脫硫系統取消旁路煙道后的問題及應對措施

胡松如， 金東春， 陳 彪

（1．浙江省能源集團有限公司， 杭州 310012； 2．浙江省電力公司電力科學研究院， 杭州 310014）

脫硫系統取消旁路煙道后的問題及應對措施

胡松如1， 金東春2， 陳 彪2

（1．浙江省能源集團有限公司， 杭州 310012； 2．浙江省電力公司電力科學研究院， 杭州 310014）

分析了火力發(fā)電機組取消旁路煙道的技術可行性和安全性，討論了旁路煙道取消后給機組及脫硫系統帶來的一系列技術問題，結合現有無旁路脫硫系統的運行實踐，對取消旁路后出現的問題，從設備改造、運行調整等方面提出了應對措施。

發(fā)電廠；脫硫；煙道旁路；取消

在國家環(huán)保政策的推動下，浙江省內所有燃煤發(fā)電機組均加裝了煙氣脫硫裝置，目前脫硫系統中 95%以上均設置了旁路煙道（以下簡稱旁路）。 為進一步加強煙氣脫硫（FGD）系統的監(jiān)督管理，防止發(fā)電企業(yè)利用旁路煙道故意閑置脫硫裝置， 確保對 SO2排放的有效控制， 取消火力發(fā)電廠煙氣脫硫旁路已是節(jié)能減排的新趨勢。

為研究現役火力發(fā)電機組取消旁路煙道的可行性和技術方案，結合某大型火力發(fā)電廠無旁路設計和部分取消脫硫旁路發(fā)電廠的實踐經驗，分析現役機組無旁路運行的應對措施。

1 取消旁路的技術可行性分析

1.1 影響取消旁路的因素

脫硫系統設置旁路煙道的目的是當 FGD 系統發(fā)生故障時煙氣能通過旁路排放，保證機組的正常運行。通過對浙江省內火力發(fā)電機組的調研發(fā)現： 增壓風機故障和氣氣換熱器（GGH）故障是導致機組脫硫旁路擋板異常開啟的主要原因，增壓風機的故障主要發(fā)生在電機、油系統、導葉及電源等；GGH 故障主要是其兩側差壓高，到極限后系統無法再繼續(xù)運行，只能開啟旁路離線沖洗，降低這兩大設備的故障是實施取消旁路方案的首要條件。

1.2 取消旁路的技術可行性

脫硫旁路煙道是機組 FGD 系統故障狀態(tài)下的緊急煙道，要取消旁路運行，首先要保證機組在無旁路狀態(tài)下的安全啟動，其次是提高設備的可靠性，通過調整無旁路系統的運行方式，降低無旁路機組的停機風險。

在機組的啟動階段，要求降低啟動階段爐膛未燃盡的油污和碳粒、爐膛吹掃的飛灰對吸收塔漿液反應性能的影響。目前對吸收塔污染漿液處理再回用技術還處于試驗研究階段，主要通過拋漿方式來處理，即逐步換漿來實現吸收塔運行的穩(wěn)定。

降低增壓風機的故障率可通過設備改造，或取消增壓風機， 實施“引增合一”（即引風機與增壓風機合二為一）來實現。GGH 故障及堵塞的問題比較難以解決， 由于取消GGH 需要對原系統進行改造，對煙囪進行防腐，資金耗費大、時間長。目前解決 GGH 結垢堵塞的主要辦法是對除霧器進行升級改造，提高除霧性能，調整系統的運行方式，以延緩 GGH 的結垢。

由此看來，無論采用哪種處理方式，現役機組取消旁路在技術上均可以實現。

1.3 取消旁路的可靠性評價

在不對現有設備進行改造升級的情況下，取消脫硫旁路煙道無疑會使機組及脫硫系統的可靠性下降。 按浙江省內 2010 年機組的平均非停次數 1.5 次/臺考慮， 則某發(fā)電廠在取消旁路煙道后，全廠機組的全年平均非計劃停運次數的最大值由式（1）二元函數的最大值決定：

式中：F為某臺機組全年非?？倲?；N為取消旁路后由于 FGD 系統的原因而導致的非停次數，1

由此可見，隨著 K與 N的增大，F也會增大。隨著旁路拆除臺數的增多和設備質量及運行人員運行管理水平的提高，K和N會有所降低，但最終的非停次數F仍會比現有非停次數相對增多。 調研結果表明， 在現有設備狀態(tài)下， 2011年浙江省內機組每臺平均開啟 2.64 次旁路擋板，這意味著若無脫硫旁路，機組非停次數將平均增加 2.64 次。 因此必須對取消旁路給機組帶來的問題有充分認識，分析產生的原因和制定合理可行的解決辦法。

2 取消旁路帶來的問題

2.1 運行方面的問題

2.1.1 脫硫系統的安全啟動方式

取消旁路后，系統的安全啟動主要是保證引風機和脫硫系統增壓風機的安全啟動。在有旁路啟動過程中，旁路處于打開狀態(tài)，增壓風機和引風機之間不存在協調啟動問題。取消旁路后，為保證風機啟動過程中的通道問題，如首先啟動引風機，就需要全開增壓風機的進出擋板及開啟增壓風機的導葉或者靜葉。這樣增壓風機就存在帶負荷啟動問題，若關閉增壓風機的調節(jié)擋板，則引風機出口煙道就要承受一定的正壓，對部分老機組還采用混泥土或磚煙道結構的發(fā)電廠而言，這種方式存在較大安全隱患。如果首先啟動增壓風機，同樣存在引風機帶載啟動或者引風機出口煙道存在超額負壓，導致引風機擋板變形等問題。

2.1.2 漿液污染和電除塵啟動方式

鍋爐點火啟動時，在啟動初期投油或者是爐膛燃燒不穩(wěn)定需要投油助燃時，煙氣中含大量未燃盡的油霧及含碳顆粒、飛灰，按照目前電除塵的投運要求，此時電除塵器不能投入，因此煙氣中的含塵量較高。在旁路取消后，所有煙氣都必須通過脫硫系統，煙氣中的油霧和灰塵，通過脫硫系統后，會對脫硫系統吸收塔防腐材料和石灰石漿液產生污染，從而影響脫硫系統的安全及效率。若為避免漿液污染，強行投入電除塵器后，易導致大量油粒污染電除塵器極板、極線和高壓絕緣子，鍋爐進入煤油混燒階段后，未燃盡煤粉與油污一起粘在極板上不但影響振打效果，還易導致電除塵器內部二次燃燒。

2.1.3 含油廢水的處理方式

在鍋爐投油后，隨著吸收塔內的油污逐漸富集，將使吸收塔內漿液品質惡化，如不及時排出，易使脫硫反應進入盲區(qū)并發(fā)生起泡現象，因此鍋爐投油后出現pH 值調節(jié)不靈敏時， 必然采取漿液外排措施，從而產生大量的含油廢水。在現有的脫硫廢水處理系統設置中，并沒有單獨考慮這部分含油廢水的處理問題。

2.1.4 鍋爐高負荷下 MFT 后爐膛吹掃

鍋爐在運行過程中，特別是在高負荷下由于鍋爐原因發(fā)生主燃料跳閘（MFT）時， 一些可燃物質不可避免地進入爐膛，在取消脫硫旁路煙道后， 如果增壓風機跳閘， 則聯跳送/引風機， 此時的煙氣無通道，則鍋爐通風吹掃無法進行，必然產生不安全因素。

2.2 設備安全可靠性問題

2.2.1 高溫煙氣

引風機出口的煙氣溫度一般在 120℃以上，若主體設備異常，如空預器故障停轉時，原煙氣煙溫瞬間上升到 180℃以上， 從而損壞吸收塔設備，如噴淋層、除霧器以及吸收塔頂部相應的防腐材料，因此取消旁路后，要求這些部位的設備具備瞬間抵御高溫煙氣的性能。

2.2.2 高濃度煙塵對吸收塔的影響

當電除塵器部分電場故障或處于非正常運行工況時，進入吸收塔的煙氣中煙塵濃度將大大增加，從而破壞吸收塔內的離子平衡。由于煙塵中含有微量的 F 和 Al等元素， 當其進入漿液后會迅速溶解形成 AlFn 的絡合物， 覆蓋在漿液微粒的表面，阻止了煙氣中酸性氣體和漿液的接觸，從而使得脫硫效率急劇下降，pH 值也持續(xù)降低，最終導致超標排放。所以，無旁路系統要求電除塵器具有良好的除塵效果和較低的故障率。

2.2.3 其他設備的可靠性

旁路取消后，對脫硫系統的其他設備主要包括增壓風機、吸收塔漿液循環(huán)泵、氧化風機、吸收塔攪拌器的可靠性要求更高，增壓風機直接影響發(fā)電機組的安全，而漿液循環(huán)泵影響的是脫硫系統內部設備的安全。

對采用兩爐一塔設置的機組來說，這些設備的可靠性顯得尤為重要，因為脫硫系統的故障及檢修將同時影響2臺機組的正常運行。

3 取消旁路的應對措施分析

3.1 設備改造

3.1.1 設置事故噴淋水系統

取消脫硫旁路重要的一個改造措施就是增設預噴淋水系統。當運行中空預器停轉，即使鍋爐緊急 MFT 時， 仍然會有部分高溫煙氣進入脫硫系統。 由于 FGD 裝置內如除霧器等設備大多是玻璃鋼管（FRP）或聚丙烯（PP）材料制成， 塔內壁及煙道防腐材料的耐溫一般不超過 90℃。 為保護塔內設備和防腐層不被高溫煙氣破壞，需要在吸收塔入口煙道段設置事故噴淋系統，并在事故噴淋前設置冗余配置的測溫裝置，以設煙溫高聯鎖保護。事故噴淋水系統設置的關鍵是保證噴淋效果、正確計算噴淋水量和選用防堵噴頭，在噴頭的維護上，需要定期對事故噴淋電動門進行開關試驗，或者設置壓縮空氣反吹。

3.1.2 煙風系統改造

煙風系統改造的目的是在解決送/引風機的安全啟動問題基礎上，達到節(jié)能和提高可靠性的效果，改造主要有2個方面：

（1）進行“引增合一”改造。 取消脫硫旁路煙道后引風機與增壓風機的帶載啟動時，避免增壓風機故障導致停機的最好方法就是將引風機與增壓風機合二為一。在目前大多數脫硫系統的設計中，鍋爐主機和脫硫系統是獨立控制的，引風機調節(jié)鍋爐爐膛負壓，增壓風機調節(jié)風機入口壓力，由于增壓風機和引風機是串聯運行的，它們之間往往相互影響。特別是在1臺引風機跳閘，機組觸發(fā)快速減負荷（RB）等大幅擾動下， 勢必引起增壓風機入口壓力的劇烈波動，從而可能惡化爐膛負壓，危及機組安全。

（2）設置增壓風機旁路。 在大容量機組中， 在低負荷階段同時保持增壓風機和引風機運行的經濟性較差。部分發(fā)電廠為此設置了增壓風機旁路，目的是在低負荷下，煙氣量減小時，停運增壓風機，僅保持引風機運行，從而實現節(jié)能的目的。另外，增壓風機旁路的存在也給無旁路脫硫系統機組的風煙系統啟動提供了方便，在機組點火啟動初期，可不用啟動增壓風機，僅打開增壓風機旁路，從而避免了增壓風機的帶載啟動，采用這種方式的發(fā)電廠主要有嘉興發(fā)電廠、北侖發(fā)電廠等。

3.1.3 拋漿系統改造

無旁路方式下，當漿液受到污染特別是受到未燃盡油粒污染后，脫硫效果變差，若不能進行置換將使系統進入盲區(qū)，無法滿足脫硫效率的要求。因此在取消脫硫旁路前，需要考慮到對拋漿系統進行改造。這主要包括兩個方面：一是對現有事故漿液箱進行擴容改造，以滿足大量漿液外排時，暫存容量的要求；二是對現有脫硫廢水處理系統進行適當改進，以利于處理點火階段的含油污水。

3.2 提高可靠性的措施

為解決旁路取消后，機組運行的可靠性有所降低的問題，必須從以下3個方面來對系統進行調整：

（1）提高關鍵設備的可靠性。主要是提高除塵、脫硫設備的可靠等級，對會引起脫硫系統退出運行的設備增加冗余，選擇質量更好的設備。如對脫硫系統中的漿液循環(huán)泵、氧化風機、供漿系統等關鍵設備應考慮冗余配置。其中漿液循環(huán)泵應分接于不同的供電段上，以防止某段 6 kV供電故障導致吸收塔循環(huán)泵全部停運。

（2）優(yōu)化控制邏輯。 需分析鍋爐、 除塵、 脫硫系統的保護邏輯，對時間性要求不嚴格，不會立即引起重大設備安全事故的保護，應設置為報警。由于各發(fā)電廠設備及邏輯設置上互有不同，這里不對邏輯優(yōu)化展開討論。

3.3 運行調整措施

3.3.1 啟動階段

取消旁路后，脫硫系統與主機同步啟動，既要保證不影響主機正常啟動，還要保證鍋爐撤油后吸收塔運行正常。為此，啟動階段的運行調節(jié)措施的幾個關鍵點主要是：

（1）點火前吸收塔保持較低液位， 一般以允許啟動漿液循環(huán)泵即可，因為開機后漿液會被污染，所以吸收塔液位不宜過高，否則漿液置換量加大。

（2）首臺磨煤機投運后， 需要投運電除塵器的1個電場，并對除霧器進行不間斷地沖洗，及時沖刷掉除霧器板片上的油污和粉塵。

（3）鍋爐點火初期到投粉之前，吸收塔漿液pH 值在 7 左右， 隨著煤量加大， pH 值會逐漸降低， 在煤油混燒階段，pH 值保持在 5.1～5.3 之間。

3.3.2 運行階段

運行中需要加強系統pH值、增壓風機及空預器運行狀態(tài)的監(jiān)視。當原煙氣含硫量超出設計標準時，采取加大外排和提高 pH 值的措施，若煙氣排放仍無法滿足環(huán)保要求時，則要求機組適當降負荷運行，同時要加強入爐煤的檢查監(jiān)督工作，嚴格控制入爐煤含硫量。

4 結語

通過對浙江省內發(fā)電廠無旁路機組的調試和取消旁路的經驗總結，對脫硫無旁路系統的特有問題和應對措施進行了分析和探討，脫硫旁路取消后，鍋爐系統和脫硫系統緊密相關，二者相互影響，需要發(fā)電廠在設備上進行適當改進，在運行上相互配合，才能提高無旁路系統發(fā)電機組運行的安全可靠性。

[1]陳彪.浙江省火電廠旁路擋板運行現狀分析[J].浙江電力,2012，31（11）∶53-56.

[2]馬曉瓏，李桓.濕法脫硫發(fā)電機組取消旁路煙道的技術研究[J].能源與環(huán)境，2011（2）∶88-89.

[3]黃濤.大型燃煤火電機組取消脫硫旁路煙道的應對措施[J].電力環(huán)境保護，2009，25（4）∶36-38.

[4]杜博，張建軍，魯先超.鍋爐投油運行對環(huán)保設備的影響 和 對 策[J].山 東 電 力 技 術 ，2011（6）∶58-59.

[5]黃海鵬，龔攀峰.無增壓風機脫硫工程煙氣系統調試分析[J].電力環(huán)境保護，2009，25（5）∶26-28.

[6]趙生光.火電廠濕法煙氣脫硫取消旁路煙道可行性分析與 探 討[J].中 國 電 力 ，2007，40（6）∶81-83.

（本文編輯：陸 瑩）

Problem s of Bypass Flue Removed Desulphurization System and the Countermeasures

HU Song-ru1， JIN Dong-chun2， CHEN Biao2
（1.Zhejiang Provincial Energy Group Co.， Ltd， Hangzhou 310012， China；2.Z（P）EPC Electric Power Research Institute， Hangzhou 310014， China）

The paper analyzes technical feasibility and safety of removing bypass flue from thermal generator sets and it discusses technical problems brought to units and desulphurization system due to the removal of bypass flue.In combination with practical operation of current non-bypass desulphurization system， the paper proposes countermeasure against problems due to removal of bypass in terms of equipment transformation， operation adjustmentand so forth.

power plant； desulphurization； bypass flue； removal

X701.3

： B

： 1007-1881（2012）11-0069-04

2012-08-31

胡松如（1957-）， 男， 浙江慈溪人， 高級工程師，從事電力生產管理和研究工作。