电站湿法脱硫系统优化探析

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1、电站湿法脱硫系统优化探析　　摘要：随着国家新的环保标准的颁布和实施，对电站脱硫系统的脱硫性能及装置可靠性的要求也进一步提高。为此，针对影响脱硫系统效率和可靠性的几个关键问题，如事故喷淋冷却、烟囱凝结水处置、脱硫塔系统优化和结构设计、烟道与烟囱的一体化连接以及公用系统配置等，进行了较为详细的分析，并在总结以往设计经验的基础上提出了一系列改进措施，力求在保证高脱硫效率的同时，使系统具有较高的可靠性。关键词：电站；湿法脱硫；系统优化中图分类号：TM4文献标识码：A引言影响湿法脱硫系统效率及可靠性的因素有很多，本文主要对湿法脱硫系统中影响可靠性

2、的几个关键问题进行总结、论述和分析，以期对湿法脱硫系统的设计和安全提供一些行之有效的技术和方法。一、事故喷淋冷却技术优化7脱硫吸收塔多采用橡胶内衬、玻璃钢、聚丙烯等有机材料，当发生烟气超温、厂用电全停或浆液循环泵失电等故障，极易发生损坏，以致影响机组运行。因此，在脱硫系统中通常都需要设置事故喷淋系统，以有效保护吸收塔内部件和防腐涂层。在脱硫系统运行过程中出现烟气超温事故的情况主要包括以下两种。1、在锅炉空气预热器故障在锅炉空气预热器故障状态下，排烟温度将达到360摄氏度左右，由于此时吸收塔浆液循环泵维持运行，塔内有足够冷却浆液，只要入口

3、烟温降至180摄氏度即可满足安全要求，所以事故冷却水量按照烟气温度由360摄氏度冷却至吸收塔入口的180摄氏度考虑。在厂用电全停或者脱硫系统浆液循环泵失电的情况下吸收塔内已无浆液对烟气进行冷却，此时，正常的烟气温度为120摄氏度左右，而吸收塔塔内防腐内衬耐温一般是80-90摄氏度，除雾器耐温一般是80摄氏度，冷却水系统所需水量按烟气极限烟温180摄氏度冷却至80摄氏度考虑。7如考虑满足上述两种情况同时发生的冷却要求，即故障烟气从360摄氏度冷却至80摄氏度，对冷却水量的需求将大大增加，以600MW级机组为例，单台机组的冷却水量计算值将超

4、过600t/h，而这不论对于设计还是对于运行而言都是不现实的。鉴于这种事故出现的几率极低，事故喷淋冷却系统的设计能力按空预器故障状态下排烟温度由360摄氏度降至180摄氏度考虑更为合适。需要说明的是，为确保故障工况吸收塔入口的安全，目前大多新建机组都采用了吸收塔入口段贴衬2mmC276合金的防腐措施，该措施兼有良好的耐高温性能。建议未采用该措施的吸收塔予以采用。通常事故喷淋系统的配置主要分事故水箱供水和压力供水两种，前者需在吸收塔入口烟道上部或出口烟道上部安装高位水箱，脱硫系统启动时，水箱内的水借助高差流入布置于烟道内的冷却喷淋系统。二

5、、烟囱凝结水及其优化1、烟囱内壁凝结水的产生及特点湿法脱硫系统取消旁路后，为提高系统的投运率，基本不再设置故障率相对较高的烟气换热器，因此吸收塔出口处40-50摄氏度的饱和湿烟气携带大量的水蒸气将直接通过烟囱排放。虽然通常会在吸收塔顶部设置2级除雾器，拦截粒径大于20μm的液滴，但仍有大量液滴会被烟气携带进入烟囱。而湿法脱硫工艺对烟气中SO3的去除率约为20%-30%，因此净烟气中的SO3形成了饱和硫酸蒸汽，其在烟气温度下降时极易在烟囱的内壁结露，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。根据理论计算结果并结合已投产北方地区电厂的湿烟囱运行经验，1台6

6、00、MW机组锅炉经湿烟囱排放的凝结水量通常可以达到5-10t/h。7湿烟囱内形成的酸液pH值低，主要成分为稀硫酸，并含有盐酸、氢氟酸及少量盐类，酸液的温度为40-80摄氏度，对钢材的腐蚀性极强，腐蚀速度比常温时高出3-8倍，且酸蒸汽渗透性较强。因此，对于湿烟囱而言，除了要在内壁加强有效防腐外，及时排出酸液并对酸液进行处理更为重要。2、烟囱内壁凝结水的排出方式设计烟囱时，要使烟囱内壁流下的凝结水不在烟囱底部积存，并且凝结水能够向水平烟道方向流出。与烟囱钢内筒相接的水平烟道防腐等级要与烟囱钢内筒一致，最好采用复合钛板或贴衬进口玻璃砖，且内

7、筒连接处不设膨胀节，确保烟囱钢内筒与内部水平烟道成为一个整体，以完全避免酸液在筒身内的泄漏。非金属烟道膨胀节位置通常设置在筒身外500mm处，并通过法兰与内衬玻璃鳞片的钢烟道相连，膨胀节和烟囱外筒筒身之间净烟道底部设集液槽，用于收集酸液，膨胀节底部设排水口。烟道集液槽的槽底要贴衬合金，并设计成一定的坡度，坡向排液管，排液管采用玻璃钢或碳钢衬橡胶管道。三、吸收塔系统优化1、脱硫塔入口形式优化由于受到场地和其他条件的限制，目前运行的火电机组脱硫系统中大部分吸收塔采用了单入口，仅少数采用双入口。对于大型吸收塔，双侧进气更有利于塔内气液的均匀混

8、合。7入口上升区域的流场则存在明显的区别，单入口塔中，随着烟气进入塔内后流通面积突然扩展，在入口和液面之间形成一较大回流区域，易造成浆液在入口的堆积。而双入口塔中，两侧进入塔内的烟气对撞并向上下和左右两侧流