火电厂脱硫调试运行常见问题分析处理

1、火电厂脱硫调试运行常见问题分析处理1 烟气含硫量大于设计值的问题由于目前电厂燃用煤种变化太大,煤的含硫量大于以前脱硫系统设计烟气中的含硫量,脱硫系统无法全部 脱硫,只能部分烟气脱硫。由于脱硫系统是处理锅炉部分烟气, 因此对脱硫系统烟道出口 CEMS 显示的浓度值与实际吸收塔烟气脱硫后 浓度有一定偏差,吸收塔出口在线监测取样点的位置在旁路原烟气和处理后静烟气的混合位置,此处烟气 中的 SO 2浓度场和温度场分布不均, 通过我们测试, 当 DCS 的 CRT 显示浓度与实际测量段面最大浓度及最低 浓度差几倍,由于是旁路烟气和净烟气混合, DCS 显示吸收塔出口温度和旁路烟气和净烟气混合,温度显 示

2、也可能不正确,需要重新确认温度测点位置。因此在线监测(CEMS 系统显示的数值只能在运行时进行 参考,或对在线检测系统(CEMS 系统数值进行系数修正。在以后可能由于煤炭市场的变化,燃煤电厂煤 炭供应缓和,这种情况会减少。2 锅炉开脱硫系统旁路挡板的运行方式目前大部分新建机组及老机组安装脱硫装置时间基本落后机组投产时间,并且现在我国供电紧张,基本是 机组全部带负荷,不可能有停炉机会进行脱硫烟风系统调试,脱硫系统的调试及投产也受到相应影响。由 于目前脱硫系统设备运行的稳定性不是很好, 关旁路投入脱硫系统后发电厂对机组运行的稳定性也不放心, 担心脱硫系统运行出现故障时可能造成机组停运。 所以大部分

3、机组脱硫调试期间及运行时开旁路挡板运行, 防止脱硫系统突然出现故障时,对锅炉炉膛负压产生影响,造成机组跳闸。但这种运行方式会对脱硫系统 运行产生一定影响,增压风机动叶或静叶调节风量是根据引风机出口风压、旁路挡板压差、锅炉负荷等信 号进行调节,开旁路后由于烟气流向发生一些变化而造成这些反馈信号可能不准,脱硫烟风系统运行会造 成以下二种不正常的情况;第一种情况;锅炉的烟气有一部分原烟气走脱硫系统的旁路烟道,脱硫系统进行部分原烟气脱硫,烟气脱 硫流向如图所示。第二种情况;锅炉的原烟气全部走脱硫烟气系统,但有一部分净烟气回流,又进入脱硫增压风机(如图所 示。这种情况由于净烟气回流增压风机,增加增压风机

4、负荷,并且由于净烟气温度一般温度低(80左右,使进入增压风机的烟气温度较低、烟气含湿量大。关旁路挡板运行时一般烟气温度就是锅炉排烟温 度,增压风机设计在热端,增压风机一般没有防腐,旁路净烟气回流会造成增压风机的腐蚀。根据以上这两种情况,我们有一个初步设想,在旁路附近和增压前安装一些温度测点,温度测点监控烟气 流动方向比压力测点要准确一些。如发生第一种情况,锅炉烟气没有 100%通过脱硫系统,有一部分通过旁路烟道,旁路烟道的烟温应与锅 炉的排烟温度基本相同,这样我们可调节增压风机动叶或静叶的开度,观察增压风机流量,尽量使其烟气 100%通过脱硫系统。如发生第二种情况, 净烟气产生回流, 旁路烟道

5、的烟温应与锅炉的排烟温度低许多, 如果脱硫装置没有 GGH , 温度更低,这样我们可调节增压风机动叶或静叶的开度,关叶片开度,减少增压风机的流量。开旁路挡板运行,不可避免出现上面两种情况的发生,因此我们估计在旁路挡板位置的烟气温度控制大致 110左右(如果锅炉排烟温度在 130,可防止净烟气回流或部分原烟气走旁路,这需要我们进一步做 试验加以确认。当然我们也根据经验,通过增压风机的流量及烟道出口在线监测仪表显示 SO 2的浓度来判断。3 脱硫烟风系统投入晚于机组的调试问题大港两台炉脱硫系统安装晚于与机组安装,机组在投入运行后脱硫系统正在安装,虽然在增压风机入口处 加装防止烟气进入脱硫系统的临时

6、堵板,以及将脱硫系统出、入口挡板四周进行了密封,但还是有烟气进 入脱硫系统,造成脱硫系统由于进烟气后烟道的腐蚀,冬季由于寒冷,烟道内有积酸水和结冰现象,在增 压风机启动时首先运转几分钟,振动脱硫系统烟道内壁的锈皮,然后进行清理, #1、 2路脱硫系统烟道内 清理出的锈皮有十多小车。脱硫装置的烟风系统有三个挡板,脱硫装置的出入口挡板、旁路挡板,由于 #1、 2机组已经运行,挡板不 能传动, #1脱硫系统是在机组小修期间进行的出入口挡板、旁路挡板传动,在调节挡板开关的时间上通过 调节气缸的排气进行挡板开关时间的调节,基本上脱硫装置出入口挡板开关时间在 50S 左右,旁路挡板开 时间 45S 左右,

7、关时间小于 10S 、挡板开关时间满足设计要求。 #2机组由于没有停机的机会,因此进行了 #2脱硫系统出、入口挡板的传动,出、入口挡板分别进行的传动,没有同时进行,为防止运行时锅炉的烟 气窜入 #2脱硫系统。两台脱硫系统均进行了脱硫协调主保护传动试验, #1炉由于机组有停机的机会,传动了机组侧与脱硫侧的 保护试验,由于 #2炉没有停炉机会,逻辑上基本按 #1炉的方式进行复制。#1增压风机单体试运是在锅炉停炉小修期间进行, #1增压风机冷态和以后的热态试运基本没有问题。 #2增压风机单体试运是在锅炉运行期间进行,单体试运是将增压风机出入口烟道的膨胀节拆除,以便增压风 机单体试运时有空气的出入流动

8、。并且增压风机的动叶开度大致在 10%左右。单体试运 8小时运行稳定正 常, #2增压风机热态试运也没有问题。4 吸收塔入口粉尘浓度高的问题在试运期间, #1炉由于干除灰系统管道堵塞造成电除尘器 16个电场停运 11个,粉尘浓度较高,时间大致 约二天,由于在冬季脱硫系统停运会造成浆液管道等堵塞,因此没有停脱硫系统,虽然将增压风机动叶挡 板关至 10%,但还是造成吸收塔石膏浆液内飞灰内含量高,使吸收塔石膏浆液中毒,粉尘杂质阻断石灰石 浆液和烟气中 SO 2反应,吸收塔内石膏浆液 PH 值为 5.0左右,较长时间不能提高至设计值(5.5-6.0,因 此, 在以后脱硫系统试运时, 如果粉尘浓度大于

9、200mg/Nm3时, 增压风机动叶挡板关至较小开度或停运脱硫 系统。5石灰石破碎及储存系统的问题石灰石破碎系统还是出现许多设备问题,需要逐步改进和改造出现问题主要表现以下几方面;卸料口蓖子孔太小, 这个问题在调试前就已经提出, 方孔蓖子经过测量边长 70mm 左右, 设计石灰石颗粒是 80mm,但实际石灰石颗粒卸料不能进入蓖子,基本是人工用工具捅,或电厂购买 2030mm石灰石料,增 加了购买的资金成本,在试运期间也进行了切割蓖子孔的工作,但不能彻底解决,蓖子孔变成长方形,不 能解决根本。以后还要需进行改造。破碎系统房内标高负 5m 的地下的立式破碎机及标高负 10m 地下的输送皮带机在输送

10、石灰石料过程中的石灰 石粉尘飞扬严重。破碎系统在运行时地下室内空气粉尘浓度高,检修和巡视人员无法进入。在试运后期, 电厂将卸料口的袋式除尘器引到地下吸空气中的粉尘,但效果不明显。我们认为改造有以下几方面问题:将袋式除尘器引到地下吸空气中的粉尘要校核袋式除尘器风机容量问题,并要将去零米卸料口的吸风口封 堵,这样可增加去地下室的吸风量;而且改造的地下吸风管吸口向下,不能很好吸附空气中扬尘;输送皮 带机防尘改造的围成形式设计不合理,四处漏风且没有进风口,应设计成罩形安装在粉尘飞扬处如皮带机 和破碎机上方。斗提机在试运过程中问题较多,主要是设备质量问题,斗提机链条轴承固定承重轴承座变形使链条跑偏, 料

11、斗卡涩壳体脱落,试运期间统计两侧 A 、 B 共计十多个料斗脱落,斗体机料斗经过改造后效果有所改善,但调试期间仍有一个料斗掉入石灰石仓内,进入 A 称重给料机,将 A 称重给料机胶皮带损坏。工艺楼顶部 安装的石灰石输送皮带机下料口最好安装格栏, 防止料斗再次进入石灰石仓内。 斗提机还需要近一步改造。6 石灰石浆液制备系统的问题石灰石浆液制备系统设备主要是称重给料机、湿磨、磨循环浆液箱、浆液箱循环泵、石灰石旋流器等设备, 首先调试是 A 湿磨系统,石灰石浆液制备系统调试初期,带水试运设备基本没有问题,在进行 A 湿磨石灰 石给料试运初期, 按厂家要求, 钢球按满负荷的 60%加入, 即 8t 左

12、右, 石灰石给料也是 60%左右, 即 3.8t 至 4t ,运行基本稳定,出力也稳定。根据这种情况按厂家要求继续加石灰石料 5.4t/h,湿磨浆液循环箱出 现溢流,石灰石料不能继续加入,出力达不到厂家设计值,根据分析认为 A 湿磨出力上不去首先要加钢球 至设计值,并且石灰石旋流器沉沙嘴口径大,调试我们观察石灰石旋流器至石灰石浆液箱的浆液流量大致 10m 3/h,这是通过测量石灰石浆液箱的液位变化估算得出,即说明石灰石旋流器底流偏大,石灰石旋流器 的溢流偏小,应是 A 湿磨浆液箱循环泵出力不足,运行时石灰石旋流器就地压力表一直低于设计值,运行 设计值压力是 16psi , 而石灰石旋流器就地压

13、力表运行实际值为 12psi , 从湿磨制备出石灰石浆液就可看出, 制备出的石灰石浆液通过电厂化学试验室的多次检测,除石灰石浆液浓度没有达到设计要求外,石灰石浆 液细度均小于 325目,这说明石灰石旋流器底流的回流多,浆液反复研磨,但湿磨厂家出于谨慎一直没有 要求继续加球, 通过与石灰石旋流器厂家协商, 将旋流器的沉沙嘴更换其配套的最小口径, 大致 43cm 左右, 并且在沉沙嘴上加孔板进行试验探索 A 湿磨出力和浆液细度,并按我们了解京能热电和黄台热电湿磨加球 的情况,继续加钢球至 80%左右,加球量大致 14t ,同时,更换 A 、 B 湿磨浆液箱循环泵的叶轮,增加了循 环泵的出力和流量,

14、 A 、 B 湿磨出力达到设计要求。由于没有湿磨厂家具体的说明指导,因此湿磨的调试基 本是自己摸索经验进行,相对调试时间要长一些。总之,还是湿磨调试初期的分析结果,湿磨浆液箱循环泵的压力不足,在调试 B 湿磨时,就是湿磨浆液箱 循环泵叶轮进行了更换,其它设备等没有任何改动,加球 60%左右时,石灰石料就可以加至 5.7t ,达到出 力,因此 B 湿磨调试时间基本三天内加满钢球,达到满负荷出力。根据旋流器厂家指导的要求,湿磨入口加入石灰石料和工艺水的比例是 1:1,但实际运行时浓度和细度不 能同时保证,日方专家建议是 1:0.506,但通过运行也不能满足工艺要求,调试时湿磨入口加石灰石料和 工艺

15、水比例最低是 1:0.3,但出现湿磨出口由于湿磨内浆液浓度过高,将石灰石料中的石子携带至浆液箱, 使浆液箱循环泵内进入石子,堵塞管道。通过摸索并根据湿磨运行的实际情况,将湿磨入口加入的石灰石 料和工艺水比例确定 1:0.7时,湿磨运行情况良好,循环箱内基本没有石子,浆液浓度和细度有了保证。湿磨出口循环泵组按原有顺控方式运行经常会出现由于管道内浆液堵塞和沉积情况,造成循环泵内不能充 满工艺水或浆液而使浆液泵的机械密封损坏, 在以后改进了程控程序, 先用工艺水将泵内冲洗和充满介质, 通过实际浆液泵在运行时烧泵的机械密封现象大为减少。由于循环泵出口就地压力表的隔膜不是耐磨材料,石灰石浆液将隔膜磨穿漏

16、油而损坏,压力表应需更换耐 磨和抗管道压力波动大的压力表。在调试初期发生湿磨入口堵塞问题,经分析发现均是上一次停磨时,石灰石旋流器及管道没冲洗彻底,因 此每次湿磨启动要检查湿磨入口是否通畅,主要是冲洗旋流器后,浆液沉积在湿磨入口管内(由于设计问 题, 说明进料入口管比原设计水平方向长 7.5cm 左右, 并且使进料口管坡度减少, 容易使浆液流动时沉积 , 在每次启动湿磨前一定要检查和确认入口是否堵塞。石灰石制备区地坑泵在进行带水调试运行时基本没有问题。但石灰石地坑泵带石灰石浆液运转时,地坑泵 运行大约十多分钟后地坑泵出口管道就地压力表显示压力逐渐降低,说明地坑泵内没有流量,被迫停地坑 泵或按事

17、故按钮。地坑泵出现这种情况进行了许多分析,初期认为是杂物堵塞地坑泵入口,因为地坑内有 一些泡沫塑料、杂草等,进行过多次清理,但地坑泵出力没有达到要求,据此分析地坑泵带石灰石浆液运 转在泵选型方法有问题,为此厂家进行了地坑泵出口管的加粗改造,运行观察有一定的效果但运行二十多 分钟后,还需要停地坑泵进行工艺水反冲洗泵内叶轮,然后再继续重复运行,因此需更换地坑泵,从湿磨 循环箱溢流出来的浆液基本是含固量 60%以上,我们认为地坑泵选取应采用适合高浓度、粗颗粒浆液泵。7 石灰石浆液供给系统的问题石灰石浆液给料系统是公用系统一部分,去 #1、 2号炉脱硫系统都设计有回流管,在调试初期运行中没有 给吸收塔

18、浆液时,浆液循环回流进入浆液箱基本没有问题,但吸收塔热态运行时,吸收塔需要浆液时相应 的石灰石浆液给料系统回流量小,逐渐管道内沉积,造成回流管堵塞并且在冬季冻冰,回流管基本堵死, 运行时不能使用。根据实际运行情况,电厂将回流管加装阀门堵塞,直接给 #2炉吸收塔提供浆液,由于没 有回流,因此在脱硫系统运行时要防止由于吸收塔停止给料时浆液泵的损坏,保持石灰石浆液流量不能低 于 3m 3数值。在两台炉同时运行时,由于 #1号炉脱硫系统距离公用系统较近,石灰石给料管道循环保留了回流管,主要 是防止在两台炉脱硫系统运行时由于紧急情况吸收塔不给料时将给料泵损坏。由于调试期间锅炉燃用煤种 偏离设计值, 烟气中实际的 SO 2浓度的含量超出设计值 2至 3倍, 吸收塔石灰石给浆液量实际大于其设计值,试运期间造成回流管流量低易堵塞的现象。当然由于设计问题在综合管架上布置的石灰石浆液输送管没有 水平布置，管道有起伏，也易使石灰石浆液回流堵塞。 8 吸收塔溢流问题