基于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫消泡方法与流程

本发明属于yc-503脱硫专用消泡剂在燃煤电厂石灰石-湿法烟气脱硫技术领域，尤其涉及一种基于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫消泡方法，具体为一种基于脱硫专用消泡剂的热电厂(市政供热机组、炼钢厂和焦化厂)石灰石-湿法烟气脱硫吸收塔石灰石浆液消泡方法。

背景技术：

目前，现有的燃煤电厂(市政供热机组、炼钢厂和焦化厂)石灰石-湿法烟气脱硫技术是这样的：由于燃煤中含有sio2颗粒、煤粉燃烧不充分、油性物质进入吸收塔以及燃烧过程投油等原因，燃烧后生成的烟气中携带有粉尘和油性物质，加之烟气流量大，烟气与石灰石浆液发生冲刷时会产生大量的泡沫，泡沫包裹和携带了未充分反应的so2气体、sio2颗粒、未溶解的石灰石颗粒、石膏晶体等杂质，同时不可避免有一部分so2未与石灰石溶液发生反应直接随烟气逃逸，造成脱硫效率下降甚至so2排放超标。同时，细小的sio2颗粒、未溶解的石灰石颗粒、石膏晶体等杂质被气泡包裹随烟气上升遇ggh和除雾器，造成大量混合固体颗粒附着在ggh和除雾器上，一段时间后会造成ggh和除雾器结垢严重，该垢体非常坚固，且非常难于清除，由于ggh和除雾器烟气格栅通道设计间隙比较狭窄，垢体会使ggh和除雾器烟气通流面积迅速减少，风阻和压差迅速增大，严重时会造成ggh和除雾器完全堵塞，从而迫使发电机组必须降负荷，甚至造成脱硫系统跳闸、发电机组被迫停运。因此，解决热电厂石灰石-湿法烟气脱硫工艺中石灰石浆液起泡的难题成为当务之急。

综上所述，现有技术存在的问题是：

(1)so2未与石灰石发生反应直接随烟气逃逸，造成脱硫效率下降甚至so2排放超标。

(2)ggh和除雾器结垢严重，烟气通流面积减少，风阻和压差增大，严重时会造成ggh、除雾器堵塞和设备安全隐患，迫使发电机组必须降负荷，甚至造成脱硫系统跳闸、发电机组被迫停运。

解决上述技术问题的难度在于：(1)国内现有热电厂(热力机组、炼钢厂和焦化厂)烟气脱硫系统全部采用石灰石-湿法脱硫生产工艺，该生产工艺最大的缺陷是无法解决石灰石浆液起泡的问题。

(2)由石灰石浆液起泡引起的生产安全隐患和环保排放超标目前无法解决。

(3)由于烟气温度高、烟气量大、起泡原因复杂、起泡无规律、起泡量大、起泡速度快，造成的危害比较严重，现有技术无法动态分析和检测吸收塔内石灰石浆液起泡的过程，目前国内的脱硫系统无法消除以上问题，也没有相应技术能解决以上问题。

解决上述技术问题的意义在于：(1)消除石灰石-湿法烟气脱硫生产工艺中浆液起泡的问题，防止气泡中包裹的、含有so2的烟气未经过脱硫处理直接排放到大气中，造成so2排放增加、污染加重甚至环保超标的问题。

(2)消除ggh、除雾器结垢和堵塞、烟气风阻增大的问题，避免因风阻过大迫使发电机组必须降低负荷，避免出现脱硫系统跳闸、发电机组(供热机组、炼钢厂和焦化厂)停机事故。

(3)减少因ggh、除雾器结垢堵塞造成的停机除垢产生的维修成本，提高发电机组(供热机组、炼钢厂和焦化厂)的利用小时和生产收入。

技术实现要素：

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于脱硫专用消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫消泡方法。

本发明是这样实现的，一种于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫吸收塔石灰石浆液消泡方法，包括以下步骤：

步骤一，记录fgd相关运行参数后，添加脱硫消泡剂；

步骤二，维持浆液循环泵正常运行台数；

步骤三，根据运行工况及系统烟气量、粉尘含量、燃烧系统投油量、入口so2浓度确定脱硫消泡剂的投入量；

步骤四，在吸收塔地坑内添加一定量的脱硫专用消泡剂，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内；

步骤五，吸收塔保持正常供浆，ph值5.0-5.6；

步骤六，分析各参数变化；

步骤七，再次加入脱硫消泡剂；

步骤八，以后每8小时定期加入，脱水期间增加使用量(如果步骤七第一次加入消泡剂后吸收塔石灰石浆液消泡效果良好，虚假液位很低，本步骤可省去)；

步骤九，脱硫结束时对各记录参数整理分析。

进一步，所述步骤一之前2小时将吸收塔液位降至溢流口2米以下。

进一步，步骤一中，所述加药时间采用每4小时一次，将8小时的加药量分开添加。

进一步，步骤三中，所述第一次脱硫消泡剂添加量的确定为消泡剂与吸收塔内浆液配比为0.5/1000～3/1000(每一千立方石灰石浆液添加消泡剂0.5～3kg)。

进一步，步骤五，所述ph值保持在5.0-5.6。

本发明另一目的在于提供一种所述基于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫吸收塔石灰石浆液消泡方法在热力机组浆液消泡中的应用。

本发明另一目的在于提供一种所述基于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫吸收塔石灰石浆液消泡方法在炼钢厂或焦化厂浆液消泡中的应用。

综上所述，本发明的优点及积极效果为：本发明是热电厂(市政燃煤热力机组、炼钢厂和焦化厂)石灰石-湿法烟气脱硫生产工艺中不可避免存在的石灰石浆液起泡造成ggh和除雾器污染与结垢、ggh和除雾器不能正常工作、烟道风阻增大造成脱硫系统和发电机组停机以及脱硫效率下降问题的一项技术解决方案。本发明是石灰石-湿法烟气脱硫生产工艺的消泡，主要应用于火力发电厂、市政燃煤热力机组、炼钢厂和焦化厂的石灰石-湿法烟气脱硫中石灰石浆液的消泡。

如果热电厂(市政燃煤供热机组、炼钢厂和焦化厂)石灰石-湿法烟气脱硫生产运行过程中每天在吸收塔石灰石浆液中加入1-5kg的脱硫专用消泡剂可彻底解决石灰石浆液起泡的问题。同时，也解决了起泡造成ggh和除雾器污染与结垢、ggh和除雾器不能正常工作、烟道风阻增大造成脱硫系统和发电机组停机以及脱硫效率下降问题。

附图说明

图1是本发明实施例提供的基于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫吸收塔石灰石浆液消泡方法流程图。

具体实施方式

为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下。

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于脱硫专用消泡剂的热电厂(市政燃煤供热机组、炼钢厂和焦化厂)石灰石-湿法烟气脱硫消泡方法，下面结合附图对本发明作详细的描述。

如图1所示，本发明实施例提供的基于脱硫消泡剂的热电厂石灰石-湿法烟气脱硫吸收塔石灰石浆液消泡方法包括以下步骤：

s101，在运行负荷相对稳定的工况下，记录fgd相关运行参数，4小时后开始实验脱硫专用消泡剂的添加工作。

s102，在脱硫率合格的情况下，保持浆液循环泵运行台数。

s103，根据运行工况确定消泡剂的投入量根据系统烟气量、入口so2浓度。

s104，将吸收塔地坑液位不至最高，把0.5-3千克脱硫专用消泡剂加入地坑内，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内。

s105，吸收塔保持正常供浆，ph值控制在5.0-5.6之间。

s106，观察各参数变化。

s107，2小时后再次加入0.5千克脱硫专用消泡剂(如果2小时后石灰石浆液未再起泡，本次加药可以省去)。

s108，以后每8小时定期加入0.5千克即可，若脱水期间适当增加使用量。

s109，实验结束时对各记录参数整理分析。

步骤s101之前2小时，需将吸收塔液位降至溢流口2米以下，以便接受地坑内药品浆液。

步骤s101中，所述加药时间可以采用每4小时一次，将8小时的加药量分开即可。

步骤s103中，所述第一次脱硫消泡剂添加量确定为吸收塔内浆液所含消泡剂浓度为50-300ppm。

步骤s106中，所述参数观察中，若吸收塔内ph值稳定、虚假液位下降、泡沫逐步消失，说明消泡剂已经发挥作用。

在本发明中，所述石灰石粉的粒度≤250目，纯度≥90％。

步骤s106中所述ph值保持在5.0-5.6之间。

下面结合实施例对本发明作进一步描述，以某热电厂脱硫专用消泡剂试验过程为佐证材料。

1.实验目的

为解决某热电厂脱硫系统吸收塔缺氧、脱膏困难、石灰石粉耗量大，石膏品质差，石灰石浆液起泡，脱硫出口烟气so2高，消除在入口烟气so2高时超标排放，经和某科技有限公司友好协商，在某热电厂1、2号脱硫系统做脱硫消泡剂试验，测试在不同脱硫入口烟气so2含量下脱硫消泡剂对石灰石浆液起泡、脱硫效率、节能和吸收塔浆液品质的改善情况。

2.实验依据和标准

某科技有限公司提供的脱硫消泡剂资料。

某热电厂脱硫运行规程。

3.现场实验组

组长：王某。

组员：某科技有限公司曹某、郑某某，某热电厂脱硫值班人员。

监督组：某发电公司、某中水公司。

4.参加实验单位：

某发电公司、某中水公司、某热电厂、某科技有限公司。

下面结合某热电厂脱硫系统对本发明作进一步描述。

某热电厂脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，全烟气脱硫，机组容量300兆瓦，脱硫系统石灰石浆液起泡问题较严重，长期无法得到解决，多次造成ggh和除雾器堵塞、发电机组停机检修。

下面结合实验条件对本发明作进一步描述。

1.提供石灰石粉的粒度≤250目，纯度≥90％。

2.实验期间电除尘器正常投入，运行在最佳状态，达到设计标准。

3.脱硫公用系统运行正常。

4.石灰石浆液密度负荷设计要求。

5.脱硫系统主要设备运行稳定。

6.实验前fgd主要参数稳定，ph值保值在5.0-5.6之间。

7.脱硫dcs系统上所有参数显示正常。

8.脱硫系统按照规程规定系统运行调整正常后，记录真实液位值、虚假液位值、ph值、进出口so2浓度、浆液循环泵电流及脱硫效率。

下面结合实验过程对本发明作进一步描述。

1.在运行负荷相对稳定的工况下，记录fgd相关运行参数，以便对实验结果进行分析，4小时后开始实验脱硫消泡剂的添加工作。

2.在脱硫率合格的情况下，保持浆液循环泵运行台数。

3.消泡剂的投入量根据燃煤粉尘含量、燃烧投油量、机组负荷、系统烟气量、除尘效果、泡沫量、入口原烟中有机物含量和喷淋系统运行工况而定，第一次脱硫消泡剂添加量的确定为吸收塔内浆液所含消泡剂浓度为50-300ppm。

4.将吸收塔地坑液位不至最高，把0.5千克消泡剂加入地坑内，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内。

5.吸收塔保持正常供浆，ph值控制在5.0-5.6之间。

6.观察各参数变化，如ph值稳定、虚假液位下降、泡沫逐步消失，，说明消泡剂已经发挥作用。

7.2小时后再次加入0.5千克消泡剂。

8.以后每8小时定期加入0.5千克即可，若脱水期间适当增加使用量。

9.实验结束时对各记录参数整理分析。

下面结合实验过程分析对本发明作进一步描述。

1.向吸收塔地坑加药时应缓慢加入，确保药品充分搅拌均匀。每次地坑泵运行时最好打到最低位、确保药液全部进入吸收塔。

2.实验前2小时尽量将吸收塔液位降至溢流口2米以下，以便接受地坑内药品浆液。

3.实验过程中每半小时抄表一次。

4.根据灞桥电厂当时的实际运行情况，加药时间采用每8小时的加药0.5公斤，两小时后未再加药。

5.实验时通过控制吸收塔供浆量调整ph值以保证石灰石浆液ph保持在5.0-5.6之间。

下面结合实验结论对本发明作进一步描述。

1.试验达到预期效果。

2.在吸收塔入口烟气so2浓度在满足脱硫系统设计值情况下，加入本发明的脱硫专用消泡剂0.5公斤，供浆量正常、ph稳定、脱硫效率稳定、石膏脱水情况良好，虚假液位(泡沫)从将近三米变为虚假液位基本消失(泡沫消除)，实验效果良好。

以上所述仅是对本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改，等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的范围内。