2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道可行性分析
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。
现役燃煤机组取消脱硫烟气旁路重点问题分析
现役燃煤机组取消脱硫烟气旁路重点问题分析伴随着经济发展，环境问题日益突出，公众对环境问题越来越关注。
从国家到地方各级政府，对企业的环境保护行政约束不断加强。
《国家环境保护 十二五 规划》和《 十二五 节能减排综合性工作方案》中提出“烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路，加强对脱硫脱硝设施的运行监管，对不能稳定达标排放的，要限期进行改造”。
广东省相关的《 十二五 主要污染物总量减排实施方案》中提出：推进现役燃煤机组取消脱硫设施烟气旁路，2012年取消1789万千瓦燃煤火电机组烟气旁路，2013年取消1395万千瓦燃煤火电机组烟气旁路，2014年所有燃煤火电机组烟气旁路取消完毕。
因此取消燃煤火电机组烟气旁路势在必行，作为电力企业如何实施取消烟气旁路工作，同时保障机组安全稳定运行，保障供电安全迫在眉睫。
1、取消旁路可能存在的安全隐患目前燃煤火电机组配套的脱硫设施一是原设计无脱硫设施，200年后按照国家相关政策进行技术改造加装的脱硫设施，二是新建机组同步配套的脱硫设施，基于当时技术条件限制，脱硫设施均设有旁路，主要作用是：保证在FGD故障停运或临时检修时机组能正常、安全可靠地运行；用于隔绝原烟气和脱硫后净烟气，避免原烟气向烟囱的逃逸或净烟气回流；当锅炉点火或运行中烟气参数超标时，避免烟气中的未燃尽油滴、炭黑、高温烟气或高浓度粉尘等进入FGD系统，保证FGD安全。
因此取消脱硫烟气旁路，会出现一系列安全隐患，主要包括：（1）在机组调试、启动或低负荷阶段未完全燃烧的煤粉、油污、以及烟尘等进入FGD后将对浆液形成污染，带来液位不准、起泡外溢、脱硫效率降低、除雾器沾污堵塞等问题。
（2）锅炉燃烧或空气预热器运行情况异常情况下烟气超温时，高温烟气进入FGD损坏除雾器和防腐层等。
（3）增压风机、GGH等无备用，系统冗余参数较小，加上FGD市场存在严重的低价竞争，脱硫设备质量普遍较差，运行中存在诸多问题，一旦出现故障或堵塞时必须将整台机停运才能处理。
湿法脱硫系统取消旁路挡板对锅炉运行影响分析
湿法脱硫系统取消旁路挡板对锅炉运行影响分析【摘要】随着国家环保要求的进一步提高以及环保政策的日益严格，国家环保机构已要求火电企业在建设烟气净化装置时不设旁路烟道，积极鼓励火电企业逐步拆除已建脱硫设施的旁路烟道、对暂时保留旁路烟道的，所有旁路挡板必须实行铅封。
因此需对脱硫系统取消旁路挡板后会对锅炉安全运行影响进行分析。
【关键词】湿法脱硫；旁路挡板；锅炉1 对增压风机的影响取消旁路后，增压风机的存在给系统的可靠性造成一定的影响，主要表现为：1.1 两台引风机与一台增压风机串联运行，在锅炉启动时，三台风机的启动顺序是一个难题，因为当引风机或增压风机先启动后，要求串联系统的增压风机或引风机的进出口挡板及导叶打开，以便烟气流通，但为了防止电机过流，风机启动时都要求关闭挡板启动，如此形成了一对矛盾。
1.2 系统中仅一台增压风机，当增压风机故障时，关闭增压风机进出口挡板或导叶后，机组就必须退出运行。
1.3 当增压风机跳闸后，即使全开进出口挡板和导叶，通过机组降负荷维持机组运行，但增压风机无法再次启动，因为其作为烟气通道时入口挡板无法关闭。
在取消旁路又保留有增压风机的脱硫系统中，一些机组尝试设置增压风机旁路，设置增压风机旁路在机组启动时可以方便增压风机和引风机的串联启动，增压风机跳闸后也可以通过走增压风机旁路不致于机组停机，故障处理后还可以再启动增压风机，但处理增压风机的故障仅限于风机筒体外的故障，如：电机、油站、电气、控制等故障，若风机筒体内的故障如：导叶卡涩、动平衡问题等，还是必须机组停机后再处理，因为增压风机出口没有设置挡板门，而且挡板门也难以完全严密隔绝，高温烟气的泄露对进入筒体内检修风险太大。
由于电厂同期在进行脱硝改造，安装脱硝装置后需要对引风机进行扩容，并且需要更换电机，建议在脱硝改造引风机扩容时同时考虑脱硫系统的阻力，由两台引风机来克服整个烟风系统的阻力，取消脱硫增压风机。
2 对GGH的影响烟气换热器GGH虽然可以提高净烟气的排烟温度，减轻下游设备的防腐要求，并提高烟囱排烟的抬升高度，但由于GGH的工作环境十分恶劣，原烟气中的粉尘与净烟气中携带的浆液直接接触，干湿混合、冷热交替，其必然存在一定程度的结垢堵塞现象，GGH故障一直以来是脱硫系统的最大故障点之一。
湿法脱硫无旁路运行的问题及应对措施
湿法脱硫无旁路运行的问题及应对措施摘要：在电厂经营和技术应用过程中，湿法脱硫无旁路运行已是比较常见的方法，但此方法也存在一些弊端，容易在锅炉运行的过程中造成安全隐患。
锅炉作为电厂的重要设备，除了要求在运行效率上有所提升外，也要注意节能、环保方面的改善，更要规避安全隐患。
因此在各项技术措施、技术方法的革新过程中，必须充分掌握好不同技术应用能够产生的影响。
关键词：湿法脱硫；无旁路运行；运行问题；运行对策；随着科技发展和电厂技术的不断革新，为了满足锅炉更经济、更高效运行的要求，我们需要从技术措施、技术方案出发，对现存的一些问题提出优化意见。
目前，湿法脱硫无旁路运行的改造是存在一定空间的，可以站在不同的角度来探究、分析，坚持在湿法脱硫无旁路运行的体系上进一步优化。
一、湿法脱硫无旁路运行的问题（一）电除尘器运行的影响随着湿法脱硫无旁路运行的实施，发现其对技术指标、技术设备的运用会产生较大的影响。
目前，等离子点火和微油点火的应用，都是比较常见的方法，但是针对锅炉冷态起动以后造成的投油助燃效果存在一定的隐患。
电除尘器的投入使用前提是入口烟气的温度必须控制在80℃以上，在没有达到温度的情况下，投油助燃阶段必须得到严格的控制，而且要针对电除尘器进行有效的保护，尤其是在阴极线的保护、阳极板的保护力度上都要进一步提升，避免造成低温腐蚀的现象，针对沾污问题的发生也要有效的控制。
所以电除尘器的运行投入，对于湿法脱硫无旁路运行造成了很大的影响。
某电厂在运行的过程中，因为在设计、设备方面不够完善，因此粉煤的燃烧率非常低，烟气当中的油污严重，碳粒的浓度也非常高，如果没有及时的处理和改善，不仅会造成成本的提升，同时也存在较高的安全隐患。
（二）锅炉投油助燃对吸收塔衬胶和吸收塔浆液的影响湿法烟气脱硫吸收塔内部装置多由碳钢+玻璃鳞片衬里+橡胶衬里组成。
我们在长期使用中发现，橡胶在很多状况下对于油性物质的耐受性并不高，锅炉的运行过程中，还没有燃烧殆尽的油污，很容易对非极性橡胶造成溶解或溶胀。
脱硫系统拆除旁路烟道对系统的影响及解决方法
脱硫系统拆除旁路烟道对系统的影响及解决方法在日益严峻的环保形势下，国家加强了环保执法力度，加大对烟气脱硫设施运行的在线监管和就地检测，脱硫装置能否连续、稳定运行与环保监管之间的矛盾显得更加突出。
现在，环保部把封堵（或拆除）旁路挡板作为监管二氧化硫减排设施的重要手段，对限期未能实施封堵（或拆除）旁路挡板的，规定予以通报批评、扣减减排量等处罚措施，并列入该地区和企业集团减排年度考核。
因此，如何保证我公司在封堵（或拆除）旁路挡板后脱硫装置的连续、安全、稳定运行是亟待解决的重要问题。
1旁路挡板的作用脱硫系统旁路烟道是连接主机与脱硫系统及烟囱的关键通道，旁路挡板也是实现全烟气脱硫、部分烟气脱硫、停运的主要调节手段，旁路挡板的开关状态是判断脱硫系统投运正常与否的关键标志。
旁路烟道及旁路挡板主要有以下作用：通过开启旁路，实现当锅炉投油点火时让含有未燃尽油污和大量粉尘的烟气直接排入烟囱而进入大气；用于隔绝原烟气和脱硫后净烟气，避免原烟气向烟囱的逃逸或净烟气回流；在脱硫装置运行异常、设备故障甚至整机停运时，通过开启旁路挡板使烟气排入烟囱，进而关闭FGD入口烟气挡板，给脱硫装置的检修和维护创造条件，达到不影响主机运行同时保护脱硫系统设备不受损坏。
2旁路烟道设置情况及相关规定旁路系统大多应用在早期发达国家的脱硫系统中，但随着脱硫技术的发展、严格的环保法规和脱硫装置的可利用率而不断提高，到目前，已完全达到不低于主机的可靠率。
在这样的背景下，近年来西欧国家的电厂大多采用了无旁路脱硫系统。
日本大多数脱硫装置设置了旁路烟道和旁路挡板，但对旁路挡板的设置无明确规定，主要是通过严格的环保监测和污染物排放控制来限制旁路烟道的使用，仅在锅炉点火启动及FGD紧急故障时开启，正常运行时不允许开启旁路挡板。
在紧急故障开启旁路挡板后的规定时间内不能排除故障重新投运，则主机必须停机。
下一步，我们国家将借鉴国外的经验和做法，并由国家环保部发文提出了取消旁路的要求，以达到脱硫装置运行有效性的有力监管。
火电厂烟气脱硫取消旁路烟道的可行性分析与探讨
火电厂烟气脱硫取消旁路烟道的可行性分析与探讨引言当前我国的环境形势十分严峻，环境与经济的矛盾空前突出。
改革开放20多年取得了西方100多年的经济成果，而西方100多年发生的环境问题在中国20多年里集中体现，20多年的成果与20多年的污染，过度消耗了我们的资源与环境。
环境资源问题已经对建设“和谐社会“构成了严重挑战，成为影响经济、制约社会、涉及政治的大问题。
目前我国已成为世界上SO2排放量最大的国家，酸雨严重，今后大气污染防治的重点是解决问题。
而火电厂二氧化硫的排放占到全国总二氧化硫排放量的70％以上，很明显节能减排的重点是做好火电厂的二氧化硫减排工作。
在国家环保政策的有力推动下,烟气脱硫装置(FGD)已在我国大量投运，目前我国燃煤机组的脱硫率已经达到超过60%。
十一五”规划称，到2010年末期，大气主要污染物二氧化硫、水体主要污染物化学需要量等排放总量要比2005年消减10%。
但是根据国家环保总局统计：主要污染物减排已经连续两年多交出不及格答卷，“十一五”规划的环保目标有可能继“十五”计划后再次完不成。
火电厂二氧化硫排放未达标，虽然与有近40％电厂未进行脱硫改造有关，但是也与部分电厂虽然已建设脱硫设施，但是脱硫设备不能正常运行，或者经常开启旁路烟道运行，造成部分烟气未经脱硫就直接排入大气有直接关系。
下面就结合近年国内烟气脱硫工程实践经验和投运情况,从取消脱硫旁路烟道，确保烟气100％进行脱硫提出相关结论和建议。
1湿法烟气脱硫设置烟气旁路烟道的原因国内已投运或正在建设的湿法烟气脱硫装置一般都设有100%旁路烟道,并安装具有快速开启功能的旁路挡板。
少数电厂取消了旁路烟道(如后石电厂海水脱硫装置、国华三河电厂烟塔合一项目新建项目)。
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入烟囱。
待烟温升高、静电除尘器投运使烟气粉尘含量小于FGD装置的进口要求后,增压风机启动,FGD装置进出口挡板打开,旁路挡板逐渐关闭。
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 ：Ｘ ０ ５５ 文献 标 识 码 ：Ａ 文 章 编 号 ：１０ —６ ９ ２ ０ ）６０ ８ ．５ ０４９ ４ （０７ ０ —０ １０
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 。
２ １ 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 １ ０ 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 ：２ ０ — ３２ ； 回 日期 ：２ ０ —４ ０ ０ ７０ —０ 修 ０ ７０ —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 。
660MW火电机组脱硫系统取消旁路挡板实践
660MW火电机组脱硫系统取消旁路挡板实践作者：王顶磊来源：《科技视界》 2013年第29期王顶磊（河北国华沧东发电有限责任公司，河北沧州 061110）【摘要】根据国家《“十二五”节能减排综合性工作方案》和地方政府的环保政策要求，各燃煤电厂要有序取消脱硫烟气旁路工作，在“十二五”期间完成此项工作。
为了响应国家环保要求，切实落实国家节能减排政策，承担社会责任，沧东发电公司已在部分机组上取消脱硫烟气旁路挡板。
本文将着重分析脱硫装置取消旁路烟气挡板需采取的应对措施，希望能给同类型机组和脱硫装置取消旁路挡板工作提供借鉴。
【关键词】脱硫系统；旁路挡板；取消；应对1 设备简介国华沧电二期机组为660MW机组，烟气脱硫系统采用高效脱除SO2的湿法石灰石－石膏工艺。
该套烟气脱硫系统（脱硫系统）处理烟气量为机组（2×660MW）100％的烟气量，沧东电厂的脱硫系统系统由以下子系统组成：吸收塔系统、烟气系统、石膏脱水系统、石灰石制备系统、公用系统、排放系统、废水处理系统。
吸收塔采用逆流喷淋塔，烟气由侧面进气口进入吸收塔，并在上升区与雾状浆液逆流接触，处理后的烟气从吸收塔顶部排出至烟囱。
每个吸收塔配置3台循环泵。
脱硫后的烟气流向装在吸收塔顶部出口处的除雾器。
在这个过程中，烟气与吸收塔喷嘴喷出的再循环浆液进行有效的接触。
烟道设有旁路系统，旁路挡板在吸收塔系统运行时关闭。
当吸收塔系统停运、事故或维修时，脱硫系统进口挡板和出口挡板关闭，旁路挡板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。
2 改造前增压风机停运带负荷试验由于停机同时需进行脱硝系统改造、引风机静叶改造、脱硫旁路档板拆除等工作，锅炉烟风道阻力产生了较大变化，为测试该机组在旁路档板关闭、增压风机停运的情况下的最大安全运行负荷，并为下一步旁路档板拆除以后增压风机跳闸触发RB保护的正确动作积累数据，该机组停机前进行了增压风机停运带负荷试验。
试验工况：1）机组负荷450MW，投入CCS协调模式。
脱硫系统拆除旁路烟道对系统的影响及解决方法
脱硫系统拆除旁路烟道对系统的影响及解决方法脱硫系统是工业中常用的一种空气污染治理装置，其主要功能是将燃料燃烧产生的二氧化硫(SO2)去除，从而减少大气中的SO2排放。
脱硫系统通常包括烟气脱硫设备、烟气净化设备、烟气处理设备等。
脱硫系统中的拆除旁路烟道可能会对系统的运行和处理效果产生一定影响。
首先，拆除旁路烟道可能导致系统排放效果下降。
旁路烟道的存在是为了在必要时将未经脱硫的烟气直接排放，以保证脱硫设备的正常运行。
如果拆除了旁路烟道，当脱硫设备维护或出现故障时，烟气就无法有效处理，有可能造成SO2排放超标的问题。
其次，拆除旁路烟道可能会影响脱硫系统的运行稳定性。
旁路烟道可以起到调节和稳定系统运行的作用，在一些情况下可以将一部分烟气绕过脱硫设备，从而减少系统的运行压力和负荷。
拆除旁路烟道后，系统可能会因为负荷的突然增加而导致运行不稳定，甚至出现设备故障。
此外，拆除旁路烟道还可能增加系统的维护工作量。
旁路烟道通常需要定期检修和维护，确保其畅通和正常工作。
如果拆除旁路烟道，可能会增加系统的维护难度和工作量，增加了运行成本和维护费用。
针对这些问题，解决方法如下：1.確保脫硫系統的正常運行。
拆除旁路烟道之前应该确保脱硫设备的稳定运行，充分检查和维护相关设备，以减少故障和维护时间。
2.增加备用设备。
为了避免因维护和故障而影响脱硫系统的正常运行，可以增加备用设备，确保在必要时进行替换或维修。
3.设计完善的维护计划。
拆除旁路烟道后，应制定详细的维护计划，包括定期检查和维护设备以及处理可能出现的故障的预案。
通过合理的计划和及时的维护可以减少设备故障的发生和影响。
4.重新调整系统负荷与运行参数。
在拆除旁路烟道之后，需要重新调整系统的负荷和运行参数，保证系统正常运行。
对于可能的突然增加的负荷，可以通过合理规划和控制来缓解系统的压力。
综上所述，拆除脱硫系统中的旁路烟道可能会对系统的运行和排放效果产生一定影响，但可以通过提前策划和维护计划等方法来解决问题，确保脱硫系统的正常运行和处理效果。
660MW空冷机组取消脱硫旁路运行方案分析与实施
Ｏ ｃ ．２ １ ｔ Ｏ１
河 北 电力 技 术
ＨＥＢＥＩ ＥＩＥＣＴＲＩ Ｐ０Ｗ ＥＲ Ｃ
第３ ０卷 第 ５期
２１ 年 １ ０１ ０月
６０ＭＷ 空冷机组取消脱硫旁路 ６ 运行 方案分析与实施
Ｏｐ ｒｔ ｎＰ ｏｅ ｔ ｎ ｌ ｉ ａ ｄ Ｉ ｌｍｅ ｔｎ６ ０ＭＷ ｒ ｏ ｌ ｇＵ ｉ ｅａｉ ｒｊｃ ａｙ ｓ ｎ ｏ Ａ ｓ ｍｐｅ ｎ ６ ｉ Ａｉｃ ｏｉ ｎｔ — ｎ
通过 烟道进 入空 气 预 热器 烟 气仓 ， 预热 器 中利 用 在
关 键 词 ：６ ６ ０Ｍｗ 空冷 机 组 ； 脱硫 旁路 ； 制 逻 辑 控
Ａｂ ｔａ ｔ Ｔｈ ｎ ｒ ｄ ｃ ｓ ｔ ｅ ｓｒ ｃ ｕ ｅ ｆｔ ｅ ｄ ｓ ｌｕ ｉａ ｉ “ ｓ ｒ ｃ ： ｅ ｉ ｔ ｏ ｕ ｅ ｈ ｔ ｕ ｔ ｒ ｓ ｏ ｈ ｅ ｕ ｆ ｒｚ ｔ ｏ
ｐ ｏｅ ｔｃ ｎ ｐ ｅ ｅ ｔｇ ｓ ｌａ ａ ｅ ａ ｄ ｐ ｏ ｅ ｅ ｕｆ ｒ ａｉｎ ｒｊｃ ａ ｒｖ ｎ ａ ｅｋ ｇ ， ｎ ｒ ｖ ｓ ｄ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕｚ ｏ
ｅ ｆｃｅ ｙ ｆｉｉｎｃ ．
Ｋｅ ｒ ｓ ６ ０ Ｗ ｉ ｃ ｏ ｉ ｇ ｕ ｉ ； ｅ ｕ ｆ ｒ ａ ｉ ｎ ｂ ｐ ｓ ； ｙ ｗｏ ｄ ： ６ Ｍ ａｒ ｏ ｌ ｎ ｔ ｄ ｓ ｌ ｉ ｔ ｙ ａ ｓ － ｎ ｕ ｚ ｏ
ｃ ｎｔｏｌｌ ｇｉ ｏ ｒ ．
文献 标 志码 ： Ｂ
文章 编 号 ：０ １— ８ ８ ２ １ ） ５ ０ ８ ２ １ ０ ９ ９ （ ０ １ ０ —０ ４ —０
１ 概 述
河 北 国华定 洲发 电有 限责任 公 司（ 简称 “ 定洲 电 厂” ）二期 工程 建设 有 ２台 ６ ０Ｍｗ 超 临界 直 接 空 ６ 冷机 组 （ 号 、 ３ ４号 机组 ） ２台 机组 同步 建 设 全 烟 气 ， 脱硫 装置 ， ３号机组 同步 建 设 烟气 脱 硝 装 置 ， ４号 机 组预 留烟 气 脱 硝 装 置 ， 工 程 采 用 中水 系 统供 水 。 该 脱硫 旁路 系统 主 要 由脱 硫 进 、 口挡 板 、 出 旁路 挡 板 、 密封 风 机 、 电加 热器 等构 成 。在 工程 建设 中 ， 为积极
大型燃煤火电机组取消脱硫旁路烟道的应对措施
大型燃煤火电机组取消脱硫旁路烟道的应对措施来源：电力环境保护更新时间：09-9-30 11:45 作者: 黄涛摘要:介绍了大型燃煤电厂烟气脱硫系统设计中取消脱硫烟气旁路烟道所采取的针对性措施,为大型燃煤火电机组无旁路设计提供借鉴。
关键词:烟气脱硫,无旁路,措施1取消旁路烟道的意义随着国家环保要求的进一步提高以及环保政策的日益严格,国家环保机构已要求火电企业在建设烟气净化装置时尽量不设旁路烟道,并对取消烟气旁路的项目优先审批。
在国家发展改革委和国家环保总局颁布的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法(试行) 》中明文规定,新(扩)建燃煤机组建设脱硫设施时鼓励不设置烟气旁路通道;并且规定:已安装脱硫设施的燃煤电厂脱硫设施不运行或投运率较低的,必须相应扣减脱硫电价,防止发电企业故意闲置脱硫设施。
因此,取消旁路烟道,有助于火电企业建设工程的顺利报批,以尽早开工建设,早日取得发电效益。
国家环境保护总局《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》(HJ /T179 - 2005 )第5. 3. 2. 5条款为:新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施,不宜设置旁路烟道。
如确需设置的,应保证脱硫装置进、出口和旁路挡板门具有良好的操作和密封性能。
随着国家环保法令的不断严格,虽然现在还未明令禁止脱硫系统设置旁路烟道,但是取消旁路,是环保要求的趋势所在。
2取消旁路的技术可行性和安全性近年来,随着脱硫技术的逐渐发展,脱硫装置的可利用率不断提高,目前已完全达到了不低于主机的可靠率。
在这样的背景下,脱硫装置取消旁路烟道是完全可行的。
目前,湿法烟气脱硫工艺的系统设计在国内已比较成熟、可靠,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的故障率。
不过,对关键设备或仪表采用冗余设计,已能有效提高FGD 装置的可靠率。
在湿法脱硫系统中,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、挡板门密封风机等重要设备都是采用一用一备方式配置。
湿法烟气脱硫取消旁路烟道的技术可行性分析
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 Ｆ Ｄ 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Ｔ １ ３
文 献 标 识 码 ： Ｂ
文 章 编 号 ：６ ４—８ ６ ２ １ ０ １７ ０ ９（ ０ ０） ５—０ ７—０ ３ ３
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
２ １ 国 外 旁 路 烟 道 设 置 ．
国外 发 达 国 家 Ｆ Ｄ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
２１ ０ ０年 １ 月 ０
660MW机组湿法脱硫无旁路烟道系统设计及运行实践
能 源 ，服 务 社 会 公 众 ” 的企 业 理 念 ， “ 城 进 郊 ” 退
异 地建 设 本 工 程 ，并 取 消 了石灰 石 一石 膏 湿 法脱 硫
系统 （ 称钙 基 湿 法 Ｆ Ｄ 烟 道 旁路 ，与 其他 兄 弟 下 Ｇ ）
单 位 一道 同 步开 创 了在 国 内 ６ ０Ｍｗ 等 级 机组 上 取 ０
消 Ｆ Ｄ烟 道 旁 路 技 术 推 广 应 用 的先 例 。从 ＃ 机 组 Ｇ １
综合 论述
能 源 研 究 与 管 理 ２ １（ ） ０ １ １
６０ ６ ＭＷ 机组 湿法脱 硫无旁路烟 道 系统设计及 运 行实践
任 德 清 ，曾 名胜 ，段 宏 波
（ １中 国 电力投 资 集 团公 司江 西 分 公 司 ，南 昌 ３ ０ ０ ； ３ ０ ６
２江 西景 德 镇 发 电厂 ，江 西景 德 镇 ３ ３ ０ ） ３ ０ ０
ｂ ｐ ｓ． ｙ ａ ｓ Ｋｅ ｗｏｒ ： ｔ ｓ ｆ ｒｚ ｔ ｎ ｓ ｓｅ ； ｐａ ｓｆｕ ｄ ｓｇ ｏ ｅ ａ ｉｎ ｙ ｄｓ ｗｅ ｕｌｕ ｉａｉ ｙ ｔｍ ｂｙ ｓ ｅ； ｅ ｉｎ； ｐ ｒ ｔｏ ｄｅ ｏ ｌ
引 言
江 西景 德 镇 发 电厂 “ 大压 小 ”扩 建 Ｔ程 本 期 上
摘 要 ：我 围 以燃 煤 发 电 为 主 的现 状 在 短 期 内 还 难 以改 变 ，控 制 Ｓ 放 是 社 会 和 经 济 可 持 续 发 展 的 迫 切 要 求 。介 Ｏ排
绍 了 江 西 景 德 镇 发 电厂 “ 大 压 小 ” 扩 建 ｆ ２× ６ 超 超 临 界 燃 煤 机 组 石 灰 石 一石 膏 湿 法 脱 硫 系 统 取 消 烟 气 上 程 ６ ０ＭＷ
电厂2×600MW机组烟气脱硫增容改造工程可行性研究报告
电厂2×600MW 机组烟气脱硫增容改造工程可行性研究报告摘要华电长沙电厂共装设两台（2×600MW）超临界机组，每台锅炉最大连续蒸发量为1900 th。
首台机组于2007年9月底通过168小时运行，第二台机组于2007年底通过168小时运行，脱硫装置与主机同步投运。
华电长沙电厂2×600MW脱硫岛整岛采用EPC总包方式建设，工程承包方为中机新能源开发有限公司。
2台机组脱硫岛设计形式基本一致，于2008年7月完成调试以及性能考核试验工作。
脱硫工程原设计燃煤含硫量为 1.0%，随着电力煤炭市场的紧张，高含硫量的原煤在市场中的占有率越来越高，目前电厂燃煤含硫量从1%~5%价格差异明显。
华电长沙电厂为了提高脱硫系统对燃煤煤种适应性，拓宽燃煤煤种采购渠道，降低燃煤采购成本，拟对脱硫系统进行增容改造，根据电厂预测今后燃煤平均含硫量为2%~3.0%左右。
故华电长沙电厂委托西安热工院根据目前脱硫装置的实际运行情况、并综合考虑未来煤炭市场的变化，进行两套FGD装置的增容改造研究。
关键词：华电长沙发电有限公司烟气脱硫增容改造工程可行性研究目录1 概述 (1)1.1 项目背景 (1)1.2 编制依据 (2)1.3 项目建设必要性 (2)1.4 研究范围 (3)1.5 主要设计原则 (4)2 原脱硫装置介绍 (4)2.1 电厂主要设备参数 (4)2.2 原有脱硫装置设计基础数据 (5)2.3 原有脱硫工艺系统介绍 (7)2.4 原有脱硫装置主要设备 (11)2.5 原有脱硫装置主要性能参数 (14)2.6 原有脱硫装置运行状况 (15)3 改造工程建设条件 (15)3.1 工程场地与自然条件 (15)3.1.1 地理位置 (15)3.1.2 交通运输 (16)3.1.3 气象条件 (16)3.1.4 工程地质 (17)3.2 煤质条件 (17)3.3 可供脱硫用的电、水、气等条件 (18)3.3.1 电气部分 (18)3.3.2 供水部分 (19)3.3.3 供气部分 (20)3.3.4 汽源部分 (20)3.4 目前脱硫装置的控制水平 (20)3.5 场地条件 (21)4脱硫工程设想 (21)4.1 基础设计参数 (21)4.2 脱硫装置改造方案概述 (22)4.2.1 含硫量提高到3.0%时改造方案概述 (22)4.2.2 含硫量提高到2.0%时改造方案概述 (24)4.3 脱硫工艺系统及设备 (25)4.3.1 主要设计参数 (25)4.3.2 SO2吸收系统 (26)4.3.3 烟气系统 (33)4.3.4 石灰石浆液制备系统 (36)4.3.5 石膏脱水系统 (38)4.3.6 废水处理系统 (40)4.3.7 脱硫装置用水系统 (40)4.3.8 浆液排放与回收系统 (40)4.3.9 工艺系统主要新增设备 (41)4.4 电气部分 (49)4.4.1 原有FGD（脱硫岛）装置电气接线概述 (49)4.4.2 改造后负荷统计及系统一、二次接线 (49)4.4.3 新增电气设备布置 (51)4.4.4 负荷情况 (51)4.5 仪表和控制部分 (51)4.5.1 控制方式及控制水平 (51)4.5.2 新增仪控设备布置 (52)4.5.3 DCS控制系统配置方案 (52)4.5.4 电源和气源 (52)4.5.5 仪表设备接地概念 (52)4.5.6 烟气分析仪 (52)5252535454 5 环境保护 (54)5.1 电厂污染控制现状 (54)5.2 本期污染控制措施及效益 (55)5.2.1 含硫量提高到3.0% (55)5.3 粉尘、脱硫灰渣及噪声处理效果分析 (56)5.4 结论 (56)6 节约和合理利用能源 (56)6.1 节约用水 (56)6.2 合理利用能源 (56)7 劳动安全和工业卫生 (57)7.1 概述 (57)7.2 防火、防爆 (57)7.3 防尘、防毒、防化学伤害 (57)7.4 防电伤、防机械伤害及其它伤害 (58)7.4.1 防电伤 (58)7.4.2 防机械伤害 (58)7.5 防暑、防寒、防潮 (59)7.5.1通风 (59)7.5.2 空调 (59)7.6 防噪声、防振动 (59)7.7 小结 (59)8 定员 (60)8.1 生产组织 (60)8.2 人员编制 (60)9 改造工程项目实施条件和轮廓进度 (60)9.1 工程项目实施条件 (60)9.1.1 施工电源、水源及通信 (60)9.1.2 施工场地 (60)9.1.3 大部件运输条件 (60)9.2 改造方案轮廓进度 (60)9.2.1 含硫量提高到3.0%时施工轮廓进度 (60)9.2.2 含硫量提高到2.0%时施工轮廓进度 (62)64646465656666 (67)附件1 方案一新增负荷计算表 (71)附件1 方案二新增负荷计算表 (74)附件1 方案三新增负荷计算表 (77)附件4 方案一设备清单 (80)附件5 方案二设备清单 (86)附件6 方案三设备清单 (87)附件7 燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法 (93)附件8 关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知 (100)1 概述1.1 项目背景华电长沙电厂目前投产总装机容量为1200MW，装机容量为2×600MW。
湿法烟气脱硫取消旁路后的问题和解决措施
燃煤机组 （ １ ２ ５ ＭＷ～ １ ０ ０ ０ Ｍｗ） 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８ ０ ￣ 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 ８ ０ ％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 Ｆ Ｒ Ｐ和 Ｐ Ｐ， 能 耐 的 最 高 温度 是 小 于 ８ ０ ％的。 ２ ． ２进入湿法脱硫 塔的短 时温度高于 １ ８ ０ ℃时 由于湿法脱硫取 消旁路后 ， 烟气温度高于 １ ８ ０ ℃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 Ｉ １ ０ ℃和 ８ Ｏ ℃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 １ ５ ｍ ／ 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 ３ １ ０ ０ １ ２ ） 石膏湿法脱硫 、 采用 一炉一塔脱硫装置 ， 脱 硫率不小于 ９ ５ ％。于 ２ ０ ０ ４年 ３月 １ Ｅ ｔ 开工建设 ， １ 号机组 ２ ０ ０ ６年 １月 １日点 火 ， ２月 １日并 网 ， ３月 ３ ０ 日投 产 ， ２号 机 组 ２ ０ ０ ６年 ３月 ３ １日点 火 ， ５月 ３ ０日投产。２ ０ １ ２年 ４月 ３ ０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 ３ １ ７ ５ ８ ０ ７ Ｋ ｇ ／ ｈ ； 燃 煤机 组 （ １ ２ ５ ＭＷ～ Ｉ Ｏ ０ ０ ＭＷ） 锅炉 在启 动时 ， 脱 硫系统 启动 炯 气 质量 流量 ： 烟气 比热 （ １ ８ ０ ℃／ １ ３ ０ ｏ ｃ ／ ８ ０ ／ ７ ５ ℃） ： １ ． ０ ９ ０ ／ １ ． ０ ７ ５ ／ １ ． ０ ６ ６ ／ １ ． ０ ６ ５（ Ｋ Ｊ ・ 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 ｋ ２ ０ ％／ ８ ０ ％／ ７ ５ ℃） ： ４ ． １ ８ ３ ／ ４ ． １ ９ ５ ／ ４ ． １ ８ １ （ Ｋ Ｊ ・ Ｋ ｇ 一 １ ・ Ｋ 一 １ ） ； 烟气温度高于 １ ８ ０ ％， 若吸收塔入 口不设 置喷水降温装置 ， 塔人 口 水 比热（ ８ ｏ ￣ ｃ ７５ ／ ℃） ： ３ ３ ４ ． ９ ４ ， ３ １ ４ ． ０ ３ （ Ｋ Ｊ ・ Ｋ ｇ 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（ ８ ０ ％／ ７ ５ ℃） ： ２ ６ ４ ２ ． ４ ／ ２ ６ ２ ９ ． ７ （ Ｋ Ｊ ・ Ｋ ｇ 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 １ ３ ０ ｏ Ｃ 降至 ８ Ｏ ℃：
烟气脱硫取消旁路技术经济性分析
ａｄｉｓ ｂｌｙｏ ｅｆ ｅｇｓｄｓｌ ｒ ａｉ （Ｇ ）ｐａ ｔｎｔｌ ｄａ ｔｅｃ ａ ｆ ｅ ｏ ｅ ｌ ｔ ｔ ｓ ｍ ｅａ ｖ ｎ ｔ ｉｔ ｆｈ ｕ ａ ｅｕｆ ｉ ｔ ｎ Ｆ Ｄ ｌｎ ｉｓ ｌ ｔｈ ｏｌ ｉ ｄｐ ｗ ｒ ａ ， ｐ ｒｔ ｅ ｎ ａ ｉ ｔ ｌ ｕｚ ｏ ａｅ －ｒ ｐ ｎ ｉｉｉ ｉ
摘 要 ： 了从 根 本 上 实现 Ｓ ２ 效 控 制 ， 决 目前 燃 煤 电厂 烟 气脱 硫 （Ｇ ｉ Ｅ 在 着投 运 率 低 、 行 为 ０有 解 Ｆ Ｄ） ￣￣ 存 运 不 稳 定 等 问题 ， 脱硫 装 置 取 消 旁路 烟 道 势 在 必行 。从 旁路 挡 板 作 用 和 可 靠 性 的 角 度 对 取 消 旁 路 烟 道 的 可 行 性 进 行 分 析 论 证 ， 对 比 分 析 取 消 旁路 烟 道 的 ２ ６０ＭＷ 机 组 与 常 规 ２ ６ ０ＭＷ 机 组 的 建 设 与 运 并 ｘ０ ｘ ０ 行 投 资情 况 ， 析 了其技 术 经 济性 。结果 表 明 ， 消 旁路 消 除 了增 压 风 机 、 气 换 热 器 （ Ｇ 、 硫 进 口 分 取 烟 Ｇ Ｈ）脱 烟 气挡 板 门 等故 障点 ， 利 于提 高锅 炉机 组 的安 全 性 与 脱 硫 系统 运 行 的 可 靠性 。 有
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2、采用无旁路系统在基建期面临的问题
1）取消脱硫旁路后，烟气只能通过FGD处理后才能外排，在
FGD故障停运或临时检修时主机将同步停运。 10min后启动送、引风机，同时调整各风机动叶开度至稳定。
2）引风机、增压风机串联布置，保留旁路挡板。 结论：国内暂无在锅炉尾部烟道上安装喷水减温的工程运行实例。
结论：国内暂无在锅炉尾部烟道上安装喷水减温的工程 运行实例。各公司一般考虑烟温超至180℃，在脱硫吸收 塔入口烟道设置喷水减温。由于烟道极端事故状态（例如 烟道内发生燃烧的极端情况）时的烟温无法确定，各设计 院均不再考虑另设应对极端状况时的喷水减温设施。每台 吸收塔入口设置两级减温水装置，每级减温水共设40个喷 嘴，喷淋直径为2m，每个喷嘴流量为，喷嘴入口压力为 5mH2O设计；水源主要有两路：工艺水和消防水。
3、取消脱硫烟道旁路，引风机与增压风机串联运行，引风机 与增压风机需同时启动，在机组刚启动或不稳定工况下， 需考虑超压问题，需要引风机厂家和增压风机厂家对其选 型的匹配性进行核实。
结论：国内暂无取消旁路后，引风机与增压风机串联运行的 工程实例。经引风机厂家和增压风机厂家核实，引风机与 增压风机不存在不匹配的问题，主要需通过调节增压风机 入口压力使其稳定在设计压力下，以实现引风机与增压风 机平衡运行。
恢复的脱硫效率降低。
3.取消脱硫旁路后的运行风险 取消脱硫旁路后，脱硫系统设备故障将可能引起主机非停，
降低机组安全运行的可靠性；2004年至 年期间从我厂一期 两台机组运行情况分析，脱硫系统的故障率约为2次/年，主 要集中在风烟系统，由于增压风机造成的系统停运原因占50 ％，平均每年将出现1次的故障。所以，在施工阶段控制好脱 硫系统的安装、调试质量，减少增压风机事故率，从而也会 提高整个机组的可靠性。
脱硫系统取消旁路烟道后取消GGH的必要性及环境影响分析
脱硫系统取消旁路烟道后取消GGH的必要性及环境影响分析摘要：文章针对环保部门关于脱硫系统取消旁路烟道的政策要求，讨论脱硫系统取消旁路烟道后脱硫系统取消GGH装置的必要性，有无GGH脱硫系统的比较，以及取消GGH后的环境影响分析。
关键词：旁路烟道；GGH；取消；环境影响随着国家环保政策的日益严格，脱硫取消旁路烟道已是大势所趋，部分省份已有明确文件要求，如福建省减排工作联席会议办公室《关于装机容量300 MW以上燃煤电厂取消脱硫旁路烟道和建设投运烟气脱硝设施的通知》要求，各燃煤电厂需完成取消脱硫旁路烟道及安装脱硝装置的减排项目改造，据此电厂需进行相应的改造。
鉴于目前国内运行的脱硫系统GGH普遍存在的堵塞等问题，进行相应的GGH改造是原设计安装有GGH的脱硫系统急需考虑的问题。
本文对脱硫系统取消旁路烟道后脱硫系统取消GGH进行简要的论证，并对取消GGH 后的环境影响进行分析。
1 取消GGH的必要性分析1.1 GGH的作用由吸收塔出来的烟气，温度降至45～55 ℃，已低于酸露点。
由于尾部烟道和烟囱内壁温度较低，所以直接排放将会使内壁结露，造成腐蚀。
针对这一问题，普遍的做法是在FGD装置中加装烟气再热器（即GGH），以避免低温烟气腐蚀管道和烟囱内壁，同时提高烟囱排出烟气的抬升高度以利于污染物扩散，降低烟羽可见度，避免排烟降落液滴。
GGH并不会减少烟气中的SO3造成的腐蚀问题，因为吸收塔出来的烟气中SO3呈状，GGH反而使烟气中的SO3雾滴汽化，烟气中气态SO3浓度提高，致使烟气酸露点随之升高，造成酸腐蚀。
因此，换热器的作用主要是降低吸收塔入口烟温，提高排烟温度以利于烟气抬升和污染物的输运扩散。
经过GGH之后的烟气温度一般在80 ℃左右。
1.2 有无GGH的比较安装GGH可提高排烟温度，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度，以利于污染物扩散，降低污染物的落地浓度，降低烟羽可见度，对于减轻湿烟囱周围地区的烟囱雨和烟囱冒白烟的问题有一定效果。
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2009年中国电机工程学会年会2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道可行性分析唐小健，李紫龙中电投远达环保工程有限公司，重庆 400060摘要：为了完善目前火电厂烟气脱硫（FGD）设施运行投运率低的问题，有效控制SO2排放，本文从旁路烟道的作用、现有脱硫装置运行现状出发，对比分析了有无旁路烟道的湿法烟气脱硫装置的常见故障点，以某2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道为例，分析其技术经济性。
结果表明：取消旁路消除了增压风机、烟气换热器（GGH）、脱硫进口烟气挡板门等故障点，有利于提高锅炉机组的安全性与脱硫系统运行的可靠性。
同时，脱硫装置不设置旁路在经济性上也是可行的。
关键词：取消旁路；可靠性；FGD1 设置旁路烟道的目的与作用目前，国内电厂建设的石灰石-石膏湿法脱硫工程中一般都是考虑设置烟气旁路系统[1]。
旁路系统是安装在FGD入口烟道和烟囱之间，其最主要作用是当脱硫系统故障或事故状态下与机组的隔离，而不影响机组正常运行发电；同时当FGD或锅炉处于故障状态下使烟气绕过FGD，通过旁路直接排入烟囱，避免对FGD设备或机组造成影响或损害。
现阶段设置烟气旁路主要是保证在FGD故障停运或临时检修时机组能正常、安全可靠地运行；当锅炉点火或运行中烟气参数超标时，避免烟气中的未燃尽油滴、炭黑、高温烟气或高浓度粉尘等进入FGD系统，保证FGD安全[2]。
2 国内外旁路烟道设置情况目前，国内已投运的脱硫工程中，福建后石电厂6×600MW机组采用海水脱硫技术和河北三河电厂2×300MW机组采取烟塔合一技术的脱硫装置均取消了旁路烟道[3,4]。
新建工程也逐渐趋向于取消旁路，如现在建拟采用烟塔合一取消旁路的项目有：中电投大连甘井子电厂2×300MW、大唐国际锦州热电厂2×330MW、大唐哈尔滨第一热电厂2×300MW、华能营口热电厂2×300MW、国电天津东北郊电厂2×330MW等。
西方发达国家，旁路系统大多应用在早期的烟气脱硫系统中，但随着脱硫技术的发展、严格的环保法规和脱硫装置可利用率不断提高，到目前已完全达到不低于主机的可靠率[5]。
近年来欧美的燃煤电厂大多采用直通式无旁路的烟气脱硫系统。
其中德国作为燃煤电厂脱硫装置取消旁路应用最早的国家，随着德国联邦污染控制法（BImSCHV）第13号条例最新版本的实施，其国内投运的无旁路脱硫装置机组的发电容量超过了13500MW，约占总装机容量的27%。
3 有无旁路烟道FGD装置的差别从国外的经验表明：取消旁路的脱硫装置与设置旁路的脱硫装置在配置上没有本质差别，主要有以下几方面的考虑：（1）锅炉通常采用轻油点火方式。
2000年后部分电厂采用了等离子和微油点火，要求同步启动除尘器，目前未发现无旁路脱硫装置对锅炉系统安全运行产生影响。
（2）为保护吸收塔安全，吸收塔入口均设置事故喷淋系统，定期进行喷淋试验。
（3）吸收塔入口、内部支撑梁以及其它异形件（高腐蚀区域）采用合金贴衬（包括59号合金、双相不锈钢等），部分电厂整个吸收塔全部采用合金材料。
无旁路脱硫装置在国外已是成熟技术，设备质量高，装置运行可靠性高，不存在关键的技术问题，对主机安全运行影响较小。
4 国内影响FGD旁路烟道设置的原因国家环保部最近两次环保监察数据显2009.11.25-27中国·天津示：在环保电价执行到位和环保执法较为严格的地区（如北京、华东、华南、重庆等），脱硫装置投运率大于90％，旁路均关闭运行。
而煤质变化比较大的地区（如华中、华北、西南片区），部分电厂旁路开启运行，主要原因有：（1）实际运行的煤种含硫量大于设计的煤种含硫量，系统物料平衡、酸碱平衡破坏，脱硫装置不能正常运行；（2）电厂运行维护人员对脱硫认识不足，分析解决问题能力较弱，致使设备损坏，系统失衡，脱硫装置在非致命故障情况下开启旁路；（3）由于国内低价竞争，电厂业主对脱硫装置化工装备运行维护、防磨损腐蚀等认识不足，导致对脱硫装置降低设计、设备、建设标准现象严重，导致脱硫装置建设质量不高，设备故障多。
5 取消旁路烟道FGD装置可靠性分析无论在技术上还是设备上，石灰石-石膏湿法脱硫工艺都是一种非常成熟和完善的系统，运行可靠性及稳定性很高。
同时由于湿法脱硫装置是安装在电厂引风机后，所以对锅炉及除尘器的运行不会产生影响。
根据目前国内外的技术水平，湿法脱硫系统的可用率都在95%以上，完全可以和电厂锅炉机组的运行性能相媲美。
目前，影响系统可靠性的原因主要是常规有旁路烟道的脱硫烟气系统、吸收塔系统的关键设备以及旁路挡板故障（不能正常打开），会造成锅炉机组非停事故。
此外，增压风机、GGH、进出口烟气挡板、烟道膨胀节、吸收塔搅拌器、浆液循环泵、喷淋层、除雾器、氧化空气喷枪、滤网等主要设备故障，以及烟道和吸收塔防腐衬里出现脱落与鳞片剥离等现象将严重影响脱硫装置运行的可靠性。
由图1可知，取消旁路烟道的脱硫系统中由于取消了GGH和旁路，增压风机与引风机合并，消除了增压风机、GGH、脱硫进口烟气挡板门等故障点。
因此，湿法烟气脱硫系统取消旁路烟道设计有利于提高锅炉机组的安全性与脱硫系统运行的可靠性。
图1 取消旁路烟道的湿法烟气脱硫工艺流程图6 取消旁路烟道技术经济性6.1技术方案通过了解国内脱硫机组运行情况，并对比分析有无烟气旁路湿法烟气脱硫装置中常见的故障点，可以发现取消FGD装置旁路烟道从技术上是可行的，其关键在于脱硫工艺系统设计、设备和材料选型、工程建设质量以及运营维护能力的保证。
在此，本文以某电厂2×600MW机组湿法烟气脱硫装置为例，将根据以下原则进行取消FGD旁路烟道技术方案研究：（1）取消旁路应同时取消GGH，增压风机与锅炉引风机合并；（2）吸收塔内，喷淋层的喷嘴位置设计不应直接冲刷支撑梁，防止破坏防腐层；搅拌器叶轮边缘线速度宜控制在9~11m/s范围内；吸收塔内设置二级屋脊式除雾器，每级除雾器应设置2层自动冲洗水装置，在正常运行工况下，除雾器出口烟气中的雾滴浓度应不大于75mg/Nm3（干态、6%O2）；（3）对可预见的煤质比较稳定的煤源地电厂、坑口电厂，系统设计时，可按有旁路的脱硫塔设计裕量考虑；（4）对可预见的煤质不稳定的电厂，应考虑设计煤种变化情况，采用预留/在线备用喷淋层考虑；（5）提高关键设备、材料档次，如吸收塔搅拌器宜采用具备在线检修机械密封和寿命较长的产品，提高吸收塔入口段烟道干湿界面、吸收塔喷淋区塔壁与支撑梁、吸收塔内氧化空气管、管座及拐角等部位进行强化防腐材质的档次等。
2009年中国电机工程学会年会6.2经济性分析某2×600MW 机组采用石灰石—石膏湿法无旁路脱硫装置进行锅炉烟气的脱硫，每台锅炉加装一套脱硫装置，增压风机与引风机合并。
脱硫装置设计计算工况的煤种含硫量为1.74%，最大出力工况的煤种含硫量为2.5％，脱硫效率不小于95%。
与有旁路烟道的烟气脱硫装置比较，该项目采用了增加辅助系统备用容量、提高吸收及烟气系统对煤质的适应性、加强了系统防磨防腐的等级，使系统具有更高的可靠性及安全性。
该项目主要数据表如表1所示。
表1 某2×600MW 机组无旁路烟道的烟气脱硫装置主要数据表指标名称 单位参数备 注 机组容量MW 2×600机组年利用小时数 小时5000 烟气量 Nm 3/h221×104脱硫岛厂用电率% 1.17煤含硫量% 2.5 脱硫装置最大出力工况设计煤种 运行煤含硫量% 1.74 锅炉设计煤种，脱硫装置设计计算工况石灰石粉耗量t/h 40.5脱硫装置耗电量 MWh/h14.050该电耗包括引风机每小时增加电耗4050kWh水耗t/h 265该2×600MW 机组无旁路脱硫装置静态投资18917.8万元，单位造价157.65元/kW ；如果按有旁路脱硫装置建设，其静态投资为17973万元，单位造价149.77元/kW ，无旁路脱硫装置比有旁路脱硫装置的静态投资将增加944.8万元，其具体造价差异见表2。
表2 有无旁路烟道湿法脱硫装置造价对比项 目无旁路造价(万元)有旁路 造价(万元)(无旁路-有旁路)差价(万元)烟道及旁路挡板门523.8 1038.7 -514.9 防磨防腐材料等级提高 增加534.8534.8吸收系统 3715.6 3367.9 347.7 降温/洗涤系统增加125.1125.1制浆系统 280.7 182.5 98.2石膏排浆、脱水系统545.5 401.6 143.9其它（如土建、电气、控制等系统）增加210210无旁路脱硫装置增加费用合计944.8注：以上分析表格，未考虑有旁路脱硫装置在项目竞争中，恶意低价、以牺牲影响设备寿命的配置、影响设备安全及可靠性为代价的低报价等因素。
无旁路脱硫装置与有旁路脱硫装置比较，主要差异如下：（1）取消旁路烟道缩短、旁路挡板门等的减少；（2）取消旁路烟道方案脱硫系统里面减少增压风机设备及安装费，但导致主机引风机容量变化增加投资；（3）由于烟道顺畅，脱硫装置减少压损600~700Pa ；（4）增加烟气及吸收系统的可靠性及适应性，增加一层喷淋装置备用、为减小吸收塔的流速吸收塔直径加大导致吸收塔费用增加；（5）增加喷水降温/洗涤系统；（6）为增加辅助系统可靠性及安全性要求，增加干粉制浆系统互为备用、增加石膏处理系统互为备用；如果按机组年均利用小时数5000小时计算，无旁路脱硫装置年均可变运行成本为5917万元。
有旁路脱硫装置电耗增加（烟道2009.11.25-27中国·天津阻力增加）、检修费用增加等因素，导致年均可变运行成本为6160万元。
无旁路脱硫装置与有旁路脱硫装置年均可变运行成本将减少243万元。
脱硫装置不设置旁路在运行经济性上是可行的。
7 结论本文从旁路烟道的作用、现有脱硫装置运行现状出发，分析了有无旁路烟道的湿法脱硫装置的差异与国内影响FGD旁路烟道设置的原因，以某2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道为例，分析其技术经济性，得到主要结论如下：（1）随着SO2控制法规的日趋严格和脱硫装置可靠性的提高，取消FGD旁路烟道已势在必行，而且从技术上也是可行的。
（2）湿法脱硫装置取消旁路烟道的设计方案消除了增压风机、GGH、脱硫进口烟气挡板门等故障点，有利于提高锅炉机组的安全性与脱硫系统运行的可靠性。
（3）以某电厂2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道为例，得到其静态投资将增加944.8万元，但运行费用每年将减少243万元，因此脱硫装置不设置旁路烟道在经济性上是可行的。
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