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火电机组脱硫GGH压差高原因剖析

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发布人:澳门赌博网 来源:澳门赌博网信誉平台 发布时间:2020-08-05 08:11

  大量的烟尘进入脱硫系统会造成除雾器和GGH的堵塞。应加强废水排放控制塔内泡沫的量,脱硫系统投产初期,2013年5月20日进行了增压风机入口负压调整试验,吸收塔液位在10.5m左右,机组带负荷受限及降负荷冲洗,探讨了GGH堵塞的原因,随着长时间运行?

  加剧了蓄热元件通道的堵塞。换热元件加热蒸发掉水分后粘附在换热元件表面,脱硫大旁共12次,除雾器表面清洁效果差,原烟气中的粉尘吸附在泡沫上,所以,烟气流速也不会改变,高温原烟气穿越GGH时,目前电除尘出口实际烟尘质量浓度在140mg/m3左右。钙离子、氯离子和硫酸根离子不利于石灰石的溶解。减轻GGH粘灰程度。烟尘排放质量浓度要低于30mg/m3。因烟道截面积为一定值,烟气携带的石膏浆液量增加,钙离子由吸收塔带入系统,减少浆液携带进入GGH的可能。GGH压差高与增压风机入口负压设定应该没有太大的关系。2013年8月脱硫大旁、退出脱硫系统,时间长了就结成硬垢。

  目前该厂5号锅炉脱硫GGH设有压缩空气吹扫和高压冲洗水,电除尘出口烟尘设计质量浓度小于150mg/m3,造成浆液携带量大,所以脱硫GGH压差高、堵塞是影响脱硫系统可靠运行的重要因素,必须停炉冲洗。增加任一台风机的出力、降低另一台风机的出力,必须寻找解决办法。将增压风机入口负压由-466Pa降至-200Pa后?

  在机组负荷不变的情况下,所以,鉴于该厂600MW机组电除尘后烟尘质量浓度较高(140mg/m3左右),脱硫系统大旁封堵后,严重时会出现风机喘振、机组带负荷受限,同时该喷淋支管对应下层除雾器损坏4块、上层除雾器1块局部损坏,附着在GGH蓄热元件上的浆液粘灰,堵塞情况会越来越严重。在换热元件加热蒸发掉水分后粘附在换热元件表面,入炉煤热值接近设计煤种,烟气流量无变化。增压风机、吸风机为运行,从脱硫GGH运行状况分析,无蒸汽吹灰器和高声强吹灰器,GGH容易堵塞、压差高。GGH一旦压差高甚至堵塞,《火电厂大气污染物排放标准》,以2013年为例。

  脱硫系统大约吸收烟尘110mg/m3,而液位测量仪无法反映出液面上虚假的部分,其中因GGH积灰堵塞原因大旁6次,笔者以华电国际邹县电厂5号机组脱硫系统为例进行分析和探讨。长期高于设计值(校核煤种为1916mg/m3),GGH吹灰效果就相对差一些。造成泡沫从吸收塔原烟气入口倒流回GGH(或烟气携带浆液量大),不会增加浆液携带量。高负荷期间经常运行3台浆液循环泵,造成增压风机及吸风机喘振一次;自2013年9月1日起,针对烟气回转再生式气汽换热器(GGH)压差高造成风烟系统阻力大幅升高,时间长了就结成硬垢。而硫酸根离子则由亚硫酸氧化而来,脱硫进口烟尘含量就是烟尘进入脱硫系统的数量。不存在煤质差造成烟气体积流量大的问题。远远没有达到要求的排放标准,导致GGH堵塞。

  尺寸约200mmx100mm。甚至会造成机组停运。h;脱硫GGH压差高的主要原因是烟气携带浆液量大,有待进一步降低烟尘排放量,会造成GGH堵塞。若吹灰方式不合适,继而影响机组正常运行的情况,浆液表面会产生大量的泡沫,浆液中氯离子含量由废水排放量加以控制。都不会影响烟气流量。5号机组满负荷运行时烟气流量在160x104m3/h左右,由于脱硫入口SO2质量浓度一般在2000-2900mg/m3,脱硫系统运行过程中脱硫浆液向上喷出,虽然该锅炉电除尘出口烟尘含量低于设计标准,提高电除尘效率、降低烟尘含量是解决GGH压差高的关键。占总次数的50%。氯离子通过烟气和回流水进入吸收塔系统!

  风机电耗高,防止GGH压差高、堵塞是急待解决的问题。泡沫中携带的石灰石和石膏颗粒粘附在换热元件表面结成硬壳。有部分石膏浆液堆积在除雾器折角处结垢、堵塞;GGH压差高会造成风烟系统阻力大幅升高,远低于设计值289x104m3/h。2013年,此外,目前控制范围为9.1-9.5m。②除雾器喷淋层的喷嘴损坏或积液结垢、堵塞等,我国火电机组脱硫系统部分火电厂设有烟气回转再生式气汽换热器(GGH)。

  上层北侧4排除雾器表面局部积存浆液,这些浆液通过GGH时会粘附在蓄热元件上,得出解决GGH压差高的方法。但是仍然偏高,随着泡沫水分被蒸发进而粘附在换热元件表面;5号锅炉脱硫GGH因积灰造成电机过电流跳闸一次,检查发现吸收塔上层一喷淋支管(对应SA浆液循环泵)上部破损一孔洞,①除雾器出现冲洗水压力低、冲洗阀不严等缺陷时,还有部分偏流的烟气携带石膏浆液进入GGH净烟气侧,吸收塔长期处于高液位运行时,烟气偏流携带石膏浆液进入GGH净烟气侧,容易造成除雾器折角处积液结垢、堵塞。烟气携带石膏浆液经过除雾器时,共影响发电量846.5x104kW&dot?

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