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燃煤电厂无旁路脱硫系统调试
发布时间:2011/5/12  阅读次数:2118  字体大小: 【】 【】【
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摘要:国华三河发电有限责任公司二期工程3、4号炉的脱硫系统采用了无烟气旁路、无GGH、引风机和增压风机合并、“烟塔合一”的新技术,其调试工作在国内为首次。通过探索和实践,总结出了一套有效的运行控制方式。
关键词:无旁路,脱硫系统,调试
0 前言
国华三河发电有限责任公司(以下简称“三河电厂”)地处北京周边,位于河北省三河市燕郊。一期工程已安装2台350MW凝汽式汽轮发电机组, 1、2号机组分别于1999年12月、2000年 4月投产。二期工程安装了2台300 MW供热机组,其中石灰石2石膏湿法烟气脱硫系统采用了无旁路、无GGH、引风机与增压风机合并及“烟塔合一”等新技术。
脱硫系统无旁路应用在国外发展得已经比较成熟,而在国内才刚刚起步。三河电厂二期工程 3、4号机组为国内首次投入运行的无旁路设计的脱硫系统。它以一期烟气脱硫系统改造为依托, 脱硫的公用系统设在一期烟气脱硫区域。二期工程3、4号机组已于2007年9月和11月完成168 h试验并投入运行。从目前运行情况来看,机组和脱硫系统运行正常,满足设计的要求,达到环保排放标准,使国华三河发电厂成为脱硫脱硝、烟塔合一、灰渣零排、中水利用的绿色环保电站。
1 二期扩建工程简介
1.1 机组设备概况
三河电厂二期工程3、4 号锅炉为东方锅炉 (集团)股份有限公司制造的DG1025 /18. 22Ⅱ6 型亚临界、自然循环、一次中间再热、固态排渣、燃煤汽包炉。汽轮机为东方汽轮机厂制造,为单轴、两缸两排汽、亚临界、一次中间再热凝汽式。电除尘器为双室五电场静电除尘器,设计除尘效率大于等于99. 6% ,粉尘排放浓度小于等于55 mg/ m3 ,烟塔高度为120 m。
1.2 脱硫设备概况
三河电厂二期工程3、4号炉的脱硫系统的采用一炉一塔100%全烟气脱硫,设计效率大于等于95%。
脱硫系统采用冷却塔直接排烟,不设烟气旁路烟道、GGH以及脱硫增压风机,脱硫系统的阻力由引风机克服。
二期工程3、4号炉脱硫系统的吸收塔总高度约34 m,喷淋层的高度分别为20. 8 m、22. 8 m、 24. 8 m,吸收塔的浆池设计高度为9. 5 m,塔池的石膏浆液采用悬浮脉冲的搅拌方式,吸收塔直径为12. 5 m。吸收塔入口处安装事故喷淋罐,安装高度为22 m,罐容积约120 m3 ,吸收塔入口烟道内均匀分布21个喷嘴,罐内水靠自身的重量进行喷淋使烟气降温。吸收塔出口为直径5. 2 m的玻璃钢圆烟道,直接进入冷却塔中心。
每台炉脱硫系统的烟气量设计为1 146 900 m3 /h,按设计煤种计算时吸收塔SO2 入口浓度 1 603 mg/m3 ,校核煤种计算吸收塔SO2 入口浓度 1 938 mg/m3。
按吸收塔脱硫效率大于等于95%计算,吸收塔出口排放的SO2 浓度分别为小于等于79. 81 mg/m3 (设计煤种)和小于等于96. 49 mg/m3 (校核煤种) ,吸收塔出口排放的粉尘浓度小于等于 28 mg/m3。
全厂脱硫公用系统的石灰石卸料及储存系统、石灰石浆液制备及给料系统、石膏脱水及存储系统、事故浆液箱系统、废水处理系统等设在一期脱硫系统中,所以二期工程3、4号炉吸收塔的吸收剂浆液制备及石膏脱水与一期共用。全厂共设 2套湿磨制备及真空皮带脱水系统。一期工程脱硫系统改造和二期工程脱硫系统基本同时进行。
一期工程脱硫DCS控制系统为单独设置,二期的DCS脱硫控制与机组DCS为公用,脱硫控制在主控室。
由于其它电厂脱硫系统均有旁路烟道,因此在锅炉启停、煤油混烧、等离子点火、机组负荷不稳、MFT、锅炉RB等工况时可开旁路运行。而无旁路脱硫系统在以上工况下必须经过吸收塔,这些工况下如果调试过程控制不好会对吸收塔造成损坏。并且如果吸收塔循环泵均跳闸及烟温超过吸收塔设计温度,为保护吸收塔需锅炉跳闸停炉, 这与常规有旁路脱硫系统运行有很大的区别,给调试及运行增加了一定的风险和难度。
三河电厂是我国首例使用脱硫无旁路烟道的电厂,国内没有可借鉴的调试经验。通过该工程的调试实践和摸索,为今后我国无旁路脱硫系统的锅炉调试及运行积累了一些经验。
对于无旁路烟道的脱硫系统在调试、运行操作控制等方面与常规有旁路脱硫系统之间的区别,本文主要结合无旁路脱硫系统的调试实践过程进行了论述。
2 脱硫无旁路调试的特殊性及难度
由于二期工程脱硫系统采用增压风机和引风机合二为一、无旁路烟道、无GGH及“烟塔合一” 技术,脱硫吸收塔成为锅炉烟风系统一个重要组成部分,脱硫系统的调试与机组的调试密不可分, 造成脱硫系统的冷态调试、热态调试与机组的调试必须同时进行,脱硫系统和机组一起投入168 h 满负荷试运。因此无旁路脱硫系统的安装及调试工作必须比机组调试超前或同步:脱硫装置必须进行防腐工作,其内部设备多、面积比较大,并且有环境温度和湿度等要求,防腐施工工期较长 (约二个月) 。这使得无旁路脱硫系统的安装工期、防腐施工及调试进度安排相当紧张,且脱硫装置作为锅炉烟风系统的一部分,脱硫调试不能完成锅炉就无法点火,故其调试难度高于有旁路脱硫系统。另外,为了避免因脱硫系统故障而造成机组停运或机组故障从而导致脱硫设备损坏,在控制逻辑和运行操作方面有一定的特殊性,对调试和运行的提出了更高要求。主要有以下几方面的困难:
(1) 脱硫系统的防腐施工工期一般不能压缩,因此要在规定投入时间内完成168 h试运行试验,需要协调安装、防腐和调试时间,安装和调试交叉进行。
(2) 二期的脱硫系统是以一期脱硫系统为依托,并且一、二期脱硫系统同时进行调试,二期脱硫系统的石灰石制备系统、石膏脱水系统等与一期脱硫系统共用,因此首先要将一期脱硫的工艺水系统、石灰石卸料存储系统、石灰石制备系统、石膏脱水系统、事故浆液箱系统等先期调试完成。
(3) 锅炉烟风系统试运行影响脱硫吸收塔的安装、调试,需要协调锅炉调试和脱硫调试的试运行工序,避免相互干扰和损坏设备。
(4) 脱硫吸收塔的带水试运行和吸收塔加入石膏晶种必须在锅炉燃油点火试验、等离子点火试验以及锅炉吹管试验前调试完毕。
(5) 由于无旁路的脱硫系统设计,吸收塔入口烟气温度不能超过其设计值,并且脱硫系统故障会影响机组运行,其锅炉和脱硫自动控制和逻辑保护与常规锅炉不同。
针对以上特殊性和难度合理安排调试工期, 在锅炉安装、脱硫安装、脱硫防腐期间内调试工作穿插、交叉进行,避免互相影响。协调调试和施工步序,对工程进度有较大影响的工作安排先期安装及调试,设备及系统没有调试条件的创造条件, 单体试运行和分系统试运行同时进行,努力达到脱硫系统与机组调试进度保持一致,不影响机组调试的进度。
3 冷态的调试过程
为了按时完成调试工作,在脱硫吸收塔进行安装防腐期间首先进行公用系统的冷态调试,确保锅炉通风试运行在吸收塔完成后进行,然后进行吸收塔的带水试运行,主要进行如下工作步序。
3.1 公用系统
3.1.1 一期、二期工艺水系统调试
工艺水系统是脱硫装置试运行的最基本的子系统,设备的单体和其它子系统带水试运行需要工艺水,因此在调试初期,重点对工艺水系统、除雾器水系统进行调试。一期的工艺水是给石灰石制备、脱水系统、事故喷淋、废水系统等公用系统提供水源,二期的工艺水系统给二期3、4号炉吸收塔提供补充、冲洗、事故喷淋等,因此这两个工艺水系统首先调试完成,才能确保其它系统的调试。由于吸收塔进行防腐工作以及安装部分工艺水管道没有完成,针对这种情况首先要求将工艺水箱及液位、工艺水泵等安装完毕,对工艺水去吸收塔以及影响安装的工艺水管道进行封堵,利用工艺水泵、除雾器水泵与水箱的再循环管道进行工艺水泵单体试运行及联锁保护,等待其它设备安装工作完成后,拆除盲板,再连接工艺水管道, 然后进行其它系统如石灰石浆液制备、石膏真空脱水系统、吸收塔系统的试运行, 节约了大量时间。
3.1.2 石灰石卸料及存储系统
石灰石卸料及存储系统主要包括振动给料机、皮带输送机、斗提机、埋挂板机、袋式除尘器等,此系统由于相对独立,调试工作先期进行,基本与工艺水系统调试同时完成。这个系统调试工作虽然简单,但由于设备质量、安装问题较多,需要予以重视,目的是在石灰石浆液制备系统调试之前将石灰石颗粒存储在石灰石仓中,以便进行下一步的石灰石浆液制浆调试工作。
3.1.3 石灰石浆液供给系统
石灰石浆液供给系统主要包括石灰石浆液箱、搅拌器、石灰石浆液供给泵以及阀门管道等设备。为了保障石灰石浆液制备系统的调试,首先应将石灰石浆液供给系统调试完毕,为避免制备完成的石灰石浆液无法存储,必须先对石灰石浆液箱及搅拌器、石灰石供给泵等进行调试。对去各个吸收塔的供浆管道封堵,避免调试期间浆液窜入正在防腐的吸收塔系统,并利用再循环管道进行带水单体试运行和联锁保护等试验,等待吸收塔安装及防腐完成,再进行管道的连接。
3.1.4 石灰石浆液制备系统
石灰石浆液制备系统主要包括称重皮带给料机、湿磨及润滑油站、再循环箱及搅拌器、再循环泵泵组以及水力旋流器等。石灰石浆液制备系统设备由于制造工艺、设计以及设备匹配问题,石灰石浆液制备系统在脱硫所有分系统中调试难度相对较大、调试时间较长,湿磨调试的结果是要保证石灰石浆液的密度、细度及出力。常规调试需要约一个月时间,是可能影响工期的因素,因此对石灰石浆液制备系统调试必需高度重视,并且将系统的设计缺陷进行改造,确保在吸收塔热态投入前完成调试,并存储大量的合格石灰石浆液,以便提供给一、二期4个吸收塔使用。
3.1.5 真空皮带脱水系统
真空皮带脱水系统包括石膏旋流器、皮带脱水机、真空泵、滤液水箱及滤液水泵等,在冷态期间对脱水系统进行冷态带水试运行,在热态期间通过给石膏浆液再进一步的调整。该系统调试也必须在热态通烟气前完成。在脱水系统调试期间,由于吸收塔的防腐,因此将滤液水与吸收塔之间的管道封堵,利用再循环管对滤液泵进行泵的单体、联锁保护等试验,等待吸收塔防腐工作完成后接通管道。
由于本工程设立的是石膏仓,只对石膏仓的梨式挂刀进行就地单体调试。
3.1.6 事故浆液箱系统
吸收塔事故浆液箱系统设备主要包括事故浆液箱及搅拌器、事故返回泵及管道等,事故返回泵与一、二期4个吸收塔母管连接,此系统也是先期调试的重点。它作为公用系统的一部分,在调试期间承担石灰石浆液供给、石膏晶种的供给以及在吸收塔出现问题时倒塔和及时排出石膏的作用,确保一、二期吸收塔调试和运行正常进行。
3.2 烟风系统的调试
由于二期工程脱硫系统采用增压风机和引风机合二为一、无旁路、无GGH和“烟塔合一”技术,因此脱硫系统的冷态通风试运行也就是锅炉烟风系统的试运行,本工程引风机试运行需要锅炉侧和脱硫侧安装和调试密切配合,在烟风系统通风前确认吸收塔内部安装及防腐工作完成,并且吸收塔内部的临时设备及脚手架拆除完毕,人孔门关闭。在通风结束后清理吹入吸收塔内的杂物,准备吸收塔进水。
3.3 吸收塔系统的冷态带水调试
吸收塔系统主要包括浆液循环泵组、氧化风机、石膏排出泵、悬浮脉冲泵、除雾器喷淋、吸收塔入口事故喷淋系统等。带水试运行前确认工艺水管路接通,吸收塔、地坑冲洗干净,吸收塔和烟风系统的热工仪表(包括CEMS)等全部安装完毕, 然后吸收塔进水至正常液位。
3.3.1 仪表校验
此部分工作包括吸收塔热工仪表及出入口烟道的在线仪表的校验、吸收塔所有阀门传动以及逻辑校核。
3.3.2 浆液循环泵的带水试运行
吸收塔有3个喷淋层,浆液循环泵组主要包括浆液循环泵、工艺水冲洗阀门、排放阀门、循环泵出口阀门等。首先对浆液循环泵进行8 h的试运行,然后进行联锁保护试验。同时检查每个喷淋层的喷淋雾化情况。
3.3.3 吸收塔地坑系统
吸收塔地坑系统主要包括地坑泵、搅拌器、液位计以及阀门管道等,地坑泵管道连接吸收塔及事故浆液箱系统。对地坑泵进行带水试运行及联锁逻辑检查。
3.3.4 吸收塔悬浮脉冲泵的带水试运行
吸收塔悬浮脉冲泵组一运一备,主要包括悬浮脉冲泵、阀门以及内部的喷射管道,其功能是防止浆液在吸收塔内部沉积。对吸收塔悬浮脉冲泵组带水试运行以及联锁保护试验,查看扰动效果。
3.3.5 吸收塔氧化风机的带水试运行
吸收塔氧化风机一运一备,主要包括氧化风机、阀门工艺水冷却、塔内喷射管道,其功能是使亚硫酸钙氧化成二水石膏晶体。带水检查空气与水的混合效果、工艺水冷却效果以及进行联锁保护试验。
3.3.6 事故喷淋系统的带水试运行
由于本工程脱硫系统没有旁路,因此在吸收塔入口专设事故喷淋系统,主要包括事故喷淋罐、液位计及阀门等。喷淋罐高位布置,靠水的自重力喷淋,在喷淋罐存储工艺水至设计液位后进行喷淋试验,进入吸收塔入口界面检查喷淋雾化效果,并进行事故喷淋与机组之间的联锁保护试验。
3.3.7 石膏排出泵的带水试运行
石膏排出泵组一运一备,主要包括排出泵、阀门及管道等,管道连接至真空皮带脱水系统及事故浆液箱,利用吸收塔的水进行泵组的试运行,检查石膏旋流器的压力是否满足设计要求,并进行相关的联锁保护试验。
3.3.8 除雾器冲洗喷淋试验
将除雾器管道连接,管道冲洗干净,进行除雾器喷淋冲洗试验,检查冲洗覆盖效果,并进行程控试验。
3.3.9 进行其它与吸收塔带水相关联的试验
由于吸收塔带水,因此诸如事故浆液返回泵、石灰石浆液给料泵、石膏滤液水泵等的管道连接后均应进行泵的带水试验,进行泵压力检查及与吸收塔连接的管道严密性检查。
4 热态调试过程
本工程采用脱硫无旁路系统,调试进度与机组同步,因此锅炉的试油枪、油系统或等离子点火及锅炉吹管前脱硫系统就必须具备热态运行的条件,因此机组热态调试前如公用系统、吸收塔系统设备已具备运行条件,所有相关的逻辑保护及联锁检查完毕,等待机组启动,具体过程如下。
(1) 由于一期工程的脱硫系统已先期投入, 可以由一期工程的事故浆液箱向二期吸收塔提供石膏浆液,作为吸收塔内的石膏晶种并加入一定比例石灰石浆液,启动悬浮脉冲扰动泵、氧化风机,并控制吸收塔液位在设计运行范围内。
(2) 因机组在调试期间不可避免地频繁启停,因此在锅炉通风前应将电除尘器全部投入,防止锅炉内粉尘进入吸收塔浆液使其活性降低或失效,二次电压控制在闪络电压以下,二次电流限流 400 mA运行,防止电除尘器内部燃烧。
(3) 锅炉烟风系统如果烟温低于60℃,可进行通风,如果烟温高于60℃则吸收塔至少运行1台浆液循环泵,防止吸收塔出口的玻璃钢烟道超温。
(4) 传动脱硫系统和锅炉侧的联锁保护逻辑, 主要是循环泵均停、烟气超温、事故喷淋系统等主要保护,确保锅炉热态时吸收塔等设备不被损坏。
(5) 锅炉点火后如在油枪点火、等离子点火、蒸汽吹管等工况时,由于电除尘器在这些工况下, 除尘效率较低,需经常检查吸收塔浆液颜色及 pH,如果pH降低应及时加入石灰石浆液,如果浆液颜色变深,需要对吸收塔浆液排放置换。
(6) 在热态运行时根据吸收塔入口的烟气 SO2 浓度和锅炉负荷,确定循环泵运行台数,在运行期间如果锅炉侧出现MFT、RB等情况,吸收塔循环泵保持运行,不受影响。
(7) 运行期间如果烟气温度超过设计温度, 吸收塔入口启动事故喷淋系统,如果温度达到超高温度需要停炉以保护吸收塔。
(8) 运行期间如果在吸收塔3台循环泵均跳闸的情况下,进行停炉保护。
(9) 原逻辑设计在电除尘器电场全部跳闸或停一列通道的的情况下,锅炉停炉以保护吸收塔, 由于发生过非停,后改为报警,根据实际粉尘浓度情况降负荷或停炉。
5 调试期间出现的主要问题
5.1 向锅炉侧返湿气问题
由于吸收塔没有出入口的挡板,因此在冷态调试过程中在引风机未启动、循环泵运行情况下, 喷淋浆液从上而下形成活塞效应,将吸收塔内气体挤压到烟道内,并进入引风机及电除尘器,造成引风机和电除尘器内部产生凝结水,使灰斗积灰板结及腐蚀尾部烟道。
因此在调试及运行过程中,应尽量将循环泵和引风机的启停时间间隔缩短,避免湿气过多进入烟道内。
5.2 锅炉点火吹管期间的电除尘器效率问题
在调试初期点火过程中,由于油枪点火和等离子点火油、煤用量少,烟气的含硫量也少,所以只投入3个电场,吸收塔只投水喷淋。但在油枪点火试验、等离子吹管等工况下对吸收塔内的水采样分析,发现3电场效果不佳后5电场全部投入,但对没有完全燃烧的油和煤粉清除效果还是不好,冷却塔有黑烟冒出,吸收塔内的喷淋水颜色逐渐发深并且pH 也降低。因此在锅炉点火期间,采用连续置换吸收塔工艺水,保持吸收塔内的工艺水干净并维持一定的pH。
在锅炉蒸汽吹管期间,由于时间比较长,相对进入吸收塔的烟气SO2 相对较多,吸收塔内喷淋的水吸收SO2 比较多, pH下降较快,因此必须在吸收塔内加入一定的石灰石浆液维持塔的pH大于5,浆液颜色如果变深,应连续更换浆液。
6 结语
通过对三河电厂二期工程3、4号炉采用的增压风机和引风机合二为一、无旁路、无GGH和“烟塔合一”技术脱硫系统的调试,将脱硫吸收塔作为锅炉烟风系统的一部分,锅炉和脱硫启停步序结合,并设计了特定的联锁保护,避免因锅炉和脱硫发生故障相互影响或损坏设备,为今后无旁路的机组调试、运行自主创新出一套独特的启停工序。
参考文献
[ 1 ] 于淑芹. 利港电厂脱硫机组烟气旁路挡板的运行操作及试验. 2007 年火电厂环境保护综合治理技术研讨会, 2007.
[ 2 ] 傅文玲,杨虹. 无GGH2FGD运行特性分析和设计应注意的问题. 电力设备, 2006, (8).
[ 3 ] 李庆,孙辉,张新亮,等. 电厂脱硫系统调试过程中遇到的若干问题( EB /OL ). [ 2007203217
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