烟气再循环系统

2024-07-16

烟气再循环系统（精选九篇）

烟气再循环系统篇1

烟气再循环(Flue Gas Recirculation,FGR)技术的基本原理是将锅炉尾部烟道中一部分低温烟气(烟温约250～350℃),通过再循环风机送入炉膛,从而改善炉膛烟气混合情况,有效控制炉膛温度水平,抑制或防止炉膛结焦,提高锅炉出力及降低NOX等有害物质排放。烟气再循环按送入方式分为从炉膛底部送入和从炉膛上部烟窗附近送入两种方式。负荷低时从下部引入,起调温作用;负荷高时从上部引入,起保护受热面的作用。

烟气再循环技术按引入方式可以分为外部引入式和内部引入式。外部引入烟气循环技术采用外部的风机把烟气循环抽到燃烧室火焰中,通过管道把烟气从烟囱送到燃烧器。调节阀门根据锅炉输入控制烟气循环倍率;内部引入式烟气循环技术采用燃烧空气进气风机把烟气循环抽到燃烧室火焰中。一部分烟气通过内部管道或燃烧空气风机,与燃烧空气预先混合并喷入火焰中。内部引入式烟气循环技术采用整体的FGR设计,因为它们简单的设计和可靠性,节省添加额外风机的费用,在锅炉中应用日益广泛。

2 烟气再循环技术在垃圾焚烧锅炉中的应用

目前烟气再循环技术在国内的垃圾焚烧锅炉中的应用才开始起步,但随着国内对垃圾焚烧锅炉排放要求日益严格,此技术将得到越来越广泛地应用。

目前国外设计的比较先进和环保要求比较高的生活垃圾焚烧炉,大都采用烟气再循环促进焚烧炉内烟气湍流度、控制燃烧温度和过量空气系数,以提高生活垃圾燃烧效果和降低NOX等有害物质排放。

由于我国城市生活垃圾低位热值(约为1000～1600kcal/kg)低于标准煤热值,再加上垃圾具有灰分高、腐蚀性成分较高等特点,因此我国城市生活垃圾焚烧发电厂中的垃圾焚烧炉采用烟气再循环从炉膛底部送入的方式。

由丹麦伟伦公司设计的具有烟气再循环技术的垃圾焚烧炉实例如图1所示。FGR烟气再循环对焚烧炉内气流影响如图2所示。在图2中可见,从锅炉尾部烟道中抽出一部分低温烟气(烟温约250～350℃),再从焚烧炉二次风口附近送入炉膛内部,在燃烧炉排上部形成湍流区,使得炉膛烟气充分混合,并控制火焰温度。

3 烟气循环技术对锅炉热力特性影响

FGR烟气再循环对锅炉热力特性的影响如图3所示。烟气再循环能有效控制炉膛温度水平,抑制或防止炉膛结焦;采用合适的烟气再循环份额,不会造成锅炉过热器超温。根据伟伦公司设计的垃圾焚烧炉实际运行经验可知,采用烟气再循环排烟中的NOx降低了20%～30%。随着再循环烟气份额的增加,炉内温度水平下降,使炉膛的辐射吸热量及烟气在炉膛的停留时间减少,结果是炉膛出口烟温变化不大,由于对流受热面处烟气流量增加,烟气侧放热系数增大,对流传热量增加,工质出口温度上升,越位于烟气行程下游的受热面变化程度越明显。一般在再循环烟气率为20%～25%时,再热汽温可提高40～50℃。抽气点烟温越高,调温的幅度越大,效果越好,但再循环风机的工作温度增加,电耗也增加,对风机性能要求也高。

1-炉膛受热面;2-高温过热器;3-低温过热器;4-省煤器;5-炉膛出口温度。

由于烟气再循环设计是低负荷投入、额定负荷停用,因此和蒸汽侧调温方式相比不需要额外增加一部分受热面供汽温调节使用,因而可以节省过热器受热面的金属耗量。

对比采用FGR技术前后的燃烧情况(见图4,图5)可以发现,在实际运行中采用烟气再循环能改善炉膛烟气混合,加强了烟气湍流,炉膛燃烧温度分布均匀,同时控制了火焰温度。

参考文献

[1]张益,赵有才.生活垃圾焚烧技术[M].北京:化学工业出版社,2005.

烟气再循环系统篇2

【关键词】燃煤电厂；脱硫烟气分析系统；运行和维护

电厂的正常生产和燃煤电厂烟气脱硫系统的稳定运行有着非常密切的联系，烟气分析仪表是唯一的能够对脱硫性能进行反映的监测仪表。烟气分析仪所提供的数据不但需要电厂相关人员的监视，同时还需要将数据向相关环保局和电网调度部门进行传输，以此来核算环保排放和电价。因此，让烟气分析仪表能够保持稳定运行有着非常大的作用。电厂烟气分析仪表需要监测很多有害物体和气体，例如：烟尘、氧和氮氧化物浓度、温度、二氧化硫、烟气湿度、压力以及烟气流量等。在碳排放量中二氧化碳和一氧化碳浓度使其主要指标，但是在很多电厂监测系统中都对此项没有进行相应安装。

1.烟气采样和测量分析

1.1采样方法

烟气采样主要有两种方法，一种是稀释法采样，另一种是直接抽取法采样，但不管是运用哪一种采样方法，都是从烟道中将烟气取出。直接抽取采样法中的探头，内部安装了加热和过滤装置，能够将烟气中大部分粉尘过滤消除掉，而加热装置的主要功能是让粉尘板结堵塞现象得以减缓[1]。在进行泵负压抽取采样过程中，借助于探头和伴热管线，促使烟气能够进入到分析仪柜中的冷凝器中，烟气在冷凝器中的水蒸气会在四摄氏度左右温度下，快速冷却成凝结水，在冷凝器底部沉积，然后在记住与蠕动泵排至系统外的集水罐中，烟气中水蒸气在过滤消除干净后，再由最后一道较为精细的过滤器进行过滤，然后在进入到光谱分析仪中实施光谱分析。

1.2采样需注意的事项

首先，是取样探头的堵塞现象。因为取样探头和烟气是直接相接触，然后将烟气中绝大多数的粉尘过滤掉，所以非常容易形成堵塞现象，如果烟气流量发生降低的现象，则应该及时的对取样探头进行检查，查看是否存在堵塞。

其次，是取样泵。取样泵部件较为容易损坏，由于它的长期不间断转动，应对采样泵进行定期检查，看是否运行正常，如果出现损坏应该立即更换。

第三，冷凝器设备主要是为烟气除水，一般情况下都会控制器温度在一到六摄氏度，如果温度控制器显示了过高温度，就需要对制冷器进行及时检查，查看是否存在问题，否则就很有可能会让烟气带水损坏光谱分析仪。

第四，身为脱水部件的蠕动泵，能够将冷凝器凝结水及时排出，如果蠕动泵发生故障，就会致使冷凝器中凝结水无法排出，长期间的积存，就很有可能致使凝结水逐渐沉积到光谱分析仪处，从而损坏分析仪[2]。因此，要对蠕动泵进行定期检查，如发生故障应及时更换，必要情况下甚至要将整套蠕动泵更换掉。

第五，是采样管线。采样管线的主要作用是对探头取得的烟气进行传输，并向分析仪柜内进行输送。采样管、外包保温层以及电加热带式采样管线最为主要的组成部分。通过一段段的电阻丝连接采样管并行加热电缆的两极线中间部位，在电缆两极逐渐的通电之后，借助于发热的电阻丝来实现伴热管路的加热。采样柜中的温控器一般情况下都是借助于存放到室外采样管内部的温度检测元件来对伴热管温度进行检测，同时借助于可控硅模块，来将采样管线温度控制在一百摄氏度左右，从而预防烟气中水汽出现冷凝。需要注意的是，在北方地区，由于存在较大的冬夏温差变化，最冷的时候甚至会到达零下四十摄氏度，特别是在遭遇大风等恶劣天气的时候，会加大保温层的散热量，这样就会致使采样管线中，一些部位温度很难维持在一百摄氏度，从而也就会造成堵塞现象。想要让这种现象得以消除，就需要对高温控制器的加热温度进行提升，必要的时候还应该这些部位上在增设保温层。此外，采样管线加热电缆在两端，应该做好电缆两极电阻丝的绝缘工作，不能够接触金属层，让检修人员可能发生的触点事故得以消除。

1.3氧含量的测量

测量氧含量的方法主要有两种，第一种是和二氧化硫分析方法相似的一种磁氧分析法，简单来说就是采样的气体分出一路进入到氧分析器中；另一种方法则是氧化锆直接测量法，这种方法是当下测量氧含量运用最为广泛的一种方法。它是通过在烟道内部直接插入氧化锆探头，在七百五十摄氏度的温度环境下的锆元件，因为烟气和大气中氧含量存在一定差异，氧化锆元件就会形成一些电势，电势值会被电子电路直接转化成氧含量。在我国，这种氧含量的测量方法已经非常成熟和稳定，又具有较小的维护量，最为常见的故障只是氧探头元件发生老化，只需要将探头元件更换就行。此外，氧化锆探头的标定，不管是氧标准气体标定还是大气中标定都可以用，具有较好的稳定性。

2.烟气分析系统的维护分析

为了让烟气分析仪表运行时间更久、更稳定，使其使用寿命得以增加，首先，需要相关检修人员进行定期的巡视维护，一般可以每天巡检一次，这样能够对出现的问题做到及时发现，及时处理，让事故扩大现象得以消除。其次，主机系统停运较长时期时，应该也要停运烟气分析系统或停运部分系统，让设备的使用寿命得以延长，例如：制冷器、蠕动泵以及分析仪等。第三，一般分析仪都具有一定的漂移性，介于此，只有定期进行气体分析仪表标定，才能让仪表的准确性得以维持。最后，在分析仪中最容易出现损坏的部件就是采样泵和蠕动泵，应对这两种部件进行储备，以防止出现损害却没有新的更换而致使系统运行遭受影响的现象发生。

3.总结

总而言之，随着我国经济的发展，以及人们环保意识的加强，烟气脱硫系统的重要性也越来越重要，只有合理的运行烟气脱硫系统，才能最大程度的实现环保，从而在环境不会受到破坏的基础上实现媒体资源的不断开发和运用。

参考文献

[1]尹连庆，李伟娜，郭静娟.燃煤电厂湿法烟气脱硫系统的水平衡分析[J].工业安全与环保，2011，01：21-23.

烟气再循环系统篇3

1.1 锅炉的低温腐蚀

目前, 我国国内应用锅炉的行业中, 由于煤、石油、天然气等燃料中均含有硫, 燃烧时通常会产生硫氧化物, 硫氧化物与水蒸气结合后即形成硫酸蒸汽。当锅炉尾部受热面的金属壁面温度低于硫酸蒸汽的凝结点 (称为酸露点) , 就会在其表面形成液态硫酸 (称为结露) 。长期以来, 空气预热器的尾部受热面由于结露而引起的腐蚀时常发生, 难以避免。以至于目前在锅炉设计时不得不通过提高排烟温度或使用传热极差的非金属材料 (如搪瓷管) 来缓解结露和腐蚀现象的产生, 并没有从根本上解决问题。而单纯提高排烟温度又势必造成大量低温能源的浪费, 无法进一步回收。尽管如此, 空气预热器往往在运行一到两年后依旧会出现腐蚀, 直至穿孔。这是一个世界性难题。

1.2 常用的换热器

一般常用的换热器为管式换热器, 其金属受热面最低壁面温度与热流体排放温度之间大致处于一种倍数关系, 即排烟温度为140℃时相应的最低壁温仅为70℃左右。

对于热管换热器, “如果金属受热面壁面温度要求不低于77.8℃时, 其排烟温度通常不得低于155℃, 否则必然引起低温结露腐蚀”;

如果根据运行工况进行必要的调整, 可以避免发生低温腐蚀, 有办法直接对壁温直接进行调整控制。即解决了低温腐蚀问题;被加热的水回收了烟气中的余热, 从而可实现了节能的目的。

概括换热技术, 其核心内涵在于:

a、能够在锅炉的设计和改造中, 大幅度降低烟气的排放温度, 使大量的中低温热能被有效回收, 产生十分可观的经济效益;

b、在降低排烟温度的同时, 保持金属受热面壁面温度处于较高的温度水平, 远离酸露点的腐蚀区域, 从根本上避免了结露腐蚀和堵灰现象的出现, 大幅度降低设备的维护成本;

c、实现了换热器金属受热面最低壁面温度处于可控可调状态, 使变换热器具有相当幅度的调节能力, 适应锅炉的燃料品种以及传热负荷的变化, 使排烟温度和壁面温度保持相对稳定;

d、保留了热管换热器所具有的高效传热特性的同时, 可通过排除不凝气体有效解决老化问题, 大大延长了设备的使用寿命。

2、设备分析

2.1 参数记录

DG35/3.82-19循环流化床锅炉, 额定蒸发量35t/h。数据显示, 在锅炉尾部烟道上, 省煤器进口烟温为548℃, 空预器进口烟温为260℃, 最终排烟温度为180℃。

其相关参数如下图所示:

2.2 燃料分析及酸露点估算

据锅炉所使用煤质的分析资料, 根据资料整理出平均数据 (如下表) 。对酸露点的计算过程如下:

采用冯俊凯等主编的《锅炉原理及计算》 (第三版) 推荐的经验公式, 烟气酸露点计算如下:

β为常数, 当α=1.2时, 取β=121;对于循环流化床锅炉取飞灰系数αfh=0.7, 计算出烟气酸露点为:tld=60℃ (此数值可为设计参考) 。

根据酸露点的数值, 本方案将烟气温度降至90℃, 换热器最低壁温设置在75℃左右, 需要特别指出的是本方案中所述换热器最低壁温控制在75℃以上, 是针对用户燃料分析及酸露点估算值而设置的, 实际运行时换热器最低壁温控制值可以根据用户实际所使用燃料的烟气酸露点作相应变动, 当用户实际烟气酸露点比较高时, 我们可以通过自控装置自动调节受热介质的流量来改变换热器最低壁温, 这样就能保证在受热面安全 (不结露) 的前提下回收效益的最大化。

3、问题和需求

上述运行工况显示, 排烟温度为180℃, 远远高于150℃。通过煤质分析报告所计算出的燃料酸露点在燃料含硫量0.43%时为60.27℃。我们认为在安全、可行的前提下, 使用复合相变换热器利用烟气余热还是有较大的空间。在避免结露积灰问题的前提下, 将排烟热损失尽可能减少, 用回收的低位热量将进入除氧器之前处于常温20℃的除盐水进行加热, 会对锅炉运行安全和效益起到好的作用, 同时将增加了烟道尾部引风机的负荷增加情况, 需要进行必要的说明。

4、改造方案

4.1 加热地下水

在原锅炉烟气系统尾部水平段, 即除尘设备之前烟道加装一吸热段。其作用为:回收烟气中的热量, 排烟温度可以从现在运行的180℃降到90℃左右, 回收热量用于加热处于常温4℃的地下水。同时吸热段受热面的设计最低壁面温度 (75℃) 高于燃煤酸露点温度, 且还有一定调节余量, 从而保证换热器不结露、不积灰、不腐蚀。

改造完成后, 换热器在各种工况下通过自控系统保证排烟温度稳定在设计值的同时, 加热温度为4℃的地下水, 把出口水温始终加热至65℃以上, 从而达到回收烟气余热提高锅炉系统热效率的目的, 最终排烟温度为90℃。

4.2 电气自控部分方案描述

a) 概述

可靠实现变换热器的数据采集控制。确保壁温处于控制范围。准确采集烟道, 被加热介质的温度, 流量。实现无人自动运行。

b) 主要组成

温度传感器 (铂热电阻) , 现场显示和控制终端, 控制室计算机, 执行器 (电动调节阀) 。

c) 控制流程示意图

d) 控制系统图

现场采用PLC作为采集终端, 将温度等信号采集到PLC上, 通过人机界面显示出来并通过通讯总线传到中控室计算机。并可通过计算机或人机界面设置控制参数, 包括壁温控制值, 闭环控制参数等。

e) 实现功能

(1) 现场控制完成换热器数据监控, 确保壁温可调可控, 让壁温在设定值上下波动。

(2) 实时采集记录换热器运行工况。

(3) 在控制室或现场均可直观显示采集参数。

(4) 可根据日期查阅历史数据报表和趋势曲线

(5) 连续统计流量和温度变化, 即时换算热交换效率。

(6) 报警事件信息的浏览查询

4.3 对现有风机影响的分析

通常来说, 在现有烟道中布置受热面对阻力的影响必然是增加的, 但这仅仅是考虑到这部分受热面增加的这一部分阻力。需要说明的是, 在不同温度下所对应的气体体积流量也是不同的。所以当一定体积流量的烟气在流经换热器后, 其温度降低, 所以其体积流量也会变小。引风机最终的出力应该为增设换热器设备本身所增加的阻力, 与烟气体积流量变小后所减小的阻力, 相抵消后的结果。

将烟气温度由180℃降低至90℃:现运行当地流量为76662m3/h。改造后换热器出口排烟温度为90℃, 烟气流量为614314m3/h, 改造后烟气体积流量减小19.8%。可以肯定的是, 当烟气的体积 (当地) 流量变小, 风机的出力也必然减小, 该数值可以近似折算为3000Pa×0.198=594Pa。

所以, 尽管增加相变换热器设备所增加的阻力为450Pa, 但与风机出力减小二者相抵消后, 理论上风机的出力反而是打打减小了144Pa。因此增设换热器设备对引风机的影响很小。当进入引风机的烟气降低到一个合理的温度后, 对风机的运行维护也是有很大帮助的。

4.4、软化水设备

因为采用了地下水加热, 为保证换热器长垢而需要去除原水中的钙、镁离子以及导致换热面长垢的元素.这由软化水设备完成。软化水设备放置在换热器入口处。

由于水的硬度主要由钙、镁形成及表示, 故一般采用阳离子交换树脂 (软水器) , 将水中的Ca2+、Mg2+ (形成水垢的主要成分) 置换出来, 随着树脂内Ca2+、Mg2+的增加, 树脂去除Ca2+、Mg2+的效能逐渐降低。当树脂吸收一定量的钙镁离子之后, 就必须进行再生, 再生过程就是用盐箱中的食盐水冲洗树脂层, 把树脂上的硬度离子在置换出来, 随再生废液排出罐外, 树脂就又恢复了软化交换功能。由于水的硬度主要由钙、镁形成及表示由于水的硬度主要由钙、镁形成及表示钠离子交换软化处理的原理是将原水通过钠型阳离子交换树脂, 使水中的硬度成分Ca2+、Mg2+与树脂中的Na+相交换, 从而吸附水中的Ca2+、Mg2+, 使水得到软化。

5、投资效益分析

经改造, 换热器蒸发段进口烟气温度为180℃, 换热器尾部排烟温度为90℃, 此区间烟气降温幅度为90℃。

回收热量Q

式中Vg=46200Nm3/h, 为烟气流量;

ρg=1.295kg/Nm3, 为烟气密度;

Cpg=1.12kJ/ (kg℃) , 为烟气比热;

ΔT表示前、后的排烟温度温差;

ψ为设备保热系数, 取0.98。

式中Q=1642kW, 为回收热量的千瓦数;

Qp=7000kCal/kg, 为标煤的发热量;

ηk=78%, 为锅炉效率;

860[大卡/ (千瓦时) ]为单位转换系数;

HR为设备每年运行时数, 为4320小时。

摘要：针对一般工业锅炉排烟温度可达180℃, 回收烟气中的热量, 排烟温度可以从现在运行的180℃降到90℃左右, 具备较高的经济性, 只要解决低温结露问题, 即可回收大量能源, 并减少热量损失。

关键词：锅炉,尾部烟气,热量回收

参考文献

[1]顾维藻等著.强化传热.科学出版社

烟气再循环系统篇4

关键词：燃气炉灶烟气余热回收系统可靠性和实用性

中图分类号：TK115 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）07（a）-0076-02

商用燃气灶具主要是指适用于商业餐饮场所及各大机关单位、学校、工地食堂的大型厨房燃气烹饪设备，目前大量使用的有中餐燃气炒菜灶、炊用燃气大锅灶、燃气蒸箱等。商用燃气灶具设备大多采用传统型式结构，热能利用热效率较低，大量剩余热量通过散热和排烟系统直接排出，造成后堂温度上升，厨房工作环境恶化。为此，在采纳新型节能燃烧器和产品结构的基础上，综合考虑商用灶具以及厨房后堂等的能源需求关系，设计和研制一种新型燃气炉灶烟气余热回收系统，有利于烟气余热回收，制备下级热水使用，提高系统工作的稳定性和可靠性；同时提高能源综合利用率，降低能源消耗，改善厨房环境。

1 系统介绍

燃气锅灶在燃烧过程中有大量的高温烟气释放，将烟气废热回收装置安装于燃气锅灶后靠排烟烟道上，采用上下口相互插入方式，冷水从夹套下部进入，顶部出水，在夹套内侧沿烟气垂直流动方向，布置数根翅片管，煙气从管外翅片间穿过并传热到翅片，冷水自管内流动并与管壁进行热交换，充分获得烟气热量，烟气温度可从进口处600 ℃下降到排出160 ℃左右，甚至更低，将烟气中热量转移到水中，并通过管道输送到储水箱待下级使用（图示略）。

如何提高烟气余热利用的技术措施，包括合肥顺昌公司等生产企业与研究机构做了大量的工作，如在采用高效燃烧器、改进炉膛内部结构、改进配置锅具的吸收热量性能、采用防空烧技术、提高烟气余热利用率、减小热损失等方面做了卓有成效的研究和实践。文章在总结比较以往设计和使用的经验基础上，提出改进并开发一种新型燃气炉灶烟气余热回收系统。

1.1 内置换热器的改进

为保障水质符合饮用水质要求，换热器材质更换为SUS304不锈钢，不再使用水夹套并取消拉筋加固以防止内侧板承压变形的设计方式，改为由SUS304轧制的进出水联箱，在联箱之间安装数根翅片管，翅片管的管子材质也为SUS304不锈钢，考虑到不同材质对烟气传热的影响，翅片材质采用碳素冷板，厚度0.3～0.4 mm。上下排列的翅片管换热管束采用叉排，翅片管倾斜安装，以保证热水自然流动的畅通，换热排管外侧采用不锈钢SUS201或SUS304与进出水联箱组成换热烟室。烟室外板采用保温隔热处理，减少热量损失。

1.2 加热系统水循环形式的改进

由于以往系统较多采用了电磁阀和温度传感器控制，故障点较多；用户如不能及时用完水箱存水，会导致炉灶再次使用中热水无法储存的问题，引起水箱溢流，出现热能和水资源的双重浪费；或者较长时间不用时，会使得水箱内原有存水温度下降，无法再加热使用；当采取按流量计费方式时，不利于节能减排量的核实，实际运行中容易产生争议等问题。为了提高系统的稳定性和可靠性，便于系统的实际操作和应用，对烟气余热加热系统水循环形式进行了创新性改进。

1.2.1 自然循环加热系统

利用热水自然提升的原理，改进水路方式，采用自然循环加热系统（图示略），这样可以大大减少电磁阀和温度传感器的配置数量。该系统适合于炉灶数量较少情况下，换热装置共用1根循环冷热水管，要求水箱安装置于炉灶高度以上，水箱底部超过换热器出水口位置0.3～0.5 m以上，换热器下部进水口全部并联并与水箱下部出水口连接，换热器上部出水口也汇合到总管上回到水箱，回水总管要求有不小于3°的向上倾斜到水箱的角度。单组并联炉灶数量不超过4台，如炉灶数量较多，可采取多并联回路方式进行。

1.2.2 强制循环加热系统

当炉灶数量较多、或水箱无法安装置于炉灶高度以上、或水箱与炉灶距离较远、或者现场安装困难时，在自然循环烟气废热回收系统上增加水泵强制循环加热系统（见图1）。即在每个炉灶换热器进水口安装电磁阀，当炉灶使用时，电磁阀将自动打开，换热循环泵工作由压力开关控制，当水泵出口压力低于设定值，水泵将启动循环加热。

为保证系统的热效率，在每台炉灶换热器进口管道上安装电磁阀一个，与燃气灶风机联动，当风机电源接通时，电磁阀打开，反之则关闭。

在采取强制循环情况下，水箱的位置高低及与炉灶的距离将无关紧要，管道的安装坡度将不做严格要求、管路将可以做的直径较小。

1.3 系统运行控制的改进

原系统由于为一次性热水制备，必须及时用完或用掉部分，否则炉灶再次使用中制备的热水将无法储存导致水箱溢流，从而引起水和热量的双重浪费；另外，水箱原有存水较长时间变冷，不能回流加热，必须先排空放尽才能重新储备热水。基于以上问题，新型系统采用变液位控制保证水箱水温的稳定和符合使用要求的方式。在水箱满水时采用上水电磁阀及浮球阀双重控制切断上水，保证不会出现溢流情况，水箱水温在原设定基础上可继续循环升温；另外，水箱剩余水即使温度较低，但在下次的炉灶使用中还能得到再循环加热而不会浪费。

采取自动化运行控制，应用系统的理论，总体控制与分时段控制相结合，提高系统的实际运行效果，客户满意度大大提高。

2 结语

新型炉灶废热回收系统不仅优化了产品结构，易于加工制造，与水直接接触的材料采用不锈钢材质，保证了水质符合使用要求；取消了原先每台炉灶进出口的电磁阀和温控探头，即使在强制循环加热情况下安装有电磁阀，但其作用也与原来不同，电磁阀关闭不严不会对系统运行造成影响。

参考文献

[1]CJ/T 392-2012炊用燃气大锅灶[S].

烟气再循环系统篇5

目前,黑龙江省建设的300 MW及其以上容量燃煤火力发电机组都安装了烟气脱硫系统,200 MW机组的部分电厂都进行了脱硫改造,增设了脱硫装置。截至目前为止共有16座发电厂31台200 MW及以上机组增装了脱硫系统,并且为及时准确获取机组各项污染物排放指标均配置了原、净烟气连续监测系统(Continuous Emission Monitoring Systems,以下简称CEMS)。根据省内燃煤电厂脱硫烟气在线监测系统及采样布点的核查现状,发现用烟道现用测点截面附近的比对孔速度场测试方法能够找出混合烟道内代表锅炉机组产生的烟气量速度值,以供流量采集、计量之需。因此,为了满足环保部门的监测要求和综合脱硫效率监测的要求,本文分析了核查过程中发现的脱硫烟气在线监测系统取样布点存在的问题,提出了烟气速度相对稳定点选择的试验方法。

1 速度相对稳定点选择的设计思想

为实现燃煤电厂在脱硫装置投运后性能达标试验的脱硫效率满足性能保证值,国内的设备厂家在设计采样点时,通常将净烟气测点设在脱硫塔出口净烟气烟道上,其一是因为采样测点前有足够长的直管段烟道,能保证烟气监测系统在气流相对稳定的状态下采样,反映烟气的实际状态。其二,能防止旁路烟道挡板不严,部分烟气漏入,导致SO2浓度偏高,影响机组脱硫效率[1]。但是,这样的采样布点方式不符合环保部门的监控要求。在环保部门的监管下,目前各电厂均已将FGD出口净烟气参数采样点移位到烟囱入口混合烟道处的水平烟道上(如图1所示),从而确保在线监测系统测量的是整个电厂最终排放的烟气参数,既满足了环保部门的监测要求,也满足了综合脱硫效率监测的要求。然而,在实施过程中,速度采样点的选取又遇到了新的问题,为节省投资,新建、扩建机组旁路烟道与净烟道混合后至烟囱入口的混合烟道直段较短,而且净烟道与混合烟道的连接成90°,此外法兰、挡板均加装在这一较短的直段烟道内,致使进入混合烟道内的气流产生较大的离心力,极不稳定,较为紊乱,造成流量值的波动较大,给流量的采样及计量带来了困难。因此,在这种特殊的短而大且带有急弯的烟气通道里,选择烟气脱硫在线监测系统流速测点,尚需积极探索。

1.1 机组脱硫设备

以某发电企业1台600 MW国产引进型凝汽式汽轮发电机组为例,该机组加装1套湿法烟气脱硫(FGD)装置,采用石灰石/石膏湿式脱硫工艺,如图2所示。原烟气从锅炉岛引风机后水平总烟道引出,进入FGD系统的吸收塔,在吸收塔内脱硫净化后,经混合烟道进入烟囱,最终排入大气。混合烟道截面尺寸为5 m×5.6 m,烟道长度为4 m。

1.2 试验设计程序

为便于环保部门对SO2的排放量的监管,各电厂通常在混合烟道内加装CEMS系统,连续采集SO2的流量及浓度,上传至环保部门,从而确定其SO2排放量。因此能否准确核定SO2排放量应取决于SO2的流量和SO2的浓度的采集。通常原烟气经脱硫塔后还要通过一段足够长的净烟气直管道,这一流程使烟气在脱硫塔内直至净烟道内充分扩散、混合,达到均匀状态,即使经过急弯进入混合烟道,浓度也没有剧烈的波动,所采集到的浓度信号十分稳定,可以直接用于SO2浓度的计量,因此找到稳定的平均流速代表点并被CEMS系统采集,就成为准确计量SO2排放量的关键。

首先应确定混合烟道内烟气平均流速,其次在混合烟道内寻找平均流速代表点,最后验证平均流速代表点的相对稳定性。整个试验分3个部分进行,试验步骤如图3所示。

2 混合烟道内烟气平均流速的确定

混合烟道内烟气平均流速的确定是整个试验的基础,选择速度代表点是关键。该流速可采用烟道截面网格法直接测量各网格节点的烟气动压平方根,从而求出烟道截面的平均流速。此方法虽简单,但现场测试条件所限,不易操作。该流速的确定还可通过易地测试辅助理论计算,求出混合烟道截面的实态流量,根据已知的烟道截面积,最终确定该截面实际流速。

2.1 烟道截面网格法直接测量速度[2]

按照《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》(GB/T1657-1996)中规定,采样位置应选择在垂直管段,同时避开烟道弯头和断面急剧变化的部位作为锅炉烟气测量点。显然,混合烟道速度测点的设置不完全满足上述要求,如果必须采用网格法直接测量速度,只能根据现场现有的实际条件尽量满足试验要求。混合烟道截面测点布置如图4所示。

测点湿烟气气体速度Vs为

undefined

式中:Kp为皮托管修正系数;Pd为动压,Pa;ρs为湿烟气的密度,kg/m3。

测量状态下湿烟气密度ρs为

式中:ρn为标准状态下湿烟气密度,kg/m3;ts为烟气温度,℃;Ba为大气压力,Pa;Ps为排气静压,Pa。Ms为湿烟气气体分子量,kg/kmol。

湿烟气气体分子量Ms为

式中:XO2 、XCO 、XCO2 、XN2 、XSW分别为烟气中O2、CO、CO2 、N2、H2O的体积百分数,%;MO2 、MCO 、MCO2、 MN2、 MH2O分别为烟气中O2、CO、CO2 、N2、H2O的分子量,kg/kmol。

烟道某一断面的平均流速undefined可根据断面上各测点测出的流速Vs得出,即

式中:Vsi为某一测点的烟气流速;n为测点的数量;为烟气动压平方根平均值,Pa;Pdi为各测点的动压测定值(i=1,2,…,n),Pa。

按采样位置要求,在皮托管上标出各测点应插入采样孔的位置,以网格布点的方式逐点对烟道中烟气动压、静压、温度、湿度等参数进行测定。同时,利用烟气成分分析仪对烟气中不同气体体积百分比进行测定,也可根据所燃煤质元素分析计算出不同气体体积百分比,利用上述公式可直接测量测点的动压,求得混合烟道平均流速。

2.2 易地测试辅助理论计算求取混合烟道平均流速

因现场测试条件限制而无法开测孔,或空中无脚手架难于实施测试,可以采取易地测试辅助理论计算的方法求取混合烟道平均流速。

对于加装FGD 的锅炉机组,原烟气经增压风机后进入脱硫塔(无GGH),自下而上的高温烟气与自上而下的浆液逆向接触并发生反应,烟气温度迅速下降,浆液中的水分不断蒸发,烟气中的水蒸气迅速达到饱和,烟气自脱硫塔出来后经除雾器脱出液态水滴后,除雾器出口烟气携带的水滴含量低于75 mg/Nm3,此时原烟气已经变为了净烟气,并携带大量的水蒸气进入混合烟道,最终通过烟囱排入大气。若计算混合烟道流速,需求得该截面烟气流量,根据已知的烟道截面,可确定截面流速。

通过混合烟道截面的烟气流量(烟气体积)Q混由干烟气流量Q干、脱硫塔出口烟气携带的饱和水蒸气流量Q水组成。其中烟气携带的饱和水蒸气来自于燃料燃烧产生的水蒸气及在脱硫塔内原烟气与浆液热交换产生的饱和水蒸气,表达式为

首先,选择在长直管段除尘器出口烟道上进行温度、压力、氧量、含湿量等参数测量,按2.1中的方法得到锅炉除尘器出口平均流速,并计算出除尘器出口实态烟气流量Q1,根据引风机的的温升、增压风机后压头的增加,换算出脱硫塔入口的烟气标干态流量Qs1,即

式中:F1为除尘器出口测定断面面积,m2;undefined为锅炉除尘器出口平均流速,m/s;P1为脱硫塔入口烟气静压,Pa;t1为脱硫塔入口烟气平均温度,℃;Xsw1为除尘器出口烟气平均含湿量,%。

从理论上讲,从FGD入口至混合烟道这一管段存在一定的漏风,加之在脱硫塔内氧化风机加入一定氧量,因此可通过网格法测量脱硫塔入口烟气平均氧量O2in及混合烟道截面的平均氧量O2out,用于计算烟道漏风率Δα,根据漏风率定义式,再求出混合烟道截面标准状态下干烟气流量Qs2。

烟道漏风率为

undefined

式中K为大气中含氧量,根据海拔高度查表得到。

根据温度、压力、含湿量等参数换算乘混合烟道截面实态干烟气流量Q干为

式中:P2为混合烟道烟气静压,Pa;t2为混合烟道烟气平均温度,℃;Xsw2为混合烟道烟气平均含湿量,%。

在工程实际中,每个工程烟气参数都不一致,但是相同状态下干烟气密度和干空气密度相差不大,因此用干空气的含水量公式来计算干烟气的含湿量。混合烟道截面实态的饱和水蒸气质量M水计算方法为[3]

式中:M0为混合烟道标态干烟气质量,kg/h;ρ干为干烟气密度,kg/m3;Pw为混合烟道平均温度下饱和水蒸气分压,可通过计算或查表得到,Pa;ρ水为饱和水蒸气密度,可查表得到,kg/m3。

干烟气标准密度ρ干:α=1.0时,取1.39 kg/Nm3;α=1.4时,取1.36 kg/Nm3[4]。

根据上述公式(7)、(11)、(15)最终求得混合烟道截面实态的流量Q混,因此混合烟道截面的平均流速undefined为

undefined

式中F混为混合烟道截面积,m2。

混合烟道内烟气平均流速的确定方法以现场实测为基础,借助于严密的理论推导,完成了现场无法实现的测试工作,最终完成混合烟道平均速度的确定。

3 混合烟道平均流速测点选择

在烟囱入口混合烟道上分别装有CEMS小间,将CEMS系统安装其内,每个烟道内CEMS所用测孔及上下比对测孔亦安装在CEMS小间内(如图4所示)。

根据2.2中求得的undefined,按式(1)求出其在混合烟道内对应的动压值P′d。假定混合烟道上测孔A为CEMS所用测孔,则用靠背管分别对测孔B、测孔C进行不间断点速度场测试,记录下数字差压计显示值为P′d时的测点位置,L为测孔与平均流速代表点(数字压差计显示值为P′d时的测点位置)之间的垂直距离,具体位置如图4所示。

为了验证所测混合烟道平均速度代表点数据是否具有较高的可信度和稳定性,分别测定5次,时间间隔为5 s,烟气流速为a1、a2、a3、a4、a5,以及时间间隔为60 s的烟气流速b1、b2、b3、b4、b5,并进行误差分析。

其中,时间间隔为5 s 的烟气流速测量平均值undefined为

undefined

绝对偏差为

undefined

相对偏差为

undefined

式中:ai为第i次时间间隔5 s烟气流速测点结果,m/s;undefined为平均相对偏差,%。

根据公式(17)、(18)、(19)、(20),同理得到时间间隔为60s的烟气流速测量结果。

采用2混合烟道内烟气平均流速的确定和3混合烟道平均流速测点选择试验中阐述的方法对省内某发电企业1台600MW国产引进型凝汽式汽轮发电机组进行了测试,最终确定该机组混合烟道平均速度代表点与测孔的垂直距离为L=2.64m(测点位置如图1所示)。现以该机组在L=2.64m时的流速测量结果为例,阐述混合烟道平均速度代表点验证试验,试验数据如表1所示。

经计算,5 s间隔内平均流速的平均相对偏差值undefined为6.696%,60 s间隔内平均流速的平均相对偏差值undefined为3.540%,,因此选取平均相对偏差值较小的时间间隔60 s进行校核性试验。

4 混和烟道平均速度校核性试验

为验证混合烟道平均速度的稳定性,考察不同工况条件下混合烟道平均速度的变化情况,设置混合烟道平均速度校核性试验。试验条件为改变电厂运行负荷,在机组负荷分别为600 MW(100%)、480 MW(80%)、360 MW(60%)时,在L=2.64 m处分别测定5次时间间隔为60s的烟气平均流速,并利用式(17)、(18)、(19)、(20)进行误差分析。经分析,在3种负荷情况下,平均速度的平均相对偏差分别为3.540%、3.336%、3.408%,均满足误差要求,即相对偏差基本维持在6%～10%[2],因此最终确定L点即为符合CEMS系统采集要求的速度相对稳定代表点。

5 结论

1) 在混合烟道内寻找相对速度稳定点是一项繁杂的试验研究工作,反复开展大量的测试工作是成功获取相对速度稳定点的重要保证。

2) 烟气平均速度可采用烟道截面网格法直接测量。在受现场测试条件限制的情况下,宜采用异地测试辅助理论计算的方法来求取,再通过速度场测试进行验证,最终确定出烟气速度的相对稳定点。

3) 该测试方法可以科学地为CEMS系统提供既准确又稳定的平均速度及流量测点,真实反映机组二氧化硫的排放量,使发电企业真正享受到脱硫电价的优惠,有利于脱硫未达标单位排污费的足额征收。

参考文献

[1]陈文林.火电厂脱硫烟气在线监测系统运行中须注意的问题[J].节能与环保,2011(1):74-76.

[2]冯真祯.燃煤电厂矩形烟道烟气流速确定方法研究[D].南京:南京信息工程大学,2011:1-63.

[3]李吉祥.石灰石-石膏法湿式烟气脱硫工艺水量计算方法探讨[J].吉林电力,2007,35(4):15-17.

烟气脱硫电气系统设计篇6

关键词：供配电系统,直流系统,保安电源

1 高压电源的引接

某电力有限公司4台300MW机组,在电厂主体设计时高压厂用工作变分裂绕组均预留了脱硫系统用电负荷容量,脱硫系统高压电源直接接于主厂房高压厂用工作变。

2 6kV供配电系统

工程电气系统采用两个电压等级(6kV和400V电压等级),高压6kV母线按炉分段,每炉单独设置一段6kV工作母线,6kV系统设计为单母线分段系统。工程共引入8回6kV电源,每回电源容量不小于5 000kV·A。每段6kV母线供给对应脱硫岛的6kV电压等级的电动机负荷(6kV增压风机和6kV浆液循环泵)及对应的低压脱硫变压器。6kV脱硫母线为双电源供电,电源引自对应机组厂用电6kV工作母线A段和6kV工作母线B段,两路电源一用一备,互相闭锁,当工作电源失电时投入备用电源。从而保证系统供电的可靠性。脱硫岛的6kV系统原则性电气接线图如图1(图为#1机6kV脱硫段,其他3段类同)。

3 低压400V供配电系统

1)脱硫400V电气系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。75kV及以上电机直接由PC母线一级供电到用电设备,75kV以下电机经MMC母线二级供电到用电设备,供电系统简单可靠,有利于实现上下级选择性保护的配合。减少了因配电层次过多而导致的管理不便、操作繁复和因元件故障和操作错误而产生事故的可能。

2)低压PC采用单母线分段带母线联络开关接线,由4台脱硫变低压侧供电。1号~4号脱硫变低压侧设400V脱硫动力中心A,B,C,D段,分别向1号~4号机组的380V/220V低压脱硫负荷供电;其中脱硫动力中心A、B段和C、D之间分别设母线联络开关,正常运行时联络开关打开,当某一段进线电源故障时,跳开该段进线电源开关,闭合联络开关,确保为两段母线上的重要负荷的供电。两电源进线开关和母线联络开关间实现机械和电气双重闭锁,在任何时候只能同时闭合两个开关。低压400V系统为中性点直接接地系统。PC(动力中心)原则性接线图如图2(图为动力中心A段、B段,C段、D段类同)

3)低压MCC采用单母线分段接线。脱硫动力中心A段和B段下设1号炉脱硫MCC段和2号炉脱硫MCC段;B段和C段下设石灰石制浆系统MCC段;C段和D段下设3号炉脱硫MCC段和4号炉脱硫MCC段;A段和D段下设石膏脱水及废水处理MCC段。各MCC段均采用双回路供电,电源分别引自脱硫动力中心A、B、C、D段,两路进线电源互相闭锁.采用ATS双电源自投装置。运行表明,采用这种配电方式保证了供电系统稳定安全运行,提高了系统的可靠性与灵活性,同时接线简洁,单元性强。各MCC(电动机控制中心)原则性接线图如图3所示。

4 保安电源系统

根据脱硫工艺特点及要求,在厂用电失电时,为了确保设备的安全停运,脱硫系统一些辅机需要在厂用电失电时仍需继续进行,如工艺水泵、原烟气挡板旁路烟气挡板,吸收塔搅拌器,除雾器冲洗水泵,增压风机密封风机等负荷;另外,对于热控的DCS系统以及电气的UPS系统、事故照明等同样需要提供保安电源。设计考虑在脱硫系统设置独立的事故保安PC段,以便向脱硫岛事故保安负荷集中供电。而保安电源的引接是关键问题,按DL/T5153-2002《火力发电厂厂用电设计技术规程》规定,容量为200MW及以上机组主厂房均设置了柴油发电机组,因此,在主厂房柴油发电机容量满足要求的情况下,可以考虑从主厂房事故保安段引接。本烟气脱硫工程由于是老厂改造工程,主厂房原有的柴油发电机组备用容量不够,故本次设计为脱硫系统设置柴油发电机组。柴油发电机的负荷计算,采用换算系数法,按最大计算负荷选择,并考虑保安负荷的投运规律,对于在时间上能错开运行的保安负荷不全部计入。根据脱硫系统保安电源负荷统计,对厂用电失电后,关闭旁路烟气挡板,原烟气挡板,净烟气挡板,增压风机密封风机,DCS系统,UPS系统,火灾报警,事故照明等和失电30min后需运行的设备,如吸收塔搅拌器,除雾器冲洗水泵等进行分类,按取其大者选择柴油发电机容量,其容量为500kW。在柴油发电机组出线后设独立的脱硫400V事故保安PC段,为#1~#4机400V脱硫事故保安MCC段提供事故保安电源,#1~#4机400V脱硫事故保安MCC段正常情况由PC动力中心A、B、C、D段供电,事故情况下由脱硫400V事故保安PC段分别引入一路保安电源供电。各保安MCC段两路进线电源互相闭锁,采用ATS双电源自投装置。当工作电源失电后,其失电信号连锁启动柴油发电机组,ATS自动切换到柴油发电机组供电。保证了在电网失电后,重要负荷的供电可靠性。保安电源系统原则性接线图如图4。

5 直流系统

由于脱硫岛布置在炉后,距电厂主厂房较远。脱硫岛单独设置一套220V直流系统,不设端电池,设置微机型电压绝缘监察装置,集中监控器和蓄电池巡检仪。主要为脱硫岛内电气控制,信号,继电保护,6kV及380V断路器跳合闸,UPS,直流事故照明等负荷供电。直流系统采用单母线分段接线,两机设置一段直流母线,#1,#3机共用220V直流母线A段,#2,#4机共用220V直流母线B段。直流系统包括2组800AH密封阀控铅酸蓄电池,3套高频充电装置(N+1热备份),一套直流配电屏(2个馈电柜,2个联络柜),这样可保证在一组蓄电池放电维修时,系统仍能安全运行。直流装置的供电电源采用两路交流供电,3套高频充电装置的两路交流电源分别引自#1机400V脱硫保安MCC段和#1机400V脱硫MCC段,#2机400V脱硫保安MCC段和#2机400V脱硫MCC段,#3机400V脱硫保安MCC段和#3机400V脱硫MCC段。蓄电池容量按阶梯计算法选择.蓄池组以浮充电,均衡充电方式运行,其浮充电压为2.23V,均充电压为2.32V,终止电压为1.90V.交流事故停电时间按1h设计,可在全厂失电后继续维持其所有负荷在额定电压下连续运行不小于60min。从直流系统接线图可看到:系统的电池为800AH两组电池,互为备用;充电装置为三套,两用一备;充电装置的进线电源为双电源且自动投切;直流A,B两段母线互为备用,当一段母线失电时,由另一段母线通过电源切换装置供电。从而保证了直流系统供电的可靠性。直流系统原则性接线图如图5所示。

6 不停电电源系统(UPS)

为了保证不停电电源系统供电的可靠性,本工程4台机组脱硫岛设4套30kV·A交流不停电电源系统(UPS),即备用UPS装置、公用UPS装置、UPS装置A(#1,#2机组公用)和UPS装置B(#3,#4机组公用)。由于直流系统有两组蓄电池,UPS设计为不带蓄电池。UPS系统主要向脱硫DCS控制系统、脱硫环境连续监测装置(CEMS)、热控配电柜、工业电视电源柜、脱硫段交流小母线、转子停转报警检测盘、脱水系统就地控制站、火灾报警电源柜、球磨机就地控制箱等负荷供电。UPS系统包括整流器,逆变器,静态转换开关,隔离变压器,旁路开关和交流配电屏等。UPS装置的正常输入电源分别取自脱硫400V PC A、C、D段及制浆系统400V MCC段,旁路输入电源取自#1机400V脱硫保安MCC段,直流输入电源引自脱硫直流系统220V直流母线A、B段;UPS输出为单相交流220V,50Hz电源。从UPS系统接线图可看到,UPS系统的三路进线电源一路引自UPS母线备用段配电柜(其电源取自#1机400V脱硫保安MCC段,#4机400V脱硫PC段,脱硫220V直流母线B段),一路引自400V脱硫PC段,一路引自脱硫220V直流母线,从而确保了UPS输入电源的可靠性。UPS的选择主要考虑UPS容量及逆变器容量。逆变器应能满足所有负荷连续运行的要求,并能适应负荷在额定值的0%~100%之间波动.UPS在全厂失电后继续维持其所有负荷在额定电压下连续运行不小于30min,一般正常负载率不大于70%,静态切换时间5ms。UPS系统接线图如下:(图为UPS装置A,其他类同)

7 照明及检修电源系统

1)本工程设置正常照明和一般事故照明,电厂在正常运行和事故情况下,各类照明设施为脱硫系统各车间和脱硫室外工作场所提供满足规范要求的照明。交流照明系统采用380V/220V(三相四线制)中性点直接接地系统,灯泡电压为220V。各正常照明配电箱电源分别引自#1~#4机400V脱硫MCC段、石灰石制浆系统MCC段、石膏脱水及废水处理MCC段。在脱硫控制室及工程师站内装设事故照明。事故照明和正常照明可同时点燃,事故照明在正常情况由脱硫400V公用保安MCC段供电,事故时自动切换到直流母线供电。在脱硫6KV、380V配电室、UPS及直流馈线屏室、制浆配电室、制浆DCS机柜间设置事故照明,为自带蓄电池灯具,正常工作时为自充电装态,事故时能维持照明60min。在正常照明因故障熄灭后,对需要确保人员安全疏散的出入口和通道,装设自带蓄电池的疏散应急照明,应急时间大于60min。

2)本工程共设3个检修电源网,#1,#3机组及其辅助用房设一检修电源网,其电源引自#1机400V脱硫MCC段和#3机400V脱硫MCC段;#2、#4机组及其辅助用房设一检修电源网,其电源引自#2机400V脱硫MCC段和#4机400V脱硫MCC段;综合楼、石膏筒仓区、石灰石贮运区设一检修电源网,其电源引自#1机400V脱硫MCC段和#3机400V脱硫MCC段。各检修电源网的两路进线电源采用环网接线,机组正常运行时,作为分段的检修箱NO断路器应为常开状态,保证检修系统网络中间断开,不并列运行。如某一机组停运检修时(该机组MCC段失电),应先断开该机组MCC段上至检修电源的断路器,断开此断路器后才能将分段检修箱的NO断路器合上,以防止该机组突然来电后与另一系统电源并列。在脱硫岛#1~#4机组处、综合楼每层、#1~#4综合泵房、石膏筒仓区、石灰石贮运区设置检修电源箱,供移动式维护电气设备用电。检修电源系统接线图如图7:(图为#1、#3机组检修电源系统,其他类同):

8 结语

在烟气脱硫工程供配电系统设计中,需要在以下几个方面引起重视。

1)在设计前应收集高压厂用电各母线处的短路容量及出线断路器各保护的整定参数(主要为整定电流和整定时限),以便进行脱硫系统的短路电流计算和6kV配电装置保护的上下级合理配合.实现保护的安全性,灵敏性,可靠性和选择性。

2)脱硫系统电动机参加成组自起动时,需校验主厂房高低压厂用母线电压是否满足规程要求,否则需限制脱硫系统电动机参加本体工程高压电动机成组自起动;另外,还需考虑脱硫最大1台电动机起动时对脱硫高压母线电压的影响。

3)需计及脱硫电动机的反馈电流对主厂房高压开关短路电流及动热稳定的影响并采取相应措施。

4)400V系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式,两级供电的进线开关及重要馈出线回路的开关应为选择性开关,并应做好上下级间的合理配合以减少事故停电范围。

参考文献

[1]戈东方.电力工程电气设计[M].北京:水利电力出版社,1989.

[2]GB50052--95供配电系统设计规范[S].

[3]GB50053-9410kV及以下变电所设计规范[S].

电厂脱硫烟气系统的运行分析篇7

在我国能源结构中, 煤炭占主导地位, 经燃烧后排出的酸性气体, 对大气造成严重污染, 火力电厂发电尤为严重。所以电厂脱硫技术必不可少。

目前各国都在研发电厂脱硫技术, 各种技术数目已高达上百种之多。这些技术可分为三大类:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫[1]。在发电站炉膛内, 煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2, 由于炉膛内温度高, 不利于脱硫, 因此通过烟气脱硫是目前经济快速且行之有效的方法。

1 电厂脱硫技术现状简介

早在20世纪30年代, 英国就有了完整的一套电厂脱硫技术, 随后, 美国、日本、欧盟等国家也相继发展了脱硫装置。与发达国家相比, 我国的脱硫技术起步较晚, 在20世纪90年代初期, 我国开始大力兴建电厂并引进国外先进的烟气脱硫技术和装置, 引进的工艺成熟, 设备先进, 运行可靠, 但由于运行和投资费用巨大, 所以我国在国外先进技术的基础上进行改造创新, 自主研发适合国内行情的脱硫技术。在近二十年来, 我国投入了大量的人力、物力、财力对脱硫技术进行研究, 取得了一系列的成果[2]。但在脱硫行业也存在一些弊端:烟气在线监测系统不能充分利用, 没有完全发挥其效能和作用;我国的脱硫工艺方法过于单一;对于脱硫副产物的处理不够重视, 产生了二次污染等等。

2 电厂脱硫烟气系统运行分析

2.1 石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术 (FGD) 原理

石灰石-石膏湿法烟气脱硫是最常用的脱硫技术, 包括三个过程:质量传递、流体输运和热量传递[3]。具体工艺流程是:烟气经过静电除尘器除尘, 然后经过增压风机、烟气换热器GGH冷却后进入吸收塔。在吸收塔内是以逆流进行洗涤吸收, 烟气由下向上流动, Ca (OH) 2浆液由上向下流动, 并通过喷淋设备进行雾化, 使上行气体可与下行浆液充分接触。在吸收塔中, 通过氧化风机在塔底鼓入氧气, 在氧气充足的条件下, 烟气中的SO2与浆液中的Ca (OH) 2反应生成石膏, 在泵的带动下将石膏浆液排出, 石膏浆液再进入脱水系统进行一级脱水和二级脱水, 所得产物为石膏。经过脱硫后的烟气除去水分后排入大气中, 反应后的废水经处理后由下水管道排出[4]。简要流程图如图1所示。

2.2 石灰石-石膏湿法脱硫系统的运行分析

2.2.1 重要参数的监测

在烟气脱硫系统运行的过程中, 需要对几个重要参数进行监测。

首先是系统进口处的压力、进口烟气中SO2浓度、O2浓度以及烟尘的浓度;在系统出口处同样需要监测SO2浓度、O2浓度、烟尘的浓度, 同时还需监测氮氧化物的浓度;增压风机的进出口压力和旁路挡板处的压力差也是重要参数。

其次, 在系统的石灰石制备过程中, 我们需要对原料的仓料位、浆液箱的液位、密度进行监测, 及时获得所需信息;在系统的吸收塔部分, 我们关注的是吸收塔内液体的PH值和吸收塔液位高度。

最后, 我们还需要对烟气的成分进行分析。

2.2.2 运行控制对象的分析

增压风机的进口压力调节。增压风机的进口压力是一个很重要的参数, 它主要用于克服系统的压力损失。控制系统将进口压力调为±0Pa, 一般让旁路烟气挡板压差为零来实现, 这样FGD的压力损失得以弥补, 并且不影响系统的运行。

吸收塔的液位控制。在系统的运行过程中, 吸收塔的液位是逐渐降低的, 这就需要对塔内进行补水操作。由于除雾器的冲洗水是顺控运行, 所以可以用除雾器的冲洗水来补充塔内因排出而缺少的水, 这样就保证了吸收塔内的液位稳定。

石灰石浆液的流量调节。石灰石浆液的多少直接影响到吸收塔内液体的PH值, 一般将PH值维持在5.4-6.2即可。在调节回路中采用串级PID控制, 在主调节器中键入烟气量和SO2浓度值, 在付调节器中键入相应的石灰石浆液流量, 若实际值与设定值不一致, 系统会自动调节石灰石浆液入口阀门, 以此保持塔内PH值的稳定。

吸收塔内石膏浆液外排的密度调节。通过控制旋流器的运行数量和阀门开度就能调节石膏浆液的外排密度。利用密度计测出塔内石膏浆液的密度, 如果密度大于设定值, 就需要增加旋流器的运行数量, 同时关小回流阀;反之, 则减少旋流器数量, 开大回流阀。

2.2.3 系统的停运与启动

若是短期停运, 如仅停运几小时, 就不必停运所有装置, 只需将循环浆泵、增压风机、石灰石浆液泵、氧化风机停运, 并将烟气系统全部切换至旁路。再次启动时, 按照先后顺序启动循环浆泵, 将烟气系统切换回FGD, 启动增压风机、氧化风机、石灰石浆液泵。

若是长期停运, 就需要停运所有设备, 除了冲洗系统和搅拌器。启动时, 按照正常开工顺序启动即可。

2.3 脱硫系统运行的问题分析

2.3.1 烟气系统对锅炉运行的扰动

在切换脱硫与FGD系统的挡板门时, 烟气系统会对炉膛内的压力有所扰动, 极有可能造成锅炉MFT动作。为了解决这一问题, 当脱硫挡板门使得炉膛压力变化过大时, 一般将MFT的动作时间设定偏长, 大于挡板门的开度时间。同时也可以单独调定挡板门的动作, 保证炉膛内压力稳定。

2.3.2 仪表的选用

在整个系统中, 需要监测的参数很多, 在选用仪表时要考虑沉积结垢、腐蚀性、磨损等等。在石灰石湿法脱硫技术中, PH计的使用因石灰石浆液的冲蚀或结垢容易老化, 因此要对PH计定期清洗;同时, PH计测量的数据还受到温度的影响, 一般采用温度补偿法进行修正。由于液面波动, 吸收塔液位的测量不能采用常规的测量方法测量, 而采用压差法测量。但用压差法测量容易发生堵塞问题, 目前尚无更好的测量方法。

2.4连州电厂石灰石湿法烟气脱硫技术分析

下面以某电厂为例, 分析石灰石-石膏湿法脱硫技术。

2.4.1系统流程

烟气从电除尘器出来, 被风机引入吸收塔, 顺着塔内向上流动, 与雾化的石灰石浆液相遇反应洗涤, 净化后烟气中含有的浆液微滴由两个卧式除雾器除去。将脱硫后的烟气加热至80℃以上, 再由烟囱排出。如表1所示是主要设计参数。

2.4.2 主要设备

除了温度、压力测试仪和烟气分析仪外, 烟气系统主要设备还有4个烟气挡板, 2台密封风机, 2台风机电机入口处和出口处的烟气分析仪均用于监视烟气中O2, SO2和氮氧化物的含量, 并在DCS界面显示出来。烟气挡板分为主烟道烟气挡板和旁路烟气挡板, 主烟道烟气挡板安装在系统的进出口, 主烟道关闭时用于连接密封空气, 防止系统内的防腐衬胶被破坏。

2.4.3 FGD烟气系统主要设备的运行方式

(1) 氧化风机有两台, 一台运行一台备用; (2) 在入口处, 增压风机入口压力投自动控制; (3) 用程序控制除雾器冲洗投, 平均每隔2小时冲洗1次; (4) 用三台浆液循环泵交替运行, 定期切换备用泵可提高脱硫效率。

3 烟气脱硫技术发展趋势

3.1石灰石-石膏湿法脱硫技术应用将越来越广, 在未来的发展中仍是国内外电厂的首选脱硫工艺, 该技术还适用于传统老机组的改造。

3.2电子束法脱硫技术是一种新兴脱硫技术, 目前尚处于试验阶段, 国内已经由100MW机组向150MW机组发展, 在小的发电机组领域也已逐步在加大其市场份额。

3.3与湿法脱硫技术相比, 旋转喷雾干燥法脱硫技术运行费用高, 脱硫塔处理量较小, 适用于煤中含硫量偏低的中小型电厂。

3.4海水脱硫技术可在沿海地区大力推广, 为了保证较高的脱硫效率, 必须在海水水质稳定且取排水方便的条件下进行, 这项工艺受到地域的限制。

3.5随着环保意识的加强, 我国的烟气脱硫得到了足够的重视, 并取得了一定的成果和经验, 在未来, 脱硫技术必将向着高脱硫效率、高利用率、低运行维护费用、简化流程的方向发展。

摘要：在今后很长的一段时间内, 我国的能源发展以煤炭发电为主, 这样就需要对电厂烟气脱硫系统进行研究, 文章详细介绍了目前常用的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术, 对脱硫的原理进行了研究, 详细分析了系统运行情况, 并对脱硫技术的发展趋势做出预测。

关键词：电厂,脱硫技术,湿法烟气脱硫,运行分析

参考文献

[1]钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京:化学工业出版社, 2007:11.

[2]李建伟, 张卫彬.火电厂脱硫工艺发展研究[J].科技创新与应用, 2013 (05) :8.

[3]余达蔚, 梁双印.石灰石-石膏湿法脱硫节能减排的技术进展[J].中国电力教育, 2009, (SI) :358-360.

烟气排放连续监测系统的配置篇8

1 CEMS的分类

虽然目前国内外的CEMS厂家和集成商很多, 但其测量方法和工作原理大都相似。按样气预处理方法来分, 可以分为稀释采样法、直接抽取法采样法和直接测量法。

稀释采样法, 就是在抽取污染样气的同时, 用零空气以一定的比例加以稀释, 稀释比一般不超过1:250。稀释采样法抽取的烟气量很少, 一般0.5L/min就可以满足测量要求。稀释后进入分析系统的样气中烟尘含量、气态污染物含量非常低, 可以减少烟尘过滤装置的堵塞和气态污染物对测量系统的腐蚀, 延长系统的使用寿命, 减少日常维护量。因为被测烟气的压力、温度等参数变化以及环境参数的变化可能影响到稀释比例的准确性, 从而直接影响测量结果的准确度, 所以稀释采样法对稀释探头控制稀释比的精度要求较高, 取样探头相对复杂。

直接抽取法通过采样探头直接抽取待测烟气, 并过滤掉烟气中的烟尘, 通过加热管对抽取的已除尘的烟气进行保温, 保持烟气不结露, 输至干燥装置除湿, 然后送至分析单元, 分析气态污染物浓度。采样流量需大于2L/min, 流量误差小于±0.1L/min, 伴热管温度大于130℃小于160℃。直接抽取法的取样探头结构较稀释采样法简单, 并且不需要另外的零空气制备系统, 所以系统也比较简单易于控制。但是由于直接抽取法抽取的样气量较大, 烟尘过滤器容易堵塞, 影响测量。而且由于采样管线需要伴热, 系统的功耗增加, 采样点至分析仪的距离不能过远。另外样气除水过程中会有少量的SO2等气态污染物的损失, 同样影响测量结果的准确性。

除上述两种方法外, 还有直接测量法。即不需要从排放烟气中抽取氧气, 而是直接把分析仪表安装在烟道上, 通过红外或紫外光谱分析直接测量烟气中气态污染物的含量。这种方法系统简单, 测量数据准确可信, 但造价很高, 标定困难, 且对于烟气中烟尘、水分等偏高等场合不是很适用。

2 CEMS的组成

对于一套排放监测的CEMS, 系统应由烟尘监测子系统、气态污染物 (SO2、NOX、CO等) 监测子系统、烟气排放参数 (烟气温度、压力、湿度、流量和含氧量) 监测子系统和数据采集子系统 (DAS) 组成。

2.1 烟尘浓度监测子系统

烟尘是重要的大气污染物之一, 烟尘浓度监测子系统负责测量烟气中含尘量。烟尘浓度监测方法有浊度法、光散射法等。浊度法原理是调制光通过含有烟尘的烟气时, 光强因烟尘的吸收和散射作用而减弱, 通过测定光束通过烟气前后的光强比值来定量烟尘浓度。光散射法原理是经过调制的激光或红外平行光束射向烟气时, 烟气中的烟尘对光向所有方向散射, 经烟尘散射的光强在一定范围内与烟尘浓度成比例, 通过测量散射光强来定量烟尘浓度。烟尘浓度监测子系统一般由光发射、接收装置单元, 信号调理单元, 密封风单元组成。

2.2 气态污染物监测子系统

烟气排放连续监测中需要监测的气态污染物有SO2、NOX、CO等。上面已经介绍目前主要应用的烟气采样方法有为稀释采样法和直接抽取采样法。通过烟气采样系统对样气进行预处理, 然后用分析仪进行在线分析, 最后得出分析结果以4~20m A信号或通讯方式传送给DAS系统进行数据分析处理。需注意的是, 现在的分析仪大多是模块化多功能的, 即一台分析仪可以通过配置相应的硬件就可以分析多个气态物组分含量。如SICK/MAIHAK的气体分析仪S710可同时分析样气中的SO2、NOX、CO、O2含量, 用户可以根据需要配置。

2.3 烟气排放参数子系统

烟气排放参数子系统中监测排放烟气的温度、压力、流量、含氧量和湿度。因为排放数据要最终转换成标准状态下 (273K、101.3k Pa) 的干烟气数据, 所以这些排放参数必须准确测量。烟气温度和压力的测量:测温选择温度损失较小的地方用热电阻测量;压力用普通的压力/差压变送器测量。由于要在烟气条件下工作, 热电阻一般选用防腐耐磨型套管;压力/差压变送器安装时要注意采用防堵取压装置和反吹扫装置, 防止取压管路堵塞;此外烟气取压管路还要作伴热处理, 以防止结露腐蚀管线。

烟气排放流量的测量:对于大管径气体流量的连续测量, 一直以来就是测量的难点, 特别是火电厂烟气的排放, 在经过烟气脱硫以后的烟道直管段长度很难满足流量计的安装要求。CEMS集成商推荐的测量方法有:皮托管法、热平衡法、超声波法等。前两者测量的是烟道内的一点或数点的烟气流速, 后者测量的是烟道内斜截面某一线的烟气平均流速。由于烟气截面各点流速并不稳定, 所以如果以以上的测量方法测得的流速乘上烟道截面得出的流量值, 则流量误差很大, 必须用速度场系数修正。速度场系数需要由参比方法测定断面烟气平均流速和同时间区间流速连续测量系统测定断面某一固定点或测温线上的烟气平均流速按固定的公式计算得出, 其系数的精确性直接影响测量结果的精确。

2.4 数据采集子系统 (DAS)

数据采集子系统 (以下简称DAS系统) 负责收集CEMS各监测量的实时数据, 并对数据作存储、计算、分析、显示、报警、统计、报表、通讯等处理。因此, DAS系统是CEMS的核心组成部分之一。

DAS系统包括的软、硬件有:工控机、打印机、数据采集模块、通讯接口模块、UPS电源、组态软件等。现场的各种传感器和分析仪表测得的数据送到DAS系统后, 将进行数据的转换处理, 然后存储在数据库中。报表系统根据数据库中的数据形成烟气排放情况的日报表、月报表和年报表和曲线图表。通讯接口模块可以将CEMS系统与网络相连, 需要监视该监测点的实时排放值和CEMS的运行情况的单位可以通过授权得到监测数据。

3 配置CEMS的要点

CEMS系统作为精密的烟气分析系统, 不但价格昂贵, 投入正常运行后维护保养费用也很大。如果系统得不到很好的维护, 那系统将很难正常运行甚至会瘫痪。因此, 配置CEMS应遵循以下一些原则:

3.1 符合国家环保规范对于CEMS配制要求的标准。

所配置的系统必须是通过国家环保局鉴定的产品, 否则安装后很难通过环保部门验收。

3.2 子系统按工程实际需要配置, 留有扩展余地。

CEMS分为多个模块化的子系统, 应该按照工程实际需求配置。如DAS系统, 作为环保监测用的CEMS就必须配备, 以完成数据报表、联网等功能;而如果作为脱硫系统效率监测用的CEMS, 则不需要配置DAS系统, 所有信号进入脱硫控制系统即可。但是为适应发展需要, 系统必须留有足够的扩展余地, 特别在烟道上, 应预留将来可能要增加测点的接口。

3.2 结合工程特点选择合适的测量方法。

对于CEMS来说, 并不是越贵的产品就越好, 应该根据每个工程特点, 特别是排放烟气的温度、压力、湿度、浊度等以及烟道的安装条件来选择合适的测量方法。

3.4 分析小屋应能保持一定的温、湿度且有良好的接地系统, 以保证分析系统的正常运行。

分析小屋与测点的距离越近越好, 一可以减少取样管线的长度, 二可以减少系统反应时间。特别是FGD进出口的CEMS, 有条件的话, 分析小屋可以由系统厂家一起设计和供货。

摘要：文中介绍烟气排放连续在线监测系统的配置要求和方法, 包括湿法脱硫部分监测脱硫效率的CEMS装置的配置。

关键词：CEMS,烟气脱硫 (FGD) ,DAS

参考文献

[1]《火电厂烟气排放连续监测技术规范》 (HJ/T 75—2007) .

关于脱硫系统取消烟气旁路的分析篇9

火电厂烟气脱硫系统 (FGD, Flue Gas Desulfurization) 中烟气旁路的存废问题是当今的热点问题, 许多人士都提出了不同的看法。随着一些电厂做试点的初步成功, 取消烟气旁路系统似乎成了一种新潮流, 一些百万千瓦的大机组在招标设计阶段就要求脱硫系统取消烟气旁路, 做到整台机组同步运行、同步控制。针对这种现象, 本文就脱硫系统烟气旁路取消的原因、取消的后果、取消后应采取的补偿措施等方面做一分析探讨。

1 脱硫系统取消烟气旁路的原因

在分析取消烟气旁路系统的原因前, 先介绍一下当初为什么要采用旁路系统。

采用烟气旁路系统的主要目的是将锅炉系统与脱硫系统隔离开来, 以便在脱硫系统出现故障时不影响锅炉的正常运行、或者将影响减小到最低程度。当FGD或锅炉处于检修或故障状态下 (例如机组发生MFT、FGD入口烟气超温、浆液循环泵跳闸、增压风机跳闸等) 使含有SO2的烟气绕过FGD, 直接由旁路系统流经烟囱排出, 从而不影响机组正常运行发电, 也避免对FGD设备造成影响或损害。机组冷态启动初期, 为了防止烟气中未燃烬的煤粉和油滴进入吸收塔浆液, 造成浆液污染、脱硫效率减低、吸收塔内防腐材料加速老化, 烟气一般通过旁路烟道直接排入烟囱。当烟温升高、电除尘器投运使烟气粉尘含量小于FGD装置的进口要求后FGD装置进出口系统打开, 旁路系统逐渐关闭, 脱硫系统开始运行。

就应用情况来看, 目前投运的脱硫装置中, 绝大多数都采用了烟气旁路系统。

而取消旁路的原因则主要是环保因素, 即从根本上保证电厂脱硫装置的使用率, 只要电厂机组运行, 脱硫系统就必须运行。由于种种原因, 电厂使用脱硫装置的主动性不足, 即便有脱硫上网电价的优惠, 以及违规排放的严厉处罚, 也难以保证各脱硫装置的有效使用。所以, 从设计上就去掉烟气旁路系统, 从而根本杜绝私开旁路、超限排放的现象。

2 取消烟气旁路的后果

从以上分析可以看出, 取消旁路与采用旁路的出发点并不吻合, 采用旁路是基于可靠性的考虑, 而取消旁路则是出于环保的限制。那么, 取消旁路后必然会带来一些负面效果, 具体体现在以下几个方面:

2.1 整个机组的可靠性降低

随着近几年脱硫项目的大量投用, 设计、施工、运行方面的经验都日益丰富, 脱硫系统的可靠性也得到了很大提高, 各家脱硫公司宣称的系统可靠性都在95%以上, 但从实际应用情况来看却并非这样乐观。脱硫系统的可靠性仍然是一个突出的问题, 尤其是当前脱硫市场的无序竞争, 各方都尽力压低成本, 导致的直接后果就是系统的可靠性降低, 调试期间虽能通过验收, 却不能保证长周期运行。而一旦取消烟气旁路, FGD装置的低可靠性就直接影响到整台机组的可靠性, FGD的故障直接影响到锅炉机组的运行, 导致整台机组的可靠性降低。而锅炉机组可靠性降低的后果却是极其严重的, 仅一次非计划停运造成的经济损失就是难以接受的, 这个损失与增加一套烟气旁路系统的成本相比, 根本不在一个数量级上。而且, 大机组的跳闸对电网的安全也造成了很大的威胁。

取消烟气旁路系统后, 锅炉与FGD任一侧出现故障时都会影响到整体的可运率。在锅炉系统发生事故或FGD系统出现故障情况下都要求有应对措施, 以减少机组非正常停运次数, 最大程度地避免在事故情况下锅炉停运, 以避免给电厂带来损失。在当锅炉启动投油或低负荷下投油时, 会污染吸收塔内的浆液, 长时间投油会影响脱硫系统的运行。

2.2 整个系统成本的提高

取消烟气旁路后, 脱硫系统作为锅炉系统的一个不可分割的一部分。脱硫系统运行是否正常, 直接关系到锅炉系统的运行, 因而对脱硫系统和脱硫设备提出了更高的要求。为了提高整个系统运行的可靠性, 减少故障几率, 必须要求相关设备的质量更加可靠, 设备备用率更高, 热工控制的水平更高, 相应地导致成本增加。

国外FGD系统较多地采用了无烟气旁路系统, 但这是建立在脱硫系统设备备用率高及质量可靠的基础上的。如日本嶺北电厂700MW机组FGD系统中竟有10台循环泵, 在美国, 一些FGD系统采用全金属制造, 或一炉多塔, 或设有备用吸收塔。但在我国为了降低成本, 大都是一炉一塔或多炉一塔, 采用的防腐材料主要是橡胶和鳞片涂层, 且质量常出问题。取消烟气旁路系统后必须大幅度提高设备数量及质量, 从而导致整个系统的投资额增加。而在目前各脱硫公司竞相压价、恶性竞争的情况下, 增加成本就意味着竞争力减弱而在投标中处于劣势, 没有人愿意这样做。所以说, 贸然取消旁路只会使得某些偷工减料的现象更加严重, 不仅达不到取消旁路的好处, 反而增加了安全隐患。

2.3 整个系统控制复杂

锅炉本身就是一个藕合性很强的控制对象, 各种关联因素众多, 互相影响。尽管采用了多种复杂控制方法, 控制效果还是不尽如人意, 尤其是主汽压力、主汽温度、炉膛压力等, 在工况变化较大时, 更是难以控制。而取消烟气旁路系统后, FGD系统的波动直接影响到锅炉, 使锅炉的控制更加复杂, 调试难度也更大。

2.4 取消烟气旁路并不能杜绝违规排放

取消烟气旁路系统后, 虽然可以做到锅炉与FGD同时启动、同时运行, 但却不能杜绝违规超限排放, 电厂可以通过多种方式故意降低脱硫效率。而且, 对于目前存在的电厂开旁路运行偷排SO2却拿电价补贴的现象, 最主要的是要加大监督及处罚力度, 辅之以其它手段, 如加强宣传以提高公民的环保意识和法制观念等。

3 取消后应采取的补偿措施

可见, 在目前的情况下取消烟气旁路系统是不现实的。其实, 我们完全可以把脱硫系统当作与输煤、除灰、化水等系统同样的一个子系统, 协同运行, 但又具有相对的独立性, 留有一定的缓冲余地, 以提高整个机组的可靠性。没有这些辅助系统, 机组不能正常运行, 但并不是说这些辅助系统出现故障, 机组便必须立即停止运行。

当然, 取消旁路系统也是一个有益的尝试, 国外同类系统中也有很多取消了烟气旁路, 我们可以从试点逐步完善, 进行综合比较, 以达到整个系统安全、可靠、经济的最佳结合。在取消烟气旁路的同时, 必须做好相应的补偿措施, 主要涉及以下几个方面:

3.1 提高FGD系统主要设备的备用率

对FGD系统中的主要设备如循环泵、氧化风机、搅拌器、阀门等, 必须加大备用率。对系统中其它容易出现故障的设备或阀门也考虑设置100%的备用, 如吸收塔集液坑泵设置两台。同时, 提高设备选材标准, 如循环泵进口滤网、塔内氧化空气管道采用耐蚀合金。可减少因FRP材质管道断裂、破损产生的碎片等造成的循环泵堵塞、喷嘴堵塞现象, 一方面保证脱硫效率, 另一方面维持氧化空气在浆液池内需要的扩散效果, 保证副产品石膏的质量。

(1) 设置备用循环泵系统, 备用一台吸收塔循环泵及喷淋层。

(2) 吸收塔喷淋管支撑梁采用合金覆盖, 避免喷嘴对喷淋管支撑梁的冲刷和腐蚀, 减少喷淋层的泄漏事故的发生。

(3) 增加除雾器自动冲洗系统。因除雾器设备处理的介质混有石膏、亚硫酸钙固体颗粒, 如果冲洗不当, 极容易导致出现大范围的结垢产生, 使除雾器的通道变窄, 导致更快的烟气流速, 直接将气流当中的固体颗粒带至除雾器后方, 导致除雾器上表面出现结垢, 从而影响除雾器性能, 严重还会导致除雾器局部塌陷、模块脱落。增加一层冲洗将能有效防止结垢的产生, 保证除雾器的效果。

(4) 吸收塔浆液池内关键部件采用合金材料。如循环泵进口滤网、塔内氧化空气管道等采用耐蚀合金, 可减少因FRP材质管道断裂、破损产生的碎片等造成的循环泵堵塞、喷嘴堵塞现象, 保证脱硫效率。

3.2 加强烟气的预处理

在锅炉点火初期和机组故障跳闸期间, 进入FGD塔的烟气温度较高, 可能达到180℃, 容易对吸收塔内的除雾器、喷淋管、防腐等造成破坏, 所以必须把瞬间的事故高温在最短的时间内降低到设计温度。应当在吸收塔入口烟道上设计两套事故喷淋系统来保护塔内的设备。

3.3 保证石灰石浆液的可靠供应

防止因石灰石浆液罐搅拌器或泵故障, 造成新鲜的石灰石浆液不能及时输送到吸收塔内进行反应, 降低脱硫效率。对石灰石浆液制备系统双冗余设置, 两套石灰石浆液制备系统之间互为备用, 至吸收塔的石灰石浆液供应也采用双管路设计, 保证无论是搅拌器还是浆液泵故障或管道堵塞、磨损的情况下, 都可以满足使用要求。

3.4 提高设备防腐的可靠性

针对不同设备如吸收塔、烟道、钢结构箱罐、混凝土坑池、地沟等选用不同的防腐材料, 优化施工方案, 不能为了盲目赶进度而不顾环境因素的限制而违反防腐施工规定。

3.5 增加吸收系统除油措施

在当锅炉启动投油或低负荷下投油时, 油烟会进入吸收系统。除油有三种方法:一种是通过在吸收塔进口烟道上设置的事故喷淋装置, 将烟气中的油烟吸收下来, 再通过泵输送到废水处理系统。第二种方法是将油烟在吸收塔内吸收下来, 再将浆液进行处理。第三种是将严重污染后的石膏浆液直接抛弃。

4 结论

(1) 目前国内的FGD烟气脱硫装置暂不宜取消烟气旁路系统。

(2) 如果尝试取消烟气旁路系统, 必须在设计、施工、调试、运行方面做好相应的补偿措施。