湿法烟气脱硫装置常见故障分析和运行优化.ppt

湿法烟气脱硫装置常见故障分析和运行优化,二一年八月,主要讲述内容,一、烟气脱硫装置运行现状二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析三、湿法烟气脱硫装置的运行优化四、脱硫化学监督五、脱硫添加剂的应用,一、烟气脱硫装置运行现状,脱硫装置运行现状 脱硫装置执行的标准,脱硫装置运行现状,本世纪以来，特别是“十一五”期间，脱硫装置装机容量急剧增长；投运的脱硫装置中，90%以上是湿法烟气脱硫装置；某些脱硫装置存在设计、设备上的“天生”缺陷；煤质和脱硫剂品质难以满足设计要求；脱硫装置性能难以达到性能保证值；设备故障率高，不能达到设计寿命要求；某些脱硫装置投运率不高；脱硫电耗高，运行成本较高；投运时间不长，运行经验欠缺。,一、烟气脱硫装置运行现状,脱硫装置执行的标准,火电厂污染物排放标准：2003 版火电厂大气污染物排放标准中规定了火电厂锅炉SO2的最高允许排放浓度，有些地方法规制定更严格的最高允许排放浓度。地方政府核定的SO2排放总量。地方政府、脱硫电价要求的脱硫效率和投运率。,一、烟气脱硫装置运行现状,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,入口实际烟气参数偏离设计参数 吸收剂石灰石品质对脱硫装置的影响 除雾器结垢堵塞 GGH结垢堵塞 喷淋层和喷嘴的堵塞 FGD系统的磨损与腐蚀 循环泵叶轮磨损与气蚀 吸收塔起泡和溢流 石膏中亚硫酸盐浓度高 在线表计测量不准确,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,入口实际烟气参数偏离设计参数当入口SO2浓度超出设计裕度时，会带来以下问题：供浆：吸收剂制备系统达到最大出力也无法满足系统的需要，吸收塔pH无法稳定；喷淋量、氧化空气量、浆池无法改变，脱硫效率下降，吸收塔氧化效果下降，石膏中亚硫酸盐含量显著上升；排浆：吸收塔浆液密度显著上升，石膏排出泵最大出力无法降低吸收塔浆液密度，系统内部设备磨损加剧；石膏产量显著增加，真空皮带脱水机最大出力也无法处理；石膏脱水困难，石膏品质下降。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,入口实际烟气参数偏离设计参数烟尘浓度的增加，对脱硫系统会产生严重的影响：增加管道和设备的沾污、堵塞和磨损；导致吸收塔浆液中重金属离子增加，浆液品质恶化，引起石灰石的“封闭效应”，石灰石溶解度下降，脱硫效率下降的同时石灰石利用率下降；导致石膏中的杂质上升，石膏品质(颜色、纯度)下降；石膏中的超细颗粒增加，堵塞滤布，脱水困难；浆液中引起泡沫表面张力上升的重金属离子含量增加，引起吸收塔虚假液位，严重时引起吸收塔起泡、溢流。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,吸收剂石灰石品质对脱硫装置的影响当石灰石浆液中的石灰石颗粒粒径不合要求时，大颗粒石灰石比表面积小，溶解速率大大减缓，即使加大给浆流量也无法显著提高和稳定pH值，从而引起脱硫效率下降；当石灰石颗粒粒径不合要求时，由于吸收塔浆液的停留时间是有限的，造成石灰石利用率下降，石膏中残留过多的未充分溶解反应的石灰石；石灰石颗粒粒径变粗还会导致大量石灰石颗粒在吸收塔底部的沉积，造成循环泵叶轮、喷嘴等设备的磨损和堵塞；石灰石活性。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,除雾器结垢堵塞：,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,除雾器结垢堵塞：,除雾器坍塌,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,除雾器结垢堵塞：故障分析：在二级除雾器出口并未设置冲洗；除雾器本体设计：叶片间距过小，叶片倒钩、沟槽等复杂结构；除雾器冲洗系统设计：阀门内漏不能冲洗且破坏水平衡，阀门开关时间过快造成冲洗水管因水击而断裂，独立的除雾器冲洗水泵；除雾器冲洗水质：Ca2+很高、或来自真空皮带脱水机的滤液水；吸收塔喷淋层的设计和浆液特性：浆液雾滴尺寸、高pH值、高浓度；烟气流场均匀性：二次带水，一般要求不超过平均流速的15%；入口粉尘含量：影响石膏品质，飞灰与残余的SO3、SO2形成硅酸盐硬垢，飞灰本身的Al2O3、SiO2也会形成硬垢；运行原因：除尘效果、冲洗水质、冲洗程序、维修改进等。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,GGH结垢堵塞：,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,GGH结垢堵塞：故障分析：净烟气携带浆液的沉积结垢引起的堵塞：净烟气中的浆液原烟气中的粉尘，干湿混合、冷热交替，形成硬垢；改善喷淋和提高除雾器效果；高pH值、高密度更甚；飞灰含量：提高除尘效果；GGH吹扫或冲洗不正常：吹扫周期长、时间短、气/汽源参数不满足要求、频繁使用高压水可短时间降低GGH压差但带入大量水分；设计不合理：如GGH换热原件高度相对较高、间距较小；其它原因：如泡沫引起的虚假液位，造成泡沫从塔入口倒流入GGH；或循泵长时间启动而FGD未通烟，液滴飘向入口烟道甚至GGH。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,喷淋层和喷嘴的堵塞：,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,喷淋层和喷嘴的堵塞：故障分析：循环泵故障而长久不运行，会造成停运喷淋管石膏浆液漏入沉积，最后堵塞喷嘴及喷淋管；运行中一些杂物进入喷嘴也会造成喷嘴的逐步堵塞。应对措施：循环泵入口宜增加滤网；备用的循环泵不能停运太久；FGD停机检修时，应逐个检查喷嘴的堵塞情况；在FGD运行时，若发现循泵出口压力升高，可怀疑为出口管道或喷嘴堵塞；反之，可怀疑为喷嘴磨损使出口加大，或循环泵叶轮磨损。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,FGD系统的磨损与腐蚀：,管道被磨穿,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,FGD系统的磨损与腐蚀：,烟道腐蚀,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,FGD系统的磨损与腐蚀：,吸收塔壁腐蚀,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,FGD系统的磨损与腐蚀：故障分析：腐蚀和磨损产生的部位 容易发生腐蚀的部位：吸收塔、净烟道、吸收塔入口烟道 容易发生磨损的部位：吸收塔、浆液管道、泵壳、叶轮、管道腐蚀和磨损产生的原因 腐蚀原因：氯离子、（亚）硫酸根离子的存在，从防腐层薄弱点开始，慢慢腐蚀；低温腐蚀和电化学腐蚀。磨损原因：粉尘和SiO2含量超标、浆液密度大、杂质腐蚀和磨损是相互的，磨损之后有腐蚀，腐蚀之后有磨损。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,循环泵叶轮磨损与气蚀：,循环泵叶轮气蚀,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,循环泵叶轮磨损与气蚀：,循环泵叶轮磨损,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,循环泵叶轮磨损与气蚀：应对措施：注重叶轮及过流件的材质选择，目前应用较多的循环泵叶轮和过流件材质分别为：A49，A49表面合金喷涂和1.4460双相不锈钢+表面喷涂炭化钨铬镍合金；在加强浆液系统精细化控制：提高除尘器效率；严格控制来厂石灰石料的纯度和杂质含量；严格控制浆液密度和含固量，保证吸收塔浆液的正常脱水，降低浆液中颗粒物对叶轮的冲刷磨损；在循环泵入口管道和氧化风管的布置上，避免对循环泵入口浆液流场形成干扰而出现循环泵入口浆液补充不及时发生严重的气蚀现象。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,吸收塔起泡和溢流：,吸收塔溢流,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,吸收塔起泡和溢流：故障分析：由于锅炉起炉点火阶段投油助燃导致烟气中含有未完全燃烧的油污；煤种灰分高，电除尘器运行效果差，进入脱硫装置原烟气中的粉尘含量高；脱硫吸收剂石灰石品质差，杂质含量高；脱硫用工艺水水质差，重金属及杂质含量超标，无法满足要求；脱硫废水处理系统无法正常投运，废水排放量不足，导致吸收塔浆液中的Cl离子和有机物富集程度越来越高。泡沫引起的“虚假液位”实际上是超出显示液位值较多的，再加上氧化空气鼓入、浆液的喷淋等因素的综合影响而引起的液位波动，从而可能会导致液位超过溢流口高度造成溢流现象的发生。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,吸收塔起泡和溢流：应对措施：在运行中出现溢流现象以后，当前可用的手段大致有：1、降低吸收塔浆液静态液位；2、停用一台浆液循环泵，以减弱液面的波动；3、加消泡剂。从了解情况来看，加的消泡剂多为AlCl3消泡剂。当然这些手段都是治标不治本的方法，是以牺牲运行性能来抑制溢流现象的出现，而且增加了运行成本。根本的途径是从造成起泡现象的源头上进行控制，保证脱硫剂，工艺水品质，控制进入吸收塔烟气参数。另外一点是要注意液位计的安装位置，正确的液位计变送器位置应该在烟气进口一侧。因为由于原烟气烟道在运行时会对液面产生压力，造成吸收塔两面的液位有高差，进口侧要偏高。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,石膏中亚硫酸盐浓度高：危害分析：亚硫酸盐不稳定，易分解；石膏脱水困难。故障分析：氧化风量（特别是煤质变化后）；氧化风管布置方式，氧化风利用率；浆液循环时间、浆液停留时间（浆池大小）；浆液pH值，较低pH值有利于亚硫酸盐的氧化。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,在线表计测量不准确：pH计：主要的安装方式有浸入式、流经式和插入式三种；运行过程中pH计常见的问题是由于浆液流速高对电极的冲刷和磨损；由于磨损和长时间使用电极失效；吸收塔浆液长期维持高pH值运行带来的电极顶端结垢；由于管道设计不合理或过多支管浆液流速过低导致的测量支管和测量筒堵塞等。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,在线表计测量不准确：,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,在线表计测量不准确：密度计：核子密度计：测量精度高；但使用单位需要得到政府主管部门的使用许可并办理辐射安全许可证，同时对维护人员要求非常高。科氏力质量流量计：可测量流量，也可测量密度；但必须直接与测量浆液接触，因此流量计容易磨损、腐蚀；且长期运行后测量会存在偏差，需定期校准；由于流量计内部有振动管，使用中易堵塞。差压式密度计：价格便宜，耐磨损耐腐蚀，安装维护非常方便。但测量精度不高，由于是间接根据差压来计算密度，容易带来二次误差。人工测量，定期校准。,二、湿法烟气脱硫装置常见故障分析,在线表计测量不准确：烟气流量测试表计：烟气流量测试位置选取不当：由于许多电厂脱硫装置场地布置过于紧凑，没有足够的直管段，尤其是增压风机入口直管段过短，造成该烟道内部烟气流场存在较大不稳定性。烟气流量测量装置未进行严格的现场测试标定，来确定出流量测量装置的流量系数，造成烟气流量数据与真实流量存在较大偏差。烟风系统压力表计：测点位置不合理，测试数据与整个烟道截面的压力平均值偏差较大；压力取样管路积灰、堵塞，造成压力信号无法传递到传感器；压力传感器损坏。,三、湿法烟气脱硫装置的运行优化,概 述 吸收系统的运行优化 烟风系统的运行优化 公用系统的运行优化,运行优化的目的,运行优化在一定程度上能：节能降耗提高脱硫装置的性能提高可靠性和安全性,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,概 述,运行优化都有一个标尺。脱硫运行优化也需要一个标尺，为此,提出脱硫相对生产成本(C)的概念。FGD 装置的各项成本费用主要包括电费、脱硫剂费用、水费、蒸汽费、财务费用、折旧费、人工费、维修费、运营管理费和保险费等。其中，电费、脱硫剂费用、水费、蒸汽费与运行工况紧密相关；此外,FGD装置的运行方式还会影响SO2的排污缴费和石膏销售收入。将受脱硫运行方式影响的这些因素累加起来，称为相对生产成本。C=C1+C2+C3+C4+C5-C6,运行优化的准则,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,概 述,脱硫相对生产成本(C)就是脱硫运行的标尺。运行优化的准则就是根据各自的运行标准，以脱硫相对生产成本(C)最低为目标，针对负荷、燃料和脱硫剂的不同情况,找到最优的运行方式。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,运行优化的准则,概 述,可以对脱硫装置吸收系统在不同的负荷、SO2入口浓度进行运行优化,运行优化的内容有：,吸收系统的运行优化,浆液循环泵的运行优化；pH值的运行优化；氧化风量的运行优化；石灰石（粉）粒径的运行优化。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,某电厂一300MW机组配套的烟气脱硫装置，设置四台浆液循环泵，从低到高分别为A、B、C、D。入口SO2浓度的正常变化范围为1500-4500mg/m3,习惯运行方式为B、C、D浆液循环泵运行。对脱硫效率没有要求，只需满足400mg/m3出口排放浓度要求，排污费按实际排放量缴纳。脱硫剂为外购石灰石粉，石膏外卖有一定的收益。无蒸汽消耗。,（举例说明）浆液循环泵的优化运行,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,吸收系统的运行优化,300MW负荷,入口SO2浓度为4000mg/m3时循环泵组合运行,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,300MW负荷,入口SO2浓度为4000mg/m3时pH值的优化,（举例说明）pH值的优化运行,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,吸收系统的运行优化,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,最佳运行卡片,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,烟气系统运行成本的特点,烟气系统的运行优化,运行成本直接与电耗相关，与其它成本基本无关；电耗占脱硫系统电耗比例大，其中最大的耗电设备是脱硫风机；运行优化的核心就是降低烟气系统的阻力和提高增压风机在变负荷时的效率。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,烟气系统运行优化的内容,维持烟气系统的阻力在正常范围。尤其是降低和缓解GGH和除雾器结垢和堵塞引起的阻力增加；包括吹扫周期、高压水投入频率、水平衡等的优化。提高增压风机工作效率。对脱硫电耗影响很大。设计阶段尽量选高效区宽的风机、根据实际情况合理选择风机的裕量；取消增压风机，与引风机合二为一；运行后更多的是进行风机本体改造和加变频改造。增压风机与引风机串联运行优化；其它措施。如加强锅炉运行调整,使排烟温度和氧量在设计范围内。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,维持烟气系统的阻力在正常范围,GGH和除雾器结垢堵塞是普遍现象。经过对GGH积灰成分分析,可以判断黏附着的结垢由两部分组成：一部分是烟气携带的浆液滴粘附在换热元件上；另一部分是烟灰粘附在换热元件的低温部。除雾器堵塞结垢原因很多，其中一个重要原因就是水平衡被破坏。系统水平衡的调节是系统稳定运行的一个重要方面。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,要维持吸收塔液位稳定，需要通过调节除雾器冲洗水来实现。除雾器冲洗水主要用来冲洗除雾器，因此必须保证有足够的冲洗水量，如系统水平衡被破坏，就会影响到除雾器的水冲洗，长期以往将会造成除雾器结垢堵塞甚至引起坍塌。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,缓解和改善GGH和除雾器堵塞的措施：（1）加强煤质管理，控制高灰分和高硫分煤进入电厂，必要时采取配煤措施，从源头上控制燃烧产生的粉尘，从而减少进入脱硫系统的粉尘浓度。（2）加强除尘器的运行管理，保证除尘器的除尘效率，确保进入脱硫系统的烟气粉尘浓度不超标。（3）加强GGH运行中的吹扫和定期在线高压水冲洗，有条件时可利用停运检修的机会，对GGH进行人工高压水清洗，彻底清理换热片之间的积灰，确保其在一个小修周期内，能在较低的阻力下运行。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,（4）可根据情况在GGH低温端加装高压清洗吹灰器。（5）空气吹扫改用蒸汽吹扫，因为GGH积灰多为粘性灰，用蒸汽吹灰射流刚度远、可加热灰层，降低粘附力，效果远远好于压缩空气吹灰。（6）当传热元件污垢板结无法通过吹扫降低阻力时，只能停运抽出换热元件进行酸碱清洗。（7）迫不得已时也可抽出部分换热元件降低阻力。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,（8）加强脱硫系统水平衡的管理，保证除雾器的正常冲洗，防止由于其它系统进入吸收塔的水量过大，除雾器冲洗水量减少引起其板片结垢和堵塞。*控制各类泵的轴封水水量（对开式系统）；*最大限度地利用石膏过滤水进行石灰石浆液制备；*防止和减少系统外水如雨水、清洁用水的流入等。*由于湿法脱硫系统的冲洗阀、补水阀数量多,易出现阀门关闭不严和内漏的故障。这不但给各箱罐的液位调整带来困难,也会增大水耗。因此,在运行中要对这些阀门状况加强监控。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,（举例说明）增压风机与引风机串联运行优化,三、运行优化的内容（5）,增压风机与引风机为串联运行方式，两风机共同克服锅炉烟气系统加脱硫烟气的阻力。要避免出现一个风机在高效区运行，而另一个风机在低效区运行的情况。应通过试验，在机组和脱硫系统安全运行的前提下，找出两风机最节能的联合运行方式。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,公用系统（制浆、脱水、废水处理）运行优化,公用系统运行成本的特点：,运行工况只与电耗相关；公用系统的电耗占脱硫系统电耗的比例低；但仍有潜力可挖，大部分设备都存在出力不足的问题。,公用系统运行优化的内容,增加设备出力（包括磨机、旋流器、真空皮带脱水机等），减少公用系统的运行时间，减少耗电量。调整球磨机内钢球装载量；调整旋流器压力；调整旋流子投入个数；调整旋流子底流沉沙嘴尺寸；调整石灰石浆液密度；调整脱水系统的供浆量；调整真空脱水系统启停对应的石膏浆液密度。根据上网电价时段调整运行时间。目前有些电厂上电网分为峰、谷、平时段电价,为了提高电厂的效益,应使公用系统尽量在谷、平段时运行。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,加强石灰石或石灰石粉来料的质量监督。吸收剂的特性指标对脱硫效率、石灰石的耗用量、石膏副产品的质量以及对设备的磨损等具有较大的影响。另外，控制石灰石来料中由于开采混入的树根、草木等其他外来杂质，可以有效的控制FGD制浆系统或浆液输送系统的堵塞，减少维护工作量，提高脱硫系统设备运行的可靠性。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,运行优化业绩：我院已先后完成了华能汕头电厂、华能榆社电厂、华能辛店电厂、华能日照电厂、华能淮阴电厂、华能长兴电厂、中电投合川电厂脱硫系统、四川泸州电厂、邯峰电厂和衡水电厂脱硫系统运行优化试验。,三、湿法烟气脱硫系统的运行优化,四、脱硫化学监督,石膏成分分析 石灰石成分和粒度分析浆液参数分析,石膏成分分析：目前大多委托实业公司销售，根据买方要求，一般只对含水率进行分析，其次分析Cl含量；石膏成分分析不仅是产品销售的需要，更是为指导运行提供重要参数，应该对石膏成分进行全分析，各成分能分别说明问题：CaSO31/2H2O、CaCO3、CaSO42H2O、H2O、Cl,四、脱硫化学监督,石灰石成分和粒度分析：某些厂外购石灰石粉，由于没有很好控制石灰石品质，导致吸收塔积沙严重，喷嘴、循环泵叶轮、搅拌器、管道等磨损严重，不得不停机清理；应对石灰石如下参数进行分析：粒度（过筛率）有效成分、其它成分 活性,四、脱硫化学监督,浆液参数分析：由于pH计和密度计易出故障，长期运行准确率也下降，应定期手工测量pH和浆液密度，对在线表计进行标定校正；更进一步地，最好对浆液成分也进行分析。以上数据通过电厂SIS系统上传，供运行人员调整运行参数做指导。,四、脱硫化学监督,五、脱硫添加剂的应用,脱硫添加剂功效介绍 脱硫添加剂的应用案例,原理：促进石灰石消融，缓冲pH值的变化；除了随废水排出、液滴携带外，添加剂本身在反应中不消耗。功 效：燃煤硫份超过2030%，满足效率和排放要求；同等情况下，提高脱硫效率510%；在不降低脱硫效率的同时，可以停一台循环泵；石灰石利用率提高，石膏中CaCO3下降；对石膏氧化有促进作用，对石膏脱水无影响；添加剂pH值67，经长期高浓度实验，对衬胶、鳞片、碳钢等无腐蚀。,脱硫添加剂功效介绍,五、脱硫添加剂的应用,华能武汉阳逻电厂5#机组（600MW）现场试验 设计FGD入口SO2浓度2348 mg/Nm3，脱硫率95%;添加剂试验数据：,五、脱硫添加剂的应用,脱硫添加剂的应用案例1,华能武汉阳逻电厂5#机组（600MW）现场试验 石膏品质：,五、脱硫添加剂的应用,脱硫添加剂的应用案例1,华能武汉阳逻电厂5#机组（600MW）现场试验 厂用电率：停一台循环泵，省700kW，同时风机电流下降20A，共计省820kW，降低厂用电率0.14%。节省费用：按年利用5500h，电价0.42元/kWh，全年节电451万kWh，节省电费190万元。,五、脱硫添加剂的应用,脱硫添加剂的应用案例1,南京金陵电厂（1000MW）现场试验 试验工况：950MW、入口SO2浓度2000mg/Nm3左右；设计4台循环泵，停用2台循环泵，脱硫效率为93%以上，满足当地环保要求；两台增压风机可各减少20A电流；厂用电率下降0.15%。较低负荷或较低SO2入口浓度时，可只运行一台氧化风机（设计三台氧化风机，两用一备），亚硫酸盐氧化不受影响。,五、脱硫添加剂的应用,脱硫添加剂的应用案例2,Thank youFor your attention!,