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[摘 要]本文主要介绍了某电厂4号机组的FGD脱硫装置的组成部分及设计参数。然后对调试运行中出现的主要问题进行了分析，并提出了相应的解决方案，获得了较好效果。
[关键词]FGD；湿法脱硫；调试
中图分类号：TK223.27 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）35-0264-2
1.引言
近年来我国面临的环境问题十分严峻，特别是由于化石能源的使用造成北方的雾霾天气增多。我国在治理火电厂大气污染物排放方面的重点是烟气脱硫以及氮氧化物排放的控制，因此全面掌握火电厂脱硫系统的性能指标显得至关重要。
电厂烟气脱硫系统性能考核试验亦称交接验收试验。该试验的目的是对竣工的脱硫装置能否达到合同要求的各项技术、经济指标等脱硫性能参数进行考核。通常要求进行两次性能考核试验。首次试验为系统调试过程中和试运行时开展，第二次试验在首次试验完成后、系统已运行数月至一年后进行。而依照《石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》所要求，性能考核试验应在系统168h试运移交生产后2个月开展，6个月内完成。该试验可为火电厂脱硫系统的安全可靠运行提供参考数据，同时，通过试验分析可找出部分未达标参数的产生原因，为系统可靠运行找到解决措施。
2.FGD系统概述
本文以某电厂FGD脱硫系统性能考核试验为例进行研究，该厂脱硫装置采用一爐一塔装置，吸收塔脱硫率在设计煤种BMCR工况下可达95%以上。脱硫装置设置100%烟气旁路，保证在需要切除FGD时能快速开启旁路門，不影响发电机组的安全运行。FGD的子系统包括烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、吸收剂制备系统、工艺水系统、工业水系统、废水处理系统。
2.1 烟气系统
由锅炉引风机排出的烟气经过FGD系统设置的增压风机增压后进入吸收塔，处理后的烟气从吸收塔顶部的净烟气出口排出，经过烟囱的主烟道排入烟囱。在增压风机进口烟道上以及吸收塔出口净烟气烟道上分别设置1台双百叶密封挡板门，用于锅炉运行期间脱硫装置的隔断和维护，同时在FGD系统原烟气进口及净烟气出口之间（主体发电工程烟道上）设置1台快开式双百叶密封挡板门。当锅炉启动、进入FGD的烟气超温（超过160℃达20min或当烟温达到180℃时）或FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放，旁路挡板具有100%的密封性。
2.2 吸收塔系统
将引入的锅炉原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应，生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾，使烟气中液滴浓度小于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主体发电工程的钢烟道经烟囱排入大气。
2.3 浆液循环系统
浆液循环泵将石灰石浆液由吸收塔下部的结晶区打入吸收塔上部喷淋层，经喷咀雾化喷出；为防止系统停运时，循环泵及管道内浆液沉淀，用工艺水对循环泵及管道进行冲洗。根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。装置运行时，实际投运的循环浆液喷淋层数根据烟气负荷以及出口SO2浓度决定。
2.4 石膏脱水及储运系统
吸收塔内的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏浆液旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液（石膏浆液旋流站底流）全部进入石膏真空皮带脱水机进行脱水。脱水后表面含水率小于10%的石膏进入石膏储存间存放待运。石膏浆液旋流站的溢流进入滤液水箱，滤液水一部分送回吸收塔循环和送入石灰石浆液箱进行石灰石浆液调配，另一部分进入废水站旋流站，其溢流进入废水箱。
2.5 工艺水系统
工艺水系统是脱硫工艺的重要组成部分，其功能是为工艺系统提供工艺用水。工艺水用水由电厂供给并引接至脱硫工艺水箱。工艺水共分两路，一路为除雾器冲洗水，由除雾器冲洗水泵供给，另一路由工艺水泵供给。
3.设计指标（表1）
4.调试过程中存在的问题以及解决措施
4.1 油温异常
4.1.1 现象
在整套启动调试期间，由于夜间温度较低，回油通过冷却风机后，温度低于正常工作值。
4.1.2 原因以及解决方案
经过检查发现增压风机油站油泵与油站冷却风机公用一个开关，无法实现分别控制（油泵启动，冷却风机必启动），现场人员通过调整回油进冷却风机旁路的开度，来调节进入冷却风机的油量，使“冷油”和“热油”混合后的温度达到正常工作的最佳值（35-45℃）。
4.2 工艺水泵出口压力偏低
4.2.1 现象
当两套脱水系统全部启动后，工艺水泵出口压力偏低。
4.2.2 原因及解决方案
本工程工艺水泵采用一用一备设计，在两套脱水系统全部启动后进行管路或仪表的冲洗，势必造成真空泵密封水流量过低甚至会导致整个脱水系统停运。所以在调试的时候在所有管路及仪表冲洗水电动门添加“中停”功能，来调节冲洗水流量，以防止因为各用水设备互相“抢水”，造成设备跳闸。
4.3 吸收塔内存在大量烟尘
4.3.1 现象
在整套调试期间，大量烟尘经过循环浆液的洗涤计入吸收塔，劣化了吸收塔浆液的品质，影响脱硫效率，同时还增加了除雾器的工作负荷，造成“灰雨”。
4.3.2 原因及解决方案
经过与电除尘器厂家联系得知，他们在调试前将两台除尘器所有电场充电比全部由1：1更给为1：3的节能模式，这就造成除尘效率大幅下降。在调试过程中发现浆液品质受到影响后，一直维持脱硫系统在低pH工况下运行，同时不间断的出废水，经过40个小时处理，浆液品质再次满足吸收要求。若电除尘器必须采用节能方式运行，则第一电场充电比必须为1：1，其他电场可适当减小。
4.4 增压风机压力调节
由于四号机组未安装脱硝系统，这就造成与三号机相比，在同等负荷情况下，增压风机入口压力控制应有别于三号机。经过将入口压力设定值分别控制为-250Pa、-300Pa、-350Pa、-380Pa、-400Pa进行试验。在满足烟气可克服脱硫系统阻力、烟气流速在合理范围内以及引风机出口不憋压等条件，最终确定在满负荷工况下，增压风机入口压力控制在-400Pa。
5.结论
烟气脱硫系统在安装完毕并完成单体、分系统试运后，须通过规定时间的整套试运行，对设计、施工和设备质量进行全面考核。以便检查FGD的设计是否合理，设备是否达到额定出力，FGD运行参数是否符合设计要求等等。
参考文献
[1] 汪斌，韩利，张涛.火电厂FGD脱硫系统性能考核试验研究[J].环境保护与循环经济，2015，（10）：61-64.
[关键词]FGD；湿法脱硫；调试
中图分类号：TK223.27 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）35-0264-2
1.引言
近年来我国面临的环境问题十分严峻，特别是由于化石能源的使用造成北方的雾霾天气增多。我国在治理火电厂大气污染物排放方面的重点是烟气脱硫以及氮氧化物排放的控制，因此全面掌握火电厂脱硫系统的性能指标显得至关重要。
电厂烟气脱硫系统性能考核试验亦称交接验收试验。该试验的目的是对竣工的脱硫装置能否达到合同要求的各项技术、经济指标等脱硫性能参数进行考核。通常要求进行两次性能考核试验。首次试验为系统调试过程中和试运行时开展，第二次试验在首次试验完成后、系统已运行数月至一年后进行。而依照《石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》所要求，性能考核试验应在系统168h试运移交生产后2个月开展，6个月内完成。该试验可为火电厂脱硫系统的安全可靠运行提供参考数据，同时，通过试验分析可找出部分未达标参数的产生原因，为系统可靠运行找到解决措施。
2.FGD系统概述
本文以某电厂FGD脱硫系统性能考核试验为例进行研究，该厂脱硫装置采用一爐一塔装置，吸收塔脱硫率在设计煤种BMCR工况下可达95%以上。脱硫装置设置100%烟气旁路，保证在需要切除FGD时能快速开启旁路門，不影响发电机组的安全运行。FGD的子系统包括烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、吸收剂制备系统、工艺水系统、工业水系统、废水处理系统。
2.1 烟气系统
由锅炉引风机排出的烟气经过FGD系统设置的增压风机增压后进入吸收塔，处理后的烟气从吸收塔顶部的净烟气出口排出，经过烟囱的主烟道排入烟囱。在增压风机进口烟道上以及吸收塔出口净烟气烟道上分别设置1台双百叶密封挡板门，用于锅炉运行期间脱硫装置的隔断和维护，同时在FGD系统原烟气进口及净烟气出口之间（主体发电工程烟道上）设置1台快开式双百叶密封挡板门。当锅炉启动、进入FGD的烟气超温（超过160℃达20min或当烟温达到180℃时）或FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放，旁路挡板具有100%的密封性。
2.2 吸收塔系统
将引入的锅炉原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应，生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾，使烟气中液滴浓度小于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主体发电工程的钢烟道经烟囱排入大气。
2.3 浆液循环系统
浆液循环泵将石灰石浆液由吸收塔下部的结晶区打入吸收塔上部喷淋层，经喷咀雾化喷出；为防止系统停运时，循环泵及管道内浆液沉淀，用工艺水对循环泵及管道进行冲洗。根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。装置运行时，实际投运的循环浆液喷淋层数根据烟气负荷以及出口SO2浓度决定。
2.4 石膏脱水及储运系统
吸收塔内的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏浆液旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液（石膏浆液旋流站底流）全部进入石膏真空皮带脱水机进行脱水。脱水后表面含水率小于10%的石膏进入石膏储存间存放待运。石膏浆液旋流站的溢流进入滤液水箱，滤液水一部分送回吸收塔循环和送入石灰石浆液箱进行石灰石浆液调配，另一部分进入废水站旋流站，其溢流进入废水箱。
2.5 工艺水系统
工艺水系统是脱硫工艺的重要组成部分，其功能是为工艺系统提供工艺用水。工艺水用水由电厂供给并引接至脱硫工艺水箱。工艺水共分两路，一路为除雾器冲洗水，由除雾器冲洗水泵供给，另一路由工艺水泵供给。
3.设计指标（表1）
4.调试过程中存在的问题以及解决措施
4.1 油温异常
4.1.1 现象
在整套启动调试期间，由于夜间温度较低，回油通过冷却风机后，温度低于正常工作值。
4.1.2 原因以及解决方案
经过检查发现增压风机油站油泵与油站冷却风机公用一个开关，无法实现分别控制（油泵启动，冷却风机必启动），现场人员通过调整回油进冷却风机旁路的开度，来调节进入冷却风机的油量，使“冷油”和“热油”混合后的温度达到正常工作的最佳值（35-45℃）。
4.2 工艺水泵出口压力偏低
4.2.1 现象
当两套脱水系统全部启动后，工艺水泵出口压力偏低。
4.2.2 原因及解决方案
本工程工艺水泵采用一用一备设计，在两套脱水系统全部启动后进行管路或仪表的冲洗，势必造成真空泵密封水流量过低甚至会导致整个脱水系统停运。所以在调试的时候在所有管路及仪表冲洗水电动门添加“中停”功能，来调节冲洗水流量，以防止因为各用水设备互相“抢水”，造成设备跳闸。
4.3 吸收塔内存在大量烟尘
4.3.1 现象
在整套调试期间，大量烟尘经过循环浆液的洗涤计入吸收塔，劣化了吸收塔浆液的品质，影响脱硫效率，同时还增加了除雾器的工作负荷，造成“灰雨”。
4.3.2 原因及解决方案
经过与电除尘器厂家联系得知，他们在调试前将两台除尘器所有电场充电比全部由1：1更给为1：3的节能模式，这就造成除尘效率大幅下降。在调试过程中发现浆液品质受到影响后，一直维持脱硫系统在低pH工况下运行，同时不间断的出废水，经过40个小时处理，浆液品质再次满足吸收要求。若电除尘器必须采用节能方式运行，则第一电场充电比必须为1：1，其他电场可适当减小。
4.4 增压风机压力调节
由于四号机组未安装脱硝系统，这就造成与三号机相比，在同等负荷情况下，增压风机入口压力控制应有别于三号机。经过将入口压力设定值分别控制为-250Pa、-300Pa、-350Pa、-380Pa、-400Pa进行试验。在满足烟气可克服脱硫系统阻力、烟气流速在合理范围内以及引风机出口不憋压等条件，最终确定在满负荷工况下，增压风机入口压力控制在-400Pa。
5.结论
烟气脱硫系统在安装完毕并完成单体、分系统试运后，须通过规定时间的整套试运行，对设计、施工和设备质量进行全面考核。以便检查FGD的设计是否合理，设备是否达到额定出力，FGD运行参数是否符合设计要求等等。
参考文献
[1] 汪斌，韩利，张涛.火电厂FGD脱硫系统性能考核试验研究[J].环境保护与循环经济，2015，（10）：61-64.