600MW机组烟气脱硫系统运行方式的优化

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1、第33卷第8期华电技术V01．33No．82011年8月HuadianTechnologyAug．2011600MW机组烟气脱硫系统运行方式的优化孙普春，尹民权(华电国际邹县发电厂，山东邹城273522)摘要：根据华电国际邹县发电厂600MW机组烟气脱硫系统的运行情况，分析了降低脱硫电耗、粉耗、水耗的最佳节能模式，通过优化调整和运行指标竞赛管理，取得了良好的效果。关键词：烟气脱硫系统；节能减排；运行方式优化；运行指标管理中图分类号：X701．3文献标志码：B文章编号：1674—1951(2011)08—0070—03现了堵塞。在国内五大发电公司中脱硫系统安装O引言GGH

2、的电厂，也存在着GGH堵塞的问题。通过取华电国际邹县发电厂(以下简称邹县电厂)三样分析可知，结垢物的成分主要是CaSO。造成期2×600MW机组烟气脱硫工程采用石灰石一石GGH堵塞的主要原因是：回转式烟气换热器中的烟膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺，自2006年投产以来，气在酸露点温度以下运行，酸和雾气形成了腐蚀和脱硫成本较高，电耗率高达1．65％，经过4年的优容易堵塞的环境，CaSO干燥结垢后变成非常坚硬化调整试验，到2010年年底完成脱硫电耗率为的结晶状物体，附着在传热元件上很难清洗，即使用1．37％。在确保脱硫系统安全、环保达标的基础上，50．0～70．0MPa的高压

3、水进行清洗，蓄热元件的搪取得较好的经济效益是实现企业可持续性发展的需瓷结构上仍然挂有较多的硬垢，残留的硬垢在运行要，因此，在运行管理制度和设备方式优化调整方面后更容易沾污烟气中的浆液颗粒，使得GGH堵塞的做细致的工作显得尤为重要。间隔时间变得越来越短，而且清洗后GGH差压仍然较高。对GGH离线清洗一般是在机组不停运的情1脱硫运行方式的优化况下进行，受系统隔离情况的影响，在高负荷时系统邹县电厂三期工程石灰石一石膏湿法FGD装内充斥硫化物，对人员的身体损害极大，严重影响内置的运行成本费用(主要包括电费(C)、脱硫剂费部离线清洗的时间，只有利用夜问低负荷(一般在用(C)、水费

4、(C)、蒸汽费(C))与运行工况紧密65％的BMCR工况下)时才可以进入内部工作，故相关；此外，FGD装置的运行方式还会影响SO，的清洗时间较长且影响脱硫系统投运率。所以，如何排污缴费(C)和石膏销售收入(C)；将影响脱硫运延缓脱硫GGH差压升高的时问间隔成为重要的行方式的这些因素累加起来，称为相对生产成本课题。(C)，C=C1+C2+C3+C4+C5一C6。1．1．1FGD系统中的结垢形式运行优化的准则就是根据各自的运行标准，以FGD系统中有3种结垢形式：一是灰垢；二是脱硫相对生产成本(C)最低为目标，针对负荷、燃料石膏垢；三是当浆液中亚硫酸钙浓度较高时，会与硫和脱硫

5、剂的不同情况，找到最优的运行方式。运行酸钙同时结晶析出，形成2种物质的混合结晶垢。成本直接与电耗、粉耗、水耗相关，脱硫系统中最大1．1．2正常吹扫注意事项的耗电设备是脱硫风机，其次是浆液循环泵，运行优保证压缩空气喷嘴和高压水喷嘴干净、无堵塞，化的核心是降低烟气系统的阻力和提高增压风机在高压冲洗水源水质合格。正常吹扫介质为压缩空气变负荷时的效率。时，对压缩空气的基本要求：压力，(600±50)kPa；水1．1延缓GGH差压升高的间隔时间的质量浓度，<4g／113；油的质量浓度，<0．5mg／m。保证除雾器就地压力不低于0．2MPa，冲洗水流量由文献[1]可知，采用石灰石一

6、石膏湿法脱硫系统+回转式烟气换热器(GGH)的电站，GGH堵塞正常。1．1．3GGH堵塞判断及吹扫方法是常见问题。在德国建设的FGD系统90％安装了堵塞物通常在冷端的换热元件端面先开始凝回转式GGH，几乎所有的GGH在运行过程中都出结，一旦冷凝物逐渐增加而结成很硬的污垢，用正常收稿日期：2011—02—15；修回日期：2011—03—16的吹扫方法很难将沉积物清洗。换热元件表面污垢第8期孙普春，等：600MW机组烟气脱硫系统运行方式的优化·71．凝结程度可以通过仔细观察转子冷端和热端之间的燥，防止转子及换热元件被腐蚀。当离线冲洗后压差值及变化趋势来判断。压差值与锅炉负荷

7、、烟GGH差压仍然较高时，将换热片全部拆下，用蒸汽气流量及烟气中的灰尘含量等条件有密切关系，所加热的水浸泡和硫酸盐专用清洗剂浸泡清洗，可彻以，必须在相同的条件下检查压差值，根据其同等条底将GGH换热片清洗干净。件下的变化情况来判断换热元件的污垢凝结程度。1．1．5运行过程中调整措施及重要控制参数GGH正常吹扫介质为压缩空气或蒸汽，吹扫频率为在脱硫系统启动时，启动浆液循环泵后尽快启4h一次。连续观察压差值的变化情况，若发现换热动增压风机，以防止吸收塔内的浆液飘人GGH。在元件的污垢逐渐递增，能较早地做出判断。污垢刚每次启动脱硫系统后，尽快使