衛(wèi)建英（上海電力股份有限公司）　　　夏杰（上海電力股份有限公司）

一、設備概述

某電廠裝機容量2×1000MW,采用國產(chǎn)超臨界凝汽式燃煤發(fā)電機組。鍋爐采用低氮燃燒與SCR脫硝裝置控制煙氣NOx排放，采用電除塵器與濕式煙氣脫硫裝置(以下簡稱FGD)控制煙塵與SO2排放，建有210米高度煙囪。

其中，F(xiàn)GD采用目前較為成熟的石灰石一石膏濕法脫硫工藝，脫硫劑為石灰石(CaCO3)與水配制的濃度為30%的懸浮漿液，吸收塔為一爐一塔，石灰石漿液制備、石膏脫水系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)為兩臺爐公用。

由鍋爐引風機來的全部煙氣，在與引風機串聯(lián)的動葉可調軸流增壓風機的作用下進入吸收塔，煙氣自下向上流動，經(jīng)過塔內(nèi)煙氣入口處上部四層漿液噴淋層，煙氣中的SO2、SO3被自上而下噴出的吸收劑吸收生成CaSO·1/2H2O，并在吸收塔下部反應池中被鼓入的氧化空氣氧化而生成石膏( CaSO4·2H2O)。脫硫后的凈煙氣通過兩級串聯(lián)的除霧器除去煙氣中攜帶的漿液霧滴后，約50℃的煙氣進入煙囪排入大氣。

設計煤種含硫率0.43 %，設計脫硫入口煙氣流量3139200N·m³/h，脫硫入口煙溫123℃，煙氣入口SO2濃度為940mg/N·m³，入口煙塵濃度<100mg/N·m³  吸收塔塔內(nèi)設4層噴嘴系統(tǒng)，采用偏心噴嘴，漿液自上而下與煙氣逆流接觸。氧化槳池內(nèi)置，塔外設4臺側向攪拌器。周邊配置4臺漿液循環(huán)泵，單元制供給4層噴嘴。其中漿液循環(huán)泵為KSB Atctiengesellschaft的單吸式離心泵。相關參數(shù)見表1。

二、漿液循環(huán)泵故障現(xiàn)象

2013年3月電廠2號機組脫硫漿液循環(huán)泵連續(xù)發(fā)生故障，19日運行中發(fā)現(xiàn)漿液循環(huán)泵2D參數(shù)異常，即電流上升到149A(此時:2號機組負荷875MW,2FGD出口SO2維持110mg/N·m³左右)，隨即停用搶修，搶修中發(fā)現(xiàn)，泵進口管道防腐材料幾乎全部破損脫落、漿液循環(huán)泵葉輪磨損嚴重且有開裂、泵中心軸頭壓板脫落無法繼續(xù)使用。

經(jīng)搶修，漿液循環(huán)泵2D投運試轉，試轉運行仍不正常：漿液循環(huán)泵 2D電流從84A下跌至24A。即停運解體檢查，發(fā)現(xiàn)泵葉輪全部損壞。見圖1。

3月20日，漿液循環(huán)泵2A運行中發(fā)生與2D相同情況:即泵體振動大(水平0.11mm，垂直0.06mm，軸向0.07mm ),電流下跌，需停運搶修。

此后漿液循環(huán)泵2B,、2C也發(fā)生故障，現(xiàn)象同漿液循壞泵2D,經(jīng)解體檢查存在相同的故障隱患。由于連續(xù)發(fā)生多臺漿液循環(huán)泵故障,煙氣氧化硫排放濃度持續(xù)超標，為保證公司的環(huán)保形象，電廠決定停爐搶修漿液循泵，并對整個脫硫系統(tǒng)進行全面檢查。

三、脫硫槳液循環(huán)泵故障原因分析

2號機組停運后對FGD系統(tǒng)進行全面檢查修理，發(fā)現(xiàn)主要系統(tǒng)和設備異常情況如下：

（1）四臺漿液循環(huán)泵進口管道襯膠均有脫落現(xiàn)象，出口管道釗膠無此現(xiàn)象；

（2）噴嘴存在不同程度的被異物堵塞現(xiàn)象(見圖2)  ；

（3）漿液循環(huán)泵進口濾網(wǎng)有不同程度向泵側凹的現(xiàn)象；

（4）漿液循環(huán)泵葉輪有不同程度破損。

圖2綜合停運前的漿液循環(huán)泵的故障現(xiàn)象和機組停運后的檢查結果(公眾號:泵管家)，基本分析認為漿液循環(huán)泵葉輪不同程度碎裂的可能原因為：

（1）漿液漿液循環(huán)泵進口管道襯膠因為各種原因發(fā)生脫落，脫落異物對葉輪形成打擊;

（2）進口濾網(wǎng)有堵塞現(xiàn)象，泵進口發(fā)生氣蝕；

 （3）噴嘴阻塞后，出口壓力急劇上升，在泵的進口氧化空氣積聚，當壓力上升到一定程度后，氣泡破裂，形成氣爆；

 （4）泵維護丁作欠缺，泵的密封間隙大；

 （5）泵葉輪材質耐腐蝕能力損，抗沖擊力差。

總體分析，認為泵葉輪碎裂可能是以上幾條原因綜合作用的結果。進一步分析認為是FGD氏期運行工況不佳累積而至，主要有以下幾點原因：

1、對入爐煤硫份、灰份的控制不夠嚴格。因發(fā)電燃煤市場化、燃煤成本比重不斷提高等因索，2012年11月以來，電廠為降低燃煤成本，進行低熱值燃煤的摻燒工作，改燃煤摻燒過程中，對燃煤硫份的控制不夠嚴格，造成燃煤硫份時有上下波動，導致FGD進口SO2濃度遠超F(xiàn)GD設計值， 如 2012年11月進口FGD的SO2濃度Z高值至4300mg/N·m³，持續(xù)的高SO2濃度遠超F(xiàn)GD設計處理能力?打破了脫硫系統(tǒng)穩(wěn)定運行的條件，影響了脫硫系統(tǒng)正常運行。

2、對漿液濃度和密度等特性參數(shù)、質量控制不力。在FGD進口SO2濃度高的情況下，電廠通過投放石灰石粉提高吸收塔PH值在5.8左右(正常硫份下PH控制在5.3-5.6 )，同時增加投運漿液循環(huán)泵(4臺漿液循環(huán)泵全部投運.正常情況下3用1備)，并通過投放脫硫增效劑等運行方式，以保證脫硫效率和排放濃度不超標吸收塔加入過多石灰石粉，吸收塔漿液密度長時間保持在1250kg/m³以上，導致槳液循環(huán)泵葉輪及集水坑泵葉輪磨損加劇。

同時石灰石粉經(jīng)集水坑泵送入吸收塔，加入石灰石粉得不到合理配比、充分攪拌、溶解，影響到石灰石粉的正常反應，造成集水坑泵防腐材料及管道內(nèi)襯的腐蝕及磨損；并且石膏的品質也得不到保證，一系列情況造成并加劇后續(xù)設備影響：設備的磨損；管道襯膠破損、脫落；管道堵塞、結垢和腐蝕等。

吸收塔內(nèi)漿液粘稠等，漿液特性改變，造成漿液循環(huán)泵進口介質流動不暢吸真空，長期低流量運行會引起管道震動、進口管道襯膠脫落等，導致進入噴嘴形成堵塞。振動及襯膠進入泵體將導致槳液循壞泵冷鑄陶瓷葉輪破損、碎裂。

3、系統(tǒng)原設計存在缺陷。脫硫系統(tǒng)水平衡被打破，吸收塔長期高水位運行，限制了除霧器正常沖洗。原設計中脫硫廢水系統(tǒng)需石膏脫水皮帶運行后才能運行廢水系統(tǒng)，廢水系統(tǒng)不能單獨運行，兩個系統(tǒng)相互影響，廢水系統(tǒng)(濃縮池刮泥機)故障率高，導致石膏脫水系統(tǒng)不能正常運行;石膏脫水系統(tǒng)停運后，廢水系統(tǒng)不能繼續(xù)運行，導致廢水排放不正常，影響漿液質量，導致漿液中氯離子濃度得不到控制，氯離子濃度Z高能達到42g/L(運行應控制在10g/L）, 影響石膏品質，同時加快對設備的腐蝕;特別是低負荷時吸收塔的液位居高不下，影響了脫硫系統(tǒng)正常運行。

4、石灰石品質控制不嚴，石灰石作為脫硫系統(tǒng)的生產(chǎn)原料。電廠對石灰石來料品質僅依靠供應商的檢測報告和通過對漿液的檢測間接獲得，電廠不作化驗。石灰石原料粒徑控制在<20mm,來料中細末子過多，易造成石灰石輸送處理設備堵塞:同時在吸收塔殘存的石膏中發(fā)現(xiàn)細沙。

5、設備檢修質量、日常維護質量不高。漿液循環(huán)泵間隙未能隨磨損增加及時調整，導致泵效率下降(公眾號:泵管家)，大量的回流量造成運行中的泵異常振動，同時影響脫硫效率；漿液循環(huán)泵運行監(jiān)測僅以單一的運行電流為參數(shù)(一般情況下循環(huán)槳液泵電流有較大波動時，泵的故障己經(jīng)較大了)，對日常點檢、維護等工作帶來困難。

四、整改措施及效果在機組停運后，對FGD系統(tǒng)進行了全面檢查，對堵塞的四層漿液循環(huán)管和噴淋管道進行徹底疏通清理，四臺漿液循環(huán)泵解體檢修，調換了部分葉輪，所有的漿液全部換新，現(xiàn)機組FGD系統(tǒng)運行正常，為保證FGD系統(tǒng)長期正常運行，在運行和維護、檢修工作中，應做到如下幾點:

1、從源頭抓好管理，煤炭采購時首先要策劃好來煤結構，把硫分與發(fā)熱量等指標放在同等重要的地位;電廠在內(nèi)部煤炭管理中，要加強開倉、入廠、入爐煤化驗數(shù)據(jù)分析，按照不同煤質做好分類堆存:配煤時綜合考慮脫硫系統(tǒng)設計能力、運行現(xiàn)狀(負荷、脫硫系統(tǒng)實際情況)和燃煤含硫量，合理配煤，保證脫硫設施不超Z大處理能力運行。

2、經(jīng)對該電廠機組脫硫系統(tǒng)的測試計算，滿負荷工況下，其脫硫系統(tǒng)長期運行進口SO2濃度控制在2350 mg/N·m³(不加脫硫增效劑)，進口SO2濃度應控制在2800 mg/N·m³（適量脫硫增效劑)；如預期將一直保持較高硫份的燃煤運行，建議:a、在現(xiàn)有石灰石漿液箱旁增加一套石灰石漿液箱(加石灰石粉)，以便在燃燒高硫煤時作補充用;b.建議增設一層噴淋層，提高脫硫能力，以適應日益嚴格的環(huán)保要求。

3、提高運行值班質量，做好相關記錄和分析:加強對運行人員的培訓，提高值班人員的技能和責任心，電廠環(huán)保監(jiān)察人員按監(jiān)督要求按期檢查排放指標情況，做好監(jiān)督分析。

4、電廠聯(lián)系設計單位，調整、優(yōu)化、完善脫硫系統(tǒng)運行技術及方式，使脫硫石膏脫水系統(tǒng)和廢水系統(tǒng)能獨立運行;脫硫廢水增加一路至濕排渣用水系統(tǒng)的管躋,做到可以根據(jù)塔內(nèi)氯離子濃度實際情況來排放脫硫廢水。以使脫硫廢水正常排放，對吸收塔內(nèi)的起泡、漿液的腐蝕性均有好處。

5、電廠增加石灰石品質檢側，既保障漿液品質，也保障電廠的利益:盡量采購低MgO含量的石灰石，防止?jié){液起泡。

6、提升運行和檢修人員技能水平，提高設備巡檢質量，及時發(fā)現(xiàn)設備隱患：按漿液循環(huán)泵設各使用、維護說明書要求，加強設備維護，提升檢修質量。即:嚴格按照漿液循環(huán)泵的檢修周期、檢修工藝（葉輪與軸的裝配間隙、葉輪壓蓋螺栓擰緊力矩、葉輪進出口間隙等要求合乎漿液循環(huán)泵檢修工藝標準）、檢修質量驗收標準執(zhí)行  建議在泵入口增加一個壓力變送器并送入實時監(jiān)控系統(tǒng)，加強對泵運行狀態(tài)監(jiān)測，運行中壓力發(fā)生變化時，可以及時采取相應的緩解措施(停泵對入口進行反沖洗)。杜絕發(fā)生無法及時發(fā)現(xiàn)進口堵塞，而造成循環(huán)漿液泵的故障。

7、加強吸收塔漿液的品質監(jiān)督、控制.進一步加強對漿液密度、PH值、氯離子濃度、碳酸鈣含量等各種?常數(shù)據(jù)控制分析，規(guī)范異常?況的報告制度。

當前，國家日益嚴格的環(huán)保政策，以及發(fā)電燃煤市場化、燃煤成本比重不斷提高等因索，發(fā)電經(jīng)濟與環(huán)保受到各發(fā)電公司的重點關注，如?做到降低燃煤成本，同時又控制SO2等污染物排放濃度符合國家標準，是發(fā)電廠所關注的。

石灰石一石膏濕法煙氣脫硫工藝是一個成熟、高效的煙氣脫硫工藝，它可大大減少火電廠二氧化硫的排放量，具有一定環(huán)境效益、經(jīng)濟效益、社會效益。但FGD系統(tǒng)工藝復雜，子系統(tǒng)也比較多，各種因素之間又相互影響。應從設計條件、化學工藝過程、機器設備和運行管理等幾個方面重點防護，全面提高FGD系統(tǒng)的可靠性。只有在運行中不斷摸索，總結調整經(jīng)驗、相互交流學習，加強對運行、檢修人員的理論知識和運行、檢修技能的培訓，針對系統(tǒng)出現(xiàn)問題進行分析、研究、總結，對系統(tǒng)和設備進行合理改造，確保FGD系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定地運行。

（來源：網(wǎng)絡）