燃煤电厂1000MW机组无旁路烟气脱硫系统的设计与调试

0 前言

随着国家建设规划的稳步推进，燃煤电厂烟气脱硫即大气污染物SOx排放控制工作得到了全面落实，已实施烟气脱硫的火电机组比例由2005年的14%提高到2012年的90%。石灰石——石膏湿法烟气脱硫是目前火力电厂烟气脱硫采用的主流技术。在我国早期随机组同步建造或后期加装的烟气脱硫系统中，通常采用有旁路烟道设计。随着国家环保要求的进一步提高以及环保政策的日益严格，目前国内新建的大型火力发电机组脱硫系统基本采用无旁路设计，这也对脱硫系统的设计、调试以及运行提出更高的要求。目前火电机组的正常运行过程，脱硫系统不随锅炉系统运行的时间已经非常之低，所以设置旁路烟道已经失去意义，特别是近年来烟塔合一技术的推广，旁路和烟气换热器GGH的取消，脱硫系统简化，大大提高了烟气脱硫装置FGD的可靠性，为十二五期间国家下达的有关火电机组取消烟气脱硫旁路的任务创造了条件。截至目前，国内有289台、1.27亿kW现役火电机组拆除烟气旁路，综合脱硫效率从85%提高到90%以上。

1 无旁路烟气脱硫系统的工艺流程

常规烟气脱硫系统中，旁路烟道安装在FGD系统入口烟道与烟囱之间，正常工作状态下，锅炉烟气经脱硫增压风机后进入脱硫吸收塔进行脱硫处理，然后由出口烟道经烟囱排放。当脱硫系统在事故状态时，则可通过关断出口烟道挡板，开启旁路烟道挡板的措施，使锅炉烟气不经烟气脱硫系统处理，直接由旁路烟道经烟囱排放，实现与锅炉机组的有效隔离，保证机组正常运行以及脱硫系统的安全。在锅炉使用助油点火期间，通过开启旁路烟道，可避免含油含尘烟气对吸收塔及整个脱硫系统的污染。

根据环保部门要求，不再设置旁路烟道的烟气脱硫系统的锅炉烟气走向为：锅炉→除尘器→引风机→吸收塔→烟囱。工艺流程如图1所示。

图1 有旁路与无旁路烟气脱硫系统烟风道布置对比

2 无旁路烟气脱硫系统的特性

2.1 无旁路烟气脱硫系统的比较

取消旁路后，脱硫吸收塔出口烟道可直接与烟囱实现轴线方向连接，烟囱中心线可与吸收塔中心线保持一致，使脱硫出口烟道在水平方向无任何转向，吸收塔与烟囱的距离可大大缩短，既节省了占地面积，又减少了烟道的净压损。

同时，脱硫系统原烟气、净烟气、旁路烟气挡板及相应的密封空气设备系统系统和控制系统也相应取消，节约了项目初期设备投资。

取消旁路后，烟气脱硫系统成为锅炉烟气必经的系统，在新建机组设计时，烟气脱硫增压风机不再单独设置，将同锅炉引风机“增引合一”设置。经合并设置的风机后可有效提高系统效率，降低风机本体电耗。

2.2 无旁路烟气脱硫装置的运行风险

取消旁路后，锅炉投油启动、低负荷稳燃等工况存在的油污粘污对烟气脱硫系统设备造成的可能不利影响；针对机组煤油混烧阶段，除尘器不投入运行时的高含尘烟气进入烟气脱硫系统的临时状况等，烟气脱硫系统在设计时必须考虑合理的解决方案和保护措施。

烟气脱硫系统是锅炉烟气排放的必经通道，因此要求脱硫装置具有极高的可靠性，并能够适应锅炉运行的几乎任何工况。当脱硫装置因故障停运时，必须确保主机仍能运行且锅炉的尾部高温烟气短时间内能通过脱硫系统经烟囱排放。

取消旁路后，烟气脱硫控制系统作为必要系统不再独立完成运行控制，系统良好运行对主机运行状况产生影响因子相对设置旁路的烟气脱硫系统呈显著放大。相关控制逻辑与连锁保护将一体于主机控制系统，由其统筹控制，与电厂其他辅机系统一并共同组成机组的主控系统，因此控制逻辑与原则将作出相对应的调整与修改以适应。

3 无旁路烟气脱硫系统设计要点

河南新密电厂二期2×1000MW火电机组位于新密市曲梁乡境内，锅炉采用超超临界参数、变压直流炉、切圆燃烧方式的塔式锅炉，锅炉的点火方式采用常规轻油点火系统。该机组是河南省第三、第四台完成投运的1000MW级发电机组，也国内建设较早的不设置脱硫烟气旁路的1000MW机组。投产后，该电厂年发电能力达140亿kW·h，产值达50多亿元，已成为目前郑州市单机容量最大、装机总容量最大的大型火力发电基地（见图2）。

图2 河南新密电厂二期2×1000MW火电机组无旁路烟气脱硫系统

上海电气电站环保工程有限公司承接了该电厂的烟气脱硫EPC总承包工程项目，烟气脱硫工艺采用湿式石灰石-石膏法，烟道采用无旁路设计，脱硫系统增压风机与引风机合并，脱硫吸收塔喷淋层设置为5层，相应浆液循环泵为5台，四用一备，并且在吸收塔内预留一层喷淋空间。机组已于2012年通过试运行，目前已投入商业运行。1000MW机组的稳定运行对于发电企业的发电效率以及当地电网的稳负荷输配都具有举足轻重的作用。为此，在进行无旁路烟气脱硫系统设计时，环保工程公司也从多方面对脱硫系统的可用性和安全性进行了有针对性的设计。

3.1 提高系统运行可靠性采用的设计原则

(1)优化吸收塔内部喷淋层的设计，防止浆液对塔壁及大梁防腐鳞片的冲蚀和产生烟气附壁效应。

(2)选择了高效可靠的3层除雾器即1层管式+2层屋脊式，设计安全可靠的支撑结构，避免运行过程中除雾器组件垮塌。

(3)为保证浆液供应系统的可靠性，两套制浆系统相互备用，每套都能满足两台机组的石灰石浆液供应量。并且从石灰石浆液箱至吸收塔的供浆管道采用双供浆管道，可以进行自动切换，从而提高吸收塔供浆的可靠性。

(4)石膏脱水系统设备采取两用一备，保证持续运行的可靠性。

3.2 锅炉高温烟气对烟气脱硫系统产生冲击时的处置措施

在烟气脱硫系统中，以下几种工况均会引起脱硫系统内烟气温度超高，高温烟气会对吸收塔内衬胶层、喷淋层、除雾器和吸收塔出口磷片内衬净烟气烟道造成破坏性的影响，如处置不当，可能会使烟气脱硫系统造成不可逆转的影响：

(1)锅炉空气预热器故障停转引起机组停运时，排烟温度可能高达320～350℃，此时为保证锅炉安全，预热器仍需吹扫15～20min。

(2)全厂紧急停电且厂用电全停，此时排烟温度可能高达320～350℃，引风机惰走时间大约为5min。

(3)脱硫浆液循环泵如全部出现故障停运，将会导致进入吸收塔的烟气温度超过防腐内衬所能承受的最高值。

为应对事故状况高温烟气冲击，无旁路烟气脱硫系统内设置了事故喷淋系统，以保证在事故异常时实现快速开启来降低脱硫系统入口烟气烟温。事故喷淋水由脱硫吸收塔顶的事故喷淋水箱提供，依靠位差产生的压力在流经事故冷却喷嘴后，顺烟气流方向射入烟道，完全雾化的水汽会布满吸收塔进口烟道，从而给进入吸收塔的烟气降温。事故喷淋水箱的水源靠与保安电源相接的除雾器冲洗水泵提供。如若保安电源出现了故障，另一路消防水管补水电动阀门会自动开启，以确保事故喷淋水箱具有充足的冷却补给水（见图3）。

脱硫吸收塔设计塔高为39m，塔顶设置一个紧急事故冷却水箱，原烟道上表面标高约为18m。事故喷淋点至水箱的高度差大于21m，完全可以满足紧急事故喷淋喷嘴0.15MPa喷射压力的要求。当存在以下任何一种情况，即当吸收塔入口烟气温度升高到超高温度，或当5台浆液循环泵全停时候，事故喷淋装置就将启动，安装在原烟道内的事故喷淋装置可以瞬时喷出300t/h的水量以降低原烟气温度。

图3 事故烟气冷却喷淋系统及冷却喷嘴布置

3.3 其他关键子系统的设计与设备选型

无旁路烟气脱硫的系统设计应着重于系统而非单个的设备，尽量低减少单个设备的故障对于整个系统的影响，在工艺优化设计及设备合理选型时主要考虑了如下方面：

(1)石灰石浆液制备系统中，在选用磨机时，增加了一台备用磨机，当一台处于事故状态时，另一台可以通过连锁保护及时投入运行，保证系统长期稳定运行。

(2)石灰石浆液供应系统中，石灰石浆液箱设备为2个，浆液泵设备为4台。为防止由于浆液箱搅拌器故障而影响供浆，4台浆液泵设计成允许交叉供浆的形式。

(3)石膏脱水系统中，故障不但影响石膏的正常产出，而且将会使吸收塔内浆液不能正常排出，导致塔内固体物质浓度上升，逐渐沉淀而形成石膏硬垢。在真空皮带脱水机设计选型时以设置3×100%单台炉石膏产出量的方案代替了2×150%单台炉石膏产出量的方案，当有一台脱水机发生故障时，备用的一台可以补上，保证系统的长期稳定运行。

(4)氧化风机系统中，氧化风机故障将会导致塔内的 H S O和 S O和不能被充分氧化，难以形成石膏而被排出，长时间运行则吸收塔浆液对SO2吸收能力下降，同时吸收剂的溶解也越来越困难。氧化风机选型以3×100%单台炉需氧量的方案代替了2×150%单台炉需氧量的方案，当有一台氧化风机发生故障时，备用的一台可以补上。

(5)其他系统如采用与机组相同的闭式冷却水系统，合理设计吸收塔水平衡系统已维持并有效调节吸收塔液位等也采取了不同程度的优化。

4 1000MW机组无旁路烟气脱硫系统的调试和运行

4.1 锅炉微油点火及低负荷稳燃阶段对烟气脱硫系统的影响的处理

在发电机组调试期间，锅炉微油点火以及低负荷稳燃阶段，有许多未燃尽的油滴、碳颗粒进入到脱硫系统，同时由于冷态启动时未启用电除尘装置，进入吸收塔的烟气会带有油滴和大量的灰分。在此期间，如向吸收塔内供应石灰石浆液吸收剂，将会受到烟气中油滴和高灰分的污染，使吸收剂中毒，并严重影响到生成石膏的品质。

调试过程中，吸收塔内暂不提供石灰石浆液，而单纯采用工艺水注入吸收塔，利用循环泵对烟气进行喷淋。在此期间吸收塔不进行外排吸收液，利用循环泵的喷淋作用吸收烟气中油滴，附着烟气中的灰分，等到投油燃烧调试完成后开始停炉消缺，此时将吸收塔内的液体部分排放回用至厂区。吸收塔内还存有大约高300mm的粘稠状液体无法排出，这种黑色液体含有油污、炭粒以及大量粉尘。为了保证脱硫系统在此后的调试投运中不会受到影响，必须人工将吸收塔底部所有污物清扫干净，并运至煤场进行处理。

在使用工艺水喷淋的调试过程中，烟气中的一部分SO2被吸收，造成循环液的pH值逐渐下降，从而产生塔内设备腐蚀的可能。因此，为了维持吸收塔内的pH值为中性，采用在循环液中投加苛性钠（NaOH）的方法调节喷淋液的PH值。苛性钠可以投入到吸收系统的排水坑，由坑泵打入吸收塔内。

4.2 如何解决机组重启煤油混烧阶段大量含尘含油烟气对烟气脱硫装置FGD的影响

在机组重启煤油混烧阶段，电袋除尘器不投入运行，造成高含尘烟气进入FGD。烟尘中含有微量的氟化铝，当其进入浆液中会迅速溶解并覆盖在吸收剂微粒的表面，阻止反应的进行。此外，在煤油混烧中，烟气中较高的含油量也会对浆液产生污染。在实际调试过程中的确出现了吸收剂中毒现象，脱硫效率开始下降，浆液pH值也持续降低。此时，开始大量补充石灰石浆液也无济于事。通过向循环液中投加苛性钠（NaOH）的方法可以改善石灰石浆液的环境。其原理如下：

由于脱硫系统中仍然存在大量粉尘及少量油污，通过加入NaOH虽然可以使系统临时恢复正常，但是想要彻底地摆脱大量粉尘以及油污的影响，必须对吸收塔内浆液进行置换。因油污会附着在事故浆液箱箱壁上，产生持久的隐患，故调试期间不使用事故浆液箱对中毒浆液进行存储，而在脱硫系统中设置了事故抛弃池。事故抛弃池为25m×12.5m×5m半地埋式混凝土池，上配抓斗，被污染的浆液被置换至此。上清液在今后的运行中，会被逐步的添加回脱硫系统中，慢慢地将污染的浆液消化掉。而下部分淤泥最终将通过抓斗外运处置。

4.3 机组调试中石膏脱水及石膏品质的问题

由于未设置烟气旁路，机组调试期间同样会有脱硫副产物石膏产出，发电机组系统调试期间除尘器同样未投入使用，会造成大量粉尘中含有较多未被洗净的大于10μm的颗粒进入烟气脱硫系统，最终附着于石膏在真空皮带机上，脱水过程可能把滤布的细孔堵塞，导致石膏中的水分难以脱除。在此期间的石膏品质将无法保证，并且浆液中的灰尘及油污会对石膏脱水机滤布的正常脱水产生负面影响。

石膏脱水系统进入调试阶段时，均采用公共备用的皮带脱水机进行，这样只会对备用的一台皮带脱水机的滤布造成堵塞。在调试初期，烟气脱硫副产物石膏可正常产出，但结晶状况一般，含水率稍稍偏高，石膏浆液中的杂质和油污必然对石膏脱水产生影响，所以石膏的品质稍稍偏差（如图4所示）。通过一段时间的运行，石膏的品质将会逐步的提高，达到规定要求。

图4 调试初期皮带脱水机上的石膏

4.4 烟气脱硫系统运行过程的连锁保护

新密项目烟气脱硫系统，针对无旁路烟气的特点，在进行控制逻辑设定主要考虑了以下三点：

(1)若锅炉在运行中，脱硫吸收塔循环泵若因某种原因全部停止，这时应立即将锅炉运行停止信号送到锅炉侧，若吸收塔入口烟气温度超过80°C时，为了防止高温烟气对脱硫装置的损伤，则同时向吸收塔烟气入口部注入紧急冷却水，直到吸收塔入口烟气温度降到80°C以下为止停止紧急冷却水的注入。本逻辑的概要如图5。

图5 无旁路烟气时的控制

(2)除尘器故障且持续时间超过30min，锅炉也需要采取自动停止设备运行措施MFT。如前所述，过多的粉尘进入吸收塔会导致吸收塔浆液品质恶化，进而影响石膏脱水系统正常运行和脱硫效率，长时间运行会造成设备损坏。本逻辑的概要如图6。

图6 除尘器发生故障的影响

脱硫系统的启动停止顺序应作为锅炉主系统的一部分。具体见附表。

附表 脱硫系统的运行程序

5 结 语

承接大型发电机组无旁路设置的烟气脱硫系统总承包工程时，需充分考虑无旁路的特殊性，进行针对性的设计，对系统进行优化。在脱硫系统调试中，根据无旁路的特点，制定完善的调试计划，保证整个脱硫系统可以达到长期、安全、稳定、经济运行的要求。1000MW级发电机组无旁路脱硫系统在国内已陆续实施，设计方案也日渐完善，并不断地将工程运行实际状况所反馈的经验再次应用于脱硫系统的改进设计中去。

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