无旁路烟塔合一配置脱硫系统运行特点及分析

臧 艳，况延良

(国华徐州发电有限公司，江苏 徐州 221166)

国家环保政策要求“所有新建燃煤机组不得设置脱硫旁路烟道”，老机组鼓励拆除旁路烟道，暂时保留旁路烟道的，必须实行铅封。对于新建燃煤机组，采用烟囱还是冷却塔排放烟气没有具体要求。随着无旁路烟塔合一技术的成熟，其技术优势逐渐被认识和接受，越来越多的新建燃煤机组采用无旁路烟塔合一技术已成为大趋势。三河电厂2×300 MW机组在国内第一个采用联合风机、无烟气旁路、烟塔合一技术的脱硫装置［1］。目前，徐州发电有限公司于2011年12月投产的2×1 000 MW机组采用亚洲最大的联合风机、无烟气旁路、烟塔合一技术的脱硫装置。

1 锅炉燃烧系统

徐州发电有限公司2×1 000 MW机组锅炉为超超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流炉，锅炉型号为SG3099/27.46－M545，蒸汽参数为27.46 MPa、605℃/603℃。

锅炉燃烧系统的设计充分考虑环保和节能要求，采用ALSTOM公司的低 NOx切向燃烧系统LNTFS，在降低NOx排放的同时，着重考虑提高锅炉不投油低负荷稳燃能力和燃烧效率，防止炉膛结渣和高温腐蚀。为电除尘器、脱硫系统的同步启动创造了有利条件。

锅炉燃烧系统配置6台中速磨煤机，型号为HP1163，一次风正压直吹式制粉系统。设有24支机械雾化式油枪，0号柴油，30%BMCR锅炉负荷设计，油枪出力为2 000 kg/h，在锅炉启动阶段和低负荷稳燃时使用。2号磨煤机对应的燃烧器改成微油点火燃烧器，兼有主燃烧器的功能，点火油枪型号为HRSYDH－YQK，出力为60～80 kg/h。在启动阶段和低负荷稳燃时，投入微油点火燃烧器，节油率≥90%，且点火初期即可投入电除尘。每台炉配2台三室四电场静电除尘器，24个相对独立的电场，电除尘器效率保证≥99.85%。

图1 无旁路、烟塔合一脱硫烟气系统

2 无旁路烟塔合一脱硫烟气系统

徐州发电有限公司采用一炉一塔、无烟气旁路、烟塔合一湿法脱硫工艺，吸收塔塔径为19.5 m，塔高为44.55 m，内设4层喷淋层、2级除雾器、2层搅拌器、2运1备共3台氧化风机。燃煤含硫量为1.5%时，锅炉BMCR工况下脱硫效率不低于95%，其烟气系统如图1所示。从锅炉联合引风机来的原烟气直接进入吸收塔进行脱硫降尘处理，脱硫后的净烟气经玻璃钢烟道进入烟塔中心，与塔内水蒸气混合后排入大气。

3 无旁路烟塔合一配置方式特点

a.不单独设置脱硫增压风机。脱硫增压风机和脱硫引风机合并为“联合引风机”，既减少用地，又节约工程造价。

b.不设置烟囱。烟气通过冷却塔排放，达到“烟塔合一”。净烟气温度约为50℃，采用耐腐蚀的玻璃钢净烟道。

c.无旁路烟道，不设置烟气挡板门及密封加热系统，省去脱硫系统的GGH，降低脱硫系统阻力，简化脱硫系统工艺。

d.原烟道设置烟气温降和事故喷淋装置［2］。

e.锅炉与脱硫系统启停必须同步。对脱硫装置运行的稳定性和可靠性要求较高。

4 无旁路烟塔合一配置方式操作控制要点

无旁路烟塔合一脱硫系统是锅炉烟风系统的一部分，脱硫装置启停受锅炉机组启停的限制，必须与机组同步协调进行。脱硫装置的启停操作与有旁路烟道的“锅炉点火、稳燃断油、投电除尘、再投脱硫系统”有着本质区别。无旁路烟塔合一脱硫装置控制要点如下。

a.锅炉具备点火条件，启动“微油点火”系统。

b.烟塔进水、汽轮机循环水泵已运行。

c.脱硫装置准备就绪，具备启动条件。

d.提前24 h投入电除尘加热装置。锅炉点火前投入电除尘器，并降低参数运行。

e.启动2台浆液循环泵运行。

f.锅炉“微油点火”，尽可能不用助燃油枪。

g.随着机组负荷增大，完成后续的进程操作。

h.机组停机时，锅炉熄火，停止脱硫系统、电除尘系统运行。

5 无旁路烟塔合一脱硫装置的保护

当锅炉突然MFT或空预器紧急停运时，排烟温度高达350℃。为在任何工况下都能确保吸收塔内的烟气温度小于76℃，保证脱硫系统和玻璃钢烟道的安全运行，在吸收塔入口的原烟道上设置了烟气降温和事故喷淋系统。事故喷淋系统由2级组成，均采用压力雾化喷嘴，第一级采用高压消防水作为水源，第二级采用自流低压水，喷水水源由除雾器冲洗水泵提供，由事故喷淋水箱及喷嘴组成。高温烟气经过第一级减温后，温度由350℃降至160℃，再经过第二级减温，温度由160℃降至75℃以下。当锅炉突然MFT或空预器紧急停运时，启动烟气降温系统，使吸收塔入口烟温低于160℃，若高于160℃，则自动启动事故喷淋系统。

6 无旁路烟塔合一配置方式的影响

无旁路烟塔合一配置方式的特点决定了锅炉机组启动时，电除尘器、脱硫系统运行要先于锅炉点火。为保证锅炉机组安全运行，电除尘器、脱硫系统要有更高的可靠性、可控性和适应性，同时尽可能避免锅炉点火、低负荷燃烧阶段和停炉阶段对电除尘器极板、极线、吸收塔内浆液品质、循环水水质造成污染。

6.1 对电除尘器运行的要求

a.电除尘器除尘效率的高低，很大程度上取决于电晕极的清洁程度和放电性能。若电晕极遭到油垢污染，放电尖端上积灰严重，将使尖端放电效应减弱，电晕功率减小。因此，电场在运行中，要尽量保持电晕极不受污染，以保持良好的放电性能。从锅炉点火到投粉初期的油粉混烧阶段，一次风温低，风速相对较高，炉膛内扰动大，油、粉不能完全燃烧，烟气中含有大量的可燃性油烟气体、油垢等，此时的排烟温度一般在90～100℃，进入电场后，极易吸附在电极上，难以清除，因此这一阶段电场应严禁投入运行。运行参数表明，电晕线污染后，放电强度减弱50%～60%，此时电场内部温度较低，达不到电场所需的温度 (高于酸露点20～30℃)。虽然加热装置已在锅炉点火前24 h投入运行，但加热量有限，难以使电场内平均温度高于酸露点。若电场投入运行，可能造成电极等金属部件的低温腐蚀，还会粘结烟气中的飞灰，引起电场内积灰、灰斗堵灰、绝缘瓷支柱和瓷套管表面放电，甚至使电极短路，导致整流器跳闸。

b.电除尘器设计单位、制造厂家应优化设计方案，采用新工艺、新材料，适当增大加热功率，以提高电除尘器的初始温度，适应低温条件下的运行［3］。

6.2 对脱硫系统运行的影响

无旁路烟塔合一配置方式的脱硫工艺容易发生浆液污染事件，导致吸收塔浆液品质恶化。

6.2.1 浆液品质恶化的主要原因

a.锅炉点火和低负荷燃烧阶段烟温较低，电除尘器电极易遭到污染、低温腐蚀、电场积灰、积碳自燃、短路跳闸等;电除尘器运行参数、电场投运数量均达不到正常要求，使收尘效果降低，导致FGD入口粉尘浓度超标［4］，含有大量惰性物质的杂质进入吸收塔，使浆液中重金属离子含量增高。

b.锅炉点火和低负荷燃烧阶段燃烧效率较低，高负荷时炉膛局部缺氧燃烧，烟气中含有大量不完全燃烧的可燃性油烟气体，很难被高压电场捕集而逃逸电除尘器进入吸收塔，造成浆液中有机物含量增加。

6.2.2 浆液品质恶化的危害

烟气中过量的灰尘和不完全燃烧的可燃性油烟气体对吸收塔内浆液的污染，轻则造成浆液起泡溢流;重则造成吸收塔浆液“中毒”，pH值无法控制，抑制SO2的吸收，氧化反应效果变差，浆液中亚硫酸盐含量升高，脱硫效率大幅下降，甚至被迫停机。

6.2.3 浆液品质恶化的处理原则

a.锅炉机组由点火启动转入正常运行后，首先进行浆液置换，将遭受污染的浆液排出吸收塔，临时储存在事故浆液箱内静置，待浆液恢复正常后，再慢慢消化。浆液置换后，吸收塔内的浆液浓度不得低于10%，以维持吸收塔浆液反应所需的石膏晶种。

b.石膏浆液深度脱水，将影响杂质逐步排出系统。通过调整石膏旋流子的运行数量，维持气液分离器的负压，可保证石膏浆液的脱水效果。

c.加大废水排放量，降低浆液中重金属离子、Cl离子、有机物、悬浮物及各种杂质的含量［5］。

d.根据吸收塔浆液起泡溢流程度，加入适量的脱硫专用消泡剂。

e.根据吸收塔浆液“中毒”程度，加入适量的脱硫添加剂，逐步提高pH值，恢复浆液的反应活性。

6.3 对汽轮机循环水品质的影响

对汽轮机循环水品质的影响主要发生在机组调试阶段和电除尘器出现异常的工况下，逃逸电除尘器的灰尘，经过吸收塔浆液的洗涤，仍没有被分离下来。净烟气携带的烟尘和石膏微粒进入冷却塔，导致循环水的浊度升至40 mg/L。在1号烟塔内放置托盘，收集水塔内的冷凝水，60 h后取出，托盘内冷凝水约为2 L，托盘底部有沉积物，为烟气携带的粉煤灰或石膏混合物，如图2所示。若循环水品质恶化，将导致凝汽器真空下降，影响机组负荷。目前，国内已运行的采用无旁路烟塔合一脱硫工艺的机组，还未发生过循环水品质恶化的事件。

6.4 对点火方式的要求

无旁路烟塔合一脱硫工艺的应用，对燃煤锅炉的点火和低负荷稳燃技术提出了更高要求，将促进等离子点火技术、微油点火技术的应用和推广。这种点火技术，不但经济、节能、环保，而且具有良好的低负荷稳燃性能，点火初期即可投入电除尘，可有效防止锅炉启动和低负荷燃烧阶段油烟、灰尘对吸收塔浆液造成污染。

图2 1号烟塔托盘底部的沉积物

7 结束语

无旁路烟塔合一脱硫系统是锅炉烟风系统的一部分。锅炉启停方式、燃烧工况直接影响吸收塔的浆液品质，而脱硫系统能否安全稳定运行对锅炉机组的安全经济运行至关重要，若脱硫系统故障停运或检修，机组必须停运。要确保脱硫系统安全运行，除了做好脱硫运行维护工作外，还要从根源上解决问题，即电除尘器在锅炉点火及低负荷燃烧阶段，电晕线污染、电场故障跳闸、效率低下、逃逸粉尘和油烟气体对吸收塔内浆液的污染问题。

［1］蒋丛进，封乾君.国华三河电厂脱硫装置取消烟气旁路技术 ［J］.中国电力，2007，52(11):93－96.

［2］黄 涛.大型燃煤火电机组取消脱硫旁路烟道的应对措施［J］.电力环境保护，2009，25(4):36－37.

［3］DL/T461—2004，燃煤电厂电除尘器运行维护导则 ［S］.

［4］况延良.GGH堵灰原因分析及处理［J］.东北电力技术，2010，31(4):42－44.

［5］GHFD－09－TB－01—2012，环境保护设施运行维护标准［S］.