脱硫系统运行中存在的问题.doc

脱硫系统运行中存在的问题、原因及处理方案摘要：针对脱硫系统在实际运行中存在的问题，进行了原因分析及解决方案的探讨，确保公司脱硫系统在满足电监办、环保厅的考核指标要求的条件下稳定运行，为公司节能减排目标的完成奠定基础。 参考文献：1、电站燃煤锅炉石灰石湿法烟气脱硫装置运行与控制 中国电力出版社2、燃煤发电机组脱硫电价及脱硫节能设施建设、验收、运行监测实施手册 电力技术出版社引言我国大气污染以燃煤型为主，其主要污染物为二氧化硫、氮氧化物和烟尘，二氧化硫和氮氧化物容易形成酸雨，对环境构成严重危害。为此对二氧化硫排放的控制已成为我国十一五计划的工作重点。公司两台220MW机组脱硫技改项目：石灰石石膏湿式脱硫工程是2007年常州市节能减排的重点工程项目。1 脱硫系统简介江苏华电戚墅堰发电有限公司两台220MW机组脱硫系统由博奇公司总承包，脱硫原烟气经过三电场电除尘器除尘后流经吸收塔，在吸收塔中与由上而下喷淋的石灰石浆液在对流过程中除去SO2，脱硫后的烟气经除雾器后进入GGH进行升温，然后经烟囱排向大气。#11、#12锅炉共用一套FGD装置，采用两炉一塔，石灰石石膏湿式脱硫工艺，设计条件下，全烟气脱硫效率不低于95。外购石灰石干粉制浆系统,副产物为含水量小于10%、含氯离子小于100 ppm、纯度大于90%的成品石膏。主要设计参数：脱硫系统入口烟尘浓度不大于280mg/m3 ，SO2浓度不大于2100mg/m32 脱硫系统运行中存在的问题、原因及处理方案2.1脱硫装置入口烟尘浓度严重偏高，影响脱硫系统稳定运行。从近期脱硫系统入口参数看，在机组负荷180MW以上，烟尘浓度已达到400mg/m3以上。已经远远大于脱硫系统烟尘浓度设计的不大于280mg/m3要求，严重影响脱硫系统的正常运行。在07年12月11日、08年1月14日发生两次由于烟尘指标超标而严重影响脱硫效率及脱硫系统稳定运行的情况。2.1.1脱硫装置入口烟尘浓度过高的主要原因： 煤质原因：燃煤灰分高，燃煤灰分有时高达40%以上。近年来由于燃煤供应及铁路运输的制约，公司燃煤库存严重不足，为确保机组运行的燃煤需求，燃煤指标得不到有效保证。#11、12炉电除尘效率低：按脱硫设计要求，在设计煤质情况下，电除尘效率应达到99以上。从电除尘运行情况看，在机组75负荷左右，电除尘运行参数相对还可以，而随着机组负荷的上升，电除尘运行参数很低。对照前几年电除尘高负荷运行参数及今年高、低负荷时电除尘运行参数如下：2003年7月电除尘器运行参数一览表 （机组负荷200MW）电场序号一 电 场二 电 场三 电 场参数名称一次电压二次电压一次电流二次电流一次电压二次电压一次电流二次电流一次电压二次电压一次电流二次电流单 位VkVAAVkVAAVkVAA#11炉甲侧220581400.4222621030.26281552300.83乙侧22862850.27218601030.36267481580.64#12炉甲侧20055300.2230561500.45250522000.78乙侧22054700.3240621300.45290542500.98注：11炉电除尘效率98.37；12炉电除尘效率98.68。2008年1月电除尘器运行参数一览表 （机组负荷170MW）电场序号一 电 场二 电 场三 电 场参数名称一次电压二次电压一次电流二次电流一次电压二次电压一次电流二次电流一次电压二次电压一次电流二次电流单 位VkVAAVkVAAVkVAA#11炉甲侧235571020.32299611950.70350572991.20乙侧235601170.37252581150.39287672900.90#12炉甲侧18054800.25260601100.36290572000.75乙侧220581000.34235581100.35290572000.85注：中试所在08年1月25日#11机组负荷170MW、煤质灰份29.96%时电除尘效率测试值为98.16%，脱硫系统入口烟尘浓度实测在350 mg/m3 以上。从表中看出：（1）随着机组负荷的增加，11、12炉电除尘运行参数都有大幅度的下降。原因可能为随着烟尘浓度的上升，电场内的烟尘离子增加，抑制电除尘电晕电流的产生，使烟尘得不到足够的电荷，引起电除尘效率下降。（2）近期11炉电除尘运行参数与前几年相比有较大幅度的下降，特别是11炉乙侧电除尘一次电压、一二次电流值非常低。可能存在问题：电晕极有断线现象；极板极线积灰；电晕极振打瓷轴箱，聚四氟乙烯绝缘板积灰；集尘极板定位销轴断；振打系统包括轴、锤头等错位、磨损、弯曲，不能正常工作；由于电除尘灰斗无料位检测，可能存在灰位高的现象；电气高压硅整流变存在问题等。2.1.2脱硫系统入口烟尘浓度过高对脱硫系统运行的影响烟气中烟尘过大导致进入吸收塔内的烟尘过多，虽然部分烟尘随石膏和废水排出，但长时间运行，吸收塔内仍然残余大量的烟尘。烟尘中首要成分为SiO2，一般可以达到50以上，其次便是AL2O3，一般可达2030，另外还有Fe2O3以及少量重金属成分。烟尘经吸收塔，一般认为可达到7080的脱尘效率。烟尘对脱硫系统有负作用，由于大量的烟尘进入吸收塔内，导致大量的AL2O3进入吸收塔内，溶解后形成铝离子。由于烟气中含有大量的HCL及HF，均易溶于水，与AL2O3发生反应，特别是AL金属离子和F离子，有很强的活性，极易配对形成不溶性氟化铝胶状络合物。从而将石灰石颗粒包裹住，严重阻碍石灰石与二氧化硫之间反应吸收，降低了石灰石活性，从而降低脱硫效率。而未进行反应的二氧化硫存在于吸收塔内，使得吸收塔内PH值逐渐下降。2.1.3针对脱硫系统入口烟尘浓度过高而采取的措施加强电除尘的整治，降低脱硫系统入口烟尘浓度：08年5、6月份分别对#12、11炉电除尘进行了专项检查并进行了化学清洗。电除尘运行参数如下：2008年6、7月电除尘器运行参数一览表 （机组负荷170MW）电场序号一 电 场二 电 场三 电 场参数名称一次电压二次电压一次电流二次电流一次电压二次电压一次电流二次电流一次电压二次电压一次电流二次电流单 位VkVAAVkVAAVkVAA#11炉甲侧280601200.45290602000.75300572701.20乙侧230601200.37250581200.5300602000.65#12炉甲侧22058800.3280601800.7320582801.3乙侧270601200.4300602000.75290571500.7从上表看出：#11炉电除尘运行参数与1月份相比相差不大，#12炉电除尘运行参数有较大提高。从脱硫运行参数看，#12炉单炉运行负荷在200MW时FGD入口烟尘浓度一般在350 mg/m3左右，而#11炉单炉运行负荷在200MW以上时FGD入口烟尘浓度基本在500 mg/m3左右，两台炉同时运行负荷180MW时FGD入口烟尘浓度基本在500 mg/m3左右。从目前公司运行实际情况看，对#11、12炉电除尘进行大幅改造的可能性不大，为确保脱硫系统在高烟尘浓度下能长期稳定运行，对脱硫运行控制作如下要求：（1） 控制PH值在5.5以上，可以有效抑制重金属络合物的产生，从而减少吸收塔浆液烟尘中毒的可能性；（2） 若运行中PH值不能维持在5.5以上，而且有不断下降趋势时，可适当减少石灰石浆液的供给量，逐步降低pH值，从几次对高烟尘的处理结果看，公司脱硫系统吸收塔浆液PH值在4.2左右时石灰石的溶解能力显著提高，此时可增加石灰石浆液的供给量，提高吸收塔浆液的PH值；（3） 加大废水排放量，必要时进行浆液置换。每班根据石膏浆液取样预先判断石膏浆液系统运行状况，若浆液发黑或浆液杂质较多，可以增开真空皮带机或增大废水量排放，连续排除浆液中的杂质，对吸收塔内浆液进行置换净化。2.2脱硫装置入口SO2浓度偏高脱硫装置入口SO2浓度偏高在我国的脱硫系统实际运行中很普遍。我公司脱硫系统正常运行中脱硫装置入口SO2浓度经常达3500-4500mg/m3 ，已远远超出脱硫系统入口的相应设计值2100mg/m3。SO2浓度偏高的原因主要是燃煤含硫量太高所致，燃煤设计值含硫量为0.9%，而实际运行燃煤含硫量达2.5%以上。2.2.1 SO2浓度偏高对脱硫系统运行的影响当进入吸收塔烟气量不变，仅SO2质量分数增大时，受气/液接触面积和传质率的限制，虽然融入浆液中的SO2的绝对量有所增大，但烟气中SO2的吸收率将下降，脱硫出口烟气SO2质量分数升高。SO2浓度的大幅上升，使得脱硫效率下降较大。根据公司脱硫系统的运行特性，SO2浓度在2500 mg/m3 左右以下，脱硫效率是随着SO2浓度的上升而上升，而SO2浓度在2500 mg/m3 左右以上，脱硫效率是随着SO2浓度的上升而下降的。在SO2浓度上升到3500 mg/m3 及以上，脱硫效率只能达82%左右。2.2.2针对脱硫系统入口SO2浓度过高而采取的措施（1）化验吸收塔浆液成分，若浆液成分中碳酸钙含量、盐酸不溶物较多，可暂时忽略脱硫率，减少石灰石浆液的供给量，同时开两台石膏皮带脱水系统，尽快降低石膏浆液密度。（2）降低pH值至4.5左右运行，待石膏浆液密度降至1100左右，可以增加石灰石供给量，逐步提高PH值控制，这样调整后副产物石膏中的CaCO3含量逐渐减少，CaSO42H2O含量缓慢上升，脱硫率也回升。 （3）联系值长、锅炉运行降低机组负荷，设法降低FGD入口SO2浓度2.3脱硫系统设备存在的问题2.3.1设备表计问题由于公司脱硫技改项目投资较少的原因，CRT画面大部分400V电机电流、出口压力、流量等均未设置显示，不便于运行分析处理。石灰石、石膏密度计失灵。密度计失灵原因：密度计流量大，大流量浆液冲刷、磨损引起密度计测量元件失灵；管路系统安装时未按设计要求在密度计前安装节流孔，导致密度计流量过大。采取措施：在密度计前加装节流孔，控制密度计流量不大于12吨/小时，适当降低浆液密度进行控制，以减少低流量引起密度计堵塞现象。公司脱硫在线监测系统CEMS也发生过滤层进水堵塞、烟气测量皮管腐蚀损坏、管道结垢等问题，目前CEMS中烟尘浓度、SO2浓度等参数经常有故障现象，对正常运行及分析调整带来不便。2.3.2阀门内漏：工艺水箱：在两次对工艺水箱检查的过程中均发现工艺水箱存有大量的石膏和石灰石浆液沉淀物，严重影响工艺水系统、除雾器系统的正常运行。分析原因主要是：原因之一是脱硫系统原设计有一些浆液泵，如石膏排出泵、石灰石浆液泵、滤液泵等，它们的密封水回水接至工艺水箱，在浆液泵机械密封损坏而导致浆液水进入工艺水箱；另一原因是在石灰石浆液系统回流门发生堵塞情况，石灰石浆液泵出口压力上升，在石灰石浆液泵出口压力大于工艺水压力的时候，由于阀门内漏使得浆液倒灌至工艺水系统，通过工艺水泵再循环门倒流至工艺水箱。08年5月份对其采取了针对性的措施：将浆液泵机械密封水回水直接改接至排水坑，通过排水坑泵进入吸收塔进行利用；通过对工艺水系统运行的调整，设法在脱硫系统正常运行中关闭工艺水泵再循环门，这样就能保证石灰石浆液不倒流至工艺水箱。浆液系统：阀门内漏容易引起浆液系统消缺处理时隔离措施无法执行。如2月份两台石膏浆液排出泵机封漏，由于石膏浆液排出泵进口气动门内漏，无法隔离，缺陷难以处理，只能在吸收塔浆液排空后进行处理。现在在石膏排出泵进口管路加装一手动隔离门，便于检修消缺。2.3.3两炉一塔设计脱硫系统两炉一塔的设计特点存在弊端，主要在两方面：省电监办的考核办法规定脱硫系统运行效率计算以#11炉烟囱入口SO2排放浓度为基准，当#12机组正常运行， #11机组按照调度启停期间，由于#11炉旁路挡板的开启，造成测点处SO2排放浓度上升，脱硫效率的计算值会大幅度降低，从而引起脱硫考核因子降低，造成考核罚款。脱硫系统停运检修机会少。由于#11/#12机组同时停运的机会非常少，对整套脱硫系统进行系统完善、设备检修的机会减少。2.3.4吸收塔入口烟道结垢脱硫系统随机组停运检修期间，在对吸收塔入口检查时都发现有大量的石膏及烟尘结垢，分析吸收塔入口烟道积垢认为：一是烟气在吸收塔内与石灰石浆液洗涤过程中产生大量的泡沫接触引起，吸收塔入口标高8.4 m，塔内浆液液位一般控制7.8 m，由于吸收塔液位是根据吸收塔石膏浆液密度进行校核计算的，若石膏浆液密度显示值不准，则吸收塔液位就存在误差，5月份以前石膏浆液密度计磨损引起失灵，吸收塔液位可能有过高现象，液位过高则使得反应泡沫带有部分石膏浆液溅到烟道，造成入口积灰；二是从检查结果看部分喷淋装置有积垢现象，这可能导致喷淋面积扩大，由于吸收塔入口烟道未按设计要求安装上挡板，会引起喷淋浆液溅至烟道，遇有烟尘造成积灰；三是吸收塔入口烟道喷水存在堵塞现象，在单炉运行由于烟气流速低，部分烟尘会落至烟道，若烟道喷水堵塞，会造成烟道积灰。2.3.5 脱硫浆液泵机械密封环损坏浆液含固量较高的脱硫浆液泵泵运行中几乎都出现机械密封环损坏现象，离心式脱硫浆液泵一般安装在浆液罐的低部，压力大，浆液含固体沉积在密封环压簧处，机械密封环材质比