脱硫装置脱硫效率影响因素分析
某电厂脱硫装置运行近十年后，脱硫效率下降，主要为设计煤种改变所致，经过技改后脱硫效率有所提高，达到93℅~95℅。本文就影响脱硫效率的主要因素：发电机功率、氧化空气、吸收塔液位、浆液pH值、烟气温度、喷嘴垂直度等进行分析，建议采取改善浆液池切泡、增加塔内构件改善气液传质等措施进一步提高脱硫效率。
1.原装置工艺流程如下：锅炉引风机后的烟气经换热器降温后进入顺流塔预脱硫，再经U颈进入逆流塔继续脱硫净化，FGD出口烟气经换热器加热后通过增压风机送到烟囱排放；当脱硫装置停运或事故时，FGD装置入口挡板关闭，烟气由旁路烟道排向烟囱；旁路烟道不设置关断门，烟气量大小通过增压风机导叶开度进行调节；每套脱硫装置浆液循环泵设计4台，母管制喷淋。氧化风机设计1台，塔内氧化风喷嘴出口距塔底高度约300mm，喷口直径为DN15布置数量较多；循环泵进口浆池为切泡池，切泡池与氧化池通过隔墙隔离，隔墙高度3000mm；氧化池浆液超过3000mm时，脱硫脱硝设备，才能达到切泡池；吸收塔调整运行液位5700mm；反应生成的石膏浆液一部分通过脱水系统生成石膏，一部分直接通过抛浆系统排出装置。
2.装置技改
为适应高硫煤种，该电厂脱硫装置于2008年至2009年进行改造，FGD进出口烟道内加热器取消，浆液循环量由原来的22500m3/h增加到42500m3/h。液汽比由原来的20.4增加到35.4，脱硫脱硝设备网，吸收塔浆池运行液位仍然为5700mm，浆池容积由799 m3增加到1325㎏m3。浆液循环时间由原来的2.13min缩短至1.87min。吸收塔浆池中石膏停留时间由原来的10.133h增加到12.44h。烟气量由原来的1087200Nm3/h增加到1200000Nm3/h，烟气温度由原来的142℃提高到152℃，顺流塔空塔烟气的流速由原设计14.1m/s降低到9.69m/s。顺流塔Ug流速维持在7.96m/s。逆流塔空塔烟气的流速由原设计4.66m/s降低到3.91m/s。逆流塔Ug流速维持在3.81m/s。吸收塔出口烟气温度由原设计48.9℃提高53℃。浆液循环泵在原有4台各7500m3/h基础上增加2台各10000m3/h 的浆液循环泵，在原氧化风机1台35000Nm3/h基础上增加1台30000 Nm3/h的氧化风机。脱水系统新增一套皮带脱水机，脱硫脱硝设备有限公司，扩容后的吸收塔浆液移出吸收塔仍采用一半脱水一半抛浆的方式。
3.改造后装置运行参数
为进一步提升脱硫效率而采取新的措施提供可靠的数据支持，调试单位收集了一段时间内脱硫装置的运行参数及其趋势并进行了一些相应试验。
4 影响因素分析
从以上氧化风机对循环泵电流运行趋势的影响和其它因素对脱硫效率的影响的历史数据绘制成的表格可以得出，氧化空气是引起循环泵电流波动范围较大的主要原因。浆液密度、吸收塔液位、吸收塔浆液pH值、负荷以及煤质含硫量对脱硫效率均有较大影响。但影响脱硫效率的因素不限于上述因素，还包括浆液喷嘴垂直度，浆液喷射高度、浆液喷嘴间距、覆盖率、烟气温度、烟气流速、循环泵出力等因素。
脱硫系统工艺水中断的处理方法
随着废气处理越来越受重视，脱硫系统成为核心设备，设备工艺也在不断完善和改进。了解脱硫系统运行故障排除方法，有利于帮助用户更好的使用脱硫系统，从而使系统发挥最1大功效。莱特莱德脱硫脱硝技术专家为您解析脱硫系统工艺水中断应如何解决?1、脱硫系统故障现象 (1)工艺水压力低报警信号发出。 (2)生产现场各处用水中断。 (3)相关浆液箱液位下降。 (4)真空皮带脱水机及真空泵跳闸。2、产生原因分析 (1)运行工艺水泵故障，备用水泵联动不成功。 (2)工艺水泵出口门关闭。 (3)工艺水箱液位太低，脱硫脱硝设备制造，工艺水泵跳闸。 (4)工艺水管破裂。3、处理方法 (1)确认真空皮带脱水机及真空泵联动正常 (2)停止石膏排出泵运行。 (3)立即停止给料，并停止滤液水泵运行。 (4)查明脱硫系统工艺水中断原因，及时汇报值长及分场，尽快恢复供水。 (5)根据冲洗水箱、滤饼冲洗水箱液位情况，停止相应泵运行。 (6)在处理过程中，密切监视吸收塔温度、液位及石灰石浆液箱液位变化情况，必要时按短时停机规定处理。
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