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摘 要：河北大唐国际丰润热电现有2×300MW 供热机组，该脱硫采用的是石灰石-石膏湿法脱硫技术。是世界范围内烟气脱硫的主流技术之一，具有脱硫效率较高，投资成本较低，运行可靠性较好，非常适合于大中型锅炉的烟气脱硫，于2009年双机投产。与机组同步建设、投运烟气脱硫系统，采用常见的石灰石-石膏湿法脱硫工艺，设计脱硫效率95%以上。两台脱硫设备运行以来，环保各项指标合格，但在运行中有设备及系统在设计上存在着诸多不合理之处直接威胁着脱硫设备的正常运行及可靠性。为此，为保证脱硫设备长期稳定运行，根据实际，制定了相关改造方案以确保脱硫设备正常稳定运行。
关键词：脱硫 问题 可靠性 技术改造
一、脱硫两台工艺水泵全部跳闸则两台脱硫自动退出逻辑保护
我公司支持脱硫工艺水系统正常运行的重要条件是：两台工艺水泵（型号：IS125-100-250A，流量：120 m3/h）一用一备的正常运行。工艺水泵提供两台脱硫设备的正常用水及脱硫近百台转动设备的机封冷却水。但原工艺水泵的逻辑保护中有一条直接影响着脱硫设备的正常运行及可靠性：由于6台浆液循环泵（石家庄强大泵业700X-TLR）的机封冷却水由工艺水泵提供，而浆液循环泵机封冷却水中断则将使浆液循环泵由于机封水中断而烧毁机械密封，故逻辑保护中设计了当两台工艺水泵全部跳闸后且延时90秒将自动将两台脱硫退出。可见，此逻辑保护严重威胁着我公司脱硫设备的正常运行。為改变此被动局面将设备进行技术改造：现将6台浆液循环泵的机封冷却水增加备用水源：在除雾器冲洗水泵出口母管引出200m长、￠57碳钢备用水源管（如图），由于增加了浆液循环泵机封冷却水备用水源，避免出现当工艺水全部失去导致浆液循环泵机封由于无机封冷却水而损坏现象，故要求热工将脱硫工艺水泵A及工艺水泵B全部跳闸时退两台脱硫逻辑修改为电脑画面报警。下图为改造后的系统图
改造后，将除雾器冲洗水泵母管（￠150）引出一根支管（￠57）专供浆液循环泵机封冷却水。取消了跳两台脱硫的热工逻辑保护，使得平时无法消除的缺陷得以正常进行，大大增强了脱硫运行的可靠性。
二、吸收塔喷淋层大梁护板频繁脱落，造成喷淋层大梁被冲刷、腐蚀且掉落的PP板碎片堵塞喷嘴及浆液循环泵入口滤网
分析原因为：原喷淋层大梁护板为厚度2mm，且三面包裹大梁，极易被喷淋层喷嘴喷出的就爱那个也吹散而脱落。此次改造为：厚度10mmPP板且四面全部包裹并用PP焊丝焊接。保证了塔内喷淋层大梁不被冲刷，保证了吸收塔的安全运行。
脱硫塔内部防护大梁的PP板脱落情况（未改造前）：
改造后加装大梁PP护板（四面包覆PP板）：
改造后四面加装大梁PP护板运行半年后情况（2011年11月2日#1机停备期间检查#1吸收塔内部）：
喷淋层大梁护板正常，无脱落现象
三、我公司每个吸收塔各设计1个地坑：4.0m×4.0m ×3.0m，该两个地坑各有两个地坑泵和一个搅拌器
但在实际运行中经常出现检修地坑所属设备而无法隔绝的问题，即无法停用地坑，因为每个地坑都对应相应的来水源及来浆源。针对该现象，设计一条长30m、宽0.5m、高0.5m的连通地沟将两个地坑相互串联、相互备用并付诸实施，解决了无法检修地坑及地坑所属设备的难题。
四、我公司脱硫石灰石粉由罐车输送至粉仓，再由旋转给料阀送至称重皮带给料机，最终运至石灰石浆液罐，制成密度合格的石灰石浆液供给二氧化硫吸收系统进行脱除二氧化硫
其中每个环节发生异常均会影响脱硫系统的正常投运。在实际运行中，经常出现石灰石粉由粉仓经旋转给料阀输送过程中出现大量跑粉现象发生，直接导致设备停运，使得制浆系统不得不间断运行。为改变此被动局面，经研究分析，认为下粉口过大，故决定将下粉口由原来的的直筒式500mm×500mm，改为锥形的300mm×300mm，将旋转给料阀的原减速机（型号：XLD-3）速比由43改为17，转速由33r/min降为21r/min，经改造运行后，效果良好，杜绝了给粉量过大而造成跑粉现象的发生。经改造运行后，效果良好，既保证了正常供粉又杜绝了跑粉现象的发生，保证了制粉系统运行的可靠性。
改造后的石粉下料口：
五、进行的#2机组B级检修
在2011年10月1日进行的#2机组B级检修中，在检查#2原烟道至吸收塔入口处及原烟气挡板门时，发现该处存积大量石膏达100多吨，如不及时清除将严重影响烟气正常流动及脱硫系统正常运行。通过查看SIS图可以看出，由于吸收塔入口及原烟气挡板门处积存大量石膏，直接造成#2炉引风机较#1引风机出口压力增大及引风机出口温度升高。为改变该不安全及不经济运行状况，建议在2012年检修中对#2原烟气入吸收塔段烟道处加装玻璃钢或防腐挡浆墙（高500 mm长6000mm），并且在该处加装长5米宽1.5漏斗。这样可防止吸收塔内浆液倒灌且可及时将积存浆液通过导淋管排至地沟.避免造成大量石膏沉积引起的一系列不良反应。
下图为#2吸收塔入口处积存的大量石膏
下图为#2原烟气挡板门上积存的大量石膏：
下图为#2吸收塔入口原烟气压力与#1吸收塔入口原烟气压力在9月份一个月期间的比较图，从图中可以看出：#2塔的原烟气入口烟温及入口压力均比#1塔的原烟气入口烟温及入口压力高，而烟温高及入口压力高极易使得浆液迅速风干而形成沉积性石膏。
六、脱硫吸收塔除雾器除雾器堵塞原因分析及整改方案
我公司脱硫系统1 号、2 号吸收塔除雾器堵塞情况如图1 、图2 所示。可以看出，除雾器表面及内部都有严重的结垢现象，结垢面遍布整个除雾器，特别是除雾器表面结垢厚度达1cm以上，除雾器冲洗水无法冲洗掉，严重影响了除雾器的正常运行，导致烟气带水量增加。为避免除雾器结垢现象的发生，分析除雾器结垢、堵塞的原因进行技术改造加以解决，并通过运行调整来维持除雾器洁净是解决问题的根本所在。 图1 1 号除雾器堵塞情况 图2 2 号除雾器堵塞情况
1.除雾器堵塞原因分析
除雾器位于吸收塔顶部烟气出口处，属于“湿-干”交界区，属于“湿-干”结垢。由于吸收塔浆液中含有CaSO4 、CaSO3 、CaCO3 及飞灰中含有硅、铁、铝等物质，这些物质具有较大的粘度，当浆液碰撞到除雾器表面及塔壁时，它们中的部分便会粘附于除雾器及塔壁而沉降下来。同时，由于烟气具有较高的温度，加快沉积层水分的蒸发，使沉积层逐渐形成结构致密，类似于水泥的硬垢 。具体引起除雾器结垢堵塞的原因归纳如下：
1.1除雾器冲洗周期长。正常的除雾器冲洗，是保证除雾器洁净的有效措施，特别是除雾器较为洁净时，除雾器运行中附着的少量石膏颗粒、飞灰都能被冲洗水冲刷掉。因此，从除雾器投入运行伊始，必须按照设计要求对除雾器进行正常冲洗。冲洗周期是有效冲洗的重要保证，如果冲洗周期太长，石膏颗粒和烟气不断附着，除雾器表面结垢加重，并经高温烟气冲刷不断硬化，直至形成厚实致密的硬垢，此时冲洗已无法冲刷掉垢物。通常除雾器冲洗周期为1～2 h 一次，发现除雾器前后压差有增大趋势，应适当缩短冲洗周期。调整依据为： （1） 缩短冲洗周期后，经过几个冲洗周期后，除雾器前后压差有下降趋势； （2） 缩短冲洗周期后，要保证能够维持吸收塔液位，防止溢流现象发生，因此，除雾器冲洗应尽量安排在吸收塔液位降低较多时（如出石膏时）进行。
1.2除霧器冲洗水压力不够。除雾器投入时间较短时，表面光滑洁净，运行中形成的垢物多分散、疏散，一定压力的冲洗水就可以冲刷掉。但实际中由于管路设计不合理，或者除雾器冲洗水再循环管路节流孔板设置偏大，都有可能造成除雾器冲洗水压力无法达到设计要求，冲洗效果不理想，致使除雾器表面形成的结垢晶核不断长大，形成硬垢。为了保证冲洗压力，一方面要求管路及孔板设计合理，另一方面要避免多个冲洗门同时进行冲洗。
1.3除雾器门损坏，不能正常冲洗。除雾器冲洗门的正常是冲洗进行的先决条件。由于除雾器冲洗门多采用露天布置，运行中经常发生进水等问题致使冲洗门无法正常投运，因此要求冲洗门必须达到相关防护等级并有一定的防护措施，并加强日常维护。对于北方冬季寒冷地区还必须考虑防冻问题，由于除雾器冲洗为间歇运行，保温措施不当滞留在冲洗管路内的水很容易结冻。在每年冬季保温伴热设施投运前，必须对所有伴热管线进行检查，防止短路、断路现象发生。丰润热电脱硫系统第一个冬季就因为保温工作不完善，造成冲洗系统无法正常投运，除雾器严重堵塞。
1.4吸收塔浆液过饱和，烟气含固量增加。对于固体溶解度较低的浆液，当固体含量超过悬浮液的吸收极限，固体就会以晶体的形式开始沉积。当溶液相对饱和浓度达到一定值时，固体将按异相成核作用在悬浮液中已有的晶体表面上生长。当饱和度达到更高值，即大于引起均相成核作用的临界饱和度时，就会在浆液中形成新的晶核，此时，微小晶核也会在容器表面上生成并逐步成长结成坚硬垢淀，从而析出作为固体结晶的垢。脱硫系统实际运行中，部分运行人员片面追求高的脱硫效率，加入到吸收塔内的石灰石浆液远远超过设计要求，致使硫酸盐浓度增加，从而使得硫酸钙垢晶离子的水平大于临界饱和度，浆液中石膏晶粒的异相成核作用将不能全部消耗掉所产生的硫酸钙，从而使得硫酸盐浓度超过临界饱和度，烟气与浆液接触后携带固体颗粒量大大增加，与除雾器碰撞后部分附着在除雾器表面，逐渐形成垢物。
1.5原烟气粉尘浓度超过设计。在除雾器表面沉积的垢物除了吸收塔浆液中的固体颗粒，还有随烟气带入的飞灰，正常情况吸收塔浆液可以洗涤50%左右的飞灰，到达除雾器处的烟气飞灰含量一般较低，正常冲洗可以保证除雾器洁净。但实际中很多电厂煤种与设计偏差较大，灰分高出设计50%，甚至100% ，或者除尘器运行达不到设计要求，致使脱硫系统进口烟气飞灰含量远高于设计值，大量飞灰在除雾器表面沉积，由于飞灰中的金属氧化物粘性较强，而且飞灰颗粒细小，一旦结垢很难去除。
1.6除雾器冲洗水管焊接形式设计不合理，造成由于塑料焊口强度不足引起焊口开焊，我公司#1、#2吸收塔断裂的冲洗水管具体实际情况如图3、图4：
图3 #1吸收塔除雾器冲洗水管PP焊口断裂情况
图4 #2吸收塔除雾器冲洗水管PP焊口断裂情况
2.除雾器堵塞预防对策
为了预防除雾器堵塞，避免下游设备结垢、堵塞、腐蚀的加重，必须从设备管理到运行方式都采取适当的措施。具体措施如下：
2.1保证除雾器冲洗系统的正常运行。如前所述从以下几方面开展工作： 1） 根据除雾器前后压差设定合理的冲洗周期，维持除雾器压差在初通烟气的1.5倍左右；2）加强冲洗门维护，完善防护措施。
2.2加强除尘器的运行维护，保证除尘器的正常投运。
2.3保证氧化风量。目前多数湿法脱硫系统采用强制氧化来氧化脱硫过程中生成的亚硫酸盐，氧化风充足，可以使系统得到适当的氧总传质系数，有足够氧化亚硫酸钙的能力，从而保证系统浆液的固含物一定时，氧化比例能大于强制氧化临界值，为石膏结晶提供足够的晶种，石膏正常析出，维持浆液饱和度。氧化风不足时，石膏析出变慢，浆液过饱和，烟气携带固体颗粒增多，加重除雾器堵塞。
2.4维持适当的运行pH值。适当的浆液pH既可以保证正常的脱硫效率，又能使石灰石浆液充分利用。实践表明吸收塔浆液维持在5.2～5.5 之间，脱硫效率 最高。投入过多的石灰石浆液，不但提高脱硫效率十分有限，而且由于反应中SO2水合反应后生成的H+ 、HSO3- 不能完全中和石灰石，使得浆液中Ca2+与SO42-及SO32-的溶度积不断增大，浆液过饱和度不断上升，会加重除雾器堵塞，同时浪费石灰石增多，也增加了运行成本。
2.5加强吸收塔浆液搅拌，提高反应液气比。如果系统搅拌不均匀，会造成局部反应传质过程变慢，亚硫酸盐饱和度过大。在工况发生强烈扰动时，会出现吸收塔浆液局部石膏过饱和的现象，此时应通过增加浆液循环泵投运数量，提高反应液气比来解决。 2.6遇停机机会，应彻底清理除雾器。即使采取了适当的措施，除雾器长期运行后，仍会结垢堵塞，特别是形成硬垢后，晶核不断长大，单靠冲洗难以去除，就要在脱硫系统大小修期间进行彻底地清理，保证除雾器正常投运。
2.7对除雾器冲洗水管（DN113）焊接形式进行技术改造：在两根PP材质的冲洗水管之间加装套箍，并进行双面焊接，避免了我公司正式投产初期冲洗水管道端面碰焊致使强度不足而开焊。针对此情况2010年2月份对其进行改造，共计焊口50道。在2010年5月份小修检查时，发现效果良好，至今已经正常运行10个月未出现断裂现象的发生。我公司#1、#2吸收塔冲洗水管技术改造后情况如图5、图6：
图5 #1、#2吸收塔冲洗水管技术改造后情况
图6 #1、#2吸收塔冲洗水管技术改造后情况
3.保证除雾器正常运行的必要性
除雾器是除雾器是烟气脱硫系统中非常重要的设备，采取适当的预防和运行管理措施，可以有效缓解除雾器堵塞。日常运行中应注意加强除雾器差压监视，发现压差增大应立即进行分析、及时处理并进行设备改造，保证脱硫系统的安全运行。
七、丰润热电公司原烟囱积灰平台处无烟气隔墙
造成当一台机组运行而另一台机组检修时，需要检修的机组侧有由运行机组的烟气串入停机侧烟道，造成部分应检修项目无法正常开展，为改变此被动局面，在无任何國内电厂施工先例的情况下：在单台机组运行状态下、不降负荷带烟气在积灰平台处加装烟气隔墙，避免烟气互串，保证机组停备时检修工作正常开展。
1.烟气互串对检修造成的不良影响
燃煤电厂采用电除尘进入烟囱的烟气在正常运行情况下，烟气温度在120-150℃左右，湿法脱硫后的烟气温度仍有40℃-50℃，且烟气中含有少量SO2气体，经湿法脱硫的锅炉烟气经吸收塔后进入混合烟道内，烟气烟气在混合烟道内为微正压运行。由于我公司积灰平台处无烟气隔墙，当一台机组停备检修，而另一台机组运行时，较高温度、带有刺激气味的烟气就会由运行的机组烟道侧串至停备机组侧，造成检修人员无法正常对有缺陷的混合烟道、原烟道挡板门、净烟气挡板门、吸收塔内部设备进行正常检修。
2.避免烟气互串对检修造成的不良影响的应对措施
2.1在初期，我公司曾采用开启吸收塔临时烟囱的措施来应对烟气互串带来的对检修工作的影响。但该措施由于我公司在临时烟囱处未加装CEMS测点及数据传输设施，造成环保数据失真极易造成不必要的环保事件。在2011年9月份#2机B级检修时由于#1炉烟气传入#2吸收塔内部，造成#2吸收塔检修工作无法正常开展，不得不向河北省环保厅打报告申请开启#1吸收塔临时烟囱3天，给相关工作带来极大被动局面，直接影响了检修工期、检修效果及环保数据上传的连续性、稳定性、真实性。
2.2针对开启吸收塔临时烟囱带了的诸多不良影响，经分析研究，决定在烟囱积灰平台处加装烟气隔墙。由于我公司不具备停双机的条件，必须在一台机组运行而另一台机组运行的条件下进行加装烟气隔墙工作，此项工程经调研，国内电厂从未有过先例，施工技术要求、安全要求难度巨大，安全保障要求极高，但如不加装烟气隔墙将直接给机组长期可靠运行带来极大安全隐患。
3.积灰平台处加装烟气隔墙技术方案
3.1改造顺序：在积灰平台板顶植筋设置预埋件，焊接钢架并与预埋件焊接，焊接挡烟钢板，12mm厚的所有钢构件表层均采用防腐处理，除锈采用喷砂处理，最低除锈等级Sa2 1/2，钢结构表面除锈后，刷环氧富锌底漆两遍50um，环氧云铁中间漆两遍80u，聚氨酯面漆两遍40u，涂层总厚度不小于170um。
3.2结构改造及加固时，应对加固处结构表面（包括建筑面层及杂物）进行清理，缺陷应进行修补，应避免损伤原有结构。钻孔时应根据原有图纸或钢筋探测仪器普查原有构件内钢筋分布情况，以避免损伤原有钢筋，钻孔要求一次钻到规定深度并对孔洞进行处理。
3.3植筋要求：混凝土表面应凿毛，剔除松散部分后用压力水冲洗干净，方可开始进行种植钢筋施工。植筋用的胶粘剂为改性环氧类或改性乙烯基酯类得胶粘剂，所有胶粘剂均为A级胶，其质量及性能应满足规范要求。根据计算所有植筋其植入深度均为15d。植筋时，其钢筋宜先焊后种植，若有困难必须后焊，其焊点距离基材混凝土表面应大于15d，且应采用冰水浸渍的湿毛巾包裹植筋外漏部分的根部。
3.4钢材采用Q235B，焊接采用E43xx型焊条。
3.5螺栓，螺母及垫圈均为Q235号钢。螺栓为普通C级螺栓。
3.6焊接质量检验等级：对接剖口焊按一级检验，其他剖口焊按二级检验，角焊缝按三级检验。图中所有构件连接处焊缝长度均为满焊，焊缝高度≥10mm或等于较薄板厚度减2mm。
3.7施工前各构件应放样核对尺寸无误后方可进行下料。
3.8烟气隔墙高3m，宽9.5m。
4.积灰平台处加装烟气隔墙安全措施
由于此项工程在同类电厂曾经尝试进行，但由于有含有SO2气体烟气使得施工人员无法正常工作而无法实施。针对上述问题，制订了周密的安全施工措施：既要求不降负荷又要求保证施工人员正常施工，故采取后夜时间机组负荷在200MW以下时进行施工，并为施工人员配备防毒面具、氧气面罩，且在积灰平台处临时搭建挡烟幕墙并进行大型鼓风机给风形成空气幕帘，为正常施工提供前提条件，且保证了烟气隔墙的施工及后续防腐工作的正常开展。
正在施工中的烟气隔墙： 已经建好的烟气隔墙：
改造后的积灰平台下方排酸槽：
5.烟囱积灰平台加装烟气隔墙后效果
5.1在未加装烟囱积灰平台烟气隔墙时，当机组负荷在200MW以上时，#1炉侧积灰平台位置施工人员由于烟气互串严重施工人员根本无法在该处停留。 5.2加装隔墙后，当机组负荷在300MW时，在#1炉侧积灰平台位置施工人员仍然可在该处正常施工。
可见，积灰平台加装烟气隔墙对设备正常运行带来了较高的安全性。可见，积灰平台加装烟气隔墙对设备正常运行带来了较高的安全性及经济性。烟囱作为火力发电厂的重要构筑物，其设计结构是否合理直接影响着机组的安全、稳定运行。此次我公司国内首创电厂首创地不停双机且不降负荷情况下对烟囱积灰平台进行了改造。通过在积灰平台处加装烟气隔墙，从保证机组安全运行、设备正常检修的角度解决了烟气互串问题，从而保证了当一台机组运行另一台机组停备时可以正常检修。雖然我公司的此项工程为国内首创并效果显著、运行工况良好，但施工经验不够完全成熟，还没有完整可靠的试验检测数据，因此，烟囱积灰平台加装烟气隔墙还需根据电厂的实际情况，选择更加合理的施工方案，保证电厂设备的安全、稳定、可靠运行。
八、浆液循环泵腐蚀磨损原因及处理
1.浆液循环泵腐蚀主要是两点：1）吸收塔内浆液调整不佳，PH值较低，2）由于浆液循环泵出口管道上未设有截止门，在循环泵停运的时候，通过吸收塔内的烟气会倒流至泵体，特别是脱硫运行时做单台循环泵解体检修，3）浆液中氯离子含量较高。
2.浆液循环泵泵体磨损原因主要有：1）浆液密度较高后，颗粒较大，在高速流动是对泵体和叶轮进行的冲击。2）电除尘工况不佳，浆液中含有的杂质和灰分较高。3）石灰石浆液品质差，二氧化硅，铝镁离子含量较高。，浆液密度较大，PH值较低时会加剧浆液循环泵泵体的磨损。
3.应采取的措施：
3.1调整制浆系统，使石灰石浆液品质合格，避免石灰石粒径过大；
3.2在采购石灰石时采购高品质的石灰石，对品质太差的石灰石拒绝采购；
3.3调整好石膏旋流器的压力，避免过高；
3.4调整好电除尘的出力，有些电厂的电除尘采用节能模式，即对后几个电场低电压运行，使得电除尘出口粉尘浓度超过吸收塔的入口允许值，这种情况，在不能保证粉尘浓度达标的情况下，不投入电除尘的节能模式；
3.5石膏排除泵至旋流器的气动门连锁开条件的密度值是否过高，如果过高，让热工把连锁条件修改，目的在于不让吸收塔密度超标；
3.6调整好吸收塔的PH值，一般不要低于5.1。
九、结论
通过对脱硫设备及运行中发现问题及时分析并提出相应切实可行的技术改造方案，采取有效措施加以解决，可以进一步提高脱硫设施运行的可靠性，保证脱硫效率，使脱硫系统保持长期安全、稳定、可靠运行。
关键词：脱硫 问题 可靠性 技术改造
一、脱硫两台工艺水泵全部跳闸则两台脱硫自动退出逻辑保护
我公司支持脱硫工艺水系统正常运行的重要条件是：两台工艺水泵（型号：IS125-100-250A，流量：120 m3/h）一用一备的正常运行。工艺水泵提供两台脱硫设备的正常用水及脱硫近百台转动设备的机封冷却水。但原工艺水泵的逻辑保护中有一条直接影响着脱硫设备的正常运行及可靠性：由于6台浆液循环泵（石家庄强大泵业700X-TLR）的机封冷却水由工艺水泵提供，而浆液循环泵机封冷却水中断则将使浆液循环泵由于机封水中断而烧毁机械密封，故逻辑保护中设计了当两台工艺水泵全部跳闸后且延时90秒将自动将两台脱硫退出。可见，此逻辑保护严重威胁着我公司脱硫设备的正常运行。為改变此被动局面将设备进行技术改造：现将6台浆液循环泵的机封冷却水增加备用水源：在除雾器冲洗水泵出口母管引出200m长、￠57碳钢备用水源管（如图），由于增加了浆液循环泵机封冷却水备用水源，避免出现当工艺水全部失去导致浆液循环泵机封由于无机封冷却水而损坏现象，故要求热工将脱硫工艺水泵A及工艺水泵B全部跳闸时退两台脱硫逻辑修改为电脑画面报警。下图为改造后的系统图
改造后，将除雾器冲洗水泵母管（￠150）引出一根支管（￠57）专供浆液循环泵机封冷却水。取消了跳两台脱硫的热工逻辑保护，使得平时无法消除的缺陷得以正常进行，大大增强了脱硫运行的可靠性。
二、吸收塔喷淋层大梁护板频繁脱落，造成喷淋层大梁被冲刷、腐蚀且掉落的PP板碎片堵塞喷嘴及浆液循环泵入口滤网
分析原因为：原喷淋层大梁护板为厚度2mm，且三面包裹大梁，极易被喷淋层喷嘴喷出的就爱那个也吹散而脱落。此次改造为：厚度10mmPP板且四面全部包裹并用PP焊丝焊接。保证了塔内喷淋层大梁不被冲刷，保证了吸收塔的安全运行。
脱硫塔内部防护大梁的PP板脱落情况（未改造前）：
改造后加装大梁PP护板（四面包覆PP板）：
改造后四面加装大梁PP护板运行半年后情况（2011年11月2日#1机停备期间检查#1吸收塔内部）：
喷淋层大梁护板正常，无脱落现象
三、我公司每个吸收塔各设计1个地坑：4.0m×4.0m ×3.0m，该两个地坑各有两个地坑泵和一个搅拌器
但在实际运行中经常出现检修地坑所属设备而无法隔绝的问题，即无法停用地坑，因为每个地坑都对应相应的来水源及来浆源。针对该现象，设计一条长30m、宽0.5m、高0.5m的连通地沟将两个地坑相互串联、相互备用并付诸实施，解决了无法检修地坑及地坑所属设备的难题。
四、我公司脱硫石灰石粉由罐车输送至粉仓，再由旋转给料阀送至称重皮带给料机，最终运至石灰石浆液罐，制成密度合格的石灰石浆液供给二氧化硫吸收系统进行脱除二氧化硫
其中每个环节发生异常均会影响脱硫系统的正常投运。在实际运行中，经常出现石灰石粉由粉仓经旋转给料阀输送过程中出现大量跑粉现象发生，直接导致设备停运，使得制浆系统不得不间断运行。为改变此被动局面，经研究分析，认为下粉口过大，故决定将下粉口由原来的的直筒式500mm×500mm，改为锥形的300mm×300mm，将旋转给料阀的原减速机（型号：XLD-3）速比由43改为17，转速由33r/min降为21r/min，经改造运行后，效果良好，杜绝了给粉量过大而造成跑粉现象的发生。经改造运行后，效果良好，既保证了正常供粉又杜绝了跑粉现象的发生，保证了制粉系统运行的可靠性。
改造后的石粉下料口：
五、进行的#2机组B级检修
在2011年10月1日进行的#2机组B级检修中，在检查#2原烟道至吸收塔入口处及原烟气挡板门时，发现该处存积大量石膏达100多吨，如不及时清除将严重影响烟气正常流动及脱硫系统正常运行。通过查看SIS图可以看出，由于吸收塔入口及原烟气挡板门处积存大量石膏，直接造成#2炉引风机较#1引风机出口压力增大及引风机出口温度升高。为改变该不安全及不经济运行状况，建议在2012年检修中对#2原烟气入吸收塔段烟道处加装玻璃钢或防腐挡浆墙（高500 mm长6000mm），并且在该处加装长5米宽1.5漏斗。这样可防止吸收塔内浆液倒灌且可及时将积存浆液通过导淋管排至地沟.避免造成大量石膏沉积引起的一系列不良反应。
下图为#2吸收塔入口处积存的大量石膏
下图为#2原烟气挡板门上积存的大量石膏：
下图为#2吸收塔入口原烟气压力与#1吸收塔入口原烟气压力在9月份一个月期间的比较图，从图中可以看出：#2塔的原烟气入口烟温及入口压力均比#1塔的原烟气入口烟温及入口压力高，而烟温高及入口压力高极易使得浆液迅速风干而形成沉积性石膏。
六、脱硫吸收塔除雾器除雾器堵塞原因分析及整改方案
我公司脱硫系统1 号、2 号吸收塔除雾器堵塞情况如图1 、图2 所示。可以看出，除雾器表面及内部都有严重的结垢现象，结垢面遍布整个除雾器，特别是除雾器表面结垢厚度达1cm以上，除雾器冲洗水无法冲洗掉，严重影响了除雾器的正常运行，导致烟气带水量增加。为避免除雾器结垢现象的发生，分析除雾器结垢、堵塞的原因进行技术改造加以解决，并通过运行调整来维持除雾器洁净是解决问题的根本所在。 图1 1 号除雾器堵塞情况 图2 2 号除雾器堵塞情况
1.除雾器堵塞原因分析
除雾器位于吸收塔顶部烟气出口处，属于“湿-干”交界区，属于“湿-干”结垢。由于吸收塔浆液中含有CaSO4 、CaSO3 、CaCO3 及飞灰中含有硅、铁、铝等物质，这些物质具有较大的粘度，当浆液碰撞到除雾器表面及塔壁时，它们中的部分便会粘附于除雾器及塔壁而沉降下来。同时，由于烟气具有较高的温度，加快沉积层水分的蒸发，使沉积层逐渐形成结构致密，类似于水泥的硬垢 。具体引起除雾器结垢堵塞的原因归纳如下：
1.1除雾器冲洗周期长。正常的除雾器冲洗，是保证除雾器洁净的有效措施，特别是除雾器较为洁净时，除雾器运行中附着的少量石膏颗粒、飞灰都能被冲洗水冲刷掉。因此，从除雾器投入运行伊始，必须按照设计要求对除雾器进行正常冲洗。冲洗周期是有效冲洗的重要保证，如果冲洗周期太长，石膏颗粒和烟气不断附着，除雾器表面结垢加重，并经高温烟气冲刷不断硬化，直至形成厚实致密的硬垢，此时冲洗已无法冲刷掉垢物。通常除雾器冲洗周期为1～2 h 一次，发现除雾器前后压差有增大趋势，应适当缩短冲洗周期。调整依据为： （1） 缩短冲洗周期后，经过几个冲洗周期后，除雾器前后压差有下降趋势； （2） 缩短冲洗周期后，要保证能够维持吸收塔液位，防止溢流现象发生，因此，除雾器冲洗应尽量安排在吸收塔液位降低较多时（如出石膏时）进行。
1.2除霧器冲洗水压力不够。除雾器投入时间较短时，表面光滑洁净，运行中形成的垢物多分散、疏散，一定压力的冲洗水就可以冲刷掉。但实际中由于管路设计不合理，或者除雾器冲洗水再循环管路节流孔板设置偏大，都有可能造成除雾器冲洗水压力无法达到设计要求，冲洗效果不理想，致使除雾器表面形成的结垢晶核不断长大，形成硬垢。为了保证冲洗压力，一方面要求管路及孔板设计合理，另一方面要避免多个冲洗门同时进行冲洗。
1.3除雾器门损坏，不能正常冲洗。除雾器冲洗门的正常是冲洗进行的先决条件。由于除雾器冲洗门多采用露天布置，运行中经常发生进水等问题致使冲洗门无法正常投运，因此要求冲洗门必须达到相关防护等级并有一定的防护措施，并加强日常维护。对于北方冬季寒冷地区还必须考虑防冻问题，由于除雾器冲洗为间歇运行，保温措施不当滞留在冲洗管路内的水很容易结冻。在每年冬季保温伴热设施投运前，必须对所有伴热管线进行检查，防止短路、断路现象发生。丰润热电脱硫系统第一个冬季就因为保温工作不完善，造成冲洗系统无法正常投运，除雾器严重堵塞。
1.4吸收塔浆液过饱和，烟气含固量增加。对于固体溶解度较低的浆液，当固体含量超过悬浮液的吸收极限，固体就会以晶体的形式开始沉积。当溶液相对饱和浓度达到一定值时，固体将按异相成核作用在悬浮液中已有的晶体表面上生长。当饱和度达到更高值，即大于引起均相成核作用的临界饱和度时，就会在浆液中形成新的晶核，此时，微小晶核也会在容器表面上生成并逐步成长结成坚硬垢淀，从而析出作为固体结晶的垢。脱硫系统实际运行中，部分运行人员片面追求高的脱硫效率，加入到吸收塔内的石灰石浆液远远超过设计要求，致使硫酸盐浓度增加，从而使得硫酸钙垢晶离子的水平大于临界饱和度，浆液中石膏晶粒的异相成核作用将不能全部消耗掉所产生的硫酸钙，从而使得硫酸盐浓度超过临界饱和度，烟气与浆液接触后携带固体颗粒量大大增加，与除雾器碰撞后部分附着在除雾器表面，逐渐形成垢物。
1.5原烟气粉尘浓度超过设计。在除雾器表面沉积的垢物除了吸收塔浆液中的固体颗粒，还有随烟气带入的飞灰，正常情况吸收塔浆液可以洗涤50%左右的飞灰，到达除雾器处的烟气飞灰含量一般较低，正常冲洗可以保证除雾器洁净。但实际中很多电厂煤种与设计偏差较大，灰分高出设计50%，甚至100% ，或者除尘器运行达不到设计要求，致使脱硫系统进口烟气飞灰含量远高于设计值，大量飞灰在除雾器表面沉积，由于飞灰中的金属氧化物粘性较强，而且飞灰颗粒细小，一旦结垢很难去除。
1.6除雾器冲洗水管焊接形式设计不合理，造成由于塑料焊口强度不足引起焊口开焊，我公司#1、#2吸收塔断裂的冲洗水管具体实际情况如图3、图4：
图3 #1吸收塔除雾器冲洗水管PP焊口断裂情况
图4 #2吸收塔除雾器冲洗水管PP焊口断裂情况
2.除雾器堵塞预防对策
为了预防除雾器堵塞，避免下游设备结垢、堵塞、腐蚀的加重，必须从设备管理到运行方式都采取适当的措施。具体措施如下：
2.1保证除雾器冲洗系统的正常运行。如前所述从以下几方面开展工作： 1） 根据除雾器前后压差设定合理的冲洗周期，维持除雾器压差在初通烟气的1.5倍左右；2）加强冲洗门维护，完善防护措施。
2.2加强除尘器的运行维护，保证除尘器的正常投运。
2.3保证氧化风量。目前多数湿法脱硫系统采用强制氧化来氧化脱硫过程中生成的亚硫酸盐，氧化风充足，可以使系统得到适当的氧总传质系数，有足够氧化亚硫酸钙的能力，从而保证系统浆液的固含物一定时，氧化比例能大于强制氧化临界值，为石膏结晶提供足够的晶种，石膏正常析出，维持浆液饱和度。氧化风不足时，石膏析出变慢，浆液过饱和，烟气携带固体颗粒增多，加重除雾器堵塞。
2.4维持适当的运行pH值。适当的浆液pH既可以保证正常的脱硫效率，又能使石灰石浆液充分利用。实践表明吸收塔浆液维持在5.2～5.5 之间，脱硫效率 最高。投入过多的石灰石浆液，不但提高脱硫效率十分有限，而且由于反应中SO2水合反应后生成的H+ 、HSO3- 不能完全中和石灰石，使得浆液中Ca2+与SO42-及SO32-的溶度积不断增大，浆液过饱和度不断上升，会加重除雾器堵塞，同时浪费石灰石增多，也增加了运行成本。
2.5加强吸收塔浆液搅拌，提高反应液气比。如果系统搅拌不均匀，会造成局部反应传质过程变慢，亚硫酸盐饱和度过大。在工况发生强烈扰动时，会出现吸收塔浆液局部石膏过饱和的现象，此时应通过增加浆液循环泵投运数量，提高反应液气比来解决。 2.6遇停机机会，应彻底清理除雾器。即使采取了适当的措施，除雾器长期运行后，仍会结垢堵塞，特别是形成硬垢后，晶核不断长大，单靠冲洗难以去除，就要在脱硫系统大小修期间进行彻底地清理，保证除雾器正常投运。
2.7对除雾器冲洗水管（DN113）焊接形式进行技术改造：在两根PP材质的冲洗水管之间加装套箍，并进行双面焊接，避免了我公司正式投产初期冲洗水管道端面碰焊致使强度不足而开焊。针对此情况2010年2月份对其进行改造，共计焊口50道。在2010年5月份小修检查时，发现效果良好，至今已经正常运行10个月未出现断裂现象的发生。我公司#1、#2吸收塔冲洗水管技术改造后情况如图5、图6：
图5 #1、#2吸收塔冲洗水管技术改造后情况
图6 #1、#2吸收塔冲洗水管技术改造后情况
3.保证除雾器正常运行的必要性
除雾器是除雾器是烟气脱硫系统中非常重要的设备，采取适当的预防和运行管理措施，可以有效缓解除雾器堵塞。日常运行中应注意加强除雾器差压监视，发现压差增大应立即进行分析、及时处理并进行设备改造，保证脱硫系统的安全运行。
七、丰润热电公司原烟囱积灰平台处无烟气隔墙
造成当一台机组运行而另一台机组检修时，需要检修的机组侧有由运行机组的烟气串入停机侧烟道，造成部分应检修项目无法正常开展，为改变此被动局面，在无任何國内电厂施工先例的情况下：在单台机组运行状态下、不降负荷带烟气在积灰平台处加装烟气隔墙，避免烟气互串，保证机组停备时检修工作正常开展。
1.烟气互串对检修造成的不良影响
燃煤电厂采用电除尘进入烟囱的烟气在正常运行情况下，烟气温度在120-150℃左右，湿法脱硫后的烟气温度仍有40℃-50℃，且烟气中含有少量SO2气体，经湿法脱硫的锅炉烟气经吸收塔后进入混合烟道内，烟气烟气在混合烟道内为微正压运行。由于我公司积灰平台处无烟气隔墙，当一台机组停备检修，而另一台机组运行时，较高温度、带有刺激气味的烟气就会由运行的机组烟道侧串至停备机组侧，造成检修人员无法正常对有缺陷的混合烟道、原烟道挡板门、净烟气挡板门、吸收塔内部设备进行正常检修。
2.避免烟气互串对检修造成的不良影响的应对措施
2.1在初期，我公司曾采用开启吸收塔临时烟囱的措施来应对烟气互串带来的对检修工作的影响。但该措施由于我公司在临时烟囱处未加装CEMS测点及数据传输设施，造成环保数据失真极易造成不必要的环保事件。在2011年9月份#2机B级检修时由于#1炉烟气传入#2吸收塔内部，造成#2吸收塔检修工作无法正常开展，不得不向河北省环保厅打报告申请开启#1吸收塔临时烟囱3天，给相关工作带来极大被动局面，直接影响了检修工期、检修效果及环保数据上传的连续性、稳定性、真实性。
2.2针对开启吸收塔临时烟囱带了的诸多不良影响，经分析研究，决定在烟囱积灰平台处加装烟气隔墙。由于我公司不具备停双机的条件，必须在一台机组运行而另一台机组运行的条件下进行加装烟气隔墙工作，此项工程经调研，国内电厂从未有过先例，施工技术要求、安全要求难度巨大，安全保障要求极高，但如不加装烟气隔墙将直接给机组长期可靠运行带来极大安全隐患。
3.积灰平台处加装烟气隔墙技术方案
3.1改造顺序：在积灰平台板顶植筋设置预埋件，焊接钢架并与预埋件焊接，焊接挡烟钢板，12mm厚的所有钢构件表层均采用防腐处理，除锈采用喷砂处理，最低除锈等级Sa2 1/2，钢结构表面除锈后，刷环氧富锌底漆两遍50um，环氧云铁中间漆两遍80u，聚氨酯面漆两遍40u，涂层总厚度不小于170um。
3.2结构改造及加固时，应对加固处结构表面（包括建筑面层及杂物）进行清理，缺陷应进行修补，应避免损伤原有结构。钻孔时应根据原有图纸或钢筋探测仪器普查原有构件内钢筋分布情况，以避免损伤原有钢筋，钻孔要求一次钻到规定深度并对孔洞进行处理。
3.3植筋要求：混凝土表面应凿毛，剔除松散部分后用压力水冲洗干净，方可开始进行种植钢筋施工。植筋用的胶粘剂为改性环氧类或改性乙烯基酯类得胶粘剂，所有胶粘剂均为A级胶，其质量及性能应满足规范要求。根据计算所有植筋其植入深度均为15d。植筋时，其钢筋宜先焊后种植，若有困难必须后焊，其焊点距离基材混凝土表面应大于15d，且应采用冰水浸渍的湿毛巾包裹植筋外漏部分的根部。
3.4钢材采用Q235B，焊接采用E43xx型焊条。
3.5螺栓，螺母及垫圈均为Q235号钢。螺栓为普通C级螺栓。
3.6焊接质量检验等级：对接剖口焊按一级检验，其他剖口焊按二级检验，角焊缝按三级检验。图中所有构件连接处焊缝长度均为满焊，焊缝高度≥10mm或等于较薄板厚度减2mm。
3.7施工前各构件应放样核对尺寸无误后方可进行下料。
3.8烟气隔墙高3m，宽9.5m。
4.积灰平台处加装烟气隔墙安全措施
由于此项工程在同类电厂曾经尝试进行，但由于有含有SO2气体烟气使得施工人员无法正常工作而无法实施。针对上述问题，制订了周密的安全施工措施：既要求不降负荷又要求保证施工人员正常施工，故采取后夜时间机组负荷在200MW以下时进行施工，并为施工人员配备防毒面具、氧气面罩，且在积灰平台处临时搭建挡烟幕墙并进行大型鼓风机给风形成空气幕帘，为正常施工提供前提条件，且保证了烟气隔墙的施工及后续防腐工作的正常开展。
正在施工中的烟气隔墙： 已经建好的烟气隔墙：
改造后的积灰平台下方排酸槽：
5.烟囱积灰平台加装烟气隔墙后效果
5.1在未加装烟囱积灰平台烟气隔墙时，当机组负荷在200MW以上时，#1炉侧积灰平台位置施工人员由于烟气互串严重施工人员根本无法在该处停留。 5.2加装隔墙后，当机组负荷在300MW时，在#1炉侧积灰平台位置施工人员仍然可在该处正常施工。
可见，积灰平台加装烟气隔墙对设备正常运行带来了较高的安全性。可见，积灰平台加装烟气隔墙对设备正常运行带来了较高的安全性及经济性。烟囱作为火力发电厂的重要构筑物，其设计结构是否合理直接影响着机组的安全、稳定运行。此次我公司国内首创电厂首创地不停双机且不降负荷情况下对烟囱积灰平台进行了改造。通过在积灰平台处加装烟气隔墙，从保证机组安全运行、设备正常检修的角度解决了烟气互串问题，从而保证了当一台机组运行另一台机组停备时可以正常检修。雖然我公司的此项工程为国内首创并效果显著、运行工况良好，但施工经验不够完全成熟，还没有完整可靠的试验检测数据，因此，烟囱积灰平台加装烟气隔墙还需根据电厂的实际情况，选择更加合理的施工方案，保证电厂设备的安全、稳定、可靠运行。
八、浆液循环泵腐蚀磨损原因及处理
1.浆液循环泵腐蚀主要是两点：1）吸收塔内浆液调整不佳，PH值较低，2）由于浆液循环泵出口管道上未设有截止门，在循环泵停运的时候，通过吸收塔内的烟气会倒流至泵体，特别是脱硫运行时做单台循环泵解体检修，3）浆液中氯离子含量较高。
2.浆液循环泵泵体磨损原因主要有：1）浆液密度较高后，颗粒较大，在高速流动是对泵体和叶轮进行的冲击。2）电除尘工况不佳，浆液中含有的杂质和灰分较高。3）石灰石浆液品质差，二氧化硅，铝镁离子含量较高。，浆液密度较大，PH值较低时会加剧浆液循环泵泵体的磨损。
3.应采取的措施：
3.1调整制浆系统，使石灰石浆液品质合格，避免石灰石粒径过大；
3.2在采购石灰石时采购高品质的石灰石，对品质太差的石灰石拒绝采购；
3.3调整好石膏旋流器的压力，避免过高；
3.4调整好电除尘的出力，有些电厂的电除尘采用节能模式，即对后几个电场低电压运行，使得电除尘出口粉尘浓度超过吸收塔的入口允许值，这种情况，在不能保证粉尘浓度达标的情况下，不投入电除尘的节能模式；
3.5石膏排除泵至旋流器的气动门连锁开条件的密度值是否过高，如果过高，让热工把连锁条件修改，目的在于不让吸收塔密度超标；
3.6调整好吸收塔的PH值，一般不要低于5.1。
九、结论
通过对脱硫设备及运行中发现问题及时分析并提出相应切实可行的技术改造方案，采取有效措施加以解决，可以进一步提高脱硫设施运行的可靠性，保证脱硫效率，使脱硫系统保持长期安全、稳定、可靠运行。