海水脱硫系统取消烟气旁路的改造

陈伟武，胡木林

（华能海门电厂，汕头515132）

华能海门电厂2台1 036MW超超临界火电机组，烟气脱硫系统采用海水脱硫工艺，一炉一塔配置，脱硫效率不低于92%。原设有100%烟气旁路系统，根据最新环保要求，锅炉投运时烟气脱硫系统（FGD）必须强制性地同步投入运行，旁路系统必须取消，为此对取消烟气旁路的可行性进行了分析，对影响FGD安全的各因素分别提出解决方案。

1 可行性分析

1．1 未燃尽油雾对脱硫吸收塔工作的影响

锅炉启动点火时投用燃油可能造成烟气中未燃尽油雾质量分数过高。在烟温低于85℃、油枪多于4支时静电除尘器各电场不能正常投运，使烟气中烟尘含量较高。含尘量较高的烟气进入海水FGD系统后会造成吸收塔内件及防腐材料的损伤，影响吸收塔的使用寿命；还会造成吸收塔排出的废（海）水中悬浮物质量浓度较高［1］。原有的海水恢复系统主要是针对正常脱硫运行工况进行设计，没有除油、除尘功能。如将此废水排回海中，其中的油雾及悬浮物将会暂时性地污染海水。

该锅炉设有等离子点火系统，启动时基本不使用燃料油，低负荷稳燃也基本不投油，因此烟气中即使含有少量油雾，锅炉启动时投运2台海水升压泵即可以实施吸收塔冲洗，减少油雾影响［2］。因此一般情况下，在锅炉启动及稳燃时采用等离子点火，保证燃烧器的完全燃烧，尽早投入电除尘装置和2台海水升压泵同时运行等措施，必要时还可以利用急冷水系统进行喷淋，即可减少油雾对吸收塔内件及防腐层的影响，同时还能够保证废水达标排放（排回海中）。

1．2 烟气压力升高时烟道的强度问题

在取消旁路进行改造的同时，还进行引风机和增压风机合一改造，引风机出口压力由4．2kPa升高到6．9kPa，烟道负压也会相应增大，需校核炉膛、烟道的承压强度。根据锅炉及烟道设计资料，炉膛、烟道设计可承受压力±9．8kPa，上述6．9kPa压力满足设计规范要求，无需对炉膛、烟道进行加固改造。

1．3 海水供应系统的可靠性

系统原设置2台50%容量的海水升压泵，当其中1台泵故障时，机组负荷需降至650MW 以下；当2台泵均故障时可停运FGD，烟气改走旁路烟道。取消烟气旁路后，2台海水升压泵同时故障则要连锁停机。

为了保证脱硫系统与机组同步运行，且保证烟气脱硫效率，应增加1台海水升压泵，实现海水升压泵两用一备，可保证机组可靠、连续地运行。

1．4 烟温异常升高时对系统的危害

海水脱硫吸收塔的填料、除雾器等内件的最高耐温为80℃。如果海水供应系统故障，或锅炉运行异常（排烟温度可达350℃）时，为保证吸收塔的安全，必须采取措施对烟气进行冷却，将吸收塔进口烟温降至80℃以下，因此需增加一套急冷水系统。

1．5 FGD系统运行中存在的异常情况

海门电厂投产以来基本燃用印尼煤，偏离设计煤质，导致锅炉燃烧不正常，加上其灰分高，造成气－气热交换器（GGH）频繁堵塞。GGH吹灰器形式为半伸缩吹灰器，在运行中无法检修，影响GGH的吹灰，更加剧了GGH的堵塞，严重影响FGD系统可靠性，须进行改造。

2 改造内容

2．1 增加设备

2．1．1 海水升压泵系统

为提高机组运行可靠性，增加了1台海水升压泵，实现3台泵互为连锁备用功能，并将原A、B泵入口前池进行分隔，实现两用一备及定期轮换检修功能，减少机组减负荷及非停概率。

增加1台海水升压泵的主要费用为海水升压泵、液控蝶阀、泵入口闸板及滤网、动力电缆、热控仪表及DCS远方控制逻辑组态卡件等设备材料费用，设备费用为495万元，土建施工为250万元。

2．1．2 急冷水系统

该系统采用消防水作急冷水水源，设置急冷器、管道及阀门，当FGD入口烟温超温时，自动开启电动阀门，通过急冷器向烟道内喷水、降温。

配备急冷水水源的主要费用是设备采购，包括急冷器、管道及电动阀门等，采购费为47万元。

2．2 更换设备

2．2．1 GGH 蓄热元件

原来脱硫系统GGH蓄热元件采用DNF波纹板形式，通流面积小，烟气携带的粉尘易堵塞通流孔，导致脱硫系统多次被迫停运进行离线冲洗。为提高系统可靠性，GGH蓄热元件采用豪顿华的HCTM大通道的蓄热元件，有效地解决了GGH蓄热元件堵塞的难题［3］。

配备蓄热元件的主要费用是设备采购，全套蓄热元件为500万元。

2．2．2 改造GGH吹灰器

GGH原采用半伸缩吹灰器，其高压水喷嘴长期处于烟道内，喷嘴极易堵塞，喷嘴的清理更换需要停运FGD后才能进行。取消烟气旁路后，吹灰器喷嘴堵塞将对机组运行造成极大的威胁，故须将半伸缩吹灰器改为枪管可以从烟道内抽出检修，并顺利回装的全伸缩吹灰器［4］。

改为枪管的主要费用是设备采购，2套全伸缩吹灰器采购费为40万元。

2．3 逻辑优化

2．3．1 增加脱硫系统故障报警

脱硫系统增设的故障报警有：

（1）烟气温度＞170℃（三取二）；

（2）烟尘质量浓度＞200mg／m3；

（3）吸收塔入口海水压力降至低Ⅱ值（≤80kPa），且吸收塔入口海水流量降至低Ⅱ值（≤8 000m3／h）；

（4）任意一台海水升压泵停运，且出口门没关；

（5）海水升压泵全停报警；

（6）急冷水供水电动门未关；

（7）吸收塔出口烟气温度（1或2）＞50℃；

（8）GGH主（或辅）电机跳闸；

（9）FGD入口烟气压力＞3．5kPa；

（10）脱硫1号机废（海）水pH值＜6．8；

（11）净烟气m（SO2）＞400mg／m3；

（12）净烟气m（NOx）＞450mg／m3。

2．3．2 增加急冷水供水电动门打开“或”逻辑

控制信号有：

（1）烟气烟道温度＞170℃（三取二）；

（2）机组负荷率＞40%时海水升压泵运行台数＜2，且吸收塔入口烟温大于80℃；

（3）无海水升压泵运行，吸收塔入口烟温大于70℃；

（4）吸收塔入口海水压力降至低Ⅱ值（≤80kPa），且吸收塔入口海水流量降至低Ⅱ值（≤8 000m3／h）；

（5）GGH主电机和辅电机均跳闸；

（6）吸收塔出口烟气温度（1和2）均高于50℃。

2．3．3 锅炉主燃料切除（MFT）复位增加条件

“脱硫烟道建立”条件为综合信号（“与”逻辑），并以通信方式送至机组DCS，包括如下项：

（1）任一海水升压泵已启动；

（2）烟尘质量浓度＜200mg／m3；

（3）GGH主（或辅）电机已启动。

2．3．4 锅炉 MFT中增加条件

锅炉MFT信号中增加海水升压泵A、B、C均已停和吸收塔进口烟温大于70℃、且延时120s的“与”逻辑，并以硬接线方式送至机组 DCS［5］。

2．3．5 增加引风机跳闸条件和出口门闭锁条件

当发生MFT后，海水泵全停，GGH进口烟气温度＞100℃，急冷水未投运（且延时一定时间）时停止引风机，并关引风机出口挡板。

3 改造后FGD系统运行情况

3．1 改造后的效果

改造后的效果有：

（1）拆除旁路烟道后，减少了系统泄漏，脱硫效率比改造前有所提高（约2%）。改造前机组负荷1 007MW，m（SO2）＝2 249mg／m3，脱硫效率为92．03%；改造后机组负荷1 004MW，m（SO2）＝2 231mg／m3，脱硫效率为93．90%。

（2）GGH换热元件更换为大通道换热元件后，满负荷下GGH烟气压差比改造前减少约0．19kPa。改造前机组负荷1 004MW，锅炉总风量3 435t／h，GGH 烟气压差为0．72kPa；改造后机组负荷1 004MW，锅炉总风量3 433t／h，GGH烟气压差为0．53kPa。

（3）GGH换热元件更换为大通道换热元件及旁路烟道拆除后，由于换热元件传热效果有所降低，且旁路无泄漏，相近工况下净烟气温度下降约3K。改造前机组负荷1 029MW，原烟气温度130℃，吸收塔入口海水温度26．37℃，净烟气温度为77℃；改造后机组负荷1 031MW，烟气温度130℃，吸收塔入口海水温度26．34℃，脱硫净烟气温度为74℃。

（4）GGH吹灰器由半伸缩吹灰器更换为全伸缩吹灰器后，吹灰效果较好，GGH压差基本保持稳定。改造后（工况1）锅炉总风量为3 477t／h，GGH 烟气压差为0．56kPa；改造后（工况2）锅炉总风量为3 455t／h，GGH烟气压差为0．58kPa。

（5）脱硫系统原设计只有2台海水升压泵，旁路烟道取消后加装了1台海水升压泵，系统采用两运一备的运行方式，提高了系统的可靠性。

3．2 改造后出现的问题

改造后出现的问题有：

（1）在引、增风机合一改造后，由于引风机出口压力升高，使烟道非金属膨胀节、引风机出口挡板门承压升高，出现膨胀节漏风甚至个别破裂、挡板门振动大等情况，须进行更换。

（2）净烟气温度有所下降，夏季净烟气温度为74℃，下降了约3K，冬季时可能会下降更多。

4 结语

取消FGD旁路烟道，并做好相应的改造后可有效提高FGD的安全性；同时由于减少了旁路烟道的泄漏，一定程度上还提高了系统脱硫效率。但在以后的改造和工作中还需注意以下几点：

（1）GGH改造时还要考虑烟气没有旁路的泄漏后，温度较高的原烟气基本不会漏进净烟气中，使净烟气温度有所下降，在蓄热元件换热面积计算时要适当加大。

（2）引、增风机合一后，烟道非金属膨胀节必要时一起更换，并选用耐压等级更高的膨胀节。

（3）加强电除尘系统的运行维护，必要时退出节能模式，防止烟尘质量浓度过大，加速GGH的堵塞。

（4）加强GGH的吹灰及水冲洗，做好吹灰器的维护工作，规范吹灰程序，防止GGH过快堵塞。

［1］陈华桂，戴兴干．现役燃煤机组脱硫旁路拆除的影响及对策［J］．江苏电机工程，2012，31（4）：68－70，74．

［2］高野，刘殿涛，王奕．脱硫无旁路启动运行［J］．云南电力技术，2012，40（3）：82－83．

［3］王森，余鹏，李庆．2×1 000MW机组无旁路脱硫系统可靠性分析与优化措施［J］．华北电力技术，2012，42（5）：17－20．

［4］袁杰．脱硫旁路拆除后的运行调整［J］．中国高新技术企业，2012，141（15）：100－101．

［5］雷彦荣，吉建明，张斌，等．脱硫系统无旁路运行的问题分析及应对措施［J］．陕西电力，2011，39（8）：90－92．