卫建英（上海电力股份有限公司）　　　夏杰（上海电力股份有限公司）

一、设备概述

某电厂装机容量2×1000MW,采用国产超临界凝汽式燃煤发电机组。锅炉采用低氮燃烧与SCR脱硝装置控制烟气NOx排放，采用电除尘器与湿式烟气脱硫装置(以下简称FGD)控制烟尘与SO2排放，建有210米高度烟囱。

其中，FGD采用目前较为成熟的石灰石一石膏湿法脱硫工艺，脱硫剂为石灰石(CaCO3)与水配制的浓度为30%的悬浮浆液，吸收塔为一炉一塔，石灰石浆液制备、石膏脱水系统及辅助系统为两台炉公用。

由锅炉引风机来的全部烟气，在与引风机串联的动叶可调轴流增压风机的作用下进入吸收塔，烟气自下向上流动，经过塔内烟气入口处上部四层浆液喷淋层，烟气中的SO2、SO3被自上而下喷出的吸收剂吸收生成CaSO·1/2H2O，并在吸收塔下部反应池中被鼓入的氧化空气氧化而生成石膏( CaSO4·2H2O)。脱硫后的净烟气通过两级串联的除雾器除去烟气中携带的浆液雾滴后，约50℃的烟气进入烟囱排入大气。

设计煤种含硫率0.43 %，设计脱硫入口烟气流量3139200N·m³/h，脱硫入口烟温123℃，烟气入口SO2浓度为940mg/N·m³，入口烟尘浓度<100mg/N·m³  吸收塔塔内设4层喷嘴系统，采用偏心喷嘴，浆液自上而下与烟气逆流接触。氧化桨池内置，塔外设4台侧向搅拌器。周边配置4台浆液循环泵，单元制供给4层喷嘴。其中浆液循环泵为KSB Atctiengesellschaft的单吸式离心泵。相关参数见表1。

二、浆液循环泵故障现象

2013年3月电厂2号机组脱硫浆液循环泵连续发生故障，19日运行中发现浆液循环泵2D参数异常，即电流上升到149A(此时:2号机组负荷875MW,2FGD出口SO2维持110mg/N·m³左右)，随即停用抢修，抢修中发现，泵进口管道防腐材料几乎全部破损脱落、浆液循环泵叶轮磨损严重且有开裂、泵中心轴头压板脱落无法继续使用。

经抢修，浆液循环泵2D投运试转，试转运行仍不正常：浆液循环泵 2D电流从84A下跌至24A。即停运解体检查，发现泵叶轮全部损坏。见图1。

3月20日，浆液循环泵2A运行中发生与2D相同情况:即泵体振动大(水平0.11mm，垂直0.06mm，轴向0.07mm ),电流下跌，需停运抢修。

此后浆液循环泵2B,、2C也发生故障，现象同浆液循坏泵2D,经解体检查存在相同的故障隐患。由于连续发生多台浆液循环泵故障,烟气氧化硫排放浓度持续超标，为保证公司的环保形象，电厂决定停炉抢修浆液循泵，并对整个脱硫系统进行全面检查。

三、脱硫桨液循环泵故障原因分析

2号机组停运后对FGD系统进行全面检查修理，发现主要系统和设备异常情况如下：

（1）四台浆液循环泵进口管道衬胶均有脱落现象，出口管道钊胶无此现象；

（2）喷嘴存在不同程度的被异物堵塞现象(见图2)  ；

（3）浆液循环泵进口滤网有不同程度向泵侧凹的现象；

（4）浆液循环泵叶轮有不同程度破损。

图2综合停运前的浆液循环泵的故障现象和机组停运后的检查结果(公众号:泵管家)，基本分析认为浆液循环泵叶轮不同程度碎裂的可能原因为：

（1）浆液浆液循环泵进口管道衬胶因为各种原因发生脱落，脱落异物对叶轮形成打击;

（2）进口滤网有堵塞现象，泵进口发生气蚀；

 （3）喷嘴阻塞后，出口压力急剧上升，在泵的进口氧化空气积聚，当压力上升到一定程度后，气泡破裂，形成气爆；

 （4）泵维护丁作欠缺，泵的密封间隙大；

 （5）泵叶轮材质耐腐蚀能力损，抗冲击力差。

总体分析，认为泵叶轮碎裂可能是以上几条原因综合作用的结果。进一步分析认为是FGD氏期运行工况不佳累积而至，主要有以下几点原因：

1、对入炉煤硫份、灰份的控制不够严格。因发电燃煤市场化、燃煤成本比重不断提高等因索，2012年11月以来，电厂为降低燃煤成本，进行低热值燃煤的掺烧工作，改燃煤掺烧过程中，对燃煤硫份的控制不够严格，造成燃煤硫份时有上下波动，导致FGD进口SO2浓度远超FGD设计值， 如 2012年11月进口FGD的SO2浓度Z高值至4300mg/N·m³，持续的高SO2浓度远超FGD设计处理能力?打破了脱硫系统稳定运行的条件，影响了脱硫系统正常运行。

2、对浆液浓度和密度等特性参数、质量控制不力。在FGD进口SO2浓度高的情况下，电厂通过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 )，同时增加投运浆液循环泵(4台浆液循环泵全部投运.正常情况下3用1备