发电厂烟气脱硫达标排放
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国电蓬莱发电有限公司脱硫改造塔外浆池技术验收资料
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脱硫DCS控制系统调试方案
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大唐阳城发电有限责任公司#7、#8脱硫地坑泵及工艺水泵改造二次公告
国电招标网&&公告时间:
一、项目简介：
#7、#8脱硫地坑泵设计选型偏小，在停运循环泵进行疏放过程中地坑泵来不及排放，导致地坑频繁溢流，为防止地坑溢流，在停运循环泵进行疏放浆液时，只能采取人工就地疏放。浆液极易沉积，人工疏放不好控制，疏放门开大了可能地坑溢流、开小了会导致泵内浆液沉积。需要增加一台地坑泵来解决该问题。
#7、#8脱硫工艺水泵由于原设计选型较小，当单台工艺水泵运行时，系统进行操作时，母管压力发生变化，远端用户会出现断水现象，影响设备运行。需要更换出力较大的泵来解决该问题。
二、招标范围： 具体工作内容以招标文件为准。
三、资质及其他要求：
1、具有法人资格和独立订立并履行合同能力的权力，企业注册资本金不低于100万元人民币。 2、有效的税务登记证与组织机构代码。 3、投标人需具有火力发电厂设备检修资质，且具备相应的安装、调试能力。 4、在专业技术、设备设施、人员组织、业绩经验等方面具有设计、制造、质量控制、经营管理的相应的资格和能力，在安装调试运行中未发现重大的设备质量问题。 5、具有完善的设备性能和质量保证体系。如果是中外合资（合作）企业且是由外方提供技术支持的，应出具国外合资（合作）方的设备性能和/或质量保证的书面文件（复印件） 6、业绩：投标人应拥有600MW锅炉检修、安装的业绩；业绩应是投标人的，而不是其母公司、合作方或技术支持方的。 7、具有良好的银行资信和商业信誉，没有处于被责令停业或破产状态，且资产未被重组、接管和冻结。良好的近三年的财务报告及报表。 8、在过去承接工程项目建设中，无投标单位负主要责任的技术、质量、商务等纠纷。
本招标项目仅供正式会员查看，您的权限不能浏览详细信息,请联系办理国电招标网会员入网事宜，成为正式会员后可下载详细的招标公告、报名表格、项目附件和部分项目招标文件等。
联 系 人：陈工
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燃用高硫煤脱硫的分析与对策
&&&&&&本期共收录文章20篇
　　【摘 要】 台电鼓泡塔脱硫设计校核煤种硫份为0.7%。掺烧硫份1.5-2.0%的高硫煤时，高负荷时段脱硫效率可能低于95%，出口SO2浓度超过100mg/Nm3（新标准2011版）。在确保安全、经济的同时，如何掺烧高硫煤，对此展开分析和总结。 中国论文网 /8/view-4720944.htm　　【关键词】 高硫煤 脱硫效率 硫份 调整 　　1 引言 　　1.1 系统概述 　　（1）台山电厂1-5号机组均为600MW。锅炉是上海锅炉厂制造，亚临界控制循环（CE公司燃烧技术）、中间再热四角同心反切、平衡通风固态排渣炉，设计煤种为神府东胜煤。锅炉型号分别是SG-M905（1、2号机组）和SG-M907（3、4、5号机组）。 　　（2）脱硫系统采用日本千代田CT-121鼓泡塔的石灰石-石膏湿法脱硫工艺。其中1、2号机组设计带有GGH，3、4、5号机组设计无GGH，5号机组同步安装了脱硝装置。其余1-4号机组正在加装脱硝装置，预计2013年底全部完工。 　　（3）1、2号脱硫系统共用一个烟筒，采用不锈钢内胆，经过GGH加热后烟气温度约为80度排放。3、4、5号机组采用独立的钛管烟筒，外面公用一个烟囱，烟气温度约为50度排放。 　　（4）脱硫系统主要由烟气系统、SO2吸收系统、石灰石浆液制备系统（湿磨）、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统等组成。 　　（5）煤场储煤量最大为37万吨，分为A、B、C三个煤场，燃煤堆高12米，满足5台机组17天耗煤量，上煤系统设置两条皮带，带宽1.4米，带速2.5m/s，额定输送出力1600t/h。 　　（6）锅炉煤种硫份按照0.5%设计，脱硫校核煤种硫份为0.7%，目前公司向印尼、南非、越南、澳洲、俄罗斯、马来西亚等国家购煤，煤质中硫份变化较大。 　　（7）1、2号机组分别于2003年12月和2004年2月脱硫投入；3、4号机组于2006年11月投运，5号机组于2007年4月投运。脱硫系统运行时间最长8年，最短4年。均面临设备不断老化的现象。 　　1.2 主要设备及技术参数 　　1.2.1 煤种分析（表1） 　　1.2.2 脱硫设备参数（表2） 　　2 燃用高硫煤的可行性分析 　　2.1 利润分析（表3） 　　在煤种同质情况下，从国外进煤（硫份高），对公司的盈利模式存在有利因素。在不消耗国内煤炭资源的同时，鼓励多从国外进口煤源。 　　2.2 对锅炉和脱硫系统设备的影响 　　（1）如氧量值控制在2.4-2.5%时，掺烧一定比例高硫煤，灰熔点会有所降低，锅炉结焦、结渣加剧。燃烧器处发生高温腐蚀的机率增大；空预器处可能发生低温腐蚀；烟道及烟囱处可能出现酸腐蚀泄漏。 　　（2）锅炉受热面换热系数降低，燃烧耗煤总量增加。烟气量增大，烟气流速和排烟温度升高，脱硫系统阻力急剧增加，增压风机面临失速和损坏风险。 　　（3）高硫煤掺烧过多，烟气中入口SO2浓度增大，需消耗大量石灰石进行脱硫。制浆能力和脱水能力不足时，容易造成旁路挡板开启和吸收塔内部浆液“中毒”现象。 　　（4）掺烧高硫煤后，硫酸露点温度降低，对GGH及金属部分的腐蚀加剧，系统泄漏点增多。 　　2.3 燃烧高硫煤的安全论证 　　高硫煤与低硫煤按照一定比例进行均匀混配，确保入炉煤硫份的加权平均值在设计规定范围内，保证系统安全稳定运行。 　　2.3.1 含硫量0.5%与1.4%的混配方案 　　选择锅炉的D、E仓进行混配，神混煤与高硫煤按照1：1的比例参烧。其混配后硫份加权平均值为0.65%，小于设计标准值0.7%。所以脱硫系统能承受，在安全范围内。如果锅炉与脱硫系统均不能承受，则撤销D仓高硫煤，保留E仓混配。 　　2.3.2 含硫量0.5%与1.0%的混配方案 　　选择锅炉C、D、E仓进行混配，神混煤与高硫煤按照1：1的比例混配。其混配后硫份加权平均值为0.62%，在安全范围内。 　　2.4 燃烧高硫煤的应急措施 　　如果混配不均或煤种持续燃烧高硫煤，脱硫效率下降、出口SO2排放浓度超标等异常现象。应对措施如下： 　　（1）参数出现异常或偏离运行正常值时，经分析判断为煤种因素引起，立即更换煤种，减轻脱硫系统恶化趋势，8小时内调整完成。 　　（2）当脱硫反应迟缓时，辅助投入脱硫添加剂，提高石灰石的消融性，增强脱硫反应过程。 　　（3）长时间燃用高硫煤后，必须定期降低PH值，保持吸收塔内部的石膏饱和度在140-150%之间。 　　（4）如吸收塔内部密度过高，脱水系统或废水系统不能及时外排，可利用事故浆液箱短期进行存放及倒换。 　　（5）石灰石耗量急剧增大时，如制浆能力不足，可采用联络管道向其它机组借浆，维持系统正常供浆。制浆能力是制约高硫煤燃用的一大因素。 　　3 燃用高硫煤的调整 　　3.1 调整方法 　　（1）增大液气比，（2）增大钙硫比，（3）增大反应剂的比表面积，（4）延长脱硫反应时间，（5）使用脱硫添加剂。 　　3.2 提高液气比，有如下方法 　　（1）将二运一备的烟气冷却泵运行方式改为采用三台烟气冷却泵同时运行。但需要核实浆液母管、支管及法兰的承压能力。 　　（2）保持石膏浆液足够的压力与流速，减少浆液支管及喷嘴的低速结垢。 　　（3）定期清理烟气冷却泵的入口滤网，减少石膏浆液的堵塞程度，最大量输送石膏浆液。 　　（4）提高吸收塔液位，烟气与石膏浆液充分接触反应。 　　（5）锅炉采用低氧量运行（2.4%左右），降低锅炉烟气量。
　　3.3 提高钙硫比，有如下方法 　　（1）增加石灰石给浆量，提高PH值。 　　（2）燃用低硫煤，降低入口SO2浓度。 　　（3）提升石灰石原料品质，CaO含量大于50%以上，减少SiO2和杂质含量。 　　（4）提高吸收塔液位。 　　3.4 提高反应剂比表面积，有如下方法 　　（1）增加制浆系统球磨机内循环倍率，石灰石变细。 　　（2）低PH值运行，提升石灰石的消融性，减少CaCO3被包裹 　　（3）维持适当的吸收塔液位。液位过高，鼓泡产生的气泡层受到压迫，小气泡过多，气液接触面分压降低，脱硫反应变慢。液位过低，气泡形成过大，接触面降低。脱硫反应下降。 　　3.5 延长脱硫反应时间，有如下方法 　　（1）提高吸收塔液位，脱硫系统阻力增大，烟气与石膏浆液反应时间延长。 　　（2）将烟气冷却泵的浆液支管喷嘴反向，与烟气出现逆流布置，增加与烟气SO2的接触时间。 　　（3）石膏浆液内循环时间延长。 　　3.6 使用添加剂提效 　　脱硫添加剂分为无机盐和有机酸两大类。功能：提高吸收剂的反应活性；提高SO2的脱除率；防止垢的产生；起缓冲液的作用。提高脱硫剂的利用率，改善化学反应与传质过程，促进CaCO3的溶解，缓冲浆液的PH值下降，促进SO2的溶解，加速SO2的化学吸收。降低水蒸汽分压，减小蒸发速率，提高脱硫剂的利用率，降低运行费用，减缓钙的结垢、堵塞速率，从而提高系统的可靠性。 　　3.7 其余调整措施 　　（1）制浆系统、脱水系统和废水处理系统保持正常连续运行 　　（2）加大氧化风量，提高强制氧化效果。 　　（3）电除尘20台整流变全投入，降低脱硫系统入口粉尘浓度。 　　4 燃用高硫煤的费用分析 　　4.1 某电厂脱硫添加剂费用分析 　　某电厂有4台600MW机组，第一次单台机组一次性加入1吨添加剂，费用3万元；以后每天加入一袋（约80kg），费用2400元，即单台机组每月（30天计算）加入添加剂2.4吨，费用7.2万元，全厂全年总费用为360万元左右。 　　得到的经济效益是：部分时段能停运一台浆液循环泵，节约的电量还是非常可观。 　　4.2 本厂脱硫添加剂费用分析 　　年期间，总共购买二次脱硫添加剂，第一次购买8吨脱硫添加剂进行试验，总费用24万元。第二次购买8吨，主要是在掺烧高硫煤情况下添加，提升脱硫效率。试验过程及结论如下： 　　（1）在吸收塔地坑中加入1.2吨添加剂，PH值上调至5.2，添加过程中，脱硫效率逐渐从94%上升，最高达到97.65%。 　　（2）脱硫添加剂对“提效”作用。它是一种催化剂，能提高传质速率，增强石灰石浆液与SO2的反应能力，但不能取代石灰石。 　　（3）脱硫添加剂在PH值较高时，效果明显。建议：吸收塔低密度时，尽量不使用脱硫添加剂，依靠系统本身自平衡能力，保持脱硫系统稳定运行。当入口SO2浓度超过设计标准时，少量投入添加剂，需维持投入产出比的关系。 　　4.3 其它费用分析 　　（1）掺烧高硫煤后，系统产生的酸腐蚀加重，对烟道和金属附件造成严重的腐蚀。更换和维修费用大大增加。据初步统计5台机组治理腐蚀泄漏的费用每年在200万元以上。如在烟道内部全部铺设钛合金板，估计费用300万元左右。 　　（2）制浆系统连续运行，使得球磨机钢球耗量和球磨机润滑油耗量增大。据不完全统计每年将增加50-80万元的费用。 　　（3）掺烧高硫煤后，吸收塔浆液碱性环境提高，设备结垢、堵塞加剧。系统阻力导致电耗增高。当脱硫电耗上涨0.01%，每年损失电费86万元左右。 　　5 燃用高硫煤的结论 　　（1）按照市场经济规律，购买同质低价的高硫煤进行掺烧，需进行系统风险评估和成本利润测算。 　　（2）锅炉风险评估：受热面的高、低温腐蚀。脱硫风险评估：环保减排总量超标和设备承载能力不足。燃料风险评估：燃料输、配送能力及调度计划不足。 　　（3）脱硫添加剂属于辅助调节手段，治标不治本。不能依靠脱硫添加剂短期的功效，而长期燃用高硫煤，以免引起次生事故。 　　（4）燃用高硫煤时，当脱硫参数发生异常，必须暂停高硫煤，待系统恢复平稳后，逐步增加高硫煤量。 　　（5）燃用高硫煤时，必须严格按照掺烧比例进行混配，如混配不均，将导致脱硫效率低下，脱硫出口超标的现象。 　　（6）燃用高硫煤时，必须定期对化学在线测量仪表进行标定和校验，防止仪表出现零点漂移现象，误导运行调节。 　　（7）掺烧高硫煤的条件是：电除尘、制浆、脱水、氧化风及废水系统均能正常运行，缺一不可。 　　（8）根据本厂5台机组特性和现场实际情况，给出掺烧高硫煤的建议：1）1、2号机组因GGH存在，掺烧高硫煤不超过0.7%的硫份，即入口SO2浓度严格控制在设计标准范围内（1756mg/Nm3）。防止系统堵塞、结垢加剧，引发增压风机失速和旁路挡板开启的环保风险。2）3、4号机组无GGH，且吸收塔直径大于1、2号机组，系统富裕量可承受0.8-0.85%的高硫煤，即入口SO2浓度可达到mg/Nm3。但前提条件是电除尘运行正常，鼓泡管无堵塞，氧化风及脱水、制浆和废水等系统运行。3）5号机组有脱硝装置，脱硝催化剂能将部分SO2转换为SO3，且氨液能吸收部分SO2，可燃用0.9%的高硫煤，即入口SO2浓度可提高至mg/Nm3。 　　参考文献： 　　[1]闫军，何育东.燃用高硫煤脱硫装置存在的问题及其解决措施.《热力发电》，2006年11.
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