无旁路湿法烟气脱硫系统的控制方法

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300MW锅炉无旁路启动策略

300MW锅炉无旁路启动策略王玉龙张剑虹太仓港协鑫发电有限公司江苏太仓 215433摘要：本文介绍了300MW锅炉由于取消脱硫旁路，在防止锅炉点火启动过程燃油和粉尘危害脱硫装置，提高脱硫系统的运行可靠性和安全性，对锅炉进行相关改造，对锅炉启动方式进行相应调整；通过现场试运验证，机组无旁路启动对脱硫系统未产生影响，对于无旁路系统机组启动积累运行经验。

关键词：锅炉脱硫脱硫旁路微油点火炉底加热电除尘器0引言国内已投产的设置烟气脱硫系统的机组有3．97×10 Mw，占全国燃煤机组容量的66％，其中9O％以上采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺。

这些脱硫系统大多设有烟气旁路，但随着脱硫技术的不断进步和环保要求的日趋严格，无旁路的湿法脱硫系统将被广泛应用。

如何降低无旁路湿法脱硫系统机组启动过程对脱硫系统的影响，保证机组启动后脱硫系统正常运行具有重要意义。

1锅炉设计规范介绍太仓港协鑫发电有限公司4×300MW发电机组锅炉为上海锅炉厂引进美国CE燃烧工程公司技术2机组无旁路启动对脱硫系统影响脱硫旁路取消，对于锅炉本身启动运行不产生影响，主要是启动初期的未燃尽燃油、煤粉等杂质将进入脱硫吸收塔引起浆液污染；导致浆液起泡吸收塔溢流，石灰石溶解下降脱硫效率降低，石膏杂质多石膏品质不合格等脱硫系统运行异常事件。

3脱硫取消旁路锅炉相关改造1）机组取消脱硫旁路，为保证机组可靠性，同步取消升压风机，脱硫烟气系统由图1调整为图2。

升压风机的取消降低了由于升压风机故障引起机组停运，增加了机组可靠性。

2）为减少机组启动耗油对脱硫影响，新增微油点火装置。

目前国内为减少启动耗油采取微油点火或等离子点火两种方式，对于改造机组原设计油系统进行微油改造改造、运行费用较低，因此本公司采取微油点火改造。

3）为进一步增强机组点火初期燃尽率，减少未完全燃烧燃油、煤粉，增加炉底加热系统。

系统如图3所示，加热热源为邻炉连排。

4锅炉启动程序优化根据无旁路锅炉启动对减少燃油，避免燃油和粉尘对脱硫系统浆液污染，结合脱硫系统启动程序对锅炉启动程序进行如下优化。

湿法烟气脱硫取消旁路烟道后的应对措施

湿法烟气脱硫取消旁路烟道后的应对措施随着国家环保标准的进一步提高和脱硫技术的不断发展成熟，经过有针对性的技术改造，现阶段通过实践证明湿法烟气脱硫装置取消旁路烟道是完全可行的。

按照国家环保要求对旁路烟道进行封堵工作，是保护环境的有效措施，但对于湿法烟气脱硫装置的安全性及可靠性提出了更高的要求。

1 旁路烟道的作用旁路挡板门的开关状态是判断脱硫装置是否正常投运的关键标志。

烟气脱硫系统旁路烟道是指在湿法烟气脱硫工艺中，烟气不经过脱硫装置，直接流入烟囱排向大气。

其对脱硫系统的保护作用主要体现在以下三个方面：(1)当锅炉点火或低负荷稳燃时，烟气中含有未燃尽油污、碳粒和高浓度粉尘，走旁路烟道后，避免了这类烟气进入到脱硫系统中，对脱硫系统设备和吸收塔内浆液造成污染。

(2)当进入脱硫系统的烟气参数状态异常时(如烟气超温、入口粉尘浓度过高等)，打开旁路挡板门，不让烟气进入脱硫系统，保护了脱硫设备。

(3)当脱硫系统设备发生故障以至无法正常运行时，打开旁路挡板门，脱硫装置被旁路隔离，解列脱硫系统进行检修工作，不对主机的正常运行产生影响。

综上所述，现阶段设置旁路烟道的主要目的是保证脱硫系统在故障停运时机组能够正常、安全可靠的运行;当锅炉点火或运行过程中烟气参数超标时，避免烟气中存在的未燃尽油污、碳粒、高温烟气、高浓度粉尘等物质进入脱硫系统，从而保证脱硫系统的安全。

2 取消旁路烟道的优势目前湿法烟气脱硫工艺设计在国内已较为成熟，取消旁路烟道后，针对系统存在的问题进行合理优化设计，将对脱硫系统及整个机组的运行、维护有一定的好处：(1)取消旁路烟道技术能让FGD与机组“三同时”(同时设计、建设和运行)。

在取消旁路烟道后，除尘和脱硫系统必须与主机同时运行，这就必须提高除尘及脱硫系统设备的可靠性，从本质上提高了除尘、脱硫系统的投入率，有效的控制了电厂污染物的排放。

(2)有利于厂区结构的优化布置，减少脱硫系统设备的故障点，降低机组投资成本。

湿法烟气脱硫电气系统设计分析

省、占地少等优点逐渐被推广，这对脱硫系统运行的稳定性要求也就更高。因此，保证脱硫系统供电合理性、可靠性，提高自动化程度，减少人工操作，可以在很大程度上
脱硫岛电气系统主接线如图Ｉ所示。这种接线方式能
满足供电可靠性要求，接线简单、清晰，投资少，运行费用
置，建立双电源通道，以保证脱硫系统正常运行。脱硫岛
设３０８Ｖ脱硫ＰＡ、Ｂ段，两段母线设联络开关，分别由两Ｃ台低压干式变低压侧供电，２台变压器间互为备用，由备自投实现自动切换。ＭＣＣ均采用双电源供电，两路电源由
液箱搅拌器、石灰石浆液箱搅拌器；脱硫岛失电后需要一
煤的含硫量变化比较大的工程中，脱硫岛电负荷相差也很大，这种变化可能会导致选择结果不合理、不经济，因此
设计时应充分考虑这一点。
直供电的设备有事故照明设备。
Ｐｃ段供电，３电源由备自投实现自动切换，互相闭锁。路
收稿日期：２００９—１２１— ５
作者简介：袁
状（９８一）１７，男，江苏启东人，工程师，硕士研究生，曾从事电厂电气设计工作多年。
１９
煤
炭
工
程
２１００年第７期
图１新建２Ｘ５ＭＷ燃煤机组脱硫电气主接线０３
系统设计的注意事项，分析了快切装置在高压厂用电系统中采用的必要性。方案提高了脱硫电气

火电厂湿法烟气脱硫取消旁路烟道可行性分析与探讨

关键词：湿法烟气脱ห้องสมุดไป่ตู้硫；取消烟气旁路；可行性
中图分类号：Ｘ０５５文献标识码：Ａ文章编号：１０ —６９２０）６０８．５０４９４（０７０ —０１０
高、电除尘器投运使烟气粉尘含量小于Ｆ静ＧＤ装置
国内已投运或正在建设的湿法烟气脱硫装置一
国的旁路烟道设置情况做简要介绍。
２１日本．
Ｅ本近期建设的许多机组不设旁路烟道，其原ｌ
般都设有１０旁路烟道．并安装具有快速开启功０％能的旁路挡板（图１。少数电厂取消了旁路烟道见）
会在大气污染防治方面采取一系列积极措施。部分
厂烟塔合一项目等部分新建项目）。
机组冷态启动时．为避免烟尘和未燃尽油滴的
污染．烟气通过旁路烟道直接排人烟囱。待烟温升
收稿日期：２０ — ３２；回日期：２０ —４００７０ —０修０７０ —２
消旁路烟道会产生相应一系列问题从湿法烟气脱硫系统的设计、施工、调试、运行以及检修等方面重
点就取消旁路烟道的可行性进行了分析．包括取消旁路烟道对脱硫系统的设计、设备选型、材料选择、运行控制、污染物排放的影响，对基建投资和运行费用的影响以及需要采取的改进措施等，提出个人看法供参考。

湿法脱硫控制逻辑方案

目录目录 (1)1....................................................................................................................... 逻辑设计说明概述21.1 设计原则 (2)1.2 控制范围 (2)2........................................................................................................................FGD控制功能概述22.1 控制方式 (2)2.2 控制流程 (4)3....................................................................................................................... 设备控制逻辑概述83.1烟气系统 (8)3.2工艺水系统 (11)3.3石灰石浆液制备及输送系统 (12)3.4真空脱水系统 (18)3.5事故浆液池系统 (22)3.6吸收塔氧化风系统（以氧化风机A为例，氧化风机B参照A） (23)3.7吸收塔浆液循环泵系统（以循环泵A子系统为例，B/C/D参照A） (23)3.8吸收塔除雾器系统 (25)3.9石膏排出系统（以石膏排出泵A子系统为例） (27)4................................................................................................................................... 模拟量控制304.1FGD 吸收塔供浆门调节 (30)4.2真空皮带脱水机滤饼厚度控制 (31)5............................................................................................................... 脱硫系统常用计算公式325.1烟气流量的计算公式（通用） (32)5.2吸收塔石膏浆液密度的计算公式（通用） (32)5.3吸收塔液位的计算公式（通用） (32)5.4烟气SO2折算浓度和脱硫率计算公式（通用） (33)1逻辑设计说明概述1.1 设计原则满足FGD系统标书和技术规范书的要求，保证FGD系统连续稳定正常运行。

湿法脱硫无烟气旁路技术的应用

摘
要：细介绍了无烟气旁路、ＧＨ的湿法脱硫技术全国首批次在景德镇发电厂２６０ＭＷ机组的应用，详无Ｇｘ６实
际验证并肯定了该技术的工业使用价值，从设计、装、行维护和管理等方面人手，细阐述了保证系统安全并安运详
涨进入吸收塔人口烟道内。ｃ设置烟道排水口。．在引风机出口与吸收塔人口之间的烟道最低点
（）液管道需要改变方向时宜采用４。头，１浆５弯
ｓｆｔｐｒｔｎｗｒｅｃｂｄｆｍｅｉｎｉｓａｌｔｎｍａｎｅａｅａｄｍａａｅｎ．ａｅｙｏｅａｉｅｅｄｓｒｅｏｄｓｇ，ｎｔｌｉ，ｉｔｎｃｎｎｇｍｅｔｏｉｒａｏＫｅｒｓｗｅｕａｅｕｐｕｉｔｎｗｔｏｔａｙａｓｍｅｓｒｓｙｗｏｄ：ｔｅｇｓｄｓｌｈｒａｉ；ｉｕｓｂｐｓ；ａｕｅｌｆｚｏｈｇ
收稿日期：０２０ — ２２１— ２１
作者简介：￣
（９４，，１６一）男武汉大学毕业，期从事火电厂的经营管理工作。长
江西电力
第３６卷
２１０２年
第２期
４１
和主机同步启动运行，发生因脱硫系统造成机组未降出力或停运现象，用率１０脱硫效果良好。可０％，性能试验达标，环保监测结果优于标准。从表１运行监测的数据可以看出，硫效率大脱于９％，Ｏ排放浓度远低于《电厂大气污染物排６Ｓ火

烟气脱硫脱硝的方案

烟气脱硫脱硝的方案烟气脱硫脱硝是用来减少烟气中二氧化硫和氮氧化物含量的技术。

由于燃烧煤炭和其他化石燃料会产生大量的二氧化硫和氮氧化物，这些污染物对环境和人类健康造成严重的威胁。

因此，研发高效的烟气脱硫脱硝技术非常重要。

烟气脱硫主要采用湿法脱硫和干法脱硫两种方法。

湿法脱硫主要是通过将烟气与碱性溶液进行接触，使二氧化硫转化为可溶性的硫酸盐，并被溶液吸收。

一种常见的湿法脱硫方法是石灰石石膏法。

这种方法使用石灰石和水生成石灰石石膏悬浮液，烟气通过悬浮液时，二氧化硫会被氧化成硫酸盐，并被石灰石石膏吸收。

这种方法具有处理能力大、脱硫效率高、对二氧化硫和硫酸盐的转化效率高等优点。

另一种湿法脱硫方法是海水脱硫法。

这种方法利用海水中丰富的碱性成分，通过将烟气与海水进行接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被海水吸收。

这种方法不需要外部吸收剂，处理成本低，但需要海水资源丰富的地区才能使用。

除了湿法脱硫，还可以采用干法脱硫。

干法脱硫通过将烟气与多孔物质（如活性炭、催化剂等）接触，使二氧化硫转化为硫酸盐，并被吸附在多孔物质上。

这种方法可以适用于低硫煤的燃烧过程中，处理效果好，但对多孔物质的选择和再生成本较高。

烟气脱硝主要是通过选择性催化还原（SCR）技术来实现。

SCR技术利用氨作为还原剂，在催化剂的作用下，氮氧化物与氨还原生成氮气和水蒸气。

这种方法可以将氮氧化物的排放控制在规定标准以下，达到脱硝的目的。

SCR脱硝技术具有高效脱硝、操作稳定、适应性广等优点。

在SCR技术中，选择合适的催化剂对脱硝效果至关重要。

常见的催化剂有硅铝材料、钒钼材料等。

此外，控制氨与氮氧化物的比例也非常重要，过量的氨会导致亚硝酸盐形成，从而增加氮氧化物的排放。

总之，烟气脱硫脱硝技术在大气污染治理中起着重要作用。

通过选择合适的脱硫脱硝方法和催化剂，可以降低烟气中二氧化硫和氮氧化物的排放，有效保护环境和人类健康。

湿法烟气脱硫取消旁路烟道的技术可行性分析

保护脱硫装置安全。欧洲电力行业尚无不设置旁路烟道的规定，国和日本一样，煤机组过去一般均德燃
图ｌ典型湿法脱硫烟气系统
设旁路烟道。近期新建脱硫装置大多不设旁路烟
一
脱硫装置直接从旁路烟道经烟囱排人大气，影响不发电主机正常运行，同时确保ＦＤ系统设备的安Ｇ
全。机组冷态启动时，炉投油点火，除尘器解列锅电
开，烟气中含有大量的油烟和粉尘，为避免烟气进入脱硫装置造成脱硫系统设备堵塞和介质污染，降低脱硫系统的性能，烟气直接经过Ｔ１３
文献标识码：Ｂ
文章编号：６４—８６２１０１７０９（００）５—０７—０３３
１旁路烟道的作用
在石灰石／石膏湿法烟气脱硫Ｔ艺中，旁路烟道是指烟气不经过脱硫装置，直接通往烟囱排人大气的通道（见图１。旁路烟道是引风机出口至烟囱的）
２国内外旁路烟道设置
２１国外旁路烟道设置．
国外发达国家ＦＤ装置旁路烟道设置情况不Ｇ
尽相同，同国家有不同的做法。日本部分电厂不
烟
设置旁路烟道，主要基于在突发事故情况下进一步
２１００年１月０

燃煤电厂无旁路湿法烟气脱硫系统设备配置与选型

（中国华电工程（团）集有限公司，京北１０３）００５
摘
要：分析了简化脱硫系统配置，优化主要设备选型，增加防腐、防磨措施的可行性，论述了取消烟气旁路后保证脱硫
装置可靠性的措施，供烟气脱硫系统设备配置与选型时参考。关键词：湿法脱硫；烟气换热器；旁路；无烟塔合一；设备配置；型选
６０Ｍ机组均有应用业绩。０Ｗ
１２脱硫烟气系统应纳入主机炉后统一规划．
常运行时，禁止从旁路排放原烟气。同时，对紧急需开旁路的状况提出了明确的要求，新建机组明确对要求不得设置旁路。该要求意味着脱硫装置发生故障，主机组也需停机。脱硫装置的重要性已提升到与主机对等的位置，就需要从建设、行和维护等这运
第３４卷第２期
２１０２年２月
华电技术
ＨｕａｉｎＴｅｈｎｌｇｄａｃｏｏｙ
Ｖｏ．４ＮＯ２１３．Ｆｅ２２ｂ．０１
燃煤电厂无旁路湿法烟气脱硫系统设备配置与选型
徐斌，田利娟，陶爱平
脱硫系统通常设有增压风机、气换热器烟
相关设备。这种考虑主要是为了理顺设备或装置之间的衔接，有利于烟道的优化布置，高场地利用率提和降低烟风系统阻力。把脱硫烟气吸收塔控制纳入主机组分散控制系统（Ｃ）便于管理，时可提高ＤＳ，同系统运行管理水平。

1000MW机组无旁路湿法石灰石-石膏烟气脱硫系统运行风险分析及控制措施

关键词：烟气脱硫系统；无旁路；安全运行；风险控制中图分类号：Ｘ７３７文献标志码：Ｂ文章编号：１０ —９ｘ（０２０一１６Ｏ０７２０２１）２Ｏ・４１
ＡｎｌｓｓｏｓｎＯｐｒｔｏｆＮｏ — ｙｓｅｍｅｔｎｅｇｐｓｍｕｓａｙｉｎＲｉｋｓｉｅａｉｎｏｎｂｐａｓＷｔＬｉｓｏ－ｙｕＦｌｅＧａ
特点，分析了ＦＧＤ系统无旁路运行时主机及ＦＧＤ系统本身存在的运行风险，提出无旁路ＦＧＤ系统在设计、施工、调试和运行维护等方面控制风险的措施。１８ｈ试运行及生产运行结果表明，采取各项控制措施后，Ｆ６ＧＤ
系统运行效果良好。
Ａｂｔａｔｓｒｃ：Ｔｈａｅｘｏｎｓｃａａｔｒｓｉｓｏｏ — ｙａｓｗｅｉｓｏｅｇｐｕｆｕａｅｕｐｕｉａｉｎ（ＧＤ）ｏ０ｅｐｐｒｅｐｕｄｈｒｃｅｉｔｆｎｎｂｐｓｔｌｃｍｅｔｎ — ｙｓｍｌｅｇｓｄｓｌｈｒｚｔｏＦｆ１００
第２卷第２５期
２１０２年２月
广东电力
ＧＵＡＮＧＤ０ＮＧＥＣＩＣ０ＷＥＲＥＬＲＩＰ
ＶＯＩ２．５Ｎｏ．２Ｆｂ２１ｅ．０２
１０ＭＷ机组无旁路湿法石灰石一石膏烟气脱硫００系统运行风险分析及控制措施
１ＦＧＤ系统概况
台山电厂二期６号、７号机组ＦＤ系统采用Ｇ石灰石一石膏湿法ＦＧＤ技术，１炉１塔，吸收塔

湿法烟气脱硫取消旁路后的问题和解决措施

ＭＸ１０；
燃煤机组（１２５ＭＷ～１０００Ｍｗ）锅炉采用微油和油点火启动时，烟气中含有大量的油；湿法脱硫取消旁路系统后，为保证吸收塔内的设备不被高温烟气烧坏，启动循环浆液泵控制塔内娴气温度低于８０￣Ｃ，但炯气中大量的油污被循环石膏浆液洗涤下来进入吸收塔浆液池，造成浆液中毒，脱硫效率下降，同时还会出现吸收塔鼓泡、溢流、真空皮带脱水机不能脱水现象，造成脱硫系统停运。设置水喷淋装置后，不用启动循环浆液泵，启动水喷淋装置完全可以将进入吸收塔烟气的温度控制在８０％以下，保护吸收塔的防腐和塔内的喷淋层及除雾器。由于喷淋层、除雾器采用的材料分别是ＦＲＰ和ＰＰ，能耐的最高温度是小于８０％的。２．２进入湿法脱硫塔的短时温度高于１８０ ℃时由于湿法脱硫取消旁路后，烟气温度高于１８０ ℃时，吸收塔入口烟道防腐会出现龟裂而损坏。故连锁启动喷水降温装置（分两级肩动），可以将进入吸收塔的炯气温度控制在Ｉ１０ ℃和８Ｏ ℃以下，来保护人口烟道的防腐。２．３脱硫系统掉电和全厂停电时脱硫系统掉电和全厂停电时，引风机惰走，炯气以１５ｍ／ｓ的速度经过炯道进入吸收塔，造成高温烟气进入吸收塔，由于停电循环泵不能运行，吸收塔内高温烟气损坏塔入口炯道防腐、吸收塔防腐、除雾器、喷淋层；故应设置水喷淋装置。
湿法烟气脱硫取消旁路后的问题和解决措施
杜业辉
（蓝天环保设备Ｔ程股份有限公司浙江杭州３１００１２）石膏湿法脱硫、采用一炉一塔脱硫装置，脱硫率不小于９５％。于２００４年３月１Ｅｔ开工建设，１号机组２００６年１月１日点火，２月１日并网，３月３０日投产，２号机组２００６年３月３１日点火，５月３０日投产。２０１２年４月３０日，根据国家环保要求取消烟气旁路和脱硫增压风机，在取消旁路同时增加了水喷淋装置，保证了电厂的安全稳定运行。３．２根据热量衡算确定冷却水量１引言３．３计算参数３１７５８０７Ｋｇ／ｈ；燃煤机组（１２５ＭＷ～ＩＯ００ＭＷ）锅炉在启动时，脱硫系统启动炯气质量流量：烟气比热（１８０ ℃／１３０ｏｃ／８０／７５ ℃）：１．０９０／１．０７５／１．０６６／１．０６５（ＫＪ・喷水降温装置，可以控制少量的油进入吸收塔浆液，防止了浆液ｇ一１・Ｋ一１）；中毒和避免了脱硫效率降低；由于锅炉原因造成短时吸收塔人口ｋ２０％／８０％／７５ ℃）：４．１８３／４．１９５／４．１８１（ＫＪ・Ｋｇ一１・Ｋ一１）；烟气温度高于１８０％，若吸收塔入口不设置喷水降温装置，塔人口水比热（８ｏ￣ｃ７５／ ℃）：３３４．９４，３１４．０３（ＫＪ・Ｋｇ一１）；烟道的防腐很容易被高温烟气烧坏；当电厂全部掉电或脱硫系统水焓值（８０％／７５ ℃）：２６４２．４／２６２９．７（ＫＪ・Ｋｇ一１）；全部掉电时，风机惰走使高温烟气进入吸收塔，为防止吸收塔内水蒸气焓值（３．４各种工况下耗水量计算设备烧坏，塔人口前应增加喷水降温装置。（１）炯气温度由１３０ｏＣ降至８Ｏ ℃：

湿法脱硫系统取消旁路时吸收塔浆液的处理方式及保证措施

４生物法
生物法是利用微生物的代谢作用，使浆液中呈溶解、胶体状态的有机污染物质转化为稳定的无害物质，从而使浆液得以净化。生化法常用于去除含油质量浓度在３０～５０ｍｇ・Ｌ－ ‘ 以下、含有其他可生物降解的有毒、有害物质的浆液，特别适用于溶解油的去除。
其中浆液的处理方式主要有投加脱硫专用除油
剂、采用重力分离法并设置隔油池、粗粒化分离法和生物法等，分别讨论如下。
要求越来越严格，对ｓＯ超标排放的处罚越来越严
厉，脱硫装置取消烟气旁路已经成为一个新的研究课题，对很多机组特别是新建的燃煤机组取消烟气
由于在实际中吸收塔浆液的除油过程是分批去
除，将被油污染的浆液分批打人事故浆液池，从事故
浆液池这一单元段开始，展开一系列的除油措施，除
油系统为连续运行。因为隔油池除油的优点是稳定运行费用低，我们可以采用隔油池去除脱硫系统油
除油污方法必须保证机组启动和低负荷期间脱硫系统不停运，保证正常运行无影响，可在短期内大
中图分类号：Ｘ７７３文献标识码：Ｂ文章编号：１６７１．９９０５（２０１３）０７－００６７－０２
我国火力发电厂燃煤机组目前已建的绝大多数
１０％，这样在脱硫系统不停运的情况下，可以在较短
化
工
技
术
与
开
发
第４２卷

火力发电厂无旁路烟气脱硫电气系统设计

第３５卷第３期
２０１３年３月
华电擞术
ＨｕａｄｉａｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
Ｖ０ｌ＿３５Ｎｏ．３Ｍａｒ．２０１３
火力发电厂无旁路烟气脱硫电气系统设计
莘守亮
（中国华电工程（集团）有限公司，北京１０００３５）
通信及火灾报警等。
脱硫装置高压、低压厂用电电压等级应与发电
厂主体工程一致。脱硫装置厂用电系统中性点接地方式应与发电厂主体工程一致，当主厂房低压厂用
电系统采用三相三线制时，脱硫岛宜采用直接接地
收稿日期：２０１２— ０９— ２７
是否满足改造要求，必要时进行改造，确保机组及脱硫系统可靠运行。
１．２．２脱硫低压工作电源的引接方案
（１）脱硫低压工作电源应单独设置脱硫低压工作
变压器供电，低压变压器容量不应大于２５００ｋＶ・Ａ。
当湿法烟气脱硫工艺不设置烟气旁路系统时，应提高脱硫系统设备的可靠性及材料耐腐蚀等级。
（４）已建电厂增设脱硫装置时，如果高压厂用
工作变压器有足够的备用容量，且原有高压厂用开
关设备的短路动热稳定值及电动机启动的电压水平
中图分类号：Ｘ７０１．３文献标志码：Ｂ文章编号：１６７４—１９５１（２０１３）０３— ００７０— ０４

浅析烟气湿法脱硫取消旁路的工艺技术方案

ＳｉｍｐｌｅＥｘｐｌａｎａｔｉｏｎｏｎＴｅｃｈｎｉｃａｌＳｃｈｅｍｅｏｆＷｅｔＰｒｏｃｅｓｓｏｆＦｌｕｅＧａｓＤｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｂｙＡｂｏｌｉｓｈｉｎｇＢｙ — ｐａｓｓＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ
１脱硫装置旁路封堵的方案
１１旁路直接封用６～８ｍｍ钢板或保温砖等材要求
交流平台
ｉｌＩＩＩＪＣＱ［ＬＪＯＩＩＰｌａｔｉｏｒｍ
２ ‘ ３Ｖ
１２拆除旁路封堵
在脱硫烟道整体强度满足相关标准要求的情况下，可在拆除旁路挡板门后进行旁路烟道封堵，或完全拆除脱硫旁路烟道。
具体改造方案是：将原有的部分旁路烟道及挡板障时或增压风机启动前，流通约５０％的烟气量，增压风门膨胀节拆除，用６ｍｍ￣Ｎ８ｍｍ厚的钢板对拆除烟道两机旁路上设置烟气挡板。增设增压风机旁路后，当增压端进行封堵，封堵板制作成适用于烟道流向的圆弧风机故障时，迅速打开旁路，锅炉降低负荷，让两台引状，封堵后对封堵板进行内外加装支撑及拉筋，在风机克服整个烟风系统的阻力，机组不致于停机。待增净烟道侧封堵处作玻璃鳞片防腐处理。取消原烟道与压风机故障消除后（可以处理增压风机烟筒外的故障，净烟道之间的烟道，使原烟气直接进入脱硫系统，脱如：电机、油站、电气、控制等），增压风机还可以零硫系统出口的净烟气直接进入烟囱外排，主机稳定运流量正常启动。而且，当机组低负荷时，还可以停运增行，满足环保要求。压风机，达到节能的目的。

无旁路湿法烟气脱硫系统的调试技术

ｈｎｑｕｆＮｏ－ｙｓｅｕｓＤｅｕｌｕｉａｉｎＳｓｅｓｉｎｉｃｉｅｏｎｂｐａｓＷｔＦｌｅＧａｓｆｒｚｔｏｙｔｍ
ＺＥＮＧｎ — ｕＡＮＧｉｎ，ＬＩＹｉＴｉｇｈａ，ＦＪａ２Ｕ（ｅｔｉｏｒＲｅｅｒｈＩｓｉｔｆＧｕｎｄｎｏｒＧｒｄＣｏｐｒｔｎ，ＧｕｎｚｏＧｕｎｄｎ０８ＥｌｃｒｃＰｗｅｓａｃｎｔｔｅｏａｇｏｇＰｗｅｉｒｏａｉｕｏａｇｈｕ，ａｇｏｇ５００，Ｃｈｎ；２．Ｇｕ１ｉａ —
ｎｇｏｅｅｇＰｗｅｃｎｌｇｖｌｐｎａｈｚｕＹｕｎｎｏｒＴｅｈｏｏｙＤｅｅｏｍｅｔＣｏ．，Ｌｔ．ｄ，Ｇｕｎｚｏａｇｈｕ，Ｇｕｎｄｎ０８，Ｃｈｎ）ａｇｏｇ５１００ｉａ
Ａｂｔａｔｓｒｃ：Ｔｈａｅｕｅｐｐｒｓｍｍａｉｅｎｑｅｃｍｍｉｓｎｎｅｈｉｕｆｎｎｂｐｓｔｉｓｏｅｇｐｕｆｕａｅｕｆｒｚｔｎｒｚｓｕｉｕｏｓｉｉｇｔｃｎｑｅｏｏ —ｙａｓｗｅｍｅｔｎ — ｙｓｍｌｅｇｓｄｓｌｕｉａｉｏｌｏ（ＧＤ）ｓｓｅ．ＩｃｏｄｎｅｔｉｆｒｎｔｇｓｉｏｌｒｃｍｍｉｓｎｎＦｙｔｍｎａｃｒａｃｏｄｆｅｅｔｓａｅｎｂｉｏｅｓｉｉｇ，ｓｃｐｒｔｎｌｅｈｏｏｉｓａｅｏｉｉｐａｅｏｕｈｏｅａｉａｃｎｌｇｅｓｓｒｓｙｄｓｌｃ・ｏｔｔ

无旁路湿法烟气脱硫系统的设计原则与设备配置

设计原则：脱硫装置可用率应与主体设备保持一致，建议由９５％提高至９８％以上；结合我国火电厂实际运行情况，充分考虑电厂煤源变化趋势，合理确定设计煤种和校核煤种，在设计工况下的烟气量宜考虑５％～１０％的裕量；连续运转设备均应考虑备用，避
２０１３年１０月
电力科
技与环保第２９卷５期无旁路湿法烟气脱硫系统的设计原则与设备配置
ＤｅｓｉｇｎｐｒｉｎｃｉｐｌｅａｎｄｅｑｕｉｐｍｅｎｔｃｏｎｆｉｇｕｒａｔｉｏｎｏｆＷＦＧＤｓｙｓｔｅｍｗｉｔｈｏｕｔｂｙｐａｓｓ
建议不设置烟气换热器（ＧＧＨ）。（３）增加烟气事故喷淋系统。为了保证脱硫系统的安全稳定运行，要求进入吸收塔的烟气必需满足温度条件，以免损坏吸收塔内部的防腐、喷淋层管
免因某一运转设备出现故障，导致系统停运或降负荷；有条件的情况还应论证将来所使用脱硫剂的变
减小，无需考虑设备大修期间更换换热元件。
脱硫装置不设ＧＧＨ引起的问题，如排烟温度
布文件明确要求对已上脱硫装置并设有旁路的实施
“ 铅封” ，正常运行时禁止从旁路排放原烟气，同时

湿法脱硫烟气系统启动操作票

湿法脱硫烟气系统启动操作票操作票编号：______________日期：______________操作人员：______________一、操作前准备工作：1.确保操作人员已经了解湿法脱硫烟气系统的相关操作规程和安全注意事项。

2.确认脱硫剂储存仓内有足够的脱硫剂。

3.开启空气预热器以保证脱硫吸收液温度达到要求。

4.检查烟气排放系统的设备和管线是否正常。

5.启动旁路炉与进口烟气径向调节器，调整调节阀，控制好炉温。

二、启动过程：1.将操作模式调至自动模式。

2.按顺序启动主要设备：湿烟气风机、循环泵、吸收塔氧化风机、石灰石浆液泵。

3.逐步调整主要设备运行参数，如风机转速、泵流量等，使其达到设计工况。

4.检查各设备的运行状态，确保无异常声音、振动等情况。

5.检查脱硫剂喷雾器的阀门开度，按需要调整。

6.监测烟气进口温度、湿度和脱硫后烟气出口SO2浓度，确保符合要求。

7.启动在线监测仪表，确保其正常运行。

8.完成启动后，记录设备运行参数如风机转速、泵流量等。

三、操作注意事项：1.操作人员必须具备相关操作技术和防护知识，戴好个人防护装备。

2.严禁在操作过程中进行烟气进出口阀门的关闭或打开操作。

3.操作人员需定期检查设备运行状态，如发现异常情况及时上报。

4.定期清理脱硫设备，确保其正常运行。

5.若出现紧急情况，立即按照应急预案进行处理。

四、启动结束工作：1.停止湿烟气风机、循环泵、吸收塔氧化风机、石灰石浆液泵。

2.将操作模式调至手动模式。

3.检查设备停止后的运行状态，确认无异常。

4.将操作票上的操作情况填写完整。

5.向班长或相关人员汇报启动情况。

备注：该操作票适用于湿法脱硫烟气系统启动，具体操作步骤根据实际情况进行相关调整。

操作人员签名：_________________________审核人签名：___________________________。

湿法脱硫无旁路运行的问题及应对措施

化对脱硫系统带来的影响等。对此，出以下措施：炉点火起动前尤其是冷态启动提锅前，前２提４ｈ对电除尘器的灰斗、缘支柱套管及放电极绝缘室进行加热；绝确保脱硫塔
入口事故喷淋减温装置可靠投入；炉冷态起动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，大锅加除雾器冲洗频率和冲洗水量；收塔浆液异常时进行浆液置换；制来煤品质，别是吸控特
ｔｅｓｉｆｅｔｖａｄｒｓｔｉｏａｉａｉｎａｏｋａｅｏａｓｉｈｅｄｍｉｔｒ；ｈｅｃｎｇｏｃａｅｂｅｎｇｅｆｃｉｅ，ｎｅｕｌｎｃｎｔｍｎｔｏｎｄｂｌｃｇｆｂｌｄｅｎｔｅｓｅｔｈａｅ
ｉａｉｎ（ｚｔｏＦＧＤ）ａｅ．ｅｐｏｌｍｓｍａｃｕｉｐｒｔｎｏｔＦｒａＴｈｒｂｅｙｏｃｒｎｏｅａｉｆｗｅＧＤｔｏｔｂｏｗｉｕｙ—ｐｓｒｓｆｌｗｓｈａｓａｅａｏｌｏ：
ｄｉｇｃｄ—ｓａｅｓａｔ—ｕｆｂｉｅｓ．ｈｅｕｕｒｎｏｌｔｔｔｒｐｏｏｌｒｔｎｂｕｎｅｉｓａｎａｄｃｒｏｎｐｒｉｌｓｅｃｉｏｒｄｏｌｔｉｎａｂａｔｃｅｔｎｃｍｂｕｔｏｓｉｎ— ｓｐｐｔｎｏｌｍａｅｕｔｉｏｌｉｆｔｌｒｙｆｏｍｂｏｒｔｏｏｒｏｈｅＦＧＤｙｔｍ，ｋｉｔｕｏｉｇｉｙｒｓｌｎｐｌｕｔｏｎｏｈｅｓｕｒｒａｓｐｉｎｔｗｅｆｔｓｓｅｍａｎｇｉ