脱硫装置取消烟气旁路改造的解决方案

脱硫装置取消烟气旁路改造的解决方案
为保证机组运行的安全可靠性，国内已投运或在建的湿法脱硫装置一般都设有100%旁路烟道。

在机组启停、脱硫装置故障停运或临时检修时，烟气可以通过旁路烟道直接排入烟囱，保证机组安全稳定运行。

近年来，随着脱硫技术的发展和脱硫装置的可利用率不断提高，到
目前已完全达到不低于主机的可靠率。

在这样的背景下,脱硫装置取消烟气旁路是完全可行的。

为严格保证火力发电厂烟气污染物达标排放，国家环境保护部于2008年1月17日发布
了HJ/T 179—2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》的修改方案，将5.3.2.5修改为：“新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施，不宜设置烟气
旁路”。

所以，随着国家环保标准的日益严格，火电厂烟气脱硫装置取消烟气旁路或无烟气
旁路设计成为大势所趋。

因此，脱硫装置的可靠性必须提高至主机水平以适应机组的安全可
靠运行。

1 平海电厂烟气脱硫装置
为了分析脱硫装置取消烟气旁路后对脱硫装置现有的系统设备运行存在哪些影响因素，
下面对平海电厂脱硫装置烟气系统进行简单介绍：
广东平海发电厂有限公司一期工程为2×1000MW超超临界压力燃煤发电组，脱硫装置为
石灰石―石膏就地强制氧化湿法烟气脱硫工艺。

从锅炉引风机后的主烟道引出的烟气，通过
并列布置的两台动叶可调轴流式增压风机升压后进入吸收塔反应区，在吸收塔内脱硫净化，
经除雾器除去细小液滴后，再进入净烟气烟道。

烟气系统中设置增压风机进、出口挡板门和吸收塔出口净烟气挡板门、旁路挡板门。

当
机组启动、脱硫装置故障停运或临时检修时, 开启旁路挡板门，关闭增压风机进、出口挡板
门和净烟气挡板门，烟气由旁路烟道直接进入烟囱排放, 不进入吸收塔, 保护脱硫装置。

2 取消烟气旁路对设备的安全影响
取消烟气旁路的特点是在机组运行时，脱硫系统将不可避免成为锅炉烟风系统的必经之路。

所以，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等情况对
脱硫系统产生的不利影响;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。

最终的目的是实现主机系统和脱硫系统互不影响，同步安全稳定运行。

概括起来的
因素是锅炉故障和脱硫装置本身故障两个方面，这两种故障均对脱硫装置及锅炉的安全可靠
运行造成威胁。

2.1 锅炉故障及其影响
(1)脱硫装置入口原烟气温度一般在120℃-150℃左右，因各厂炉型、煤种及设备状况不同而各有差异。

当锅炉尾部烟道二次燃烧或空预器故障等异常运行时，机组排烟温度快速升
高至160℃以上，烟温过高时将对吸收塔喷淋层、除雾器以及吸收塔防腐材料造成破坏性损
伤。

因此,必须采取严格可靠的措施控制脱硫系统入口烟温，给机组事故处理争取时间，同时为保障吸收塔内部件的安全。

(2)烟尘对脱硫吸收塔浆液系统的污染影响很大，甚至导致吸收塔浆液无法反应，最终导致脱硫装置被迫停运，因此电除尘的安全稳定运行尤为重要。

目前各电厂基本设计每台电除尘整流变电源取至一段母线电源，如果该段母线电源故障跳闸，会导致相应侧的电除尘整流变全部退出，大量的烟尘进入吸收塔，机组将被迫停运。

因此电除尘整流变的电源可靠性非常重要。

2.2 脱硫装置本身故障及其影响
脱硫装置本身故障将会影响锅炉的安全运行，甚至导致机组的停运，这些故障主要包括以下几个方面：
(1)吸收塔浆液循环泵故障全停将会导致进入吸收塔的烟气温度超过防腐内衬所能承受
的最高值，使脱硫装置被迫停运，同时机组被迫停运。

(2)石灰石浆液供给系统故障将会导致吸收塔内浆液pH值极低，从而使吸收塔处于强酸腐蚀的环境中，对吸收塔及有关设备运行极为不利，必须使机组降负荷运行或停运。

(3)脱硫6KV母线电源故障将导致增压风机、浆液循环泵、脱硫变压器等设备停电，造成机组停运。

因此必须采取措施保证脱硫6KV母线及大容量设备供电的安全可靠性。

3 取消烟气旁路的可靠性分析
平海电厂烟气脱硫装置原来是按照有烟气旁路进行设计和实施的，且吸收塔采用丁基橡胶内衬，塔内喷淋层和除雾器分别采用FRP材料和PP材料制作，均为低温应用材料。

因此，取消烟气旁路后应对现有工艺系统、电气系统和控制系统进行可靠性分析以确定系统可靠性程度。

3.1 取消烟气旁路后工艺系统可靠性分析
原设计中石灰石供浆系统设置1个石灰石浆液箱存储供两台机组所需石灰石浆液，且通过各自设置的石灰石浆液泵分别向两台机组供浆。

在供浆系统只设置1个石灰石浆液箱的情况下，若石灰石浆液箱搅拌器故障等问题将直接影响两台机组脱硫系统石灰石浆液的供应，对脱硫装置的安全可靠运行造成影响。

所以需要对石灰石浆液供浆系统进行改造，防止设备故障对供浆造成影响。

3.2 取消烟气旁路后电气系统可靠性分析
原设计中每台机组的脱硫装置采用6kV单母线不分段接线方式，每台机组分别提供两路6kV电源，一路电源取自本机组厂用6kV A段，另一路备用电源取自启备变，两路电源一路工作，另一路备用，采用备用电源自投装置实现自动切换。

脱硫取消旁路烟道后，增压风机、浆液循环泵将变为与主机引风机同等重要的I类负荷。

但现有备用电源自投装置模式下，6KV 脱硫段一路失电情况下将导致增压风机或循环泵同时失电而引起机组停运。

所以必须对现有的备用电源自投装置进行完善改造。

另外，原设计中设置电除尘A、B、C段电源，其中电除尘A段电源带A侧电除尘的全部整流变，电除尘B段电源带B侧电除尘的全部整流变，电除尘C段作为备有母线电源。

但是在实际运行中如果其中的一段母线电源跳闸，相应侧的电除尘整流变退出，大量的烟尘进入吸收塔导致脱硫装置被迫停运。

所以必须对电除尘段的电源进行改造，提高安全可靠性。

4 取消烟气旁路的改造技术方案
通过取消烟气旁路的设备安全影响分析，以及对工艺系统、电气系统的可靠性分析，从工艺系统、电气系统、控制系统及逻辑优化等方面，制定安全可靠的改造技术方案。

4.1 工艺系统技术改造
(1)烟气旁路改造。

在旁路烟道上增加两道堵板，堵板之间烟道拆除，使旁路烟道明显断开，新增的堵板烟气侧进行防腐。

原旁路挡板关闭，拆除旁路档板执行机构，并将相应的旁路挡板密封风管道封堵。

(2)净烟气挡板改造。

打开净烟气挡板，拆卸挡板执行机构而保留挡板百叶，机械锁定，形成烟气通道。

并将相应的净烟气挡板密封风管道封堵。

(3)增加烟气事故冷却水系统。

为了避免温度过高的烟气进入脱硫装置对吸收塔喷淋层、除雾器以及吸收塔防腐材料造成破坏性损伤，在吸收塔入口设计1套烟气事故冷却水系统。

根据现场和工期紧迫的情况，该系统未设计事故冷却水泵和高位水箱系统，而是将消防水作为水源，与全厂消防水系统母管连接，系统的可靠性为100%。

系统由管道、阀门及喷嘴组成。

事故喷淋系统喷嘴及管路的布置覆盖吸收塔入口烟道的整个截面，确保喷淋减温的均匀性。

同时考虑在正常运行时喷嘴的吹扫、防堵措施，因此设计一路压缩空气定期吹扫喷嘴。

喷淋管
(4)增加石灰石浆液箱。

为提高石灰石供浆系统的可靠性，防止石灰石浆液箱搅拌器故障等风险，增加一个110m3容积的备用石灰石浆液箱，能满足两台炉100%负荷下1小时的石灰石浆液耗量。

系统连接上将两台机组的石灰石供浆泵分别连接在两个石灰石浆液箱上实现互为备用，同时增加石灰石旋流站至新增石灰石浆液箱、石灰石供浆回流管路至新增石灰石浆液箱的管道及阀门。

另外，为了提高供浆系统的可靠性，防止供浆管道磨损漏浆等原因影响正常供浆，在1、2号脱硫供浆管道之间增加联络管道。

使两台机组供浆管路在紧急情况下互为备用。

4.2 电气系统的优化改造
(1)脱硫6KV母线电源改造。

原设计的备用电源自投装置切换时间一般需2-5秒，不满足改造后的供电可靠性要求。

因此，将目前脱硫6KV段双路电源切换采用的备自投方式更换为无扰切换的厂用电快切装置，保证脱硫6KV工作电源跳闸情况下备用电源能够快速投入。

同时将增压风机、上两层吸收塔浆液循环泵定为一类设备，其他6KV设备为二类设备。

设置一
类设备的低电压保护定值为4S，二类设备的低电压保护定值为0.5S。

这样，在脱硫6KV段工作电源失去时，备用电源自动投入确保两台增压风机和上层的两台浆液循环泵不跳闸，以保障脱硫系统的正常运行，从而保证主机的运行安全。

(2)1、2号机组脱硫380V保安段增加双电源切换装置。

脱硫保安段设置脱硫380VPC段及机组保安段双路电源供电，两者之间由继电器实现自动切换。

而增压风机油站电源由脱硫保安段供电，当脱硫保安段进线电源故障出现切换时，仍存在母线瞬时掉电造成增压风机油站停运最后两台增压风机全停的风险。

故增加双电源切换装置，提高安全可靠性。

(3)电除尘电源优化改造。

为提高电除尘电源的可靠性，在电除尘段加装备用电源自投装置。

如果某一电除尘段工作电源故障，备自投装置动作使除尘备用段电源自动投入，监盘人员监视到母线备用段开关合闸正常后，在远方迅速恢复因电除尘段失电而跳闸电除尘整流变，尽可能降低进入吸收塔的烟尘量以确保脱硫系统的安全运行。

4.3 逻辑的优化完善
(1)增加脱硫MFT锅炉信号
取消烟气旁路后，烟气温度关系到原烟道及吸收塔内防腐衬胶的安全，以及考虑脱硫烟道最大承受压力因素。

因此对FGD入口压力、吸收塔入口烟气温度的有关保护就变得突出。

当温度过高时启动事故喷淋系统以降低进入吸收塔的烟气温度。

当FGD入口烟温超温、出口净烟气温度超温、引风机出口烟温超温、所有吸收塔浆液循环泵均故障停运、FGD入口压力高于本段烟道最大承受压力以及2台增压风机都跳闸时，都需要及时发出锅炉MFT信号。

(2)增加锅炉启动顺控允许条件
取消烟气旁路设计后，FGD装置的启动顺序与有旁路时发生了巨大的改变。

为了保证锅炉启动过程中高温烟气不会对吸收塔衬胶造成损坏，脱硫吸收塔浆液循环系统必须先启动至少1台浆液循环泵。

另外，锅炉启动吹灰和点火期间烟气中会有大量的煤灰、烟尘和未烧尽的燃油，这些煤灰和烟尘进入吸收塔内后会污染浆液严重影响脱硫效果，以及油污进入吸收塔污染浆液及加速橡胶衬里老化。

因此要求在锅炉启动前应首先启动静电除尘装置。

由于增压风机与机组风烟道连接一体，故启动时考虑风组通道建立逻辑;增压风机全停后触发信号使脱硫烟风系统通道保持畅通。

(3)烟气事故冷却水系统逻辑
为保证新增烟气事故冷却水系统实际运用中起到关键保护作用，必须完善相应控制逻辑：事故喷淋系统增加原烟气温度高(≥150℃,I级报警)、净烟气温度高(≥65℃,I级报警)、消防水喷淋压力低(≤0.5MPa,III级报警)、仅1台吸收塔浆液循环泵运行且负荷≥100MW(II级)等报警功能。

事故消防水喷淋门联锁开条件确定为原烟气温度高(160℃ )或所有浆液循环泵未启且原烟气温度≥80℃;事故消防水喷淋门联锁关条件确定为至少1台浆液循环泵运行，原
烟气温度≤150℃或循环泵全停时，原烟气温度≤60℃。

压缩空气吹扫门控制实现定期吹扫，吹扫频率为每30分钟吹扫1分钟。

当事故消防水喷淋门打开时联锁关闭压缩空气吹扫门。

5 取消烟气旁路的试验与运行
5.1 试验
根据取消烟气旁路后的可靠性分析及技术方案改造后，为初步检查相关改造效果是否满足生产要求，在脱硫系统启动前及运行过程中对相关系统设备进行试验：
(1)脱硫6KV母线备自投装置试验：将一类设备实际投入运行，然后在上位机对进线电源及备用电源开关进行分闸操作，检验备自投装置切换情况，同时检验一类设备是否保持正常运行。

(2)1、2号机组脱硫380V保安段电源切换试验：投运增压风机油站及相关设备，然后对进线电源进行切换，检验电源切换是否正常，增压风机油站是否继续保持正常运行。

(3)电除尘备自投装置试验：检查电除尘母线备用进线电源开关在热备用状态，备自投装置投入，分别将电除尘母线进线电源开关分闸，检验备用进线电源开关是否合闸正常，检验备自投试验动作正常。

(4)烟气事故冷却水系统试验：根据新增的烟气事故冷却水系统及相关测点，进行逻辑保护传动试验，检查逻辑、测点及系统是否正常。

5.2 启动与运行
取消烟气旁路后，脱硫烟气系统成了锅炉烟风系统的一部分, 脱硫系统必须与机组同步启停, 与设有旁路的脱硫装置在启停操作上有很大的区别。

既要保证主机顺利启动, 又要充分考虑到脱硫系统设备的安全, 尽可能避免烟尘污染吸收塔浆液品质。

因此在操作上注意以下原则：
(1)为避免进入FGD装置的烟气含尘浓度过高及燃油未燃尽物含量过高，在锅炉启动前，投入静电除尘器三、四电场整流变运行。

(2)至少启动一台浆液循环泵正常运行后，方可启动增压风机、锅炉引送风机。

(3)机组投入制粉系统点火后，注意FGD入口烟尘浓度，控制入口烟尘浓度不超过
50mg/Nm3。

同时注意FGD入口烟温达到100℃后，增加启动一台浆液循环泵，控制吸收塔出口烟温不高于55℃。

(4)机组并网升负荷过程中，根据运行情况投入静电除尘器一、二电场整流变，控制FGD 入口烟尘不高于50mg/Nm3;同时根据脱硫效率和吸收塔出口烟温，适时投运其他浆液循环泵。

(5)在锅炉点火启动阶段、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，对比氯离子和盐酸不溶物等分析结果，观察吸收塔PH值反应变化情况等，一旦出现吸收塔溢流起泡、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，可采取置换吸收塔浆液的方式进行处理。

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，在锅炉燃烧稳定以后，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。

6 结语
新建机组脱硫装置取消烟气旁路已成为目前国家环保部门的强制要求，已投产机组取消烟气旁路是火电厂烟气脱硫行业发展的必然趋势。

脱硫装置取消旁路烟道后的关键点是如何保证锅炉排放烟气参数的稳定性、脱硫装置运行的可靠性和脱硫系统运行的可控性。

本文研究的取消烟气旁路的技术应用，从多方面采用技术措施，如增加烟气事故冷却水系统、增加备用石灰石浆液箱及两台脱硫装置供浆管道之间增加联络管道、优化相关6KV及380V电气系统等，确保技改方案的安全可靠。

因此，取消烟气旁路课题只要针对现有系统或设备运行控制的可靠性和设备安全性分析，采取必要的技术措施，可以使脱硫装置完全达到机组长期、安全、稳定、经济运行要求。