电厂脱硫运行维护、故障和核查重点

湿法脱硫装置运行维护、常见故障和核查过程中关注的重点湖南省环保局粟剑斌2009年6月石灰石－石膏湿法脱硫装置运行维护及常见故障第一部分第一章脱硫装置运行维护主要设备介绍增压风机：简称BUF，引入烟气，克服装置压力损失。烟气挡板：入口（原烟气）、出口（净烟气）和旁路挡板，为烟气接通和关闭而设置，其中关注的重点是旁路挡板。吸收塔：专门用于吸收SO2的容器，所有的化学反应均在其中完成。RGGH：烟气换热器，主要利用原烟气的高温去加热净烟气的低温。浆液循环泵：让浆液和烟气充分接触的动力设备。氧化风机：给吸收塔提供氧化空气，以将SO32-离子氧化成SO42-。搅拌器：防止浆液沉淀的装置。除雾器：用于除去脱硫后烟气中的水雾。烟气分析仪：简称CEMS，监测烟气中各种污染物含量的装置。第一章脱硫装置运行维护烟气流程图第一章脱硫装置运行维护喷淋塔浆液循环系统流程图第一章脱硫装置运行维护•塔型为圆形•浆液从塔上部向下喷•浆液与烟气一次接触反应•循环泵为单元制：一台泵对应一层喷淋层喷淋塔外形图第一章脱硫装置的运行维护1.2脱硫装置的停运及启动1.2.1脱硫装置的停运1、短时停运（一天以内）2、短期停运（一周以内）3、长期停运（一周以上）按工艺要求、进行顺序停运：BUF风机吸收塔浆液循环泵氧化风机石灰石浆液泵脱水系统第一章脱硫装置的运行维护1.2.2脱硫装置的启动启动顺序：吸收塔浆液循环泵氧化风机石灰石浆液泵BUF风机脱水机废水泵第一章脱硫装置的运行维护1.3脱硫装置的运行调节1.3.1烟气系统BUF风机开度调节1.3.2吸收塔系统液位和PH值调节1.3.3石灰石浆液箱浓度和液位调节1.3.4石膏脱水系统滤饼厚度和石膏质量调节第一章脱硫装置的运行维护1.4脱硫装置运行中的记录1）锅炉主要负荷和烟温参数；2）FGD进出口SO2浓度、粉尘和O2含量；3）氧化空气流量(风机电流)；4）BUF风机和循环泵电流；5）吸收塔内浆液pH值和密度；6）石灰石浆液供给流量和密度；这些记录有助于了解装置运行的实际情况第二章脱硫装置常见故障2.1腐蚀和磨损对FGD装置的影响2.1.1腐蚀和磨损产生的部位容易发生腐蚀的部位：吸收塔、净烟道和吸收塔入口烟道容易发生磨损的部位：吸收塔、浆液管道、泵壳和叶轮2.1.2腐蚀和磨损产生的原因腐蚀原因：氯离子、硫酸根（亚）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含量超标当然，腐蚀和磨损是相互的，腐蚀之后有磨损；磨损之后有腐蚀。第二章脱硫装置常见故障吸收塔壁被腐蚀穿2.1.3防腐蚀采取的措施：1、玻璃树脂鳞片进行防腐2、橡胶内衬进行防腐3、耐腐蚀的合金材料（C276或1.4529）4、非金属FRP材料进行防腐第二章脱硫装置常见故障2.1.4各种防腐材料的优缺点大多数吸收塔采用玻璃树脂鳞片进行防腐，也有采用橡胶材料进行防腐。玻璃树脂鳞片：抗渗透能力强，易修复，附着力强，机械强度大，表面硬度高，施工速度快，但耐磨性稍差。橡胶内衬：耐磨性好，有良好的弹性和松弛应力，但易老化、施工速度慢、粘接强度大。合金材料（C276和1.4529)：抗腐蚀性超强，但价格昂贵，一般在吸收塔入口干湿界面贴衬使用比较多。FRP材料：耐腐蚀，但不抗高温。第二章脱硫装置常见故障烟道防腐层脱落鳞片防腐施工质量控制要点：材料选择喷砂除锈极为重要材料比例严格控制喷涂的全面性和厚薄均匀性喷涂过程中的温度和湿度控制第二章脱硫装置常见故障2.1.5粉尘和SiO2含量超标的磨损影响管道被磨穿粉尘和SiO2含量超标是造成磨损的主要原因。粉尘主要来自烟气。SiO2主要来自：烟气石灰石第二章脱硫装置常见故障2.2主要设备故障及原因分析2.2.1增压风机故障原因之一：因系统联锁原因跳闸故障原因之二：因风机本体组成部件原因跳闸（轴承温度高、润滑油压低、振动故障、揣振、失速和冷却风机故障等）第二章脱硫装置常见故障增压风机叶片变形第二章脱硫装置常见故障2.2.2烟气换热器（RGGH）主要是本体故障原因居多：积灰堵塞而导致机械卡塞和电机故障吹扫方式：压缩空气、蒸汽和高压冲洗水第二章脱硫装置常见故障GGH积灰照片第二章脱硫装置常见故障2.2.3循环泵故障原因之一：系统联锁原因故障吸收塔液位、滤网堵塞等故障原因之二：本体故障原因造成（轴承、叶轮、温度、冷却水等）第二章脱硫装置常见故障循环泵入口滤网堵塞循环泵叶轮磨损严重第二章脱硫装置常见故障第二章脱硫装置常见故障2.2.4氧化风机主要是设备本体故障居多：温度、轴承、润滑油、冷却水和电气故障氧化风机噪音是脱硫装置中最大的噪音污染源：转速过高等造成。氧化风机叶轮轴损坏第二章脱硫装置常见故障2.2.5搅拌器最多的故障是叶片在设计制造过程中没有很好消除应力、对叶片工作环境的低频处理。第二章脱硫装置常见故障2.3吸收塔内部件故障及原因分析2.3.1喷淋层、喷嘴故障及判断方法1、故障现象（1）喷淋层喷嘴堵塞（2）喷淋层喷嘴脱落或损坏（3）喷淋层冲刷第二章脱硫装置常见故障2、故障判断依据：a）循环泵出口压力及电流b）吸收塔pH值及浆液密度c）脱硫装置出口SO2浓度及脱硫效率d）喷淋层管道外壁冲刷第二章脱硫装置常见故障喷嘴堵塞照片喷嘴堵塞照片第二章脱硫装置常见故障第二章脱硫装置常见故障3、故障处理方法（1）喷淋层喷嘴堵塞：清理（2）喷淋层喷嘴损坏或脱落：更换喷淋层对大梁和塔壁的冲刷：喷嘴覆盖角度原因造成。喷淋层大梁被冲刷第二章脱硫装置常见故障喷淋层增设PP板被动处理措施：对梁进行包裹主动处理措施：优化设计，提高喷淋管自身的强度以减少支撑梁的截面甚至取消支撑梁。第二章脱硫装置常见故障2.3.2除雾器堵塞故障1、除雾器堵塞原因（1）除雾器冲洗时间间隔太长（2）除雾器冲洗水量不够（3）除雾器冲洗水压低，造成冲洗效果差除雾器堵塞第二章脱硫装置常见故障除雾器坍塌第二章脱硫装置常见故障第二章脱硫装置常见故障2.4主机对FGD的影响脱硫系统作为火电厂重要的组成部分，无论在哪种情况下，脱硫装置的运行都不能对主机运行产生任何影响，烟道压力、挡板状态是主机和脱硫运行监控的重点，当主机与脱硫发生冲突后，脱硫装置服从主机需要。第二章脱硫装置常见故障2.5其它原因对FGD的影响2.5.1建设工期对FGD质量的影响有的脱硫EPC工程的建设，工期从过去22~24个月被压缩到12～16个月。原因:电厂对配套脱硫装置不重视；迫于环保压力而仓促上脱硫装置，合理工期得不到保证，进度严重压缩。影响:设备质量得不到保证施工质量得不到保证最后运行得不到保证第二章脱硫装置常见故障某电厂烟道严重腐蚀，工期过短，防腐质量得不到保证第二章脱硫装置常见故障2.5.2煤质变化的影响煤质变化（热值、灰分和硫分）所引起SO2和粉尘浓度对FGD运行有着重大影响。SO2浓度超过设计极限值后，脱硫装置无法全烟气脱硫，一般通过SO2设计排放总量反算需要脱出的烟气量来考核装置是否达到设计要求。粉尘超标后，加剧对系统的磨损；对吸收的化学反应造成影响，造成石膏品质下降。第二章脱硫装置常见故障某电厂2002年和2005年两次招标时燃煤参数煤质分析设计煤种校核煤种(1)设计及校核煤种(2)Car成分59.9565.7150.72Aar27.0±320.032.85QnetkJ/kg21465±12562466820940/16748Sar2.292.294.5上述数据对比可知：硫分差别巨大：第一次含硫量为2.29；第二次含硫量为4.5。煤质的热值差别大：第一次24668KJ/kg；第二次最高20940KJ/kg；最低只有16748KJ/kg。灰分差别大：第一次20％；第二次32.85%。含硫量发生巨大变化后，原有的脱硫装置无法正常运行，只能进行重新改造。第二部分核查过程中关注的重点核查过程中关注的重点1、检查CEMS运行情况和监测数据对每套脱硫装置，在脱硫入口和出口分别设置一套在线烟气分析仪（CEMS）用于脱硫SO2、O2浓度等参数监测。大部分烟气分析仪采用非色散红外线吸收法来进行测量。1.1CEMS安装位置1.1.1脱硫入口增压风机入口前，入口原烟气挡板后。核查过程中关注的重点入口CEMS测量装置核查过程中关注的重点1.1.2脱硫出口在线烟气分析仪安装在脱硫出口烟道上，出口挡板前或烟囱入口前主烟道上，对于每炉对应一个烟囱的机组，也可安装在烟囱上。环保监测烟气分析仪一般安装在烟囱上，距离地面高度约30～50米，用于全面监测烟气SO2排放情况。目前这两套分析仪大部分合用为一套。核查过程中关注的重点1.2CEMS测试数据分析通过入口二氧化硫含量和出口二氧化硫含量的对比，可以计算出脱硫装置的脱硫效率。SO2脱除率由下式表示（实际计算时考虑氧含量）：FGD装置出口SO2浓度（mg/Nm3）脱硫率（％）＝(1－)×100%FGD装置入口SO2浓度（mg/Nm3）核查过程中关注的重点1.3CEMS数据传输CEMS数据将通过硬接线输出到FGD装置控制系统，经过DCS处理显示在计算机画面上，方便运行人员监控。环保监测的数据，一般通过有线的或无线的传输方式，直接传输到环保局监控中心。核查过程中关注的重点核查过程中关注的重点案例：某机组提供的CEMS数据表显示，从7月～11月数据为连续数据且符合排放标准要求。但从其向环保局提出的脱硫停运申请及运行记录显示:该时间段装置每月停运次数较多，9月多达7次以上。因机组发电未停，由此可见该CEMS数据表全部为假数据。核查过程中关注的重点2检查旁路挡板是否全部关闭一般电厂旁路挡板为2面，一面为开关型；一面为调节型。1\从烟囱排放外观判断2\从增压风机入口判断3\通过烟囱处的烟气温度判断4\从烟气量变化判断5\现场查看核查过程中关注的重点旁路挡板双挡板：一面开关型一面调节型核查过程中关注的重点3调用主机和脱硫运行参数进行对比3.1检查办法通过主机某一时段的机组负荷、发电量和该时段燃煤含硫量，掌握该时段的耗煤量、石灰石耗量和石膏产量。进行数据对比的方法：根据该时段燃烧的煤量和煤质，计算出产生了多少吨二氧化硫，为脱除该二氧化硫消耗了多少吨石灰石，产生了多少吨石膏，根据计算值与实际值进行对比得出结论。核查过程中关注的重点3.2计算依据在石灰石—石膏湿法脱硫工艺中，化学反应方程式为：2CaCO3+2SO2+O2+4H2O==2CaSO4·2H2O+2CO21mol的SO2脱除需1mol的CaCO3，同时产生1mol的CaSO4·2H2O（石膏）。其中SO2的分子量为64，CaCO3的分子量为100，CaSO4·2H2O（石膏）的分子量为172核查过程中关注的重点SO2的脱除量可以按以下原则进行简单的计算：根据国家环保部《主要污染物总量减排统计办法》第六条规定：污染物排放量可采用监测数据法、物料衡算法、排放系数法进行统计。针对煤粉炉而言，煤中硫分转换为二氧化硫的系数为0.8。测算公式如下：燃料燃烧二氧化硫的脱除量=燃料煤消费量×煤含硫率×0.8×2×脱硫率当已知燃煤耗量、煤质中的硫含量、脱硫率，则可对通过石灰石耗量、石灰石中CaCO3的含量、石膏产量来判断脱硫系统是否正常运行。核查过程中关注的重点案例1：某电厂提供的燃煤数据为500t/h，煤质中含硫率为：1%，脱硫率：95%，根据测算公式可知，SO2脱除量=500×1%×0.8×2×95%=7.6t/h；纯石灰石耗量为：7.6÷64×100=11.875t/h，考虑石灰石纯度为92%，Ca/S比为1.03,则石灰石耗量为：11.875×1.03÷92%=13.59t/h；折算到浆液时为每小时消耗38.5m3/h（30%浆液浓度）;石膏产量为：7.6÷64×172=20.425t/h.而该厂提供的石灰石耗量数据显示在该时段为30m3/h，折算到石灰石时约10.57t，明显低于实际需要。故可判断：该脱硫系统没有对全烟气量进行全部脱硫。核查过程中关注的重点案例2机组燃煤数据不合理某30万KW电厂2007年6月1＃机组运行发电量为1161万KW，2＃机组运行发电量为1115万KW，1＃机组比2＃机组多发46万KW