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。

3取消旁路或旁路挡板铅封后脱硫系统可靠性对串联系统可靠性的影响取消旁路挡板后，锅炉烟道烟风系统将与脱硫烟风系统构成串联系统，锅炉运行参数的变化可能影响到脱硫系统的运行，脱硫系统的运行可靠性也同样制约着锅炉的运行安全性，两者互相关联，无论哪个系统出现故障，都将导致这一串联系统的断裂而无法同时连续稳定运行。

因此，取消旁路挡板后脱硫系统的安全运行对机组安全性将带来直接影响。

在旁路挡板未拆除的情况下，脱硫系统出现异常时，锅炉烟气可以从旁路烟道通过烟囱直接排放，不影响主机的运行。

但如果将旁路挡板取消之后，锅炉和脱硫装置将成为串联运行系统，主机的安全稳定运行对处于这一链条上的吸收塔系统、相关烟道的运行可靠性提出了严格的要求，这一链条上的任一环节退出运行，主机的安全运行都将面临巨大的风险。

3.1吸收系统运行可靠性对串联系统稳定性的影响
浆液循环泵运行稳定性对脱硫效率影响显著，循环泵叶轮的气蚀、磨损、腐蚀是脱硫装置在运行中较为普遍存在的缺陷，因循环泵叶轮发生气蚀、磨损问题导致脱硫装置效率下降、SO2超标排放甚至脱硫装置被迫停运的情况也多有发生。

尽管循环泵厂家提供的叶轮寿命及性能保证大部分均为5年，可在实际应用
中能够达到寿命的非常少，大部分都在两三年内必须更换，严重者使用不到一年就已发生了严重的气蚀、磨损现象。

目前节能降耗得到了各个电厂的高度重视，脱硫系统运行过程中的节能运行模式也得到了有效探索，脱硫系统根据机组的运行负荷有选择性地进行循环泵组合运行，在低负荷工况下或添加脱硫增效剂情况下常常出现保留两台循环泵运行的情况，虽然两台循环泵同时跳闸的可能性和几率非常小，但一旦发生，在无旁路的情况下，必然造成高温烟气直接进入吸收塔，对吸收塔内的构件造成损坏，这种情况在无旁路和旁路挡板铅封的脱硫系统中必须予以考虑。

大多数脱硫工程，都在浆液循环泵入口处设置了滤网。

在运行过程中，这些循环泵入口滤网频繁发生结垢、堵塞现象，一旦形成严重的结垢、堵塞，将会产生以下后果：循环泵出口压力和泵送流量降低，系统液气比降低；喷淋层浆液扩散角偏小、覆盖率不足，雾化效果变差，直接后果是脱硫效率降低；降低循环泵的气蚀余量，严重时造成循环泵叶轮气蚀发生；引起循环泵喘振，造成循环浆液管道、喷淋层管道振动加剧。

3.2浆液喷淋系统运行可靠性的影响
为了保证较高的脱硫效率，吸收塔必须达到200%以上的浆液覆盖率，因而部分由高压喷嘴喷出的浆液不可避免地喷到支撑主梁或塔壁上，对支撑主梁或塔壁产生冲刷。

如喷嘴位置设计不当或浆液浓度过大，也可能加剧对主梁或塔壁的冲刷，严重时可导致主梁的损坏和塔壁的穿孔。

支撑主梁对喷淋层起支撑作用，一旦支撑主梁断裂，喷淋层可能垮塌，导致严重事故，多个兄弟电厂已发生类似故障。

一旦发生此类故障，必须在第一时间对主梁进行加固，检修条件是将脱硫系统停运，排空浆池，而这需要一周左右的时间。

如此一来，在旁路挡板取消的
情况下，发生上述问题时，机组也必须停运相当长时间。

3.3除雾器运行可靠性的影响
通过了解周边电厂湿法脱硫的运行情况，发现除雾器出现的故障率也较高，并且除雾器对其下游结垢和堵塞有着密切的关系。

目前，一些电厂出现的烟囱下“石膏雨”现象也与除雾器有着直接的关系。

湿法脱硫装置在国内广泛实施以来，除雾器本身在运行中的结垢和堵塞问题已经成为常见的运行缺陷，并且由于结垢、堵塞超重、高温烟气进入而发生的除雾器坍塌事故也已有多例，比如唐山热电公司与云冈热电公司今年都曾出现过除雾器坍塌现象。

根据大量的垢样成份分析数据可以看出，垢样中的主要成分是石膏，现场运行实践也进一步证明，烟囱“下石膏雨”这一问题往往发生在未采用GGH的脱硫装置现场。

因此可以推断，除雾器不能有效除去烟气中携带的吸收塔浆液是烟囱“下石膏雨”和GGH结垢的主要原因。

采用GGH的脱硫装置未“下石膏雨”，一是因为烟气温度高，抬升和扩散效果好；二是前面的GGH充当了脱硫装置的第二级高效除雾器，将除雾器无法捕集下来的浆液捕集在通道狭小、高度较高的GGH 换热元件表面，从而消除了“石膏雨”现象，但因此带来了GGH的结垢和堵塞问题。

除高井电厂外，大唐国际的大部分电厂均无GGH，我公司也没有安装。

3.4公用系统运行可靠性对串联系统可靠性的影响
对石灰石石膏法脱硫系统而言，这里的公用系统主要指制浆系统、供浆系统、石膏排出和脱水系统、废水处理系统。

如果封堵（或拆除）旁路挡板，主机运行的同时脱硫吸收塔必须投入运行，如果没有石灰石新鲜浆液的投入，在短时间内，吸收塔pH急剧下降，脱硫效率降低，甚至造成吸收塔防腐损坏。

总之，石灰石制浆系统提升到与主系统（原为
输煤系统）同等重要的位置。

供浆系统、石膏排出系统和系统的出力及运行可靠性都一样会影响到串联系统的可靠性。

所以取消旁路挡板后，必须考虑公用系统有一定的备用，如采用增设浆液备用泵、设置2条供浆管道等措施，以增加吸收塔供浆的可靠性，这点在《中国大唐集团公司脱硫烟气旁路封堵（或拆除）管理指导意见》中有明确说明，但我公司还未进行该项工作。

4取消旁路或旁路挡板铅封后主机运行稳定性对串联系统可靠性的影响一旦取消或封堵旁路挡板，脱硫系统将与锅炉烟风系统成为一个串联系统，在机组运行时，脱硫系统成为锅炉烟风系统的必经之路，因此，必须充分考虑锅炉燃烧或电除尘器运行变化以及锅炉燃煤条件发生骤变时，对脱硫系统产生的不利影响，及时采取适当的措施予以消除这些不利影响带来的脱硫效率下降、吸收塔起泡溢流和石膏脱水困难等问题；反过来，同样应充分考虑因脱硫系统的不稳定运行对主机稳定运行的影响，从而实现主机系统和脱硫系统互不影响，同步安全稳定运行。

4.1对电除尘器运行及原烟气粉尘浓度的影响
国外的锅炉启动运行规定与国内有较大的不同，要求锅炉点火前脱硫系统循环泵必须投入运行，为防止或降低锅炉启停煤油混烧时对吸收塔内浆液的污染，在锅炉启动前电除尘器和干除灰系统必须投入，电除尘器的灰斗加热器、大梁绝缘支柱套管及放电极绝缘室加热提前24h投入。

国内的锅炉运行规程规定，在采用了等离子或微油点火的锅炉冷态启动投油助燃时，电除尘器投入的前提是电除尘器入口烟气的温度必须达到80℃以上，在此之前的投油助燃阶段，为了保护电除尘器阴极线和阳极板的低温腐蚀和沾污，电除尘器禁止投入。

未采用等离子或微油点火的锅炉冷态启动投油助燃时，电除尘器投入的前提是电除尘器入口
烟气的温度必须达到110℃以上，在此之前的投油助燃阶段，为了保护电除尘器阴极线和阳极板的低温腐蚀和沾污，电除尘器禁止投入。

近年来，已有不少电厂为了实现无油或微油点火，采用了等离子或微油点火技术，如大唐国际的盘山电厂。

但据了解，部分采用了等离子或小油枪点火技术的电厂，由于设计或设备原因点火效果不理想，造成燃尽率较低，锅炉启动或低负荷投油稳燃过程时，烟气中的未燃尽油污和碳粒较多。

尽管等离子无油点火技术燃油消耗量小甚至不用燃油，但是本技术对煤质的要求较高，挥发份过低的煤种就不能使用等离子无油点火。

虽然微油点火技术不存在这样的问题，但是微油点火技术的燃油消耗量却与煤种有着密切的关系，煤质挥发份含量越低，燃油消耗量就越大。

因此，建议在锅炉冷态启动阶段尽可能燃用挥发份高的煤种作为启动煤种，不但有利于缩短锅炉的启动过程，也有利于节油，否则，点火困难、消耗大量的燃油的同时给脱硫装置将带来难以处理的一系列问题。

4.2锅炉投油助燃对吸收塔衬胶和吸收塔浆液的影响
在湿法烟气脱硫装置中，吸收塔通常采用碳
钢＋玻璃鳞片衬里或碳钢＋橡胶衬里的结构形式。

众所周知，橡胶通常是不耐油性物质的，锅炉未燃尽的油污会对非极性橡胶产生相互溶解或溶胀作用，使橡胶快速老化、分解和脱落，从而破坏吸收塔橡胶衬里的寿命和使用效果。

因此，在取消旁路或旁路烟道封堵后，锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，未燃尽的油性物质进入脱硫装置吸收塔后，将会对吸收塔内的橡胶类物质产生不利影响。

脱硫装置运行过程中，吸收塔塔壁橡胶衬里开裂、脱落的情况非常多见，脱落的橡胶片常常造成循环泵入口滤网和喷淋层支管的堵塞问题。

同样，未燃尽的油性物质和微小碳粒进入脱硫装置浆液系统后，这些物质属
于有机物质，具有一定的憎水性，可提高液体的表面张力，使吸收塔内易形成不易破裂的起泡从而引起吸收塔起泡溢流问题，同时这些油污和碳粒进入浆液系统后将污染吸收塔浆液，造成浆液品质恶化，使脱硫效率下降的同时石膏脱水效果和石膏品质都下降。

因此，应严格控制锅炉燃烧时进入烟气中的未完全燃烧的油雾或油滴的浓度，控制吸收塔浆液含油量不超过1000mg/L。

已有较多电厂发现在锅炉冷态启动或低负荷投油稳燃阶段过后，吸收塔经常发生起泡、溢流、脱硫效率下降、石膏脱水困难、石膏表面存在黑色油污的情况，溢流管流出的泡沫中含有大量黑色油污。

吸收塔积聚过多的油污和碳粒不但造成石膏脱水困难及石膏品质变差的同时，也给脱硫废水处理带来较大压力，易造成废水的不达标排放，从而带来新的污染。

4.3锅炉排烟温度出现异常对脱硫系统的影响
脱硫装置入口原烟气温度一般在110℃～170℃之间，因各厂炉型、煤种及设备状况不同而各有差异，当烟温过高时有可能对吸收塔喷淋层、除雾器以及吸收塔防腐材料造成破坏性损伤。

如果取消或临时封堵旁路烟道，在锅炉燃烧或空气预热器运行异常情况下烟气超温时，高温烟气无法通过打开旁路烟道以保护吸收塔的设备安全，就必须严格控制吸收塔入口的烟气温度并考虑采用适当的防护措施。

至今，脱硫装置在运行中发生烟气超温对脱硫装置造成严重损坏的事件较少发生，但除雾器因结垢、堵塞加之烟气温度上升降低除雾器的结构强度而发生坍塌的事故已发生不少，因此必须考虑这种极端情况发生时对脱硫装置尤其是吸收塔内设备及材料的保护措施。

4.4取消旁路或旁路封堵后烟气含硫量突变对脱硫系统的影响
国家的环保法规和企业内部脱硫运行规范均要求脱硫装置在日常运行过程中无特殊情况不得开启旁路挡板运行。

但目前国内的电煤供应形势严峻，电厂无法有效控制燃煤含硫量，常常发生锅炉燃煤含硫量远远超出脱硫装置设计含硫量甚至翻番的情况。

在有旁路烟道的情况下，通常可与环保部门沟通，在征得同意后短时间内开启旁路以缓解脱硫系统的压力，保护脱硫装置浆液系统的品质不被破坏，当煤质恢复稳定后再关闭旁路挡板。

一旦取消旁路或临时封堵，锅炉燃用煤种含硫量发生骤升时，因吸收塔的浆池容积一定（有的工程浆池本就偏小）且氧化风机设置及氧化风分布系统已定，当烟气中硫份严重超高时将导致脱硫系统超出力运行、石膏浆液氧化恶化、石膏无法脱水甚至系统无法正常运转的情况。

由于原烟气硫份超高、氧化效果恶化导致石膏浆液中CaSO3·1/2H2O达到固相含量近50%，浆液系统已完全恶化，石膏浆液几乎无法脱水，脱硫系统面临停运的危险。

5取消烟气旁路对脱硫系统的影响和对策
脱硫系统取消旁路烟道正逐渐成为一种趋势，在国内的应用业绩正在逐渐增多，但实际运行过程中锅炉运行条件的变化难以控制，易对脱硫系统产生严重影响；脱硫系统因系统配置、设备可靠性及运行条件变化等因素易对主机系统产生严重影响，最终造成主机及脱硫系统综合投运率的下降。

截止目前，取消旁路或旁路封堵后，运行过程中仍缺乏非常成熟和完善的运行经验和应对方案，一旦取消或临时封堵旁路烟道，则脱硫装置与主机将成为一个串联系统而必须同步启停。

因此，必须充分考虑无旁运行时的特殊性，提出有针对性的应对策略，以提高无旁路锅炉及脱硫系统的运行可靠性。

5.1机组及脱硫系统设计阶段的应对措施
对新建机组同步建设脱硫装置而言，从设计阶段应充分考虑取消旁路对机组和脱硫系统的要求，采取充分的应对措施以减小因脱硫系统与机组串联运行对机组和脱硫系统综合可靠性所产生的不利
影响。

在取消旁路烟道的情况下，脱硫系统的设备质量和材料性能等级均应比有旁路系统有所提高，关键设备和系统的设计裕量和备用率均应适当提高（如增压风机出力、吸收塔液气比、循环泵出力、浆液制备供应系统和石膏脱水系统出力、氧化风机出力及其管网配置等参数）对重要的测量仪表和信号（如控制、保护和连锁等信号）考虑充分的冗余配置；尽可能简化系统流程以减少系统故障点。

考虑采取等离子或微油点火措施降低锅炉启动阶段的投油助燃或低负荷投油稳燃阶段的燃油消耗量，并确保等离子或小油枪的运行效果；在尾部烟道和烟囱适当防腐的情况下可考虑取消GGH、增压风机与引风机的合并设置；在无旁路条件下，脱硫系统增压风机或引风机对锅炉运行压力的扰动较为敏感，因此，锅炉防爆压力也应予以精心考虑和
设计。

5.2电除尘器运行的应对措施
为了有效减轻锅炉启停、投运助燃和低负荷稳燃阶段烟气中未燃尽油污和碳粒对脱硫吸收塔浆液系统的污染，建议在锅炉点火启动前尤其是冷态启动前电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热提前24小时投入，确保电除尘器和干除灰系统投入运行且吸收塔循环泵启动投入后再点火起炉。

在锅炉点火启动阶段，不论投入等离子点火措施还是小油枪微油点火措施，此阶段内均有部分未燃尽油污和碳粒随烟气经过电除尘器，为了防止这些易燃物
质在电除尘器内部发生二次燃烧，应适当控制电除尘器各电场的二次电压在起晕电压和闪络电压之间，并适当限制二次电流值。

运行过程中密切监测电除尘器出口的烟尘浓度，必要时可考虑实施电袋除尘器或布袋除尘器改造以进一步提高除尘效率。

5.3吸收塔入口烟气超温的应对措施
为了保护吸收塔内部构件、衬胶或鳞片衬里、除雾器以及可能采用的玻璃钢烟道的安全，脱硫系统均应对吸收塔入口烟气超温充分考虑，在取消或封堵旁路烟道的情况下，脱硫系统应设置事故喷淋减温装置并在日常运行过程中加强维护，在发生诸如锅炉空预器停运或吸收塔浆液循环泵全部停运，造成吸收塔入口烟温超过吸收塔内部材料或构件的耐温极限等极端情况发生时，以确保事故喷淋减温装置能够可靠投入。

我公司还未进行该项工作，预计在明年大修期间进行该项工作。

各个脱硫系统因设计规范不同，吸收塔内部所采用的防腐材料也有所不同，因此，吸收塔入口烟温极限也不同，如普通玻璃钢烟道的最高抗温极限为68℃。

因此，在脱硫装置的运行期间，应密切监测脱硫系统的主要运行参数及吸收塔出、入口温度的变化。

在锅炉停炉阶段，也应密切监测吸收塔的出、入口温度，待进入吸收塔进、出口烟温降至耐温极限以下并确保安全时方可停运所有循环泵，一旦发生吸收塔进、出口烟温超过耐温极限的情况，则应及时启动循环泵予以减温。

5.4吸收塔浆液系统的应对措施
在有旁路的脱硫系统，只有当脱硫系统发生故障、烟尘含尘量过高或锅炉投油1小时以上等情况发生时才运行开启旁路挡板。

而在取消或封堵旁路的情况下，这一问题难以避免，脱硫系统必须全部接收来自锅炉烟气中所含的所有污染
物。

因此，在锅炉点火启动阶段、低负荷投油助燃阶段或煤种含硫量骤升阶段，密切监视脱硫系统运行参数，加大对吸收塔浆液品质的化验分析，一旦出现吸收塔大量溢流起泡、pH值无法有效提升和稳定、浆液品质恶化、石膏脱水困难等状况，可采取置换浆液的方式消除影响。

通过将吸收塔浆液排至事故浆液箱后往吸收塔注入新鲜浆液的方式稀释油污和碳粒对浆液的影响，在锅炉燃烧稳定、煤种含硫量降至装置处理极限以内后，再逐渐将事故浆液箱的浆液补充进入吸收塔直至稳定运行。

在大量投油且燃尽率差的情况下，吸收塔浆液品质可能急剧恶化，通过事故浆液箱排放无法有效解决时，则应考虑吸收塔浆液的临时外排措施，如增设通往灰场的排放管道和泵站。

5.5吸收塔除雾器的应对措施
取消或封堵旁路烟道后，锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃时，未燃尽油污随烟气进入吸收塔，在除雾器叶片上形成粘附一直是众多电厂运行人员关切的问题，一旦油污在除雾器叶片上持续粘附则会加剧除雾器的结垢和堵塞，导致除雾器除雾效率下降，继而引起GGH结垢和堵塞的加剧、尾部烟道大量带水、烟囱凝结量加大等，严重时可能引起烟囱“下石膏雨”问题。

建议在锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，脱硫装置在置换浆液的同时加大除雾器冲洗频率和冲洗水量，在保证系统水平衡的前提下尽可能减轻对除雾器的沾污。

5.6锅炉运行的应对措施
脱硫装置的运行基础是锅炉烟气，包括烟气流量、温度、烟尘和SO2浓度等参数，为了保证主机和脱硫系统的串联运行稳定性，在取消或封堵旁路烟道的情况下将对脱硫系统的影响降至最低，电厂必须严格控制来煤的品质，尤其燃煤
灰分和硫份这两个指标对脱硫系统影响最为显著的参数力求稳定并处于合理的范围之内，并保证锅炉燃烧的稳定性，控制空预器漏风，确保烟气参数不严重偏离设计条件。

在技术可行的前提下，可考虑当前更为先进成熟的等离子点火或小油枪微油点火技术实施技术改造，在保证锅炉点火顺利的同时达到节油和保护脱硫装置稳定运行的目的。

5.7脱硫系统运行条件的应对措施
严格监控脱硫系统的运行条件，加强对吸收剂、工艺水和蒸汽等品质的监控，提高在线仪表的可靠性和稳定性，加强脱硫系统的化学监督工作并制定为制度的形式，定期定时对脱硫系统各介质的化学分析，在锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，密切关注和分析吸收塔浆液的含油量，为浆液置换、除雾器喷淋冲洗提供科学的参考
依据。

5.8加强脱硫系统的检修、维护和管理水平
在合理设计和设备可靠的前提下，必须同时加强脱硫系统的检修和维护水平，包括运行人员的操作和管理水平，才能有效提高脱硫装置的可靠性和与主机系统的跟随性。

脱硫系统的运行人员必须掌握和熟悉整个脱硫工艺系统及各个设备的性能，对设备和参数出现的异常情况能够做出及时准确的判断并处理得当。

在日常的运行实践中，应加强脱硫系统和设备的检修维护和管理水平，并形成严格的管理制度，充分重视脱硫系统的各个缺陷和故障点，发现问题必须及时分析和处理，避免形成隐患，必要时将脱硫系统关键设备包括烟囱纳入主设备的维护和管理范畴。

重点关注管道容器系统和旋转元件的冲刷磨损和腐蚀问题、GGH 和除雾器的结垢堵塞问题以及尾部烟道和烟囱的腐蚀渗漏。