望亭发电厂脱硫脱硝系统运行及检修经验交流材料.doc

望亭发电厂脱硫脱硝系统运行及检修经验交流材料
望亭发电厂
脱硫脱硝系统运行及检修经验交流材料
一、概况
望亭发电厂现有装机容量2740MW,其中:两台300MW亚临界燃煤机组(11号机组容量为310MW,14号机组容量为330MW),两台390MW燃气-蒸汽联合循环发电机组(1号和2号机组),两台660MW超超临界燃煤机组(3号和4号机组)。
脱硫设施:11号机组脱硫设施于2006年8月投产;14号机组脱硫设施于2008年6月投产;3、4号机组脱硫设施与机组主设备同步设计、安装,并分别于2009年6月和2010年8月与机组同步投运。四台机组都采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺进行烟气脱硫(FGD),净烟气经GGH烟气换热器后升温至80℃左右进入烟囱。
目前11、14、3、4号机组四套脱硫系统运行正常,2013年四台机组脱硫投运率100%,%、%、%、%。
脱硝设施:3、4号机组脱硝设施与机组同时设计、同时建设、同时投运,采用选择性催化还原(SCR)脱硝工艺,一炉两个反应器,液氨、储存、蒸发等为公用系统,设有氨站一座。设计脱硝效率为75%以上,年可用率不小于98%;14号机组脱硝改造工程于2012年12月25开工,2013年7月2通过168h试运行;11号机组脱硝改造工程于2013年6月
9日开工,2014年1月1日通过168h试运行。
目前四台机组脱硝系统均正常运行,2013年14、3、%、%、%,%、%、%。
二、运行中常见问题及对策
1、脱硫系统运行中常见问题及对策:
在脱硫装臵的运行过程中一个突出的问题就是堵塞,管道的堵塞通过及时冲洗可以解决,而除雾器、GGH的堵塞却不那么容易解决。
、GGH的堵塞
原因:
(1)主要是烟尘含量高。因吸收塔出口净烟气携带一定量的水分,GGH换
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热原件表面比较潮湿,粉尘会粘附在换热原件表面,尤其是冷端,导致结垢,引起GGH堵塞。
(2)进入GGH净烟气侧的烟气携带有大量的含有石膏浆液的颗粒,石膏具有很强的黏附性,这些颗粒非常容易在传热元件表面及GGH内部沉积。
(3)除雾器严重结垢,导致烟气中含有大量的、大颗粒的雾滴,这些水分与烟气中的SO3发生反应生产硫酸,黏附在传热元件表面,与烟气中的灰尘、石
膏结合形成难以去除的硬垢,尤其在除雾器进行冲洗时更会加剧恶化这种状况。
(4)GGH传热元件特别是净烟气侧,工作在硫酸露点以下,本身极易产生冷端腐蚀,尤其是燃用高硫分煤种时或锅炉燃烧调整原因,烟气中的SO3浓度增大,会加剧冷端腐蚀。
(5)吹灰器的介质参数没有满足要求:例如过热蒸汽压力不够、过热度不够、疏水不够导致蒸汽带水等等。
措施与对策:
(1)对于烟尘含量与煤种及电除尘的状况有关,除了及时消除电除尘的缺陷,还要加强对除灰系统的监视,防止因输灰不畅而造成的电场跳闸,除灰系统停运时间不得超过90分钟。
(2)经常检查除雾器的压降,定期对除雾器进行冲洗,使除雾器的排放效率达到要求,必要时可改变除雾器冲洗方式,延长除雾器单阀冲洗时间以提高冲洗效果。
(3)采用低氧燃烧,控制烟气中 SO3的产生。
(4)控制吸收塔内的浆液液位,当吸收塔出现起泡现象时应适当降低吸收塔液位,以防浆液倒入烟道,如吸收塔起泡因添加剂所致可更换或暂停添加剂的加入。
(5)使脱硫系统中烟气气流分布尽量均匀,过高或过低的流速都会影响到除雾器的正常运行,加剧堵塞;进入 GGH 传热元件表面的流速偏差不能超过10%。可以在弯头处加装导流板等控制气流措施。
(6)加强pH计,吸收塔浆液密度计实测与表计的比较,及时进行吸收塔pH值和浆液密度的调整,,吸收塔浆液密度尽量控制在1120mg/m3以内。,适当增加添加剂的投放量。
(7)按照要求设定吹灰器的各种介质参数,及吹灰行程,确保能够覆盖住全部元件表面。根据传热元件的状况定期进行吹灰,如有必要,尤其当锅炉启停
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期间或工况发生变化加大吹灰的频率。GGH进行连续的蒸汽吹灰,吹灰时监视压力、流量正常,保证吹灰连续进行。
(8)每周对GGH 进行一次高压水冲洗(每次冲洗一遍,监视高压水压力≮10MPa,检查原、净烟道疏水门畅通),高压水冲洗时加强现场检查,发现冲洗压力低于8MPa时,应立即手动停止高压水冲洗,待查明后再进行。高压水冲洗结束,立即进行一次蒸汽吹扫,以保持GGH传热元件干燥。并对GGH高压水冲洗效果进行评估,根据冲洗实际效果调整高压水冲洗方式及频率。
、除