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摘要：本文对某电厂脱硫塔检修后粉尘超标进行分析，找出防止粉尘超标的方案，确保安全环保，具有一定的借鉴价值。
关键词：脱硫塔除雾器；粉尘；分析；对策
1 设备基本概况与存在的问题
1.1 设备概况
某电厂300MW机组电除尘器的型式为干式、卧式、板式，每台除尘器进口数：2个（水
平烟箱），出口数：2个（水平烟箱），其同极间距400mm，异极间距200mm除尘器入口烟气温度147℃，设计效率99.77%（按设计煤种锅炉额定出力时保证值）。电除尘器在运行工况下（锅炉BMCR条件下）风速取为0.865m/s，粉尘在电场中有效停留时间控制在22.09秒；以保证粉尘有充分的荷电及收尘时间，满足电除尘器正常运行出口排放含尘浓度达到要求。每台电除尘器能处理烟气量2100900.75 m3/h。该电除尘器为四个电场。
该300MW机组脱硫系统位于电除尘器后部，电除尘器处理后的烟气经送风机送至脱硫系统进一步脱硫、除尘。脱硫工艺方案选用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫系统采用一炉一塔，主要设备包括：吸收塔、浆液循环泵、石膏旋流器、真空皮带脱水机、氧化风机、烟道、工艺水箱等。湿法FGD工艺属于煤燃烧后的脱硫技术，其特点是整个脱硫系统位于空气预热器、除尘器之后，脱硫过程在溶液中进行。湿法烟气脱硫过程是气液反应，其脱硫反应速度快，脱硫效率和吸收剂利用率高，运行可靠性高，适合于火力发电厂锅炉排烟脱硫。在吸收塔的顶部设有屋脊式除雾器，除雾器为安装两级布置，其目的是除去出口烟气中夹带的浆液液滴，使离开吸收塔的脱硫烟气中含水量降低至70mg/Nm3以下。
1.2 环保要求
该北方电厂目前未进行超低排放改造，要求最终出口粉尘排放浓度小于30mg/Nm3。
1.3存在的问题
该电厂脱硫系统于9月份随机组进行大修，主要进行了吸收塔除雾器清理更换、浆液循环泵、氧化风机大修等工作。在脱硫系统大修前，该电厂300MW机组最终出口粉尘排放浓度平均值约为20.7mg/Nm3。10月份启机后该电厂300MW机组虽然脱硫塔入口粉塵浓度下降但最终出口粉尘排放浓度（脱硫塔出口粉尘浓度）平均值反而上升，约为33.26mg/Nm3。具体见图1、图2及表1：
2 原因分析
针对上述问题，相关部门组织技术人员进行了如下工作：
2.1 粉尘仪及脱硫塔出口烟道检查
经检查该粉尘仪各指标正常，但由于该粉尘仪采用激光反射原理测量，其对烟气中液态水无分辨能力；为防止烟道有漏点造成出口烟气中气态水结露，对脱硫塔出口烟道同时进行检查但未发现漏点；
2.2脱硫塔除雾器除雾效果分析
因脱硫塔屋脊式除雾器除雾效果最好的烟气流速对应为3.5米/秒附近，我们对300MW机组脱硫系统大修后脱硫塔烟气流速进行了测算，最终得出脱硫塔内烟气流速过低，导致除雾器除雾效果不好，脱硫塔出口烟气含液率高；同时由于该粉尘仪采用激光反射原理测量，其对烟气中浆液液滴无分辨能力，导致测量值虚高。见表2：
而脱硫系统除雾器大修前因为长期运行堵塞严重（见图3），致使大修前脱硫塔塔内烟气通过横截面积减少，即导致当时烟气流速较小修后高，烟气携带浆液液滴量少，故脱硫系统除雾器大修前后脱硫塔出口烟气粉尘测量差距较大。
3 采取对策
3.1 经协调，该电厂300MW机组加大负荷，即增大脱硫塔入口烟气量、加快脱硫塔塔内烟气流速，使得脱硫塔出口粉尘平均值降到了25 mg/Nm3以下；
3.2 加强对烟气运维单位管理，提高运维质量，防止运行维护不到位造成的监测超标；
3.3进入冬季，脱硫烟道所属部门要加强漏风治理，防止冷空气进入造成大量水汽，导致烟尘监测超标。
4 结束语
为确保该电厂300MW脱硫塔出口粉尘在低负荷时达标，该电厂超低排放改造各项工作正在进行当中。
参考文献
[1] 吕宏俊 石灰石/石灰-石膏湿法脱硫浆液问题研究[J].电力科技与环保.2011.06（4）：274～279
[2] 郭东明 脱硫工程技术与设备. 化学工业出版社. ISBN978-7-122-12212-4 2011.9
作者简介：白雪（1977-01-18），男，黒龙江省安达市，工程硕士，高级工程师，脱硫维护。
（作者单位：中国石油集团电能有限公司 电力技术服务公司）
关键词：脱硫塔除雾器；粉尘；分析；对策
1 设备基本概况与存在的问题
1.1 设备概况
某电厂300MW机组电除尘器的型式为干式、卧式、板式，每台除尘器进口数：2个（水
平烟箱），出口数：2个（水平烟箱），其同极间距400mm，异极间距200mm除尘器入口烟气温度147℃，设计效率99.77%（按设计煤种锅炉额定出力时保证值）。电除尘器在运行工况下（锅炉BMCR条件下）风速取为0.865m/s，粉尘在电场中有效停留时间控制在22.09秒；以保证粉尘有充分的荷电及收尘时间，满足电除尘器正常运行出口排放含尘浓度达到要求。每台电除尘器能处理烟气量2100900.75 m3/h。该电除尘器为四个电场。
该300MW机组脱硫系统位于电除尘器后部，电除尘器处理后的烟气经送风机送至脱硫系统进一步脱硫、除尘。脱硫工艺方案选用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫系统采用一炉一塔，主要设备包括：吸收塔、浆液循环泵、石膏旋流器、真空皮带脱水机、氧化风机、烟道、工艺水箱等。湿法FGD工艺属于煤燃烧后的脱硫技术，其特点是整个脱硫系统位于空气预热器、除尘器之后，脱硫过程在溶液中进行。湿法烟气脱硫过程是气液反应，其脱硫反应速度快，脱硫效率和吸收剂利用率高，运行可靠性高，适合于火力发电厂锅炉排烟脱硫。在吸收塔的顶部设有屋脊式除雾器，除雾器为安装两级布置，其目的是除去出口烟气中夹带的浆液液滴，使离开吸收塔的脱硫烟气中含水量降低至70mg/Nm3以下。
1.2 环保要求
该北方电厂目前未进行超低排放改造，要求最终出口粉尘排放浓度小于30mg/Nm3。
1.3存在的问题
该电厂脱硫系统于9月份随机组进行大修，主要进行了吸收塔除雾器清理更换、浆液循环泵、氧化风机大修等工作。在脱硫系统大修前，该电厂300MW机组最终出口粉尘排放浓度平均值约为20.7mg/Nm3。10月份启机后该电厂300MW机组虽然脱硫塔入口粉塵浓度下降但最终出口粉尘排放浓度（脱硫塔出口粉尘浓度）平均值反而上升，约为33.26mg/Nm3。具体见图1、图2及表1：
2 原因分析
针对上述问题，相关部门组织技术人员进行了如下工作：
2.1 粉尘仪及脱硫塔出口烟道检查
经检查该粉尘仪各指标正常，但由于该粉尘仪采用激光反射原理测量，其对烟气中液态水无分辨能力；为防止烟道有漏点造成出口烟气中气态水结露，对脱硫塔出口烟道同时进行检查但未发现漏点；
2.2脱硫塔除雾器除雾效果分析
因脱硫塔屋脊式除雾器除雾效果最好的烟气流速对应为3.5米/秒附近，我们对300MW机组脱硫系统大修后脱硫塔烟气流速进行了测算，最终得出脱硫塔内烟气流速过低，导致除雾器除雾效果不好，脱硫塔出口烟气含液率高；同时由于该粉尘仪采用激光反射原理测量，其对烟气中浆液液滴无分辨能力，导致测量值虚高。见表2：
而脱硫系统除雾器大修前因为长期运行堵塞严重（见图3），致使大修前脱硫塔塔内烟气通过横截面积减少，即导致当时烟气流速较小修后高，烟气携带浆液液滴量少，故脱硫系统除雾器大修前后脱硫塔出口烟气粉尘测量差距较大。
3 采取对策
3.1 经协调，该电厂300MW机组加大负荷，即增大脱硫塔入口烟气量、加快脱硫塔塔内烟气流速，使得脱硫塔出口粉尘平均值降到了25 mg/Nm3以下；
3.2 加强对烟气运维单位管理，提高运维质量，防止运行维护不到位造成的监测超标；
3.3进入冬季，脱硫烟道所属部门要加强漏风治理，防止冷空气进入造成大量水汽，导致烟尘监测超标。
4 结束语
为确保该电厂300MW脱硫塔出口粉尘在低负荷时达标，该电厂超低排放改造各项工作正在进行当中。
参考文献
[1] 吕宏俊 石灰石/石灰-石膏湿法脱硫浆液问题研究[J].电力科技与环保.2011.06（4）：274～279
[2] 郭东明 脱硫工程技术与设备. 化学工业出版社. ISBN978-7-122-12212-4 2011.9
作者简介：白雪（1977-01-18），男，黒龙江省安达市，工程硕士，高级工程师，脱硫维护。
（作者单位：中国石油集团电能有限公司 电力技术服务公司）