天津陈塘热电厂2×300MW机组脱硫运行存在的问题分析及处理

2010-11-04张健吴红兵于辰宏

资源节约与环保 2010年6期

关键词：循环泵石灰石溢流

张健吴红兵于辰宏

(天津陈塘热电有限公司，天津市，300223)

天津陈塘热电厂2×300MW机组脱硫运行存在的问题分析及处理

张健吴红兵于辰宏

(天津陈塘热电有限公司，天津市，300223)

介绍了天津陈塘热电厂2×300MW机组配套的石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置(FGD),包括FGD流程及主要设计参数等。针对运行中出现的主要问题(如吸收塔经常溢流，除雾器、GGH堵塞，浆液循环泵叶轮磨损，脱硫装置经济运行等)进行了分析，并提出了相应的解决方案。

烟气脱硫；湿法脱硫装置；GGH；除雾器。

天津陈塘热电厂位于陈塘庄工业区西南部，距天津市外环线2公里。陈塘热电厂2×300MW机组为燃煤发电机组，配套的湿法脱硫装置(FGD)由武汉凯迪电力环保有限公司总承包，采用美国巴威公司（B?&W）的石灰石/石膏湿法脱硫工艺，1炉1塔，单个吸收塔的烟气处理能力为1台锅炉达到最大额定出力(BMCR)时的100%烟气量,其脱硫效率≥95.5%(设计煤种)。

1 FGD流程及主要设计参数

FGD烟气系统总流程如下：从锅炉的2台引风机出口后烟道引出的烟气，经1台100%容量的静叶可调轴流式增压风机升压，经过烟气换热器(GGH)降温后进入吸收塔，通过吸收塔内喷淋层后完成SO2吸收，脱硫后的净烟气进入净烟道并经过GGH升温至81℃以上后，再排入烟道经烟囱排放到大气中。锅炉原烟道上均设置有旁路挡板门，旁路挡板的快开机构可保证在18s内全部开启。在FGD正常运行时烟气不经过旁路烟道，当FGD故障跳闸时旁路挡板门迅速开启，进、出口挡板关闭，烟气改由旁路经烟囱排放。

每台吸收塔上部包括一个布风装置(托盘)，三层喷淋装置（对应三台浆液循环泵）和一套两级式除雾器。（附图一）

附图一带托盘喷淋吸收塔构造

原烟气在吸收塔内，烟气折流向上，经由吸收塔托盘被均匀分布到吸收塔的横截面上。使得主喷淋区烟气分布均匀外，在吸收塔托盘区域，烟气和石灰石浆液可以得到充分接触。离开吸收塔托盘的烟气穿过喷淋系统喷出的雾状再循环浆液区域逆流而上，脱去其中的SO2，再连续流经两层锯齿形除雾器而被除去所含液滴。新鲜的石灰石浆液经石灰石浆液供给管路送入吸收塔底部的反应池，反应池中的浆液经由三台浆液循环泵送至吸收塔上部的喷淋系统进行再循环。吸收塔反应池上的四台侧进式搅拌器使反应池中的固体颗粒保持悬浮状态。氧化风机送出的强氧化空气经喷水增湿后通过矛状管被送入吸收塔反应池，把脱硫反应中生成的亚硫酸钙(CaSO3·1/2H2O)氧化为硫酸钙(CaSO4·2H2O)。

当系统故障或因检修的原因需将吸收塔反应池的浆液排空时，可以通过石膏浆液排出泵将浆液排至事故浆液箱临时贮存，待故障排除或检修结束后，再通过事故浆液箱的浆液泵将浆液送回吸收塔。其中事故浆液箱为两台机组脱硫公用，事故浆液箱设有一台浆液泵和一台搅拌器。

吸收剂制浆方式采用厂外来石灰石粉(90%的石灰石粉粒径≤325目,即44μm)，在电厂脱硫岛内制成吸收剂浆液，共设有2套给料装置和一个带搅拌器的石灰石浆液箱。石灰石粉从粉仓经旋转给料阀送入石灰石浆液箱，经过和工艺水混合搅拌，得到浓度为28%的石灰石浆液，贮存在石灰石浆液箱进行缓冲，为吸收塔进行SO2吸收提供吸收剂。石灰石浆液箱中的石灰石浆通过石灰石浆液泵输送至吸收塔，并设置有再循环管路，可将石灰石浆液送回石灰石浆液池。

两台机组FGD系统共设两套脱水系统，主要有2台石膏旋流站、2台真空皮带脱水机及其辅助设施、1个带搅拌器的滤液水池组成。每条脱水管线的出力按75%的两台锅炉BMCR工况运行时产生的石膏浆液量配置。废水排放系统由1个废水池及2个废水排出泵等组成。当吸收塔的石膏浆液浓度达到高位设定值时，石膏浆液就排出，每座吸收塔通过石膏浆液排出泵（一用一备）将浆液送到相应的石膏旋流站进行一级脱水。石膏旋流站的下溢浓缩液(悬浮物固体重量含量约为40～50%)依靠重力经切换装置送到真空皮带脱水机进行二级脱水，控制脱水机上的石膏层厚度以确保脱水性能，从真空皮带排出的石膏含水量不大于10%，直接落入石膏库储存。石膏旋流站上溢流水和真空皮带机的滤液回收至滤液水箱重复利用。

FGD系统所用的工艺水储存在工艺水箱里。工艺水箱的补水来源于电厂工业水，水源为海河水。通过二台工艺水泵（一用一备）为#8、#9机组FGD系统提供石灰石浆液管路冲洗、石膏浆液管路冲洗、及两机公用系统和杂用等系统供水；另外在工艺水泵为两吸收塔提供除雾器冲洗水。

电厂主要燃用神府煤田烟煤+山西西山贫煤，FGD在燃烧设计煤种(Sar=1.1%)或校核煤种(Sar=0.33%)、锅炉最大工况(BMCR)、处理100%烟气量条件下其脱硫率均大于95%,其主要设计参数和保证值列于表1。

2 运行存在问题的分析及处理

2.1 吸收塔溢流问题

陈塘热电厂脱硫工程2008年4月完成168试运移交生产，至今已运行1年多时间。在168试运行期间，两台吸收塔均出现过浆液溢流情况，在废水系统投入前，只能投入消泡剂抑制浆液起泡。从使用情况看，效果明显加入消泡剂后，溢流很快停止。废水系统投入运行后，浆液溢流现象在一段时间内很少发生。但2008年10、11、12三个月，发生了数次溢流，溢流造成吸收塔液位甚至下降到5.5米，而溢流口的高度为8.9米。

表1 FGD的主要设计参数和保证值

液位平衡的原理是压力的平衡，吸收塔与溢流管底部联通，则两侧的压力相等时达到液面的稳定。当塔内液位或压力升高，则溢流管内液位同步升高，当达到溢流口位置时即开始溢流。

由于FGD系统工艺水采用海河水，根据水质分析，工艺水CL—浓度高达1500—2000mg/m3,比设计值（750）高出很多，即使按吸收塔CL—浓度为20000mg/m3计算，废水排放量也将达到7.4m3/h。而废水的排出只有在排出石膏时才能同步进行，这使废水系统的运行时间受到限制。同时因为工艺水质与设计值的巨大偏差，给废水系统运行带来很大压力。吸收塔经常溢流期间，废水泵经常出现故障，废水系统运行时间更短，这使吸收塔浆液品质更难以控制。导致浆液中各种盐分的浓度增加，使浆液的粘度增加，气泡的表面张力增大而不易于破裂，也就使浆液气泡率增加。在稳定的情况下，由于处于吸收塔边缘，溢流管内气泡率维持在较低水平，但随着浆液气泡率增加和粘度增加，造成浆液的混合和扰动加强，可能有较大量的气泡突然进入溢流管，使溢流管内的浆液气泡率突然增大。由于溢流管高度有限，气泡率增加较大将导致部分浆液排出溢流管，溢流管内的液柱压力降低，与塔内压力失去平衡，塔内浆液在压差作用下进入溢流管。溢流管内的浆液密度和压头进一步降低。如此自我强化，溢流管流速在很短时间内剧烈增大，使浆液从溢流管喷射而出，直到塔内液位大幅降低，能够和溢流管内的气泡率较高浆液的压力相平衡时，才会停止溢流（喷出）。

以上分析动态解释了溢流管内突发的流动过程，同时不违反静压平衡的原理。与溢流发生时的现象也相吻合，应是比较合理的解释。

以上分析可以说明，只有气泡量的大增才会导致这种剧烈溢流现象的发生。忽略气泡的影响，溢流将符合静压平衡的原理。也就是内外压差失去平衡而逐步开始溢流时，流量不会太大，溢流造成的液位下降也不会太多。

通过制定运行措施：①每班接班后对#8、#9吸收塔分别加入2kg消泡剂。②通过技术改造加大了废水系统的运行出力，并严格要求每班按规定运行废水系统和进行压滤机出泥工作，确保#8、#9吸收塔CL—在12000～16000 mg/L（最高不超过20000mg/L）范围内运行以及废水排放指标合格。经过6个多月的运行证明，措施是行之有效的，FGD系统一直稳定运行未再发生过溢流事故。

2.2 除雾器、GGH堵塞问题

#9FGD在09年02月底至03月09日期间出现烟气系统阻力逐渐增大，甚至造成限制主机带满300MW负荷的严重后果。增压风机出口最高压力达到4863Pa，导叶开度100%，风机电流286A。GGH升温段压差最高1237Pa,降温段压差最高1225Pa，远远超过GGH压差额定值升温段422Pa，降温段390Pa。（附图二）

附图二 #9GGH换热元件堵塞情况

3月09日晚向环保局申请停运FGD系统，对GGH进行人工冲洗。经过一天一夜的连续冲洗，#9FGD系统再次投运，效果明显好转，FGD系统烟气阻力恢复到正常水平。

3月20日#9机组停炉小修，对FGD系统GGH、吸收塔内部进行了彻底的检查，发现了问题的所在除雾器严重堵塞，致使除雾器除雾效果不佳使净烟气携带大量的石膏浆液造成GGH堵塞，GGH堵塞后反过来会进一步恶化除雾器除雾效果，这样就形成了恶性循环，导致烟气系统阻力一再增大。除雾器的堵塞的原因主要为：1）除雾器冲洗水的压力低（应在0.25MPa以上）；2)冲洗水流量偏小（应在90h/t以上）；3）除雾器的冲洗频率不足（在液位允许的工况下1h～2h应进行一次冲洗顺控程序）。机组小修对除雾器进行了彻底清洗，冲洗水系统同时进行了相应的改造和调整，机组小修后FGD烟气系统一直稳定运行，除雾器冲洗的关键性在随后的运行中得到了证实。（附图三）

附图三 #9吸收塔二级除雾器严重堵塞情况

2.3 浆液循环泵叶轮磨损开裂

脱硫吸收塔浆液循环泵运行方式为连续运行，由于浆液品质波动，设备备用时间较少，两塔共六台浆液循环泵叶轮均有磨损开裂情况，浆液循环泵通流浆液（石膏浆液）特性如表2：

表2 吸收塔浆液循环泵通流浆液（石膏浆液）特性

利用#9机组C级检修、#8机组A级检修期间对泵组进行解体检查，发现六台泵的叶轮及口环部位均发生严重开裂及磨损现象。（附图四）

附图四#8浆液循环泵C叶轮开裂磨损情况

2.3.1 按照设备损坏情况进行分析，主要有如下三方面原因：

1）氯离子对泵组通流部件产生的晶间腐蚀。

脱硫吸收塔运行过程中将烟气中的氯气滤除，因此使石灰浆液中的氯离子浓度相当高（最高时高达20000ppm），而氯离子对奥式体不锈钢的稳定性会产生相当大的影响，如果部件出厂前固熔处理未做好，在与含有氯离子的介质接触后，很快会对材料产生晶间腐蚀，导致不锈钢材料组织形态发生变化，其强度将极大程度降低[1]。

2）含固颗粒性杂质的磨损及冲蚀。

泵组运行过程中，叶轮出口高压浆液通过叶轮口环间隙回流至泵入口。石灰浆液的平均固体含量为150(g/l)，平均固体含量百分比16.93%，虽然石灰石粉粒径≤63μm，但终究还是为颗粒状形态的固体沙粒，而且泵组通流部件偏重考虑了材料的耐蚀性能，其耐磨性就相对偏弱，因此对泵组通流部件就会产生较大的磨损。

3）气蚀损坏

氧化风机的扰动使浆液中含有大量气泡，这些气泡随浆液一同进入泵腔，当汽泡随同浆液从低压区流向高压区时，汽泡在高压的作用下破裂，在汽泡破裂的瞬间，产生局部空穴，高压浆液以极高的速度流向这些原汽泡占有的空间，形成一个冲击力。由于汽泡中的气体来不及在瞬间全部溶解，因此，在冲击的作用下又分成小汽泡，再被高压浆液压缩、破裂，如此形成多次反复，在流道表面形成极微小的冲蚀。

2.3.2 通过上述分析，可以看出三种原因将按照如下方式形成循环：

1)氯离子→不锈钢→晶间腐蚀→结构强度降低；

2)气蚀→通流部件材料损坏；

3)磨损及冲蚀→流道及轮表材料损坏处破损加剧（破损创面被冲蚀掉，新创面露出，继续发生上两种腐蚀情况）→叶轮口环配合间隙进→步增大→高压浆液通过叶轮口环间隙回流量也进→步增大→如此往复，导致部件破损速度将进→步加快。

改进措施方案一：选用高级别镍铬合金作为通流部件加工用料。要求材料合金元素成分不低于Cr:25.0～26.0%、Ni:20～21%、Mo：2.5～3.0%、Ti：0.1～0.3%、Cu：2.0～3.5%、N：0.2～0.3%、C≤0.03%，这样通过材料中Ni、Mo、Cu含量的添加及C含量的降低，提升了部件的耐腐蚀性能，又通过提高Cr的含量及添加Si、N等元素来提高部件的耐磨性，从而避免通流部件腐蚀及磨损的发生；

方案二：选用Cr30A材料作为通流部件加工用料。Cr30A是一种双相不锈白口铁，其金相组织为奥氏体＋铁素体＋粒状共晶化合物＋二次碳化物，材料元素主要成分为C:1.55～1.65%、Cr:28.0～30.0%、Ni:1.8～2.2%、Mo：1.8～2.2%、Cu：1.25～1.75%,它的双相基体中含有大量易钝化和抗孔蚀性能良好的合金铬、钼、铜等元素。由于双相机体赋予材料的耐蚀性，在含有氯离子100000ppm，pH值为4的70℃流酸溶液中腐蚀速率为0.5mm/a。同时，分部于晶界的含铬碳化物和沉淀于机体上的二次碳化物赋予材料优良的耐磨性能。

上述两个方案中提到的材料均有使用业绩，方案一在2005年底xxxx热电厂脱硫系统浆液循环泵大修过程中已采用，至07年4月份（累计运行12000h）解体检查，叶轮主体未见明显腐蚀现象，只发现在叶轮轮缘及流道叶片端部存在轻微冲蚀磨损。（附图五）

附图五采用方案一叶轮运行12000h后解体情况

在xxxx发电公司2006年1月份设备检修过程中也发现浆液循环泵通流部件磨损严重，委托制作加工叶轮组件，材料选用方案二，设备投入使用后在同年12月份（累计运行5800小时）解体检查，通流部件无明显磨损。（附图六）

附图六采用方案二叶轮运行5800h后解体情况

2.4 脱硫装置的经济运行

FGD运行中要消耗大量的厂用电及石灰石、水等运行材料，增大了发电运行的成本。其运行成本费用中，电费是最大的一项，在设置GGH系统中占FGD中运行费用的80%以上。因此，要做好FGD的经济运行，重点是如何降低其运行电耗。增压风机和吸收塔浆液循环泵是FGD运行中最主要的耗电设备，其耗电量占系统设备的80%以上，为此，降低其运行电耗是脱硫经济运行的主要措施。

2.4.1 及时调整循环泵的运行数量

FGD设计中一般根据电厂提供的燃煤含硫量统计数据平均值进行设计，但实际运行中由于燃煤供应不稳定等因素的影响，往往不能在设计条件下运行，特别是在燃煤含硫量变化比较大的情况下，进入FGD的SO2浓度大幅度变化，这就需要运行人员及时进行调整，特别是入口SO2浓度降低的情况下，要及时调整循环泵投运数量，在保证SO2达标排放的前提下，通过减少循环泵的运行数量达到节能的目的。

2.4.2 降低FGD运行电耗

GGH是FGD烟气系统中阻力最大的设备之一，尤其是GGH换热片积灰的情况下，其总的阻力可高达3000～4800Pa，使GGH换热能力下降，旁路挡板关闭困难，特别是增压风机设计容量偏小时，容易引起增压风机喘振，对脱硫系统的安全稳定运行造成较大的影响；同时，GGH阻力增大还使增压风机电耗增大，脱硫运行经济性下降。因此，为确保脱硫系统设备的安全稳定运行，必须加强对GGH的清洁管理，并从以下几个方面加以控制：

1）加强煤质管理，控制高灰分和高硫分煤进入电厂，必要时采取配煤措施，从源头上控制燃烧产生的粉尘，从而减少进入脱硫系统的粉尘浓度。

2）加强除尘器的运行管理，保证除尘器的除尘效率，确保进入脱硫系统的烟气粉尘浓度不超标。

3）加强GGH运行中的吹扫和定期在线高压水冲洗，有条件时可利用停运检修的机会，对GGH进行人工高压水冲洗，彻底清楚换热片之间的积灰，确保其在一个小修周期内，能在较低的阻力下运行。

4）加强脱硫系统水平衡的管理，保证除雾器的正常冲洗，防止由于其他系统进入吸收塔的水量过大，除雾器冲洗水量减少引起其局部堵塞，造成烟气分布不均匀导致除雾器效率下降，烟气带水、带浆而造成GGH换热片的积灰和堵塞。