脱硫系统无旁路运行中存在的问题和优化三河电厂.ppt

脱硫系统无旁路运行中 存在的问题和优化,神华国华三河发电有限责任公司 二八年十二月,一、三河电厂脱硫工程概况： 三河电厂二期烟气脱硫项目为2台东方300MW供热机组加装烟气脱硫装置。 二期烟气脱硫工程与二期主体同步建设，同步投产。 二期烟气脱硫工程以一期烟气脱硫改造为依托，公用系统设在一期烟气脱硫范围。 二期2300MW机组按100%烟气脱硫设计，采用一炉一塔。,采用冷却塔直接排烟方案，不设烟气旁路烟道，不设GGH，不设脱硫增压风机，脱硫系统的阻力由引风机克服。 脱硫效率按95%设计。 脱硫装置日运行22h，年运行按5500h设计。 FGD装置可用率不小于95%。 二期工程脱硫吸收剂制备采用湿磨制浆方式，与一期公用。,二期工程石膏脱水系统采用真空皮带机脱水，与一期公用。 二期工程脱硫废水与一期公用 。 二期工程脱硫用水采用通州污水处理厂经二级处理达标的中水，也可以采用二期循环水排污水。 脱硫保安负荷由机组保安段供电，脱硫系统不单独设置柴油发电机。,脱硫装置用电从二期6kV高压厂用工作段引接。 脱硫控制系统采用FGD_DCS控制。 二期烟气脱硫工程为二期主体工程建设时预留脱硫场地，脱硫装置布置在锅炉尾部东侧。 #3、#4吸收塔布置分散，相距较远。,二、脱硫无旁路运行的优化 设计了事故喷淋系统： 由于不设旁路烟道，脱硫系统做为烟气的必需通道，FGD与机组同步串联运行，FGD的可靠性将直接影响机组的可靠性。因此，我们在吸收塔入口烟道前设计了事故喷淋装置，解决的烟气高温问题。当进入FGD的烟气超过160时，自动开启事故烟气喷淋系统，对进入吸收塔的烟气进行降温。,改造了点火方式和启停方式： 针对常规启动方式和点火方式会使FGD入口烟尘浓度和油气含量过高，严重影响脱硫系统运行的特点，创造性的提出了“以先投入电除尘器和FGD系统，后启动锅炉风烟系统、纯冷态无油等离子点火为主要技术特征的点火方式和启停方式”。,采用引风机液力耦合器和静叶联合调节 因取消增压风机，引风机既要克服脱硫系统烟气阻力，又得维持锅炉平衡通风，调节负压。它不仅保留了入口静叶调节装置，还增加了变转速调节的液力耦合器。针对单独使用液力耦合器调节时液力耦合器工作油温高设备无法运行，单独使用引风机入口静叶调节不节能的特性，实现了引风机液力耦合器和静叶联合调节的方案，克服了上述问题，从而保证了机组运行的稳定性和经济性。,改变了静电除尘器电源接线方式： 三河电厂二期工程的脱硫系统不设GGH和增压风机，不设烟道旁路，锅炉运行期间如果发生电除尘器其中一个通道跳闸，主机组将跳闸。为了增加机组安全运行的稳定性，改变了静电除尘器电源的接线方式，实现了当一段母线失电时同一室内至少保证2个电场运行，避免因电除尘一段电源失电，引起电除尘2个通道失电，造成机组跳闸停运。,修改了浆液循环泵运行逻辑和运行方式 二期工程的脱硫系统原设计为3台浆液循环泵，保护逻辑采用少于2台循环泵运行时脱硫系统退出运行，这样势必会增加主机组停运次数。现将保护逻辑修改为3台循环泵全部停运脱硫系统才退出运行。另外将原先3台浆液循环泵运行修改为两运一备的运行方式，并经过试验证明完全可以保证脱硫效率在95%以上。每天每套脱硫设备还可节电1.61.7万千瓦时，两套脱硫设备年节电可达1200万千瓦时左右。,设计两条浆液供应管道 为了脱硫系统的稳定运行，每台机设计了两条石灰石浆液供应管道，解决了浆液供应的可靠性问题。,三、无旁路运行存在的问题 #4脱硫系统石膏浆液排出泵因设计问题造成扬程过高（扬程95 m），致使#4吸收塔浆液密度高，对其进行脱水时石膏浆液旋流站经常溢流跑浆液，我们对其叶轮进行了两次切削后，现此问题已经解决。,我厂脱硫系统石膏浆液循环泵在厂家供货初期因对叶轮材质的选择有偏差，造成在脱硫系统正式投入运行半年左右，就因叶轮的磨损和腐蚀致使石膏浆液循环泵电流下降、脱硫效率下降。对叶轮的材质进行更换后，目前石膏浆液循环泵运行良好。