湿法脱硫存在地问题

十、燃煤电厂脱硫装置目前存在主要问题及分析

1工艺水系统

1.1工艺水的水源品质

目前由于电厂节约用水要求以及电厂污水的零排放，因此电厂脱硫系统用水基本是综合利用大概水的来源为循环水回水、中水、生活污水、湖水、河水等，因此针对脱硫系统的要求工艺水的品质没有保障，如果电厂脱硫系统的水品质不好，可能会造成脱硫各个系统管道、吸收塔内部、除雾器等部件结垢，工艺水悬浮物多会造成设备机械密封管道的堵塞等，由于这是电厂普遍的问题，因此对于电厂更换工艺水来源或混用时一定要确认工艺水的品质，确保脱硫装置正常运行。

1.2工艺水的控制

一般工艺水系统为公用系统部分，是通过工艺水箱提供各个分系统设备的用水，通过工艺水箱液位的高低控制进水，工艺水泵一般设计一运一备，要求是工艺水泵出口压力衡定，压力衡定通过工艺水泵出口的再循环管上的手动阀门调节泵出口压力。

1.3工艺水系统管道的设计

工艺水系统为全厂公用系统，因此工艺水系统通过母管及支管给各个系统用户提供水，一般连续用工艺水设备为循环泵机械密封、增压风机的油站，间断供水设备为管道冲洗、除雾器冲洗、各个小泵机械密封、废水等。

1.4工艺水目前存在的普遍问题

工艺水箱液位准确性问题；目前工艺水箱采用的基本是压力式液位计，由于液位计自身的质量原因以及安装液位计的高度、角度不同，以及液位计管内存储空气等原因，工艺水箱的液位波动或显示不准确，因此需要现场进行实际校核，通过实际测量工艺水高度与显示数值对比修正。

工艺水出口压力保持恒定问题；脱硫系统一般用水量比较小，只有循环泵冲洗时用水量最大，循环泵冲洗时工艺水母管压力可能会降低，因此在循环泵停运冲洗时各个脱硫吸收塔及各个循环泵冲洗一定要错开时间，避免同时用水压力降低，造成其它设备的工艺水压力低，例如石灰石浆液泵机械密封用水如果压力低，浆液会窜入工艺水管道。

工艺水系统阀门的内漏；工艺水系统的手动或电动、气动阀门一般为蝶阀，容易出现机械故障，如果出现阀门内漏，在脱硫系统的运行过程中不易发现，并且查找难度比较大，脱硫运行出现的用水量莫名其妙的多，吸收塔、罐等液位控制不住等情况，如果阀门内漏并且工艺水压力低于浆液压力，浆液会返串工艺水管道内部，造成污染堵塞设备。因此在脱硫系统停运期间一定要检查工艺水内漏。即工艺水泵运行将所有的阀门关闭各个母管和支管检查，尤其要进入吸收塔内部检查。

工艺水来源问题；一般要求脱硫工艺水至少两路来源，主要是脱硫系统需要连续供水的有浆液循环泵机械密封、增压风机油站、吸收塔补水等，因此为了防止脱硫系统的断水需要多路水源。

工艺水母管和支管的设计不合理；有的电厂由于母管和支管设备用水量的不均匀性，造成使用时支管管道压力波动，例如三台循环泵设计一个母管，当循环泵冲洗时同样在这管道的其它用水设备压力降低。因此在设计时各个管道用水均衡，保持管道压力稳定。

各个脱硫系统的工艺水隔离；由于设计原因，许多电厂工艺水系统各个吸收塔再检修时工艺水系统不能隔离，造成检修的麻烦，因此在大修期间对每个吸收塔母管安装阀门，以便在脱硫系统停运时方便设备检修。

针对寒冷地区的电厂尤其是内蒙古地区的电厂脱硫系统工艺水必须有比较好的防冻措施，主要是各个设备平常用工艺水水量不多，因此许多工艺水管道内水流动性差，在冬季容易冻死，尤其是支管，因此管道要设计排放点、室外安置的泵体冲洗完毕要放水，尽减少泵的启停交换。

有的电厂设计有吸收塔入口烟道冲洗和事故喷淋装置，如果电厂干湿界面结垢严重可以考虑安装。

由于脱硫系统在电厂内基本是用水大户，因此在工艺水箱的进水管道安装累计流量计，统计用水，以便电厂统计水量和统筹安排。

工艺水系统优化：工艺水泵为了防止憋泵，出口设计再循环管道，这样有大量的工艺水再循环流动没有利用，有的电厂想改造为变频泵，取消再循环管道，并且工艺水和除雾器水泵合并。

2石灰石卸料及存储系统

主要检查石灰石料颗粒是否满足设计要求，如果大于设计值，进入湿磨影响湿磨的出力，增加再循环量，并且提高湿磨能耗，增加湿磨的磨损，制备的石灰石浆液细度受影响。

再卸料蓖子要检查杂物，尤其是树木及杂草，因为通过湿磨后，这些磨制为纤维物，堵塞管道、设备等，尽量清理干净。

斗提机在运行时的料斗装载量为料斗的三分之二，不能装太满，避免在提升过程中碎料落在斗提机的底部，由于石灰石粉容易吸湿板结，造成无法清理长时间运行容易卡涩料斗。

目前斗提机跑偏的问题比较多，主要是安装和设备质量问题，需要经常检查，否则链脱落和料斗卡涩变形，再进行处理需要相当长时间。

卡车卸料处的吸尘罩许多设计不合理或程控有问题，虽然卸车时运行除尘器，但吸尘罩由于没有形成密闭的吸尘空间，效果不明显。

由于石灰石料的特性，一般料斗的电动插板门在使用时不能关闭，因此需要手动关闭。

由于石灰石仓的容积比较大，石灰石在仓内堆积的高度不同，并且如果卸料口距离料位计太近，石灰石仓的料位显示不准确，因此需要现场校核。

石灰石仓顶部的袋式除尘器经常检查，防止滤袋由于安装原因喷吹到仓内，堵塞下料口。

石灰石卸料及破碎系统注意的问题

1石灰石的化学品质

2清理石灰石杂物(铁器、石头、草、树木)

3石灰石颗粒的粒径

4卸料的均匀，防止堵塞

5料占料斗的2/3

6斗提机底部的清理

3烟风系统

对于烟风系统的CEMS在线监测系统一定按照国家环保标准进行检查及仪表校核，这是国家和地方环保部门去电厂检查主要察看的仪表，并且也是分析脱硫系统是否出现问题的主要数据。对于其中的参数SO2、O2、NOX、粉尘、温度、流量等要重点校核，是否有代表性，由于脱硫系统的现场条件脱硫出入口的CEMS受烟道条件**，显示不准确需要修正。目前国家环保部要求在旁路烟道上安装流量测点和温度测点，以便监控是否开偷开旁路挡板。

脱硫开旁路挡板运行问题；

脱硫系统正常运行示意图

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，基本是机组全部带大负荷，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，这样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三种不正常的工况；

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

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，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。

如图所示增压风机叶片腐蚀

第三种情况；脱硫开旁路时原净烟气相互串流，造成CEMS系统显示虚值，无法进行运行控制。

脱硫系统旁路挡板开启对烟囱腐蚀的影响

多数电厂脱硫系统设计有旁路烟道，即在锅炉在非正常工况及脱硫系统故障时，开旁路挡板将脱硫系统退出运行，避免影响机组正常运行。

无GGH的脱硫系统在正常运行时，脱硫系统排入烟囱的烟气温度大致50℃左右，当旁路挡板开启后，大致110℃～150℃的原烟气通过烟囱，因旁路挡板开启时间小于25秒，烟囱内烟气在短期内有100℃左右的骤变，烟温骤变对烟囱有二个方面的影响：首先因温度骤变对烟囱内壁表面产生较大应力，易使烟囱水泥内壁或防腐材料产生裂纹及损坏；其次烟囱内壁的湿表面由于烟气高温将表面酸性冷凝液浓缩、烘干、结晶，加速了内表面腐蚀。因此脱硫系统旁路挡板开启频繁，烟囱内壁干、湿环境反复交替，其烟囱的腐蚀环境比吸收塔入口烟道干湿界面的更恶劣。

有GGH的脱硫系统在运行时排入烟囱的烟气温度大致80℃左右，当旁路挡板开启时，烟囱内部烟气在短期才有60℃左右的变化，且净烟气酸**提高，相应对烟囱的腐蚀小一些。

脱硫系统开旁路挡板主要是以下几方面原因：

a

脱硫系统因设备故障或机组出现非正常工况时。

b

脱硫系统为防止旁路挡板长期关闭造成卡涩，需要定期开启旁路挡板试验。

c因担心脱硫系统在出现故障时旁路挡板打不开，旁路挡板开一定角度。其中有的电厂考虑原、净烟气混合进入烟囱可提高烟气的自拔力，但其实对烟囱腐蚀性更强，温度的提高将烟囱内部积存的酸冷凝液浓缩，反而加速烟囱腐蚀。

因此频繁的开、关旁路挡板，低温湿烟气和高温原烟气交替进入烟囱，导致烟囱内壁烟气压力、干湿骤变加速了烟囱内壁的腐蚀。

半开旁路挡板运行时，低温湿烟气和高温原烟气混合冷热不均，导致烟囱内部烟气温度、湿度混乱，也加速了烟囱内壁的腐蚀。

一般180～240m高度烟囱（两炉共用）内壁表面积近7000～8000m2，如果烟气温度混合冷热不均，烟囱防腐材料由于烟气温度骤变造成防腐材料的热胀冷缩，易使防腐材料裂纹、脱离，减少防腐材料的使用寿命。因此脱硫系统必须关旁路挡板运行，尽量减少开启旁路次数。

定期需要进行旁路开关试验，由于目前机组一般容量在300MW、600MW、1000MW，脱硫系统旁路烟道的尺寸相当大，因此旁路挡板尺寸也相当大，但旁路挡板与脱硫出入口挡板的使用环境不同，脱硫出入口挡板运行时温度衡定，保持长开状态，挡板的变形小。而脱硫旁路挡板长期关闭状态下，挡板前后有温差、压差、粉尘的堆积等容易造成的挡板变形，因此需要定期进行开关灵活试验。

增压风机是脱硫系统最大的电气设备，其启动时对高压电气段有较大波动，需要与机组值长联系最好准备工作后等待通知后启动。增压风机和引风机原理基本相同，出现问题基本比较少。

GGH的问题

GGH一般设计主副电机，一运一备，有的GGH厂家设计的主副电机转速相同，但有的设计转速不同，副电机转速低一半。因此需要电厂在转副电机时GGH换热不同。

目前GGH主要是换热片堵塞问题，这是各个电厂脱硫系统的老大难问题，因此现在许多电厂设计脱硫装置时基本取消GGH，避免因为其堵塞造成停脱硫，影响脱硫的投入率，尤其目前国家和地方对脱硫的投入监控比较严，因此GGH堵塞问题显得比较突出。国外安装的GGH堵塞问题没有象我国那样明显，主要是锅炉燃用煤种好，含硫量低、发热量高、粉尘浓度低、脱硫系统的设备及安装质量好，而我国燃煤电厂燃用煤种的比较差，粉尘浓度高、含硫量偏大、发热量低烟气量大，携带的浆液和粉尘高，并且设计选型有一定问题，造成堵塞的情况出现。

目前GGH堵塞的主要原因是电除尘器效率低，粉尘浓度高与吸收塔出口携带的石膏浆液的混合物，另外因GGH换热片之间的缝隙小、吹灰器力度不足等有关系。另外如果GGH设计与吸收塔入口烟道比较近，吸收塔飞溅的浆液会进入GGH。

烟气换热器漏风率设计一般不高于1.0%。漏风率按下列公式计算：

E3-E2

L(%)=

-------------------------

x

100%

E1

式中：

E1–烟气换热器原烟气入口二氧化硫浓度mg/Nm3

E2—烟气换热器净烟气入口二氧化硫浓度mg/Nm3

E3—烟气换热器净烟气出口二氧化硫浓度mg/Nm3

4

SO2吸收塔

SO2吸收塔作用：

烟气的降温。

烟气与浆液的分离。

二氧化硫吸收。

浆液的中和。

中间产物的氧化。

石膏结晶

4.1对于吸收塔系统最重要的仪表是PH计和密度计，一般这些仪表安装在吸收塔排出泵或扰动泵位置，有的是通过吸收塔浆液自流至地坑管道上安置，目前大多数PH计使用寿命为半年至一年，其准确性与PH计在吸收塔的抽取浆液的位置、流速、管道直径和PH电极的插入深度有关，密度计与管道流速有关。并且需要电厂定期对PH计和密度计进行试验校核。

吸收塔液位计也是相对重要的仪表，一般设计三个，数值三取中，一般液位计均为压力时，所有液位计在运行时要根据石膏密度进行修正，并且需要实际测量对比，并且液位计的安装位置应远离浆液循环泵、石膏排出泵、扰动泵、搅拌器等对液位的影响，定期对液位计测量高度内的空气排空，避免影响液位测量。

液位控制一般大多数电厂低液位运行，主要是防止吸收塔溢流，但影响吸收塔的脱硫效率，主要是实际液气比低。因此控制适当液位。

吸收塔由于石灰石品质和电除尘器粉尘浓度的影响，吸收塔在运行一段时间会产生泡沫，泡沫会使吸收塔溢流，但液位计无显示，目前消除泡沫的手段加除泡剂，另外控制电除尘器出口浓度、提高石灰石品质、连续废水排放。

吸收塔浆液“中毒”主要是锅炉燃用煤种比设计值差，灰分高、发热量低，进入脱硫系统粉尘浓度比较高，因粉尘比较颗粒度比较细，石膏旋流器无法浓缩，因此石膏脱水系统对浆液中大量的粉尘无法外排，造成脱硫系统吸收塔石膏浆液内的粉尘逐渐富积，造成加入的吸收塔内石灰石浆液“中毒”。

主要表现是吸收塔加入石灰石浆液后，PH值不能提高，分析是吸收塔入口粉尘浓度高，造成粉尘在石膏浆液的逐渐富积，粉尘又不能随石膏脱水大量排出，造成氟铝络合物对CaCO3的包裹作用，由于粉尘的碱性金属氧化物来不及溶解，粉尘就起包裹作用，影响脱硫效率。

目前有的燃煤电厂脱硫吸收塔由于杂质、杂物的影响吸收塔石膏浆液，需要定期对浆液进行置换。

吸收塔区地坑泵（包括石灰石制备地坑泵、石膏脱水地坑泵）设备普遍存在问题，即地坑泵不能抽取比较深度的浆液，启停泵液位差很小，与地坑泵的抽取管道结构和漏气有关，应选取比较好的设备。

4.2吸收塔浆液循环泵

4.2.1浆液循环泵滤网堵塞问题；

滤网堵塞主要是吸收塔的结垢脱落后堵滤网上。

石灰石浆液细度没有达到设计要求，并且PH值控制数据偏高。

通过地坑和地沟进入的杂物堵塞

氧化风机的出力不足，易结垢

滤网的开孔率没有达到设计要求。

吸收塔或管道的衬胶脱落。

目前有的脱硫厂家设计有滤网，有的没有设计滤网，从中国电厂的实际情况出发，应该设计滤网。

4.2.2循环泵叶轮磨损腐蚀问题

主要是正常运行产生，一般一年寿命；

浆液的石灰石细度大；

烟气粉尘浓度高；

叶轮材质、

运行控制问题；浆液密度大，

运行控制问题；PH值控制波动

叶轮气蚀；氧化空气量设计偏大，如果滤网堵塞也出现这种现象。

通过浆液循环泵的电流和出口压力能够分析叶轮的磨损是否严重，需要进行更换。

4.2.3喷淋层支撑大梁的腐蚀；一般大梁的防腐层破坏后大梁及支撑梁腐蚀后梁内进入腐蚀性浆液，因此需要在大梁内与吸收塔外部安装泄漏管，如果大梁泄漏就从管向外冒浆液，这个措施许多电厂没有，应进行改造。

4.2.4喷淋咀堵塞

吸收塔壁脱落浆液的硬垢

螺旋喷咀如果出现杂物易堵塞

脱落的防腐材料

脱落的除雾器PP材料

4.2.5氧化风机

氧化风机目前存在问题主要是喷咀堵塞，特别注意氧化风管冷却水流量，一定要有降温作用，避免结垢堵塞。另外由于液位高，氧化风机的出口压力和电流增加，因此液位控制最佳。

4.2.6搅拌器或悬浮脉冲系统

主要问题是腐蚀及气蚀，，机械密封需要定期更换。

4.2.7除雾器

目前除雾器的除去液滴含量效果如何，目前没有比较好的测试方法，从没有GGH脱硫系统烟囱冷凝水情况看，除雾器效果均不特别理想，并且除雾器冲洗效果也不理想，除雾器结垢不能清除，虽然吸收塔设计有除雾器压差，但除雾器堵塞后，由于测点采样问题压差增加不是很多，因此造成有的电厂除雾器坍塌事故。因此必须定期冲洗除雾器。

4.2.8吸收塔结垢问题

灰垢；粉尘和石膏浆液混合形成硬垢，吸收塔干湿界面常见。

CCS垢，是CaSO3.1/2H2O和CaSO4.2H2O两种物质的混合结晶，CCS垢在吸收塔内部表面逐渐长大形成层片的垢。基本为软垢

石膏垢；吸收塔浆液CaSO4.过饱和度＞1.4时，垢在吸收塔内部表面逐渐长大形成层片的垢。基本为硬垢。

当然结垢与我们运行人员的控制有很大关系，如液位控制、PH控制、石灰石供应控制、石膏排出控制、吸收塔浆液密度的控制等，以及外界因素影响如除尘器效率、石灰石品质等。

总结；吸收塔运行注意的问题

1吸收塔浆液密度、PH值、液位

2除雾器压差及定期清洗

3循环泵出口压力

4氧化风机的出口压力及温度、氧化的程度

5搅拌器（悬浮脉冲系统）

6吸收塔的入口温度

7吸收塔入口干湿界面的冲洗

8吸收塔的中毒

9吸收塔的虚假液位及溢流

10吸收塔入口SO2浓度的变化（负荷、煤种）

11吸收塔循环泵运行台数

12液气比

13吸收塔CL浓度的控制

5石灰石浆液制备系统

对于石灰石浆液制备系统主要控制三个指标；出力、细度、浓度

石灰石浆液制备系统主要是湿磨设备，买粉制备石灰石浆液系统比较简单，目前湿磨制备普遍存在达不到设计出力问题，这与设备厂家的制作有关，并且与石灰石旋流器的设备配套有关。对于现有湿磨设备运行定期加钢球，保持钢球的设计量，才能达到出力，另外保持石膏旋流器入口设计压力，检查旋流器沉沙咀的磨损情况，如果磨损及时更换。

一般钢球