燃煤電廠1000MW機組無旁路煙氣脫硫系統的設計與調試

0 前言

隨著國家建設規劃的穩步推進，燃煤電廠煙氣脫硫即大氣污染物SOx排放控制工作得到了全面落實，已實施煙氣脫硫的火電機組比例由2005年的14%提高到2012年的90%。石灰石——石膏濕法煙氣脫硫是目前火力電廠煙氣脫硫采用的主流技術。在我國早期隨機組同步建造或后期加裝的煙氣脫硫系統中，通常采用有旁路煙道設計。隨著國家環保要求的進一步提高以及環保政策的日益嚴格，目前國內新建的大型火力發電機組脫硫系統基本采用無旁路設計，這也對脫硫系統的設計、調試以及運行提出更高的要求。目前火電機組的正常運行過程，脫硫系統不隨鍋爐系統運行的時間已經非常之低，所以設置旁路煙道已經失去意義，特別是近年來煙塔合一技術的推廣，旁路和煙氣換熱器GGH的取消，脫硫系統簡化，大大提高了煙氣脫硫裝置FGD的可靠性，為十二五期間國家下達的有關火電機組取消煙氣脫硫旁路的任務創造了條件。截至目前，國內有289臺、1.27億kW現役火電機組拆除煙氣旁路，綜合脫硫效率從85%提高到90%以上。

1 無旁路煙氣脫硫系統的工藝流程

常規煙氣脫硫系統中，旁路煙道安裝在FGD系統入口煙道與煙囪之間，正常工作狀態下，鍋爐煙氣經脫硫增壓風機后進入脫硫吸收塔進行脫硫處理，然后由出口煙道經煙囪排放。當脫硫系統在事故狀態時，則可通過關斷出口煙道擋板，開啟旁路煙道擋板的措施，使鍋爐煙氣不經煙氣脫硫系統處理，直接由旁路煙道經煙囪排放，實現與鍋爐機組的有效隔離，保證機組正常運行以及脫硫系統的安全。在鍋爐使用助油點火期間，通過開啟旁路煙道，可避免含油含塵煙氣對吸收塔及整個脫硫系統的污染。

根據環保部門要求，不再設置旁路煙道的煙氣脫硫系統的鍋爐煙氣走向為：鍋爐→除塵器→引風機→吸收塔→煙囪。工藝流程如圖1所示。

圖1 有旁路與無旁路煙氣脫硫系統煙風道布置對比

2 無旁路煙氣脫硫系統的特性

2.1 無旁路煙氣脫硫系統的比較

取消旁路后，脫硫吸收塔出口煙道可直接與煙囪實現軸線方向連接，煙囪中心線可與吸收塔中心線保持一致，使脫硫出口煙道在水平方向無任何轉向，吸收塔與煙囪的距離可大大縮短，既節省了占地面積，又減少了煙道的凈壓損。

同時，脫硫系統原煙氣、凈煙氣、旁路煙氣擋板及相應的密封空氣設備系統系統和控制系統也相應取消，節約了項目初期設備投資。

取消旁路后，煙氣脫硫系統成為鍋爐煙氣必經的系統，在新建機組設計時，煙氣脫硫增壓風機不再單獨設置，將同鍋爐引風機“增引合一”設置。經合并設置的風機后可有效提高系統效率，降低風機本體電耗。

2.2 無旁路煙氣脫硫裝置的運行風險

取消旁路后，鍋爐投油啟動、低負荷穩燃等工況存在的油污粘污對煙氣脫硫系統設備造成的可能不利影響；針對機組煤油混燒階段，除塵器不投入運行時的高含塵煙氣進入煙氣脫硫系統的臨時狀況等，煙氣脫硫系統在設計時必須考慮合理的解決方案和保護措施。

煙氣脫硫系統是鍋爐煙氣排放的必經通道，因此要求脫硫裝置具有極高的可靠性，并能夠適應鍋爐運行的幾乎任何工況。當脫硫裝置因故障停運時，必須確保主機仍能運行且鍋爐的尾部高溫煙氣短時間內能通過脫硫系統經煙囪排放。

取消旁路后，煙氣脫硫控制系統作為必要系統不再獨立完成運行控制，系統良好運行對主機運行狀況產生影響因子相對設置旁路的煙氣脫硫系統呈顯著放大。相關控制邏輯與連鎖保護將一體于主機控制系統，由其統籌控制，與電廠其他輔機系統一并共同組成機組的主控系統，因此控制邏輯與原則將作出相對應的調整與修改以適應。

3 無旁路煙氣脫硫系統設計要點

河南新密電廠二期2×1000MW火電機組位于新密市曲梁鄉境內，鍋爐采用超超臨界參數、變壓直流爐、切圓燃燒方式的塔式鍋爐，鍋爐的點火方式采用常規輕油點火系統。該機組是河南省第三、第四臺完成投運的1000MW級發電機組，也國內建設較早的不設置脫硫煙氣旁路的1000MW機組。投產后，該電廠年發電能力達140億kW·h，產值達50多億元，已成為目前鄭州市單機容量最大、裝機總容量最大的大型火力發電基地（見圖2）。

圖2 河南新密電廠二期2×1000MW火電機組無旁路煙氣脫硫系統

上海電氣電站環保工程有限公司承接了該電廠的煙氣脫硫EPC總承包工程項目，煙氣脫硫工藝采用濕式石灰石-石膏法，煙道采用無旁路設計，脫硫系統增壓風機與引風機合并，脫硫吸收塔噴淋層設置為5層，相應漿液循環泵為5臺，四用一備，并且在吸收塔內預留一層噴淋空間。機組已于2012年通過試運行，目前已投入商業運行。1000MW機組的穩定運行對于發電企業的發電效率以及當地電網的穩負荷輸配都具有舉足輕重的作用。為此，在進行無旁路煙氣脫硫系統設計時，環保工程公司也從多方面對脫硫系統的可用性和安全性進行了有針對性的設計。

3.1 提高系統運行可靠性采用的設計原則

(1)優化吸收塔內部噴淋層的設計，防止漿液對塔壁及大梁防腐鱗片的沖蝕和產生煙氣附壁效應。

(2)選擇了高效可靠的3層除霧器即1層管式+2層屋脊式，設計安全可靠的支撐結構，避免運行過程中除霧器組件垮塌。

(3)為保證漿液供應系統的可靠性，兩套制漿系統相互備用，每套都能滿足兩臺機組的石灰石漿液供應量。并且從石灰石漿液箱至吸收塔的供漿管道采用雙供漿管道，可以進行自動切換，從而提高吸收塔供漿的可靠性。

(4)石膏脫水系統設備采取兩用一備，保證持續運行的可靠性。

3.2 鍋爐高溫煙氣對煙氣脫硫系統產生沖擊時的處置措施

在煙氣脫硫系統中，以下幾種工況均會引起脫硫系統內煙氣溫度超高，高溫煙氣會對吸收塔內襯膠層、噴淋層、除霧器和吸收塔出口磷片內襯凈煙氣煙道造成破壞性的影響，如處置不當，可能會使煙氣脫硫系統造成不可逆轉的影響：

(1)鍋爐空氣預熱器故障停轉引起機組停運時，排煙溫度可能高達320～350℃，此時為保證鍋爐安全，預熱器仍需吹掃15～20min。

(2)全廠緊急停電且廠用電全停，此時排煙溫度可能高達320～350℃，引風機惰走時間大約為5min。

(3)脫硫漿液循環泵如全部出現故障停運，將會導致進入吸收塔的煙氣溫度超過防腐內襯所能承受的最高值。

為應對事故狀況高溫煙氣沖擊，無旁路煙氣脫硫系統內設置了事故噴淋系統，以保證在事故異常時實現快速開啟來降低脫硫系統入口煙氣煙溫。事故噴淋水由脫硫吸收塔頂的事故噴淋水箱提供，依靠位差產生的壓力在流經事故冷卻噴嘴后，順煙氣流方向射入煙道，完全霧化的水汽會布滿吸收塔進口煙道，從而給進入吸收塔的煙氣降溫。事故噴淋水箱的水源靠與保安電源相接的除霧器沖洗水泵提供。如若保安電源出現了故障，另一路消防水管補水電動閥門會自動開啟，以確保事故噴淋水箱具有充足的冷卻補給水（見圖3）。

脫硫吸收塔設計塔高為39m，塔頂設置一個緊急事故冷卻水箱，原煙道上表面標高約為18m。事故噴淋點至水箱的高度差大于21m，完全可以滿足緊急事故噴淋噴嘴0.15MPa噴射壓力的要求。當存在以下任何一種情況，即當吸收塔入口煙氣溫度升高到超高溫度，或當5臺漿液循環泵全停時候，事故噴淋裝置就將啟動，安裝在原煙道內的事故噴淋裝置可以瞬時噴出300t/h的水量以降低原煙氣溫度。

圖3 事故煙氣冷卻噴淋系統及冷卻噴嘴布置

3.3 其他關鍵子系統的設計與設備選型

無旁路煙氣脫硫的系統設計應著重于系統而非單個的設備，盡量低減少單個設備的故障對于整個系統的影響，在工藝優化設計及設備合理選型時主要考慮了如下方面：

(1)石灰石漿液制備系統中，在選用磨機時，增加了一臺備用磨機，當一臺處于事故狀態時，另一臺可以通過連鎖保護及時投入運行，保證系統長期穩定運行。

(2)石灰石漿液供應系統中，石灰石漿液箱設備為2個，漿液泵設備為4臺。為防止由于漿液箱攪拌器故障而影響供漿，4臺漿液泵設計成允許交叉供漿的形式。

(3)石膏脫水系統中，故障不但影響石膏的正常產出，而且將會使吸收塔內漿液不能正常排出，導致塔內固體物質濃度上升，逐漸沉淀而形成石膏硬垢。在真空皮帶脫水機設計選型時以設置3×100%單臺爐石膏產出量的方案代替了2×150%單臺爐石膏產出量的方案，當有一臺脫水機發生故障時，備用的一臺可以補上，保證系統的長期穩定運行。

(4)氧化風機系統中，氧化風機故障將會導致塔內的 H S O和 S O和不能被充分氧化，難以形成石膏而被排出，長時間運行則吸收塔漿液對SO2吸收能力下降，同時吸收劑的溶解也越來越困難。氧化風機選型以3×100%單臺爐需氧量的方案代替了2×150%單臺爐需氧量的方案，當有一臺氧化風機發生故障時，備用的一臺可以補上。

(5)其他系統如采用與機組相同的閉式冷卻水系統，合理設計吸收塔水平衡系統已維持并有效調節吸收塔液位等也采取了不同程度的優化。

4 1000MW機組無旁路煙氣脫硫系統的調試和運行

4.1 鍋爐微油點火及低負荷穩燃階段對煙氣脫硫系統的影響的處理

在發電機組調試期間，鍋爐微油點火以及低負荷穩燃階段，有許多未燃盡的油滴、碳顆粒進入到脫硫系統，同時由于冷態啟動時未啟用電除塵裝置，進入吸收塔的煙氣會帶有油滴和大量的灰分。在此期間，如向吸收塔內供應石灰石漿液吸收劑，將會受到煙氣中油滴和高灰分的污染，使吸收劑中毒，并嚴重影響到生成石膏的品質。

調試過程中，吸收塔內暫不提供石灰石漿液，而單純采用工藝水注入吸收塔，利用循環泵對煙氣進行噴淋。在此期間吸收塔不進行外排吸收液，利用循環泵的噴淋作用吸收煙氣中油滴，附著煙氣中的灰分，等到投油燃燒調試完成后開始停爐消缺，此時將吸收塔內的液體部分排放回用至廠區。吸收塔內還存有大約高300mm的粘稠狀液體無法排出，這種黑色液體含有油污、炭粒以及大量粉塵。為了保證脫硫系統在此后的調試投運中不會受到影響，必須人工將吸收塔底部所有污物清掃干凈，并運至煤場進行處理。

在使用工藝水噴淋的調試過程中，煙氣中的一部分SO2被吸收，造成循環液的pH值逐漸下降，從而產生塔內設備腐蝕的可能。因此，為了維持吸收塔內的pH值為中性，采用在循環液中投加苛性鈉（NaOH）的方法調節噴淋液的PH值。苛性鈉可以投入到吸收系統的排水坑，由坑泵打入吸收塔內。

4.2 如何解決機組重啟煤油混燒階段大量含塵含油煙氣對煙氣脫硫裝置FGD的影響

在機組重啟煤油混燒階段，電袋除塵器不投入運行，造成高含塵煙氣進入FGD。煙塵中含有微量的氟化鋁，當其進入漿液中會迅速溶解并覆蓋在吸收劑微粒的表面，阻止反應的進行。此外，在煤油混燒中，煙氣中較高的含油量也會對漿液產生污染。在實際調試過程中的確出現了吸收劑中毒現象，脫硫效率開始下降，漿液pH值也持續降低。此時，開始大量補充石灰石漿液也無濟于事。通過向循環液中投加苛性鈉（NaOH）的方法可以改善石灰石漿液的環境。其原理如下：

由于脫硫系統中仍然存在大量粉塵及少量油污，通過加入NaOH雖然可以使系統臨時恢復正常，但是想要徹底地擺脫大量粉塵以及油污的影響，必須對吸收塔內漿液進行置換。因油污會附著在事故漿液箱箱壁上，產生持久的隱患，故調試期間不使用事故漿液箱對中毒漿液進行存儲，而在脫硫系統中設置了事故拋棄池。事故拋棄池為25m×12.5m×5m半地埋式混凝土池，上配抓斗，被污染的漿液被置換至此。上清液在今后的運行中，會被逐步的添加回脫硫系統中，慢慢地將污染的漿液消化掉。而下部分淤泥最終將通過抓斗外運處置。

4.3 機組調試中石膏脫水及石膏品質的問題

由于未設置煙氣旁路，機組調試期間同樣會有脫硫副產物石膏產出，發電機組系統調試期間除塵器同樣未投入使用，會造成大量粉塵中含有較多未被洗凈的大于10μm的顆粒進入煙氣脫硫系統，最終附著于石膏在真空皮帶機上，脫水過程可能把濾布的細孔堵塞，導致石膏中的水分難以脫除。在此期間的石膏品質將無法保證，并且漿液中的灰塵及油污會對石膏脫水機濾布的正常脫水產生負面影響。

石膏脫水系統進入調試階段時，均采用公共備用的皮帶脫水機進行，這樣只會對備用的一臺皮帶脫水機的濾布造成堵塞。在調試初期，煙氣脫硫副產物石膏可正常產出，但結晶狀況一般，含水率稍稍偏高，石膏漿液中的雜質和油污必然對石膏脫水產生影響，所以石膏的品質稍稍偏差（如圖4所示）。通過一段時間的運行，石膏的品質將會逐步的提高，達到規定要求。

圖4 調試初期皮帶脫水機上的石膏

4.4 煙氣脫硫系統運行過程的連鎖保護

新密項目煙氣脫硫系統，針對無旁路煙氣的特點，在進行控制邏輯設定主要考慮了以下三點：

(1)若鍋爐在運行中，脫硫吸收塔循環泵若因某種原因全部停止，這時應立即將鍋爐運行停止信號送到鍋爐側，若吸收塔入口煙氣溫度超過80°C時，為了防止高溫煙氣對脫硫裝置的損傷，則同時向吸收塔煙氣入口部注入緊急冷卻水，直到吸收塔入口煙氣溫度降到80°C以下為止停止緊急冷卻水的注入。本邏輯的概要如圖5。

圖5 無旁路煙氣時的控制

(2)除塵器故障且持續時間超過30min，鍋爐也需要采取自動停止設備運行措施MFT。如前所述，過多的粉塵進入吸收塔會導致吸收塔漿液品質惡化，進而影響石膏脫水系統正常運行和脫硫效率，長時間運行會造成設備損壞。本邏輯的概要如圖6。

圖6 除塵器發生故障的影響

脫硫系統的啟動停止順序應作為鍋爐主系統的一部分。具體見附表。

附表 脫硫系統的運行程序

5 結 語

承接大型發電機組無旁路設置的煙氣脫硫系統總承包工程時，需充分考慮無旁路的特殊性，進行針對性的設計，對系統進行優化。在脫硫系統調試中，根據無旁路的特點，制定完善的調試計劃，保證整個脫硫系統可以達到長期、安全、穩定、經濟運行的要求。1000MW級發電機組無旁路脫硫系統在國內已陸續實施，設計方案也日漸完善，并不斷地將工程運行實際狀況所反饋的經驗再次應用于脫硫系統的改進設計中去。

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