主要的功能是将吸收塔中的浆液不断的循环，使烟气中的二氧化硫完全被吸收。

石灰石浆液输送泵-吸收塔循环泵-喷淋盘-吸收塔循环池-石膏浆液输送泵

浆液循环泵是易损件之一，主要是受到浆液的酸性腐蚀、磨损、气蚀，一般浆液循环泵的使用寿命3年左右，1年左右叶轮就要更换新的。

浆液循环泵叶轮的防腐措施:1. 使用高分子材料包覆叶轮，可以保护叶轮不受腐蚀

2. 使用特种金属制成

3. 使用高分子材料制作叶轮

目前国际上常用的是高分子材料包覆叶轮，具有非常好的耐磨耐腐蚀性。

6月13日上午9点，综合检修队脱硫班组在工作负责人的带领下，开始了#2机浆液循环泵D泵入口大小头的更换。

由于石灰石含沙量大，浆液循环泵衬胶磨损严重，D泵出现漏点，设备部综合检修队接到抢修通知后，立刻按照工作票操作流程，关停#2吸收塔D浆液循环泵及其入口电动门、冲洗电动门，在DCS画面挂“禁操”标示，断开泵内所有电机电源开关，在电源开关处挂“禁止合闸，有人工作”标示牌，最后打开电动排放门进行消压，直至压力为零。

D泵完全隔离后，脱硫班组成员立即进行现场作业。浆液循环泵泵房温度较高，工作环境十分恶劣，但脱硫班组的同事们仍然认真检查处理，先是在D泵的出口管道处加装了堵板，然后进行大小头拆装更换。

更换大小头工期为两个工作日，脱硫班班长江福然介绍，检修队成员会认真细致完成此次工作，力争在工期内将大小头拆装更换完毕，作业完成后，会进行现场卫生治理，然后试运。

现场作业目前正在井然有序进行中。

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作者:卫建英 上海电力股份有限公司

摘要 : 以某电厂燃煤机组湿式烟气脱硫运行中浆液循环泵故障为例，针对脱硫系统的运行工况，从设计条件、化学工艺过程、设备情况和运行管理等进行分析，查找浆液循环泵故掉原因，并根据实际情况提出相应的控制措施。

关键词:湿法脱硫、装液循环泵、故障现象、控制措施

一、设备概述

某电厂装机容量2×1000MW,采用国产超临界凝汽式燃煤发电机组。锅炉采用低氮燃烧与SCR脱硝装置控制烟气NOx排放，采用电除尘器与湿式烟气脱硫装置(以下简称FGD)控制烟尘与SO2排放，建有210米高度烟囱。

其中，FGD采用目前较为成熟的石灰石一石膏湿法脱硫工艺，脱硫剂为石灰石(CaCO3)与水配制的浓度为30%的悬浮浆液，吸收塔为一炉一塔，石灰石浆液制备、石膏脱水系统及辅助系统为两台炉公用。

由锅炉引风机来的全部烟气，在与引风机串联的动叶可调轴流增压风机的作用下进入吸收塔，烟气自下向上流动，经过塔内烟气入口处上部四层浆液喷淋层，烟气中的SO2、SO3被自上而下喷出的吸收剂吸收生成CaSO·1/2H2O，并在吸收塔下部反应池中被鼓入的氧化空气氧化而生成石膏( CaSO4·2H2O)。脱硫后的净烟气通过两级串联的除雾器除去烟气中携带的浆液雾滴后，约50℃的烟气进入烟囱排入大气。

设计煤种含硫率0.43 %，设计脱硫入口烟气流量3139200N·m³/h，脱硫入口烟温123℃，烟气入口SO2浓度为940mg/N·m³，入口烟尘浓度<100mg/N·m³ 吸收塔塔内设4层喷嘴系统，采用偏心喷嘴，浆液自上而下与烟气逆流接触。氧化桨池内置，塔外设4台侧向搅拌器。周边配置4台浆液循环泵，单元制供给4层喷嘴。其中浆液循环泵为KSB Atctiengesellschaft的单吸式离心泵。相关参数见表1。

二、浆液循环泵故障现象

2013年3月电厂2号机组脱硫浆液循环泵连续发生故障，19日运行中发现浆液循环泵2D参数异常，即电流上升到149A(此时:2号机组负荷875MW.,2FGD出口SO2维持110mg/N·m³左右)，随即停用抢修，抢修中发现，泵进口管道防腐材料几乎全部破损脱落、浆液循环泵叶轮磨损严重且有开裂、泵中心轴头压板脱落无法继续使用。

经抢修，浆液循环泵2D投运试转，试转运行仍不正常：浆液循环泵 2D电流从84A下跌至24A。即停运解体检查，发现泵叶轮全部损坏。见图1

图一

3月20日，浆液循环泵2A运行中发生与2D相同情况:即泵体振动大(水平0.11mm，垂直0.06mm，轴向0.07mm ),电流下跌，需停运抢修。

此后浆液循环泵2B,、2C也发生故障，现象同浆液循坏泵2D,经解体检查存在相同的故障隐患。由于连续发生多台浆液循环泵故障,烟气氧化硫排放浓度持续超标，为保证公司的环保形象，电厂决定停炉抢修浆液循泵，并对整个脱硫系统进行全面检查

三、脱硫桨液循环泵故障原因分析

2号机组停运后对FGD系统进行全面检查修理，发现主要系统和设备异常情况如下：

（1）四台浆液循环泵进口管道衬胶均有脱落现象，出口管道钊胶无此现象

（2）喷嘴存在不同程度的被异物堵塞现象(见图2)

（3）浆液循环泵进口滤网有不同程度向泵侧凹的现象

（4）浆液循环泵叶轮有不同程度破损

图2

综合停运前的浆液循环泵的故障现象和机组停运后的检查结果(公众号:泵管家)，基本分析认为浆液循环泵叶轮不同程度碎裂的可能原因为：

（1）浆液浆液循环泵进口管道衬胶因为各种原因发生脱落，脱落异物对叶轮形成打击;

（2）进口滤网有堵塞现象，泵进口发生气蚀

（3）喷嘴阻塞后，出口压力急剧上升，在泵的进口氧化空气积聚，当压力上升到一定程度后，气泡破裂，形成气爆

（4）泵维护丁作欠缺，泵的密封间隙大

（5）泵叶轮材质耐腐蚀能力损，抗冲击力差

总体分析，认为泵叶轮碎裂可能是以上几条原因综合作用的结果。进一步分析认为是FGD氏期运行工况不佳累积而至，主要有以下几点原因：

1、对入炉煤硫份、灰份的控制不够严格。因发电燃煤市场化、燃煤成本比重不断提高等因索，2012 11以来，电厂为降低燃煤成本，进行低热值燃煤的掺烧工作，改燃煤掺烧过程中，对燃煤硫份的控制不够严格，造成燃煤硫份时有上下波动，导致FGD进口SO2浓度远超FGD设计值， 如 2012年11月进口FGD的SO2浓度最高值至4300mg/N·m³，持续的高SO2浓度远超FGD设计处理能力，打破了脱硫系统稳定运行的条件，影响了脱硫系统正常运行。

2、对浆液浓度和密度等特性参数、质量控制不力。在FGD进口SO2浓度高的情况下，电厂通过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 )，同时增加投运浆液循环泵(4台浆液循环泵全部投运.正常情况下3用1备)，并通过投放脱硫增效剂等运行方式，以保证脱硫效率和排放浓度不超标吸收塔加入过多石灰石粉，吸收塔浆液密度长时间保持在1250kg/m³以上，导致桨液循环泵叶轮及集水坑泵叶轮磨损加剧；

同时石灰石粉经集水坑泵送入吸收塔，加入石灰石粉得不到合理配比、充分搅拌、溶解，影响到石灰石粉的正常反应，造成集水坑泵防腐材料及管道内衬的腐蚀及磨损；并且石膏的品质也得不到保证，一系列情况造成并加剧后续设备影响：设备的磨损；管道衬胶破损、脱落；管道堵塞、结垢和腐蚀等;

吸收塔内浆液粘稠等，浆液特性改变，造成浆液循环泵进口介质流动不畅吸真空，长期低流量运行会引起管道震动、进口管道衬胶脱落等，导致进入喷嘴形成堵塞。振动及衬胶进入泵体将导致桨液循坏泵冷铸陶瓷叶轮破损、碎裂

3、系统原设计存在缺陷。脱硫系统水平衡被打破，吸收塔长期高水位运行，限制了除雾器正常冲洗。原设计中脱硫废水系统需石膏脱水皮带运行后才能运行废水系统，废水系统不能单独运行，两个系统相互影响，废水系统(浓缩池刮泥机)故障率高，导致石膏脱水系统不能正常运行;石膏脱水系统停运后，废水系统不能继续运行，导致废水排放不正常，影响浆液质量，导致浆液中氯离子浓度得不到控制，氯离子浓度最高能达到42g/L(运行应控制在10g/L）, 影响石膏品质，同时加快对设备的腐蚀;特别是低负荷时吸收塔的液位居高不下，影响了脱硫系统正常运行。

4、石灰石品质控制不严，石灰石作为脱硫系统的生产原料。电厂对石灰石来料品质仅依靠供应商的检测报告和通过对浆液的检测间接获得，电厂不作化验。石灰石原料粒径控制在<20mm,来料中细末子过多，易造成石灰石输送处理设备堵塞:同时在吸收塔残存的石膏中发现细沙。

5、设备检修质量、日常维护质量不高。浆液循环泵间隙未能随磨损增加及时调整，导致泵效率下降(公众号:泵管家)，大量的回流量造成运行中的泵异常振动，同时影响脱硫效率；浆液循环泵运行监测仅以单一的运行电流为参数(一般情况下循环桨液泵电流有较大波动时，泵的故障己经较大了)，对日常点检、维护等工作带来困难。

四、整改措施及效果

在机组停运后，对FGD系统进行了全面检查，对堵塞的四层浆液循环管和喷淋管道进行彻底疏通清理，四台浆液循环泵解体检修，调换了部分叶轮，所有的浆液全部换新，现机组FGD系统运行正常，为保证FGD系统长期正常运行，在运行和维护、检修工作中，应做到如下几点:

1、从源头抓好管理，煤炭采购时首先要策划好来煤结构，把硫分与发热量等指标放在同等重要的地位;电厂在内部煤炭管理中，要加强开仓、入厂、入炉煤化验数据分析，按照不同煤质做好分类堆存:配煤时综合考虑脱硫系统设计能力、运行现状(负荷、脱硫系统实际情况)和燃煤含硫量，合理配煤，保证

脱硫设施不超最大处理能力运行。

2、经对该电厂机组脱硫系统的测试计算，满负荷工况下，其脱硫系统长期运行进口SO2浓度控制在2350 mg/N·m³(不加脱硫增效剂)，进口SO2浓度应控制在2800 mg/N·m³（适量脱硫增效剂)；如预期将一直保持较高硫份的燃煤运行，建议:a、在现有石灰石浆液箱旁增加一套石灰石浆液箱(加石灰石粉)，以便在燃烧高硫煤时作补充用;b.建议增设一层喷淋层，提高脱硫能力，以适应日益严格的环保要求。

3、提高运行值班质量，做好相关记录和分析:加强对运行人员的培训，提高值班人员的技能和责任心，电厂环保监察人员按监督要求按期检查排放指标情况，做好监督分析。

4、电厂联系设计单位，调整、优化、完善脱硫系统运行技术及方式，使脱硫石膏脱水系统和废水系统能独立运行;脱硫废水增加一路至湿排渣用水系统的管跻,做到可以根据塔内氯离子浓度实际情况来排放脱硫废水。以使脱硫废水正常排放，对吸收塔内的起泡、浆液的腐蚀性均有好处。

5、电厂增加石灰石品质检侧，既保障浆液品质，也保障电厂的利益:尽量采购低MgO含量的石灰石，防止浆液起泡。

6、提升运行和检修人员技能水平，提高设备巡检质量，及时发现设备隐患：按浆液循环泵设各使用、维护说明书要求，加强设备维护，提升检修质量。即:严格按照浆液循环泵的检修周期、检修工艺（叶轮与轴的装配间隙、叶轮压盖螺栓拧紧力矩、叶轮进出口间隙等要求合乎浆液循环泵检修工艺标准）、检修质量验收标准执行 建议在泵入口增加一个压力变送器并送入实时监控系统，加强对泵运行状态监测，运行中压力发生变化时，可以及时采取相应的缓解措施(停泵对入口进行反冲洗)。杜绝发生无法及时发现进口堵塞，而造成循环浆液泵的故障。

7、加强吸收塔浆液的品质监督、控制.进一步加强对浆液密度、PH值、氯离子浓度、碳酸钙含量等各种异常数据控制分析，规范异常情况的报告制度。

当前，国家日益严格的环保政策，以及发电燃煤市场化、燃煤成本比重不断提高等因索，发电经济与环保受到各发电公司的重点关注，如何做到降低燃煤成本，同时又控制SO2等污染物排放浓度符合国家标准，是发电厂所关注的。

石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺是一个成熟、高效的烟气脱硫工艺，它可大大减少火电厂二氧化硫的排放量，具有一定环境效益、经济效益、社会效益。但FGD系统工艺复杂，子系统也比较多，各种因素之间又相互影响。应从设计条件、化学工艺过程、机器设备和运行管理等几个方面重点防护，全面提高FGD系统的可靠性。只有在运行中不断摸索，总结调整经验、相互交流学习，加强对运行、检修人员的理论知识和运行、检修技能的培训，针对系统出现问题进行分析、研究、总结，对系统和设备进行合理改造，确保FGD系统的安全、稳定地运行。

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如何关注

根据在线监测系统实际运行数据，对某电厂600MW机组脱硫浆液循环泵运行组合方式进行了研究。在脱硫系统入口SO2浓度变化时，分析了9种组合方式下烟气脱硫系统的脱硫效率及循环泵的运行电流。结果表明，随着脱硫入口SO2浓度升高，循环泵的运行数量及电流增加，浆液循环泵运行数量相同时，组合方式不一样，脱硫效率也不一样。

在石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置中，浆液循环泵是核心设备，每台循环泵与各自对应的喷淋层连接，为吸收塔提供石灰石浆液，其运行方式不仅直接影响系统的脱硫效率，也与系统的能耗密切相关。

1某电厂脱硫系统概况

根据《山西省人民政府办公厅关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》(晋政办发[2014]62号、《山西省现役燃煤发电机组超低排放改造提速3年推进计划》等要求，全省现役单机300MW及以上燃煤发电机组2017年底前完成超低排放改造任务。在基准氧含量6%条件下，SO2排放浓度低于35mg/m3。

由于该电厂原有脱硫装置无法满足新的排放要求，因此进行了超低排放改造。经过改造后，每台机组脱硫系统配置4台流量为13500m3/h的浆液循环泵加1台设计流量为6000m3/h的辅助浆液循环泵，吸收塔内设置4层喷淋层加2层辅助喷淋层。各浆液循环泵的设计参数如表1所示。

表1浆液循环泵设计参数

在烟气脱硫系统FGD(flue gas desulfurization)入口SO2浓度处于不同范围内时，分别调节循环泵的数量和组合方式，根据在线监测系统记录各浆液循环泵运行电流以及脱硫系统进出口SO2浓度。

2脱硫效果分析

2.1脱硫效率计算方式

脱硫系统入口、出口SO2浓度均来自于在线监测系统，SO2质量浓度均折算成基准含氧量为6%下的浓度。脱硫效率η按式（1）计算。

η=[（C1-C2）/C1]x100%（1）

式中：

C1-脱硫入口SO2浓度；

C2-脱硫出口SO2浓度。

2.2脱硫效率分析

脱硫系统浆液循环泵双泵运行时，采取的组合方式有A+D,B+D,C+D3种运行方式，原烟气SO2浓度在500～1000mg/m3之间变化，脱硫效率变化如图1所示。图1中虚线为排放限值35mg/m3（含氧量6%)时的换算脱硫效率曲线。

图1：2台循环泵不同组合方式下的脱硫效率

从图1可以看到，随着原烟气SO2浓度升高，3种运行方式下系统的脱硫效率均呈现出下降的趋势，这是由于SO2浓度上升的同时浆液流量维持不变，导致钙硫比下降，从而引起脱硫效率下降。

整体脱硫效率A+D>B+D>C+D，在SO2浓度小于700mg/m3时，3种运行方式的脱硫效率均能满足排放要求。

在SO2浓度大于750mg/m3时，C+D已经不能满足排放限值要求，B+D也已经逼近限值，需要增加循环泵运行数量。而A+D泵的脱硫效率最高从99.4%开始，直到SO2浓度为1000mg/m3时，脱硫效率仍然能达到97.3%，能够达到排放要求，所以可以作为浆液循环泵双泵运行时的首选方式。

浆液循环泵有3台泵运行时，采取的组合方式有A+B+D,C+B+D,A+C+D3种运行方式，脱硫效率如图2所示。

图2：3台循环泵不同组合方式下的脱硫效率

从图2中可以看到，当采用A+B+D运行方式时，脱硫效果较差，最高98.6%，随着原烟气SO2浓度增加至1400mg/m3，脱硫效率低至97.7%，已经达不到限值要求。而采用B+C+D和A+C+D两种运行方式时，原烟气SO2浓度在1000-1600mg/m3之间变化时，脱硫效果均能够满足要求，两种方式的脱硫效率互有高低，相差值在0.3%左右，脱硫效率基本一致。在原烟气SO2浓度为1000～1600mg/m3时，B+C+D和A+C+D组合均可作为浆液循环泵的运行方式。

图3：4台以上循环泵不同组合方式下的脱硫效率

浆液循环泵4台以上泵运行时，采取的组合方式有A+B+C+D,A+B+D+E以及A+B+C+D+E5台同时运行。从图3中可以看到，当采取A+B+D+E运行方式时，随着原烟气SO2浓度升高，脱硫效率由起始最高98.2%开始迅速下降，在SO2浓度达到1700mg/m3便已超出排放标准。

这是由于E泵功率较小，所提供的浆液有限，在原烟气SO2浓度较高时钙硫比低，没有足够的浆液参与反应，导致脱硫效率低。当循环泵采用A+B+C+D方式运行时，脱硫效率较A+B+D+E方式高约1%，最高值为99.3%，在原烟气SO2浓度达到2300mg/m3时，脱硫效率下降到98.8%，但仍旧能够满足设计要求。

当5台循环泵全部开启时，整个系统脱硫效率明显提升，当原烟气SO2浓度在1600～3000mg/m3之间变化时，脱硫效率能够维持在99.2%-99.3%。这是由于循环泵数量增加后，进入吸收塔的浆液喷淋量显著增加，提高了塔内反应的钙硫比，浆液与烟气吸收反应更加充分，最终增加了系统脱硫效果。

3能耗分析

浆液循环泵属于高耗能设备，在整个FGD系统中的用电量可占到50%以上。2号机组脱硫装置共配置5台浆液循环泵，在脱硫入口SO2浓度变化不大，烟气量稳定的情况下，投入运行的循环泵数量越多，脱硫效率越高，但此时的耗电量也随之增大。因此，在脱硫系统保证可靠运行的前提下，调节循环泵运行数量，优化循环泵的运行组合方式，能够降低耗电量。

图4不同运行方式下的循环泵总电流

浆液循环泵的输出功率尸可由式（2）得出。

式中:

U-循环泵电压，常量;

I-循环泵运行电流，A;

cosφ-功率因数，常量。

由式（2）可知，电流I为实际运行值。因此，可以用循环泵运行电流I作为分析能耗的指标。图4为浆液循环泵不同组合方式运行下的总电流值。双泵A+D运行总电流在250A左右，而5台泵A+B+C+D+E全部开启时运行总电流可达到500A左右，是A+D的两倍。在脱硫效果能满足排放要求的前提下，投入运行的循环泵数量越少，能耗电量越低。

在脱硫入口SO2浓度小于1000mg/m3时，最佳运行方式为A+D；

在脱硫入口SO2浓度介于1000-1600mg/m3时，B+C+D运行电流约340A，A+C+D运行电流约350A，所以最佳运行方式为B+C+D；

在脱硫入口SO2浓度介于1600～2300mg/m3时，最佳运行方式为A+B+C+D；

当脱硫入口SO2浓度大于2300mg/m3时，需要开启全部5台浆液循环泵。

4结论

在FGD系统中，对浆液循环泵运行方式的优化主要考虑两个方面。

一是净烟气SO2浓度低于35mg/m3(含氧量6%)，满足超低排放要求；二是浆液循环泵的运行总功率越小能耗越低，因此能够降低整个FGD系统的能耗。

合理地优化脱硫系统的运行方式需要经过长期的实践和研究。在实际运行中，FGD脱硫效率及运行功率受浆液密度、液位、pH值等多种因素的影响，需要长期全面的验证才能完善最佳运行模式。