提高电厂脱硫系统投运率方法分析

2015-12-30李秀忠

电力安全技术 2015年7期

关键词：循环泵投运石灰石

李秀忠

(华电国际电力股份有限公司莱城发电厂，山东莱芜 271113)

提高电厂脱硫系统投运率方法分析

李秀忠

(华电国际电力股份有限公司莱城发电厂，山东莱芜 271113)

投运率是脱硫系统的关键性能指标，也是环保参数考核的重要指标。通过多年来的运行操作及维护经验，结合某发电厂脱硫系统设备运行状况以及其他因素对脱硫投运率的影响，阐述了各种异常情况发生时的现象及解决方法，并给出了提高脱硫系统投运率的方法。

脱硫系统；投运率；环保参数

1 某电厂脱硫系统概况

某电厂4×300 MW机组采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫(FGD)工艺，分别为一炉一塔设计，其脱硫系统工艺流程如图1所示。自脱硫系统投运以来，脱硫设施投运率超过99 %、脱硫效率保持在95 %以上。运行中，4套全烟气量处理的湿式石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置运行稳定。系统全烟气量脱硫时，脱硫后烟气温度不低于80 ℃。在校核煤种工况下，确保FGD装置排放的SO2浓度不超标；当FGD装置入口烟气SO2浓度比设计煤种增加25 %时，仍能安全稳定运行。

整套系统于2008年12月底完成安装调试，现通过技改，已经拆除了增压风机、旁路挡板及GGH系统，新增了二级吸收塔及湿式除尘系统。吸收塔系统是影响脱硫效率的核心部件，其自下而上可分为氧化结晶区、吸收区、除雾区3个主要功能区。烟气通过吸收塔入口从浆液池上部进入吸收区。在吸收塔内，热烟气自下而上与浆液(3层喷淋层)接触发生化学吸收反应，并被冷却。此浆液由各喷淋层多个喷嘴层喷出，浆液(含CaSO4、CaSO3、未反应的CaCO3、惰性物质、飞灰和各种溶质)从烟气中吸收SOX以及其他酸性物质。在液箱中，SOX与CaCO3反应，生成CaSO3。CaSO3由设置在浆液池中的氧化空气分布系统氧化成石膏(CaSO4·2H2O)。

图1 某电厂脱硫系统工艺流程

2 脱硫系统的监控与运行管理

2.1 脱硫系统异常分析及设备检修周期的计算

(1) 利用“数字化管理”进行脱硫系统异常分析。加强脱硫系统性能监控，强化脱硫系统参数异常分析。通过对除雾器差压、吸收塔浆液密度等影响脱硫系统运行安全关键参数的监视与分析，开展脱硫系统除雾器堵塞情况分析，确定脱水系统运行的最佳方式，促进主要能耗指标的持续优化。

(2) 利用“数字化管理”进行统计报表及设备检修周期的预测。借助先进的数字技术，做好运行调整、数据分析等工作，实现全过程监控。这既方便环保指标的统计上报和检修周期的分析统计，又为设备台账提供便捷的历史查询统计，确保环保参数监视与调整的便捷化、数字化、程序化，为脱硫系统设备的综合分析提供了可靠的依据。

2.2 完善生产管理机制

该厂制定并完善了《××发电厂环保管理考核实施细则》，从管理机制、运行维护、环保技改等3个方面提升“绿色发电”能力。通过积极履行国有企业的社会责任，明确环保工作监督汇报、检修、运行等系列控制程序，鼓励员工多提环保合理化建议，全面提高环保设施运维水平，确保了设施的稳定运行、达标排放。

2.3 综合管理，提高脱硫系统投运率

该厂加强对脱硫、脱硝、电除尘等环保设施的综合管理和维护，从环保指标、系统可靠性、参数异常、硫份分析、设备节能等方面，对所属环保设备进行全面分析梳理，保障数据监测传输准确、可靠、及时。同时，从源头上控制污染，将配煤掺烧工作与环保设施管理有机结合，综合考虑机组负荷、入炉煤硫分等因素，科学合理地进行配煤掺烧等操作，确保脱硫系统投运率在设计范围内。另外，通过加强巡回检查，及时发现重大缺陷，避免出现脱硫系统故障停运，提高脱硫系统的投运率。

3 脱硫系统投运率降低的原因及解决方法

3.1 浆液循环泵叶轮及泵壳磨损

脱硫系统运行时，浆液循环泵中的介质为石灰石浆液，且浆液pH值变化较大，因此对浆液循环泵的磨损在所难免。一旦浆液循环泵叶轮磨损，将减小叶轮直径和导致叶轮表面凹凸，从而增加浆液泵的局部阻力损失，造成泵出力降低。特别是集流器磨损直径变大，叶轮直径减小导致的叶轮与蜗壳之间的容积损失增加，或者流道改变，均将导致泵的出力减小，浆液循环量减少。

浆液在泵内高速流动，对泵壳内表面的冲刷磨损也是非常巨大的。经常出现泵壳壁变薄、磨穿的情况。当泵壳减薄后，经叶轮做功后的浆液回流量相应增加，浆液循环总量减小，压头降低，浆液吸收效果变差，造成脱硫效率持续降低，影响脱硫系统投运率。

解决方案：当浆液循环泵叶轮及泵壳磨损严重时，一旦出现浆液循环泵电流减小、出力降低、浆液循环量减少的情况，应停止泵的运行，对其叶轮及泵壳进行特殊工艺防磨处理及养护。当叶轮磨损严重时，可根据运行周期更换新叶轮，以保持正常浆液循环量。

3.2 浆液循环泵出口喷头及母管堵塞

吸收塔系统运行中，经常出现浆液循环泵出力降低的情况；在排除浆液循环泵磨损等原因后，应考虑浆液循环泵出口喷头及母管堵塞的情况。一旦以上部位堵塞，必将造成浆液循环泵出力降低、浆液流量减少、浆液喷淋扩散半径减小、吸收塔内浆液喷淋不均、泵壳发热等现象。此时，“烟气走廊”的形成几率大为增加，将造成脱硫系统静烟气SO2浓度升高，脱硫投运率降低。该电厂3号脱硫系统停机后检查堵塞物成分，均是石灰石颗粒、SiO2、树脂鳞片、CaSO3结垢物等。

解决方案：浆液循环泵出口喷头及母管堵塞时，应利用停机机会进行彻底清理疏通，并建立检查清理档案；进行计划性停机检修，以保证设备可靠性。另外，浆液循环泵停止备用时，应进行彻底冲洗，尽可能将母管及喷头处的浆液及其他异物冲洗干净，防止结块堵塞。

3.3 吸收塔内浆液品质的影响

该电厂在3号脱硫系统大修过程中，在吸收塔底部清理出部分树脂脱落物、SiO2以及石灰石中所含的杂质等。为防止吸收塔内部树脂脱落造成的不良影响，停机后应仔细检查塔体内树脂脱落情况，并及时清理。

3号脱硫正常运行过程中也出现过电除尘出口烟尘浓度超标的情况。烟尘浓度过大，在一定程度上阻碍了SO2与脱硫剂的接触机会，降低了石灰石浆液中Ca2+的溶解速率。同时，烟尘飞灰中不断溶出的重金属会抑制Ca2+与HSO3-的反应。烟气中粉尘含量持续超过设计允许量，将使脱硫率大为下降，管道内部逐渐被沉淀的粉尘堵塞。另外，烟尘及飞灰呈碱性，当其进入浆液后，浆液pH值将升高。由于运行中pH值控制不再通过Ca/S计算，而是只用pH值反馈控制，相应减少了石灰石浆液量；但粉尘不会被消耗掉，因此造成pH值虚高，脱硫效率反而下降。

解决方案：该电厂在3号脱硫系统大修过程中，在浆液循环泵入口管上加装不锈钢滤网，阻挡了树脂脱落物、SiO2以及石灰石中所含的杂质进入循环系统，效果良好，明显降低了喷淋系统出口母管及喷头的清理周期，提高了脱硫系统投运率。为防止吸收塔入口粉尘浓度过高，正常运行中应加强对电除尘运行参数的监视，当粉尘浓度超过设计值时，应查明原因并消除，超标时间较长且不能恢复正常数值时，应申请停止脱硫系统运行，做进一步处理。

4 运行参数对脱硫系统投运率的影响

4.1 循环浆液的pH值

脱硫系统运行中，循环浆液的pH值是运行人员控制的主要参数之一，也是影响脱硫系统效率的主要因素，该厂吸收塔浆液pH规定值为5.2～6.0。pH值是由向吸收塔中自动补充的石灰石浆液量决定的，同时与机组负荷、原烟气SO2含量等有关。吸收塔浆液pH值过低或过高，对SO2的吸收也有非常明显的影响。当pH值较低时，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大量产生并析出，产生硬垢，阻碍浆液对SO2的吸收。当pH值过高时，亚硫酸盐溶解度降低，会引起亚硫酸盐析出，产生软垢。

烟气中SO2与吸收塔浆液的化学反应如下：

(1) 烟气中的SO2和HCl被喷淋浆液中的水吸收，与烟气分离：

(2) 进入吸收塔的石灰石在偏酸性浆液中溶解：

(3) 氧化和结晶反应发生在吸收塔浆池中。吸收塔浆池中的pH值大约控制在5.2～6.0，吸收塔浆液池的尺寸保证能提供足够的浆液停留时间，以完成CaSO3向CaSO4的氧化和石膏(CaSO4·2H2O)的结晶。具体反应方程式如下：

从以上反应中看出，提高循环浆液的pH值可直接提高脱硫系统的脱硫效率。pH值过低，能提高石膏的品质，但不能保证脱硫效率；而pH值过高，会造成石灰石粉的浪费，降低了石膏的品质，增加了循环浆液的密度，加大了对设备的磨损。为保证脱硫系统的脱硫效率，pH值在5.2～6.0是经过考证的合理范围。

4.2 吸收塔液位

该厂规程规定吸收塔液位正常运行在12 m。吸收塔液位越高，循环泵入口浆液静压头越高，循环泵抽取的浆液量越多，母管压力越高，喷淋高度越高，浆液在塔内停留时间越长，与气体接触的时间也相应延长，接触界面增加，气体穿越气膜/液膜界面机会增多，吸收效果更佳。同时，液位高，氧化区高度增加，氧化反应充分，也有利于提高脱硫系统投运率。

4.3 烟气量及原烟气中的SO2含量

脱硫系统运行中，当处理烟气量超过设计值及原烟气中SO2的含量异常升高时，由于脱硫系统处理能力有限，脱硫效率将下降。这是因为随着入口SO2的增加，能很快打破吸收塔内化学反应的平衡，造成浆液中液滴吸收SO2的能力减弱；即使在最大量补充石灰石浆液的情况下，pH值仍不能维持，而脱硫效率不能维持在设计范围。此时应及时联系燃料科，降低燃煤的硫分或增加二级吸收塔等技改项目，提高脱硫系统的投运率。