3号脱硫中修前后脱硫参数对比及原因分析

3号脱硫中修前后脱硫参数对比及原因分析
摘要针对胜利发电厂3号脱硫系统在中修前后脱硫效率变化进行分析，比较3号脱硫中修前后主要脱硫参数变化，找出制约3号脱硫效率值偏低的根本原因。

关键词脱硫效率；结垢；入口烟气温度；氧化风温度；循环泵
1、现状
胜利发电厂3号机组中修期前，3号脱硫系统净烟气SO2排放浓度难以控制，一直保持较高值运行。

当原烟SO2浓度超过4000mg/Nm3时就会出现超标的情况，尤其是今年3月份起开始执行200mg/Nm3的新排放标准后，净烟气SO2排放浓度控制更加难以控制。

3号脱硫系统由于吸收塔内部结垢严重等问题，脱硫效率较低，净烟气SO2排放浓度难以控制，中修过后，不但对3号吸收塔内部结垢进行了清理，还对氧化风系统进行了优化改造。

2、3号脱硫系统中修前后的参数对比
2.1 3号脱硫系统中修前后运行参数平均值
3号脱硫系统4月27日停机中修，6月9日投入正常运行。

此次对比分析分别自脱硫DCS系统中节选了中修前、后各10天的主要运行参数并进行了整理汇总后，计算出这期间的各项运行参数的平均值。

表1：3号脱硫系统中修前、后各10天主要参数平均值通过上表可以看出，3号脱硫中修后，与修前相比，在原烟气SO2浓度与机组负荷均较高的工况下，仍然能够保持脱硫效率小幅提升并且用浆量也稍有减少。

2.2 3号脱硫系统中修前后相近工况下运行参数
为了能够更好的对比中修前、后的脱硫效率，从众多数据中节选了运行工况相对一致时的运行参数。

表2：3号脱硫系统中修前、后工况相近情况下主要参数汇总中修后，在高原烟气SO2浓度与高机组负荷的工况下，净烟气SO2排放浓度以及脱硫效率两项参数均优于中修后，而且石灰石浆液的消耗量也有比较明显的下降。

3、3号脱硫效率变化的原因分析
3.1 循环泵入口滤网结垢，造成循环浆液量下降
2012年8月25，3号机组完成临修工作，将目前循环泵运行电流与修后刚投运时的参数进行对比分析（对比数据取点时的吸收塔液位8.9米，吸收塔浆液密度1100kg/m3）。

表3：3号脱硫循环泵运行电流对比
从表中数据可以看出，循环泵运行电流变化较大，尤其是3A循环泵电流下降了近3A，说明3号脱硫系统循环泵经过长时间的运行，入口滤网结垢情况比较明显。

由于石灰石浆液加入点正好最靠近3A循环泵的入口，其入口滤网结垢就对石灰石浆液的循环造成比较大的影响。

另外B循环泵电流上升，分析是由于B循环泵对应的中间层的喷淋装置出现喷嘴破损脱落或是管线破裂等问题，循环系统阻力下降，也就造成了中间层的循环浆液雾化效果不好，浆液无法与烟气充分反应，影响脱硫反应。

3.2 3号脱硫系统入口烟气温度高
SO2的吸收反应是一个放热反应，因此，烟气温度越低，越能促进SO2溶解形成HSO-，在相同吸收塔入口SO2浓度情况下，机组负荷及排烟温度上升，脱硫效率会随之下降。

对比了2012年9月份3号脱硫临修后以及目前3号与4号脱硫系统入口烟气温度以后发现，3号脱硫系统相对于4号脱硫系统，在机组负荷相近的情况下，吸收塔入口烟气
温度明显偏高。

分别取2012年9月5日至9月15日和2012年2月23日至3月5日各10天时间内两台机组负荷与原烟气温度运行参数，计算出平均值。

表4：3号与4号机组负荷与原烟气温度平均值对比
3号脱硫吸收塔入口烟气温度较4号脱硫系统偏高，也就造成在机组负荷、原烟气SO2浓度基本相同的情况下，3号脱硫系统脱硫效率低于4号脱硫系统。

3.3 氧化风管结垢，氧化效果下降
3号脱硫系统自2012年8月底至今年中修，已经运行超过7个月，运行时间明显长于4号脱硫系统，中修前3号脱硫吸收塔氧化风管压力67KPa，高于4号脱硫小修停机前的55KPa。

从循环泵电流下降以及对比3号与4号脱硫吸收塔氧化风机出口压力，都可以看出3号吸收塔内结垢情况严重。

4号脱硫吸收塔氧化风孔中的大风孔的孔径已经由原来的13.5mm扩为22.5mm，而3号脱硫吸收塔氧化风孔由于一直保持运行，未进行扩孔。

加之4号脱硫自2012年11月底至2013年2月中旬，一直投加脱硫缓垢剂，因此，氧化风管的结垢情况并不严重。

4月底3号机组中修，3号吸收塔内部检查时，发现3号吸收塔内中间两根氧化风管上风孔已经全部因结垢而堵塞，并且垢层较厚。

外侧两根氧化风管除进塔位置有少数风孔外，绝大部分风孔也全部被厚厚的垢层所覆盖。

由于氧化风管结垢，造成了3号脱硫吸收塔内浆液氧化效果下降，亚硫酸钙含量高，最高时达到了46.16%，严重影响脱硫反应的正常进行。

同时，亚硫酸钙含量上升，又反过来加剧了氧化风管的结垢，形成了恶性循环。

表5：3号脱硫石膏浆液亚硫酸钙含量检测值
我厂二期脱硫石膏浆液中亚硫酸钙含量的设计值要求低于0.35%，而上表中的检测数据可以看出，3号脱硫系统亚硫酸钙含量远远超出这一值，说明氧化效果极差，这也
就是3号脱硫系统净烟气SO2排放浓度控制难度非常大的一个主要原因。

4、结垢严重的原因分析
从运行调整方面来分析此次3号吸收塔结垢严重的原因，主要还是由于吸收塔浆液PH值频繁的大幅度波动。

当PH值较高时，SO2吸收较好，但碳酸钙溶解度下降，石灰石颗粒沉积；随着SO2被吸收，PH值下降，亚酸钙含量上升，在石灰石颗粒表面形成液膜，而此时碳酸钙又开始加速溶解，PH值上升，亚硫酸钙又析出，不断在石灰石颗粒表面形成一层外壳。

这些物质在氧化风管以及循环泵入口滤网上不断的堆积与层叠，并且随着工况的不断变化而进一步的恶化，导致垢层越积越厚。

4.1 造成PH值频繁大幅度波动的原因
4.1.1工况变化
脱硫岗位运行人员调整加浆量，控制净烟气SO2排放浓度以及PH值等参数受机组负荷与原烟气SO2浓度的影响比较大。

日常运行过程中，原烟气SO2浓度与机组负荷的波动比较大，尤其是二期两台机组，负荷随省调曲线上下调整，变化大且频繁，原烟气SO2浓度更是如此。

由于运行工况的影响，吸收塔浆液的PH值也就必须随着工况的变化而进行相应的调整。

负荷与原烟SO2浓度高的时候，加浆量上调，PH值也就必然地跟着提上去，否则净烟气SO2排放浓度就会超标。

而等到原烟气SO2浓度与负荷下调的时候，为了降低吸收塔浆液中的碳酸钙含量，尽量避免向外排浆，需要减少加浆量，以降低PH值，促进过量的碳酸钙的溶解。

这样一来，PH值上下波动也就比较频繁。

4.1.2表计问题
脱硫系统的PH计自去年3月份起就仅有一个是正常投运，另一个故障拆除，一直无备品更换，而且仅有的一个PH计也经常出现显示不准，无法准确计数。

这样，脱硫岗位运行人员无法通过PH计显示值掌握实际的PH值，多次出现化学来校验，PH计显示值突变的情况，甚至会出现从5.6一下降到4.8的情况。

4.3 氧化风温度高
表6：3号与4号脱硫系统氧化风温度差异
4号脱硫系统2012年大修期间，将氧化风减温水系统处理好，投入正常运行，而3
号脱硫氧化风减温水系统一直未能正常投运，造成3号脱硫氧化风温度远高于4号脱硫系统。

氧化风温度高，极易造成浆液在氧化风孔部位结晶沉积，从而形成垢层，堵塞氧化风孔，最终造成整个氧化风管被垢层包裹。

4.4 脱硫公用区浆液杂质较多
脱硫公用区所用石子在进入磨机前，未经过水冲洗程序，所制浆液中泥土与杂草等杂质较多。

这些杂质在进入吸收塔后，极易在循环泵滤网等处附着，一旦附着到滤网上，垢层就会很快在此形成，最终造成滤网大面积结垢而堵塞严重。

5、结论
目前，脱硫系统化学监督方面的相关工作需要加强，包括对于浆液中碳酸钙与亚硫酸钙含量的监测以及PH计与密度计的定期校验等方面。

保证脱硫公用区保证石灰石浆液品质合格，尤其是碳酸钙含量及反应速率。

石灰石原料进入磨机前需要进行水冲洗，以保证制成浆液质量合格，无杂质。

减少供浆管道的冲洗时间，以保证吸收塔石灰石浆液箱内浆液密度达到要求。

脱硫岗位运行人员加强石灰石浆液加入量的调整，避免由于加浆量调整过大，造成PH值大幅度波动和频繁变化，减少吸收塔内部的结垢及设备腐蚀。

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