燃煤电厂取消脱硫旁路烟道的安全性探讨

翟德双，车凌云

（上海电力股份有限公司，上海 200010）

燃煤电厂取消脱硫旁路烟道的安全性探讨

翟德双，车凌云

（上海电力股份有限公司，上海 200010）

介绍了燃煤电厂逐步取消脱硫旁路烟道给机组运行造成的不良影响，提出了取消脱硫旁路烟道的改进方案，并对脱硫设备及其系统的安全可靠性提出了相应的完善措施，确保了机组及脱硫装置的安全、可靠运行。

燃煤电厂；脱硫旁路；喷淋系统

0 引言

根据国家《“十二五”节能减排综合性工作方案》和地方政府环保政策的要求，各燃煤电厂都要有序开展取消脱硫旁路烟道工作，并在“十二五”期间完成此项工作。国内燃煤电厂已逐步进行取消脱硫旁路烟道的改造工作，部分机组已改造完成并投运。取消旁路烟道，不仅对脱硫装置的运行可靠性产生较大影响，对主机的正常运行也会产生一定的影响。在改造后投运的机组中，已发生多起因脱硫系统故障而导致的机组停运事件，所以有必要结合脱硫装置运行过程中出现的各种问题，对整个脱硫系统的可靠性进行风险分析，并提出相应的完善措施。

1 取消脱硫旁路烟道引起的问题

脱硫旁路烟道作为脱硫装置的连锁保护单元，在脱硫装置进口压力过高或过低，进口温度过高，锅炉MFT(主燃料跳闸)以及相关设备故障(包括电除尘器故障烟尘浓度过高、增压风机故障跳闸浆液循环泵故障投入数量不足)时，对脱硫装置发挥着重要的保护作用。当脱硫系统未取消脱硫旁路烟道时，如果出现以上故障，可通过开启旁路烟道来维持锅炉的正常运行，但取消脱硫旁路烟道后，脱硫系统故障将直接导致机组的非计划停运。近年的机组停运实例如下。

(1) 2013-03-23，某电厂1 000 MW机组脱硫吸收塔布置4层喷淋层，运行中SO2排放量持续增大，添加增效剂无实际效果。为了满足脱硫排放要求，被迫安排停机检修。检查发现，浆液循环泵进口衬胶脱落严重，浆液循环喷淋管喷嘴大面积堵塞，3台浆液循环泵叶轮破损。机组停机后，历时1周才完成对机组的检修工作。

(2) 2013-06-18，某电厂900 MW机组取消脱硫旁路烟道后，吸风机、增压风机进行合一改造。由于在设计中未充分考虑大气压力波动对吸风机进口负压保护的影响，造成烟道阻力的变化较大，送、吸风机的调节特性不匹配，在高负荷状况下快速升负荷，超调引起吸风机进口压力快速下降，引起RB(run back，自动快速减负荷)动作，直至锅炉MFT(main fuel trip，锅炉主燃料跳闸)。

(3) 2013-11-09，某电厂300 MW机组取消脱硫旁路烟道后，在运行中MFT。工作人员通过对脱硫系统的检查，发现所有浆液循环泵的电流与反馈从运行状态变成了停运状态。检查浆液循环泵跳闸逻辑，发现所有浆液循环泵的跳闸逻辑中均无单泵保护跳闸条件，但控制所有浆液循环泵的停运指令都来自同一个输出卡件。由于该卡件的拨盘开关出错，误发浆液循环泵停指令信号，引起FGD(flue gas desulfurization，烟气脱硫)装置跳闸，从而导致机组MFT。

2 改进方案

2.1 设置事故喷淋减温装置

在取消脱硫旁路烟道的情况下，脱硫系统应合理设置事故喷淋减温装置，以确保在发生锅炉空预器停运或吸收塔浆液循环泵全部停运时，能避免吸收塔入口烟温超过吸收塔内部材料或构件的耐温极限，保证吸收塔等设备的安全运行。因此，应设置高位喷淋水箱及除雾器冲洗水2路水源，以确保事故喷淋系统水源充足可靠，同时喷淋水箱应有足够水量以满足降温要求。

2.2 增加增压风机旁路烟道

吸风机和增压风机未进行合一改造时，增压风机应增设旁路烟道，以确保增压风机故障时脱硫系统及机组可低负荷运行。在投运初期及低负荷工况下，不投运增压风机，避免增压风机低负荷运行，达到节能的目的。增压风机故障停运时，可控制增压风机叶片全开，以作为部分烟气的通道。设置旁路烟道容量时，需考虑锅炉引风机的设计余量，以确定增压风机旁路烟道及增压风机叶片全开后的烟气通流量，同时设定增压风机跳闸后的机组RB量。要注意因吸收塔原因导致增压风机停运时，不可打开增压风机旁路，而应直接跳主机，避免烟气进入吸收塔内，造成塔内元件损坏。

2.3 GGH改造

GGH(gas gas heater，烟气换热器)经常发生堵塞的电厂，需对GGH进行改造，通过更换大波纹换热片，降低系统阻力。同时，在吹灰系统增加蒸汽吹扫流程，以提高吹灰效果，避免GGH堵塞。由于GGH冷热端温差较小、换热器密封间隙较大，因此在GGH故障跳闸时，可考虑不设置FGD跳闸保护，保留一定的抢修时间。

2.4 主要设备采用冗余设计改造

现阶段影响脱硫系统可靠性、容易造成FGD装置停机的主要原因是脱硫设备故障率高。取消脱硫旁路烟道后，关键设备或仪表需采用冗余设计，才能有效提高FGD装置的可靠性。在湿法脱硫系统中，吸收塔浆液循环泵采用“n+1”配置，氧化风机、石膏浆液排出泵、石灰石输送泵、除雾器冲洗水泵、工艺水泵、挡板门密封风机、脱水机等重要设备均采用“1用1备”配置。此外，对重要的测量仪表，用于自动控制、保护、连锁的信号均应考虑冗余配置；对特别重要的信号采用3重冗余。结合电厂的实际情况，应提高脱硫设备的供电等级，采用2段母线供电，将重要设备接在保安段上。

2.5 控制、保护逻辑修改建议

2.5.1 增加故障触发锅炉MFT逻辑

循环泵全停，任意1台吸风机运行，吸收塔出口温度≥78 ℃(3取2)延时5 min；或FGD进口温度≥170 ℃(3取2)延时20 min；或FGD进口温度≥175 ℃(3取2)延时10 min；或原烟气进口压力高或低延迟3 s。

2.5.2 重新设计RB逻辑

取消脱硫旁路烟道挡板门联锁保护逻辑，取消原需快开的脱硫旁路烟道挡板RB逻辑设计。增加增压风机叶片关闭或跳闸RB逻辑设计：当负荷＞50 %时，主机RB，快开增压风机旁路挡板、叶片全开，甩负荷量至50 %；原烟气进口压力高或低延迟3 s且增压风机旁路全开时，请求主机RB，甩负荷量至50 %。

2.5.3 增加事故喷淋系统控制逻辑保护

(1) 自动启动事故冷却水系统条件：吸收塔进口烟气温度≥150 ℃延迟3 s或循环泵全部未运行，且任意1台引风机运行，吸收塔出口温度高(≥70 ℃)延迟3 s。

(2) 自动停止事故冷却水系统条件：至少1台循环泵运行，且FGD进口烟气温度≤140 ℃延迟3 s，吸收塔出口温度≤60 ℃延时2 min。

2.5.4 增加FGD备妥信号送主机DCS

(1) 浆液循环泵运行数量≥1台。

(2) FGD净烟气挡板已开。

(3) 除雾器水泵出口压力正常(大于0.35 MPa)。

当以上条件同时满足时，FGD-DCS发“FGD备妥信号”送至主机。

2.5.5 修改增压风机启停保护逻辑

2.5.5.1 增压风机系统启动步骤

(1) 将风机转速调节PID功能块切手动方式。

(2) 将增压风机叶片控制位置调整为＜5 %。

(3) 关闭增压风机进口烟气挡板，关闭增压风机出口烟气挡板。

(4) 启动增压风机。

(5) 增压风机启动后，打开增压风机进口烟气挡板，打开增压风机出口烟气挡板。操作人员根据实际情况决定风机转速调节PID切自动方式。

2.5.5.2 增压风机系统停止步骤

(1) 负荷小于40 %时，打开增压风机旁路挡板。

(2) 将增压风机动叶控制切手动控制，动叶开度切换到5 %。

(3) 停止增压风机，关闭增压风机进口挡板，再关闭增压风机出口挡板。

当锅炉负荷低，不需要增压风机运行时，由操作员手动打开增压风机旁路挡板后，再执行增压风机停止程序。

2.5.6 修改吸收塔浆液循环泵跳闸保护逻辑

取消因吸收塔浆液循环泵投运数量不足或全停而导致的FGD跳闸保护。

2.5.7 梳理主要脱硫设备保护定值

疏理吸收塔、增压风机、浆液循环泵等脱硫主要装置的轴承温度、振动、电机线圈温度、润滑油温度、压力等定值，增设温度高高报警，在保证设备安全的前提下考虑取消部分跳闸保护。

(1) 锅炉点火前，为确保脱硫设备的安全，脱硫系统必须先于主机投运，正常情况下应保证2台浆液循环泵运行。

(2) 锅炉点火采用无油或微油点火方式，且尽量减少燃油时间。锅炉投用煤粉前至少投入1组除尘装置，确保脱硫吸收塔入口烟尘浓度低于200 mg/m3，避免吸收塔浆液被油或粉尘污染。

(3) 要重视改造后的烟气阻力变化、风机调节特性及RB动态试验结果。

(4) 定期检查事故喷淋水箱水位，对吸收塔事故喷淋装置进行定期试验，必须保证事故喷淋装置能正常投入。

(5) 脱硫系统必须纳入主设备管理，加强日常维护、点检定修工作，提高计划检修质量，确保在检修周期内能够安全、稳定地运行。

3 结束语

脱硫装置取消脱硫旁路烟道不仅仅是单纯地拆除旁路烟道，为保证改造后脱硫装置及主机的安全运行，还需对其进行深入、细致的研究。通过改造前的优化设计及改造后的试验分析，可发现取消脱硫旁路烟道后，顺利解决了脱硫旁路挡板拆除后对机组的不利影响，确保了机组及脱硫装置的安全、可靠运行。

2014-02-11。

翟德双(1967-)，男，高级工程师，主要从事电厂生产技术管理工作，email：zhaides@163.com。

车凌云(1972-)，男，工程师，主要从事火力发电厂的锅炉检修技术管理工作。