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技术丨1000MW机组塔式炉脱硫增效剂的应用

关注:日期:2018-04-18

湿法烟气脱硫(Wet Flue Gas Desulfurization,WFGD)是世界上大规模商业化应用的脱硫方法之一。湿法烟气脱硫工艺投资较高,运行能耗很高,并且随着国家污染物排放标准要求的提高,部分火电厂出口SO2浓度已经达不到排放要求。脱硫增效剂是一种专业应用于电厂脱硫工艺,能够提高脱硫效率的化学药剂,具有无毒、增效效果明显并且不会对系统产生不良影响的优点。某1000MW机组为提高脱硫效率并且降低脱硫工艺能耗,使用了英国宝莱尔公司生产的脱硫增效剂进行了试验,使用增效剂后脱硫效率明显提高,并且起到了显著的节能效果,增效剂的添加对浆液及石膏品质无不良副作用,而且未发现其对系统及设备有任何不良影响。

引言

我国火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置的运行普遍存在能耗和运行成本高、对煤种硫分的适应能力差、吸收塔后续设备堵塞结垢现象严重、设备磨损严重等问题。脱硫装置的增容改造耗资巨大,改造施工周期约半年,给电厂带来前所未有的经济及环保压力。专用于石灰石一石膏湿法脱硫系统的增效剂具有高效、节能的效果。若能在不对原有脱硫设备进行增容改造的前提下,应用脱硫增效剂来满足脱硫系统的设计脱硫效率是一种有效的方法。

1脱硫增效剂的应用

1.1 机组情况简介

某公司2×1000MW机组配套使用上海锅炉厂生产的超超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉。锅炉型号:SG-3044/27.46一M53X。采用单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、露天塔式布置方式。设计煤种为神府东胜煤、校核煤种为大同煤。

该机组配套脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,一炉一塔。吸收塔各有4台浆液循环泵(额定功率分别为1120kW、1250kW、1400kW、1400kW),机组吸收塔有效容积约为3300m3。目前SO2执行排放标准为:烟囱出口SO2排放浓度低于100mg/m3。目前系统整体脱硫电耗较高,且对于环保标准存在较大压力,因此在6号机组脱硫系统使用增效剂进行了试验。

1.2 加药试验

加药试验从2015年8月11日开始。8月11日初次投加药剂1400kg,药剂分两次加入到6号机组吸收塔脱硫地坑内,通过提升泵打入脱硫塔内,地坑的搅拌器保持开启,确保药剂的溶解和扩散均匀,为补充系统每天运行造成的药剂损失,后续日均加约45kg药剂,11号到18号共加药320kg。

1.3 加药效果分析

1.3.1 减排效果

表1是6号机组加药前后的减排数据。从表中可以看到,在负荷、入口浆液pH值等工况基本相同的情况下,入口SO2浓度在1198-1377mg/m3时,加药后净烟气SO2浓度由原来的平均68mg/m3下降到26mg/m3,脱硫效率由94.8%提高到97.9%提高了3.1%。从加药后烟囱出口SO2浓度的变化曲线可以看到,脱硫增效剂的使用能明显提高脱硫效率,为电厂SO2的达标排放提供了保障。

表1 6号机组加药前后减排数据

1.3.2 停泵节能效果

表2是6号机组加药前后的运行数据。从表中可以看到,在负荷和入口SO2浓度等工况基本相同的情况下,入口SO2浓度在1400-1600mg/m3时,加药后循环泵运行2和3,与加药前相比可停运一台循环泵,并且加药后的系统净烟气SO2浓度与脱硫效率与加药前相比基本不变。

表2 6号机组加药前后停泵节能数据(低硫煤)

5、6号机组脱硫系统试验之前2台机组的厂用电率相差不大,试验期间电耗率6号机组较5号机组最少降低0. 1 %,最多可降低0. 29%,也就是厂用电率可以降低0.1%-0.29%,其节能效果显著。

1.3.3 后续运行效果

表3是6号机组加药后的后续运行数据。可以看到,通过每天向系统内添加增效剂,截止到18日系统依旧可以通过运行2/3两台浆液循环泵即可保证出口SO2浓度达标排放,药剂的持续性很强,可持续降低系统运行的能耗,节约厂用电。

表3 6号机组加药后续运行数据

 


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