石灰石_石膏湿法烟气脱硫系统的运行与控制.pdf

1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.收稿日期:2008-01-31;修回日期:2009-02-10石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的运行与控制Operation and Control of Flue G as DesulfurizationSystem by Limestone2GypsumWet Method郭金狮1,林朝扶2GUO Jin2shi1,LIN Chao2fu2(11 华电贵港发电有限公司,广西 贵港 537100;21 广西电力试验研究院有限公司,广西 南宁 530023)摘要:针对石灰石-石膏湿法脱硫系统在贵港电厂及广西其它火电厂的应用过程中存在的主要问题进行了分析,通过在贵港电厂及其它电厂进行调整试验及其运行过程中的总结,得出了石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行过程中需要控制的主要运行参数和方法,这些控制方法和参数对脱硫系统的正常运行,保证SO2浓度的达标排放将起到积极的作用。关键词:湿法脱硫;钙硫比;pH;运行控制中图分类号:X70113 文献标识码:B 文章编号:1671-8380(2009)02-0061-060 引言到2008年底,广西主网火电厂都安装了烟气脱硫装置。在这些脱硫装置中,主要采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫(以下简称石灰石湿法脱硫,FGD)技术,其相应的装机容量达7 120 MW,占火电厂装机总容量的9113%,采用循环流化床锅炉(CFB)炉内喷钙脱硫有田阳电厂和合山电厂8号炉,这部分机组容量为410 MW,约占机组装机总容量的512%,其余的是田东电厂2135 MW机组采用氨法脱硫,约占机组装机总容量的315%。由于湿法脱硫系统在区内火电厂的运行时间不长(2-3 a),在贵港电厂运行时间也不足2 a,电厂脱硫系统运行、检修积累的经验少,国内可借鉴的成熟经验不多,可供石灰石湿法脱硫系统运行的控制方法、指导参数也不多,无统一、具有指导意义的运行规程,导致运行人员在运行过程对脱硫系统的运行参数控制随意性很大。因此,根据我区湿法脱硫系统不同的运行条件、影响因素等探索出适合的运行控制参数,并将这些控制参数导入运行规程,作为规范电厂脱硫系统运行的有关文件,以减少因运行控制不当而导致脱硫系统的不正常或故障停运,确保电厂SO2浓度达标排放,有着深远的意义。本文对贵港电厂及区内火电厂湿法脱硫系统在调试、试验、运行中产生的问题进行了分析,并提出了石灰石湿法脱硫系统运行控制方法的参数,为各火电厂脱硫系统的运行提供可借鉴的参考。1 湿法烟气脱硫系统存在的问题石灰石湿法脱硫由于系统相对复杂,浆液有较强的腐蚀性和结垢性,在运行中存在的问题相对较多,主要问题有:设计的脱硫系统入口SO2浓度严重偏低,部分电厂设计的脱硫系统入口SO2浓度仅在4 0006 000 mg/m3范围。由于这几年国内燃煤市场供求矛盾突出,入厂煤含硫量无法控制,实际脱硫系统入口SO2浓度常常高达10 000 mg/m3以上,脱硫系统根本无法正常运行。由于烟气脱硫市场竞争激烈,其总承包价愈来愈低,总承包价的偏低通常导致设备、安装、调试等诸多的质量问题。由于广西火电厂烟气脱硫均实行交钥匙工程的总承包方式(EPC,包括调试),方便了电厂的管理,但普遍存在管理不到位的问题。如遇总承包商在设备安装、调试质量得不到保证的情况下,电厂的运行人员和检修人员难与承包商直接沟通和交涉,造成烟气脱硫系统移交后诸多问题得不到解决,正常运行的不多。2 湿法脱硫系统的运行控制华电贵港发电有限公司(以下简称贵港电厂)2600 MW机组在2007年3月全部投产发电,相应162009年第2期 广西电力 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.配套了2套石灰石湿法脱硫装置,每套处理烟气量2117106m3/h(标态,下同),设计脱硫装置入口SO2浓度6 378 mg/m3(干基,标态,下同),脱硫效率大于95%。在设计条件下,每套脱硫装置脱除SO2量为13184 t/h,2套脱硫装置脱除SO2量13 840 0t/a,排放的SO2量7 280 t/a。石灰石-湿法脱硫运行过程中需要控制的参数相当多,如吸收塔浆液的pH、密度、液位,石灰石浆液的质量分数等。2.1 吸收塔浆液的pH控制2.1.1 吸收塔浆液pH对钙硫比的影响吸收塔浆液pH是脱硫系统最重要的运行参数之一。pH的调整不但影响系统的脱硫效率,同时也影响石灰石的用量、石膏的品质及钙硫比的大小,还影响石膏的脱水性能。通常脱硫设备厂商或总承包商给出pH的设计范围为510515。pH愈高脱硫效率则愈高,但石灰石的利用率则愈低,钙硫比愈大,需要的石灰石用量就愈大,并且石膏纯度愈低,反之则然。反映石灰石利用率的运行指标是钙硫比。钙硫比愈小,石灰石的利用率就愈大。考虑设备投资费用等因素,脱硫系统的钙硫比设计值一般为11021103。影响钙硫比的主要因素有:吸收塔浆液的pH。吸收塔浆液pH是影响钙硫比最主要的因素。pH愈小,钙硫比则愈小,反之则愈大。石灰石细度。石灰石粒径愈小,同样pH条件下其钙硫比就愈小,但相应石灰石粉制备的费用就愈大。石灰石的活性。吸收塔浆液池的容量。吸收塔浆液池容量愈大,浆液的循环次数则愈多,浆液在吸收塔停留时间愈长,同等条件下其钙硫比就愈小,但相应设备的投资费用则增加。烟气的杂质含量。吸收塔浆液搅拌的均匀性。在上述因素中,运行需控制的因素是吸收塔浆液的pH,其它因素基本在设计及设备选型时已经考虑。贵港电厂的湿法脱硫系统采用石灰石粉直接制浆,在不同浆液pH值时的石膏品质分析结果见表1。表1 吸收塔浆液pH对石膏品质和钙硫比的影响吸收塔浆液pH石膏品质CaCO3/%CaSO42H2O/%CaSO31/2H2O/%钙硫比FGD脱硫效率/%514716.1980.870.0231.34696.305.301419479.190.0221.32695.235.4413.6881.670.0061.28996.07512911184861080100711237961245.1010.8188.450.0231.21196.364.820.3299.090.0131.00696.054.792.47971040.0101.03496.804.651.8698.320.0481.03396.85 由表1可见,在满足FGD系统脱硫效率的前提下,浆液的pH控制在设计值的510515范围内时,石膏中的CaCO3含量很高,其钙硫比通常都高于设计值(1103)。只有pH低于510时,石膏中的CaCO3质量分数才低于3%这一通常的石膏质量标准,相应其钙硫比在设计值摩尔分数(1103)范围内。由表1还可以看出,即使浆液的pH值控制在5110,计算出脱硫系统每小时多消耗的石灰石量达石灰石总用量的12%左右,对一个2600 MW机组的电厂,这部分浪费的石灰石粉量每年高达1104t左右。2.1.2 吸收塔浆液pH对石膏脱水的影响吸收塔浆液的pH值对石膏脱水的影响主要有两个方面:对SO32-的氧化的影响。吸收塔浆液中如果亚硫酸钙含量过高,其浆液则具有很大的粘滞性,不但无法进行脱水,而且由于浆液的粘滞性包裹着石灰石使之无法与SO2反应,造成脱硫效率急剧下降。这在电厂脱硫系统运行过程中常常碰到。造成这种现象的原因除了氧化空气不足外主要是浆液的pH值过高。这可从SO2-3氧化的反应式及标准电极看出。SO42-+H2O+2eSO32-+2OH-其标准电极电位:0=-0193 V从上式可见,浆液的pH值愈高,愈有利于上述反应进行;反之,pH愈低,则有利于其逆反应,即26广西电力 2009年第2期 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.SO32-氧化反应的进行。对石膏脱水的影响。通常脱硫用的石灰石粉直径要求能让90%的 01044 mm的石灰石通过,其中相当部分石灰石细度直径是 01010 mm(约20%40%),而正常结晶情况下石膏晶体的直径则在0106mm左右。吸收塔浆液pH值过高,则表明石灰石含量过多。在石膏含有石灰石粉偏多的情况下,细小的石灰石粉会堵塞滤布孔隙,造成石膏脱水效果变差。由此可见,吸收塔浆液的pH值过高对脱硫系统的运行不利。根据笔者对火电厂脱硫系统的调试和运行经验,湿法脱硫系统没有所谓的最佳pH值范围,只有控制原则,即在保证FGD出口SO2浓度达标(通常是 400 mg/m3)的前提下pH尽可能低。但是,不同的脱硫系统在不同的运行条件下,其吸收塔浆液pH的最低值不是固定不变的,烟气中SO2浓度、循环泵的运行数量及石灰石品质(包括其活性)、石灰石细度等都有可能导致最低pH值的变化。比如,当石灰石浆液中石灰石颗粒的直径较大时,在脱硫效率相同的情况下,其pH控制值肯定较石灰石直径较小时大;当循环泵全部运行时,pH控制值肯定较只有部分循环泵运行时低。2.2 吸收塔液位的控制对湿法烟气脱硫系统,水分以以下方式在吸收系统中被消耗:排放废水(通常510 m3/h);以水蒸气形式混入烟气,排出系统;形成石膏(附着水和结晶水)。为了保证吸收塔的正常运行,必须不断加水来弥补上述过程中水的消耗。而消耗的水分通过以下方式进行补充:除雾器冲洗系统的冲洗水;石灰石浆液(主要用滤液水制备,不足部分使用工艺水,当滤液水多余时部分进入吸收塔);石膏皮带脱水机的真空泵密封水。吸收塔液位的控制则主要体现在吸收塔的液位可控。当除雾器冲洗系统还没有进行时,如果进入吸收塔的各种水量大于系统的水分消耗量,此时吸收塔液位不断增加;反之,其液位下降。吸收塔液位对于脱硫效果及系统安全影响极大。如吸收塔液位高,会缩短吸收剂与烟气的反应空间,降低脱硫效果,严重时甚至造成脱硫热烟道进浆;造成除雾器无法进行正常的冲洗而结垢。我区部分电厂的脱硫系统就因吸收塔液位过高,常常需要将部分吸收塔浆液排入事故浆液箱才能维持其液位平衡,造成除雾器无法进行正常冲洗,导致除雾器严重结垢而塌陷的严重事故。当然,吸收塔液位也不能过低,如果过低会降低氧化反应空间,影响石膏品质,严重时可能造成搅拌器振动损坏甚至停机。但吸收塔液位过低可通过除雾器冲洗、排水坑进水等措施很容易地进行控制(在此不进行讨论)。进入吸收塔的水量大于消耗的水量主要是由以下原因造成:石灰石浆液质量分数偏低。可以说广西湿法脱硫系统中吸收塔液位偏高并且不能人为控制最主要原因是石灰石浆液质量分数偏低造成的,特别是FGD入口的SO2浓度较大,需要的石灰石浆液量大时更容易出现,而石灰石浆液质量分数偏低通常是运行人员不了解其重要性而产生的。以某台300 MW机组的脱硫系统为例。在满负荷运行时,每小时需要石灰石量为10 t/h,如果石灰石浆液质量分数为20%,则石灰石浆液流量约为58 m3/h,其浆液中水量约为50 m3/h;如果石灰石浆液质量分数为30%,则石灰石浆液流量约为41m3/h,其中水量为33 m3/h,两者水量相差达17m3/h。如果脱硫系统消耗的水量为40 m3/h,那么,当石灰石浆液质量分数为30%时,系统消耗的水量大于进入吸收塔的水量,吸收塔的液位在不断下降,此时可通过对除雾器冲洗补充水量;相反,如果石灰石浆液质量分数为20%时,进入吸收塔的水量为50m3/h,系统消耗的水量小于进入系统的水量,此时吸收塔液位则在不断增加。根据调试及运行经验,石灰石浆液质量分数最好控制在30%左右,可以较好地解决吸收塔液位偏高这一问题。因此,建议电厂在制订脱硫运行规程时将这一控制指标列入。浆液管道的工艺冲洗水阀关闭不严或内漏。由于湿法脱硫系统所有排水全部回到脱硫系统循环利用,因而,任何工艺水进水阀关闭不严或内漏都可能造成吸收塔液位的升高。检查工艺冲洗水阀关闭不严或内漏最简单的办法就是在FGD系统运行前进行检查。除雾器冲洗水阀关闭不严或内漏。其检查方法同上。对除雾器冲洗水阀不严而产生的内漏,可以采取除雾器冲洗结束后停运除雾器冲洗水泵这一措施来解决。制浆时过多使用工艺水。对湿法脱硫,为减少工艺水的使用,设计时对石灰石浆液的制备通常是利用真空脱水机的滤液水,只有这部分水不能满足时才使用工艺水。但一些运行人员由于不熟悉这362009年第2期 广西电力 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.一原则,出现真空脱水机运行时不制浆,而停运行时才制浆的现象。因此,为控制吸收塔液位的平衡,石灰石浆液制备应尽可能在真空脱水机运行时利用其滤液水进行制备。2.3 除雾器冲洗的控制为解决我区部分电厂的湿法脱硫系统因吸收塔液位过高而不能控制,造成除雾器冲洗不足结垢严重进而塌陷问题,根据部分电厂的运行情况,每6 h(1个值班日)冲洗12次基本可保证除雾器干净不结垢;对有些石灰石浆液质量分数控制得比较好的电厂,每个值冲洗56次液位也不升高。同时,当脱硫系统停运时,应及时安排检修人员进入其内部检查,如果发现有结垢现象则进行人工冲洗(因为此时即使有结垢现象,其结垢物通常比较松软较易冲洗干净),同时检查除雾器喷嘴喷淋情况,发现有堵塞的喷嘴及时清通。2.4 石灰石浆液制备的控制石灰石浆液制备的控制主要有:浆液质量分数、石灰石细度及出力。2.4.1 石灰石细度的控制石灰石颗粒的细度(直径)直接影响脱硫的反应速度。石灰石颗粒直径小,反应速度快,利用率高,但石灰石制备的费用增加;相反,如果直径偏大,则造成反应速度和石灰石利用率的降低。通常采用石灰石粉直接配制的系统,其石灰石粉质量分数为90%通过直径为61m(250目)筛子为合格(即61m 90%过筛率),采用石灰石湿磨机的系统,其石灰石颗粒直径则控制为43m(325目)90%的过筛率。对不同的石灰石浆液制备系统,其制备的运行控制也有所不同。2.4.2 湿磨机石灰石浆液制备系统2.4.2.1 湿磨机石灰石浆液制备系统存在的问题湿磨机石灰石浆液制备系统在广西火电厂运行中存在的问题相当多,主要有:成品石灰石浆液质量分数过低(即溢流的石灰石浆液),有的不到10%,这是造成吸收塔液位不能控制的主要原因之一。同时由于制备的石灰石浆液质量分数过低,造成回流到湿磨机的石灰石浆液(底流)质量分数过高,使底流管常常被堵,影响到磨机的正常运行,多数时候要降低磨机的出力运行。制得的石灰石浆液中石灰石颗粒的直径不是偏小就是偏大。由于磨机的不正常运行或其出力达不到设计出力,造成磨机运行时间增加,大大增加了磨机的用电量,而磨机的用电量在脱硫系统所占比例相当大,约占脱硫系统总用电量的8%。2.4.2.2 湿磨机石灰石浆液制备系统的运行和控制针对湿磨机存在的问题,运行控制措施如下:磨机中的钢球量必须足够,同时各种直径的钢球配比应符合生产厂商的设计。与煤的球磨机不同,由于石灰石磨机钢球是与酸性的液体接触,在运行过程中使其被腐蚀直径变小。因而在补充钢球时往往是补充直径最大的钢球。最好是根据实际运行经验来进行补充。进入磨机的水量必须符合要求,这是保证石灰石浆液质量分数符合要求的前提。通常进入磨机的总水量为3倍石灰石质量,即进入磨机镏管入口水量和石灰石浆液再循环箱水量之和为3倍加入的石灰石量,并且进入磨机镏管入口水量总是在3m3/h左右不随石灰石加入量变化而变化,而进入石灰石浆液再循环箱的水量随石灰石量变化而变化。调整石灰石浆液旋流器压力。石灰石浆液旋流器压力是影响石灰石浆液质量分数和细度最重要的参数。旋流器运行时压力过小,则制得的石灰石浆液质量分数偏小,石灰石颗粒直径过小,相应磨机的出力就不能达到设计出力。同时,旋流器溢流的石灰石浆液质量分数过小,会造成旋流器底流石灰石质量分数过高,很容易造成石灰石浆液回流管的堵塞。但旋流器运行时压力过大,虽然制得的石灰石浆液质量分数较高,但此时石灰石颗粒直径过大。表2是贵港电厂1台设计出力为20 t/h的石灰石磨机旋流器不同压力下的试验结果。表2 石灰石湿磨机的试验结果磨机主电机电流/A石灰石给料量/(th-1)溢流液密度/kg(m3)-1底流液密度/kg(m3)-1溢流液43m孔径过筛率/%底流液43m孔径过筛率/%93201 125181 7661096121 250191 75111941434181 262151 70810901262318注:11 标序 数值为石灰石浆液旋流器压力为48 kPa,石灰石浆液再循环泵出口压力为0142 MPa时的值;21 标序 数值为石灰石浆液旋流器压力为65 kPa,石灰石浆液再循环泵出口压力为0141 MPa时的值;31 标序 数值为石灰石浆液旋流器压力为68 kPa,石灰石浆液再循环泵出口压力为0143 MPa时的值;46广西电力 2009年第2期 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.从表2中可见:石灰石浆液旋流器压力是影响石灰石溢流液(即成品石灰石浆液)最主要的参数。旋流器压力愈高,成品石灰石浆液的质量分数则愈大,但相应的石灰石则愈粗。当旋流器压力大于70 kPa后,石灰石细度则不达43m过筛率90%的设计值。石灰石浆液再循环泵压力。石灰石浆液再循环泵出口压力大小决定了浆液旋流器压力的大小,如果再循环泵出口压力不足,则造成旋流器入口压力偏低;相反,如果泵出口压力过高则造成旋流器压力偏高。因此,石灰石浆液再循环泵出口压力是保证旋流器压力符合要求的前提条件。该出口压力通常是在石灰石浆液泵出口管道上用流量孔板进行调整。无论是那一种运行方式,均存在磨机底流石灰石浆液质量分数偏高、通过43m过筛率的石灰石含量偏高的问题,其底流石灰石浆液质量分数高达65181%(密度1 70810 kg/m3),容易造成石灰石浆液底流回流管道堵塞或需要直径较大的回流管;同时底流中石灰石43m筛通过率达3418%,这意味着有3418%细度已符合要求的石灰石浆液重回到磨机进行磨制,这无疑大大增加了磨机的电耗。这主要是旋流子设计原因造成的,如果要达到很好的分离效果,则需要精密设计的旋流器。2.4.3 直接使用石灰石粉制浆对部分电厂直接使用石灰石粉制浆的脱硫系统,其石灰石浆液的制备控制相对较简单,在保证进厂石灰石粉质量符合设计要求的前提下,尽量利用石膏脱水时产生的滤液水制浆,即尽可能在石膏脱水时进行制浆。对一些石灰石浆液池在事故浆液池旁边的系统,则尽量利用事故浆液箱存放的浆液制浆。当然制浆时应严格按石灰石浆液质量分数为30%这一比例进行配制。2.5 吸收塔浆液质量分数的控制吸收塔浆液质量分数也是石灰石湿法脱硫运行中重要的控制参数之一。因为吸收塔浆液中的Ca2SO4浓度过低,无法在浆液池内正常析出结晶或形成的结晶晶体颗粒较小,影响其脱水效果,从而影响其石膏的品质;相反,浆液中的CaSO4浓度过高,则易在吸收塔内壁及浆液循环泵管口等处发生结垢堵塞,同时浆液中固体质量分数过高,也增加了浆液循环泵的用电量。在理论上,浆液中CaSO4结晶可用CaSO4的相对过饱和度表示。相对过饱和度表达式为=(C-C3)/C3式中:C 溶液中的CaSO4实际质量百分浓度;C3 CaSO4结晶条件下溶液中需要达到的CaSO4的浓度。在石灰石湿法脱硫工艺中,一般应维持在01150125。由于吸收塔浆液中的成分相当复杂,在理论上计算CaSO4结晶条件下溶液中CaSO4的浓度相当不准确,通常在实际运行过程中通过进行不同质量分数的浆液脱水后分析石膏的含水量确定,根据运行经验,吸收塔浆液中固体质量分数在10%15%范围都是比较适宜的。2.6 浆液管道的冲洗浆液泵及管道停运时的冲洗顺控是石灰石湿法脱硫系统最重要的顺控步骤之一。由于石灰石湿法脱硫系统需要数量较多的水泵和管道来输送石灰石浆液、石膏浆液及含石膏浆液的脱硫废水、滤液水(通常称为浆液管道和浆液泵),并且这些浆液固体质量分数相当高,如石灰石浆液输送时固体质量分数达30%,石膏浆液固体质量分数一般在15%左右,而液柱塔的脱硫系统则高达30%。当浆液泵和管道停运后如不及时将这些浆液排放干净,特别是石膏浆液,则沉积在管道和泵壳底部,如果停运时间稍长,石膏将脱水变成较硬的石膏垢,有可能造成泵的进出口阀门、浆液管道中的其它阀门开、关失灵或关闭不严,严重时可能造成浆液泵无法启动。为此,当浆液泵和管道输送完毕停运后必须将管道和泵体内的浆液排放完,然后用清水冲洗干净。浆液管道和泵的冲洗一般都是由顺控实现的,因此对冲洗时间要进行测定或设定,如果冲洗时间过短,达不到冲洗效果;冲洗时间过长,则浪费水资源。一般管路的冲洗时间测定可采用如下方法:启动工艺水泵,打开冲洗阀门,在要测定管路的冲洗终点打开排放口观察或用耳听、手感触等方法来测定其冲洗时间。在顺控程序中,可根据测定时间适当延长,以保证冲洗效果。2.7 石膏脱水系统的运行和控制2.7.1 石膏旋流器压力石膏浆液旋流器压力是影响石膏一级脱水的一个最主要的参数。石膏浆液旋流器与石灰石磨机系统中的石灰石浆液旋流器不同的是旋流器底流有较562009年第2期 广西电力 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.高的固体质量分数,而溢流的固体质量分数很低。因为进入真空皮带机的底流质量分数高有利于脱水。石膏旋流器的溢流固体质量分数一般控制在1%3%左右,其固体通常是颗粒细小、未完全反应的吸收剂和石膏晶体等。旋流的底流固体质量分数一般控制在45%50%范围,固体颗粒主要为粗大的石膏结晶。最优的石膏旋流器压力是通过试验得出的,通常在0110115 MPa范围。2.7.2 皮带机的速度皮带机运行速度是影响石膏脱水效果的因数之一。皮带机速度过高,造成石膏脱水时间过短含水量增加,还容易造成滤布的打折而损坏滤布;但皮带机速度过低,滤布上的石膏厚度和重量偏大,容易造成皮带机驱动电机及真空泵负荷过高。一般情况下,在确保皮带驱动电机和真空泵电机负荷不超过额定值前提下,尽可能降低皮带机的运行速度。2.7.3 真空泵的真空度皮带机真空泵的真空度过高则造成真空泵电机的运行电流过高。除了因滤布上的石膏厚度过高可能造成其真空度过高外,通常是系统异常造成的,主要有:滤布滤孔堵塞造成滤布堵塞冲洗不干净,此时要检查滤布冲洗水系统是否正常。石膏浆液中有油。锅炉投油助燃常常造成吸收塔浆液带油,而这些油如果粘在滤布上很难脱水,并造成真空度过高。滤液分离罐中滤网堵塞。此时应拆开滤液罐对其滤网进行清理。2.8 湿法脱硫系统废水处理的运行控制脱硫过程中产生废水是石灰石湿法工艺的缺点。由于吸收了烟气中的HCl和HF及其它污染物,在不断循环的过程中,吸收塔浆液中的Cl-浓度逐渐增加并且富集了重金属元素As,Cd,Cr,Cu,Hg,Ni,Pb,Mg等,一方面Cl-浓度的增加造成脱硫设备的加速腐蚀;另一方面影响石膏的品质,因此石灰石湿法脱硫装置必须排放一定量的废水。脱硫废水水质与燃煤的种类、电除尘器运行情况、脱硫氧化风量、吸收塔内Cl-的控制质量浓度、脱硫工艺用水的水质情况等因素有关。其pH通常为46,同时含有大量的悬浮物(石膏颗粒、SiO2等)、氟化物和微量重金属,如As,Cd,Cr,Cu,Hg,Ni,Pb等,直接排放对环境造成危害,必须进行处理。2.8.1 废水量的控制脱硫废水的水量关键取决于吸收塔内Cl-质量浓度的控制。浆液中的Cl-质量浓度太高,石膏品质下降,浆液对设备的腐蚀性增加;浆液中的Cl-质量浓度过低,脱硫废水的水量增大,废水处理的成本增加。根据湿法脱硫系统的防腐设计,系统防腐等级是允许吸收塔浆液中Cl-质量浓度小于20 g/L。但根据广西火电厂脱硫系统这几年的运行情况,浆液中Cl-质量浓度达到8 g/L以上时对系统腐蚀就已相当严重。因而为安全起见,吸收塔浆液中Cl-质量浓度小于8 g/L是比较安全的。为了控制浆液中Cl-质量浓度,定期分析浆液成分非常有必要。特别是在Cl-质量浓度较高接近限值时,其分析次数至少1周1次。进行废水处理时,废水量应控制在处理系统最大出力下运行,以减少废水处理系统运行时间。2.8.2 脱硫废水处理pH的控制在脱硫废水处理的运行中,pH的调整和控制是影响废水处理后排放是否达标最关键的因素之一。因为pH的大小不但影响到悬浮物的混凝效果,也影响到重金属沉淀效果。目前国内各火电厂脱硫废水处理运行规程或设计都是规定废水的pH调整范围为910915。但在实际运行过程中发现,如果废水的pH控制在此范围,在处理后的清水中必须加盐酸中和使pH在69范围才能符合排放标准,而脱硫废水处理系统设置的盐酸加药处理操作非常麻烦,也相当危险,同时配套的盐酸储藏箱容积一般只有1 m3左右,频繁的卸酸过程中造成的污染对运行人员有较大的伤害。因此,根据调试和运行的经验,废水的pH调整在8180左右比较合适,这样既保证了废水混凝和重金属沉淀所需要的pH值,又避免了处理后清水再次加盐酸中和。对于脱硫废水pH的调整所需要的碱通常是用石灰加水调制,其质量浓度控制在5%左右。用石灰作为碱调整废水pH另外一个作用就是可以同时处理废水中的氟离子,将氟离子质量浓度降到10mg/L以下来满足排放标准的要求。2.8.3 重金属的处理在脱硫废水加入石灰调节pH值达8180左右时,大部分重金属离子以氢氧化物沉淀的形式得到分离,但Cd,Hg等重金属采用中和沉淀难以达到排放标准,需加入硫化物沉淀进行进一步处理。常用的硫化物为有机硫化物,如TMT-15。(下转第70页)66广西电力 2009年第2期 1994-2009 China Academic Journal Electronic Publishing House.All rights reserved.将普通电接点水位计更换为图5所示高精度取样电极传感器与对应测量筒。利用饱和蒸汽实时地给联通器水位仪表内水样加热,将饱和水置换表体内的水样,而使水样的温度接近汽包内水的温度,从而使水样液面位置接近汽包水位。采用柔性自密封电极组件和水质自优化提高电极和云母的可靠性。注:a.汽流;-b.冷凝器水流;c.加热器凝结水流图5 高精度取样电极传感器测量筒示意图 将普通双色水位计更换为图6所示汽包水位低偏差云母水位计。利用汽包内的饱和蒸汽给水位计表体加热,阻止表体内的水向外传热,再利用冷凝器内冷凝后的饱和水给表体内的水置换,加速表体内的水循环,从而使表体内的水温接近汽包内水的温度,水位计内的水位在任何时候、任何工况下,接近汽包内真实水位,达到正确监视汽包水位的目的。图6 汽包水位低偏差云母水位计原理图 将2台高精度电接点水位计输出接点信号引至DCS和差压变送器水位信号三选中的结果作“三取二”保护逻辑,用于锅炉联锁控制和停炉保护,满足DRZ/T 01-2004火力发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规定214条规定。4 结束语该公司在2008年7月份机组大修时对3号炉进行了技术改造,改造后彻底解决了电接点水位计指示不准,双色水位计看不清问题,在稳定工况下各水位表全程显示水位基本一致(最大偏差控制在30mm左右),异常工况下各水位计最大偏差少于50mm,证明改造是成功的。参考文献:1 胡珊 1 汽包水位一次测量补偿技术比较J 1 仪器仪表用户,2004,11(2):71-7212 侯子良 1 锅炉汽包水位测量系统M1 中国电力出版社出版,20051(上接第66页)2.8.4 悬浮物的处理脱硫废水中悬浮物的含量通常高达几十万mg/L,因此,要使废水悬浮物符合排放标准,其混凝剂加入量必须足够,通常要达到20 mg/L以上,同时一般需要加入絮凝剂以便于沉淀物容易脱水。絮凝剂可采用聚丙烯酰胺(PAM)。经过混凝剂的混凝及絮凝剂的共同作用,在加药足够的情况下,废水处理后悬浮物质量浓度可降到允许的70 mg/L以下。3 结论与建议从石灰石湿法脱硫系统在贵港电厂及其它电厂的运行过程可以看到,除了系统的设计、设备质量、安装质量等客观因素外,影响系统运行的因素是比较多的,而且这些因素可以人为控制。随着国家对火电厂脱硫系统监管的不断加强,特别是2009年有关部门开始对脱硫系统进行在线实时监控,对脱硫系统运行不正常或SO2排放浓度超标的电厂实行扣减脱硫电价、罚款等处罚措施后,火电厂脱硫设施的运行好坏直接影响到了电厂的生存。因此,加强脱硫系统的运行维护,探索出适合自己所在电厂脱硫系统的运行参数和规律,对脱硫系统的正常运行,保证脱硫后SO2浓度达标排放都将起到积极的作用。07广西电力 2009年第2期