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湿式电除尘器在半干法脱硫系统后的应用

北极星大气网  来源:中国环保产业  作者:卢徐胜 李军  2020/4/24 14:30:08  我要投稿  

北极星大气网讯:摘要:介绍了在半干法脱硫系统之后直接配套湿式电除尘器系统的工程案例,对湿式电除尘器系统的设计参数、系统配置及系统运行情况进行了介绍,整理分析了现场运行的主要参数,提出了运行过程中的有关问题,探讨了基于半干法脱硫后湿电系统的除尘脱硫一体化技术,以及实现粉尘和SO2两个指标都达到超净排放的思路。

1 前言

某公司有一台320t/h高温高压循环流化床锅炉,对炉后的烟气处理采用了一套炉外烟气循环流化床半干法脱硫系统,配套布袋除尘器进行脱硫灰循环及除尘。近年来因环保要求提高、为满足烟气粉尘超洁净排放要求[1],业主提出在保留使用现有半干法脱硫系统前提下,再上一套湿式电除尘器(以下简称湿电)装置以实现粉尘的超洁净排放。针对现场实际工况及业主的具体要求,设计并建造了一套湿式电除尘器系统,投运后设备运行稳定,实现了粉尘的超低排放。这是一个集烟气增湿、超净脱硫、除尘、除雾、烟气直排于一体的综合性系统工程项目,有其特殊性和代表性,本文对该工程的相关工艺流程及运行情况进行了介绍,仅供参考。

2 脱硫系统状况

现有的脱硫系统配置为:炉内喷钙+半干法脱硫+脱硫布袋除尘器(脱硫灰循环),脱硫剂采用本地生产的消石灰粉。设计保证燃用实际煤种,含硫量不大于2%,锅炉320t/h额定出力时,脱硫前SO2浓度4000mg/Nm3,入口粉尘浓度3~18g/Nm3;脱硫后SO2排放浓度≤100mg/Nm3,布袋除尘器出口烟温≥70℃,粉尘浓度≤30mg/Nm3。

脱硫系统投运后,相关设备运行正常,SO2排放浓度可达到设计要求,粉尘排放浓度在20~30mg/Nm3,布袋除尘器出口烟温75℃~80℃。上湿电之前,脱硫系统投运已2年,袋除尘器出口粉尘浓度为30~50mg/Nm3。

3 湿电系统设计概况

新上湿电系统项目主要包括:在现有引风机后净烟气烟道外侧的空地位置上,布置相关烟道、湿式电除尘及直排烟囱,包括烟气进口烟道、烟气增湿系统、湿式电除尘器、二次除雾装置、烟气直排烟囱、CEMS检测装置等,涉及现有建筑物的拆、改、复等,同时增加现有净烟道到烟囱的切换装置,可将进入湿电的烟气完全切入现有烟囱排放。主要设计参数及保证值要求见表1。

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根据项目现场的实际情况,最终确定了湿电系统实施方案,系统流程示意见图1。

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(1)烟气调节/分配系统

现有脱硫系统出口烟气通往厂内砼烟囱直接排放,超净改造后的烟气将通过湿电顶部的烟囱直排,业主要求在湿电系统检修时不影响脱硫系统的运行,在主机超负荷等特殊情况下能实现部分烟气走烟囱排放,这就要求在湿电前的烟道和通往烟囱的烟道上各增加一套电动调节挡板门装置及配套密封系统,接自脱硫后的烟道,新增一段烟道及变径段,以将烟气接入湿电系统,布置楼梯平台、人孔门及湿电前烟气检测口。

(2)烟气增湿系统

半干法脱硫系统运行时,脱硫烟气的湿度不能满足湿式电除尘器内进行微量超细粉尘收集的需要,需在进入湿电电场之前进行烟气增湿降温处理;在脱硫系统不运行时,烟气温度较高(正常在130℃~150℃),不能直接进入湿电内部,否则湿电内部的玻璃鳞片、FRP、FRPP等材料将被高温损坏,这也需要烟气降温处理。烟气增湿系统布置在湿电的下方合适位置,主要包括烟气均布和调节板装置、补水箱、循环水池、废水池、循环水泵、废水泵、增湿喷淋层、控制阀门和管道系统等。

(3)湿烟气超净除尘(湿电)

增湿降温后的烟气经电场前气流分布板进入湿电电场区域,烟气中的粉尘和雾滴在电场内被捕集。电场极配采用正六边形截面的阳极管配整体高效芒刺型极线。阳极管材质为CFRP(导电碳纤维复合玻璃钢管);阴极线及阴极小梁均采用2205材质,以满足脱硫后湿烟气在腐蚀环境中长期使用的需求;电场高压供电采用2台1.6A/80kV规格的高频恒流源供电装置。

(4)二次除雾装置

烟气通过湿电之后、直排烟囱排出之前,通过特殊设计的机械除雾装置,在确保较低阻力的前提下,对湿电出来的烟气进行机械式除雾,减少外排烟气中水汽夹带。

(5)直排烟囱

湿电及二次除雾装置之后的烟气不再进入现有的烟囱,要求直接外排,直排烟囱布置在湿电及二次除雾装置之上,顶标高60米,内壁防腐(玻璃鳞片),外壁油漆(面漆红白相间),直排烟囱外部合适高度上设烟气在线监测装置预留口及其步梯平台。

4 湿电系统运行情况

湿电系统建成投运后,各子系统及配套设备运行正常,排放指标达到合同要求并能持续保持稳定。根据直排烟囱上安装的环保局CEMS记录数据,以2017年5月25日全天的运行记录数据为例,统计各项监测数据的最小值、最大值和平均值,结果见表2。

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根据表2数据,以平均值计算及对比技术协议要求进行分析:

1)出口烟气流量42.88万m3/h,仅考虑出口温度折算约34.55万Nm3/h,对应本项目320t/h锅炉是运行在较高出力工况,当时锅炉运行在90%~100%满负荷状态;

2)系统总阻力(从对接烟道入口到直排烟囱出口)为432Pa,满足协议要求的小于650Pa;

3)进口温度84.9℃(已高于合同规定的脱硫运行时75℃~80℃范围),出口温度65.8℃,烟温下降了19.1℃,烟气增湿系统作用明显。在将烟气增湿到饱和的同时还降低了烟温,对湿电内部件起到了很好的保护作用;

4)粉尘排放浓度1.5mg/Nm3,低于协议要求的5mg/Nm3,实现了粉尘超低排放;

5)SO2排放浓度18.6mg/Nm3,较干法脱硫后有了一定的降低,多数时段在25mg/Nm3以下;

6)高压电源运行参数不高,二次电压41kV、二次电流460mA左右,与额定值(1600mA/80kV)相差较远,主要的原因是,高压电源在运行时设置限流(设定二次电流限制在500mA以内),这是考虑在确保粉尘排放达标的前提下尽量省电节能运行。期间曾短时调整二次电流限流到700mA,二次电压上升到47kV左右并保持稳定,随后又调回500mA限流值,二次电压也随之降到41kV。

湿电系统运行现场见图2。

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结语

该项目建成投运后各项性能指标均满足技术协议要求,系统运行正常并持续保持稳定,实现了工程建设目标。运行过程中发现烟气中SO2协同脱除达到超净排放现象,对此进行了初步的分析和探讨。

半干法脱硫系统运行稳定,SO2排放浓度按设计指标为≤100mg/Nm3。湿电系统出口SO2排放浓度多数时段已在25mg/Nm3以下,较干法脱硫后的设计值有了较大的降低,也已达到超净排放指标。

湿电系统能有“二次湿法脱硫”的作用,主要原因估计来自于半干法脱硫出口烟气夹带的微量脱硫剂粉尘(消石灰粉),进入烟气增湿系统时,溶入喷淋液滴,进入循环水中或直接参与了脱硫反应。主要的反应机理为[3]:

SO2+ H2O → H+ + HSO3-

Ca(OH)2 → Ca2+ + 2OH-

Ca2+ + HSO3- + H2O → CaSO3· H2O + H+

2H+ + 2OH- → 2H2O

2CaSO3· H2O + O2+ 3H2O → 2CaSO4·2H2O

现场多次检测循环水池中的循环水,pH值均在4~5,呈弱酸性,说明半干法脱硫后烟气中的酸性气体有相当一部分已被烟气增湿系统喷淋捕集。若在循环水池中加入一定量的碱性物质如NaOH、Ca(OH)2等,烟气增湿系统喷淋时将形成一定浓度的“脱硫浆液”,理论上可以实现SO2稳定持续地超净排放,达到“除尘脱硫一体化”双超净效果,但在废水处理方面负荷会有所加重。目前湿电系统运行时的废水量较少,按要求用废水泵输送到业主现有的废水处理系统内,对其影响较小。

利用湿电系统装置进行“除尘脱硫一体化”的深化烟气处理,涉及到湿法脱硫相关系统的设计及整个系统运行上的协调性、稳定性等,是一个有待深入研究的课题。

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