机组脱硫

2024-05-13

机组脱硫（精选10篇）

机组脱硫篇1

近年来,随着我国电力的不断发展,电力生产所引起的环境问题也不容忽视,火电厂燃煤所排放的二氧化硫量也逐年加大,严重的影响着我国的环境与居民健康。2003年全国火电厂排二氧化硫排放量826万吨,占全国总量的46.1%;2004年,燃煤电厂煤消费量为54亿吨,排放二氧化硫量为1100万吨,全国二氧化硫排放总量为2163万吨,燃煤电厂排放二氧化硫占排放总量的50.86%;2005年全国二氧化硫排放量为2549万吨,其中火力发电厂排放量为1300万吨左右,超过全国总量的50%。我国已经成为世界上二氧化硫排放量最大的国家。中国能源消费占世界的8%～9%,但二氧化硫的排放量却占世界排放总量的15.1%[1]。

针对上述情况,我国于2007年4月颁布了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》(征求意见稿)[2],该《办法》主要是针对目前脱硫设施投运率和脱硫效率偏低、设施建设低价无序竞争,以及脱硫设施监管不到位等问题,提出了具体的政策措施和监管办法。《办法》主要内容是:规定新(扩)建燃煤机组必须按环保标准同步建设脱硫设施,执行公布的燃煤机组脱硫标杆上网电价;现有燃煤机组应按照要求完成脱硫改造,执行0.015元/千瓦时的脱硫上网电价加价;煤炭平均含硫量大于2%或者低于0.5%的地区,可单独制定脱硫加价标准。该条款对燃煤电厂提出了新的经济要求。对电厂脱硫的影响具有深远的意义。

1 研究方法

传统脱硫经济性分析往往只注重脱硫工艺本身,很少与火电厂运行经济性相结合。通过查阅文献结合2005年各项数据通过机组的发电量、上网电价和耗煤量,计算出不同容量火电机组的年运行费用和年毛利润,然后结合2007年4月份实行的脱硫加价为前提,计算出脱硫设备在不同容量火电机组上运行的年运行费用和脱硫带来的毛利润。通过比较脱硫设备的年运行费用占火电机组的年总运行费用的比例和脱硫的毛利润占机组的总毛利润的比例,对脱硫工艺进行经济性分析。

计算的流程图如图1。

2 火电机组经济性分析

以200MW、300MW、600 MW、1000 MW机组为研究对象,对不同容量的火电机组进行经济性分析,讨论各自的年运行费用和毛利润。

2005年全国火电机组平均有效运行时间为5876 h[3],由此得到不同容量机组的年发电量:

S—年发电量(kWh);

G—单机容量(MW);

UTH—火电机组有效运行时间(h)。

由供电煤耗,见表1,计算不同容量机组的年煤耗量:

B—年耗煤量(吨);

bncp—供电煤耗(克/千瓦时)。

影响火电厂机组毛利润的是售电收入和运行费用,其中售电收入与上网电价、发电量等有关,而运行费用主要是燃料费用和电厂的其它费用,其它费用主要包括折旧、大修、财务费用、人工费用等。

售电收入M:

ε—厂用电率(%)

P—上网电价(元/千瓦时)。

厂用电率见表1,本文中上网电价取2005年全国平均上网电价0.337元/千瓦时[4]。

机组运行费用E:

EC—燃料费用(万元);

EO—其它费用(万元)。

在机组运行费用中,燃料费用占60%左右。除了燃料费用之外,其它费用占40%左右[5],是相对固定的成本支出,主要是设备折旧和财务费用,总量固定。所以有:

2005年煤炭平均到厂价格为294元/吨[6],B已知,计算各容量机组的燃料费用EC,运行费用E,机组毛利润:

V—机组毛利润(万元)。

计算后结果见表1。

从表1中看到,200MW的机组年毛利润为1.5124亿,600MW机组的毛利润为5.642亿,而1000MW的机组的年利润就达到了10.6062亿,机组容量相差3倍和5倍,而利润相差了3.7倍和7倍,随着机组容量的提高,毛利润率也在提高。

3 脱硫装置的经济性分析

以石灰石-石膏法为例,石灰石-石膏法是我国火电厂中应用最普遍的脱硫工艺,其普及率达85%。

湿式石灰石-石膏法脱硫技术的主要原理是以石灰石或石灰的水浆液作为脱硫剂,在吸收塔(洗涤塔)内对含有二氧化硫(SO2)的烟气进行喷淋洗涤,使SO2与浆液中碱性物质发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙而将SO2除掉。浆液中的固体物质(包括煤的飞灰)连续地从浆液中分离出来并排往沉淀池,同时不断地向清液加人新鲜石灰石或石灰后循环至吸收塔(洗涤塔)。脱硫反应式如下:

吸收塔气相部分:

吸收塔液相部分:

3.1 工艺特点

(1)脱硫吸收剂碳酸钙(Ca CO3)是容易获得的廉价物品,副产品为石膏,可作为水泥添加剂,或者作为建筑用材的石膏板原料。

(2)采用回转式气气加热器,利用烟气自身热能加热洗涤脱硫后的冷湿烟气,有效防止烟囱低温腐蚀。

(3)在燃煤含硫量为0.7%～2.5%时,钙硫比Ca/S-=1.1～1.2时,可以达到90%～99.2%的脱硫效率。

(4)吸收剂的制备输送系统相对复杂,有废排水产生。

3.2 文中的脱硫工艺的经济性指标

(1)工程总投资

工程总投资指与烟气脱硫工程有关的固定资产投资和建设费用的总和,与发电机组的状况、容量场地等因素有关。

与新建机组配套脱硫装置的情况相比,现有机组增设脱硫设备的改造公程则受到更多场地条件的限制,投资费用要比新建机组建设相同的工艺和相同的规模的脱硫系统高。

(2)年总费用

系统运行一年中所发生的全部费用,由运行费用和财务费用构成。运行费用包括脱硫剂等原材料的费用、设备维修费和折旧费、水电费、人工费、副产品增收。财务费用主要包括长期贷款利息、短期贷款利息、流动资金贷款利息等。

(3)脱硫毛利润

由于脱硫带来的收入减去相应的脱硫运行总费用所得到的毛利润,脱硫的收入主要是由于脱硫装置的使用而使上网电价提高1.5分/千瓦时带来的收入。

3.3 采用石灰石-石膏法,则各项费用及经济指标计算方法

(1)FGD总投资

FFGD—脱硫装置的总投资(万元);

K—单位造价(元/千瓦)。

文献[7]中300MW机组的石灰石-石膏法脱硫装置的单位造价为398元/kW,600MW机组的石灰石-石膏法脱硫装置的单位造价为280元/kW,由式9,脱硫装置总投资可得。

(2)吸收剂费用Da

A—实际加入的石灰石量,吨/年;

B—年实际燃料消耗量,吨/年;

ω—石灰石中Ca CO3含量的质量百分数(%);

σ—燃料含硫量(%);

η—脱硫效率(%)。

机组的年实际燃料消耗量B由表1给出,σ取1%,脱硫效率η=95%,对应的Ca/S为1.1,石灰石纯度ω=90%,年耗石灰石A由式得出,石灰石价格40元/吨。

(3)电费De

S—年发电量(kwh);

λ—脱硫装置耗电量占电厂发电量的比例(%);

P’—发电成本(元/kWh)。

λ占全厂总发电量的1.5%计,不同机组的发电量S由表1得到,本文中发电成本P’为0.16元/kWh,脱硫装置运行时间与火电机组平均有效运行时间同为5876 h。

(4)维护费Dm

Dm都按FGD总投资的2.5%计。

(5)人工费Ds:每人5万/年,300MW机组8人,600MW机组10人。

(6)水费Dw:文献[7]介绍300MW机组一般为30万吨/年,考虑到机组的容量大小,设600MW为40万吨/年,工业水价格1.5元/吨。

(7)折旧费Dd

n—折旧年限。

本文中折旧年限n一律取15年。

(8)年偿还利息Dl

i—银行贷款利率。

本文中银行贷款利率i取5.58%。

(9)副产品增收Dg

T—副产品量(吨/年)。

石灰石-石膏法的副产品为石膏可回收,回收价格40元/吨。

(10)脱硫收入DFGD

(11)经济性指标脱硫年总费用D、脱硫毛利润Dv:

D—脱硫装置运行的年总费用(万元);

Dv—脱硫装置的脱硫年毛利润(万元)。

综合上述公式进行计算,计算后结果如表2。

如表2所示,脱硫工艺费用项目众多,对脱硫装置的年运行总费用的影响也不尽相同,折旧费最高,分别占300MW和600MW机组运行总费用的35.5%和32.9%,年偿还利息次之,分别占29.7%和27.5%,燃料费用分别占4%和5%。

为了将脱硫工艺的经济指标与电厂本身的实际相结合,更好地分析脱硫费用对电厂经济性影响的大小,通过引入两个经济评价指标:脱硫工艺运行的年总费用占机组运行费用的百分比和脱硫的毛利润占机组毛利润的百分比。前者反映了脱硫工艺的年总费用对机组运行费用的影响;后者反映了脱硫毛利润占机组毛利润的大小。通过这两个指标来分析脱硫对火电厂经济性的影响。

脱硫工艺的年总费用占机组总运行费用的百分比μ:

脱硫的毛利润占机组毛利润的百分比φ:

经计算,石灰石-石膏法占300MW机组运行费用的7.1%,占600MW机组运行费用的5.6%。年毛利润占300MW机组总利润的1.5%,占600MW机组总利润的3.2%。

4 结论

通过对火电机组的经济性计算表明随着机组容量的提高,其经济性也在提高。在国家实行新的脱硫方案后,脱硫装置在300MW和600MW。机组上运行费用分别占总运行费用的7.1%和5.6%,并且在提高上网电价的前提下都能够获得利润,所获利润分别占机组总利润的1.5%和3.2%。国家应减少脱硫装置的单位建造成本,对脱硫电厂的贷款利率制定相关优惠政策以减少贷款利息费用,以此提高电厂脱硫的积极性。

参考文献

[1]马宜静.论火电厂脱硫对环境保护的重要意义[J].宁夏电力,2006,4:58-60.

[2]肖冬梅.新建燃煤机组须同步建设脱硫设施[N].国家电网报,2007,04,20(6).

[3]张安华.中国电力工业节能降耗影响因素分析[J].中国电力企业管理,2006,4:31-33.

[4]国家电力监管委员会.2006年电力市场与电价监测报告[R].2006.

[5]孟玉明.火电企业面临的经营风险与对策分析[J].中国能源,2006,28(4):16-17.

[6]中电联火电分会煤电联动课题组.煤电联动:化解矛盾[R].中国电力企业理,2005,12:27-28.

[7]王志轩,彭俊,张家杰,等.石灰石一石膏法烟气脱硫费用分析[J].中国电力,2004,37(2).

机组脱硫篇2

[摘要]目前在国内外300MW机组有运行实例，且脱硫效率达到90%及以上的脱硫工艺有石灰石-石膏湿法、循环流化床干法脱硫（CFB-FGD）工艺、海水脱硫、氨法四种。而其中，只有石灰石-石膏湿法脱硫和循环流化床干法脱硫两种脱硫工艺对厂址条件、反应剂和产物等条件要求较低，适用于各种情况下的燃煤电厂烟气脱硫。因此，本文主要针对循环流化床干法脱硫和石灰石-石膏湿法脱硫这两种工艺进行比较。

[关键词]燃煤机组；循环流化床干法脱硫；石灰石-石膏湿法脱硫；

中图分类号：S336 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）26-0359-01

循环流化床干法脱硫和石灰石-石膏湿法脱硫是当前300MW级火力发电机组常用的两种脱硫工艺，本文简单介绍了两种脱硫方法的工艺原理和流程，并以新建2×300MW机组为例，对两种脱硫工艺的技术特点和投资运行费用进行比较。

一、石灰石-石膏湿法脱硫工艺

石灰石-石膏湿法脱硫技术特点石灰石-石膏脱硫工艺采用Ca（OH）2或者CaCO3粉末的料浆来除去SO2，因为这种方法脱硫效率高、稳定性好、投资也比较低。为了改进其工艺对SO2的吸附效果，许多学者对钙基吸附剂进行改性，从而对其吸附效果进行了改进。Lee等把硫酸钙、氧化钙和粉煤灰通过水合作用合成活性比较高的烟气脱硫吸附剂。通过两种人工智能算法（神经网络和遗传运算法则），给出了吸附剂合成的完整模型和最优化方法，使其吸附剂的吸附容量达到62.2m2/g。Lee等采用钙基的吸附剂，使其在不同实验条件下进行烟气脱硫实验，并说明了烟气中氮氧化物和氧气在烟气脱硫过程中所产生的协同作用。Dahlan等采用RHA将CaO改性，并研究了采用RHA改性后的吸附剂对脱硫活性的影响因素。研究结果表明，在吸附剂的制备过程中，RHA的量、CaO的量、两者量的比及水合阶段是影响吸附剂脱硫活性的关键因素。除此之外，吸附剂的物理性质如孔径分布和表面形态也是影响脱硫活性的重要因素。IrvanDahlan等分别采用NaOH、CaCl2、LiCl、NaHCO3、NaBr、BaCl2、KOH、K2HPO4、FeCl3和MgCl2作为RHA/CaO吸附剂的填加剂，来提高RHA/CaO对SO2的吸附量，实验结果表明，大多数的填加剂都可以提高RHA/CaO吸附剂的吸附效率，其中以NaOH处理后的吸附剂的吸附容量最大。石灰石-石膏湿法的原理脱硫系统中发生的主要化学反应是：

吸附剂：SO2+H2O→H2SO3

CaCO3+2H2SO3→Ca（HSO3）2+CO2（g）+H2O

反应器：Ca（HCO3）2+O2+2H2O→CaSO4?2H2O（s）+H2SO4

CaCO3+H2SO4+H2O→CaSO4+2H2O+CO2（g）

脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热后排放。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。此法Ca/S低（一般不超过1.03），脱硫效率高（可达到95%以上），适用于任何煤种的烟气脱硫。脱硫产生的副产品为二水硫酸钙（石膏），能作为水泥缓凝剂，亦可用于生产纸面石膏板，粉刷石膏，石膏砌块等。根据300MW级机组特点及目前湿法脱硫发展趋势，湿法脱硫系统按取消增压风机和GGH考虑，其工艺系统主要由烟气系统、吸收塔系统、制浆系统、工艺水系统及脱水系统等组成。

二、循环流化床干法脱硫（CFB-FGD）工艺

循环流化床脱硫工艺采用干态的消石灰作为吸收剂，通过二氧化硫与粉状消石灰氢氧化钙在Turbosorp反应器内发生反应，去除烟气中的SO2，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，提高烟气脱硫效率。锅炉炉膛燃烧后的烟气通过空气预热器出口，进入静电除尘器ESP预除尘。经过静电除尘预除尘之后，烟气从锅炉引风机后的主烟道上引出从底部进入Turbo反应器并从上部离开。烟气和氢氧化钙以及返回产品气流，在通过反应器下部文丘里管时，受到气流的加速而悬浮起来，形成流化床，烟气和颗粒之间不断摩擦、碰撞，强化了气固之间的传热、传质反应。通过向反应器内喷水，使烟气温度冷却并控制在70℃左右，达到最佳的反应温度与脱硫效率。与烟气接触发生化学反应剩下的烟尘和烟气一起离开反应器并进入下游的布袋除尘器。经过布袋除尘器净化后的烟气经增压风机和出口挡板门后排入210m高度烟囱。国内干法脱硫工艺多运用在脱硫效率不超过95%的300MW及以下容量机组上。

三、投资及运行费用比较

近几年来，湿法脱硫工艺得到快速发展，工艺流程简化，设备不断国产化，价格大大降低。目前湿法脱硫设备投资费用与干法脱硫已基本持平，甚至还略低于干法脱硫。有关资料显示，循环流化床干法脱硫，投资总额约为13020万元；石灰石-石膏湿法脱硫，投资总额约为13480万元。运行费用比较：循环流化床干法脱硫，年运行成本为1058.2万元；石灰石-石膏湿法脱硫，投资总额1358.3万元。但若将与脱硫工艺相关的设备（引风机和烟囱）费用计入，干法脱硫可比湿法脱硫节省投资约为460万元，运行费用干法脱硫比湿法脱硫每年可节省约300万元。

四、工艺参数和技术特点比较

以某电厂新建2×300MW级机组为例，方案一采用循环流化床干法脱硫，吸收剂采用生石灰消化制得；方案二采用石灰石-石膏湿法脱硫，吸收剂采用石灰石粉，不设增加风机和GGH。脱硫效率均为90%，脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR工况时的100%烟气量，采用一炉一塔。除尘器入口主要烟气参数如下：（1）烟气温度：123.7℃；（2）烟气量：1205927Nm3/h（标态，干基，α=1.403）；（3）烟气SO2浓度：1110mg/Nm3。湿法脱硫约占电厂脱硫装机总容量的80%以上，由于其工艺成熟，脱硫效率高，运行可靠，吸收剂易获得，副?a品石膏综合利用好，对电厂燃煤含硫量变化具有良好的适应性。干法脱硫系统简单，无脱硫废水产生，适用于缺水或取水受限制地区，但吸收剂要求较高，较难获得，副产品脱硫灰难以得到综合利用。

五、结论

第一，新建2×300MW机组，干法脱硫可比湿法脱硫节省投资约460万元，干法脱硫比湿法脱硫每年可节省运行费用约300万元。

第二，湿法脱硫工艺技术成熟，脱硫效率高，运行可靠，吸收剂易获得，副产品石膏综合利用好，对电厂燃煤含硫量变化具有良好的适应性，适合大、中、小各类机组的烟气脱硫治理，尤其适合大容量、大机组的烟气脱硫治理。

第三，干法脱硫系统简单，无脱硫废水产生，适用于缺水或取水受限制地区，但吸收剂要求较高，较难获得，副产品脱硫灰难以得到综合利用，适合中低硫煤、300MW及以下机组、老机组脱硫改造。

第四，在满足环保要求的前提下，湿法脱硫和干法脱硫均为可行的300MW级燃煤机组烟气脱硫方案，各电厂可根据自身的实际状况和条件，从实际出发，因地制宜地进行治理，将总投资、运行费用、占地面积、脱硫率、副产物的处置和可利用性等方面进行综合和全面考虑。

参考文献

机组脱硫篇3

关键词：FGD；旁路烟道；旁路挡板；措施

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006—8937（2012）23—0119—02

1 旁路封堵前各系统应具备的技术条件

1.1 燃烧系统

在脱硫烟气旁路封堵（或拆除）前，锅炉燃烧系统应满足以下要求：锅炉应采用无油或少油点火和低负荷助燃技术，确保锅炉启停和运行期间助燃油及煤粉完全燃烧，避免未燃烬油污和煤粉对除尘器和脱硫系统造成污染，或发生二次燃烧和堵塞。

1.2 事故喷淋装置改造

事故喷水用水，原设置一个喷水气动门，以下三个条件之一可以联锁开喷水气动门，分别是：四台浆液循环泵全停，与上原烟气温度高于80℃，发脉冲指令联锁开；原烟气温度高于150℃联锁开；仅有一台浆液循环泵运行，且净烟气温度高于60℃时，联锁开。

改造后的事故喷淋启动条件：

①当烟温（喷淋前温度测点、三取二）大于等于150℃启动事故喷淋1路事故喷淋气动阀门。运行人员手动关闭事故喷淋。

②当烟温（喷淋前温度测点、三取二）大于等于160℃时，自动开启第2路事故喷淋气动阀门，如烟温（喷淋前温度测点、三取中）低于150℃并且吸收塔出口温度小于等于60℃，自动停止1路喷淋；运行人员手动关闭事故喷淋。

③当烟温达到大于等于180℃时，2路事故喷淋气动阀门自动启动，如喷淋5 min烟温继续大于等于180℃，则自动触发锅炉MFT。运行人员手动关闭事故喷淋。

④脱硫吸收塔4台循环泵跳闸，与上原烟气温度高于80℃，自动启动2路事故喷淋气动阀门。运行人员手动关闭事故喷淋。

⑤仅有一台浆液循环泵运行，且净烟气温度高于60℃时，联锁开其中1路事故喷淋气动阀门。

1.2.1 事故喷淋水量的计算

①采用比热容进行计算。

Q1=c1△t1D1

Q2=c2△t2D2

Q3=λRD2

Q1=Q2+Q3

式中：Q1为烟气放热量，c1为烟气比热容，△t1为烟气温降，D1为单位时间内的烟气质量流量，Q2为液态水到饱和水的吸热量，c1为液态水比热容，一般取4.2KJ/（kg·K），△t2为水的温升，D2为单位时间内水的质量流量，R为水的汽化潜热，λ为事故喷淋减温水的利用系数，取0.8。

根据饱和水和饱和水蒸气热力性质表，查得20℃时水的汽化潜热是2 453.3 kJ/kg，50℃时水的汽化潜热是 2381.9 kJ/kg，150℃烟气比热容1.0825 kJ/kg·℃，从技术协议查得BMCR工况下烟气质量流量3 117 327 kg/h。

以150℃烟气降温至50℃烟气，降温水为20℃常温水为例，150℃烟气的比热容1.08 kJ/kg。

Q1=1.08×（150—50）×3117327=336 671 316 kJ

Q2=4.2×（50—20）×D2=210D2

Q3=0.8×2453.3×D2=1962D2

则Q1=Q2+Q3=2088D2=336 671 316

换算后得D2=161 t/h。

这个水量主要与事故喷淋减温水的利用系数有直接关系，事故喷淋减温水的利用系数主要是受喷淋效果的影响，喷淋雾化效果越好，利用系数就越高，这里取0.8只是一个估算系数。

②根据烟气焓值计算进行校核。烟气成分（标准状态，湿基，实际O2）如表1所示，烟气参数如表2所示。

脱硫塔进口烟气温度为150℃时的各组分的焓值如下：

氮气：195.5；二氧化碳：83.5；水蒸气227.6；氧气：199.5；二氧化硫：279.5；单位kJ/kg。

脱硫塔出口温度为50℃时各组分的焓值，氮气：65；二氧化碳：8.2；水蒸汽：75.3；氧气：65.88；二氧化硫：90.65。单位kJ/kg。

烟气焓值计算公式采用：

I=IN2MN2/1000×XN+ICO2MCO2/1000×XCO2+IH2OMH2O/1000×XH2O+IO2MO2/1000×XO2+ISO2MSO2/1000×XSO2

式中，I为各组分焓值，M为各组分分子量，X为各组分含量。

则150℃烟气的平均mol焓值：

I1=195.5×28/1000×0.7455+83.5×44/1000×0.1163

+227.6×18/1000×0.0745+199.5×32/1000×0.0623+279.5

×64/1000×0.0014=5.236 kJ/mol

50℃烟气的平均mol焓值：

I2计算方法同上=1.64 kJ/mol

烟气放热量：

Q=（5.236—1.64）×2376054/22.4×1000=381 236 248.1 kJ

查表得20℃水的汽化潜热为2 453.3 kJ/kg，50℃水的汽化潜热为2 382.9 kJ/kg，若采用20℃常温水降温，则水从20度升到50℃吸收热量125 kJ/kg，则事故喷淋降温所用的水量为Q/（2382.9+125）=152 t。若采用50℃水降温，则事故喷淋降温所用的水量为Q/2382.9=160 t/h。

同时经过测算，按事故状态150℃烟温考虑：机组满负荷时4台循环泵全停，目前除雾器冲洗水泵120 t/h流量，大概可以150℃烟气降至75℃左右，在吸收塔内设备可以承受范围之内。

需要指出的是，不论那种计算方法出来的水量，最后主要看事故喷淋喷嘴的雾化效果，其喷雾后的水滴越小越有利于降温，反之即使喷淋水量大也起不到作用。因此改造完成后进行冲洗水喷雾试验，保证喷嘴雾化效果。

1.2.2 事故喷淋系统改造内容

本次改造增加的设备有：对原有事故冲洗水喷淋装置进行改造，包括喷嘴、管道及相应的电动或气动控制阀门。

利用现有设备，完善优化逻辑保护。现有每台机组脱硫设置两台除雾器冲洗水泵（流量120 m3/h，扬程约70 m，最大压力为0.7 MPa），当达到保护条件后，事故喷淋装置启动，并联启第二台除雾器冲洗水泵。根据流体力学原理，两台相同水泵并联运行时，流量增加一倍到240 m3/h，扬程不变即压力不变，现有管道仍能满足要求。

1.3 保护逻辑

根据王滩发电公司脱硫吸收塔内喷淋管路及除雾器本体材质能够允许不高于80℃的烟气温度通过，为确保吸收塔内的设备安全，旁路封堵改造的同时进行以下控制系统逻辑改造。

锅炉MFT条件增加：4台浆液循环泵全停且锅炉排烟温度（左右侧分别三取中判断大于90℃后相与）大于90℃，延时5 s MFT。电气专业提供4台浆液循环泵已合闸、已跳闸反馈信号（共8路），送至DCS端子排。

增加引风机启动允许条件：至少1台浆液循环泵运行或者排烟温度小于60℃；脱硫出口挡板已开；电除尘已运行。

引风机启动允许及保护逻辑以厂家提供资料为准。

原旁路挡板、增压风机、入口挡板、出口挡板及烟气系统的相关逻辑全部取消。

浆液循环泵原启动允许条件：入口阀开并且四个轴承温度均不大于80℃不变。停允许条件：其他泵至少1台运行或者原烟气温度小于60℃。

氧化风机启动允许条件中，脱硫出口挡板已开保留。原跳闸条件中包含出入口挡板及排空门逻辑（三者全关延时5 s），取消。

排空阀原开允许条件为脱硫进口挡板关，取消。关允许为脱硫进口或出口挡板开，取消。保护开为脱硫进出口挡板全关，取消。

脱硫出口挡板增加已开、已关行程开关，给脱硫PLC提供反馈信号。

喷淋后温度增加4个测点，进脱硫PLC。

净烟气温度增加4个测点，进脱硫PLC。

#1、#2除雾器冲洗水泵出口门由手动门改为电动门。

增加1个事故喷淋阀（气动门）。

事故喷淋阀联锁开启条件：原烟气温度（3取中）大于150℃；只有1台浆液循环泵运行，并且净烟气温度（3取中）大于60℃；只有1台浆液循环泵运行，并且原烟气温度（3取中）大于100℃；4台浆液循环泵全停，并且原烟气温度（3取中）大于80℃；四台循环泵全停导致锅炉MFT后，联关除雾器冲洗水总门，防止除雾器冲洗水漏流卸压。

“至少1个事故喷淋阀开”作为第二台除雾器冲洗水泵的联锁启动条件。

MFT后联跳电除尘。

增加原烟气温度高两级光字报警，定值分别为140℃、150℃。

增加净烟气温度高两级光字报警，定值分别为65℃、75℃。

为确保FGD系统可靠稳定运行，应加强燃料采购管理，运行合理掺配煤，尽可能保证煤质和石灰石品质在设计允许范围。

2 #2脱硫旁路封堵改造方案

①#2脱硫旁路挡板两侧采用6 mm钢板进行封堵，如图1所示，两侧封堵面积共150 m2，其中净烟气侧做玻璃鳞片防腐75 m2。旁路挡板门执行机构拆除，出口挡板门保留不动，入口挡板门整体拆除，原入口挡板门位置改为直烟道。

②拆除原有增压风机及油站，保留原增压风机出入口烟道，采用直烟道代替。

③对锅炉吸风机进行增容改造。

3 旁路封堵后脱硫系统运行管理要求

①锅炉冷态启动时，电除尘需提前8 h投运启动，各加热器确保灰斗及各绝缘件的干燥。

②锅炉点火启动风机前投运1台吸收塔浆液循环泵。

③做好机组日常吹灰工作及氧量的控制。

4 结语

从以上可以看出封堵FGD旁路从技术上是可行的，取消旁路后脱硫装置和主机组成为串联的生产系统，脱硫系统的安全运行对电厂的安全运行更加重要，脱硫装置必须与主机组设备按照同样的标准和要求进行运行和维护，对锅炉和脱硫的检修及运行都提出了更高要求：

①根据本公司实际运行情况制定《脱硫旁路封堵后事故处理预案》，进一步细化主机与脱硫系统启停、辅机故障等情况下的操作程序和配套措施，保证锅炉燃烧稳定、电除尘高效运行，避免因投油稳燃对吸收塔浆液品质的影响。

②定期进行事故喷淋系统喷淋试验，保证事故喷淋效果。

参考文献：

[1] 张金伦.湿法脱硫系统取消旁路烟道的技术经济性分析[J].热力发电，2009，（10）.

机组脱硫篇4

1 主要耗能设备介绍

1.1 增压风机

增风压机的主要任务是对进入FGD系统中的烟气压力进行提升, 从而能够保证烟气顺利通过FGD系统, 并完成脱硫排入大气。增风压机的在脱硫系统中虽然只是辅助设备, 但是增风压机的运行稳定以及结构特征对于FGD系统的顺利进行都有着决定性的意义, 其能耗所占的比例也是FGD系统设备中较大的。因此在进行增风压机选择以及布置时, 一定要重视。

1.2 循环浆液泵

循环浆液泵的主要作用是对抽取石灰石浆液并将其输送到吸收塔的顶部, 并把吸收剂浆液喷洒下去。被浆液泵输送的浆液一般由两个部分组成, 一部分是自制浆系统所提供的新鲜浆液;另一部分则是已经经过脱硫反应之后重新被淋喷的浆液, 以此来提高浆液的利用效率。

1.3 氧化风机

氧化风机的主要是强制氧化系统中的配置。由于传统的氧化工作是通过暴露于空气并进行自然氧化的方法, 但是这种方法无法满足脱硫产品再次利用的目标, 造成了资源的浪费。因此, 在吸收塔内配置氧化风机已经成为脱硫产品中一项不可或缺的方式。

2 大型燃煤机组影响脱硫效率的因素

2.1 烟气流量

一个完成的系统有锅炉燃烧与FGD共同组成。而对于燃烧系统来说, 其运行的参数时直接影响烟气参数的变化的重要因素, 燃烧系统为了使煤粉能够燃烧起来, 就要为其提供一定量的空气, 且能保证充分的燃烧。燃烧之后的烟气中也会含有一部分过量空气, 而大这些大量的烟气最终会进入到FGD系统中去。

烟气进入FGD系统中后, 烟气流量的大小会对增压风机的运行造成影响, 使增压风机的出力产生阻碍。由此可见, 找出一个合适的送风量, 才能达到系统的脱硫效果与燃烧效果的目的。

2.2 烟气中SO2浓度

烟气中SO2的含量主要取决于机组燃烧的煤种。如果煤种中硫的含量较高, 则燃烧后烟气中硫的含量也会将对较高, 反之, 硫的含量较少。而FGD系统的主要作用是净化烟气, 脱除烟气中的含有SO2的物质, 由此可知, SO2的含量也直接影响着脱硫效果以及设备的能耗。

因此, 为了能够保证机组燃烧中煤种的稳定, 能够对煤种变化时对FGD系统设备的运行参数以及状况进行及时的调节, 从而来确保脱硫系统与燃烧系统的顺利运行以及同步运行, 也是提高脱硫效率的重要对策。

2.3 烟气流速

适当的烟气流速对脱硫的效果所有增强, 在此基础上还能够节省增压风机、氧化风机的电耗以及循环浆液泵。从脱硫设备的能耗方面出发考虑, 适当的烟气流速可以降低设备的电耗。且烟气流速与增压风机的能耗情况是成正比的, 吸收塔中的烟气流速越高, 气液之间的的阻力也会相对较大, 从而增加了增压风机提升烟气压力的压力, 同时也增加了能耗。

由此可见, 在实际的工程运行中, 对于设备的能耗、烟气的流速以及风机的能耗量好充分考虑, 能够从中选择出合适的、经济的吸收塔烟气流速。

2.4 锅炉投油助燃

锅炉的顺利安全运行, 主要是靠粉机来决定, 在工作的过程中难免会出现故障, 这时就需要投油来助燃, 从而保证锅炉的正常运行。在投油的过程中, 往往或因为氧量较小或者是炉膛燃烧区域的温度偏小而造成燃油无法燃尽。而这些没有燃尽的油污会随着烟气进入到脱硫系统的吸收塔中, 甚至还会造成电除尘器停运的情况, 最终导致油污以及粉尘被吸入到吸收塔浆液中, 大大影响了吸收剂以及SO2的反应过程, 降低了脱硫的效率。

因此, 在锅炉投油助燃的过程中, 应该讲烟道系统旁的路挡板打开, 并降低增压风机的风量运行负荷, 从而降低了吸收塔内脱硫环境的污染, 确保FGD系统的正常运行以及脱硫效率。

3 脱硫系统运行节能总结与展望

3.1能够根据石灰石湿磨能耗以及石灰石量的对脱硫的效率以及石灰石的消耗量进行综合考虑, 对其运行时间进行优化, 并保证浆液量充足的情况下降低对石灰石湿磨的能耗。

3.2氧化风机优化。主要是通过氧化空气的理论流量以及机组的负荷、燃煤硫分变化、脱硫塔中氧量需要进行氧化机变频改造。从而避免吸收塔内脱硫环境的恶化, 并降低氧化风机的运行能耗。

3.3循环浆液泵的运行优化。在确保出口排放浓度的基础上, 能够关闭一台或多台泵来进行能耗的节省。还可以根据实际的运行经验, 来对循环泵的运行卡片进行控制, 以此来降低循环浆液泵的开启数量, 达到节能的效果。

4 结语

总之, 为了在保证脱硫效果的前提下降低能耗是目前最为重要的一个话题, 能够根据设备的自身特点以及找出调节设备的关键参数是非常重要的工作, 从而为大型燃煤机组脱硫设备的顺利运行提供有力的帮助。

参考文献

[1]徐钢, 袁星, 杨勇平, 陆诗原, 黄圣伟, 张锴.火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行[J].中国电机工程学报, 2012, 32:22-29+5.

[2]杨勇平, 袁星, 黄圣伟, 徐钢.火电机组湿法脱硫系统能耗的回归分析[J].工程热物理学报, 2012, 11:1854-1859.

[3]王红.燃煤电厂烟气脱硫工艺生命周期评估[D].浙江大学, 2012.

机组脱硫篇5

#9机组脱硫系统A级检于2011.3.12日开始，计划用时56天，实际用时21天。这次检修也是#9机脱硫系统首次检修，由于公司各级高度重视，修前精密筹划安排，修中科学组织协调，圆满完成检修预定目标。总结如下：

一、修前准备

1、统一思想，提高对此次大修重要性认识。

#9机组是首次A级检修，分公司领导给予了高度重视。召开参战人员大修动员会，凝心聚力，为确保大修安全质量提供了思想保障。特别强调：“安全第一，质量为本，应修必修，修必修好”的原则。

2、严密组织，科学策划。

此次大修共有标准项目12类65项、非标项目5项。标准项目有：吸收塔、循环泵、氧化风机、石灰石供浆泵、石膏棑出泵、烟道、供浆制备系统、工艺水系统、一级脱水系统、二级脱水系统、废水系统、压缩空气系统。非标项目有：原净烟道膨胀节、冷却水系统、烟道疏水、烟道疏水地坑、混合烟道（防腐）。

为使大修能安全、优质、高效、有序地进行，分公司制订了大修组织措施、技术措施、职业健康安全管理措施以及相应的管理办法；编制了#9A机组脱硫系统A级检修计划任务书和进度网络图，并将文件下发到班组。

在此基础上，检修班组积极行动，组织班组员工认真学习相关文件；及时上报大修工作所需备件及材料计划；对每一位员工进行了安规学习和考试；对所用的电动、起重等工具进行了校验；

从大修现场的布置：悬挂了宣传标语、彩旗，摆放了大修进度牌，拉好警戒隔离带，地面铺设保护胶皮，工具箱摆放整齐，划分了检修区、备品存放区、机油存放区、废油存放区，氧气、乙炔瓶按规定放置，检修临时电源架空等。

二、项目实施情况及采取的措施

大修期间检修班始终坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针。每日出工前班会布置当天工作的同时提出安全注意事项。要求各施工点负责人作为安全质量的第一责任人，尽职尽责且带头遵章守纪，班长作为全班安全第一责任人负责全班整体安全和质量，层层把关，做到万无一失。

本次检修基本上没有外包，重点项目都靠自己完成，各班组在克服人员少、工作量大的困难下，各项工作正在有序进行，定时定量做好每项工作。若当天未按计划完成的工作，会主动加班加点，确保第二天的工作顺利进行。大家齐心协力，相互配合，目标只有一个：又快又好地完成各自的工作。

严格执行计划任务书布置工作，做到不漏项，不甩项；按照作业指导书的要求分步骤检修设备，并按节点分别进行三级验收，保证了施工质量，为设备大修后能一次性正常启动奠定了基础。

具体各系统检修情况如下

1、吸收塔系统

排浆至低液位，打开底排阀，打开检修大人孔门，冲浆，清浆池石膏。打开3个循环泵入口滤网，检查后发现#

1、#2泵滤网内衬胶大面积鼓包且胶皮破裂。对此隐患我们做了周密的修补方案：把破损胶皮撕掉，将塔壁钢板打磨出金属光泽后，做鳞片，凝固后打磨平滑，粘贴两层耐酸胶皮。同时用同样方法将塔壁、塔底鼓包处进行了修补。除雾器上塔壁修补4m2。组织人员对除雾器实施冲洗，对除雾器冲洗管道及喷嘴进行疏通冲洗。对脱落的氧化吹枪支腿进行了恢复

性修复。吸收塔搅拌器搅拌叶磨损检查、搅拌器减速机检查，#9-5搅拌器减速机漏油处密封，更换机油。#9-3搅拌器更换新轴一根、机封一套。（轴弯曲变形）三台循环泵入口阀做了严密性检查，两台石膏排出泵入口阀严密性检查，底排缓冲箱防腐检查，更换底排阀。

2、吸收塔浆液循环泵的检修

吸收塔3台浆液循环泵是脱硫系统的主要设备，其质量好与坏直接关系到脱硫能否正常投运及脱硫效率能否达标。对此，检修班派出了经验丰富的师傅带领着青年工人对该设备进行了精细化的检修。检查轴承箱，对主轴进行了轴向、径向间隙检查，更换了机油。针对大修前投运中屡次出现的打齿现象，着重对减速机轴承、齿轮的间隙进行了检查。将泵端联接轴挠性垫改为实心钢性垫，减速机端由散片联轴器片改为标准的不锈钢弹性联轴器膜片，减少了振动，虽然增加了调整难度但提高了使用寿命。（投入使用后效果非常好）同时在后期对机封及减速机冷却水管道进行了改造，大大增强了设备使用的安全系数。

修补了#9-

1、#9-2循环泵泵体渗漏点，在对出、入口管的检查中，发现若干处防腐破损点。为了消除后患，哪怕是针眼大的小孔我们也不放过，对查出的缺陷逐一修复，特别是#9-1出口三通处衬胶破损后，钢板由于腐蚀变薄。我们将变薄处的钢板割掉重换新板，焊好打磨后同样先衬鳞片，再粘胶皮，做到了保质保量，彻底消除了这个隐患。拆下#9-

1、#9-2浆液循环泵出口大小头测绘尺寸，定做备件。对机封及减速机冷却水管道进行了更换改造，既方便了检修同时提高了设备运行的安全系数。为了鼓舞员工士气、提高检修水平大修期间分公司在循环泵大修现场组织了技术比武，极大的激励了青工学技术比贡献的工作热情。

3、石膏排出泵、供浆泵的检修按照计划任务书将#9-

1、#9-2供浆泵及#9-

1、#9-2石膏排出泵进行了规范性的解体检查。其中包括轴承箱、泵壳叶轮、出入口管的检查，对超标的轴承、油封、机封等进行了更换。将四台泵入口管底排阀由隔膜阀更换为蝶阀便于日后操作和维护。

4、氧化风机、密封风机的检修

按照计划对氧化风机的轴承、齿轮、入口消声器、滤网、出口阀等进行了解体检查并更换了机油，清理滤网，整理冷却水管。

对密封风机拆解了轴承箱，清洗了轴承、油箱并更换了油封、机油；检查了机壳叶轮及出口阀，更换了联轴器减震垫。

5、浆液制备系统的检修

首先对#9浆液箱进行了清理，内部做电火花检查后修补15处，罐底修补鳞片约4m2，消除了隐患。

对#9-

1、#9-2螺旋输送机、电动锁气给料机及配套的减速机进行了全面的检查修理，对磨损严重的轴承、油封予以更换。与此同时将#9-

1、#9-2粉仓下料筒进行了改造，方法是：将手动插板上移400mm并在插板门与锁气器间加装了检修口。此改造为日后锁气器检修、消缺提供了方便，缩短了检修时间，为该设备安全稳定运行打下了基础。

大修中不仅对#9浆液制备系统进行了检修改造，同时合理利用停机时间切换设备对#10浆液制备系统也进行了同样规模的检修改造。

6、烟道、挡板门、膨胀节的检修

大修中对原烟道及挡板门进行了细致的检查。对挡板门轴承联接调整杆补充润滑脂，对板门进行了清理，对原、净烟气挡板门进行了严密性调整，对净烟气挡板门框架进行了补焊并做了鳞片防腐。

清理混合烟道积灰20余吨，将鼓包龟裂的防腐层打掉，补焊烟道破损部位5处，将抓钉全部打掉，整体打磨出金属光泽，按照底、中、面三层做高温鳞片约300m2.配图片混合烟道

更换原烟气入口挡板旁、吸收塔出口两个膨胀节。特别是#9塔出口膨胀节法兰因穿孔漏烟气、水。大修中先补焊穿孔处，焊好磨光后将底边及立边1米以下部分，整体做鳞片防腐，保质保量的完成了任务。

配图片#9塔出口膨胀节防腐

7、真空泵的检修和排气管道的改造更换

大修中对真空泵进行了全面检查，清洗主轴承、测量游隙并加注润滑脂，泵体外部刷漆，在此基础上将出口排气管道进行了更换，由原来较薄的玻璃钢管（经常断裂）更换为PVC-U管，重新布置管道走向后做吊架加以固定。

8、一、二级脱水系统的检修及部分改造

将真空脱水皮带机减速机进行了检查：检查轴承、齿轮，清洗油箱、更换机油，检查清洗主皮带驱动、丛动辊轴承更换润滑脂，所有转动部位的轴承检查、清洗更换润滑脂，不合格轴承予以更换，调整修复滤布刮板，在此基础上对滤布折返辊的位置进行了改造（重新做支架并后移）同#

7、#8机使用相同规格的滤布便于互换。对滤布自动纠偏装置进行了改造，（因气囊纠偏动作太慢改换成汽缸）制作并安装滤布自动纠偏辊汽缸支架。石膏浆液撒料气罩更换水晶皮，检查清理汽水分离器及真空管道，修整滤布冲洗管道，疏通和部分更换喷嘴，更换新滤布42.5×2.75一块，修后设备整体刷漆防腐。将#1#2滤布冲洗水泵机封冷却水管道进行更换改造并加装分段门，便于以后维护。

检查石膏旋流站：检查积液箱，更换部分出口阀门、阀垫、旋流子、喷嘴，更换底流分配箱一个。

9、工艺水泵的检修

#9-3工艺水泵更换轴承、机封清洗轴承箱、换油。

10、废水系统的检修

板框压滤机检查、链条润滑、更换滤布、调整冲洗水管，修复卸料油缸。解体检查污泥排出泵，检查石灰浆液循环泵，检查污泥澄清池搅拌器、检查疏通管道。对#9-1#9-2地坑泵及地坑搅拌器叶轮、搅拌叶进行了检查，轴承加注润滑脂、减速机更换润滑油。

11、大修期间其它机组的临停抢修

大修中穿插进行了#

7、#

10、#8抢修。我们克服了重重困难，在不增加人

力的情况下分别完成了3个机组的临停抢修任务。期间虽然对#9A大修工作有所影响但我们通过大伙加班加点奋力拼搏还是抢回了时间。我们本着大修不误消缺的原则，及时消除各类大小缺陷，保证了其它机组设备的正常健康、稳定运行。

三大修中暴露的问题（有点简单）

此次#9A级检修中虽然我们付出了辛勤汗水圆满完成了任务，但也暴露出一些问题：由于班组管理检查不到位加之个别人有侥幸思想，没有按规定将拆下的螺栓保管好造成吸收塔大门螺栓和循环泵出口管顶盖螺栓丢失，给企业造成了损失，我们深感内疚和不安，今后要牢记这个教训并以此教育班组全体员工。

四 #9A级检修的体会

分公司领导的高度重视和严密组织，全体参战员工共同努力，此次大修取得了未发生人身轻伤及设备损坏事故和大修后设备一次启动成功的好成绩。

一种经历都应该成为人生一笔宝贵的财富。经过此次大修锻炼了队伍，也积累了丰富的经验。修前准备充分，大修计划科学规范；修中组织严密，配合默契，使得大修有条不紊进行。

同时 “我与企业共兴衰”的理念牢记在检修职工心中，大修中全体检修员工舍小家顾大局，团结协作、无私奉献、爱岗敬业，克服自身及家庭困难，全心全意想着工期，时时刻刻注重质量，大家不顾连日劳累，有病咬牙坚持不请假。因为大伙心里明白此时正是企业需要我们的时侯。

我们有理由相信，面对以后的检修任务，我们会做的更好。

北京国电龙源环保工程有限公司大同分公司

机组脱硫篇6

大唐华银株洲发电有限公司#4机组为310MW亚临界燃煤发电机组。其烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺和一炉一塔方案, 取消了增压风机, 无GGH和烟气旁路;除尘系统采用袋式除尘器。脱硫系统脱硫率≥95%, 进口烟气流量 (湿) 为1 283 422N·m3/h, 进口烟气流量 (干) 为12 00 000N·m3/h, 进口烟温为143℃, 出口烟温为49℃, 进口SO2浓度为3 000mg/ (N·m3) , 出口SO2浓度为150mg/ (N·m3) , 石灰石浆液浓度为30% (浆液制备) , 石灰石耗量为6.335t/h, 工艺水耗量为101.7t/h, 钙硫比≤1.03mol, 耗电量为8 818kW。#1浆液循环泵扬程为20m, 电机额定电流为82.8A, 电机额定电压为6kV, 流量为7 500m3/h。#2浆液循环泵扬程为21.7m, 电机额定电流为93.2A, 电机额定电压为6kV, 流量为7 500m3/h。#3浆液循环泵扬程为23.4m, 电机额定电流为93.2A, 电机额定电压为6kV, 流量为7 500m3/h。

2 脱硫系统运行现状

#4机组在2015年8月26日~10月30日进行了停机检修。启动运行后, 发现脱硫效率较检修前有所降低, 脱硫塔浆液pH值长期维持在6.0左右, 脱硫效率维持在90%~95%, 且出口频繁出现超标排放现象, 已严重影响机组大负荷运行。此次#4机组检修内容主要包括:#1、#2脱硫塔侧搅拌器机械密封更换, #3搅拌器换新;喷淋层磨损喷嘴更换, 第一层更换50个双向空心锥喷嘴, 第二层更换20个双向空心锥喷嘴, 第三层更换30个单向空心锥喷嘴;#1、#2浆液循环泵叶轮修复;脱硫塔塔壁、喷淋层防腐检查修复, 支撑梁焊补防腐等。

经查, #4机组脱硫系统检修前 (2015年8月20日) , 在机组负荷为153MW, 入口SO2为3 300mg/m3时, 即使运行2台浆液循环泵, 也能保证出口达标排放;但检修后 (2015年11月11日) , 在机组负荷为153MW, 入口SO2≥2 500mg/m3时, 就需3台浆液循环泵连续运行方可维持出口SO2≤200mg/m3的排放标准。运行中还发现, 当机组负荷上升至170MW以上, 入口SO2接近3 500mg/m3时, 即使运行3台浆液循环泵, 也会出现出口SO2浓度频繁超标, 需要添加脱硫增效剂甚至降负荷运行。

3 原因分析

通常, 影响脱硫效率下降主要有脱硫反应的化学因素和系统设备故障的物理因素。为了查找脱硫效率下降的原因, 下面采取排除方法逐项进行分析论证。

3.1 CEMS检测与比对分析

现场采用便携式烟气分析仪对#4脱硫净烟气CEMS进行比对测试。测试分CEMS仪表排气比对以及烟囱入口就地测试孔比对测试, 测量过程中同时记录CEMS仪表测量示值。测试结果见表1。

μmol/mol

注: (1) 现场烟囱入口处烟气来自于CEMS测点正下方1m位置; (2) 以上浓度均为实测值, 未经折算。

由表1可知, #4脱硫净烟气CEMS测量值与便携式烟气分析仪实测值较为接近, 满足HJ/T 75—2007《固定污染源烟气排放连续监测技术规范 (试行) 》中规定的误差±6μmol/mol的要求, 因此可基本排除CEMS仪表测量误差因素。

3.2 石灰石及石灰石浆液品质分析

由电厂近期石灰石 (2015年11月3日~11月10日) 及石灰石浆液 (2015年11月3日~11月13日) 分析结果可知, 机组检修前后, 电厂脱硫用石灰石来源未发生变化, 石灰石品质稳定, 石灰石CaO含量、杂质含量、浆液的密度、细度等指标满足设计值要求, 因此可排除石灰石品质发生突变而导致脱硫效率下降的可能性。

3.3 石膏品质分析

查阅2015年11月6日~11月13日石膏品质分析结果可知, 石膏各项指标均低于设计值, 而石膏的品质间接反映脱硫塔浆液品质的优劣。另外, 从现场调查得知, 2015年11月13日~11月17日, 由于设备及运行调整方面原因一直未正常进行石膏脱水工作。通常, 正常的石膏脱水、脱硫废水处理排放可有效去除塔内杂质的不利影响, 并起到调整浆液品质、保证塔内化学反应正常进行的作用。

3.4 脱硫塔浆液品质分析

由2015年11月8日~11月16日脱硫塔浆液化验分析结果可知, 脱硫塔浆液pH值偏高, 由于浆液中毒会导致浆液pH难以维持, 因此杂质包裹引起的“浆液中毒”可忽略;浆液中CaCO3含量高于设计值, 说明脱硫塔浆液中的石灰石含量充足, 但是反应不彻底;浆液固体中CaSO3含量偏高, 说明浆液氧化不充分, 易生成CaSO3软垢;脱硫塔浆液密度满足要求。CaSO3和CaSO4的溶解度与pH值的关系如图1所示。

由图1可知, pH值较高时, 的溶解度较小, SO32-的浓度较低, CaSO4的生成速率小, 不会生成CaSO4的硬垢, 但因CaSO3的溶解度较小, 易形成亚硫酸盐的软垢。CaSO3达到过饱和而结晶时, 便极易在塔壁和内部构件表面形成很厚的垢层。若沉积在循环泵入口滤网上, 会使循环泵入口流量降低, 造成循环泵气蚀, 有时还会把入口管衬胶吸入, 堵塞浆液喷淋喷嘴, 降低液气比。若沉积在氧化装置的喷嘴上, 则堵塞氧化喷嘴, 影响氧化效果。由以上分析可知, 目前#4脱硫塔浆液品质会对脱硫效率产生一定的不利影响。

3.5 设备运行参数分析

3.5.1 脱硫塔浆液pH值

查阅#4机组脱硫系统从2015年1月~11月的日常化验记录 (如图2所示) 可知, #4脱硫塔浆液pH值一直保持较高位, 尤其是从5月开始, 一直保持在6.0左右。从化学反应来看, 较高的pH值意味着浆液中石灰石的浓度很高, 有利于SO2的吸收, 但并非pH值越高越好。随着吸收塔浆液pH值的升高, 脱硫效率呈上升趋势, 但pH>5.8后, 脱硫效率不会继续升高, 反而会降低, 原因是随着H+浓度的降低, Ca2+的析出越来越困难。当pH达5.9时, 浆液中的CaCO3含量达到3%, 而CaSO4·2H2O的含量会低于90%。一般情况下, 建议控制吸收塔浆液的pH值在5.2~5.8, 能使脱硫反应的钙硫比保持在1.03左右, 以获得较为理想的脱硫效率。

机组涨负荷或脱硫系统入口SO2浓度增加时, 石灰石的供浆量增加, 由于喷淋管堵塞, 为保证脱硫效率, 脱硫塔浆液持续保持较高pH值运行, 易导致吸收塔系统内出现非正常结垢, 甚至形成结晶硬块。此次检修中, 系统在长时间的停运期间, 可能会存在管内沉积物逐渐形成化学硬垢而堵塞管道。另外, 如果在大修期间仅清理了管外堵塞的喷嘴, 而忽视堵塞的水平支管部分, 那么机组启动后即会造成浆液循环泵电流下降。

3.5.2 脱硫浆液循环泵运行分析

对#4机组脱硫运行参数进行全面检查、对比分析后发现, 检修后3台浆液循环泵的运行电流均出现不同程度的下降。#1浆液循环泵由66.5A下降至61.6A, 降幅达4.1A;#2浆液循环泵由69.5A下降至67.4A, 降幅达2.1A;#3浆液循环泵由75.4A下降至71.2A, 降幅达4.2A。检修前后浆液循环泵电流对比如图3所示。

液气比是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量, 是脱硫装置的一个重要参数。在其它参数一定的情况下, 提高液气比相当于增加了吸收塔内的喷淋密度, 使气液间的接触面积增大, 传质增强, 因此脱硫效率随液气比的减小而不断降低。影响液气比的主要因素有脱硫系统处理的烟气量、循环浆液量和喷嘴喷淋特性等。

导致浆液循环泵电流下降 (即浆液循环量变小、液气比降低) 的原因可能有:入口滤网被堵或入口门未能全开导致循环泵入口阻塞;循环泵本体因磨损、气蚀等原因使循环泵出力降低, 导致浆液循环量下降;出口堵塞, 即浆液支管或喷嘴出现堵塞;新更换喷嘴存在质量问题。

由于此次检修期间, 已经对#1、#2浆液循环泵进行叶轮修补, 因此基本可排除浆液循环泵本体故障。通过参数分析可判断, 脱硫塔浆液循环泵出口喷淋层存在问题的可能性较大。

3.6 停机检修处理

为进一步查明原因, 利用停机机会对喷淋层进行全面检查, 重点检查喷嘴堵塞情况, 并将新更换的喷嘴送至检测机构进行性能检测。

#4机组脱硫系统共布置3层喷淋, 其中第1、2层喷淋采用双向偏心空心锥喷嘴, 喷淋角度为105°。双向偏心空心锥喷嘴是由2个不在同一个中心轴上的上下对开的单向空心锥喷嘴组成, 在喷淋时能同时产生上下2个喷淋区, 向上喷淋量/向下喷淋量=50∶50。第3层喷淋由于靠近除雾器, 因此采用双侧对称空心喷嘴。双侧对称空心喷嘴能将同一方向进入的浆液形成2个切向喷淋区域。#4机组脱硫系统所用喷嘴如图4所示。

另外, 此次大修更换的喷嘴是由原装进口喷嘴经倒模而成。将新更换喷嘴送至相关检测机构进行检测, 由检测结果可知。

(1) 新更换喷嘴与原装进口喷嘴在喷射角度上存在较大差异。同样压力、同样液体密度情况下, 原装双向空心锥喷嘴喷射角度可达105°/105°, 而倒模样品的喷射角度仅有85°/90°。由于喷射角度的减小会造成喷淋覆盖率的降低, 因此产生“烟气通道”的可能性将大大提高, 进而造成脱硫效率的下降。

(2) 新更换喷嘴与原装进口喷嘴在喷射浆液流量上存在较大差异。在压力0.7bar、液体比重1.15g/m3的情况下, 单个原装双向空心锥喷嘴流量为60.53m3/h, 而单个倒模样品的流量为85.71m3/h, 与设计值 (64.99m3/h) 的误差分别为-6.8%、33.9%。

(3) 新更换的喷嘴喷射角度小, 流量大, 由此造成的直接表象就是喷淋覆盖率低, 喷淋出来的液滴粒径大, 浆液与烟气的接触面积减少, 从而导致脱硫效率的降低。

由上述结果可知, 新更换的喷嘴与原装进口喷嘴在性能上存在较大的差距, 不能满足设计值要求。

在脱硫塔喷淋层检查过程中还发现有部分喷嘴存在堵塞情况。堵塞物主要有橡胶块及较松软的类似石膏沉淀物。部分喷嘴堵塞的原因可能是大修期间未对喷嘴进行全面检查或仅清理了管外堵塞的喷嘴, 而忽视堵塞的水平支管部分。

4 结束语

综上所述, 导致脱硫效率降低的主要原因为吸收塔浆液循环泵电流下降, 出力降低。而引起吸收塔浆液循环泵出力降低的原因是大修期间新更换喷嘴的性能指标不能满足设计值要求, 以及部分喷嘴堵塞。

建议脱硫系统短时停运时, 采用工艺水冲洗喷淋管内沉积物, 并保持管内剩余沉积物湿润。机组大修期间由于FGD系统停运时间较长, 必要时可割开喷淋母、支管, 检查、清理内部沉淀物, 以及吸收塔内壁玻璃钢鳞片、底部杂物和沉积物, 龙骨FRP和PP板材质, 修补破损衬胶, 防止喷淋层堵塞。为节约成本, 在脱硫系统进行大修时, 若采用倒模喷嘴来替代原有喷嘴, 则需对倒模的喷嘴进行喷嘴压力流量曲线及压力雾化粒径曲线等参数的性能检测, 以保证新更换的喷嘴性能指标满足设计要求。另外, 需要注意的是脱硫塔浆液持续保持较高pH值运行时, 较易导致吸收塔系统内出现非正常结垢现象, 浆液品质差也会对脱硫效率产生不利影响。

参考文献

[1]李国勇, 向勇林, 陶莉, 等.300MW机组湿法烟气脱硫系统效率下降原因分析[J].湖南电力, 2011, 31 (1) :41-43

[2]曾庭华, 杨华, 廖永进, 等.湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行[M].北京:中国电力出版社, 2008

机组脱硫篇7

SO2的排放一般来自两个方面, 一方面是天然污染源, 另一方面是人类活动产生的, 其中人类活动产生的SO2占到总排放量的2/3。经济发展是以能源消耗为支撑的, 我国正处在经济高速增长的时期, 对能源的消耗量巨大, 据统计目前我国对一次能源的消耗量仅次于美国, 居于世界第二位。燃煤电厂需要燃烧大量的煤炭用以维持发电, 必然导致大量的SO2的排放, 所以目前国内进90%的燃煤机组已经添加了脱硫设备。目前比较成熟的脱硫工艺可以根据脱硫的流程和方式分为燃烧前脱硫、燃烧内脱硫和燃烧后脱硫三部分, 而燃烧后脱硫技术因其技术成熟, 工艺简单是目前较多采用的脱硫工艺。燃烧后脱硫技术又称为烟气脱硫技术 (FGD) 通过在烟气处理的末端添加脱除装置吸收烟气中的SO2气体, 该技术按照吸收工质的不同又可以分为湿法脱硫、干法脱硫、半干法脱硫技术, 其中以石灰石/石膏法为代表的湿法脱硫技术是目前大多数电厂采用的脱硫工艺[1]。

1 脱硫工艺风烟系统介绍

典型的石灰石/石膏法烟气脱硫系统将升压风机布置在吸收塔上游, 从而可以保证整个FGD系统处在正压运行的状态, 同时也避免了升压风机低温腐蚀的发生, 延长了整个FGD系统使用的寿命。从锅炉出来的烟气首先经过电除尘装置进行除尘操作, 然后进入脱硫系统。脱硫系统入口有两个挡板, 一个是旁路挡板, 另一个是进口挡板。旁路挡板的目的就是在不适用脱硫设备或者是脱硫设备检修时, 直接将烟气送入烟囱。进口挡板控制进入脱硫系统烟气的流量和流速, 经过进口挡板的烟气通过升压风机的升压作用进行输送, 补充脱硫过程中可能具有的压降。通过升压风机的烟气温度仍然很高, 一般高于120℃, 这么高的温度直接进入吸收塔会大大的降低脱硫系统的吸收性能, 所以在进入吸收塔前设置了一个烟气-烟气换热器 (GGH) , 降温到80℃左右再进入吸收塔。烟气进入吸收塔后进行脱硫反应, 吸收塔内原烟气与浆液充分接触继续降温到45℃左右的。脱硫后的烟气通过塔顶除雾器消除烟气中的含硫水分进入GGH, 最后烟气通过净烟气烟道、净烟气挡板和烟囱排放到大气中, 完成烟气的脱硫过程[2,3]。

2 风烟系统设备简述

烟气进入脱硫系统最先接触是烟气挡板, 烟气挡板分为进口烟气挡板、出口挡板和旁路挡板三个部分。烟气挡板是连接脱硫工艺和锅炉的主要部件, 在运行中主要用于实现脱硫设备的隔离或投入运行。烟气挡板通常有单百叶窗式挡板、双百叶窗式挡板和闸板门三种类型。每个挡板门一般都需要单独配置密封风机, 用来防止烟气的泄露。挡板的密封风可以?取加热和不加热两种方式, 运行实践表明加热密封风可以很好的防止挡板的叶片变形, 所以入口挡板一般采用加热密封风。

另一个重要的设备是风烟系统中的升压风机, 升压风机主要作用是克服烟气脱硫整个流程中存在的阻力和压损, 这些阻力主要包括烟道的沿程压降、局部损失压降、自吸力的变化等, 出此之外还包括进出口挡板的阻力, 吸收塔的阻力和烟囱阻力, 烟囱自拔力的变化等。对于国内的老机组加装脱硫装置, 单靠引风机是不足以克服这个阻力, 因此一般在原来并联运行的两台引风机的公用烟道后面布置一台或在原来并联运行的两台引风机出口各布置一台风机, 即增压风机。新建机组配置脱硫装置, 可以一台锅炉配置二台引风机, 引风采用二级叶轮。机组一般配置一台锅炉配置两台引风机和一台增压风机, 机组一般配置一台锅炉配置两台引风机和二台增压风机。增压风机一般布置在原烟气侧) 和吸收塔之前, 避免了低温烟气的腐蚀, 从而减轻了风机制造和材料选型的难度。风机叶片材质主要考虑防止叶片磨损, 以保证长寿命运行。在结构上考虑叶轮和叶片的检修和更换的方便性。

烟气-烟气换热器是蓄热加热工艺的一种, 即常说的GGH。用它将未脱硫的烟气一般为120℃去加热己脱硫的烟气, 一般加热到80℃左右, 然后排放, 其主要功能是增强污染物的扩散;避免烟囱降落液滴对烟道、烟囱和上游设备的腐蚀。由于热端烟气含硫量高, 温度高。冷端温度低, 含水率大, 故一般进出口均需用耐腐蚀性材料, 如搪玻璃、考登钢等;气流分布板可采用塑料;导热区一般用搪瓷钢。这些部件较为容易发生腐蚀。

3 风烟系统设备检修

由上文的分析可知, FGD的风烟系统的设备主要包括烟气进口挡板、旁路挡板、升压风机、GGH、烟道等。风烟系统中各个设备的正常运行是脱硫系统风烟系统正常运行的前提, 所以在运行和投运之前要对脱硫工艺风烟系统的这些设备分别进行检修, 及时发现设备存在的问题, 保证风烟系统在运行过程中能够高效安全的运行。运行过程中如果发现脱硫系统存在问题要及时正确的处理, 保证脱硫机组的安全运行。

脱硫工艺的风烟系统的升压风机是输送烟气和保证设备压力的重要设备, 一般采用可调轴流式风机。轴流式风机的主要部件包括进气箱、机壳、导叶环、主轴承箱、中间轴、联轴器和机壳等, 对该设备检修前首先要:1) 在风机停运前测量脱硫系统各部分的震动以及轴承温度, 检查脱硫系统中各部分是否有泄漏点;2) 准备好检修过程所需要的备品、材料等;3) 要认真做好检查记录。然后是检修过程, 检修过程包括叶轮的拆卸与装配、轴承组的拆卸、单个轴承的拆卸、可调前导叶拆卸和装配、后导叶的拆卸和装配, 最后是增压风机的调试运行, 检修过程要按照规范具体的去实行。

烟气挡板在脱硫系统中起着重要的作用, 它控制着脱硫系统烟气的进出。烟气挡板主要包括旁路挡板和进口挡板两部分。挡板门主要由框架、叶片、主轴、密封片等部件组成, 烟气挡板的检修仍然包括检修前准备和停运检修两部分。检修前要做好设备的检查、诊断, 准备好检修过程的备品、材料等, 检查叶片的保险锁定装置可以正常工作, 停运前要将挡板门开到锁定位置, 并且保证挡板门能够准确的调整各个开度。最后就是对叶片、密封空气装置、轴承、涡轮箱、挡板链接等机构的检修。

风烟系统中另外一个重要的设备就是烟气-烟气换热器, 国内的烟气的换热器大多采用回转式烟气换热器, 烟气换热气的检修主要是要保证换热器的洁净, 适时的进行清灰处理, 合理布置换热器各部件之间的间隙, 保证设备在运行中轴承的高效正常运行。

4 结论

我国的“十三五”规划强调环保的重要性, 作为一次能源的消耗大户, 燃煤电厂是SO2的主要排放源, 目前国内进90%的机组都已经加装了烟气脱硫设备, 烟气脱硫设备的正常运行是安全高效的脱除SO2的重要前提。风烟系统作为输送烟气的重要系统, 其安全高效的运行显得尤为重要。本文从脱硫系统风烟系统主要流程和设备出发, 介绍了风烟系统主要设备检修工艺和流程, 希望本文的工作能为脱硫机组的运行、检修人员提供一个参考。

参考文献

[1]徐钢, 袁星, 杨勇平, 等.火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行[J].中国电机工程学报, 2012, 32 (32) :22-29.

[2]廖永进, 曾庭华, 王力, 等.湿法脱硫装置烟气系统的设计和运行[J].中国电力, 2005, 38 (12) :76-81.

机组脱硫篇8

关键词：200MW机组,脱硫改造,方案选择

1 项目概况

河北马头发电有限责任公司 (简称:马电) #6机组脱硫改造工程, 是国务院批复的《两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五”计划》重点工程也是2003年河北省政府批准了《河北省两控区二氧化硫污染防治实施计划》重点工程。

#6炉为TΠE-211/C系列En670/140型锅炉, 原苏联红色锅炉者制造厂生产, 1979年投运, 原配有4台文丘里水膜除尘器, 设计除尘效率95%, 实际运行中烟尘排放浓度在1600~2000mg/Nm3。自2005年起烟尘排放浓度将不满足国家环保局2003年12月颁布的自2004年1月起开始实施的GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》中允许的排放浓度规定值, 烟尘将超标排放。

马电于2005年7月29日正式开工进行#6机组脱硫改造工程建设。2006年10月14日工程顺利通过由国家环保总局、省、市环保局、省物价局领导和专家组成的验收组的验收, 脱硫效率达到了91.67%~92.95%, 烟尘、SO2等各项污染物排放浓度及总量均达到并超过项目环评指标, 符合国家环保要求。

2 技术方案选择

2.1 充分开展可行性研究

为了确保脱硫工程顺利实施, 2004年初马电专门成立了脱硫工作组, 开展项目可行性研究。

2.1.1 场地摸底情况。

改造前#6锅炉尾部可用改造场地自锅炉D列墙至砖烟道之间东西方向长72米, 南北方向自#5炉电除尘器至三单元冲灰泵房宽42米。沿锅炉烟气方向依次布置有锅炉尾部烟道, 4台Φ6m文丘里水膜除尘器, 2台吸风机。改造场地小, 设备布置紧张, 施工场地狭窄。

2.1.2 脱硫工艺调研。

当时国内主流的有三种脱硫工艺技术:石灰石/石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床脱硫工艺、炉内喷钙催化脱硫工艺。工作组在对上述工艺进行初步学习后, 到实际应用的重庆珞璜、南京下关等单位进行了实地考察。并结合不同的脱硫工艺及设备系统布置情况, 邀请国内各大脱硫公司进行技术交流, 聘请山东大学、浙江大学等国内大专院校及科研单位进行技术讲课。

在场地摸底和工艺技术调研的基础上完成了《#6机组烟气脱硫技术改造可行性研究报告》, 报告中推荐两种脱硫工艺:石灰石—石膏湿法脱硫工艺与烟气循环流化床干法脱硫工艺。

2.2 优化技术方案

由于#6机组大修计划安排在2005年9月, 作为十五重点治理项目, 按期根本无法完成, 如何缩短建设周期, 并且降低投资成为了项目技术方案选择的关键因素。

2.2.1 创新思路, 更改工艺。

马电针对可研中推荐的两种工艺, 在可研阶段调研的基础上又进行了专项细致的技术研究。重点对应用在华能榆社电厂300MW机组上的烟气循环流化床技术的应用效果进行了考察, 并对脱硫设备调试试运的全过程进行了跟踪。同时还对大同第二热电厂200MW机组、包头第二热电厂干法脱硫技术应用进行了实地考察, 向国内权威技术研究部门做了技术咨询。在此基础上大胆地提出了更改可研推荐工艺技术的新思路——拟推荐工艺由石灰石—石膏湿法脱硫工艺更改为循环流化床干法脱硫工艺。

2.2.2 细致全面, 分析选定。

经过调研咨询、结合改造场地实际和资金筹集情况, 认为虽然石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术成熟, 但因投资高, 资金受限, 在实施中存在困难。随者火电厂加快二氧化硫污染治理步伐的不断迈进, 各种烟气脱硫技术应用也逐步成熟, 尤其是烟气循环硫化床干法脱硫工艺技术在2004年有了新的发展, 并且已有了在300MW机组成功应用的实例。马电对两种脱硫工艺进行了详细的技术、经济济工期比较。具体如下: (1) 两种脱硫工艺的技术分析 (见表1) ;

(2) 两种脱硫工艺的经济效益分析 (见表2) ;

(3) 两种脱硫工艺施工工期比较。

a.采用湿法工艺进行改造, 总工期约为18个月, 其中停炉期间施工3个月, 主线是水膜除尘器改造为电除尘器。施工方案中要求在停炉期间完成脱硫系统与主烟道系统接口工作, 其余设备安装工作在机组运行期间完成。

b.采用干法工艺进行改造, 总工期约为16个月, 其中停炉期间施工3个月, 主线是水膜除尘器拆除, 完成预除尘器、吸收塔及脱硫除尘器等所有基础施工, 安装预除尘器及旁路烟道, 其余设备安装工作在机组运行期间完成。

2.3 工艺方案选择

通过对比分析, 工作组认为循环流化床脱硫技术系统简单、单位投资较石灰石—石膏脱硫工艺低、建设周期短, 更适合老厂技术改造, 2005年初, 马电通过报批将烟气循环流化床干法脱硫工艺作为#6机组脱硫改造的实施方案 (见图1) 。

2.4 技术方案确定

2.4.1 整体改造技术方案。

2005年4月7月以公开招标的方式确定了工程改造承揽单位———福建龙净环保股份有限公司为工程总承包单位。设计时鉴于改造场地狭小, 无法满足标准循环流化床设备布置要求, 工作组与龙净公司充分交流, 大胆突破, 创新思维, 提出了最优设备布置方案:采用非标方案经特殊设计后, 将锅炉冷风道上移, 预除尘器入口烟道由水平进气改为上进气方式, 吸收塔布置在两台预除尘器之间, 烟气自两台预除尘器出口汇集后反向进入吸收塔, 然后经脱硫除尘器排至烟囱。为解决大修工期与脱硫整体工期的矛盾, 采用将循环流化床工艺中清洁烟气再循环烟道作为旁路烟道, 保证机组大修后按期启动。

2.4.2 设备改造方案。#6机组脱硫除尘系统改

造后原#6炉吸风机出力将不能满足系统需求。在对#6炉现有尾部烟气系统整体测试后, 结合脱硫除尘系统技术资料, 通过对吸风机在脱硫装置投运和停运两种工况下的参数进行校核计算, 马电技术人员按照兼顾两种工况吸风机工作在高效区的原则完成了吸风机选型, 确定:只对吸风机叶轮及集流器进行改造, 由原来的Y5—2×55-NO27.5F改造为Y5-2×55-NO29F, 吸风机电机及基础不做任何改动。此方案既降低了吸风 (下转189页) (1981) 认为, 自主学习就是学习者能够“对自己的学习负责的能力”。这种能力主要表现在以下三个方面:

(1) 能够对学什么、为什么学以及如何学作出选择; (2) 能够作出学习计划; (3) 能够评价学习效果。Little (1991) 则认为自主学习“从本质上说是学习者对于学习过程和学习内容的一种心理关系问题, 即———超越、批判性的思考、决策, 以及独立行动的能力”。Benson (1997) 认为语言学习的自主性有以下三个方面:第一, 自主学习是一种独立学习的行为和技能;第二, 主学习是一种指导自己学习的内在的心理动能;第三, 自主学习是一种对自己学习内容的控制。然而, 由于国情不同、教学对象不同, 国外对自主性学习能力的描述并不能全面反映我国大学生的实际情况。为此, 在认真研读并参考大量国外相关文献的基础上, 结合我国英语教学特点, 徐锦芬 (2004) 提出在我国英语教学环境下大学生自主性英语学习能力应该涵盖的五方面内容:了解教师的教学目的与要求;确立学习目标与制定学习计划;有效使用学习策略;监控学习策略的使用情况;监控与评估英语学习过程。

2如何培养学生的自主学习性

2.1制定学期计划

学期初, 让学生制定本学期的学习计划;学期中, 对照计划进行反思;学期末, 对学习效果进行评估。在制定学习计划时, 不能让学生盲目制定。让学生结合自己的学习能力, 学习程度, 确定自己的学习目标, 确立自己学习的内容和方法, 制定一个切实可行的学习计划。比如说: (上接40页) 机整体改造费用, 又避免了新加工吸风机设备工期长造成大修延期的危险。

3 项目实施及验收

马电#6机组脱硫除尘改造工程主要内容为将原水膜除尘器拆除, 新建2台双室一电场预除尘器、1座吸收塔、1台双室四电场脱硫除尘器及生石灰消化系统、脱硫灰输送系统等设备, 对两台吸风机进行改造。除尘脱硫系统设计脱硫效率90%, 燃煤硫份≤1.1%时, 二氧化硫排放浓度≤225mg/Nm3, 烟尘排放浓度≤80mg/Nm3。工程分三个阶段完成:第一阶段, #6机组大修期间完成脱硫系统预除尘器安装, 并利用旁路烟道启动机组;第二阶段, 完成脱硫除尘器、吸收塔及流化风等辅助系统的安装, 停机过渡脱硫除尘器投运;第三阶段, 进行吸收剂消化系统及脱硫灰输送系统的安装及整体调试、试运。

3.1 工程实际进度

2005年7月29日土建施工开始, 脱硫除尘改造工程进入第一阶段。

2005年9月18日#6机组停机大修, 改造工程全面展开。

2005年12月5日#6炉预除尘器、旁路烟道、汇风烟箱安装完毕, 经整体验收具备投运条件。

2005年12月6日#6炉预除尘器随机组启动正式投运, 工程进入第二阶段。

2005年12月至2006年4月完成了脱硫除尘器、吸收塔及流化风等辅助系统的安装。

2006年5月8日至16日停机过渡, 脱硫除尘器投运, 烟气系统由旁路烟道过渡至脱硫除尘器后由吸风机排入烟囱, 工程进入第三阶段。

2006年7月生石灰仓、脱硫灰仓、吸收剂消化系统及脱硫灰输送系统、烟气在线监测系统安装完毕, 设备单体调试结束, 具备调试试运条件。

2006年8月1日~8日脱硫系统完成168试运。

3.2 脱硫设备性能验收

2006年9月, 性能验收监测显示:脱硫效率91.67%~92.95%, SO2排放浓度194~227mg/m3, 烟尘排放浓度52~62mg/m3, 年消减8411.3吨二氧化硫, 高与环评设计的8257吨指标, 烟尘年消减9336.6吨, 高于设计的9306吨指标。吸风机改造后脱硫工况下不超过电机最大出力, 风机效率提高了11%, 工作在高效区。

4 结论

机组脱硫篇9

我厂引风机和增压风机的控制目的分别是维持炉膛负压和增压风机入口压力, 当炉膛压力偏高, 引风机静叶开大, 增压风机入口压力也随之增大, 增压风机动叶开大;反之, 均向关方向动作, 两者之间存在一定的耦合作用, 在机组正常运行时, 通过调节两者之间的积分时间可以缓解, 但当系统发生大的扰动的时候, 经常性出现增压风机入口压力维持不住, 导致切除自动。

由于引风机的逻辑是非常常规的调节, 而且炉膛压力的维持稳定也是非常重要的, 当增压风机与引风机的耦合导致增压风机切除自动, 对炉膛压力也是不利的。为此, 我们对增压风机的控制逻辑进行了分析, 发现原厂家设计增压风机动叶自动调节为单回路反馈控制, 在经过机组长周期运行后, 发现在机组负荷升降较大时, 测量值和设定值的偏差将超过300Pa, 造成增压风机解手动, 造成炉膛压力的波动, 不利于机组的安全稳定运行。

后改进原单纯的反馈控制方式为前馈 + 反馈控制方式:以机组不同负荷对应的增压风机动叶开度作为前馈, 快速响应机组负荷变化时对FGD烟气通流量的要求;仍以增压风机入口压力作为被调量, 但减弱PI调节作用, 同时将入口压力做一个阻尼时间进行滤波。

2 脱硫浆液循环泵保护优化

我厂脱硫系统浆液循环泵保护逻辑由“浆液循环泵运行且入口门不开”和“吸收塔液位低”两个条件组成, 两个条件任意一个满足就会导致保护动作, 如果发生了由于电气倒闸导致的浆液循环泵入口门失电, 入口门开反馈消失触发了浆液循环泵保护动作, 造成浆液循环泵跳闸, 我们做出了设备异动, 将浆液循环泵保护逻辑中的入口门开反馈消失增加了5秒的延时, 防止出现设备异常情况。

3 脱硫吸收塔 P H 自动优化

我厂脱硫系统投运以来, 吸收塔PH测量管路堵塞较严重, 导致PH电极损坏频繁, 以前PH电极冲洗时需要先将石膏排出泵停运, 使用石膏排出泵的冲洗水对PH电极进行冲洗, 在燃烧煤质SO2含量很大的时候, 石膏排出泵基本没有停运的时间, 导致PH电极冲洗不及时而损坏。目前, 密度计、PH计的在线水冲洗装置已经投运, 经过一段时间的运行观察, 效果良好, 结合我厂现有设备现状并在保证外传数据正常的前提下, 对我厂脱硫吸收塔PH自动进行优化。

采用的控制方式为前馈 + 反馈控制方式进行优化:以机组不同原烟气SO2含量对应的石灰石浆液调节阀开度为前馈, 快速响应机组原烟气SO2变化时对石灰石浆液的需求, 以脱硫吸收塔PH值作为被调量, 同时考虑到PH值变化是一个非常缓慢的过程, 对执行器的输出进行速率限制。同时设定PH值自动切除的三个条件, 当PH值两点间偏差大于1、测量值与设定值偏差大于2或进行密度计、PH计程控水冲洗时PH自动将切为手动。

4 脱硫脱水系统增容改造

由于脱硫脱水系统进行改造增加了一套脱水系统, 如果要实现运行人员在DCS上的远方操作, 则现有的卡件IO数量已经不够使用, 需要新增加DCS卡件。现有的DCS控制器的容量可以满足对增加的脱水系统的控制, 不用再增加DCS控制器, 但是现有的DCS卡件IO点数不满足脱水系统扩容的要求, 需要增加新的DCS卡件。

由于到改造过程中其它脱水设备在运行当中不能推出, 从安全生产角度考虑, 建议增加1个DCS卡件柜FC0004, 共需要增加DCS卡件9块 (其中FCM10E卡2块、FBM201卡1块及电缆端子AD908AA、FBM207卡4块及电缆端子AD908MF、FBM242卡2块及FBM242预制电缆 (继电器板) P0916FN) , DCS底板1块及相应的电源线和数据线, 继电器板2块及相应的继电器, 另需要3个欧姆龙继电器MM2XP- D及相应的底座。就地气动门的动力电缆由就地放置到EC2001柜内连接备用空开。

5 烟气取样套筒改造

烟气中湿度大, 浆液含量高, 腐蚀性特别强, 从去年脱硫系统投运到今年7月底, 共损坏加热套管3个, 每个价值12万元, 音速小孔12只, 每只价值0.5万元, 单备件损耗达到42万元。由于工况极差, 腐蚀过于严重, CEMS不能正常工作, 且上述物品均为美国进口件, 采购周期达到三个月, 导致几个月脱硫数据不准确。从八月份开始我们进行了脱硫取样套筒的加工改造工作, 经过多次的试验, 反复修改, 最终完成了取样套筒的国产工作, 经过改造的取样探头, 最大可能的避免了浆液对于取样系统的腐蚀。从九月份换用定值的国产探头以来, 没有发生过取样筒被腐蚀或者音速小孔损坏事件。通过这项改造第一节约了备件费用, 第二也保证了CEMS安全稳定运行。CEMS供货商美国热电子已经提出技术交流请求, 想学习改造取样探头。

6 CEMS 仪表增加独立 UP S 装置

2007年9月初, 四号机组CEMS仪表突然一起停止了工作, 经检查发现三台CEMS仪表的电源模块同时被烧毁, 联系美国热电子共同检查分析, 发现我公司供CEMS仪表电源波动较大, 很多仪器在此波动下都能正常工作, 由于CEMS仪表的高精密性, 对于分析时电压稳定性要求很高, 其必须工作在更稳定的电源之下, 我们利用基建遗留的部分小型UPS设备, 为每台机组CEMS小间都分别安装了独立UPS设备, 此后没有再出现过由于电压不稳定导致的仪器损坏。

7 对脱硫系统进出口行程开关的安装方式进行改造

脱硫系统小修期间更换了新型的进出口挡板门, 原来用于脱硫系统保护的行程开关安装不上, 通过加工链接杆、重新制作支架、使用更可靠行程开关等进行了改造, 相比于其它机组大大提高了安全性。

8 脱硫脱硝系统联网操作

为了方便辅控网的建设, 实现减员增效, 今年我们进行了脱硫脱硝系统DCS系统合并, 并通过技术改造为辅控网操作台增加了脱硫脱硝操作员站, 解决了目前辅控网系统与DCS系统兼容性差的问题。

9 脱硫 DCS 系统声光报警增加

脱硫DCS系统声光报警功能一直没有投入, 给运行人员带来了不便, 通过技术咨询和准备, 在发电部的配合下完成了为脱硫DCS系统增加声光报警的工作, 目前包括脱硫系统退出运行、增压风机自动切除、增压风机振动大、主要6Kv设备跳闸等都进入了声光报警系统, 当发生异常时, 运行人员可以通过快捷键盘的声光提示一键进入报警画面, 进行故障处理, 为运行人员提供了方便。

10 除雾器差压测点改造

以前除雾器差压取样装置没有任何的防堵塞预处理, 经常出现堵塞, 通过改造, 增加了防堵塞设施, 比以前有了很大的改善。

原来在脱硫系统保护中设计了进口烟气温度低于87℃, 脱硫系统退出运行的逻辑, 目的是为了防止脱硫系统在运行过程中, 如果入口烟气温度过低, 会导致出口烟气偏低, 这样不利于烟囱的排烟, 可能会给主机组带来影响。现在修改为入口烟气温度低于80℃超过5分钟, 则自动打开旁路挡板, 不再跳增压风机。

参考文献

[1]文群英等.发电厂集控运行[M].北京:中国电力出版社, 2006.

机组脱硫篇10

关键词：超临界机组,脱硫,DCS控制,环路改造

1机组概况

广东粤电靖海发电有限公司2×600MW主机和脱硫DCS控制均采用ABBSymphony系统, 机组建设时主机DCS系统与脱硫DCS系统分别是两套独立的高速环路,各控制站采用BRC300作为控制器,主机和脱硫设备分别由运行主机集控和脱硫集控人员进行监视控制,其环路结构分别如图1、图2所示。

2主机脱硫一体化控制需求及背景

根据国家政策要求,1、2号机组于2012年3月完成脱硫旁路拆除。脱硫旁路拆除后,脱硫系统的重要设备仍在脱硫环路由脱硫集控人员进行监视控制,如增压风机系统、浆液循环泵、GGH等。但是,主要设备分别由主机运行和辅控运行人员在不同集控室进行监控和操作,相互之间不能及时沟通,设备状态信息不能及时共享,机组曾发生过因增压风机和引风机由不同集控人员操作, 调节不匹配导致的机组跳闸事件, 严重制约了机组的安全稳定运行。主机和脱硫DCS系统因物理距离远,从技术角度考虑控制环路之间不能直接连接,机组和脱硫DCS分属不同的控制网络, 相互之间的信号连接及通信完全依赖硬接线方式,信息交换极其不便。

综合1、2号机组及脱硫DCS控制系统运行现状, 脱硫系统的主要设备不纳入主机设备控制,将给机组安全运行带来安全隐患。同时,随着环保的地位越来越重要,脱硫系统主要设备纳入主机进行控制也是大势所趋。因此对1、2号机组主机及脱硫DCS控制系统控制网络进行整合改造是非常必要的。

3改造方案比较

根据1、2号机组主机及脱硫DCS控制系统控制网络结构现状, 经过现场评估及咨询DCS厂家意见, 可将1、2号机组脱硫系统DCS系统控制系统进行改造, 利用现有I/O模件将脱硫DCS系统改为远程RIO控制方式,1、2号机组脱硫设备分别纳入各机组DCS控制系统,脱硫公用设备纳入1、2号机组公用DCS控制系统。根据ABBSymphony DCS控制系统结构特点,其改造方式有如下两种可供选择方案。

3.1 RIO02模件远程I/O通信方案

使用RIO02通信模件实现远程I/O通信方案, 硬件组成包括控制器(BRC300)、IMRIO02、NTRL02 ( A / B ) 、光缆及相关子模件, 模件之间的连接如图3所示。

此方案优点:现机组公用系统空压机、循环水、脱硫制浆、脱硫石膏脱水共5个远程站均采用此通信方案,设备运行情况稳定,维护人员对设备运行状况熟悉;需要增加设备成本较低,改造投资小。

此方案缺点:主要通信模件IMRIO02及配套端子单元DCS厂家现已停产,在材料组织采购以及后续备品备件等方面难以满足生产要求。

3.2 BRC300模件远程I/O通信方案

因原有远程IO方案RIO02模件及配套端子单元已经停产,DCS厂家推荐的替代方案是用BRC300控制器作为通信模件, 新方案简称为BRC-RIO远程通信方案,模件之间的连接如图4所示。

此方案优点: 采用厂家推荐的最新替代方案,在技术上较为先进,通信稳定可靠;采用通用控制器作为通信模件,后续不会出现因专用模件停产导致的备件组织困难。

此方案缺点: 采用控制器替代原RIO02模件,一次性投资较大。

经过综合比较,此次改造选用技术先进、通信稳定可靠的BRC300模件远程I/O通信方案,改造拆除下来的脱硫制浆、脱硫石膏脱水两个远程站RIO02模件及配套端子单元作为公用系统的空压机及1、2号机组循环水远程RIO站备件, 以满足1、2号机组远程RIO站备件不足的需求。

4基于BRC300的远程通信方案实施

4.1硬件部分

(1)将原1、2号机组脱硫系统DCS系统控制环路拆除,采用单元机组控制模式,将原机组脱硫系统各控制器作为远程站分别接入1、2号机组主机DCS控制系统,脱硫公用系统各控制器接入1、2号机组公用DCS控制系统。