某電廠裝機容量2×1000MW,采用國產(chǎn)超臨界凝汽式燃煤發(fā)電機組。鍋爐采用低氮燃燒與SCR脫硝裝置控制煙氣NOx排放，采用電除塵器與濕式煙氣脫硫裝置(以下簡稱FGD)控制煙塵與SO2排放，建有210米高度煙囪。
其中，F(xiàn)GD采用目前較為成熟的石灰石一石膏濕法脫硫工藝，脫硫劑為石灰石(CaCO3)與水配制的濃度為30%的懸浮漿液，吸收塔為一爐一塔，石灰石漿液制備、石膏脫水系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)為兩臺爐公用。
由鍋爐引風(fēng)機來的全部煙氣，在與引風(fēng)機串聯(lián)的動葉可調(diào)軸流增壓風(fēng)機的作用下進入吸收塔，煙氣自下向上流動，經(jīng)過塔內(nèi)煙氣入口處上部四層漿液噴淋層，煙氣中的SO2、SO3被自上而下噴出的吸收劑吸收生成CaSO·1/2H2O，并在吸收塔下部反應(yīng)池中被鼓入的氧化空氣氧化而生成石膏( CaSO4·2H2O)。脫硫后的凈煙氣通過兩級串聯(lián)的除霧器除去煙氣中攜帶的漿液霧滴后，約50℃的煙氣進入煙囪排入大氣。
設(shè)計煤種含硫率0.43 %，設(shè)計脫硫入口煙氣流量3139200N·m³/h，脫硫入口煙溫123℃，煙氣入口SO2濃度為940mg/N·m³，入口煙塵濃度<100mg/N·m³ 吸收塔塔內(nèi)設(shè)4層噴嘴系統(tǒng)，采用偏心噴嘴，漿液自上而下與煙氣逆流接觸。氧化槳池內(nèi)置，塔外設(shè)4臺側(cè)向攪拌器。周邊配置4臺漿液循環(huán)泵，單元制供給4層噴嘴。其中漿液循環(huán)泵為KSB Atctiengesellschaft的單吸式離心泵。相關(guān)參數(shù)見表1。
二、漿液循環(huán)泵故障現(xiàn)象
2013年3月電廠2號機組脫硫漿液循環(huán)泵連續(xù)發(fā)生故障，19日運行中發(fā)現(xiàn)漿液循環(huán)泵2D參數(shù)異常，即電流上升到149A(此時:2號機組負荷875MW.,2FGD出口SO2維持110mg/N·m³左右)，隨即停用搶修，搶修中發(fā)現(xiàn)，泵進口管道防腐材料幾乎全部破損脫落、漿液循環(huán)泵葉輪磨損嚴重且有開裂、泵中心軸頭壓板脫落無法繼續(xù)使用。
經(jīng)搶修，漿液循環(huán)泵2D投運試轉(zhuǎn)，試轉(zhuǎn)運行仍不正常：漿液循環(huán)泵 2D電流從84A下跌至24A。即停運解體檢查，發(fā)現(xiàn)泵葉輪全部損壞。見圖1
圖一
3月20日，漿液循環(huán)泵2A運行中發(fā)生與2D相同情況:即泵體振動大(水平0.11mm，垂直0.06mm，軸向0.07mm ),電流下跌，需停運搶修。
此后漿液循環(huán)泵2B,、2C也發(fā)生故障，現(xiàn)象同漿液循壞泵2D,經(jīng)解體檢查存在相同的故障隱患。由于連續(xù)發(fā)生多臺漿液循環(huán)泵故障,煙氣氧化硫排放濃度持續(xù)超標(biāo)，為保證公司的環(huán)保形象，電廠決定停爐搶修漿液循泵，并對整個脫硫系統(tǒng)進行全面檢查
三、脫硫槳液循環(huán)泵故障原因分析
2號機組停運后對FGD系統(tǒng)進行全面檢查修理，發(fā)現(xiàn)主要系統(tǒng)和設(shè)備異常情況如下：
（1）四臺漿液循環(huán)泵進口管道襯膠均有脫落現(xiàn)象，出口管道釗膠無此現(xiàn)象
（2）噴嘴存在不同程度的被異物堵塞現(xiàn)象(見圖2)
（3）漿液循環(huán)泵進口濾網(wǎng)有不同程度向泵側(cè)凹的現(xiàn)象
（4）漿液循環(huán)泵葉輪有不同程度破損
圖2
綜合停運前的漿液循環(huán)泵的故障現(xiàn)象和機組停運后的檢查結(jié)果(公眾號:泵管家)，基本分析認為漿液循環(huán)泵葉輪不同程度碎裂的可能原因為：
（1）漿液漿液循環(huán)泵進口管道襯膠因為各種原因發(fā)生脫落，脫落異物對葉輪形成打擊;
（2）進口濾網(wǎng)有堵塞現(xiàn)象，泵進口發(fā)生氣蝕
（3）噴嘴阻塞后，出口壓力急劇上升，在泵的進口氧化空氣積聚，當(dāng)壓力上升到一定程度后，氣泡破裂，形成氣爆
（4）泵維護丁作欠缺，泵的密封間隙大
（5）泵葉輪材質(zhì)耐腐蝕能力損，抗沖擊力差
總體分析，認為泵葉輪碎裂可能是以上幾條原因綜合作用的結(jié)果。進一步分析認為是FGD氏期運行工況不佳累積而至，主要有以下幾點原因：
1、對入爐煤硫份、灰份的控制不夠嚴格。因發(fā)電燃煤市場化、燃煤成本比重不斷提高等因索，2012 11以來，電廠為降低燃煤成本，進行低熱值燃煤的摻燒工作，改燃煤摻燒過程中，對燃煤硫份的控制不夠嚴格，造成燃煤硫份時有上下波動，導(dǎo)致FGD進口SO2濃度遠超F(xiàn)GD設(shè)計值， 如 2012年11月進口FGD的SO2濃度最高值至4300mg/N·m³，持續(xù)的高SO2濃度遠超F(xiàn)GD設(shè)計處理能力，打破了脫硫系統(tǒng)穩(wěn)定運行的條件，影響了脫硫系統(tǒng)正常運行。
2、對漿液濃度和密度等特性參數(shù)、質(zhì)量控制不力。在FGD進口SO2濃度高的情況下，電廠通過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 )，同時增加投運漿液循環(huán)泵(4臺漿液循環(huán)泵全部投運.正常情況下3用1備)，并通過投放脫硫增效劑等運行方式，以保證脫硫效率和排放濃度不超標(biāo)吸收塔加入過多石灰石粉，吸收塔漿液密度長時間保持在1250kg/m³以上，導(dǎo)致槳液循環(huán)泵葉輪及集水坑泵葉輪磨損加劇；
同時石灰石粉經(jīng)集水坑泵送入吸收塔，加入石灰石粉得不到合理配比、充分攪拌、溶解，影響到石灰石粉的正常反應(yīng)，造成集水坑泵防腐材料及管道內(nèi)襯的腐蝕及磨損；并且石膏的品質(zhì)也得不到保證，一系列情況造成并加劇后續(xù)設(shè)備影響：設(shè)備的磨損；管道襯膠破損、脫落；管道堵塞、結(jié)垢和腐蝕等;
吸收塔內(nèi)漿液粘稠等，漿液特性改變，造成漿液循環(huán)泵進口介質(zhì)流動不暢吸真空，長期低流量運行會引起管道震動、進口管道襯膠脫落等，導(dǎo)致進入噴嘴形成堵塞。振動及襯膠進入泵體將導(dǎo)致槳液循壞泵冷鑄陶瓷葉輪破損、碎裂
3、系統(tǒng)原設(shè)計存在缺陷。脫硫系統(tǒng)水平衡被打破，吸收塔長期高水位運行，限制了除霧器正常沖洗。原設(shè)計中脫硫廢水系統(tǒng)需石膏脫水皮帶運行后才能運行廢水系統(tǒng)，廢水系統(tǒng)不能單獨運行，兩個系統(tǒng)相互影響，廢水系統(tǒng)(濃縮池刮泥機)故障率高，導(dǎo)致石膏脫水系統(tǒng)不能正常運行;石膏脫水系統(tǒng)停運后，廢水系統(tǒng)不能繼續(xù)運行，導(dǎo)致廢水排放不正常，影響漿液質(zhì)量，導(dǎo)致漿液中氯離子濃度得不到控制，氯離子濃度最高能達到42g/L(運行應(yīng)控制在10g/L）, 影響石膏品質(zhì)，同時加快對設(shè)備的腐蝕;特別是低負荷時吸收塔的液位居高不下，影響了脫硫系統(tǒng)正常運行。
4、石灰石品質(zhì)控制不嚴，石灰石作為脫硫系統(tǒng)的生產(chǎn)原料。電廠對石灰石來料品質(zhì)僅依靠供應(yīng)商的檢測報告和通過對漿液的檢測間接獲得，電廠不作化驗。石灰石原料粒徑控制在<20mm,來料中細末子過多，易造成石灰石輸送處理設(shè)備堵塞:同時在吸收塔殘存的石膏中發(fā)現(xiàn)細沙。
5、設(shè)備檢修質(zhì)量、日常維護質(zhì)量不高。漿液循環(huán)泵間隙未能隨磨損增加及時調(diào)整，導(dǎo)致泵效率下降(公眾號:泵管家)，大量的回流量造成運行中的泵異常振動，同時影響脫硫效率；漿液循環(huán)泵運行監(jiān)測僅以單一的運行電流為參數(shù)(一般情況下循環(huán)槳液泵電流有較大波動時，泵的故障己經(jīng)較大了)，對日常點檢、維護等工作帶來困難。
四、整改措施及效果
在機組停運后，對FGD系統(tǒng)進行了全面檢查，對堵塞的四層漿液循環(huán)管和噴淋管道進行徹底疏通清理，四臺漿液循環(huán)泵解體檢修，調(diào)換了部分葉輪，所有的漿液全部換新，現(xiàn)機組FGD系統(tǒng)運行正常，為保證FGD系統(tǒng)長期正常運行，在運行和維護、檢修工作中，應(yīng)做到如下幾點:
1、從源頭抓好管理，煤炭采購時首先要策劃好來煤結(jié)構(gòu)，把硫分與發(fā)熱量等指標(biāo)放在同等重要的地位;電廠在內(nèi)部煤炭管理中，要加強開倉、入廠、入爐煤化驗數(shù)據(jù)分析，按照不同煤質(zhì)做好分類堆存:配煤時綜合考慮脫硫系統(tǒng)設(shè)計能力、運行現(xiàn)狀(負荷、脫硫系統(tǒng)實際情況)和燃煤含硫量，合理配煤，保證
脫硫設(shè)施不超最大處理能力運行。
2、經(jīng)對該電廠機組脫硫系統(tǒng)的測試計算，滿負荷工況下，其脫硫系統(tǒng)長期運行進口SO2濃度控制在2350 mg/N·m³(不加脫硫增效劑)，進口SO2濃度應(yīng)控制在2800 mg/N·m³（適量脫硫增效劑)；如預(yù)期將一直保持較高硫份的燃煤運行，建議:a、在現(xiàn)有石灰石漿液箱旁增加一套石灰石漿液箱(加石灰石粉)，以便在燃燒高硫煤時作補充用;b.建議增設(shè)一層噴淋層，提高脫硫能力，以適應(yīng)日益嚴格的環(huán)保要求。
3、提高運行值班質(zhì)量，做好相關(guān)記錄和分析:加強對運行人員的培訓(xùn)，提高值班人員的技能和責(zé)任心，電廠環(huán)保監(jiān)察人員按監(jiān)督要求按期檢查排放指標(biāo)情況，做好監(jiān)督分析。
4、電廠聯(lián)系設(shè)計單位，調(diào)整、優(yōu)化、完善脫硫系統(tǒng)運行技術(shù)及方式，使脫硫石膏脫水系統(tǒng)和廢水系統(tǒng)能獨立運行;脫硫廢水增加一路至濕排渣用水系統(tǒng)的管躋,做到可以根據(jù)塔內(nèi)氯離子濃度實際情況來排放脫硫廢水。以使脫硫廢水正常排放，對吸收塔內(nèi)的起泡、漿液的腐蝕性均有好處。
5、電廠增加石灰石品質(zhì)檢側(cè)，既保障漿液品質(zhì)，也保障電廠的利益:盡量采購低MgO含量的石灰石，防止?jié){液起泡。
6、提升運行和檢修人員技能水平，提高設(shè)備巡檢質(zhì)量，及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備隱患：按漿液循環(huán)泵設(shè)各使用、維護說明書要求，加強設(shè)備維護，提升檢修質(zhì)量。即:嚴格按照漿液循環(huán)泵的檢修周期、檢修工藝（葉輪與軸的裝配間隙、葉輪壓蓋螺栓擰緊力矩、葉輪進出口間隙等要求合乎漿液循環(huán)泵檢修工藝標(biāo)準(zhǔn)）、檢修質(zhì)量驗收標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行 建議在泵入口增加一個壓力變送器并送入實時監(jiān)控系統(tǒng)，加強對泵運行狀態(tài)監(jiān)測，運行中壓力發(fā)生變化時，可以及時采取相應(yīng)的緩解措施(停泵對入口進行反沖洗)。杜絕發(fā)生無法及時發(fā)現(xiàn)進口堵塞，而造成循環(huán)漿液泵的故障。
7、加強吸收塔漿液的品質(zhì)監(jiān)督、控制.進一步加強對漿液密度、PH值、氯離子濃度、碳酸鈣含量等各種異常數(shù)據(jù)控制分析，規(guī)范異常情況的報告制度。
當(dāng)前，國家日益嚴格的環(huán)保政策，以及發(fā)電燃煤市場化、燃煤成本比重不斷提高等因索，發(fā)電經(jīng)濟與環(huán)保受到各發(fā)電公司的重點關(guān)注，如何做到降低燃煤成本，同時又控制SO2等污染物排放濃度符合國家標(biāo)準(zhǔn)，是發(fā)電廠所關(guān)注的。
石灰石一石膏濕法煙氣脫硫工藝是一個成熟、高效的煙氣脫硫工藝，它可大大減少火電廠二氧化硫的排放量，具有一定環(huán)境效益、經(jīng)濟效益、社會效益。但FGD系統(tǒng)工藝復(fù)雜，子系統(tǒng)也比較多，各種因素之間又相互影響。應(yīng)從設(shè)計條件、化學(xué)工藝過程、機器設(shè)備和運行管理等幾個方面重點防護，全面提高FGD系統(tǒng)的可靠性。只有在運行中不斷摸索，總結(jié)調(diào)整經(jīng)驗、相互交流學(xué)習(xí)，加強對運行、檢修人員的理論知識和運行、檢修技能的培訓(xùn)，針對系統(tǒng)出現(xiàn)問題進行分析、研究、總結(jié)，對系統(tǒng)和設(shè)備進行合理改造，確保FGD系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定地運行。
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