欢迎来到澳门娱乐场网址【真.最佳平台】!

全国免费咨询热线

0510-874099987

产品中心

PRODUCT CENTER

咨询热线

0510-874099987

地址:江苏省扬州市汤蜀中路22号

传真:0510-874099987

E-mail:66754443@126.com

节能环保正文页

发布时间:2020-07-22 03:05

  您的位置首页节能环保频道厂商动态

  截止2008年底,我国已投产烟气脱硫机组3.97亿千瓦,全国火电厂已投运烟气脱硫机组容量占全国燃煤机组容量的66%,其中90%以上采用石灰石/石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺。

  大量实践证明,烟气脱硫在机理上、技术上是成熟的,其主要风险在设备的制造、使用上。娱乐场网址

  据业内人士介绍,2005年以前我国所有脱硫设备均依靠国外进口。当时进口脱硫设备成本每千瓦需要1000元。一台30万千瓦火电机组的脱硫设备的成本大约3亿元。随着国内环保设备行业的快速发展,国内生产的脱硫设备使每千瓦成本造价降至200-300元左右,仅2006年新增从事脱硫设备的企业就由2005年的100多家猛增到200家,形成年配套1亿千瓦火电脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。

  在巨大的商机面前,一些资质较差甚至没有资质的企业也纷纷入市生产脱硫设备,这些设备厂家为获取项目,不顾质量,恶意降价的后果一是设计、生产、安装的脱硫装置稳定性、可操作性低,故障率高,不仅使电厂被迫大幅提高运行成本,而且降低了脱硫效果,使企业不能完成节能减排任务,更好地履行社会责任。二是导致市场混乱,形成好品质的产品没市场,劣质产品异常火爆的混乱局面;三是这种局面除了对生产脱硫设备的正规厂商带来不小的冲击,而且在一定程度上阻滞了国内脱硫设备生产企业的自主研发和升级换代。

  为贯彻落实《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》,推进环保产业健康发展,制订和完善有关政策、技术规范,提高烟气脱硫装置运行的可靠性、经济性,确保实现二氧化硫减排目标,根据《国家发展改革委关于印发加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》(发改环资[2005]757号),国家发改委委托中国电力企业联合会在开展火电厂烟气脱硫产业化发展情况登记调查的基础上,增加主要设备运行使用情况登记调查,以便进一步摸清有关情况,有针对性地研究解决问题。本次调查的重点是石灰石,石灰一石膏湿法烟气脱硫工艺的设备。为此,全国电力行业脱硫脱硝技术协作网配合中电联,围绕政府工作要点,针对当前脱硫设备市场的混乱局面,开展了脱硫设备运行使用现状的调查。

  调查显示,从目前已投运脱硫装置的运行情况来看,大多数电厂的脱硫设施情况较好,但部分电厂由于系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等多方面因素,致使脱硫系统不能正常运行,环保作用得不到充分发挥。

  通过调查发现,目前无论从设备本身,还是从应用上说,现有烟气脱硫设备脱硫水平与国家规定的环保要求仍有差距,腐蚀、结垢、堵塞、烟气带水等问题还没有得到很好的解决,在实际运行时的脱硫效率达不到设计要求,不能很好地满足国家提出的污染物浓度和总量控制目标的要求,烟气脱硫技术及设备还需在实践中不断改进、完善和提高。

  通过调查还发现,目前国内脱硫设备业正处于市场整合阶段,市场竞争和科技竞争的结果,将改变目前的产业格局,改变产业发展基础相对薄弱,产品和技术与国际先进水平存在较大的差距,企业规模小、生产力过于分散的不利发展的局面,并增强这一领域的科技创新能力,提升整体技术水平。众多小企业被迫纷纷退市,拥有较强的经济实力和投资能力,拥有较强的研发能力和引进消化吸收能力及产业化能力的企业逐步赢得市场,获得快速发展就是证明。

  根据《国家发展改革委关于印发加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见的通知》(发改环资[2005]757号),国家发改委委托中国电力企业联合会在开展火电厂烟气脱硫产业化发展情况登记调查的基础上,增加主要设备运行使用情况登记调查。全国电力行业脱硫脱硝技术协作网配合开展了相关工作:

  自2007年11月24日,国家发改委办公厅下发了《关于开展火电厂烟气脱硫设备使用情况调查的通知》(发改办环资[2007]2915号),正式着手开展调查工作,至2008年10月31日结束第一阶段工作并完成《我国火电厂烟气脱硫设备使用现状的调查报告(第一部分)》。

  (1)对电力集团公司、火电发电企业,开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备调查;

  (2)对主要脱硫设备制造厂家开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备情况调查;

  (3)对拥有较多烟气脱硫工程业绩的脱硫公司开展火电厂燃煤发电机组烟气脱硫系统主要设备调查。

  鉴于石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺是当前世界上较为成熟的脱硫主要工艺之一,且目前国内投运的烟气脱硫装置绝大多数采用石灰石一石膏湿法,因此对当前运行的火电厂石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置和主要设备情况进行了第一阶段的调查分析工作。

  截至2008年1月底,共有170个单位进行了调查反馈,其中华能、大唐、国电、中电投、粤电、国华、浙能等发电(集团)公司和部分地方电力企业共计155家火力发电企业,石家庄强大渣浆泵有限公司(石家庄强大泵业集团公司子公司)、襄樊五二五泵业集团公司、石家庄工业泵厂11家等脱硫设备制造单位以及国电龙源、北京博奇、浙大网新、大唐科技4家等脱硫公司对火电厂燃煤发电机组脱硫系统主要设备调查情况进行了反馈,涉及的脱硫机组共计383台、1.3亿千瓦,占2007年整年全国已授烟气脱硫机组容量的近50%。

  气一气换热器(Gas Gas Heater),通常有蓄热式和非蓄热式两种形式,统称GGH。GGH是脱硫系统中主要装置之一,设置GGH后可提高烟气排烟温度和抬升高度,降低污染物落地浓度,降低系统水耗,明显减轻湿法脱硫后烟囱冒白烟的问题;尤其对多台脱硫机组共用一根烟囱的机组来说,无需对烟囱进行专门的防腐,有利于减低成本、缩短工时等。

  为保证系统正常运行,必须将GGH差压控制在合理范围内。一旦GGH发生堵塞并且现有的吹灰、冲洗手段不能使蓄热元件上的污垢得到有效的清理,必然导致烟气系统阻力增加,风机电流增大。堵塞严重时会造成烟气系统阻力超过风机的最大出力,引起增压风机发生喘振或振动超标,甚至威胁到锅炉的安全运行,对设备稳定运行造成危害,最终导致脱硫系统被迫长期开启脱硫旁路运行。

  由于风机静压升是根据正常工作状态对应自各项阻力值确定的,并且其工作点一般处于风机的高效区。GGH结垢后系统阻力增加,运行工况点偏移,运行电耗增加。为降低由于结垢引起的GGH差压上升,需要加大在线和人工高压水冲洗的频率,提高了冲洗成本。GGH结垢严重冲洗时需停运脱硫系统,降低了脱硫装置的投用率。

  GGH严重堵塞后,为保证系统安全运行,旁路烟气挡板门长期处于开启状态,只有部分烟气脱硫,使排放浓度偏高,总排放量也很难控制,必然引起环保罚款。尤其目前伴随着国家环保政策的日益严格,开启旁路运行方式很可能不被接受,因此主机运行会受到影响。

  随着我国对环保工作要求的明显提高,对火电厂烟气脱硫装置的运行要求也有了明显的提高。2007年5月国家发展改革委和国家环保总局制定的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行)》中规定:脱硫设施投运率在90%以上的,扣减停运时间所发电量的脱硫电价款;投运率在80%~90%的.扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款;投运率低于80%的,扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。同时目前对于火电厂S02排放总量的要求也决定了脱硫装置必须具备较高的可用率。因此我国目前新建机组的脱硫装置已倾向于取消GGH,而采用湿烟囱和烟气脱硝装置来解决取消GGH后的不利影响。而对于有GGH的在役机组,有必要开展相关的研究并采取措施来控制GGH的堵塞问题。

  依据反馈情况统计,目前国内电厂采购使用的GGH设备大部分来源于20多个设备制造商。其中,豪顿华(Howeden)、上海锅炉厂的GGH市场应用在此次调查中列前两位,分别占反馈总台数的41.37%及29.72%。同时,德国巴特杜尔公司、日本ALSTOM也占有一定的市场份额。GGH主要缺陷情况见表4。

  我国最早的石灰石/石灰一石膏湿法脱硫技术主要从德国引进,因此目前已投运的湿法烟气脱硫装置大多数设置了回转式的烟气加热装置GGH。

  但从近年来湿法脱硫工程的实践来看,GGH的设置存在着很大的问题。GGH不仅增加了系统的投资和运行电耗,最大的问题是普遍堵塞严重,从而大大降低了系统的可靠性和可用率。

  锅炉烟气经过吸收塔后,烟温降低、水分饱和,虽经两级除雾器除下大部分液滴,出口液滴含量在75mg/m3以下或更低,但因烟气总量大、GGH连续运行的时间长,携带的石膏浆液的总量很大。这些浆液通过GGH时会粘附在换热元件上,烟气的冷热交替通过,使得部分水分蒸发,留下溶质或固形物并逐渐加厚形成恶性循环,最终堵塞换热元件通道。

  因吸收塔出口烟气处于饱和状态,并携带一定量的水分,GGH加热元件表面比较潮湿,在GGH原烟气侧特别是冷端,烟尘会粘附在加热元件的表面。另外,烟尘具有水硬性,其中的CaO可以激活烟尘的活性,烟气中的S03以及塔内浆液等与烟尘相互反应形成类似水泥的酸盐,随着运行时间的累积硬化,即使高压水也难以清除,这同样引起堵塞问题,在烟尘量大时堵塞更快。

  GGH本身设计不合理,如GGH换热面高度、换热片间距、换热片型式、吹灰方式、布置型式、吹灰器数量、吹灰器喷头吹扫位置、覆盖范围等,对GGH积灰、结垢均有影响。另外喷淋层和除雾器的设计对堵塞也有很大影响。GGH前后直烟道过短,导流板也不能使流场分布均匀,这使得GGH局部会先产生浆液粘结堵塞,继而形成恶性循环。

  例如上海锅炉厂有限公司、豪顿华工程有限公司普遍采用DNF、UNF型换热片,其波形特点为中间波浪,易积垢,吹扫不易,堵灰严重。

  四)当吸收塔内pH值较高时,烟气携带的Ca-C03含量也多,它们会与原/净烟气中S02继续反应生成结晶石膏而牢固地粘附在GGH换热元件上引起堵塞。

  吸收塔在运行时由于氧化空气的鼓人液位有一定的上升,另外吸收塔运行时在液面上常会产生大量泡沫,泡沫中携带石灰石和石膏混合物颗粒。液位测量反映不出液面上虚假的部分,造成泡沫从吸收塔原烟气入口倒流入GGH。原烟气穿过GGH时,泡沫在原烟气高温作用下,水分被蒸发,泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗粒粘附在换热片表面。在此过程中,原烟气中的灰尘首先被吸附在泡沫上,随着泡沫水分的蒸发进而粘附在换热片表面,造成结垢。既便瞬间反流,GGH积污也非常严重。

  1、运行时GGH不吹扫自然会结垢。有的FGD系统未能按运行规程进行GGH的定期吹扫,或吹扫的周期长、每次吹扫的时间较短,不能及时去除积灰/垢而形成累积;

  (八)循环泵长时间启动而FGD系统未通烟时,也可使吸收塔浆液飘流粘附在GGH上。

  (九)吸收塔浆液出现问题,如碳酸钙或亚硫酸钙的含量明显偏高,会导致GGH的堵塞。

  浆液循环泵是把吸收塔内浆液连续地升压向塔内喷淋层提供喷淋浆液,通过喷嘴雾化效能把浆液喷淋区内形成较强的雾滴环境与逆流而上升的烟气充分接触吸收S02气体,从而保证适当的液/气比(I/G)以可靠地实现脱硫效率。

  循环泵一般由三部分组成,电机、减速箱以及泵本体,并且安装在同一刚性钢结构底座上,三部分用联轴器连接,其中减速箱与泵轴的连接应使用膜片联轴器。也有的设计是取消减速箱,采用8机电机,直接通过膜片联轴器驱动泵轴。循环泵的消耗功率仅次于增压风机,一般几百千瓦一台,因此设计运行并维护好是非常重要的。

  浆液循环为叶片式泵,叶片式泵按照叶轮设计型式分为离心式、混流式、轴流式。循环泵的工作介质是吸收塔内的浆液,该浆液具有以下三种特点:含有15%质量浓度的硫酸钙结晶物以及新补充进去的石灰石固体颗粒,具有很强的磨损性;另外,在液体的水溶液中含有穿透性高的C1-(20000ppm)和F-;浆液中充满空气,具有氧化性;吸收了S02等酸性气体的浆液虽然溶解的石灰石但系统仍然具有酸性,pH值一般在控制在5左右,特殊情况下PH还要下降。

  从上面的总结来看,循环泵过流部件的使用环境很恶劣。既有复杂的腐蚀环境,又有固体颗粒带来的磨损。

  据调查,目前烟气脱硫吸收塔采用的浆液循环泵主要来自20多个生产厂家,国内比较有代表性的生产厂家主要包括石家庄强大泵业集团有限责任公司、襄樊五二五泵业有限公司、石家庄工业泵厂等,国外主要包括德国KSB、澳大利亚Warman、芬兰苏尔寿等,这些公司在脱硫浆液循环泵市场中占有很大的份额。

  此次调查结果显示,采用石家庄强大泵业集团生产的浆液循环泵的脱硫机组最多,占此次反馈脱硫机组总容量的30%左右;采用德国KSB浆液循环泵的居第二位,占18.8%;采用澳大利亚Warman浆液循环泵的居第三位,占16%;采用襄樊五二五泵业集团浆液循环泵的居第四位,占10%;采用芬兰苏尔寿浆液循环泵的居第五位,占9%;采用石家庄工业泵厂浆液循环泵的居第六位,占5.3%;其余采用其他浆液循环泵生产厂家的占10.9%。

  目前,烟气脱硫吸收塔采用的浆液循环泵均为离心泵,石灰石中二氧化硅含量高、浆液浓度大、浆液pH值低、浆液泵转速快、叶轮材料不合适,均可能导致浆液泵过流部件磨损腐蚀。根据调查反馈信息,目前浆液循环泵普遍存在的主要问题及缺陷包括:机封磨损、泄漏,叶轮磨损、腐蚀等。浆液循环泵主要缺陷情况见表6。

  原因:产生料干摩擦、泵本身的振动超标以及机械密封本身制造问题。此次调查当中发现石家庄泵业集团出现较多的此类设备质量问题。

  有的脱硫工程投运后不足半年甚至不足三个月便出现循环泵出口压力下降,导致脱硫效率下降,解体检查发现叶轮局部磨蚀严重。

  设备调查当中发现某脱硫工程投运三个月便出现循环泵机械密封护扳(28mm厚)腐蚀漏浆,生产单位为上海××机械密封公司。t

  原因:该公司为了降低生产成本,未按国外图纸中指定的1.4571合金钢制作,而用了替代材料加工所致。

  除雾器和喷淋管是湿法脱硫中必不可少的设备。当含有污染物的烟气经过喷淋管雾化的浆液后,烟气继续向上流动,由于此时的烟气中夹带有较多液滴,如若不能有效清除,将会沉积在吸收塔下游一侧的设备表面(如GGH),形成石膏垢,增大降压,影响换热。为了减少烟气中的含水,需要在吸收塔的出口布置除雾器除掉大颗粒的液滴。

  根据反馈情况统计,目前绝大多数除雾器为进口设备,主要来自Munters、KOCH,分别占反馈机组总台数的49.01%和14.14%。国内生产的除雾器占有的市场份额很少。除雾器市场应用及满意度情况见表7

  矛盾突出的是塔外布置的水平流除雾器。由于场地有限布置紧凑,吸收塔出口至除雾器入口缺少符合要求的直管段,即使装有导流板,也难以调整气流分布,除雾器入口端面处气流速度偏差甚大,高的达10m/s以上,低的出现涡流区,造成除雾器人口处石膏堆积,除雾器出口烟气携带的液滴超标,对有GGH的脱硫系统,GGH换热元件结垢加剧;对不设GGH的脱硫系统,由于排烟温度较低,烟气扩散条件不利,烟气携带的液滴会在烟囱出口形成“石膏雨”,影响电厂周围环境。

  当燃煤含硫量大幅度超出设计值或校核值,脱硫系统处理能力严重不足时,鼓人吸收塔浆池的氧化空气不足以将浆液中的亚硫酸钙氧化成硫酸钙,而大量亚硫酸钙的存在又给石膏脱水系统运行带来困难,进而影响到石膏排浆泵的运行,此时,吸收塔浆池长期在高液位下运行,又影响了除雾器冲洗系统的启动,除雾器板片上结垢得不到及时冲洗,恶性循环越演越烈,塔内布置的垂直流除雾器板片上亚硫酸钙与硫酸钙堆积物越来越多,终使除雾器不堪重负而坍塌。

  工作原理是当电机通过联轴器或带轮带动主动轴转动时,安装在主动轮上的齿轮带动从动轮上的齿轮,按相反方向同步旋转,使啮合的转子相随转动,从而使机壳与转子形成一个空间,气体从进气口进人空间。这是气体会受到压缩并被转子挤出出气口,而另一个转子则转道与第一个转子在压缩开始的相对位置,与机壳的另一边形成一个新空间,新的气体又进入这一空间,被挤压出。连续运动从而达到鼓风的目的。

  据调查,成都电力机械厂生产的增压风机占反馈脱硫机组总台数的55.56%,应用最多;其次为豪顿华生产的增压风机占19.14%;上海鼓风机厂生产的增压风机占17.59%,居第三位。这三个厂家生产的增压风机的市场分额占反馈脱硫机组总数的90%以上。

  增压风机运行工况如同锅炉引风机,由于制造工艺和运行经验都很成熟,因此可靠性较高。但是也出现过个别异常,表现在:

  原因:为施工安装过程中风机壳体法兰接合面不严而漏烟后烟气冷凝结露腐蚀及烟气中s0:溶于风机壳体上的雨雪中形成酸液腐蚀。

  (三)大机组脱硫增压风机电机轴瓦均设有油循环系统,油系统的安全也是增压风机安全的一个组成部分。鉴于目前增压风机配套电机油系统电源只一路,可靠性不足。

  (四)静调风机中转子叶片表面存在均匀腐蚀问题;每半年叶轮发生不平衡现象。

  (六)油站至风机的高压油管质量差,易爆管,联接件易脱落,造成漏油,需停机处理;轴承密封处漏油。

  挡板门是湿法脱硫工程中的重要设备,它通过控制锅炉烟气的流通来实现脱硫装置的投入或退出,其性能好坏直接影响烟气脱硫系统的正常运行。

  据统计,挡板门国产化率较高,无锡华东占33.6%;无锡华通电力占24.61%。

  当脱硫装置停运检修时,挡板门关闭且投入密封风系统仍有微量原烟气进入脱硫装置内,入口挡板门起不到隔断作用,

  原因:是密封片局部变形双百叶间密封风泄压从而导致原烟气串人脱硫装置中。

  原因:一是材料质量有名不副实问题,二是内衬合金簿板之间焊接有缺焊现象,导致酸性冷凝液流至碳钢使碳钢腐蚀。

  四)旁路挡板门操作时间不当,多数工程对旁路挡板门快速开启未做保护传动试验。

  目前旁路挡板门操作即开/关一般有两种方式:慢开、慢关和快开,慢开慢关一般为45—60秒钟,而快开有:2秒、5秒、15秒、25秒。通过现场试验,快开2秒钟对锅炉基本没有形成任何不安全影响,但快开5秒以至25秒钟都没进行过动态试验。

  吸收塔是脱硫装置中核心设备,吸收塔内将承担烟气脱硫、除雾、脱硫剂分解、化学中和反应、氧化、石膏结晶、石膏粒径生长等一系列化学过程。是集气相、液相、固相等三相流复杂的化学反应装置。

  吸收塔浆液池中其液位一般在8-13m,其浓度一般在8-20%,大部分为石膏和少量补入的石灰石。由于这些固体物是不易溶于水中,因此必须配置搅拌装置使这些固体物悬浮在浆液中。其作用是使浆液的固体维持在悬浮状态,同时分散氧化空气。搅拌器安装有轴承罩、主轴、搅拌叶片、机械密封等。

  据统计,吸收塔搅拌器绝大多数采用进口设备。从统计结果来看,EKATO生产的搅拌器占反馈机组总数的40.06%,SHARPE MIXERS占17.72%,MUT占10.93%。

  目前,吸收塔搅拌机多数应用侧人式搅拌机,由于基本上为引进设备,因此可靠性较高。此次调查发现,德国EKATE的搅拌机加工、组装非常精细,没有出现问题;使用美国、澳大利亚生产的搅拌机出现过机封漏浆,承建单位能够及时更换。

 上一篇:脱硫泵机械密封结构   下一篇:石灰石石膏湿法烟气脱硫金属浆液循环泵国产化