热电厂脱硫系统工艺用水分析

热电厂脱硫系统工艺用水分析热电厂脱硫系统工艺用水分析更新时间：2019-07-1111:29来源：《辽宁化工》作者:张家斌阅读：2180网友评论0条摘要：摘要：通过分析燃煤电厂氨法脱硫工艺补水分析，使用新鲜水、循环水等作为工艺水带入的钙镁离子在脱硫系统内循环，不断被浓缩，导致脱硫系统局部存在结垢、堵塞和磨损，影响脱硫装置的稳定运行，设备运行可靠性低，成为制约脱硫装置长周期运行的瓶颈问题之一，通过优化用水，实现热电厂脱硫系统稳定运行环保达标的目标。关键词：热电厂；氨法脱硫；结垢；新鲜水某热电厂6台60MW汽轮发电机组和6台410t/h煤粉锅炉于1988年1月投产和2005年10月投产；2台65MW汽轮发电机组和2台410t/h煤粉锅炉于1998年12月投产，主要担负向炼油、化工装置供热和供电任务。锅炉氨法脱硫超低排放工程2015年3月份改造完成开工，到2018年2月份，历时23个月完成超低排放任务，实现了8台燃煤锅炉的超洁净排放改造任务。热电厂配套水处理装置包括1800t/h双室浮床离子交换水处理装置、860t/h三室浮床离子交换水处理装置、400t/h反渗透水处理装置、200t/h污水回用装置、1×24000t/h循环水装置、2×16000t/h循环水装置，依托现有水处理装置和水源实现对脱硫装置的供水。氨法脱硫是用液氨或氨水作为脱硫剂，脱出燃煤电厂烟气中SO2，分为吸收、氧化、浓缩、离心分离和干燥等几个步骤，把烟气中的SO2转化成可利用的（NH4)2SO4固体。氨法脱硫原设计使用新鲜水作为工艺补水，主要用于塔内循环、设备冷却、设备冲洗等，无生产废水产生，新鲜水带入的钙镁离子在脱硫系统内循环，被不断浓缩、结晶，其中一部分结晶同硫酸铵产品带出，另一部分结晶在锅炉超洁净排放改造运行过程中存留在系统中，导致系统局部存在结垢、堵塞，降低了设备运行的可靠性，部分管线结垢问题尤为突出，成为制约装置长周期稳定运行的瓶颈问题之一。1使用新鲜水或循环冷却水的危害使用新鲜水或循环冷却水的危害1.1浓缩段喷淋层及浓缩段塔壁结垢降低脱硫效率浓缩段喷淋层及浓缩段塔壁结垢降低脱硫效率工艺用水使用新鲜水或循环冷却水作为补充水，被不断蒸发浓缩，在管道内壁结垢加速管道磨损及堵塞，降低设备使用寿命，造成管道堵塞见图1。在质地坚硬的结垢层脱落时，损坏防腐涂层，加速设备腐蚀、造成设备塔体渗漏，脱落的结垢层散落在吸收塔底部，造成风管堵塞，循环泵入口滤网堵塞，造成循环系统脱硫效率降低，增加检修维护工作量。小的结垢体会通过浆液循环泵输送至浆液喷淋层，在此过程中会加速浆液循环泵叶轮的磨损，造成喷嘴堵塞堵塞、脱落，喷淋层堵塞等见图2。1.2氧化段高含盐量运行增加结垢几率氧化段高含盐量运行增加结垢几率工艺用水使用新鲜水或循环冷却水作为补充水，被不断蒸发浓缩，在加氨浓度变化较大时pH值局部剧烈变动，结垢异常明显，氧化段喷淋层、喷嘴结垢，降低喷淋流量和浓缩效果，流速降低部位会因为系统留存的灰量增加导致堵塞，硫酸铵结晶量减少，影响运行效果。1.3pH计电极结垢导致失效计电极结垢导致失效pH计是氨法脱硫工艺中加氨量控制的主要仪表，主要测量单元为pH电极。对于pH电极，内充填有含饱和AgCl的3mol/Lkcl缓冲溶液，pH值为7。Ag/AgCl内参比电极的电位是恒定不变的，它与待测试液中的H+活度（pH）无关。当浸泡好的玻璃膜电极进入待测试液时，电极膜外层的水化层与试液接触，由于H+活度变化，将使电极表面外层的水化层离解平衡发生移动，此时，就可能有额外的H+由溶液进入水化层，或由水化层转入溶液，因而膜外层的固液界面上电荷分布不同，跨越膜的两侧界面的电势差发生改变，这个改变与试液中的［H+］有关。由于循环液结垢倾向严重，测量单元电极很快结垢或结晶，阻止电极表面外层的水化层离解平衡发生移动，使pH计指示失真，失去了加氨指导依据，只能改为其它仪表参数控制加氨量，导致氨法脱硫加氨量的控制精度低，pH值波动大，增加了浆液循环系统结垢倾向，降低了超低排放的可靠性。2原因分析原因分析2.1使用新鲜水作为工艺水的影响使用新鲜水作为工艺水的影响新鲜水来源于地下水与引黄河水混水，水质见表1，设计直接作为氨法脱硫工艺用水之一，脱硫塔单台蒸发量不断进行，保有水量不变,循环量一定，运行温度在50~70℃，随着水在开式循环系统中的浓缩，各种离子浓度不断增高，硫酸钙等因达到其溶度积而成为过饱和溶液，装置不断蒸发浓缩，浓缩时其中的硫酸钙，随着温度升高，水的蒸发，浓度逐渐增大，当其浓度超过溶解度之后壁面附近溶液的过饱和会生成沉淀析出，并沉积在流通管壁表面上，在50~82℃之间为CaSO4·1/2H2O，从而形成致密坚硬的硫酸钙垢。根据某美国公司提出的硫酸钙指数（单位为CaCO3，mg/L）＞5×105时，有硫酸钙析出。根