关于无旁路脱硫系统运行经验浅谈

关于无旁路脱硫系统运行经验浅谈
吉建明【华能陕西秦岭发电有限公司陕西华阴714206】
【摘要】本文以华能陕西秦岭发电有限公司4×200MW机组烟气脱硫改造工程及运行实践为依据，分析介绍了火电厂烟气脱硫工程取消烟气旁路后运行中特有的问题，并对解决相关问题的措施进行了针对性技术探讨。

对老机组脱硫改造工程具有示范作用，为电厂采用烟气脱硫无旁路运行技术，保证机组安全稳定运行提供了有益的经验。

【关键词】烟气脱硫；无旁路运行；措施；问题；
引言
火力发电厂烟气脱硫设置烟气旁路，是为了在事故状态时打开脱硫系统的旁路挡板,使锅炉原烟气通过旁路进入烟囱,从而保护FGD装置和机组的安全运行。

华能集团公司积极响应国家环保政策，自我加压，勇于创新，在秦岭公司4×200MW机组烟气脱硫改造工程中取消了烟气旁路及GGH系统,以提高脱硫设施投运率。

本文将以该工程的成功实践为例，对无旁路脱硫系统运行时存在的问题及注意事项进行探讨。

1、秦岭发电公司脱硫装置概况
1.1系统简介
华能陕西秦岭发电有限公司位于陕西省华阴市境内秦岭北麓，分三期建成，其中二、三期工程安装四台200MW超高压燃煤机组，于1986年全部建成投产。

秦岭公司4×200MW机组烟气脱硫改造工程采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，按照一炉一塔设置脱硫装置，不设烟气旁路和烟气加热器（GGH），增压风机和引风机合并;锅炉型式DG670/140—8型，FGD入口烟气量653770Nm3/h（标态，干基,6％O2），在锅炉BMCR工况，实际燃煤含硫量2.72％时脱硫效率不小于95％；公用系统设备为四台机组所公用，包含石灰石制浆系统、石膏脱水系统、脱硫工艺工业用水系统、事故排放系统及脱硫废水处理系统、控制系统、电源系统等。

2009年，秦岭发电公司实现了脱硫装置一年四投，#5、3、4、6机组脱硫装置分别于3月、7月、9月、11月正式投运，经省环保厅验收合格，
目前，各系统运行基本正常，参数可控。

1.2 脱硫系统工艺流程
从锅炉来的原烟气通过引风机升压，经电除尘器，进入脱硫吸收塔,在吸收塔内完成氧化、脱除吸收,最终形成二水硫酸钙(石膏) ,处理后的净烟气则经除雾器除去雾滴后,经烟囱排入大气。

2. 脱硫装置运行中出现的问题
2.1 脱硫公用系统
由于制浆、石膏脱水及存储、事故浆液存储、工艺水及冷却水、石灰石储存、脱硫废水、压缩空气等系统为脱硫公用系统，当上述系统出现异常和故障时均会影响到脱硫系统及机组的安全运行。

2.1．1秦岭公司曾因石灰石制浆箱搅拌器故障，脱硫供浆系统停运，造成脱硫装置无法正常运行，机组减负荷运行长达18个小时。

目前为防止供浆系统设备故障，影响脱硫装置的正常运行，准备在吸收塔供浆入口处安装石灰石粉输送管道，成品石灰石粉可直接经气泵打入吸收塔与塔内浆液直接混合。

避免制浆系统故障检修，影响脱硫及主机正常连续运行。

2.1.2 秦岭公司脱硫投运初期，石膏中含水较高，脱水较为困难，主要现象：石膏饼中出现分层现象，上层较湿，下层较干；表面有一层湿黏，油黑物质；真空泵真空较投运初期的-65Kpa上升至-78Kpa;对石膏化验发现，含水率达18%，GaSO31/2HO2含量达27%, GaSO42H2O48%。

通过对参数控制的调整石膏品质得到了明显的提高。

首先是浆液PH值的控制，浆液PH是控制脱硫反应过程的一个重要参数。

确定合理的PH值将使整个脱硫系统保持一个良性的循环。

运行中将PH值由5.8降至5.0～5.4之间运行。

石膏的浆液密度反映了吸收塔中浆液的饱和情况，运行初期由于运行经验不足，造成吸收塔密度过高，硫酸钙抑制SO2的吸收，影响碳酸钙溶解，使石膏脱水困难。

运行的石膏的浆液密度由原来的1200kg/m3降至1140kg/m3运行。

氧化风量影响亚硫酸盐的氧化，因氧化风管布置方式为管网式布置，
运行中出现风管堵塞氧化风量减少，从而导致浆液中的碳酸钙含量增大，使石膏纯度降低并难以脱水。

加强运行中氧化风管的冲洗频率和冲洗时间，保证了石膏浆液的氧化效果。

3. 脱硫增压风机与锅炉引风的合并使用情况
3.1脱硫增压风机与锅炉引风机合用，所以脱硫烟气系统无原、净烟气及旁路挡板门，以及密封风机、加热器等附属设备。

脱硫系统相当于锅炉烟风系统的一部分，降低了工程造价，简化了烟气系统的布置方式，减少了后期设备维护和检修工作量。

同时对引风机的安全运行提出了更高的要求。

秦岭电厂烟气脱硫改造项目，不设增压风机，在锅炉原引风机的基础上进行了增容改造风量由945000m3/h增至993143 m3/h，风压由6269Pa增至7886Pa，从目前运行来看经过增容后完全能够满足脱硫及主机的正常运行需要。

3.2运行中除雾器堵塞，将使整个烟气系统的阻力增大，同时风机功耗相应增加。

因此对除雾器运行冲洗要做出合理的规定。

3.3维持吸收塔的正常运行液位，一旦吸收塔出现溢流，浆液通过烟道，进入引风机，若运行人员未能及时发现，溢流浆液会冲击正在运行的风机叶片，甚至造成叶片断裂，导致引风机停运，脱硫系统被迫退出运行。

由于未设置烟气旁路，主机也将被迫停运，会造成严重损失。

3.4在锅炉停炉后,如果浆液循环泵长时间保持在运行状态下,而引风机已经停止运行,则会造成水蒸汽返到引风机出口造成烟道和引风机外壳存水,使烟道和引风机受到腐蚀,还有可能因吸收塔返回的水蒸汽在电除尘器内造成灰板结,使电除尘器灰斗堵灰。

3.5在引风机启动前应先对吸收塔进口烟道和引风机底部进行排水。

4.脱硫系统无旁路运行的主要风险
无旁路脱硫系统属于电厂锅炉风烟系统的一部分，两个系统互相影响: 4.1 FGD装置对主机的影响，FGD与机组同步串联运行，FGD的运行是否正常将直接影响机组运行，无论脱硫塔内有缺陷需要消除或者脱硫设备故障需要紧急停运，都会迫使对应单元机组停运，降低主设备的可靠性，影响公司经效益。

4.2主机对FGD装置的影响，当进入FGD装置的烟气参数变化时，如烟气超温、含油，锅炉制进行抽粉操作、机组加负荷、燃煤煤质变化，粉尘含量及SO2含量超出设计等，均影响脱硫装置的正常运行和安全。

5. 无旁路脱硫系统运行出现的问题及应对措施
5.1烟温高
FGD内如除雾器等设备大多是FRP或PP材料制成，塔内和烟道防腐材料耐温也比较低（不得大于90℃）。

因为无旁路烟道和GGH，FGD入口烟温略低于锅炉排烟温度。

在烟温升高时，为保护设备和防腐层不被高温烟气损坏，要采取以下措施：
5.1.1烟温高保护：为防止FGD入口烟温过高，系统设有烟温高联锁保护以及在原烟道与FGD入口处装有事故喷淋装置。

锅炉设计排烟温度小于159℃，当FGD入口烟温超过160℃时报警；达到180时启动事故喷淋系统进行降温并计时；超过180℃达20min或者达到200℃时立即动作于MFT 停炉。

5.1.2秦岭公司脱硫装置投运后，因锅炉空气预热器故障跳闸，造成FGD 入口烟气温度最高升至180℃事故喷淋启动，但吸收塔入口烟气温度下降较为缓慢，后经原因分析，事故喷淋水泵电流并未随事故喷淋电动门开启而升高，停机后进一步检查，发现事故喷淋喷嘴因原烟气中飞灰堵塞严重，致使运行中事故喷淋水量减小。

因此，脱硫系统运行期间应定期对事故喷淋电动门进行开关试验，并监视事故喷淋水泵电流及压力变化是否正常，以确保事故喷淋装置正常的投入。

5.1.3烟温高投入事故喷淋系统后，要加强监视吸收塔入、出口烟温变化趋势，防止在联投信号发出后，因事故喷淋水源中断，事故喷淋泵未启动或者出口门未联开引起设备损坏；事故喷淋投入时间过长时，要防止吸收塔液位过高倒流至引风机等事故的发生。

5.2脱硫系统浆液循环泵全停
浆液循环泵是脱硫塔最主要的系统，正常情况下吸收塔四层喷淋全部投入，吸收塔内浆液温度降至50℃左右，循环泵全停时烟温会上升至159℃甚至更高，为此采取的应对措施：
5.2.1 循环泵全停保护：三台循环泵同时跳闸时联投事故喷淋系统进行降温；四台循环泵同时跳闸时立即动作于MFT停炉。

5.2.2浆液循环泵电源设计：#3、5塔浆液循环泵均取自6KV脱硫Ⅰ段，#4、6机均取自6KV脱硫Ⅱ段。

在运行中曾多次出现因母线瞬间失压导致循环泵全停事故的发生，严重威胁了主机的安全运行。

因此将每套FGD的A循环泵低电压保护跳闸时间改为9秒，其余三台泵为0.5秒，既能保证母线电压很快恢复，又保证了FGD的安全。

5.2.3工业水冷却水为四台脱硫装置的公用系统，浆液循环泵采用机械密封，工业水源中断后会造成循环泵机械密封温度升高损坏。

若要防止机械部件损坏，就必须止浆液循环泵运行，从而迫使FGD系统及机组全停。

为解决这一问题，对工业水系统水源进行改进，除常用水源外再外接一路消防水源，同时对工业水泵设置低水压联锁和跳泵联锁。

5.3油污染对FGD的影响
锅炉在启停炉、运行中煤质差稳燃等异常情况时均需要投油，由于系统无旁路，带油烟气会对吸收塔浆液造成污染，导致脱硫效率低、石膏品质下降、溢流等问题。

根据脱硫系统实际情况，采取以下应对措施取得了良好的效果
5.3.1锅炉启动阶段时采用小油枪点火装置、调整油枪雾化效果，临炉送粉、投汽加热，尽可能缩短启动时间，减少锅炉燃油量。

5.3.2在锅炉开始投粉，即油、煤混燃阶段时即投入电除尘器一电场，以减少进入吸收塔的油量，根据多年运行经验和历次检修期间观察，一电场所沾油污会在运行后受粗颗粒的烟尘高速冲刷而脱落，不影响除尘效果。

5.3.3机组与脱硫装置启动顺序为:电除尘器运行后，即刻启动第一台浆液循环泵，其后启动第一台引风机、送风机等，调整供浆量保证浆液的ｐH值控制在4.8-5.2范围内；同时除雾器冲洗投入“连续冲洗”，保证除雾器清洁。

5.3.4采取以上措施后，从实际运行情况来看，锅炉点火后，油污和粉尘对吸收浆的污染液虽有一定程度的减少，为保持脱硫装置的稳定运行，仍需对FGD浆液进行部分置换。

置换时间根据浆液的取样化验结果而定。

5.4粉尘污染对FGD的影响
在电除尘器电场出现故障时，由于系统没有旁路，会造成脱硫塔入口粉尘浓度高，对浆液造成污染，降低脱硫效率，严重时会使吸收塔石膏浆液中毒；还会造成入口烟道积灰，尤其是干湿交界面。

应采取以下措施：
5.4.1脱硫系统传统上设计有“入口烟尘含量高”开旁路的保护，在脱硫无旁路时,将该保护由跳闸改为发信号，避免停运主机。

5.4.2秦岭发电公司原电除尘器四个通道电场的供电方式是：A段母线供甲、乙列电场，B段母线供丙、丁列电场，为防止母线故障造成烟气贯穿式通过，将供电方式改成了交叉供电，减少了单一通道全停的概率。

5.4.3加强除尘器及气力输灰系统检修维护和运行调整，提高除尘效率，减少进入脱硫系统的烟气含尘量。

由于运行中经常因气力输灰系统故障，无法进行干灰输送，电除尘器灰斗出现高灰位信号，造成除尘器四个电场积灰搭桥短路跳闸，导致吸收浆液中粉尘灰含量增加浆液中毒的现象发生，后来通过浆液置换，PH值提至5.3,后因机组加负荷，PH值又降至4.5,排放超标，连续三天反复出现情况相同，此后维持机组120MW负荷进行浆液置换，一天后将PH值提至5.9,再加负荷至220MW脱硫系统也能正常运行。

为了防止上述现象的发生，在除尘器灰斗上加装了事故放灰装置，解决此类事件的发生。

5.5脱硫系统与主机的配合问题
5.5.1机组启动时的配合
无旁路脱硫系统与主机同步启动，所以能既不影响主机正常启动，也要保证锅炉撤油后烟气达标排放。

5.5.1.1在锅炉点火前首先要进行吸收塔补水，上水提前的时间要根据锅炉计划点火时间决定。

上水过早，需要启动吸收塔搅拌器等设备，浪费电能。

（上水时间一般需要6—10小时），因为开机时浆液肯定要受污染，所以吸收塔液位不宜过高，否则置换量将会加大，一般情况下液位补至具备循环泵启动条件即可。

5.5.1.2脱硫系统启动期间要保证除雾器不间断的冲洗，此时只能启动循环泵进行烟气降温，而不能用事故喷淋，因为开机时间较长，尤其是冷态开机，长时间用事故喷淋水平衡难以控制，加之浆液含油起泡，有虚假液位，
可能会造成吸收塔溢流，甚至倒流入原烟道损坏吸风机。

5.5.1.4锅炉启动投油运阶段吸收塔浆液PH值在7-8，投入煤粉后，PH值会下降，此时根据PH值的变化逐渐开始对吸收塔补充新鲜浆液。

一般控制PH值不低于5.0。

5.5.1.5随着烟温逐渐升高和负荷的增加，要增转浆液循环泵，同时逐渐提吸收塔液位，直至主机启动正常，吸收塔浆液品质合格，停止置换、烟气排放指标合格，启动过程结束。

5.5.2机组运行中的配合
5.5.2.1脱硫设计能适应机组最低稳燃负荷（50%BMCR）和100%BMCR 工况之间的任何负荷。

但在实际运行中发现，吸收塔内化学反应略微滞后，排放参数变化比负荷慢3-5分钟，所以加负荷速度要控制，否则排放会瞬间超标，降低脱硫有效投运率，造成脱硫电量被扣除的经济损失。

5.5.2.2入口含硫量大，超出设计标准，采取措施而烟气排放仍无法合格时，机组此时要降低负荷运行，同时要加强入厂煤硫分的检查监督，加强配煤工作，严格控制入炉煤含硫量。

5.5.2.3烟气流量过大，超出脱硫系统出力时，首先降低机组负荷，同时根据锅炉侧、电除尘和脱硫塔进出口含氧量进行分析，检查系统的漏风情况。

5.5.3机组停运时的配合
5.5.3.1锅炉开始烧粉降负荷时，脱硫塔就要根据烟气排放参数减少甚至停止供浆，同时开始降液位，以利于停炉后脱硫塔降密度和排浆工作的进行。

5.5.3.2，锅炉停炉后要。

维持一台循环泵继续运行，直到FGD入口烟温降至80℃以下时停运，注意防止锅炉引风机挡板打开烟温突升，造成FGD 设备被高温烟气损坏。

5.5.3.3 因为脱硫装置无旁路系统，为保证脱硫系统长周期运行能力，只要机组检修时间允许，脱硫塔就要排浆进行内部检查处理，排浆方式根据检修工期长短决定。

5.6提高脱硫装置可靠性
5.6.1 取消烟气旁路，关键是要提高脱硫系统的可靠性，对脱硫装置主、辅设备的可靠和稳定运行提出了更高的要求。

要做到与主机同等可靠、同步
运行、同步检修。

5.6.2每次停机时间允许，对脱硫塔内滤网、搅拌器、喷嘴、除雾器、热工测点、原烟道积灰，净烟道积浆防腐层等项目进行详细检查并及时处理。

5.6.3秦岭公司脱硫装置投运初期，曾因除雾器结垢堵塞和净烟道积浆严重造成排烟阻力增加，迫使机组停运。

通过运行分析，由于除雾器冲洗水阀门内漏严重，石膏排出泵故障率高，致使吸收塔水平衡难以维持，除雾器的冲洗不能按时进行，而后加强对冲洗水阀门的检查及内漏治理，同时采取在机组低负荷时，保持吸收塔低液位运行（7.8～8.3m），机组高负荷运行时吸收塔维持正常液位运行（8.8～8.5m），合理调整除雾器冲洗时间和控制脱硫塔PH值、密度等参数，经过对上述措施的执行，目前除雾器结垢堵塞问题已基本得到解决。

6.目前无旁路脱硫系统运行中存在的问题
6.1机组投油后对脱硫烟气在线监测装置（CEMS）的污染，包括点火启动初期CEMS装置何时投运。

6.2无旁路烟气脱硫装置事故喷淋动作后，减温后的烟气温度因安装位置受限烟温测点。

6.3石膏浆液密度计的测定方法最好选用差压法进行，防止因密度计失准吸收塔出现假液位，造成溢流。

6.4在吸收塔运行高液位处，安装排污管道和阀门，当机组投油时可开启排污门，排放浆液中的油污。

6.5燃煤硫分超出设计值50%以上时，无旁路脱硫装置处理能力无法满足，必须降低机组负荷运行。

6.6氧化风系统尽量采用管网式布置，矛枪式对循环泵叶轮的汽蚀非常严重。

7.结束语
脱硫无旁路系统和锅炉系统紧密相关，二者相互影响较大。

如果一侧出现故障，需要另一侧密切关注参数变化。

在机组启动和正常运行操作上有着一些特殊的要求。

脱硫无旁路是烟气脱硫技术发展的方向，通过在脱硫调试、运行和维护过程中不断进行探索和总结经验，本文对脱硫无旁路
运行的特有问题和应对措施进行了相关探讨，为脱硫设计、电厂运行维护、提高脱硫设施有效投运率、保证脱硫系统和机组安全稳定运行提供参考。