热电厂石灰脱硫,烟气不

它是自由、无拘无束的,它是快乐,并以自我创作为中心的……它所倡导的这种简约主义和随影随拍的生活方式正在风靡。 摘要国华三河发电有限责任公司二期工程3、4号炉的脱硫系统采用了无烟气旁路、无GGH、引风机和增压风机合并、“烟塔合一”的新技术,其调试工作在国内为首次。

通过探索和实践,总结出了一套有效的运行控制方式。 关键词无旁路,脱硫系统,调试 0 前言 国华三河发电有限责任公司(以下简称“三河电厂”)地处北京周边,位于河北省三河市燕郊。 一期工程已安装2台350MW凝汽式汽轮发电机组, 1、2号机组分别于1999年12月、2000年 4月投产。 二期工程安装了2台300 MW供热机组,其中石灰石2石膏湿法烟气脱硫系统采用了无旁路、无GGH、引风机与增压风机合并及“烟塔合一”等新技术。

脱硫系统无旁路应用在国外发展得已经比较成熟,而在国内才刚刚起步。 三河电厂二期工程 3、4号机组为国内首次投入运行的无旁路设计的脱硫系统。

它以一期烟气脱硫系统改造为依托, 脱硫的公用系统设在一期烟气脱硫区域。 二期工程3、4号机组已于2007年9月和11月完成168 h试验并投入运行。 从目前运行情况来看,机组和脱硫系统运行正常,满足设计的要求,达到环保排放标准,使国华三河发电厂成为脱硫脱硝、烟塔合一、灰渣零排、中水利用的绿色环保电站。

1 二期扩建工程简介 1.1 机组设备概况 三河电厂二期工程3、4 号锅炉为东方锅炉 (集团)股份有限公司制造的DG1025 /18. 22Ⅱ6 型亚临界、自然循环、一次中间再热、固态排渣、燃煤汽包炉。 汽轮机为东方汽轮机厂制造,为单轴、两缸两排汽、亚临界、一次中间再热凝汽式。 电除尘器为双室五电场静电除尘器,设计除尘效率大于等于99. 6% ,粉尘排放浓度小于等于55 mg/ m3 ,烟塔高度为120 m。 1.2 脱硫设备概况 三河电厂二期工程3、4号炉的脱硫系统的采用一炉一塔全烟气脱硫,设计效率大于等于95%。

脱硫系统采用冷却塔直接排烟,不设烟气旁路烟道、GGH以及脱硫增压风机,脱硫系统的阻力由引风机克服。 二期工程3、4号炉脱硫系统的吸收塔总高度约34 m,喷淋层的高度分别为20. 8 m、22. 8 m、 24. 8 m,吸收塔的浆池设计高度为9. 5 m,塔池的石膏浆液采用悬浮脉冲的搅拌方式,吸收塔直径为12. 5 m。

旁路烟气脱硫

吸收塔入口处安装事故喷淋罐,安装高度为22 m,罐容积约120 m3 ,吸收塔入口烟道内均匀分布21个喷嘴,罐内水靠自身的重量进行喷淋使烟气降温。 吸收塔出口为直径5. 2 m的玻璃钢圆烟道,直接进入冷却塔中心。 每台炉脱硫系统的烟气量设计为1 146 900 m3 /h,按设计煤种计算时吸收塔SO2 入口浓度 1 603 mg/m3 ,校核煤种计算吸收塔SO2 入口浓度 1 938 mg/m3。

按吸收塔脱硫效率大于等于95%计算,吸收塔出口排放的SO2 浓度分别为小于等于79. 81 mg/m3 (设计煤种)和小于等于96. 49 mg/m3 (校核煤种) ,吸收塔出口排放的粉尘浓度小于等于 28 mg/m3。 全厂脱硫公用系统的石灰石卸料及储存系统、石灰石浆液制备及给料系统、石膏脱水及存储系统、事故浆液箱系统、废水处理系统等设在一期脱硫系统中,所以二期工程3、4号炉吸收塔的吸收剂浆液制备及石膏脱水与一期共用。 全厂共设 2套湿磨制备及真空皮带脱水系统。 一期工程脱硫系统改造和二期工程脱硫系统基本同时进行。 一期工程脱硫DCS控制系统为单独设置,二期的DCS脱硫控制与机组DCS为公用,脱硫控制在主控室。 由于其它电厂脱硫系统均有旁路烟道,因此在锅炉启停、煤油混烧、等离子点火、机组负荷不稳、MFT、锅炉RB等工况时可开旁路运行。 而无旁路脱硫系统在以上工况下必须经过吸收塔,这些工况下如果调试过程控制不好会对吸收塔造成损坏。

烟气脱硫

并且如果吸收塔循环泵均跳闸及烟温超过吸收塔设计温度,为保护吸收塔需锅炉跳闸停炉, 这与常规有旁路脱硫系统运行有很大的区别,给调试及运行增加了一定的风险和难度。 三河电厂是我国首例使用脱硫无旁路烟道的电厂,国内没有可借鉴的调试经验。 通过该工程的调试实践和摸索,为今后我国无旁路脱硫系统的锅炉调试及运行积累了一些经验。

对于无旁路烟道的脱硫系统在调试、运行操作控制等方面与常规有旁路脱硫系统之间的区别,本文主要结合无旁路脱硫系统的调试实践过程进行了论述。 因此无旁路脱硫系统的安装及调试工作必须比机组调试超前或同步脱硫装置必须进行防腐工作,其内部设备多、面积比较大,并且有环境温度和湿度等要求,防腐施工工期较长 (约二个月)。 这使得无旁路脱硫系统的安装工期、防腐施工及调试进度安排相当紧张,且脱硫装置作为锅炉烟风系统的一部分,脱硫调试不能完成锅炉无法点火,故其调试难度高于有旁路脱硫系统。 另外,为了避免因脱硫系统故障而造成机组停运或机组故障从而导致脱硫设备损坏,在控制逻辑和运行操作方面有一定的特殊性,对调试和运行的提出了更高要求。 主要有以下几方面的困难 (1) 脱硫系统的防腐施工工期一般不能压缩,因此要在规定投入时间内完成168 h试运行试验,需要协调安装、防腐和调试时间,安装和调试交叉进行。 (3) 锅炉烟风系统试运行影响脱硫吸收塔的安装、调试,需要协调锅炉调试和脱硫调试的试运行工序,避免相互干扰和损坏设备。

(4) 脱硫吸收塔的带水试运行和吸收塔加入石膏晶种必须在锅炉燃油点火试验、等离子点火试验以及锅炉吹管试验前调试完毕。 (5) 由于无旁路的脱硫系统设计,吸收塔入口烟气温度不能超过其设计值,并且脱硫系统故障会影响机组运行,其锅炉和脱硫自动控制和逻辑保护与常规锅炉不同。

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针对以上特殊性和难度合理安排调试工期, 在锅炉安装、脱硫安装、脱硫防腐期间内调试工作穿插、交叉进行,避免互相影响。 协调调试和施工步序,对工程进度有较大影响的工作安排先期安装及调试,设备及系统没有调试条件的创造条件, 单体试运行和分系统试运行同时进行,努力达到脱硫系统与机组调试进度保持一致,不影响机组调试的进度。

3 冷态的调试过程 为了按时完成调试工作,在脱硫吸收塔进行安装防腐期间首先进行公用系统的冷态调试,确保锅炉通风试运行在吸收塔完成后进行,然后进行吸收塔的带水试运行,主要进行如下工作步序。 3.1 公用系统 3.1.1 一期、二期工艺水系统调试 工艺水系统是脱硫装置试运行的最基本的子系统,设备的单体和其它子系统带水试运行需要工艺水,因此在调试初期,重点对工艺水系统、除雾器水系统进行调试。