大湿法脱硫系统若干问题

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1、大湿法脱硫系统若干问题　　摘要：我国提出要把生态文明建设放在突出的地位，着力推进经济社会的绿色、循环和低碳发展。门前我国大气污染形势严峻，而燃煤电厂是SO2等大气污染物的主要排放源，控制燃煤电厂SO2排放对治理大气污染有举足轻重的作用。目前，我国石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺在燃煤电厂烟气脱硫市场中占有率高达90%以上，但有些电厂煤种含硫量变化大，导致运行当中浪费了大量的电和水。因此，有必要研究提高湿法脱硫系统运行水平。本文通过对江西世龙热电石灰石-石膏FGD系统运行过程的一些经验进行总结分析，提出相应的改造措施。

2、　　关键词：脱硫系统；PH值测量控制；循环泵　　DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.08.018　　1脱硫系统概述　　江西世龙实业股份有限公司（2×130t/h）循环流化床锅炉烟气脱硫EPC工程，为#3、#4两台锅炉加装脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，副产物为脱硫石膏。一炉一塔配置，全烟气脱硫，脱硫后效率为≤100mg/Nm3。　　烟气脱硫系统采用喷淋空塔脱硫技术，控制系统采用和利时公司DCS系统。　　由#3、#4锅炉引风机排出的原烟气经新增烟道后进入吸收塔，与布置在

3、吸收塔上部的四个不同高度的喷淋层喷出的循环吸收浆液滴形成逆向接触吸收。净化后的烟气继续向上流经布置在喷淋层上方的除雾器，净烟气中夹带的液滴在除雾器中被除去。离开除雾器的净烟气经吸收塔塔顶烟囱直接排向大气。　　脱硫所需的石灰石粉外购，经密封罐车运至脱硫岛。在该脱硫岛中设置了1个石灰石粉仓，石灰石粉仓设计有2个锥形下料口。每个下料口都设置了一套旋转下料装置。粉仓中的石灰石粉经星型给料机、冲板流量计后送入石灰石浆液箱。石灰石浆液通过调节供浆量，达到需要密度时，经石灰石浆液泵（共2台，一运一备）送入#3、#4吸收塔浆池液

4、面上方，再由循环泵送入吸收塔喷淋层。脱硫系统设计参数见表。　　2循环泵的问题　　由于业主购买煤炭含硫量波动比较大，加上锅炉本身负荷也有相当波动，两者叠加导致原烟气含硫量波动在2000-4000mg/Nm3之间波动。运行当中只有保持四台132KW循环泵同时运行，才能保证4000mg/Nm3时的排放要求，造成了大的电能浪费。同时，氧化风量也有较大浪费。运行当中，要保持节电，只有频繁启动循环泵，循环管内浆液在循环泵停止时，从喷淋口高度直接回落，导致循环泵入口过滤网被冲坏，给生产带来了不稳定性。同时，频繁的启动大功率电动

5、机，对电动机本身、控制柜和变压器也造成了不利影响。　　浆液循环泵是脱硫系统里面耗电量最大的设备，本工程FGD系统有四台循环泵，总功率528KW，统计数据表明循环泵的用电量约占系统总用电量的60%，对循环泵的改造可以达到最大的节电效果。　　本工程循环泵电控系统原来的启动是通过软启动来实现的，我们把它改成变频启动，对应的DCS系统增加一块8通道模拟量输出模块和一块8通道模拟量输入模块，分别来对应量台炉8台循环泵的频率设定和频率反馈。每台炉的#1循环泵处于工频常开状态，其他3台循环泵的频率和开启状态由DCS系统通过入口

6、SO2浓度的大小来控制，当入口SO2浓度增大，循环泵的输出频率增大。为了保持喷淋层的覆盖面，循环泵的最小运行频率为25赫兹。低于25赫兹，循环泵走停机程序。通过对系统的升级改造，4台循环泵的运行功率从原来的500KW左右，降到350KW左右，效益明显。　　原先循环泵停机时，有大量的浆液从20多米的高处回流进入吸收塔，对循环泵入口滤网造成了很大的冲击。我们通过设置变频器的停机曲线和DCS程序，完成了循环泵的停机步骤。当根据入口SO2浓度反馈计算出来的频率小于25赫兹时，循环泵进入停机程序，使得循环泵频率慢慢变小，在

7、浆液的重力和离心力达到平衡时，停留30秒，再慢慢减小频率，直至停机，完全杜绝了浆液对滤网的冲击，使得系统能长期稳定运行。　　3PH值测量控制　　PH值的测量方法是吸收塔浆液引入PH计测量杯后，再送回吸收塔，即可测得浆液PH值。本工程PH计浆液来自吸收塔浆液循环泵出口，冲洗水取自工艺水系统。运行中PH计的测量管容易堵塞，测量电极容易磨损。无论是吸收塔浆液还是冲洗水，均自下往上流经PH计测量杯，PH计电极球泡在高流速、高压力。高含固量的液体冲刷下，容易破碎。本工程的PH电极更换频繁，极端情况下，十余天时间就得更换一次

8、，后来不得不弃之不用。在线PH计退出运行后，只能靠人工采样，进行离线分析，并据此调整吸收塔进浆液时间，导致浆液PH值大幅波动，给脱硫效率、石膏品质、除雾器清洁造成一定影响。　　我们改用测量低压浆液的方法来解决上述问题，为此，在吸收塔浆液区的塔壁上开孔去浆，引入在线PH计，测量后的浆液排入吸收塔区域地坑，由地坑泵再打回吸收塔。取浆的开孔位置有两个，分别位于浆液循环泵入口上部