火电厂炉烟处理试验研究.docx
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火电厂炉烟处理试验研究
火电厂炉烟处理试验研究
炉烟是火力发电厂污染大气环境的主要废气,主要含有硫氧化物、碳氧化物、氮氧化物及灰尘等物质,其中SO2、CO2成分占主要部分,这些物质直接排入大气,都会对环境造成污染。
如何处理这些废气并对其进行综合利用，是火力发电厂环保工作研究的重要课题。
本文将从炉烟处理循环冷却水防垢及烟气脱硫处理系统最优工况两个方面进行分析研究。
一．火电厂炉烟处理循环冷却水防垢试验研究
火电厂循环冷却水系统在运行过程中,循环冷却水中的镁、钙、氯根等经过冷却系统后不断地被浓缩,常常在凝汽器铜管表面形成一层污垢,使得铜管的导热系数降低,凝汽器换热效果变差,最终导致大量汽轮机乏汽不能及时被冷凝而积聚在排汽口及汽侧,造成汽轮机排汽温度升高,影响汽轮机的经济性,甚至运行的安全性〔1,2〕。
因此,对电厂循环冷却水防垢处理的研究十分必要。
笔者通过对电厂炉烟处理循环冷却水防垢机理的研究,并结合内蒙古某发电厂现行循环冷却水系统药剂防垢状况,在实验室条件下,完成炉烟防垢动态模拟试验研究。
试验结果表明,炉烟防垢法在低浓缩倍率及pH<8的条件下,防垢效果尤为明显。
1炉烟防垢机理
用炉烟处理循环冷却水,不仅可以减缓铜管结垢,改善凝汽器换热效果;而且还能达到“废物利用、以废制废”的功效,减轻炉烟对环境的污染。
循环冷却水的结垢主要是溶解在水中的碳酸氢钙受热失稳,分解并析出碳酸钙所致。
因此向循环冷却水引入二氧化碳,可以保持水中二氧化碳的溶解度,致使碳酸钙结晶重新以碳酸氢钙形式溶解。
通入水中的炉烟还含有二氧化硫,当二氧化硫进一步氧化为三氧化硫时,对碳酸氢盐有转化和中和的作用。
炉烟处理循环冷却水的实质就是利用烟气中的CO2和SO2与循环冷却水中的碳酸盐作用,以防止碳酸盐水垢的形成。
因此,将炉烟烟气引入循环冷却水中,将会有如下反应:
CaCO3+CO2+H2O→Ca（HCO3）2
2SO2+O2→2SO3
SO3+H2O→H2SO4
CaCO3+H2SO4→CaSO4+CO2↑+H2O
这样使碳酸盐保持易溶的重碳酸盐状态,同时可以降低pH,从而防止结垢〔3〕。
2炉烟防垢动态模拟试验
动态模拟试验是室内用于评价循环冷却水系统防垢方案可行性及优越性较为理想的综合性测试方法。
根据国家颁布的“冷却水动态模拟试验方法”,通过在给定条件下,模拟实际生产中的凝汽器管材、凝汽器换热温差、冷却水进出口温度、冷却水流速、冷
却水流态水质等主要参数,从而评价凝汽器铜管换热状态及结垢情况〔4〕。
2.1实验装置
根据文献〔4〕中所给出的试验设备要求,整个试验装置由循环水系统、补充水系统、冷却集水系统、炉烟引入系统四大部分组成。
循环冷却水动态模拟试验装置总体框架图,如图1所示。
图1试验装置示意图
2.2试验方法
试验方法将按照文献〔4〕中给出的试验要求,在试验台上,完成循环冷却水炉烟防垢动态模拟试验。
试验用的炉烟烟气采用CO2模拟,由烟气流量计监控流量后,引入集水池与循环冷却水充分混合。
试验过程中,按一定时间间隔对所取水样进行硬度、碱度、氯离子浓度三项指标的检测。
测定硬度、碱度、氯离子浓度三项数据后,根据电力系统通用的经验公式求出浓缩倍数（φ）、氯根与碳酸盐硬度倍率差（ΔH）、氯根与碱度倍率差（ΔA）。
ρ（Cl-）x
φ=
ρ（Cl-）b
（1）
Hx
ΔH=φ-
Hb
（2）
Ax
ΔA=φ-
Ab（3）
式中:
Ax,Ab——循环水、补充水中全碱度,mg/L;
Hx,Hb——循环水、补充水中硬度,mg/L;
ρ（Cl-）x,ρ（Cl-）b——循环水、补充水中氯根质量浓度,mg/L。
试验终点判断:
根据碱度倍率差ΔA判断,当ΔA<0.2时,认为阻垢效果良好;根据硬度倍率差ΔH判断,当ΔH<0.2时,认为阻垢效果良好;试验终点确定为ΔA值和ΔH值,有任何一项指标连续超过0.2时,这时应该停止试验。
炉烟防垢效果的优劣,可以通过阻垢率（η）的变化趋势来评价。
阻垢率的计算公式仍然采用电力系统经验公式
Hx
η=×100%（4）
Hb×φ
2.3炉烟防垢动态模拟试验
炉烟防垢动态模拟试验中,模拟烟气平均流量8.50L/min,铜管进口水温（21±1）℃,出口水温（31±1）℃,恒温水浴温度（70±1）℃。
试验设备采用图1装置。
试验中定期取样检测。
经84h后,对水质进行采样化验时,已有ΔA项指标出现超标现象（ΔA>0.2）,4h后继续采样化验时,ΔA值仍然超标,因此终止本次试验,试验结束。
循环冷却水动态模拟试验及数据计算结果如表1、表2所示。
表1动态模拟试验结果
取样时间/h
硬度/（mmol.L-1）
碱度/（mmol.L-1）
Cl/（mg.L-1）
pH
0
17.89
4.65
75.85
7.52
8
21.43
5.31
91.02
7.54
16
23.06
5.75
99.59
7.55
24
24.07
5.96
104.52
7.61
32
24.34
6.02
106.41
7.63
40
25.28
6.21
111.12
7.67
48
25.93
6.35
114.76
7.71
56
28.44
6.99
126.97
7.74
64
28.93
7.18
131.44
7.84
72
30.36
7.59
138.58
7.89
80
32.14
7.84
147.37
7.92
88
33.21
8.11
154.27
7.96
表2试验数据计算结果
取样时间/h
浓缩倍率
硬度倍率差
碱度倍率差
阻垢率/％
8
1.203
0.005
0.061
99.58
16
1.313
0.018
0.176
98.17
24
1.378
0.025
0.096
97.64
32
1.403
0.032
0.108
96.97
40
1.465
0.050
0.129
96.46
48
1.513
0.064
0.147
95.79
56
1.674
0.084
0.171
94.96
64
1.733
0.103
0.189
93.31
72
1.827
0.118
0.195
92.89
80
1.943
0.146
0.257
92.46
88
2.034
0.178
0.289
91.26
2.4试验结果分析
实验室动态模拟试验结果表明,当炉烟处理循环冷却水时,水样硬度、碱度、氯离子浓度三项指标,都非常符合理论变化趋势,同时也表现出了良好的阻垢效果。
水样中的浓缩倍率出现偏低现象（在低于2的范围）,pH处于中性偏碱,由此推断出,这是炉烟防垢效果优良的运行条件。
对数据进行计算分析,得出阻垢率随采样时间的变化趋势,见图2。
图2阻垢率趋势变化
由阻垢率的变化趋势可知,在试验室动态模拟试验过程中,水样阻垢率值都高于92%,阻垢效果良好。
3结论
（1）实验室的试验结果显示,炉烟用于循环冷却水防垢,与理论分析具有相同的指标变化趋势。
炉烟防垢法比较适合于低浓缩倍率运行,不适合高负硬水。
pH控制在8范围内,防垢效果更加明显。
（2）在20世纪80年代,已有几家电厂采用炉烟处理循环水,但由于当时的除尘效果差,常常发生铜管堵塞情况,且防垢效果不稳定。
现如今,炉烟除尘效果显著提高（除尘效率最高可达98%）,这为炉烟防垢研究扫清了障碍。
试验室条件下的动态试验结果表明,利用二氧化碳防垢效果非常明显。
（3）用炉烟对循环冷却水进行防垢处理,不但可以有效吸收烟气中的有害气体、改善环境,而且还可以改善凝汽器结垢情况。
这在环境保护、节约能源上有很大的经济效益和社会效益。
应用前景比较乐观。
[参考文献]
[1]徐鸣,徐奇焕.燃煤电厂炉烟循环水处理的实践[J].四川电力技术,1993,16（4）:
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[2]王兴国,王淑萍,衣冠勇.炉烟法除垢影响因素的试验研究[J].
长沙电力学院学报,2000,15
（1）:
87-89.
[3]龙荷云.循环冷却水处理[M].南京:
江苏科学技术出版社,2001:
259-276.
[4]中华人民共和国化工行业标准.冷却水动态模拟试验方法[M].北京:
中国计划出版社,1993:
4-22.
[5]中华人民共和国水力电力部.火力发电厂水、汽试验方法[M].北京:
水利电力出版社,1984:
29-81.
二．火电厂烟气脱硫装置最优运行工况的研究
随着国家对环境保护工作的日益重视,环境标准的相应提高,对于火电厂锅炉的烟气脱硫（FGD）工作提出了更高的要求。
火电厂FGD工程的建设,不仅需要大量的投资费用,装置建成后还需要大量的运行维护费用。
其中装置的电耗是最主要的一项脱硫成本,石灰石消耗也是一项主要的脱硫成本。
但在目前火电厂烟气脱硫的工作中,存在着重建设轻运行维护的倾向。
对于脱硫装置的运行优化,缺少全面和深入的研究。
本文提出脱单位质量SO2相对生产成本（K）的概念,并以K值最低作为烟气脱硫装置最优运行工况的方法,对某30MW机组石灰石-石膏湿法FGD装置进行了运行优化试验,在保证装置较佳脱硫效果的同时,减少了装置的运行成本。
1.脱单位质量SO2相对生产成本概念
火电厂FGD装置投入运行后,运行的经济效益和环保效益在一定程度上是互为制约的。
以石灰石-石膏湿法脱硫装置为例,增加浆液循环泵投运的台数或适当增加石灰石浆液的供给可以提高系统的脱硫率,从而达到更好的环保效果,但系统的电耗和脱硫剂的消耗就会明显增加,尽管同时也会减少火电厂SO2的排污缴费并增加石膏的销售收入。
但由于电耗和脱硫剂消耗增加的成本要高于排污费减少和石膏销售收入增加的收益,因此企业总的经济效益是下降的。
在环保效益和经济效益互为矛盾的情况下,如何确定FGD的最优运行工况（即达到多高的脱硫率）,成为FGD运行优化工作的关键。
前对于已投运的FGD装置应达到的性能指标,我国还没有明确的规定,可以参考的规定和原则如下。
1.1火电厂污染物排放标准
2003年我国发布了修订的《火电厂大气污染物排放标准》。
该标准中规定了火电厂锅炉SO2的最高允许排放浓度。
例如对于第2和第3时段电厂,分别从2010年和2004年开始执行400mg/m3的SO2最高允许排放质量浓度。
但该标准只规定了最高允许排放质量浓度,若按这一标准,大多数FGD装置的脱硫能力不能得到充分的发挥。
1.2按照系统设计的脱硫率
目前大多数火电厂是按照系统设计的脱硫率来确定运行工况的。
但问题是,当烟气中的SO2质量浓度超过设计值,脱硫率肯定无法满足设计要求。
而当烟气中的SO2质量浓度或烟气负荷低于设计值时,脱硫率又会高于设计值。
此时尽管脱硫率提高了,但由于SO2的总量减少了,相应SO2的脱除量是减少的,而FGD的运行成本减少有限,因此运行的经济性很差。
1.3按照火电厂的SO2排放总量控制的要求
目前对于火电厂SO2排放总量的控制要求,我国还缺少科学的数据。
即使有总量控制的数据,火电厂也应该针对燃料和负荷的不同情况,找到经济性最佳的控制策略。
为此,我们提出脱单位质量SO2相对生产成本（K）的概念来指导FGD统的运行工况。
FGD装置的各项成本费用主要包括财务费用、折旧费、电费、脱硫剂费用、水费、蒸汽费、人工费、修理费、运营管理费和保险费等。
其中财务费用、折旧费、人工费、修理费、运营管理费、保险费完全不受脱硫工况调整的影响,水费、蒸汽费受脱硫工况调整的影响也很小,在计算中可不予考虑。
此外,FGD装置的投运状况还会影响SO2的排污缴费和石膏销售收入。
因此,提出定义如下的脱单位质量SO2的相对生产成本（K）的概念,以脱单位质量SO2相对生产成本为最低的工况作为最佳的运行工况,即
M
K=
Q
M=M1+M2-M3-M4
式中:
K——脱单位质量SO2的相对生产成本,元/kg;
M——相对生产成本,元;
Q——SO2脱除量,kg;
M1——FGD系统电费,元;
M2——FGD脱硫剂费用,元;
M3——FGD投运后减少的SO2排污缴费,元;
M4——FGD系统石膏销售收入,元。
2．FGD装置最优运行工况的实践
按照实现脱单位质量SO2相对生产成本最低的目标,对某300MW机组石灰石-石膏湿法FGD装置进行了运行优化试验。
试验主要包括循环泵的优化运行和吸收塔浆液pH值的调整。
2.1循环泵的优化运行
该FGD装置共有4台循环泵,体积流量均为4708m3/h。
A,B,C,D泵对应喷淋层标高分别为20.18m,22.16m,24.14m和26.12m。
设计为3台运行1台备用,平时的习惯运行工况为A,B,C泵运行,D泵备用。
循环泵对应的喷淋层高度越高,循环浆液和烟气反应的时间就越长,脱硫效果就越好,但循环泵的电耗相应增加。
为找到在不同烟气负荷条件下的循环泵优化运行工况,分别进行了在100%,85%和75%烟气量条件下的循环泵组合试验。
试验期间,在标准状态下烟气中SO2质量浓度为1700～1800mg/m3,pH值在5.3左右。
经济指标计算依据如下:
电价0.45元/kWh;石灰石粉价格250元/t;石灰石纯度90%;钙硫质量比m（Ca）/m（S）为1.03;脱硫装置年运行5500h;在标准状态下烟气中SO2质量浓度1800mg/m3。
由于该机组的石膏价格很低,石膏收益值远低于其它的成本费用,因此未列入相对成本的计算中。
2.1.1100%烟气量试验结果
100%烟气量条件下共进行了7个不同循环泵组合的工况,分别为:
工况1（A,C,D泵运行）、工况2（C,D泵运行）、
工况3（B,C,D泵运行）、工况4（B,C泵运行）、
工况5（A,B,C泵运行）、工况6（A,B泵运行）和工况7（A,B,D泵运行）。
主要试验结果和经济指标分别见表1和表2。
从表2中可以看出,工况2的K值最低（0.536元/kg）,为最佳工况。
表1 100%烟气量各工况主要试验结果
工况
机组负荷
MW
烟气量
（104m3/h）
脱硫率
（%）
出口SO2质量浓度
（mg/m3）
风机电耗kW
系统电耗kW
系统压损Pa
备注
1
301.4
121.9
95.1
88
1633
3461
2648
A、C、D泵运行
2
300.4
122.8
89.9
182
1618
3101
2481
C、D泵运行
3
300.5
122.0
95.3
85
1635
3502
2659
B、C、D泵运行
4
300.4
122.7
84.4
281
1602
3026
2401
B、C泵运行
5
299.9
121.9
91.1
160
1619
3402
2574
A、B、C泵运行
6
299.7
122.9
76.8
417
1600
2983
2367
A、B泵运行
7
300.8
121.8
93.9
111
1628
3447
2647
A、B、D泵运行
表2 100%烟气量各工况每年主要经济指标
工况
脱硫率
（%）
电费
（万元）
石灰石消耗费用（万元）
排污费减少
（万元）
相对成本
（万元）
SO2脱除量/t
K/（元•kg-1）
1
95.1
856.49
505.02
711.70
649.81
11297
0.575
2
89.9
767.42
477.45
672.85
572.02
10680
0.536
3
95.3
866.70
506.13
713.26
659.57
11322
0.583
4
84.4
748.82
448.09
631.47
565.44
10023
0.564
5
91.1
842.00
483.88
681.91
643.98
10824
0.595
6
76.8
738.28
408.08
575.08
571.28
9128
0.626
7
93.9
853.14
498.47
702.46
649.15
11150
0.582
2.1.2 85%烟气量和75%烟气量试验结果
85%烟气量条件下共进行了8个不同循环泵组合的工况,分别为:
工况1（A,B,D泵运行）、工况2（A,B泵运行）、
工况3（A,B,C泵运行）、工况4（B,C泵运行）、
工况5（B,C,D泵运行）、工况6（C,D泵运行）、
工况7（A,C,D泵运行）、和工况8（A,D泵运行）。
限于篇幅,试验数据不再一一列出。
其中工况6的K值最低,为0.531元/kg。
75%烟气量条件下共进行了5个不同循环泵组合的工况,分别为:
工况1（A,D泵运行）、工况2（A,B,D泵运行）、
工况3（B,D泵运行）、工况4（A,C,D泵运行）、
工况5（C,D泵运行）。
其中工况3的K值最低,为0.588元/kg。
2.1.3 循环泵运行优化试验总结
从最终结果看,脱单位质量SO2相对生产成本这一指标能很好地实现环保效益和经济效益之间的平衡。
各烟气量条件下的最佳工况并非是脱硫率最高的工况,也不是生产成本最低的工况。
但由于其脱硫率较高而生产成本较低,而成为脱单位质量SO2相对成本最低的工况。
为便于指导运行,根据以上优化运行试验结果和结论,制定了循环泵优化运行推荐表,见表3。
表中根据机组负荷和烟气成分的情况,给出了具体的推荐循环泵运行方式。
考虑到在实际运行过程中,检修、电机启动频率的要求等各种因素的影响,每种情况均给出了2个推荐运行方式,其中方式1为最佳方案,方式2为较佳方案。
采用推荐的优化运行方式和原先习惯运行方式相比较,相对生产成本平均要小0.097元/kg,每年可节约运行费用约97.2万元。
表3 不同ρ（SO2）下循环泵运行方式推荐表
机组负荷MW
ρ>2g/m3
2g/m3≤ρ≤1.5g/m3
ρ<1.5g/m3
>270
A、C、D
A、C、D
C、D
A、C、D
C、D
B、D
240～270
A、B、D
A、C、B
C、D
A、D
A、D
B、D
<240
C、D
B、D
B、D
A、D
A、D
B、D
2.2 pH控制值的优化
该FGD系统的石灰石浆液的补充是直接采用吸收塔浆液pH值进行控制的:
pH值低于某一设定值,开始补充石灰石浆液;pH值升至某一设定值,停止石灰石浆液的补充。
为找到吸收塔浆液运行的较佳pH值,进行了不同pH值的试验,分别为:
工况1,pH值在5.25～5.35范围内;工况2,pH值在5.15～5.25范围内;
工况3,pH值在5.35～5.45范围内。
试验期间循环泵均为A,C,D泵运行,烟气中SO2质量浓度在1700mg/m3左右。
试验结果见表4和表5。
表4 pH值调整各工况主要试验结果
工况
pH
负荷
（MW）
脱硫率％
石膏中CaCO3质量分数（％）
石膏中CaCO3•2H2O质量分数（％）
石膏中CaCO3•0.5H2O
质量分数（％）
m（Ca）/m（S）
1
5.25～5.35
300.1
95.6
1.80
96.61
0.032
1.032
2
5.15～5.25
300.5
95.1
1.71
96.65
0.036
1.030
3
5.35～5.45
299.7
95.8
2.42
95.42
0.059
1.043
表5 pH值调整各工况每年主要经济指标
工况
电费（万元）
石灰石消耗（万元）
排污费减少（万元）
相对成本（万元）
SO2脱除量（t）
K/（元•kg-1）
1
843.44
508.54
715.24
636.74
11353
0.564
2
843.44
505.22
711.68
636.98
11297
0.564
3
843.44
515.68
717.26
641.87
11385
0.564
从表中可以看出,在试验范围内,吸收塔浆液的pH值越高,脱硫率就越高,石膏中的CaCO3质量分数也越高,相应增大了钙硫质量比,石灰石耗量自然也增加了。
我们试验的各工况pH值和各项性能指标相差不是很大,即使如此,也可以看出,工况1是最佳工况,即pH值在5.25～5.35范围内,既可以达到较高的脱硫率（95.6%）,又可以实现较低的钙硫质量比（1.032）。
而当pH值在5.35～5.45范围内,脱硫率尽管可以进一步增加,但并不明显（95.8%）,钙硫质量比却有一定的增加（1.043）;而当pH值在5.15～5.25范围内,钙硫质量比尽管可以进一步减少,但并不明显（1.030）,脱硫率却有一定的下降（下降0.5%）。
最终工况1的脱单位质量SO2相对成本为0.561元/kg,较其它两工况均略低。
3 结论
按照脱单位质量SO2相对生产成本最低的要求确定FGD装置的运行工况,可以很好的兼顾FGD装置的环保效益和经济效益。
按此理论,对1台300MW机组FGD装置的运行进行优化,脱1吨SO2可减少运行成本约97元,每年可节约运行费用约100万元。
参考文献:
[1]廖永进火力发电厂烟气脱硫成本研究[R]广州:
广东省电力试验研究所,2005。
三．摘要
本文通过对炉烟处理循环冷却水防垢及炉烟脱硫处理系统最优工况两个方面的分析。
得出如下研究结果：
1.结合电厂炉烟处理循环冷却水防垢机理,在实验室条件下,利用自主设计制造的炉烟处理循环冷却水防垢模拟试验台,进行了炉烟防垢动态模拟试验研究。
结果表明,炉烟防垢法在低浓缩倍率及pH<8的条件下,防垢效果尤为显著。
2.针对目前我国火电厂烟气脱硫装置存在运行工况设定不合理的情况,提出了脱单位质量SO2相对生产成本（K）的概念,并以K值最低作为烟气脱硫装置最优运行工况的依据。
介绍了火电厂烟气脱硫装置优化运行的实例,实践表明按照K值最低运行脱硫装置,可以实现在较佳脱硫效果的同时,脱SO2成本最低,达到了脱硫装置经济效益和环境效益的良好平衡。
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