脱硫系统问题及解决-讲解学习.ppt

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1、脱硫系统问题及解决-从上述数字不难看出，火电行业近十年在污染治理速度之快，数量之大，跟随着由原来十几家环保设备制造厂家，突然发展出一百多家制造厂，竞争十分剧烈，低价中标已成常事，国产化后每千瓦造价430多元低到98元，质量很难得到保证，给火电行业环保设备在运行中带来不少问题；另外受燃煤市场供需关系的影响，燃煤硫分、灰分和发热量都严重偏离设计值，使烟气量、SO2浓度、粉尘浓度、烟气温度等超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行；加上大气污染物排放控制越来越严，随着《火电厂大气污染物排放标准》(GBl3223-2011)已经实施，控制SO2排放仍是电力行业环境保护工作的重点。因

2、此，如何提高脱硫效率，控制排放浓度，并能达到投运率和脱硫效率乘积的脱硫综合效率才能取得脱硫电价的要求。所以，有必要研究探讨提高脱硫效率和控制排放浓度在当前存在主要问题如何解决的对策。2对脱硫系统进行改造前，首先应对除尘器除尘效率进行检测。目前大多数设计采用四电场电除尘器配脱硫系统，烟气含尘浓度一般都在100mg/m3左右，靠后面的脱硫除去50％的粉尘来达标排放。但大多数电除尘器运行一年后大都高于这个数值，约50%的粉尘留在浆液中与石灰石浆液[5]一起在系统内经循环泵参加循环。加上为节省成本塔径一般偏小，造成塔内烟气流速达到4.6m/s以上(最合适的烟速是3.2～3.5米)

3、，除雾器与喷淋层间距太近(不要小于3米)，大量浆液及微细粉尘被烟气带到除雾器中逐步沉积结垢。通过调查和分析试验，其结垢、堵塞物质的成分50%是粉煤灰中的SiO2、AI2O3、Fe2O3；35%是CaSO3·1/2H2O；10%是CaCO3[4]。从以上数字可看出，粉煤灰占一半以上。腐蚀是由于SO3造成，因塔内只能除去20%~30%与脱硫后烟气低于酸露点温度所致。积累一定重量就会造成除雾器坍塌。GGH在脱硫系统中是故障率最高的设备，主要故障有结垢、堵塞、腐蚀、卡涩。其结垢、堵塞物质的成分和除雾器结垢物一样。2、脱硫塔不应作除尘器使用3叶片ME堵塞严重防腐脱落、腐蚀GGH防腐

4、层脱落腐蚀情况GGH结垢堵塞情况ME堵塞严重除雾器堵塞严重情况除雾器堵塞坍塌情况循环泵叶片腐蚀情况坍塌结垢堵塞含尘过高的烟气进入脱硫塔，大部分烟尘仍留在浆液中，阻碍石灰石的消溶，导致pH值降低，脱硫率下降，同时将灰中的一些重金属等离子溶出，影响化学反应、脱硫效果、石膏沉淀和结晶，烟尘还降低石膏品质[6]和脱水效率，对整个工艺过程产生明显的不利影响。更重要的是，大量的烟尘加剧循环泵和喷咀等设备的磨损、结垢和损坏，导致不能正常运行。脱硫塔本身的脱硫任务要适应各种工况，已很繁重，特别在新标准中SO2限值100mg/m3，更为严重。为保证可靠运行和高的脱硫效率，只能作脱硫用。而除

5、尘器是用来除尘的，是烟尘浓度小于30mg/m3重要保证。不能因在除尘器上省些投资，而使投资更大的脱硫系统设备不能正常运行或很短时间更换设备，影响发电效益，减扣了脱硫电价，且影响大气污染。设计时脱硫塔入口烟尘浓度应小于30mg/m3，即使脱硫设备停用也满足严格的烟尘减排要求，使脱硫系统可用率高于95%运行。电除尘器对烟尘物化特性很敏感，在某些粉尘特性下用六电场除尘器也难达到30mg/m3的要求[7]，设计时要对粉尘特性分析和经济技术比较后，才能决定选用那一种除尘器。52012年以前已投用的脱硫系统大都面临改造增容的问题，改造中有几个问题要注意的。3.1当煤质与原设计煤种有较

6、大差距煤质与设计值相差较大，烟气S02浓度、烟气量、烟尘浓度、烟气温度等参数都发生较大变化，对脱硫率产生不同影响。运行时采用改善吸剂品质、调整液气比以及Ca/S比和PH值等运行参数，已解决不了SO2长期稳定运行达标排放时，可考虑对脱硫系统改造，关链是脱硫塔的改造。同时，还要考虑的除尘器提效改造，根据脱硫系统的需求进行改造。原来是电除尘器，要对煤质参数和烟尘成分进行分析，当粉尘中的A2O3+SiO2大于85％比电阻较高，而且都是微细颗粒，振打时易二次扬尘，将PM10以下的微细粉尘排入大气，另外Al2O3又有粘性黏电极，降低除尘效率，就会使原4电场除尘器改为5或6电场，仍可能

7、不达标排放。这时应该考虑采用粉尘过滤粉尘的袋式除尘器，排放浓度一般小于20mg/m3和更多捕集PM2.5。另外还有一定的捕集总汞率70％以上的作用。3、脱硫系统更新改造中的几个问题的讨论61、加大塔径和增加喷淋层单塔系统从目前调查了解到大部分塔径偏小，烟速往往都在4.5～5.5m/S之间，是脱硫系统出现许多问题的重要原因，因此，考虑扩大塔径，使烟速在3.2～3.5m/S之间。然后根据燃煤含硫量决定加喷淋层的层数。2、脱硫双塔系统当然有场地的条件下，可以考虑采用双塔系统，原塔保留，容量不够部分由副塔承担，因此塔径较小，高度较低，