1、1热电厂烟气氨法脱硫系统瘫痪的原因剖析及对策摘要：本文根据电厂脱硫系统检修过程中暴露出的问题，以及设备呈现异常现状，结合现场生产实际，深入分析热电厂氨法脱硫系统无法正常维持运行的原因，制订针对性的对策，解决了关键性的因素，收到良好的效果，系统恢复脱硫能力，运行趋于正常稳定。关键词：热电厂 氨法脱硫 FGD 异常 对策电厂属于典型的坑口综合利用型自备热电厂，以低热值的煤泥煤矸石为燃料。脱硫系统前期使用石灰石炉内喷钙法，后由于环保要求的进一步提高，于 2009 年开始建设并当年投入烟气湿法（氨法）脱硫系统，系统运行后，实现达标排放，为公司的节能减排作出贡献。脱硫系统运行以来，逐渐暴露出一些问题，其
2、中有前期设计的问题，也有安装调试的问题，更有后期运行维护的问题。这些问题随着运行周期的延长，逐渐暴露，并一步步恶化，到后期直到系统无法维持运行，电厂决定对脱硫系统进行一次彻底地优化改造，使脱硫系统满足电厂的生产需要，确保烟气达标排放。一、异常分析系统停运前，电厂对脱硫系统存在的问题进行了深入的排查和分析，分别提出了如下故障异常方面供现场逐项分析研究。1.现状问题1）脱硫效率显著下降，调控响应时间延长；2）系统工艺紊乱；3）2液位调控失效；4）设备故障率升高；5）塔体温降能力下降；6）氨水消耗量增加；7）硫酸铵产品下降；8）运行检测数据失真；9）过滤系统超负荷运行。2.逐项分析及现场检查系统停运
3、后，对脱硫塔内部各系统进行仔细检查，发现内部问题比较严重，分别拍照并做详细的登记。检查问题如下：1）塔顶部出口烟道积灰比较重；2）除雾器层人孔被积灰封死（积灰板结，硬度比较高） ；3）除雾器多数脱落，残片混杂着大量积灰挂在工艺水喷淋和循环水喷淋管路上，部分在循环水层的升气帽上部；4）除雾器清洗管路多数断裂脱落；5）循环水层升气帽和集液槽上部完全被板结的积灰覆盖，并落有大量除雾器残片；6）循环水主喷淋管路断裂多根；7）脱硫段喷淋管路顶部板结积灰较多，支管个别断裂，喷头磨损严重，无法雾化；8）脱硫段升气帽完全脱落，集液槽严重变形，集液槽边缘塔体结合处有板结积灰；9）增浓段喷头磨损严重，喷头损坏，无
4、法实现雾化喷淋，个别喷淋支管断裂；10）脱硫塔底部大量积灰。11）环管喷淋系统瘫痪，所有喷头堵塞；12）增浓泵进口管路完全被磨穿损坏，泵类过流部件磨损严重 13）过滤机无法过滤，滤液池内部大量积灰；14）脱硫系统亚铵液 PH 计探头损坏，运行监控 PH 失灵通过检查，发现脱硫系统基本解近瘫痪状态，情况比较严重，电厂组织人员对这些问题逐项进行分析论证。由于脱硫系统停运前暴露出的异常和系统停运后检查的结果，互相印证，更加有利于深入论证分析。先从现状开始分析，其中不3乏加入检查结果的印证分析。2.1 脱硫效率显著下降，调控响应时间延长脱硫系统设计的脱硫效率是不低于 95%，经过现场的检测，脱硫效率最
5、高可以达到 100%，一般的达标经济脱硫效率约是 85%，电厂根据上级环保部门的污染物排放总量要求结合电厂经济运行的指标，一般把排放烟气的二氧化硫控制在 100200mg/m3，脱硫系统检修后投运时，二氧化硫指标可以很轻松的控制在 100 mg/m3 以内，且脱硫调控时间比较短，一般从调整脱硫泵的出口开度到烟气出口二氧化硫浓度的变化，这个变化响应的时间初期一般在 13 分钟内，长期运行后，变化响应时间逐渐加长，逐步升至 510 分钟，本体系统停运前响应时间更是超过了 15 分钟，脱硫效率也显著下降。电厂一般控制的经济脱硫效率是 85%，随着运行时间延长，脱硫效率逐渐降低，运行后期更是低于 60
6、%（达标运行的底限） ，电厂不得不从燃料系统中添加石灰石进行辅助脱硫，确保达标排放。造成系统调控响应时间延长。2.2 系统工艺紊乱脱硫系统正常循环工艺保障了正常的脱硫循环反应得以实施，但由于塔内回液量不足，造成亚铵罐液位无法维持，脱硫正常需要亚硫酸铵量严重不足，无法保障系统正常打循环，电厂采用了临时的补液措施，从塔底通过增浓段往亚铵罐临时补液，维持脱硫正常循环。造成这些工艺紊乱的原因：主要是塔内液位调控失效，工艺循环中溶液的含灰量太高，造成系统超负荷磨损，泄漏加剧，工艺无法维持。2.3 液位调控失效4液位调控失效后，系统的工艺就开始紊乱，脱硫效率将受到显著影响。液位调控失效原因可以从对脱硫塔内
7、部检查中找到：脱硫段升气帽完全脱落，集液槽严重变形，集液槽边缘塔体结合处有板结积灰。因此造成脱硫喷淋后溶液无法收集，而全部漏入塔底，造成亚铵罐回液量太低无法维持液位，而塔内液位逐渐升高。虽然后期，电厂进行了小改造，利用增浓从塔底向亚铵罐补液，这种方式维持一段时间，但副作用也比较大。例如破坏工艺加重磨损等。2.4 设备故障率升高脱硫系统运行以来，设备故障率逐渐升高，明显集中在泵类、管道和阀门上。系统原设计采用不锈钢离心化工泵，管道采用玻璃钢管道和衬塑钢管，阀门多采用衬氟蝶阀和衬氟钢制球阀。但实际运行中，泵类磨损非常严重，主要集中在泵的过流部件上：叶轮、泵腔、机械密封、泵盖。在日常检修发现，泵类过
8、流部件使用寿命也就在 1-3 个月，磨损是关键。最严重的情况是整个叶轮被磨没，泵腔被磨穿。管道也是如此，常常在管道变径位置、弯头位置常常出现被磨穿的情况出现。阀门是阀瓣长期运行后磨的没有了，阀体磨穿了。每次设备故障，都影响整个系统运行，每次停运检修启动都对其他系统造成新的伤害。造成设备故障率高的主要原因是：参与系统循环的溶液含灰量比较高，灰的粒径比较大，在高速流体推动下，加重对设备和管阀的磨损。系统灰量比较大可以从对脱硫塔的内部检查中可以印证，塔内积聚大量粉煤灰，造成循环液含灰量比较高。根据检测系统溶液含灰量一般在 1530%，再进一步进行分析，脱硫系统进灰量比较大。52.5 塔体温降能力下降
9、由于脱硫塔是玻璃钢工艺制作的塔体及内部喷淋管路，为了安全起见，脱硫塔设计采用多道温降措施，保障热烟气顺利通过脱硫塔，保障脱硫塔安全运行。脱硫系统投运初期或检修后刚投运，脱硫塔整体温降能力大约在 7080，主要靠进口烟道环管第一次喷淋降温，增浓段喷淋第二次降温，脱硫段两层喷淋第三次降温，循环水层喷淋第四次降温，工艺水喷淋或除雾器清理喷淋第五次降温。在脱硫塔进口烟温在130140，脱硫塔出口温度能控制在 5565左右。脱硫塔的温降能力比较明显，脱硫的安全也有保障。但经过长期运行后，塔体的温降能力逐渐下降，由开始的 7080下降到 5060，脱硫塔出口温度也升至 7585，严重威胁脱硫塔的安全运行。
10、造成脱硫塔温降能力下降的主要原因也可以从脱硫塔内部检查中找到，像进口烟道环管喷淋堵塞，失去第一次温降，增浓喷淋、脱硫喷淋、循环水喷淋存在问题，喷淋雾化不好，蒸发量不足，温降能力下降，加上除雾器大量积灰结垢，烟气流速不足，除雾器清洗喷淋不足，温降能力受到严重影响。 2.6 氨水消耗量增加脱硫运行中，氨水的消耗量前期一直比较稳定，脱硫效率也稳定，长期运行后，脱硫效率降低，氨水的消耗量却增加。分析原因，就是脱硫喷淋效果不好，脱硫效率低，烟气指标比较高，运行人员为了尽快调控确保烟气达标排放，不得不加大氨水添加量，同时亚铵罐脱硫液的 PH计损坏，无法有效监控运行的 PH 值，造成部分氨水的盲目添加，脱硫
11、不稳定。氧化系统存在的问题也会造成亚硫酸铵氧化不足，反复循环后分6解，造成氨和硫的逃逸。最后由于工艺水喷淋不正常，除雾器运行效果不好，造成氨水的逃逸率比较高，如此一连贯的问题，造成电厂脱硫效率下降，而氨水消耗量却增加的不良运行局面。2.7 硫酸铵产品下降脱硫系统运行中后期，硫酸铵产品产量和品质均显著下降，主要原因是氧化系统不能长期运行，故障率比较高，亚硫酸铵的氧化不足，硫酸铵产品产量低，增浓系统喷淋雾化不好，浓缩速度慢，达不到合格产品的浓度要求。同时由于塔底积灰比较多，硫酸铵溶液含灰量比较高，过滤机过滤精度不足，过滤后的硫酸铵溶液比较黑，含灰量高，也达不到合格产品的色度要求和含杂率的要求。2.
12、8 运行检测数据失真电厂脱硫系统采用 DCS 集中监控，重大的机电设备采用就地启动，DCS 监控运行状态。此系统运行以来不断呈现一些问题。主要表现在系统对烟气的指标检测不正常，数据不准确，造成运行人员调控困难，难以正常方式调控整个脱硫系统安全经济运行。另外，一些测点数据漂移失真，监控数据与实际运行状态不吻合，造成，误判断和误操作，这些加重了系统的异常。2.9 过滤系统超负荷运行过滤机长期处在超负荷运行状态，每天的排泥量约在 2 吨左右。由于过滤出的污泥含有浓度比较高的硫酸铵溶液，因而比较粘，溶液沾染滤布，造成滤布必须每次过滤卸料后用高压清水进行冲洗，然后重新压板过滤。长期这种运行方式，造成过滤
13、机本体长期处在高腐蚀、高潮湿7的环境下，设备腐蚀非常严重，过滤机主梁曾断裂两次，翻板系统也故障不断，其他问题也经常出现，造成职工劳动强度非常大。加之环境含有高浓度的刺激性气味，职工的身心健康也受到了极大的伤害。二、对策分析根据以上分析，针对存在的问题，开展专项优化改造，问题一一解决，脱硫系统完全恢复正常，并且工艺优化革新，脱硫系统更加稳定，环保达标排放有了新的保障。以下是重点的问题对策实施。三、效果评价电厂针对脱硫系统存在的这些问题，逐一进行分析落实优化改造，系统运行状态良好，脱硫效率恢复到 95%，环保达标排放有了保障，调控时间在 13 分钟，塔体温降能力增加，系统的安全性提高了，硫酸铵产品的产量逐渐增加，产品品质得到极大的好转，颜色达标，浓度也合格。职工的劳动强度也大大减轻。作者简介：王新冰（1976-） ，男，河南南阳人，工程师，从事火电厂燃料、化学和烟气脱硫方面的技术工作。
