器

国电力出版社,1999.11

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