珠海发电厂脱硫改造及其运行调整

温学东，陈汉群

(广东珠海发电厂，广东珠海 519000)

1 概况

火电厂排放的SO2是造成我国大气环境污染及酸雨不断加剧的主要原因［1－2］。珠海发电厂2台机组脱硫采用北京国电龙源环保工程有限公司的石灰石—石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔，共用一个烟囱，每个脱硫烟气系统包括增压风机、烟气－烟气换热器(GGH)、旁路挡板等设备。随着最新大气污染物排放标准的颁布实施，需要对原有脱硫系统进行增容改造，根据国家环境保护部环办文件要求，需要拆除已建脱硫设施的旁路烟道。脱硫改造后，运行情况发生比较大的变化，运行情况也需要调整。表1为珠海脱硫系统的设计参数。

表1 珠海电厂脱硫系统主要设计参数

2 脱硫实际改造情况

珠海发电厂1、2号机组脱硫系统改造主要是在机组大修期间进行的，2号机组脱硫改造是从2012年11月至2013年2月，1号脱硫改造是从2013年4月至2013年6月。珠海电厂1、2号机组脱硫包括烟气系统改造、吸收系统改造、吸收剂制备及石膏脱水系统改造、电气系统改造等几部分。

2.1 烟气系统改造

烟气系统改造内容：拆除增压风机、旁路挡板门和原烟气挡板门。脱硫系统阻力由引风机克服，原引风机为卧式、单级、轴流式风机，功率3670kW ，额定电流为405A。改造后引风机为卧式、双级、轴流式风机，功率为7400kW，额定电流为805A。对引风机出口(第一个膨胀节之后)至烟囱之间的烟道进行了优化及加固。在GGH入口原烟段水平直段设置2层事故喷淋。

2.2 吸收系统改造

吸收塔浆池区加高 2.8m，浆池容积达到3513m3，以保证满足浆液的反应时间。在原最上层喷淋层与除雾器之间新增2层喷淋层，吸收塔实行分段提升。改造后吸收塔整体升高了3.6m。每塔配5台浆液循环泵，原3台8800m3/h浆液循环泵保留2台，将另1台更换为流量11700m3/h的浆液循环泵，同时新增2台11700m3/h浆液循环泵。每个吸收塔增加2台4200m3/h的氧化风机，将原2台67m3/h的石膏排出泵更换为97m3/h的泵。吸收塔原配有7台搅拌器，上层增加3台功率为22kW的搅拌器，每塔配10台搅拌器。

2.3 吸收剂制备及石膏脱水系统改造

制浆系统增容方案采用外购石灰石粉，罐车运输，新增石灰石浆液箱，设置3台石灰石浆液供浆泵，新增一座石灰石粉仓，粉仓容积满足改造后2台炉BMCR工况下3天的石灰石粉耗量。罐车自带的输送风机把石灰石粉输送到仓顶部。新增1套石灰石供浆管路。脱水系统整体更换旋流器，改造前旋流器出力为67m3/h，改造后出力调整到97m3/h。拆除原有真空皮带脱水机及其配套设备，更换2台31m2真空皮带脱水机(原真空气皮带脱水机有效过滤面积为15.2m2)。

2.4 电气系统改造

每台机组的脱硫6kV段现一分为二，标示为脱硫6kV I段和脱硫6kV II段，两段之间增加母联开关，同时完善原有的快切装置，使两侧电源互为备用。1、2号炉各新增加一段脱硫6kV母线，标示为脱硫6kVⅢ段，新增两段母线采用单母线分段接线方式(带快切装置)，电源从高压厂工作段1号机组6kV1A2及2号机组6kV2A2段引接。1、2号脱硫系统各新增加一段400V脱硫PC(动力中心)段及保安MCC(电动机控制中心)段。

3 运行调整

珠海电厂1、2号机组脱硫系统改造后，运行了一段时间，逐步进入安全平稳期。表2为2013年9月3日14∶00环保监测数据，当时1号机组负荷700 MW，2号机组负荷600MW。

表2 珠海电厂脱硫系统改造后监测数据

3.1 热工逻辑调整

原先的脱硫装置当脱硫系统故障后可以迅速打开脱硫旁路挡板，使锅炉的原烟气通过旁路进入烟囱排放，而不影响机组的安全运行，只要求在锅炉烟气脱硫通道挡板故障全关的情况下紧急停炉处理。当脱硫装置旁路取消后，脱硫系统故障需触发锅炉MFT(主燃料跳闸)信号。珠海电厂1、2号机组脱硫系统相关的热工逻辑调整如下：

(1)增加脱硫系统故障触发锅炉MFT。脱硫原烟气温度＞180℃(三取二)，延时180s，锅炉MFT;脱硫净烟气温度＞75℃(三取二)且脱硫5台循环浆液泵全停，延时15s，锅炉MFT。

(2)调整炉膛压力低低保护设定值。原炉膛压力低低(－5880Pa)延时3s，锅炉MFT;改造后炉膛压力低低(－4500pa)延时3s，锅炉MFT。

(3)增加相关引风机跳闸条件。机组MFT且炉膛负压低低(二取二)(－5.5kPa)跳引风机;MFT且FGD原烟气温度＞180℃ 延时60s跳引风机;原烟气温度＞180℃(三选二)延时480s跳引风机;循环浆液泵全停且净烟气温度＞75℃(三选二)延时315s跳引风机。

3.2 脱硫系统启停运行调整

在机组启动前执行《吸收塔系统启动前检查卡》，机组引风机启动时如果汽包金属温度大于100℃，必须至少有1台循环浆泵在运行，在锅炉点火、脱硫系统进热烟气前，至少要有2台循环浆液泵在运行。脱硫烟气系统停运前应适当降低吸收塔液位，依次停运循环浆液泵，当吸收塔前烟气温度降至70℃以下时停运最后1台循环浆液泵，锅炉MFT且原烟气温度低于40℃时方可停运GGH。表3是珠海电厂脱硫系统启停条件。

表3 脱硫系统的启停条件

3.3 运行情况及调整

2013年5月24日11∶08时，运行中的2号机组脱硫系统3台循环浆液泵全部跳闸，2台循环浆液在备用未启，11∶12时，净烟气温度超过75℃，延时15s后锅炉MFT动作。脱硫现场检查发现脱硫DCS系统OPS 2号CPU相关画面发生蓝屏现象，2号机组脱硫吸收塔相关设备无法操作和监控。最后调查的事故原因是2号脱硫DCS系统(CHR03柜)双侧CPU故障初始化，导致系统DI(开关量输入信号)与AI(模拟量输入信号)信号全部置0，导致控制信号输出异常，误发设备保护跳闸信号。为降低跳机风险，设计单位重新对五台循环浆液泵的控制信号重新进行分配，现在1号机组已调整一个CPU控制1、2、5号循环浆泵，另一个CPU控制3、4循环浆泵，但2号机组循环浆泵控制做了优化处理，CPU分配控制未做调整。

2013年5月，2号机组多次出现循环浆泵进口电动阀限位故障导致循环浆泵跳闸，循环浆泵排放阀限位故障导致循环浆泵无法启动的情况，其热工逻辑进行了以下调整，见表4。

表4 循环浆泵逻辑调整

自2007年脱硫系统开始运行以来，就一直存在GGH堵塞问题。GGH原烟气或净烟气差压高时导致增压风机马达电流增大，电流会超过额定电流，动叶开度增大。通过在线高压水冲洗和蒸汽吹灰都无法解决，只能开旁路挡板，限制机组负荷在400MW以下停运脱硫系统，进行GGH换热元件化学冲洗。每台机组一年要进行2～3次，2012年GGH冲洗情况见表5。

表5 2012年GGH换热元件化学冲洗情况

脱硫系统取消旁路后，如果出现GGH烟气差压高影响机组安全运行时，只能在机组停运后才能处理。机组改造时进行了GGH换热元件间隙调大，吸收塔整体升高3.6m，电除尘改为电袋复合除尘器等。脱硫运行中执行了下面规定：及时进行GGH吹灰，每个班至少两次，如烟气系统运行工况较差，须增加吹灰频率或连续吹灰;每个夜班执行一次GGH高压水冲洗;每班至少进行一次除雾器冲洗。现在2台机组的GGH烟气差压有了明显的改善，见表6。

表6 1号脱硫系统改造前后的GGH烟气差压

4 结语

火电厂SO2排放超标不仅给企业带来了高额的经济损失，而且会造成环境污染，从而会对企业的形象和后续发展造成一定的影响。为达到国家环保要求，珠海发电厂已进行了相关设备的改造，这里谈论了脱硫系统增容及取消旁路的实际改造情况，改造后烟囱出口SO2排放浓度满足新标准要求。设备改造后，热工逻辑，脱硫系统启停及根据运行情况做了一些运行调整，但是改造后设备运行的新问题会不断出现，这需要电厂工作人员坚持不懈地完善设备运行环境，才能做到机组运行安全及满足环保要求。

［1］汪艳红.我国火电厂烟气脱硫工艺现状及发展综述［J］.硫磷设计与粉体工程，2008，(2)：13 －14.

［2］华岷山.燃煤电厂脱硫系统增容改造的必要性、可行性及经济性分析［J］.低碳世界，2013，(7)：141 －142.

［3］王勇，王志东.大型火电机组脱硫增容技术改造方案的优化［J］.华电技术，2011，(2)：18－19.