电厂脱硫系统调试过程中遇到的若干问题
0 概述
目前，随着我国电力工业的污染物的国家环保排放标准日益严格，新建及扩建发电厂的要求必须安装脱硫装置。由于近两年电力供应紧张，新建机组迅猛增加，并且机组燃煤供应紧张，电厂燃用煤质较差，基本是输送到什么煤就烧什么煤，基本没有选择低灰份低硫煤的余地，污染相当严重，在新建机组投产的同时，要求配套的脱硫装置也相应投产。由于脱硫装置也就是近两年才大量安装，目前投产的脱硫装置装机容量及台数也不多，总是落后机组安装及投产。
脱硫系统目前大部分采用是石灰石石膏湿法脱硫工艺，基本是引进国外技术，由于在短时间内我国大量安装脱硫装置，生产厂家是迅速抢占脱硫市场，没有时间进行总结和技术消化，包括脱硫系统运行和调试方面。现在我国也没有相应的行业标准和国家标准进行指导，每个脱硫工程调试大部分是外方进行指导，试验调试的标准也是采用国外的标准，因此希望我国相应的管理部门尽快出台脱硫系统的相应技术标准。
天津大港发电厂 FGD总体设计：
FGD入口烟气量1131000Nm3/h（湿烟气）
FGD入口SO2浓度≤507ppm
FGD入口烟尘浓度≤157mg/ N m3（干烟气）
FGD脱硫效率≥95％
FGD入口烟温125℃
烟囱出口烟气温度≥80℃
烟囱出口SO2浓度≤25.3ppm 字串1
烟囱出口粉尘浓度≤50.0mg/ Nm3（干烟气）
钙硫比1.034
烟气SO2去除量1.45t/h
石灰石耗量2.7t/h
石膏产量4.6t/h
石膏含水量≤10％
天津大港发电厂主要设备参数
吸收塔：液柱塔 11.9m×7.9m×34.05m（H）
吸收塔浆液循环泵：流量4100m3/h，扬程16mH2O
真空皮带脱水机：出力6.9t/h（湿饼），过滤面积为9m2
氧化风机：流量2200 m3/h（湿），两运两备
FGD增压风机；动叶可调轴流式风机，流量1859314 m3/h，静压升4084Pa
GGH：回转式，漏风率≤0.5％
湿式球磨机；出力5.4t/h，出料细度325目，90％通过。
1 烟气含硫量大于设计值的问题
由于目前电厂燃用煤种变化太大，煤的含硫量大于以前脱硫系统设计烟气中的含硫量，脱硫系统无法全部脱硫，只能部分烟气脱硫。由于脱硫系统是处理锅炉部分烟气，因此对脱硫系统烟道出口CEMS显示的浓度值与实际吸收塔烟气脱硫后浓度有一定偏差，吸收塔出口在线监测取样点的位置在旁路原烟气和处理后静烟气的混合位置，此处烟气中的SO2浓度场和温度场分布不均，通过我们测试，当DCS的CRT显示浓度与实际测量段面最大浓度及最低浓度差几倍，由于是旁路烟气和净烟气混合，DCS显示吸收塔出口温度和旁路烟气和净烟气混合，温度显示也可能不正确，需要重新确认温度测点位置。因此在线监测（CEMS系统）显示的数值只能在运行时进行参考，或对在线检测系统（CEMS系统）数值进行系数修正。在以后可能由于煤炭市场的变化，燃煤电厂煤炭供应缓和，这种情况会减少。
2 锅炉开脱硫系统旁路挡板的运行方式
目前大部分新建机组及老机组安装脱硫装置时间基本落后机组投产时间，并且现在我国供电紧张，基本是机组全部带负荷，不可能有停炉机会进行脱硫烟风系统调试，脱硫系统的调试及投产也受到相应影响。由于目前脱硫系统设备运行的稳定性不是很好，关旁路投入脱硫系统后发电厂对机组运行的稳定性也不放心，担心脱硫系统运行出现故障时可能造成机组停运。所以大部分机组脱硫调试期间及运行时开旁路挡板运行，防止脱硫系统突然出现故障时，对锅炉炉膛负压产生影响，造成机组跳闸。但这种运行方式会对脱硫系统运行产生一定影响，增压风机动叶或静叶调节风量是根据引风机出口风压、旁路挡板压差、锅炉负荷等信号进行调节，开旁路后由于烟气流向发生一些变化而造成这些反馈信号可能不准，脱硫烟风系统运行会造成以下二种不正常的情况；
第一种情况，锅炉的烟气有一部分原烟气走脱硫系统的旁路烟道，脱硫系统进行部分原烟气脱硫，烟气脱硫流向如图1所示。
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图1
第二种情况；锅炉的原烟气全部走脱硫烟气系统，但有一部分净烟气回流，又进入脱硫增压风机（如图2所示）。这种情况由于净烟气回流增压风机，增加增压风机负荷，并且由于净烟气温度一般温度低（80℃左右），使进入增压风机的烟气温度较低、烟气含湿量大。关旁路挡板运行时一般烟气温度就是锅炉排烟温度，增压风机设计在热端，增压风机一般没有防腐，旁路净烟气回流会造成增压风机的腐蚀。
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图2
根据以上这两种情况，我们有一个初步设想，在旁路附近和增压前安装一些温度测点，温度测点监控烟气流动方向比压力测点要准确一些。
如发生第一种情况，锅炉烟气没有100％通过脱硫系统，有一部分通过旁路烟道，旁路烟道的烟温应与锅炉的排烟温度基本相同，这样我们可调节增压风机动叶或静叶的开度，观察增压风机流量，尽量使其烟气100％通过脱硫系统。
如发生第二种情况，净烟气产生回流，旁路烟道的烟温应与锅炉的排烟温度低许多，如果脱硫装置没有GGH，温度更低，这样我们可调节增压风机动叶或静叶的开度，关叶片开度，减少增压风机的流量。
开旁路挡板运行，不可避免出现上面两种情况的发生，因此我们估计在旁路挡板位置的烟气温度控制大致110℃左右（如果锅炉排烟温度在130℃），可防止净烟气回流或部分原烟气走旁路，这需要我们进一步做试验加以确认。
当然我们也根据经验，通过增压风机的流量及烟道出口在线监测仪表显示SO2的浓度来判断。
3 脱硫烟风系统投入晚于机组的调试问题
大港两台炉脱硫系统安装晚于与机组安装，机组在投入运行后脱硫系统正在安装，虽然在增压风机入口处加装防止烟气进入脱硫系统的临时堵板，以及将脱硫系统出、入口挡板四周进行了密封，但还是有烟气进入脱硫系统，造成脱硫系统由于进烟气后烟道的腐蚀，冬季由于寒冷，烟道内有积酸水和结冰现象，在增压风机启动时首先运转几分钟，振动脱硫系统烟道内壁的锈皮，然后进行清理，#1、#2路脱硫系统烟道内清理出的锈皮有十多小车。脱硫装置的烟风系统有三个挡板，脱硫装置的出入口挡板、旁路挡板，由于#1、#2机组已经运行，挡板不能传动，#1脱硫系统是在机组小修期间进行的出入口挡板、旁路挡板传动，在调节挡板开关的时间上通过调节气缸的排气进行挡板开关时间的调节，基本上脱硫装置出入口挡板开关时间在50s左右，旁路挡板开时间45s左右，关时间小于 10s、挡板开关时间满足设计要求。#2机组由于没有停机的机会，因此进行了#2脱硫系统出、入口挡板的传动，出、入口挡板分别进行的传动，没有同时进行，为防止运行时锅炉的烟气窜入#2脱硫系统。
两台脱硫系统均进行了脱硫协调主保护传动试验，#1炉由于机组有停机的机会，传动了机组侧与脱硫侧的保护试验，由于#2炉没有停炉机会，逻辑上基本按#1炉的方式进行复制。
#1增压风机单体试运是在锅炉停炉小修期间进行，#1增压风机冷态和以后的热态试运基本没有问题。#2增压风机单体试运是在锅炉运行期间进行，单体试运是将增压风机出入口烟道的膨胀节拆除，以便增压风机单体试运时有空气的出入流动。并且增压风机的动叶开度大致在10％左右。单体试运8小时运行稳定正常，#2增压风机热态试运也没有问题。
4 吸收塔入口粉尘浓度高的问题
在试运期间，#1炉由于干除灰系统管道堵塞造成电除尘器16个电场停运11个，粉尘浓度较高，时间大致约二天，由于在冬季脱硫系统停运会造成浆液管道等堵塞，因此没有停脱硫系统，虽然将增压风机动叶挡板关至10％，但还是造成吸收塔石膏浆液内飞灰内含量高，使吸收塔石膏浆液中毒，粉尘杂质阻断石灰石浆液和烟气中SO2反应，吸收塔内石膏浆液pH值为5.0左右，较长时间不能提高至设计值（5.5-6.0），因此，在以后脱硫系统试运时，如果粉尘浓度大于200mg/Nm3时，增压风机动叶挡板关至较小开度或停运脱硫系统。
5石灰石破碎及储存系统的问题
石灰石破碎系统还是出现许多设备问题，需要逐步改进和改造出现问题主要表现以下几方面；
卸料口蓖子孔太小，这个问题在调试前就已经提出，方孔蓖子经过测量边长70mm左右，设计石灰石颗粒是≤80mm，但实际石灰石颗粒卸料不能进入蓖子，基本是人工用工具捅，或电厂购买20mm~30mm石灰石料，增加了购买的资金成本，在试运期间也进行了切割蓖子孔的工作，但不能彻底解决，蓖子孔变成长方形，不能解决根本。以后还要需进行改造。
破碎系统房内标高负5m的地下的立式破碎机及标高负10m地下的输送皮带机在输送石灰石料过程中的石灰石粉尘飞扬严重。破碎系统在运行时地下室内空气粉尘浓度高，检修和巡视人员无法进入。在试运后期，电厂将卸料口的袋式除尘器引到地下吸空气中的粉尘，但效果不明显。我们认为改造有以下几方面问题：
将袋式除尘器引到地下吸空气中的粉尘要校核袋式除尘器风机容量问题，并要将去零米卸料口的吸风口封堵，这样可增加去地下室的吸风量；而且改造的地下吸风管吸口向下，不能很好吸附空气中扬尘；输送皮带机防尘改造的围成形式设计不合理，四处漏风且没有进风口，应设计成罩形安装在粉尘飞扬处如皮带机和破碎机上方。
斗提机在试运过程中问题较多，主要是设备质量问题，斗提机链条轴承固定承重轴承座变形使链条跑偏，料斗卡涩壳体脱落，试运期间统计两侧A、 B共计十多个料斗脱落，斗体机料斗经过改造后效果有所改善，但调试期间仍有一个料斗掉入石灰石仓内，进入A称重给料机，将A称重给料机胶皮带损坏。工艺楼顶部安装的石灰石输送皮带机下料口最好安装格栏，防止料斗再次进入石灰石仓内。斗提机还需要近一步改造。
6 石灰石浆液制备系统的问题
石灰石浆液制备系统设备主要是称重给料机、湿磨、磨循环浆液箱、浆液箱循环泵、石灰石旋流器等设备，首先调试是A湿磨系统，石灰石浆液制备系统调试初期，带水试运设备基本没有问题，在进行A湿磨石灰石给料试运初期，按厂家要求，钢球按满负荷的60％加入，即8t左右，石灰石给料也是60％左右，即 3.8t至4t，运行基本稳定，出力也稳定。根据这种情况按厂家要求继续加石灰石料5.4t/h，湿磨浆液循环箱出现溢流，石灰石料不能继续加入，出力达不到厂家设计值，根据分析认为A湿磨出力上不去首先要加钢球至设计值，并且石灰石旋流器沉沙嘴口径大，调试我们观察石灰石旋流器至石灰石浆液箱的浆液流量大致10m3/h，这是通过测量石灰石浆液箱的液位变化估算得出，即说明石灰石旋流器底流偏大，石灰石旋流器的溢流偏小，应是A湿磨浆液箱循环泵出力不足，运行时石灰石旋流器就地压力表一直低于设计值，运行设计值压力是16psi，而石灰石旋流器就地压力表运行实际值为12psi，从湿磨制备出石灰石浆液就可看出，制备出的石灰石浆液通过电厂化学试验室的多次检测，除石灰石浆液浓度没有达到设计要求外，石灰石浆液细度均小于325 目，这说明石灰石旋流器底流的回流多，浆液反复研磨，但湿磨厂家出于谨慎一直没有要求继续加球，通过与石灰石旋流器厂家协商，将旋流器的沉沙嘴更换其配套的最小口径，大致43cm左右，并且在沉沙嘴上加孔板进行试验探索A湿磨出力和浆液细度，并按我们了解京能热电和黄台热电湿磨加球的情况，继续加钢球至 80%左右，加球量大致14t，同时，更换A、B湿磨浆液箱循环泵的叶轮，增加了循环泵的出力和流量，A、B湿磨出力达到设计要求。由于没有湿磨厂家具体的说明指导，因此湿磨的调试基本是自己摸索经验进行，相对调试时间要长一些。总之，还是湿磨调试初期的分析结果，湿磨浆液箱循环泵的压力不足，在调试B湿磨时，就是湿磨浆液箱循环泵叶轮进行了更换，其它设备等没有任何改动，加球60%左右时，石灰石料就可以加至5.7t，达到出力，因此B湿磨调试时间基本三天内加满钢球，达到满负荷出力。
根据旋流器厂家指导的要求，湿磨入口加入石灰石料和工艺水的比例是1:1，但实际运行时浓度和细度不能同时保证，日方专家建议是1:0.506，但通过运行也不能满足工艺要求，调试时湿磨入口加石灰石料和工艺水比例最低是1:0.3，但出现湿磨出口由于湿磨内浆液浓度过高，将石灰石料中的石子携带至浆液箱，使浆液箱循环泵内进入石子，堵塞管道。通过摸索并根据湿磨运行的实际情况，将湿磨入口加入的石灰石料和工艺水比例确定1:0.7时，湿磨运行情况良好，循环箱内基本没有石子，浆液浓度和细度有了保证。
湿磨出口循环泵组按原有顺控方式运行经常会出现由于管道内浆液堵塞和沉积情况，造成循环泵内不能充满工艺水或浆液而使浆液泵的机械密封损坏，在以后改进了程控程序，先用工艺水将泵内冲洗和充满介质，通过实际浆液泵在运行时烧泵的机械密封现象大为减少。
由于循环泵出口就地压力表的隔膜不是耐磨材料，石灰石浆液将隔膜磨穿漏油而损坏，压力表应需更换耐磨和抗管道压力波动大的压力表。
在调试初期发生湿磨入口堵塞问题，经分析发现均是上一次停磨时，石灰石旋流器及管道没冲洗彻底，因此每次湿磨启动要检查湿磨入口是否通畅，主要是冲洗旋流器后，浆液沉积在湿磨入口管内（由于设计问题，说明进料入口管比原设计水平方向长7.5cm左右，并且使进料口管坡度减少，容易使浆液流动时沉积），在每次启动湿磨前一定要检查和确认入口是否堵塞。
石灰石制备区地坑泵在进行带水调试运行时基本没有问题。但石灰石地坑泵带石灰石浆液运转时，地坑泵运行大约十多分钟后地坑泵出口管道就地压力表显示压力逐渐降低，说明地坑泵内没有流量，被迫停地坑泵或按事故按钮。地坑泵出现这种情况进行了许多分析，初期认为是杂物堵塞地坑泵入口，因为地坑内有一些泡沫塑料、杂草等，进行过多次清理，但地坑泵出力没有达到要求，据此分析地坑泵带石灰石浆液运转在泵选型方法有问题，为此厂家进行了地坑泵出口管的加粗改造，运行观察有一定的效果但运行二十多分钟后，还需要停地坑泵进行工艺水反冲洗泵内叶轮，然后再继续重复运行，因此需更换地坑泵，从湿磨循环箱溢流出来的浆液基本是含固量60％以上，我们认为地坑泵选取应采用适合高浓度、粗颗粒浆液泵。
7 石灰石浆液供给系统的问题
石灰石浆液给料系统是公用系统一部分，去#1、#2号炉脱硫系统都设计有回流管，在调试初期运行中没有给吸收塔浆液时，浆液循环回流进入浆液箱基本没有问题，但吸收塔热态运行时，吸收塔需要浆液时相应的石灰石浆液给料系统回流量小，逐渐管道内沉积，造成回流管堵塞并且在冬季冻冰，回流管基本堵死，运行时不能使用。根据实际运行情况，电厂将回流管加装阀门堵塞，直接给 #2炉吸收塔提供浆液，由于没有回流，因此在脱硫系统运行时要防止由于吸收塔停止给料时浆液泵的损坏，保持石灰石浆液流量不能低于3m3数值。
在两台炉同时运行时，由于#1号炉脱硫系统距离公用系统较近，石灰石给料管道循环保留了回流管，主要是防止在两台炉脱硫系统运行时由于紧急情况吸收塔不给料时将给料泵损坏。由于调试期间锅炉燃用煤种偏离设计值，烟气中实际的SO2浓度的含量超出设计值2至3倍，吸收塔石灰石给浆液量实际大于其设计值，试运期间造成回流管流量低易堵塞的现象。当然由于设计问题在综合管架上布置的石灰石浆液输送管没有水平布置，管道有起伏，也易使石灰石浆液回流堵塞。
8 吸收塔溢流问题
吸收塔调试期间较大溢流出现过三次，每次均为吸收塔液位没有到溢流管口位置。为此，在吸收塔溢流管处加装呼吸管，但没有解决根本问题，初步分析是吸收塔内由于含Mg元素和杂质较多，在浆液循环泵运行时吸收塔内液面容易产生泡沫，泡沫是产生溢流的原因，液位计是靠液位高度的压力测量的，泡沫是不会对液位数值的产生变化，其它电厂通过对吸收塔内浆液加入除泡剂，解决了没有到吸收塔溢流管口就出现溢流现象。
以上是我们调试遇到的主要问题，通过我们与电厂人员艰苦努力的工作，调试工作顺利完成，使我们增加脱硫系统的调试经验，为以后的脱硫调试工作中打下良好的基础。
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