燃煤火电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统日常运行环保监督考核方法探讨

孙瑞林,罗 军

(1.湖北省环境科学研究院,湖北武汉 430072;2.湖北省环境监测中心站,湖北武汉 430072)

燃煤火电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统日常运行环保监督考核方法探讨

孙瑞林1,罗 军2

(1.湖北省环境科学研究院,湖北武汉 430072;2.湖北省环境监测中心站,湖北武汉 430072)

从二氧化硫总量减排环保监督管理的实际出发,结合日常监督工作的实例,分析影响烟气脱硫效率的因素,找出脱硫系统容易出现的故障,提出对脱硫系统日常监督考核的重点,探索建立烟气脱硫系统监督考核方法。

燃煤火电厂;石灰石—石膏湿法烟气脱硫;环保监督考核方法

1 脱硫工艺原理

采用石灰石浆液 (CaCO3)作为吸收液,与锅炉烟气中 SO2在特定的吸收塔中进行充分反应生成CaSO3,CaSO3与氧气进一步反应生成 CaSO4。吸收化学反应的方程式为:

2 脱硫技术与性能参数

2.1 石灰石 -石膏湿法烟气脱硫技术与应用

湿法脱硫技术是对烟气中 SOX进行有效地吸收分离,将其转化成为一种长期稳定、不产生新的污染物、对周边环境不造成二次污染的方法。由于石灰石 -石膏湿法烟气脱硫吸收剂吸收能力高、选择性能好、脱硫剂来源丰富,价格便宜、便于处理,操作时不产生二次污染、脱硫效率高、技术可靠、运行成熟稳定,脱硫终产物石膏可以综合利用,使得该法目前在我国燃煤火电厂得以普遍应用[1～2]。

2.2 石灰石—石膏湿法烟气脱硫性能参数与指标要求

脱硫效率: ＞95%;出口烟温: ＞80℃;出口烟尘: ＜50mg/m3;出口 SO2: ＜400mg/m3;NOX: ＜650mg/m3;Ca/S比:1.02～1.05;液气比:14～18L/m3;年利用时间:5000h;使用寿命:30a;厂用电率:1.0～1.25%。

3 系统主要设备与作用

(1)增压风机 (简称 BUF)用于克服装置压力损失,将燃烧烟气引入烟气脱硫系统。BUF设计在吸收塔装置进口原烟气侧 (高温烟气侧)运行,其接口处烟气的压力水平为零。

(2)烟气挡板是为烟气接通和关闭设置的开关。按引入烟气方式一般分为 3种:入口原烟气挡板;出口净烟气挡板;旁路烟气挡板。其中旁路烟气挡板是环保监督时关注的重点。

(3)吸收塔是用于发生化学反应吸收烟气中SO2的特制容器。

(4)烟气换热器 (简称 RGGH)是利用高温原烟气的热能去加热低温净烟气,升高出口烟气烟温 (排烟温度)的装置。

(5)浆液循环泵是使吸收剂浆液和原烟气充分接触的动力设备。

(7)搅拌器是防止吸收浆液发生局部沉淀的搅动装置。

(8)除雾器是用于除去脱硫净烟气中水雾的装置。除雾器出口烟气中的雾滴浓度不大于 75mg/Nm3(干基 )。

(9)烟气分析仪 (简称 CEMS)是在烟道出口进行连续在线监测烟气中各种污染物含量和烟气参数的装置或系统。

4 脱硫效率的影响因素与分析

4.1 影响烟气脱硫效率的主要因素

进口 SO2浓度;出口 SO2浓度;吸收塔 pH值(废水排放量不超过设计 t/h值);石灰石浆液品质及供浆量;废水排放;吸收塔浆液品质;脱硫系统进口烟气中烟尘的含量;氧化效果;吸收塔浆液密度。

4.2 处于正常流程是实施全烟气脱硫的前提条件

全烟气脱硫的正常流程是指:从锅炉引风机后的烟道引出的原烟气,经过原烟气挡板,通过BUF升压,到 RGGH将原烟气降温后进入吸收塔,在吸收塔内脱硫净化,经除雾器除去水雾后,又经RGGH(不是所有的电厂都有 RGGH系统)升温至80℃以上,再接入电厂原烟道经烟囱排入大气。

4.3 处于非正常流程意味着未实施全烟气脱硫

在将锅炉烟气系统引入脱硫系统过程中,如系统发生故障,由锅炉来的原烟气直接全部或者部分经过旁路挡板门,由烟囱排入大气时意味着该电厂未实施全烟气脱硫,此时处于非正常走向烟气系统未经脱硫直接排放的烟气可视为企业的偷排行为。

5 脱硫系统运行考核重点

5.1 脱硫装置的运行调节指标

烟气系统 BUF开度;吸收塔系统液位和 pH值;石灰石浆液箱浓度和液位;石膏脱水系统滤饼厚度和石膏质量。

5.2 脱硫装置运行中的记录

锅炉主要负荷和烟温参数;脱硫系统进、出口SO2、烟 (粉)尘浓度和 O2的含量;氧化空气流量 (风机电流);BUF和循环泵电流;吸收塔内浆液 pH值和密度;石灰石浆液供给流量和密度。

6 系统及关键设备运行故障分析

6.1 磨损与腐蚀性故障

腐蚀与磨损是湿法脱硫最常见、最难以克服的故障,是导致脱硫系统停运、烟气无法实施脱硫处理而直接排放大气,从而引起污染环境行为与事件频繁发生的最常见因素。低温腐蚀、电化学腐蚀和磨损常常发生在脱硫系统的关键部位。如喷咀、机械部件、吸收塔壁等处。由于脱硫是在湿的环境中,其腐蚀和磨损作用密不可分,且因腐蚀后加剧磨损,磨损之后又会加剧腐蚀的作用相互伴生而导致脱硫系统非正常运转或者停运。

6.1.1 腐蚀和磨损产生的部位

脱硫吸收塔、净烟道和吸收塔入口烟道等处是火电厂湿法脱硫系统容易发生腐蚀的部位。容易发生磨损的部位是脱硫吸收塔、浆液管道、泵壳和叶轮等处。

6.1.2 产生腐蚀和磨损的原因与影响

脱硫吸收浆液中氯离子、亚硫酸根等离子的存在,从防腐层薄弱点开始慢慢腐蚀是脱硫系统产生腐蚀的主要原因。通常烟气经静电除尘器除尘后进行脱硫。有时因静电除尘器的电场部分停运或故障使得除尘效率不高,含较高浓度的烟 (粉)尘(要求脱硫入口烟尘浓度越低越好,至少 ＜100mg/Nm3)烟气直接引入脱硫系统,再加上石灰石中S iO2含量较高等都是造成脱硫系统磨损的原因。烟 (粉)尘超标引入脱硫系统后,还可对吸收化学反应造成不利影响,最终使副产品石膏品质下降,给石膏的综合利用带来不便。

6.2 发电生产主机对烟气脱硫系统的影响

燃煤火电厂是二氧化硫的排放大户,出于保护环境减少二氧化硫排放的原因,目前石灰石 -石膏湿法烟气脱硫系统已经成为燃煤火电厂生产的重要组成部分。但是,出于电厂安全生产考虑,脱硫装置的启动和停运不能影响火电厂主机组的正常运行和负荷,也就是说脱硫装置必须服从主机生产是前提,因此一旦当主机与脱硫发生冲突时,石灰石 -石膏湿法烟气脱硫系统往往就会停止运行,这样多数火电厂脱硫系统可用率不低于锅炉实际运行时间的 99%要求就难以实现。

6.3 入炉燃料煤质成分变化对系统的影响

煤质变化 (热值、灰分和硫分)引起 SO2和烟 (粉)尘浓度的变化对烟气脱硫系统运行的影响作用很大。因为煤种的变数大给脱硫系统增加负担而难以保证全烟气脱硫。通常是由 SO2设计排放总量反算需要脱出的烟气量来考核装置是否达到设计要求。当 SO2浓度超过设计极限值后,就不可避免发生无法保证脱硫装置实施全烟气脱硫的事件。从理想状况看专业的脱硫公司会考虑燃煤实际采购情况和煤质波动变化趋势,以充分发挥脱硫装置效益和适应煤质变化,脱硫系统的设计工况均是按设计煤种进行了专门留有一定裕度的设计,其目的就是最大限度地减少入炉燃料煤质成分变化对整个烟气脱硫系统的影响。

6.4 关键设备故障分析

(1)BUF常常会因风机本体组成部件,如轴承温度高、润滑油压低、振动故障、揣振、失速和冷却风机故障等发生跳闸停运;也会有系统联锁的原因引起跳闸停运故障。

(2)RGGH本体的积灰、堵塞常常导致机械卡塞或电机的停运故障。通常采取定时吹扫方式来减少 RGGH本体的积灰量。如果控制经过 RGGH流速在 9～10m/s,借助烟气稳定的流速也可达到少积灰、自清灰的作用。目前常用的吹扫方式有压缩空气、蒸汽吹灰和高压冲洗水吹灰,也可采用声波吹灰创新技术。

(3)循环泵故障多由吸收塔液位、泵入口滤网堵塞等系统联锁因素引起,泵本体故障如轴承温度过高、叶轮磨损变形、冷却水等也可造成循环泵故障。

(4)氧化风机转速较高是脱硫装置最大的噪声污染源。由此负重过高使得氧化风机本体发生故障的频率也较高,如风机温度、轴承、润滑油、冷却水、叶轮轴损坏和电气等故障均容易发生。

(5)搅拌器最多的故障是在设计制造叶片的过程中没有很好解决消除应力问题,对叶片工作环境的低频处理不到位也是引发故障的原因。

(6)吸收塔内部件喷淋层、喷嘴的故障主要表观在喷淋层喷嘴堵塞、喷淋层喷嘴脱落或损坏、喷淋层对大梁和塔壁的冲刷等方面。喷淋层喷嘴堵塞了就必须及时清理;喷淋层喷嘴损坏或脱落必须及时更换。塔内部件故障判断可通过感官查看和核查运行中相关指标如:循环泵出口压力及电流;吸收塔 pH值及浆液密度;脱硫装置出口 SO2浓度及脱硫效率;喷淋层管道外壁冲刷程度等参数来衡量判定吸收塔运行的状况。

(7)除雾器故障多为冲洗时间间隔太长,冲洗水量、冲洗水压低,造成冲洗效果不够,最终引起除雾器的堵塞和除雾器的局部坍塌。

7 环保监督管理考核方法

7.1 通过 CEMS系统实施核查

CEMS系统必须选择国家标准规定的仪器和监测方法。正常情况下每单套脱硫装置,应在脱硫系统入口和出口处分别各安装 1套 CEMS,用于对脱硫 SO2、O2浓度等参数的监测,出口 CEMS系统所测污染物与烟气辅助参数应当齐全,应能满足环保部门管理的需要。CEMS系统安装位置必须满足国家标准与规范要求。脱硫入口 CEMS系统应安装在增压风机入口前、入口原烟气挡板后的位置;脱硫出口 CEMS系统应安装在脱硫出口烟道上、出口挡板前或烟囱入口前的主烟道上。单炉所对应 1个烟囱机组的 CEMS系统也可安装在烟囱上。CEMS系统的安装高度要求:距离地面高度约 30～50m。

7.1.1 CEMS测试数据分析比对

进出口的参数与指标的比对核查,是考核衡量脱硫系统正常与否的重要手段。以脱硫效率比对为例:通过入口 SO2和出口 SO2的对比,可以计算出脱硫装置的脱硫效率。注意实际计算时需考虑氧含量,具体计算式为:

SO2脱硫率 (%) = (1-出口 SO2浓度 ÷入口 SO2浓度) ×100%

7.1.2 CEMS数据传输的检查

利用 CEMS系统完备的数据传输系统,通过硬接线输出到脱硫装置控制系统,经过 DCS处理显示在计算机画面上,方便脱硫运行管理人员适时监控。用于环保监管的数据,一般通过有线的或无线的传输方式,直接传输到环保部门的监控信息中心,可在信息中心直接调看并可与现场核查数据进行比对。

7.2 检查旁路挡板是否全部关闭

在锅炉启动、脱硫装置故障停运以及烟气温度超过 170℃这三种情形时,烟气由旁路经过烟囱直排大气。旁路挡板一般为两面双挡板,一面为开关型,一面为调节型。检查计算机画面与现场挡板实际开度的具体位置是否相符,正常情况旁路挡板应当处于全部关闭状态;否则视该电厂烟气未经脱硫处理,为偷排行为。

7.3 核查烟气出口温度是否合理

通过烟囱出口处的烟气温度来判断旁路挡板是否完全关闭,如脱硫系统安有 RGGH时,烟囱出口处的烟气温度约 80℃;无 RGGH情况时,烟囱出口处的烟气温度约 50℃。如果烟气出口温度异常,可核查脱硫系统运转是否正常。

7.4 主机和脱硫运行参数调用对比核查

7.4.1 数据对比法判断是否全烟气脱硫

通过收集主机某一时段的机组生产负荷、发电量和该时段对应的燃煤含硫量 (发热值、灰分),掌握该时段的耗煤量、石灰石耗量和石膏产量。根据该时段燃烧的煤量和煤质,计算其 SO2的产生量、石灰石的消耗量以及副产品石膏的产生量。当已知燃煤耗量、燃煤硫含量、脱硫率,则可通过石灰石耗量、石灰石中 CaCO3的含量、石膏产量来判断脱硫系统是否正常运行。

SO2脱除量 =燃煤消费量 (万 t) ×煤含硫量(%) ×0.8×2×脱硫率 (%)

式中:0.8为煤粉炉煤中硫份转换为 SO2的系数。

举例说明:如现场核查计算某机组同一时段SO2脱除量、纯石灰石消耗量及石灰石浆液消耗量,发现石灰石浆液实际消耗量波动差异较大,核查值远远低于同负荷机组同一时间段的石灰石浆液消耗量,则可判断该脱硫系统没有对全烟气量进行全部脱硫,再查与之关联的重要设备开启、运转与运行参数的合理性,最终定论该脱硫系统的运行是否处于正常状态。

7.4.2 数据比对法判断燃煤消耗量是否合理

火电厂既排放 SO2又是完成 SO2总量减排的大户,一些企业有目的多申报耗煤量数据,为完成SO2总量减排目标任务做数据手脚,造成脱硫系统运行与单机耗煤量无法匹配,也给核算二氧化硫排放总量带来不必要的麻烦。

举例说明:同负荷机组发电量有不同,但企业的上报数据显示,发电量少的机组反而耗煤量多,明显存在没发电虚构耗煤量的行为,脱硫系统亦是,可运行率大的耗煤量反低,因此环保部门对企业自报脱硫可运行率、耗煤量、煤质数据均要进行认真地核实比对确认。

7.4.3 检查BUF运行状态判断装置是否正常运行

BUF设计在吸收塔装置进口原烟气侧 (高温烟气侧)运行,其接口处烟气的压力水平为零。旁路挡板全部关闭无漏风的正常情况下,BUF动(静)叶片开度与锅炉引风机平均开度应当基本一致。这时在旁路挡板关闭时,分别查看锅炉满负荷情况下,BUF的电流和动 (静)叶片开度、出口压力等实际数据,通过与设计值进行比较来判断脱硫装置是否正常运行。

举例说明:如 600MW负荷机组,不同时段BUF风机电流是不同的,如核查时发现 BUF风机电流数据波动、且数值变化较大,说明该脱硫装置运行一定存在问题,较小风机电流时段,可能是旁路挡板没有关闭,部分烟气经过旁路排出,BUF风机没有带上满负荷,所以系统没有进行全烟气脱硫可能非常之大。

7.4.4 检查吸收塔浆液循环泵运行状态

核查循环泵铭牌的扬程、流量等额定参数数据,与现场运行数据泵出口扬程、流量等数据进行对比判断脱硫系统的运行状况。核查吸收塔浆液循环泵运行的电流、出口压力,与现场检查吸收塔浆液循环泵运行的电流、出口压力进行是否正常的比对。

举例说明:当循环泵叶轮腐蚀磨损后,出口压力就会比正常满负荷运作时明显偏低,其结果会直接导致喷淋效果减弱,从而影响吸收塔内对 SO2的吸收效果,脱硫效率亦会受到明显降低的影响。

7.4.5 检查其他辅助设施或参数的合理性

核查石灰石浆液 pH是否在 5～5.8,以 5.6为最佳,pH低于 5说明石灰石浆液不符合设计指标,影响吸收效果。核查石灰石浆液输送系统运转是否处于连续供应,如处于间断供应则应当查找原因,注意当 pH值维持在 5.8或者高于 5.8时,可能会有浆液间断供应情形发生。核查石膏浆液浓度是否符合设计指标,且石膏浆液处于 15%的稳定浓度。注意不同塔柱石膏浆液浓度是不同的,如液柱塔技术石膏浆液浓度为 30%。核查真空皮带脱水机运行是否正常,如停转说明脱硫系统有可能非正常运转或停运。

7.5 历史数据调用与环保管理规定执行情况核查

为了控制烟气 SO2排放总量,以满足节能减排环境管理的需要,当前对燃煤火电厂脱硫系统的日常运行监督管理力度在不断强化,相应的监督管理措施与规定亦在不断地建立与完善。投产运行的脱硫系统必须按照国家标准进行竣工验收;停运脱硫系统必须向当地环保主管部门提出申请报告备案;脱硫系统日常的运行情况及历史数据必须随时可查可调,这些措施均与节能减排总量指标定量考核严格挂钩,对脱硫系统现场监督、在线历史数据调用与环保管理规定执行情况的对接检查已经逐步制度化,适时调用查看脱硫系统历史数据对强化环保监督管理考核辅助作用十分显著。

脱硫装置及其辅助设备的运行和监控已在脱硫控制室实现了完全的自动化。为给环保日常监督与考核创造良好的管理平台,DCS控制系统中有一个重要组成部分:即 DCS数据收集系统,主要有脱硫率、烟气流量、风机电流、循环泵电流等重要参数的数据对记录,同时所有的脱硫装置都有完整历史再现记录数据。

举例说明:某电厂机组提供的 CEMS数据表显示,连续某时段 CEMS监测数据均符合国家排放标准要求,但企业向环保部门提出的脱硫停运申请及运行记录显示,该时间段该企业脱硫系统停运次数最多,而期间该厂机组一直处于发电生产状况,由此可见该厂提供的 CEMS数据真实性值得考证。

[1]刘宪兵.燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策 [J].中国环保产业,2002,(4).

[2]中国环境保护产业协会锅炉炉窑脱硫除尘委员会.“十五”期间我国火电厂脱硫设施建设与运行情况综述 [J].中国环保产业,2006,(12).

Discussion on Environmental Supervision and Assessment Method of Daily Operation of Limestone-plaster Wet Flue Gas Desulfurization System in Thermal Power Plant

SUN Rui-lin1,LUO Jun2
(1.Hubei Academy of Environmental Sciences,Wuhan Hubei 430072 China)

The factors affecting the desulfurization efficiency are analyzed combining to the daily operation of limestone-plasterwet flue gas desulfurization system to find out faults of the system.The key points of environmental supervision and assessment on the desulfurization system are pointed out to explore the method for assessing the whole system.

thermal power plant;limestone-plaster wet flue gas desulfurization;environmental supervision and assessment method

X32

A

1673-9655(2010)02-0025-04

2009-11-30

孙瑞林 (1957-),男,河北人,汉族,湖北省环境科学研究院工程师,主要从事环境科学及规划研究工作。