多因素影响脱硫装置运行的原因及分析.docx
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多因素影响脱硫装置运行的原因及分析
多因素影响脱硫装置运行的原因及分析
引言:
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前较为成熟的脱硫工艺,被广泛应用于火电厂烟气净化处理系统中,我公司承担运行维护有限侧四台脱硫系统及一发侧两台脱硫系统,在这三年的运行维护中出现了一些问题,在其他电厂脱硫装置系统中也会遇到同样的问题。
一、概况:
北京国电龙源环保工程有限公司石嘴山分公司(简称国电龙源环保石嘴山分公司)位于石嘴山市石嘴山区东北约7km处。
南距银川市约120km,西南距石嘴山火车站约10km。
厂区东临黄河,南靠电厂生活福利区,北依钢厂,西距包兰铁路线约5km,距石乌公路约1.5km。
安装地点:
国电石嘴山发电公司(分为石嘴山有限公司和石嘴山第一发电公司)主厂房零米海拔:
1102.2m(黄海高程)多年平均大气压力:
892.9Hpa室内日最高/最低气温最高50℃/最低0℃以上(不结冰)多年极端最高气温/多年极端最低气温39℃/-28.4℃
平均相对湿度:
50%
地震烈度:
8度
二、经营规模及系统概况:
北京国电龙源环保工程有限公司石嘴山分公司脱硫工程分石电有限公司和石电一发公司,石嘴山分公司自2010年2月起负责国电石嘴山发电有限责任公司和国电石嘴山第一发电有限公司脱硫装置运维工作,厂区间隔300米,总装机容量为2000MW,石电有限侧装机4×330MW,有限脱硫装置采用电石渣-石膏湿法脱硫工艺,无GGH,设置增压风机,一炉一塔单元配置,烟气湿排,集控采用DCS控制。
主机2002年投产,设计时未考虑于脱硫装置同步进行。
脱硫装置属于改造工程,布置方式随主机编号,从北往南分别是#1、#2、#3、#4脱硫装置。
采用电石渣—石膏湿法脱硫,一炉一塔,无GGH,设置增压风机运行,烟道和烟囱接口经过改造,旁路挡板门水平安装,与原有烟囱借口配置混合烟道,分A/B侧。
一发公司1×350+1×330MW。
一发脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺,设GGH、增压风机,一炉一塔单元配置,集控采用PLC控制。
有限#1、#2脱硫装置由北京国电龙源环保工程有限公司EPC总承包,2008年月通过168试运,环评验收交付国电石嘴山发电有限责任公司运行设计硫份1.65%。
脱除SO2浓度4890mg/nm3,脱硫效率95%,出口SO2浓度168mg/nm3。
根据一二五国家环保部门要求有限#1脱硫装置旁路挡板改造取消并进行封堵,增压风机取消实现增引合一,脱硫系统增容,实现无旁路运行。
有限#2计划在2013实现无旁路运行。
有限#3#4脱硫装置由北京朗新明环保科技有限公司EPC总承包,2007年月通过168试运,环评验收交付国电石嘴山发电有限责任公司运行,设计硫份1.65%。
脱除SO2浓度3680mg/nm3,脱硫效率95%,出口SO2浓度168mg/nm3。
有限#3、#4计划在2013年实现无旁路运行。
一发#1、#2脱硫装置由国电环境保护研究院实施EPC总承包建设,2006年通过168试运,环评验收交付国电石嘴山第一发电有限责任公司运行设计硫份1.65%。
脱除SO2浓度4158mg/Nm3,脱硫效率95%,出口SO2浓度208mg/nm3。
一发侧#1、#2脱硫装置已实现无旁路运行。
三、影响脱硫装置运行的主要因素:
1、粉尘含量过高影响脱硫装置正常运行
2、锅炉投油对脱硫正常运行的影响
3、GGH堵塞影响脱硫装置正常运行
4、结垢影响脱硫装置正常运行
5、除雾器堵塞影响脱硫装置正常运行
6、吸收塔浆液起泡影响脱硫装置正常运行
7、吸收塔“中毒”影响脱硫装置正常运行
8、浆液泵的腐蚀与磨损影响脱硫装置正常运行
9、浆液泵机械密封损坏影响脱硫装置正常运行
四、影响脱硫运行原因分析及采取的措施
1、粉尘含量过高原因分析及采取的措施
粉尘含量过高对脱硫装置系统的影响有以下:
(1)粉尘含量过高容易引起烟气挡板、增压风机、GGH积灰,造成烟气挡板开关不灵活,增压风机流道减小,GGH堵塞。
(2)过多粉尘中含有部分重金属,过多粉尘进入吸收塔,引起吸收塔起泡,产生虚假液位,导致溢流,吸收塔运行液位被迫降低,脱硫反应氧化效果不能保证,浆液中亚硫酸盐含量逐渐增高,致使浆液品质恶化,真空皮带脱水机脱水能力降低,甚至无法脱水。
(3)浆液起泡严重时,石膏排除泵入口浆液泡沫增加,泵出口压力降低,无法正常运行,致使浆液密度逐渐上升,液位难以控制。
(4)浆液溢流到GGH、烟道后,烟道积灰逐渐严重,烟道阻力增加,GGH换热包堵塞严重,压差增大影响主机锅炉的安全稳定运行。
(5)浆液起泡,吸收塔出现虚假液位,运行人员无法辨识液位的高低,液位较低影响上次氧化搅拌器正常运行导致搅拌器受力不均搅拌器故障停运,搅拌器主轴弯曲变形,轴承损坏等。
粉尘含量过高的原因分析:
(1)锅炉燃煤煤质较差导致脱硫系统入口烟气粉尘含量较高
(2)电厂除尘器未完全投运导致脱硫系统入口烟气粉尘含量较高
(3)电厂除尘器除尘效率较差不能高效的将烟气中的粉尘除去导致脱硫系统入口烟气粉尘含量较高
采取的措施:
(1)锅炉燃煤燃烧较好的煤种,降低烟气粉尘含量。
(2)落实监督电厂除尘器是否全部投入,如未完全投入联系电厂投入未投入的除尘器,保证除尘器的投用率。
(3)监测电厂除尘器的除尘效率,如经过除尘器后任然粉尘含量超标联系电厂除尘器是否出现故障,及时处理。
2、旁路挡板取消后锅炉投油点炉影响脱硫系统运行的原因分析及采取的措施
锅炉点炉时投油对脱硫装置系统的影响有以下:
(1)锅炉在点炉过程中投油、燃烧不充分,未燃尽成份随锅炉尾部烟气进入吸收塔,造成吸收塔浆液有机物含量增加。
(2)锅炉在点炉过程中投油、燃烧不充分,未燃尽成份进入烟气系统,容易造成GGH积灰,严重时造成GGH堵塞,及腐蚀加剧。
原因分析:
因旁路挡板取消,主机启动脱硫系统随主机同步启动,锅炉在点炉时投油,燃油燃烧不充分,未燃尽成份随烟气进入脱硫系统经过GGH换热包片,因换热包片间隙较小,当烟气经过时,烟气中所带的未燃尽油份沾附在GGH换热包片上,导致烟气所带的灰尘落附在GGH换热包片上,造成GGH堵塞,严重影响主机的安全稳定运行。
采取的措施:
在主机启动时保证GGH的正常的蒸汽吹扫及高压水同步吹扫。
因主机启动无蒸汽输送导致GGH无蒸汽吹扫,在其他运行主机侧接一路蒸汽管道,接与吹灰器上,并在新加蒸汽管路上加装隔离门及蒸汽输水,保证烟气通过时蒸汽吹扫能够正常吹扫。
并在另一侧加装一套吹灰器,专用于高压水吹扫,从而保证GGH换热片无油污及积灰,保证GGH不被堵塞,保证机组安全稳定运行。
3、GGH堵塞影响脱硫系统运行的原因分析及采取的措施
GGH堵塞对脱硫装置系统的影响有以下:
(1)为了保证系统正常运行,必须将GGH差压控制在合理的范围内,一旦GGH发生堵塞现象,现有的吹灰、冲洗手段不能使蓄热元件上的污垢得到有效的清理时,必然导致系统阻力增加,风机电流增大,严重时会造成烟气系统阻力超过风机最大出力,造成增压风机发生喘振或振动超标。
(2)由于原烟气经过GGH时,GGH换热元件本身没有有效的吸收原烟气热量,造成吸收塔入口烟气温度的增加,如果结垢严重,会损害吸收塔内部衬胶防腐及除雾器等部件,同时也会影响吸收塔内的化学反应效果。
(3)由于石灰石/石膏湿法烟气脱硫技术具有可靠性高,脱硫效率高等特点,目前已经成为火电厂最常用的脱硫技术。
在国电集团目前投运的烟气脱硫装置中,有加装GGH的脱硫装置,GGH运行状况都不是很好,GGH换热片都有不同程度的结垢,造成GGH堵塞,影响脱硫系统安全稳定运行,对取消旁路的脱硫系统,GGH堵塞将会影响主机的安全稳定运行。
宁夏石嘴山发电厂,第一发电厂一台350MW和一台330MW火力发电机组,配备脱硫装置为石灰石-石膏湿法烟气脱硫,目前脱硫系统无烟气旁路挡板,并设有GGH换热器,每套脱硫系统单独装设一台增压风机。
GGH采用为上海锅炉厂制造,型号:
1-30.5-750-DNF-SMRC,设计在100%BMCR工况下原烟气入口烟量为1146622.58Nm3/h,入口烟温为120.34℃,净烟气入口烟量为1189264.3Nm3/h,出口烟温80℃,每台GHH配备吹灰器为两套,吹灰器型式为全伸缩步进式,在传热元件上下端布置,吹扫介质为蒸汽和高压水,高压水与蒸汽不能同时投运,生产厂家为湖北戴梦德公司。
设计正常吹扫采用蒸汽吹扫,介质压力为1.2MP、温度320℃。
转子转速为1.05r/min,频率为每3.5小时一次,高压水冲洗压力为10.5MP,转速为0.5r/min,冲洗时间为14小时。
脱硫GGH运行现状
2012年7月主机燃煤煤质较差,电除尘投运效率较低,GGH原净烟气压差高达1400Pa,除雾器压差高达300Pa,入口烟气粉尘含量为370mg/m³机组满负荷运行时增压风机电流高达298A,(额定值为349A),正常运行时电流为294A,由此判断GGH堵塞比较严重,已经影响到主机的安全稳定运行。
随后一发#1脱硫装置进行为期3天的抢修工作,打开GGH人孔门检查发现GGH换热元件结垢堵塞非常严重,换热片堵塞严重,堵塞面积高达75%,主要结垢在换热片上部及下部200mm左右位置,结垢很硬,粘附牢固,不易清除。
GGH内部无明显腐蚀现象,换热元件无损坏现象。
使用40MPa的高压水人工反复冲洗约65小时左右后,堵塞情况有了较大的转变。
检查除雾器结垢堵塞面积约为75%有部分通道已完全堵塞。
除雾器模片未发现损毁现象,使用人工疏通及30MPa的高压水人工冲洗40小时,堵塞情况有了很明显的转变,下层除雾器底部有局部未疏通。
冲洗后GGH及除雾器运行状况良好,GGH压差在300Pa左右,除雾器压差小于100Pa,增压风机电流正常。
冲洗后与冲洗前换热片及除雾器堵塞情况对比如下图所示。
GGH冲洗前堵塞情况
GGH冲洗前堵塞情况
GGH高压水人工冲洗后
以上换热片有部分残留需在停机检修时进行化学清洗
根据垢样分析,造成GGH堵塞的主要原因有以下几个方面:
(1)燃用煤种燃烧后的灰分遇水粘结性强再加上偶尔除尘效率低,将会导致原烟气含尘量偏高,进入吸收塔灰尘浓度过大。
换热元件在净烟气侧附带水分之后,在原烟气侧特别是冷端,电除尘未除尽的灰尘容易粘附在换热元件上。
由于烟尘具有水硬性,随着时间的推移累积硬化成类似水泥的硅酸盐,板结而形成垢块。
(2)净烟气携带的浆液在换热元件表面沉积引起积垢。
脱硫系统连续运行时,吸收塔内尼曼着大量含有石灰石浆液和石膏混合物颗粒的雾状液滴,这些液滴虽然经过两级除雾器除下大部分的液滴,但由于烟气总量较大,GGH连续运转,净烟气携带的石膏浆液的总量还是比较大,这些浆液通过GGH会粘附在换热元件上,当GGH回转到原烟气侧,在原烟气高温作用下浆液水分蒸发,留下的混合物颗粒粘结在换热片表面越积越厚从而形成积垢。
(3)GGH本身设计不合理,GGH换热面高度,换热片间距、换热片表面材质、吹灰方式、布置的形式、吹灰器的数量、吹灰器喷嘴的吹扫位置、覆盖面积及吹扫压力等,对GGH积灰、结垢均有影响。
另外,喷淋层的设计和除雾器的堵塞也有很大的影响。
(4)GGH吹灰器故障或吹扫、清洗设置不合理。
吹灰器装置故障不能投运,会严重影响吹灰效果,GGH运行中没有定期进行吹灰,吹扫时间不够等;吹灰器吹扫程序设计不合理;喷嘴与换热面间距设计不合理,使能量损失严重而达不到吹扫效果;结垢后没有及时投运高压水进行冲洗吹扫,导致结垢板结越来越硬,使吹扫对结垢片不起作用。
(5)除雾器积灰导致除雾器的效果不好,除雾器堵塞造成烟气通流面积减少,烟气流速增大,更容易将含有固体的液滴带到GGH,使含有固体的液滴粘附在GGH换热片上,造成GGH堵塞。
同时由于除雾器不能有效的去除烟气中所携带的液滴,使的净烟气进入GGH时携带大量的水分和浆液杂质,反复粘附使得换热元件上的结垢越来越多,造成不容易清除。
(6)吸收塔的运行液位较高,在运行时氧化空气的鼓入使液位有一定的上升,在液位上会产生大量的泡沫,液位计测量时反应不出液面上的虚假部分,液位过高时泡沫从原烟气入口倒流至GGH,在原烟气高温作用下,水分被蒸发,泡沫中携带的石灰石和石膏混合物颗粒粘附在换热片的表面,逐渐形成结垢,导致GGH堵塞。
(7)吸收塔内浆液pH值较高,烟气携带的CaGO3含量较高会和原净烟气的SO2继续反应生成结晶石膏而牢固地粘附在GGH换热元件上导致GGH堵塞;除雾器的捕捉能力较差或层数不够,也会造成GGH堵塞。
采取的措施
(1)保证电除尘高效率运行是防止GGH结垢的根本措施。
保证电除尘除尘效率在99%以上,投用率100%,除尘后烟气含尘率小于100mg/m³,从而对进入脱硫系统的烟气含量提供了可靠地保证。
(2)运行中加强监视并及时调整,增压风机停运后尽快停运浆液循环泵防止浆液倒灌至GGH。
(3)改变吹灰压力,将蒸汽吹扫压力控制在1.2MPa,根据蒸汽吹扫程序保证蒸汽的吹扫时间,在吹扫的时候观察GGH压差的上下浮动情况,根据参数的变化运行人员判断决定是否采用高压水冲洗。
(4)保证吸收塔的运行液位,我厂一发侧吸收塔液位一般控制在11-11.5m,如果吸收塔有起泡现象,应立即组织人员给吸收塔加装消泡剂,避免吸收塔出现虚假液位。
其他改进措施:
(1)改进GGH本体的设计,如合理的换热面高度、换热片间距、换热片形式等。
(2)改进GGH吹灰的设计,包括吹枪的布置以及吹扫周期。
在GGH的原净烟气侧上下部都加装吹灰器,一侧专为蒸汽吹扫,另一侧专为高压水冲洗用。
吹枪改设计为蒸汽吹灰。
蒸汽吹扫时,必须先进行蒸汽疏水。
(3)改进烟道设计,合理布置烟道导流板,使气流分布均匀。
(4)改进喷淋层、除雾器系统的设计。
喷淋覆盖率小、除雾器效果不良或除雾器模片冲洗不干净结垢等,同时运行人员应加强对除雾器冲洗水门进行巡检,冲洗水门有无故障或冲洗水门是否开关到位,这一因素也是导除雾器结垢堵塞的主要原因之一。
除雾器结垢使吸收塔出口烟气携带浆液,从而导致GGH结垢堵塞。
所以喷嘴合理布置和选择、除雾器的选型和注意除雾器的清洗效果尤为重要。
(5)停机后先对GGH换热片进行高压水冲洗然后进行化学清洗,化学清洗后再对残垢进行高压水人工冲洗,保证换热元件无残垢。
4、结垢影响脱硫装置运行的原因分析及采取的措施
结垢对脱硫系统正常运行的影响如下:
结垢后常常造成设备通流面积减小、堵塞,甚至发生沉积量过大造成设备坍塌等重大事故。
常发生结垢堵塞的部位:
除雾器、吸收塔烟气入口段水平烟道、旋流器、浆液管道、浆液箱及地坑、吸收塔、泵入口管线等。
而且GGH堵塞也是脱硫运行中常常发生的问题。
由于石灰石浆液、石膏浆液密度较大,容易发生沉积,会造成浆液管线,及箱罐中浆液的沉积,造成堵塞。
我厂石膏管线、石灰石旋流器、废水处理管线均发生过堵塞现象及吸收塔结垢,某电厂除雾器发生结垢造成了除雾器坍塌。
GGH堵塞常常发生积灰堵塞,尤其是电除尘器不能正常运行的机组,当吸收塔液位过高时,浆液或者泡沫倒灌入GGH造成堵塞现象也时有发生。
GGH也经常会发生堵塞现象造成GGH差压增大,系统阻力增加。
原因分析:
(1)FGD系统中的结垢,发生在吸收塔入口干湿交界处及进口水平烟道十分明显。
高温烟气中的灰分在遇到喷淋液的阻力后,与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口,越积越多,造成水平烟道膨胀节排水的堵塞,从而使烟道膨胀节漏水现象发生。
其主要成分是灰分和CaSO4。
FGD系统中的石膏垢是由于石膏浆液中的CaSO4过饱和度α大于或等于1.4时,溶液中的CaSO4就会在吸收塔内各组件表面析出结晶形成石膏垢。
石膏过饱和度
上式中[Ca2+][SO42-]分别为溶液中Ca2+、SO42-离子的浓度(mol/L);Ksp为CaSO4·2H2O的浓度积(mol2/L2)。
过饱和度α越大,结垢形成的速度就越快,仅当α<1.4时才能不结垢。
要使α<1.4,需适当地设计吸收塔内石膏浆液浓度、液气比和提高氧化率。
一般情况下,认为液气比越小,α越高,使α<1.4的最低液气比为11。
石膏浆液浓度与α的关系亦是如此,浓度越低,α越大。
所以控制吸收塔内浆液浓度是十分关键的。
吸收塔壁面及循环泵入口滤网、循环泵入口管道、石膏泵入口滤网的两侧常会积石膏垢,吸收塔壁面在浆液层下会均匀地结了一层松散的垢层,可以很容易的剥落下来。
另外,在上下层除雾器的模片上,由于冲洗不到位,都有明显的浆液黏积结垢现象,主要是吸收塔液位泡沫和冲洗不当造成的。
在吸收塔底沉积现象较严重,在循环泵入口,石膏沉积也较严重。
浆液管道设计时已考虑自身循环和放尽坡度,停运后的放尽和冲洗是运行要高度重视的问题,例如石膏排出泵为一运一备设备,石灰石浆液循环泵为两用一备设备,尤其要高度重视停备设备入口管线的冲洗排空。
(2)当浆液中亚硫酸钙浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶析出,形成这两种物质的混合结晶[Ca(SO3)x·(SO4)x·1/2H2O],即CSS垢(CalciumSulfateandSulfite),CSS在吸收塔内各组件表面逐渐长大形成片状的垢层,这种垢在氧化风量不足时会发生。
除雾器上往往会形成这种垢层。
由于烟气携带大量的浆液液滴会在除雾器上析出,如果未及时冲洗,往往会造成除雾器结垢堵塞。
(3)吸收液浆液低pH值时,亚硫酸盐溶解度急剧上升,硫酸盐溶解度略有下降,会有石膏在很短时间内产生并析出,产生硬垢。
而高pH值亚硫酸盐溶解度降低,会引起亚硫酸盐析出,产生软垢。
(4)石灰石浆液容易沉积,沉积的垢不同于石膏垢,主要成分是碳酸钙垢。
主要是石灰石的细小颗粒沉积。
(5)GGH结垢的一个原因是原烟气灰含量大,因为如果FGD入口烟气中灰浓度过大,会造成GGH结垢堵塞。
对于电除尘器不能正常运行的机组,常常会发生。
对于电除尘器正常运行情况下,发生此类结垢很少。
另一个原因是来自除雾器的问题,除雾器带水,使得GGH传热元件表面变湿容易粘灰。
烟气中携带的大量液滴夹杂着石膏颗粒很容易在换热元件上淤积并结垢,吹灰器很难予以清除。
除雾器带水的原因:
设计和选型不当,除雾器平面上烟气分布不均匀,过高和过低的烟气流速都会使浆液从除雾器带出,除雾器带水的另外一个原因就是冲洗不及时。
如果运行中除雾器冲洗不正常会造成除雾器结垢局部堵塞,局部除雾器区域流速过大,浆液会被带出到GGH,造成GGH堵塞。
GGH堵塞后往往反映到增压风机震动增加及锅炉负荷无法提升。
“液气比”过大会造成烟气带水增加,增加GGH工作负担。
(6)吹灰器吹灰及冲洗不正常,导致GGH堵塞。
GGH正常运行的情况下,总有烟气携带的石膏浆液结晶沉积在GGH换热元件上,如果吹灰器不正常,会导致换热元件堵塞,压差升高,影响主机安全稳定运行。
(7)非正常运行工况也是GGH堵塞的原因之一。
吸收塔液位过高运行,烟气中携带浆液较多,而且液位高时使泡沫或浆液灌入原烟道,这是运行中的脱硫系统GGH堵塞的常见原因。
采取的措施:
(1)严格按照规程操作,控制浆液管线冲洗,防止石膏、石灰石浆液沉积。
(2)合理控制吸收塔浆液浓度在正常范围之内,防止塔内浆液浓度过高。
合理控制浆液PH值,防止浆液PH的急剧变化,导致浆液成分的不稳定性,避免CaSO3、CaSO4成分急剧变化。
(3)加强定期工作管理。
尤其是除雾器冲洗,设备运行及停运后的冲洗工作。
(4)控制吸收塔液位在低位运行。
5、除雾器结垢堵塞影响脱硫系统的原因分析及采取的措施
除雾器结垢堵塞对脱硫系统正常运行的影响如下:
(1)除雾器结垢堵塞导致除雾器压差较高使机组负荷无法提升。
(2)除雾器结垢堵塞导致通过除雾器的烟气流速增加,通过除雾器的烟气含带浆液,经过GGH时粘附在GGH换热片上,导致GGH堵塞压差升高,影响机组安全稳定运行。
(3)除雾器结垢堵塞过严重,粘附在除雾器模片上的垢片重量超过除雾器模片的承载量时导致除雾器倒塌,严重影响主机运行。
原因分析:
经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质,在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来,粘结在除雾器表面上,如果得不到及时的冲洗,会迅速沉积下来,逐渐失去水分而成为石膏垢。
由于除雾器材料多数为PP,强度一般较小,在粘结的石膏垢达到其承受极限的时候,就会造成除雾器坍塌事故。
沉积在除雾器表面的浆液中所含的物质是引起结垢的原因。
如果这些污垢不能得到及时的冲洗,就会在除雾器叶片上沉积,进而造成除雾器堵塞。
结垢主要分为两种类型:
湿-干垢:
多数除雾器结垢都是这种类型。
因烟气携带浆液的雾滴被除雾器折板捕捉后,在环境温度、粘性力和重力的作用下,固体物质与水分逐渐分离,堆积形成结垢。
这类垢较为松软,通过简单的机械清理以及水冲洗方式即可得到清除。
结晶垢:
少数情况下,由于雾滴中含有少量亚硫酸钙和未反应完全的石灰石,会继续进行与塔内类似的各种化学反应,反应物也会粘结在除雾器表面造成结垢,这些垢较为坚硬,形成后不易冲洗。
采取的措施:
由于除雾器的功能就是捕捉烟气携带的雾滴,因此形成湿-干类型的垢属于正常现象,脱硫系统都设计有冲洗装置将沉积的石膏垢定期及时冲洗掉,防止其堆积。
正常运行期间,应按照设备厂家要求的冲洗水流量和冲洗频率进行冲洗,可防止结垢物堆积,同时防止发生堵塞和坍塌事故。
应重点进行以下工作:
定期进行冲洗,通常2小时一次,低负荷可适当延长
确保冲洗压力,要求冲洗时喷嘴处压力0.25-0.3MPa
定期检查冲洗阀门,防止阀门内漏,冲洗阀门开关不到位等。
确保除雾器压力测量准确,建议采用差压测量,上下层各加装一台差压变送器。
只有准确的压力测量,才能正确的进行监控
严格控制吸收塔浆液浓度
避免长期高PH运行,另外PH波动不能太剧烈。
6、吸收塔浆液起泡影响脱硫装置正常运行的原因分析及采取的措施
吸收塔浆液起泡对脱硫系统正常运行的影响如下:
(1)吸收塔浆液起泡后,经常会导致吸收塔溢流。
由于吸收塔液位均采用差压变送器测量,一旦出现泡沫,就会导致吸收塔液位成为“虚假液位”,再加上搅拌器搅拌、氧化空气鼓入、浆液喷淋等因素综合影响,引起液位波动,造成吸收塔液位间歇性溢流。
很容易造成严重后果。
(2)对烟道的影响
一旦吸收塔起泡溢流,浆液进入未作防腐的原烟道,造成原烟道腐蚀。
(3)对增压风机的影响
一旦吸收塔起泡严重,溢流浆液顺着原烟道流到增压风机出口,浆液猛烈冲击正在运行的风机叶片,极易造成叶片断裂。
特别是对于无GGH系统。
(4)对氧化影响
当吸收塔起泡溢流,为了减少溢流,只有大幅降低液位,直接导致氧化效果下降,亚硫酸钙增加,形成恶性循环。
(5)对脱硫效率的影响
当吸收塔起泡后,泡沫富集在液面上,影响SO2的反应吸收。
原因分析:
泡沫是由于表面作用而生成,它的产生式由于气体分散于液体中形成气-液的分散体,在泡沫形成的过程中,气-液界面会急剧的增加。
若液体的表面张力越低,则气-液界面的面积越大,泡沫的体积也就越大。
吸收塔浆液中的气体与浆液连续充分地接触,由于气体是分散相,浆液是分散介质,气体与浆液的密度相差很大,所以在浆液中,泡沫很快上升到浆液表面。
纯净的液体不能形成稳定的泡沫,吸收塔起泡是由于系统中进入了其他成分。
(1)锅炉在运行过程中投油、燃烧不充分,未燃尽成份岁锅炉尾部烟气进入吸收塔,造成吸收塔浆液有机物含量增加。
(皂化反应)
(2)锅炉电除尘运行状况不好,烟气中粉尘浓度超标,含有大量惰性物质的杂质进入吸收塔后,致使吸收塔浆液重金属含量增高。
重金属离子增多引起浆液表面张力增加,从而使浆液表面起泡
(3)脱硫用石灰石中含过量MgO,与硫酸根离子反应产生大量泡沫
(4)脱硫用工艺水水质达不到设计要求(如中水),COD/BOD超标。
采取的措施:
吸收塔浆液起泡溢流后,首先要消除已产生的泡沫,然后通过调整运行方式,缓解起泡溢流现行,最后分析起泡原因,严格控制进入吸收塔内各种可能引起起泡的物质。
(1)从吸收塔地坑定期加
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