湿法脱硫系统增效节能研究

通过实验室进行石灰石活性试验,并在康平电厂600 MW机组湿法脱硫系统进行增效节能运行试验研究,取得了脱硫系统的最节能运行工况。通过投加己二酸、提高脱硫效率、减少浆液循环泵运行数量和优化运行组合,实现了脱硫系统的节能运行。试验结果表明:当吸收塔浆液内己二酸与石灰石的质量比为0.25%时,脱硫效率提高效果最好,可提高2%以上;维持脱硫效率不变,通过投加己二酸,脱硫系统年运行费用可节省200多万元。     

2×300 MW机组脱硫系统优化运行研究

通过实验室小试及现场试验验证了向脱硫塔投加己二酸以实现脱硫系统节能、稳定运行的可行性。实验结果表明:当吸收塔浆液中己二酸与石灰石质量比为0.2%时系统的经济性较好,脱硫效率可提升1%以上。电厂单台锅炉FGD系统通过投加己二酸年运行费用可节省68.45万元。     

湿法脱硫系统增效节能研究

通过实验室进行石灰石活性试验,并在康平电厂600MW机组湿法脱硫系统进行增效节能运行试验研究,取得了脱硫系统的最节能运行工况。通过投加己二酸、提高脱硫效率、减少浆液循环泵运行数量和优化运行组合,实现了脱硫系统的节能运行。试验结果表明：当吸收塔浆液内己二酸与石灰石的质量比为0．25％时,脱硫效率提高效果最好,可提高2％以上;维持脱硫效率不变,通过投加己二酸,脱硫系统年运行费用可节省200多万元。     

脱硫废水预处理系统软化设备的调试和分析

河源电厂为满足全厂废水零排放的要求,采用预处理系统加蒸发结晶工艺对脱硫废水进行处理。脱硫废水预处理系统采用两级反应加沉淀和澄清处理,通过投加石灰和碳酸钠来降低水中的钙镁含量。介绍该厂脱硫废水预处理系统的工艺流程、软化设备调试及运行情况。运行结果表明,脱硫废水预处理系统软化设备运行稳定,出水水质达到了蒸发结晶处理系统对进水水质的要求。     

有机酸盐强化石灰石湿法烟气脱硫试验研究

在湍球塔设备中进行了有机酸盐强化石灰石湿法烟气脱硫的试验研究,对有机酸和有机酸盐强化石灰石湿法脱硫作了实验对比。结果显示,在脱硫系统中加入少量添加剂,既可以增加石灰石的溶解度,提高系统的脱硫率,也可以在较低的pH值下,防止结垢堵塞,增加系统运行的稳定性。己二酸钠和柠檬酸钠强化石灰石湿法烟气脱硫过程,可使系统脱硫率增加7%~9%,石灰石利用率提高近40%。根据实验结果,再考虑添加剂的市场价格,经过综合分析筛选,得出柠檬酸钠为性价比最好的添加剂。     

锅炉投油燃烧对FGD脱硫系统的影响

按照要求火电企业将逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道,将造成锅炉在启动、低负荷稳燃、深度调峰及煤质变劣等情况投油燃烧时的燃烧产物直接进入吸收塔,对吸收塔浆液品质、pH值、脱硫效率等造成直接影响。文章通过某厂投油助燃时脱硫系统的运行情况,分析锅炉投油燃烧时对脱硫系统的影响。     

135MW机组无增压风机湿法烟气脱硫技术

钱清发电有限责任公司湿法烟气脱硫系统未设增压风机。为防止其对锅炉运行产生影响，在设计控制逻辑时采取了相应的预防措施。为论证无增压风机的可行性，进行了旁路挡板开关及再循环泵切换对锅炉运行影响的试验。结果表明，在脱硫系统投切时，锅炉运行未受到任何影响。目前该系统已连续稳定运行近一年，证明湿法烟气脱硫系统不设增压风机是可行的。     

某超临界燃煤机组湿法脱硫系统降低厂用电率措施

介绍了脱硫系统的设计特点、运行情况及优化方案。对某电厂700 MW燃煤机组湿法烟气脱硫系统厂用电率主要影响因素,包括耗电设备、入炉煤含硫量、脱硫效率、脱硫系统运行方式、石灰石品质等进行分析,试验确定了脱硫系统降低厂用电率具体措施:调整2台锅炉的配煤方式;确定了不同负荷下脱硫效率及循环浆液泵最佳运行组合,将单台锅炉脱硫系统中循环浆液泵运行数量由原来的3~5台调整为2台;对吸收塔浆液喷嘴及支管进行清理疏通,降低循环浆液泵运行出口压力,有效提高了脱硫系统运行液气比,满负荷情况下吸收塔适应含硫量由0.87%提升到1.24%。优化措施实施后,全厂脱硫系统厂用电率从1.038%降至0.733%,脱硫系统运行经济性得到了改善。     

锅炉投油运行对环保设备的影响和对策

燃煤锅炉在点火启动、停运以及低负荷运行时,需投油助燃,此时不可避免地对炉后环保设备(包括电除尘器和脱硫系统及烟道),有着显著的影响。结合华能曲阜电厂锅炉运行经验,提出解决措施和方法,包括优化电除尘器的运行电压和振打频率,监控脱硫吸收塔液位和溢流情况,通过消泡剂的添加、脱硫废水的及时排放、石膏浆液的及时脱水、浆液浓度的调节等措施控制脱硫吸收剂的密度和pH值,保证锅炉投油运行时环保设备总体稳定运行。     

机组启动投油对无烟气旁路脱硫系统的影响及防治措施

对火力发电机组由于取消烟气旁路,在启动锅炉投油时对脱硫系统产生的脱硫效率降低、除雾器堵塞、吸收塔浆液溢流及石膏品质降低等负面影响因素,从系统的运行方式、设备的运行状况等方面进行了分析,提出了设置烟气事故喷淋系统、加消泡剂,防止溢流、加大废水排放量、设置浆液抛弃系统及烟道排水点等防治措施。     

湿法脱硫系统除尘效果分析与提效措施

通过对湿法脱硫装置开展除尘效率试验,研究影响脱硫装置除尘效率的主要因素,研究发现,脱硫装置对高浓度粉尘洗尘效果更为明显,目前脱硫装置综合除尘效率在50%左右。同时,实际运行时脱硫装置出口雾滴含量均高出设计值,雾滴中存在的固体颗粒是导致除尘效率偏低的关键因素之一。最后,提出了脱硫改造中除尘效率的提效措施,以实现脱硫的协同除尘作用,为下一步脱硫改造提供相关思路。     

FGD废水对冲灰设备的腐蚀性影响研究

采用某电厂实际的FGD废水和粉煤灰,掺合率1%的FGD废水模拟冲灰试验测定碳钢腐蚀速度以及污染物浓度变化,进而从防腐、环保角度探讨FGD废水用于电厂冲灰的可行性。结果表明FGD废水排入冲灰系统,不会危及设备安全,可以直接应用于水力冲灰系统。     

烟气脱硫技术在太原第一热电厂的应用

烟气脱硫技术是控制酸雨和二氧化硫污染的最为有效的和主要的技术手段，石灰石-石膏法是目前最成熟的烟气脱硫技术之一。对太原第一热电厂简易湿式石灰石-石膏法烟气脱硫技术进行系统地分析。通过对试运期间运行数据的分析、试验值与设计值的比较及对烟气脱硫系统的成本分析．从多角度阐述了应用石灰石-石膏法脱除烟气中二氧化硫的有利因素，对系统中存在的pH值下降异常、石灰石过剩率偏高及设备存在的喷嘴和除雾器结垢及机器振动等问题．提出了加装NaOH添加装置、改善石灰石品质、水力旋流器入口加装切换式滤网及加装清洗装置等具体解决办法，为该装置的正常运行提供了技术依据。     

火电厂烟气脱硫装置最优运行工况的探讨和实践

针对目前我国火电厂烟气脱硫装置存在运行工况设定不合理的情况,提出了脱单位质量SO2相对生产成本(K)的概念,并以K值最低作为烟气脱硫装置最优运行工况的依据。介绍了火电厂烟气脱硫装置优化运行的实例,实践表明按照K值最低运行脱硫装置,可以实现在较佳脱硫效果的同时,脱SO2成本最低,达到了脱硫装置经济效益和环境效益的良好平衡。     

新型脱硫添加剂在烟气脱硫工艺中的应用

介绍了某种新型脱硫添加剂在1 000MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统(FGD)的应用情况。机组运行实际测试表明,该添加剂提高了氧化空气的利用效率,降低了Ca/S比,在相同运行工况下使烟气脱硫效率提高了5%～12%。此外,该添加剂的使用明显改善了烟气换热器(GGH)和除雾器的结垢状况,提高了脱硫副产品石膏的品质。     

湿法烟气脱硫系统及关键设备性能测试

为提高脱硫装置效率及系统可靠性,需要定期对脱硫系统及关键设备进行性能测试。为此,分析了烟气脱硫系统测试与电站锅炉烟气测量的不同特点,着重介绍了脱硫系统的系统压耗、脱硫效率、石灰石利用率、气-气换热器漏风率、石膏品质分析、除雾器雾滴质量浓度等的测试方法,并指出只有充分考虑性能试验项目及现场实际情况,在试验方法、试验时间、试验次数等方面及时做出调整,才能保证试验数据准确可靠。     

湿法脱硫系统吸收塔液位控制

吸收塔液位是石灰石-石膏湿法脱硫中的重要运行参数,液位的变化会对脱硫效率、脱硫装置能耗、石膏品质等产生不同程度的影响。通过液位调整试验,探索了液位变化对上述指标的具体影响程度,为实际运行调整提供了参考。通过试验可以看出,在不溢流的前提条件下,提高吸收塔工作液位,可以提高脱硫效率、降低系统能耗、提升石膏品质。     

火力发电厂烟气脱硫性能考核试验

根据《DL/T998-2006石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》要求,石灰石-石膏法脱硫系统应在移交生产后6个月内完成性能考核试验,从而对系统的整体性能、主要考核指标进行全面的评价,并发现存在的问题,为运行提供参考。脱硫效率是最主要的考核指标,需根据实际燃用煤种修正后考核。试验证实,该烟气脱硫装置性能基本符合设计要求。     

影响600 MW机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析

针对影响600MW机组湿式石灰石-石膏法脱硫岛厂用电率的主要因素,对煤收到基硫分高低、烟气量大小、采用的不同脱硫设备等对脱硫厂用电率的影响进行了详细分析。国内现设计的600 MW机组采用湿法烟气脱硫工艺时,设计煤种为高热值、低硫分(硫分低于0.7%),并且脱硫烟气系统不设GGH或设GGH时,脱硫厂用电率为1.0%～1.1%;当采用低热值、高水分设计煤种,脱硫厂用电率在1.7%以上;当采用高硫分(硫分高于4%)、中等热值的煤种时,脱硫厂用电率最高可达1.98%。应根据工程具体煤种情况核算脱硫系统主要设备(增压风机、浆液循环泵、磨粉机、真空泵、氧化风机等)的轴功率,在初步设计阶段核算脱硫部分厂用电率后,完成湿式石灰石-石膏法脱硫岛脱硫部分厂用变压器容量的选择。