脱硫旁路拆除后的运行调整

摘要：烟气脱硫系统的旁路拆除后，必须通过对FGD控制系统的增加、删减和修改，以及根据以往运行过程中遇到的问题，做出相应的调整和优化，确保机组的安全可靠运行。

关键词：烟气脱硫；旁路拆除；运行调整

中图分类号：X701文献标识码：A文章编号：1009-2374（2012）15-0100-02

“十二五”期间，二氧化硫要实现减排8%的约束性指标。根据国家“十二五”环境保护规划，要实现这一目标，我国二氧化硫排放量要从2010年的2267.8万吨降低到2015年的2086.4万吨；《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》（国发〔2011〕35号）中指出，要对电力行业实行二氧化硫排放总量控制，继续加强燃煤电厂脱硫工作，新建燃煤机组应同步建设脱硫脱硝设施；在当前日益严峻的环保形势下，粤电集团积极响应国家号召，对下属火电企业脱硫旁路进行拆除。

1简介

目前，在火电厂烟气脱硫工艺中，石灰石—石膏湿法烟气脱硫（简称FGD）技术以其工艺成熟、脱硫效率高、运行可靠性高等优点，已成为国内大中型火力发电厂普遍采用的烟气脱硫工艺。茂名热电厂5、6号机组（5号机组1×200MW，6号机组1×300MW）烟气脱硫工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫装置脱硫效率保证值大于91%。采用一炉一塔制，FGD装置采用湿式强制氧化、石灰石-石膏回收工艺。#5炉FGD烟气系统有增压风机及其附属设备，#6炉FGD烟气系统没有设增压风机，机组在建时引风机的压头已考虑FGD的阻力。

2脱硫旁路拆除后的热工保护逻辑修改

第一，取消原烟气挡板、净烟气挡板、旁路挡板反馈涉及到的逻辑（包括取消密封风、低泄漏风机系统）。

第二，增加锅炉MFT跳闸条件：（1）浆液循环泵全停，且吸收塔出口（GGH之前）烟气温度高于75℃，延时15s，同时跳闸增压风机、锅炉送风机及引风机；（2）FGD入口原烟气温度大于180℃（3取2），延时2秒；（3）FGD入口原烟气压力大于2500Pa（3取2），延时3秒；（4）FGD入口原烟气压力小于-2500Pa（3取2），延时3秒。

第三，增加锅炉启动点火允许条件：电除尘已投运、脱硫系统增压风机运行、GGH运行及至少有二台浆液循环泵运行。

第四，锅炉MFT跳闸后，不联动跳闸脱硫系统的设备。

第五，增压风机跳闸以后，#5锅炉增压风机跳闸触发机组RB保护动作（增压风机跳闸触发机组RB功能，同时切除增压风机动叶自动，并发脉冲指令全开增压风机静叶（大于95%）。

第六，增压风机全停后，触发信号（脉冲）使烟风系统通道保持通畅（烟气挡板打开，静叶置全开位）。

3脱硫运行的优化调整

由于脱硫旁路的取消，对机组的安全运行带来一系列安全隐患。为保证机组安全运行，可采取以下运行控制措施：

第一，入炉煤控制：尽量安排掺混后的入炉煤的平均指标不超过锅炉设计燃料的数值。

第二，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，因此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。

作为石灰石主要的反应活性成分，CaCO3的含量越高，石灰石中的活性成分也就越高，越有利于二氧化硫的吸收，同时可以降低石灰石的耗量，减少对浆液泵和管道的磨损。要求石灰石中CaCO3含量大于90%。

MgCO3的含量高，会产生以下影响：白云石（MgCO3-CaCO3）比方解石（CaCO3）的溶解速率低10倍，大大影响石灰石的溶解；浆液中积聚大量的Mg2+，由于“同离子效应”，弱化CaCO3在浆液中的溶解和电离；产生大量可溶的MgSO3，减少SO2气相扩散的化学反应推动力，阻碍了化学反应的进行。

要求石灰石中MgCO3质量分数应在2%以下。

石灰石的颗粒度：石灰石的颗粒度越小，在浆液中与液相接触的比表面积越大，它在液相中的溶解及反应将更快、更充分，吸收剂利用率和脱硫效率将更高。所以石灰石的颗粒度大小将直接影响石灰石的反应活性。

研究表明：石灰石颗粒度对石灰石溶解的影响要远远大于石灰石的品种和成分的影响，因此应引起高度的重视。

要求石灰石的粒径小于44μm的质量分数要大于90%。

石灰石中的盐酸不溶物主要是指二氧化硅、硅酸盐、碳等惰性杂质，其含量偏高会导致吸收塔发泡溢流、石膏脱水性能差、石膏品质差等问题。此外，二氧化硅难以研磨，若含量高会导致球磨机功率消耗大、系统磨损严重。要求控制在2%以下。

第三，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，其次还有密度、杂质、Cl-浓度等。

第四，pH值控制：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。如果pH值过高，会导致：脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度减少，氧化反应严重受阻，最终使脱硫无法进行；石灰石的溶解速率明显下降，致使浆液中石灰石含量升高；增加石灰石耗量和钙硫摩尔比，使运行成本增加。而如果pH值过低会严重阻碍SO2的吸收，不利于脱硫的进行。当pH值小于4.3时，浆液几乎不能吸收SO2。

根据近几年的调试和优化经验，运行中应尽量控制在设计范围：5.6～5.8。脱硫值班人员进行石膏浆液PH值的调节时，设定值的变化量每次宜控制在0.1以内，不应大幅改变定值从而造成石灰石浆液量的大幅变化。每天应定期比较DCS显示的石膏浆液pH值与化验人员手工检测的pH值，并以手工数据为准。当两者偏差＞0.3时，应通知热工人员对PH计进行校对，以保证PH计的准确性和灵敏性。

第五，浆液密度控制：浆液密度太高会使石膏含量趋近饱和，抑制浆液对二氧化硫的吸收，且增加对浆液泵的磨损，因此将含固量控制在指定范围内十分重要。根据近几年的调试和优化经验，吸收塔浆液的固含量控制在12%～17%，密度控制在1080～1105g/L较为适宜。

第六，为保证石膏浆液的氧化效果，在石膏浆液不冒泡、氧化风机温度不报警、电流不超标的情况下，应尽量维持吸收塔液位在设计值运行。

第七，当石膏浆液中的盐酸不溶物＞2%时，应加强脱硫废水的排放，同时联系控长检查除尘器及输灰系统运行是否正常。

第八，吸收塔浆液冒泡时，首先应检查除尘器和输灰系统的运行情况，在设备正常的情况下再通过增加废水排放量进行控制。只有在已采取充分的控制措施仍不能有效控制冒泡或已产生严重冒泡（如大量溢出地面、进入烟道等）的情况下才允许使用消泡剂，尽量控制少用消泡剂。

4结语

烟气脱硫系统系统旁路拆除后，运行调整的重中之重一是要确保浆液循环泵的安全、稳定运行，二是要控制好原烟气的温度、粉尘在正常范围内，二氧化硫含量尽可能在FGD的设计值内，这样才能确保整个机组的安全可靠运行。

作者简介：袁杰（1985-），男，湖南望城人，广东粤电集团茂名臻能热电有限公司助理工程师，研究方向：电厂化学。

（责任编辑：赵秀娟）