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石灰石品质对湿法烟气脱硫系统运行的影响及对策

北极星环保网来源:除灰脱硫脱硝技术联盟 倪迎春2018/5/14 10:22:46我要投稿

北极星环保网讯:用于湿法FGD的石灰石主要成分是碳酸钙(CaCO3),石灰石中还含有一些杂质,这些杂质会影响以石灰石作为吸收剂的FGD系统的性能和可靠性[1]。随着GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》的实施,重点地区SO2的排放标准将执行50mg/Nm3,且脱硫装置的旁路挡板已基本取消完毕,对脱硫装置的性能和可靠性有了更高的要求,石灰石品质作为影响湿法烟气脱硫系统性能和可靠性的一个重要指标,本文结合江苏利港电厂8套烟气脱硫装置的运行经验,对石灰石品质影响系统运行的几个关键问题进行现象描述、原因分析,并提出了相关解决对策。

1系统概述

江苏利港电厂共有8台燃煤发电机组,容量为4×350MW+4×600MW,脱硫装置全部采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,石灰石浆液制备及石膏二级脱水系统为全厂8台机组公用。设有一个混凝土储石罐,储石罐共有四个下料口,分别对应四台振动给石机,振动给石机下料至碎石机破碎后的石灰石颗粒经过两条波纹挡边皮带机提升至钢制的石灰石储仓顶部。

石灰石储仓下料至三台称重给料机,称重给料机称重后的石灰石落入三台湿式球磨机内,配上过滤水在球磨机内研磨成石灰石浆液,供全厂各脱硫岛使用,另外还配置一个750m3的石灰石干粉仓,平时储存一定量的外购石灰石粉,作为湿式球磨机故障时的备用。石膏二级脱水系统配置三台真空皮带脱水机,脱水机由变频电机控制,根据石膏滤饼的厚度来调节转速,石膏浆液输送泵将来自各脱硫岛一级脱水后的石膏浆液输送到各台脱水机滤布上,由真空泵提供的抽吸力将石膏进行二级再脱水,脱水后含水10%左右的石膏进行综合利用。

2石灰石品质降低对脱硫系统的影响

2.1对吸收塔浆液起泡溢流特性的影响

全厂8台机组的脱硫装置自2005年底陆续投入运行后,阶段性的某台炉吸收塔会出现浆液起泡溢流的情况,在文献资料[2]中对该问题进行过详细的分析研究,当吸收塔浆液出现起泡溢流后,按照吸收塔内浆液Cl-浓度及时排放脱硫废水,提高电除尘效率尽量降低烟气中粉尘浓度后很快就会恢复正常。

但曾发生所有运行的吸收塔液位计显示液位离溢流口还有1m多时就发生大量溢流现象,其中#5、6炉吸收塔最为严重,当三台浆液循环泵全部运行后,吸收塔溢流口出现大量溢流浆液,吸收塔地坑泵来不及打,浆液全部流至地面,加入消泡剂后只能维持一段时间的好转,被迫减少浆液循环泵的运行台数,给SO2的减排带来了很大压力。

通过现象初步分析吸收塔内石膏浆液品质有问题,12月28日早班,对各吸收塔浆液进行取样分析,对成品石膏进行取样分析,向#1、4炉吸收塔内加入部分甲酸钠,以利于石灰石的溶解,#5、7、8炉吸收塔排部分浆液至事故浆液,补充水以置换吸收塔内浆液。

29日早班将进入脱硫吸收塔内使用的工业废水及RO浓水切至除灰集水井,观察至下午发现各吸收塔的溢流现象仍无好转,且28日取样的各吸收塔浆液部分指标已出来,结果显示塔内CaCO3含量均高于控制标准3%,最低4.486%,最高8.864%,由于几台炉吸收塔几乎同时出现溢流现象,引发的原因肯定是共性的,而共性的问题主要有烟气、水和石灰石,烟气来自于燃煤,查阅最近未燃用新煤种,怀疑有问题的水源自29日早班隔绝后。

吸收塔内各指标无任何好转现象,近期各台机组未有投油运行情况,电除尘的工作也正常,各吸收塔内脱硫废水也正常排放,塔内浆液Cl-浓度均在7000mg/l以下,将怀疑的目标重点逐渐转移至石灰石上来。联系化学试验班测量石灰石浆液细度,结果显示球磨机所制浆液细度为96.55%通过325目,排除石灰石浆液细度不合格引起浆液不消溶的原因,将29日所取样石灰石进行检测分析后,得出的分析数据见表1。

表1石灰石样检测项目数据%

从分析数据中看出,近一阶段使用的#31振动给石机下料口中石灰石中CaCO3含量低,MgO含量高,石灰石中含过量MgO(起泡剂),与硫酸根离子反应产生大量泡沫[3],由于吸收塔溢流管是插入吸收塔底部区域,泡沫未能进入溢流管,在正常运行期间,塔内液面实际高度要高于溢流管液面。

在启动第三台循环浆泵后,浆液的循环量增加,扰动增加,使浆液内部的泡沫大量增加,在这种作用下,液面会上升较高致使溢流管液面超过溢流口发生大量溢流,且溢流出来的均为浆液,各个吸收塔液位测量的方式均为静压测量方式,所以从液位计的显示上来看,运行液位离溢流液位还有1m多,吸收塔内产生了所谓的“虚假液位”,此时降低吸收塔液位也无法避免溢流现象的产生,利港#5炉脱硫装置曾发生吸收塔液位降低至循环浆泵跳闸值仍发生溢流的现象。

2.2对脱硫效率及浆液pH值的影响

在各台吸收塔浆液发生起泡溢流的同时,#1、3、4炉吸收塔内浆液pH值持续走低,石灰石供浆量较平时偏大也不见提升,至29日14:00,#1、3、4炉吸收塔浆液pH值已低于5.0的控制范围低限,最低值达到了3.8,脱硫效率下降明显,为尽量提高脱硫效率,向#1、3、4炉吸收塔内添加了部分脱硫催化剂,尽量能够降低净烟气SO2的浓度。17:00左右将来自球磨机制浆系统的#11石灰石浆罐原存浆液全部使用完并放空,使用备用的石灰石粉仓(外购的石灰石粉)制浆并给吸收塔供浆后,17:11左右发现一直未能提升的#4炉吸收塔浆液pH值迅速提升(#1、3炉也提升),45分钟左右就由3.9提升到了正常值5.0,当时#4炉吸收塔的供浆量及浆液pH值变化的趋势见图1。

图1#4炉吸收塔供浆量及浆液pH值变化趋势图

原#4炉吸收塔内供浆量不低,最高时达到了28m3/h左右,但pH值一直无法提升,维持在4.0左右,分析原因为塔内Mg+含量过高,这些Mg+通过石灰石浆液进入吸收塔内后,由于同离子效应,影响CaCO3溶解和正常氧化反应,因为Mg+的活性远高于Ca+,在Mg+含量较高的情况下,首先结合阴离子,阻碍Ca+与HSO32-,SO42-等离子的结合,从而抑制石灰石的溶解[4],不溶解的碳酸钙均存在于吸收塔浆液中。

2.3对石膏二级脱水性能的影响

全厂吸收塔浆液起泡溢流,pH值难以提高的同时,石膏二级脱水系统的运行也遇到了问题,真空脱水机上石膏滤饼厚度DCS上显示35mm,且脱水机的频率已至最大,就地检查发现实际石膏滤饼厚度较薄,至滤饼测量部分石膏浆液上面全部积存水,滤饼根本无法成形,滤饼测量装置受石膏浆液表面水份影响不能正常测量出实际厚度,汽水分离器内部真空度达-70kPa以上,取样测试的成品石膏水份高达19.06%,难以进行综合利用。

延伸阅读:

在低温条件下烟气脱硫脱硝技术的研究与应用

锅炉烟气脱硫脱硝系统运行问题及处理措施

石灰石-石膏湿法烟气脱硫吸收塔热工参数测量探讨

最主流烟气脱硫脱硝技术大汇总

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