电厂脱硫系统改造探讨

张瑞岩

神华广东国华粤电台山发电有限公司 广东江门 529228

摘要：随着社会经济的快速发展，电厂作为经济发展过程中的重要支柱，发电技术方面也得到不断提升及完善。而脱硫系统经过改造后的运行更加安全可靠及环保。本文根据多年工作实践，对机组脱硫系统增容及取消旁路的改造进行探讨。

关键词：电厂；脱硫系统；改造

一、概况阐述

随着我国环境污染的日益严重，电厂所排放的SO2加剧了大气污染。我国国家环境保护部环办文件要求，电厂已建的脱硫设施旁路烟道需要拆除，对原有的脱硫系统进行增容改造，达到让机组环保、安全运行。表1 为某电厂脱硫系统的设计参数。

表1 电厂脱硫系统主要设计参数

项目 改造前 改造后

入口SO2浓度（标干态，60%O2/m）/mg·m-3 1299 2200

出口SO2浓度/mg·m-3 ≤104 ≤50

脱硫效率/% ≥92 ≥97.7

二、脱硫改造情况

电厂的2号机组脱硫系统改造在先，于2012年11月至2013年2月，1号机组脱硫系统于2013年4月至2013年6月进行改造，改造内容包括脱硫包括烟气系统、吸收系统、吸收剂制备及石膏脱水系统以及电气系统等。

（一）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405 A。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805 A。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。

（二）吸收系统改造

吸收塔浆池区加高2.8 m，浆池容积达到3 513m3，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8 800 m3/ h浆液循环泵保留2台，将另1台更换为流量11700 m3 /h的浆液循环泵，同时新增2台11700 m3/h浆液循环泵。每个吸收塔增加2台4200 m3/h的氧化风机，将原2台67 m3 / h的石膏排出泵更换为97 m3/h的泵。吸收塔原配有7台搅拌器，上层增加3台功率为22 kW的搅拌器，每塔配10台搅拌器。

（三）吸收剂制备及石膏脱水系统改造

制桨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67 m3/h，改造后出力调整到97 m3/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）。

（四）电气系统改造

每台机组的脱硫6 kV段现一分为二，标示为脱硫6 kV I段和脱硫6 kV 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6 kV母线，标示为脱硫6 kV 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6 kV1A2及2号机组6 kV2A2段引接1 2号脱硫系统各新增加一段400 V脱硫PC（动力中心）段及保安MCC（电动机控制中心）段。

三、运行调整

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700W，2号机组负荷600 MW。

表2 電厂脱硫系统改造后监测数据

项目 1号机组 2号机组

出口SO2浓度/mg·m-3 18.59 34.53

出口NOx浓度/mg·m-3 90.72 87.62

O2含量/% 3.58 3.90

出口烟尘浓度//mg·m-3 19.73 16.20

烟气温度/℃ 82.35 73.10

烟气流量/m3·h-1 2232295 1488786

脱硫效率/% 97.04 96.99

（一）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，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。

（二）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是电厂脱硫系统启停条件。

表3 脱硫系统的启停条件

项目 改造前 改造后

脱硫系

统启动 电除尘投运正常锅炉燃烧稳定 随机组启动

脱硫系统停止 开旁路挡板 锅炉MFT且烟气温度降至

70℃以下时停运最后1台循环浆液泵，原烟气温度低于40℃时方可停运GGH

（三）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OPS2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

调整前 调整后

循环浆泵启动，入口阀非全开，延时1S跳循环浆泵 循环浆泵启动，入口阀全关非开，延时1S跳循环浆泵

循环浆泵启动，其排放阀非关，延时1S跳循环浆泵 取消

循环浆泵启动条件：循环浆泵排放阀已关 取消

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

机组 限负荷冲洗时间 冲洗前GGH压差/ kpa

原烟气 净烟气

2号 2012-01-01至2012-01-02 0.883 0.040

1号 2012-04-28至2012-05-02 0.689 0.789

2号 2012-09-15至2012-10-04 0.724 0.882

1号 2012-09-291至2012-10-04 0.644 0.701

1號 2012-12-31至2013-01-03 0.796 0.880

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

负荷/MW 2012年9月9日 2013年9月9日

原烟气差压/kpa 净烟气差压/kpa 原烟气差压/kpa 净烟气差压/kpa

300 0.213 0.224 0.116 0.136

400 0.387 0.362 0.206 0.259

500 0.487 0.452 0.240 0.290

600 0.596 0.541 0.296 0.348

700 0.706 0.630 0.369 0.444

四、结束语

电厂脱硫系统及取消旁路改造后运行达到到了国家环保办文件的要求，减少SO2排放量，从而也对企业节约了成本。虽然改造后有新的问题不断出现，这个就需要我们在以后的工作中不断努力完善设备运行环境，从而做到让机组安全环保运行。