现役火电机组拆除脱硫旁路挡板应对措施研究

吴春华，许月阳，王铮

(国电科学技术研究院，江苏南京 210031)

0 引言

根据国家“十二五”环境保护规划，“十二五”期间，SO2要实现减排8%的约束性指标。目前脱硫设施占火电机组的比例超过90%，火力发电厂已基本全部安装脱硫设施，工程减排非常有限。根据环保部“十二五”主要污染物总量减排核算细则，对于取消旁路的机组，核算期SO2排放量按旁路取消后的脱硫效率进行核算，鼓励取消脱硫设施烟气旁路。环保部环办［2009］25号文，要求对新审批的燃煤脱硫机组一律要求不得设置烟气旁路，对五大发电集团公司已建成运行的脱硫设施逐步取消烟气旁路，提高脱硫系统质量。另外，根据各地方环保部门《“十二五”主要污染物总量削减目标责任书》要求，“十二五”期间，单机容量300MW及以上燃煤机组应按规定取消烟气旁路。因此，现役火电机组拆除旁路挡板，是环保要求的必然趋势。

当火电机组脱硫装置拆除旁路后，脱硫装置与主机将成为一个串联系统而必须同步启停。目前脱硫设施设计保证的可用率在95%左右，所以取消旁路后，脱硫装置可靠性低于主机的可靠性水平。同时机组启动时锅炉和除尘设备也会对脱硫系统产生负面影响。目前部分电厂已完成拆除脱硫旁路挡板并投入运行，大部分电厂均准备结合改造利用检修时间拆除脱硫旁路挡板工作。

1 脱硫旁路烟道作用

在石灰石湿法烟气脱硫工艺中，旁路烟道是指烟气不经过脱硫装置，直接通往烟囱排入大气的通道，脱硫装置进、出口烟道均开口在旁路烟道上，旁路挡板门也安装在旁路烟道上，并通过旁路挡板来实现100%烟气脱硫或部分烟气脱硫甚至停运。脱硫旁路烟道的作用有以下几点：

(1)锅炉启炉或低负荷稳燃时，烟气走旁路，不让含有未燃尽油污、碳粒和高浓度粉尘(锅炉大量投油时电除尘器一般不投运)的烟气进入到脱硫系统中，对脱硫系统设备和浆液造成污染。

(2)在进入脱硫系统的烟气参数异常时，如烟气超温、入口压力异常、入口粉尘浓度过高等，开启旁路烟道挡板门，烟气由旁路直接进入烟囱排放，不进入脱硫吸收塔，保护脱硫装置。

(3)当脱硫系统设备故障无法正常运行时，打开旁路烟气挡板门，使脱硫系统退出运行，脱硫装置被旁路隔离，不对电厂主机的运行产生影响。原烟气挡板或净烟气挡板关闭;浆液循环泵、搅拌器、增压风机等全部停止运行。

2 拆除脱硫旁路挡板的影响及存在问题

2.1 对机组启停顺序的影响

脱硫系统设有旁路时，主机启动与脱硫启动分别进行。机组启动时先开启脱硫旁路挡板，关闭FGD原烟气和净烟气挡板，然后启动锅炉，待点火完成或油枪撤出，电除尘投入后，开启FGD原烟气和净烟气挡板启动脱硫系统，并逐步关闭旁路挡板，脱硫系统投入正常运行。旁路拆除后，脱硫装置与主机将成为一个串联系统，需统筹协调脱硫与主机的启动。

2.2 对机组运行可靠性的影响

拆除脱硫旁路后，锅炉的烟气任何时间都必须从脱硫系统经过。因此任何能够引起脱硫系统退出运行的因素，像除尘器效率差烟尘超标、增压风机跳闸、烟温超标、浆液循环泵全停等因素，由于没有烟气旁路的缓冲，都会造成锅炉机组跳闸，对主机正常运行的不利影响将加大。

2.3 高温烟气对脱硫设施的影响

脱硫吸收塔是烟气脱硫设施的核心设备，系统在塔中完成了对SO2等污染物气体的吸收。脱硫装置入口原烟气温度一般在110～170℃之间，因炉型、煤种及设备状况不同而各有差异，当出现锅炉空预器故障停运等紧急情况时，会导致烟气温度急剧的升高，即使此时锅炉紧急MFT，由于无脱硫旁路，仍然会有部分高温烟气进入脱硫系统。脱硫塔防腐层等的耐温一般在90℃左右，烟温过高，会损坏吸收塔设备，如喷淋层、除雾器以及吸收塔防腐材料等，严重时还可能引发火灾事故。

2.4 高煤粉、烟尘对脱硫浆液的影响

对采用燃油点火的机组，锅炉点火时，需要投油助燃，这时烟气中会含有油雾。按投运要求，电除尘不能投入，烟气中的油雾和烟尘通过脱硫系统后，锅炉未燃尽的油污会对吸收塔防腐层等材料产生溶胀，使高分子材料快速分解和脱落。同时油烟和烟尘会对脱硫塔洗涤系统产生危害，油雾和烟尘被脱硫塔洗涤下来进入浆液系统，对浆液产生污染，危害到脱硫系统的安全运行和脱硫的效率。等离子技术发展至今，还不能使进入锅炉的煤粉完全燃烧，点火时可燃物达到40%左右。造成大量未燃尽煤粉进入电除尘甚至脱硫吸收塔，对除尘器安全运行造成影响，同时污染脱硫吸收浆液。

3 拆除脱硫旁路挡板应对措施

3.1 应对锅炉启动与低负荷稳燃投油

(1)锅炉在启动过程中不投油或尽量少投油。目前大多数锅炉冷态启动阶段，采用等离子体点火或微油点火技术可满足要求。应在点火前投入电除尘器，以防大量的灰和未燃尽碳进入到脱硫系统中，对GGH、除雾器、喷淋层等设备造成损害，并污染吸收塔浆液。加强GGH吹扫，并根据浆液和石膏品质决定是否置换浆液。加强除灰的频率，避免在电除尘器灰斗和除灰系统内自燃。

(2)锅炉低负荷稳燃投油阶段，应尽量减少投油量和投油时间，锅炉应采用低负荷助燃技术，确保锅炉启停和运行期间助燃油及煤粉完全燃烧，避免未燃尽油污和煤粉对除尘器和脱硫系统造成污染，或发生二次燃烧和堵塞。

3.2 应对脱硫系统入口烟气异常

(1)增设事故喷淋系统。当吸收塔入口烟气超温时或GGH等设备故障时应快速启动事故喷淋系统，使烟温下降到正常值。当循环泵失电时，锅炉MFT，同时快速启动事故喷淋系统。当事故喷淋系统较长时间运行时，应警惕吸收塔浆池液位。

(2)应保证吸收塔入口烟气粉尘含量处于正常值，高粉尘含量会对GGH、除雾器、和吸收塔浆液造成危害。当除尘器故障时，应立即降负荷或锅炉MFT，除尘器短时间内无法恢复正常时，锅炉MFT。控制燃煤品质，保证除尘效率，使脱硫系统入口粉尘浓度在设计值之内，以免对吸收塔设备造成危害。

3.3 应对机组可靠性下降

3.3.1 从设备选择和系统设计上提高系统可靠性

(1)优化吸收塔内设备，选择高效的除雾器，设计安全的支撑结构，避免运行过程中除雾器垮塌，合理布置浆液喷嘴，减少烟气对吸收塔壁防腐层的磨损，优化氧化空气管道的布置，合理选择吸收塔内防腐材料，延长防腐设施的运行周期。

(2)脱硫系统不单独设增压风机，尽量采用引增合一方案，这样不但减少了增压风机本身的故障，而且减少了增压风机与引风机协调控制的故障率。

(3)为保证浆液供应系统的可靠性，从石灰石浆液箱至吸收塔的供浆管道采用双供浆管道，而且将两台机组的供浆管道互通，采用自动切换方式，以提高吸收塔供浆的可靠性和供浆能力。

(4)对于腐蚀堵塞严重的GGH进行改造，更换为大波纹形式换热片，减少堵塞造成的运行故障，延长停机维护周期。

(5)新增或增容事故浆液箱，当浆液被污染时，可通过浆液置换的方式更新部分浆液。

(6)增加关键设备的备品备件，如循环泵叶轮、吸收塔搅拌器、石灰石浆液箱搅拌器等;对系统中没有备用而又可能影响系统运行的辅助设备增加备品备件，如地坑搅拌器、地坑泵等。

(7)为防止供电中断，同类设备不宜连接在同一段供电母线上。为脱硫系统设置2台变压器，双路供电，保证脱硫设备可靠运行。

(8)将目前脱硫装置的PLC控制系统更改为DCS控制系统，提高其可靠性。脱硫DCS和主机DCS选用性能可靠的同系列产品。

3.3.2 加强运行管理，提高系统的可靠性

烟气脱硫系统旁路拆除后，运行控制重点要确保浆液循环泵的安全、稳定运行，控制好原烟气的温度、粉尘在正常范围内，SO2含量尽可能在FGD的设计值内，这样才能确保整个机组的安全可靠运行：

(1)入炉煤控制。尽量使配煤后的入炉煤指标(如硫分和灰分等)达到设计要求。

(2)石灰石品质控制。作为脱硫系统的吸收剂，石灰石品质的优劣与否将直接影响脱硫效率以及运行状况，应对每批石灰石的品质进行检测，并严格控制其品质。通常石灰石的检测项目有CaCO3含量、MgCO3含量、粒径分布和化学活性、盐酸不溶物。CaCO3的含量越高，石灰石中的活性成分也就越高，越有利于SO2的吸收，同时可以降低石灰石的耗量，减少对浆液泵和管道的磨损。

(3)吸收塔石膏浆液品质控制。为使脱硫系统安全经济运行必须保证理想的石膏浆液品质，而影响石膏浆液品质的最重要指标是pH值，石膏浆液的pH值是控制脱硫系统安全、经济运行的关键参数，其次还有密度、杂质、Cl－浓度等。

(4)严格执行除雾器、GGH清洗运行规定。加强GGH和除雾器吹扫及差压监视，及时组织差压测点校验和疏通，加强在线冲洗，避免因GGH和除雾器堵塞导致脱硫停运。

(5)运行中加强吸收塔入口事故喷淋装置的检查，每月定期进行手动喷淋工作。

(6)制定脱硫旁路拆除后脱硫事故处置应急预案，完善事故处置组织保障和技术措施，定期组织演练，防范事故的发生。

(7)脱硫系统和发电机组必须按照相同的标准要求，进行运行和检修维护。加强脱硫点检定修、技术监督、运行维护、在线监控、分析诊断，及时消除设备缺陷，提高设备和系统可靠性。

4 结语

现役燃煤机组大部分烟气脱硫装置按环保要求必须拆除旁路烟道。拆除脱硫系统旁路，可从根本上解决燃煤发电企业大气污染物直排的问题，杜绝了机组运行中擅自停运脱硫装置的可能，实现对脱硫设施运行过程的有效监管，提高脱硫设施运行效率。脱硫旁路烟道拆除后，脱硫装置和主机成为串联的生产系统，脱硫装置必须与主机组设备按照同样的标准和要求进行运行和维护，对锅炉和脱硫的检修及运行都提出了更高要求。只要在配套改造过程中和运行控制管理过程中采取适当的技术措施，就可以避免脱硫旁路挡板拆除在机组启停、事故工况时给燃煤机组运行带来的负面影响，保证脱硫系统与主机的相当的可靠性，实现脱硫装置与主机同步、可靠、稳定的运行。

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