湿法脱硫系统取消旁路烟道可行性分

FGD 旁路烟道技术方案研究： （1）取消旁路应同时取消 GGH； （2）取消增压风机，与锅炉引风机合并； （3）烟气吸收系统中，考虑在吸收塔入口应设置分级烟气喷雾降温/洗涤系统，并以事
故保安电源供电； （4）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）；
5 有无旁路烟道脱硫装置对比分析
图 1、图 2 为有旁路与无旁路烟气脱硫装置工艺流程图。图 1 中锅炉引风机来的原烟气 经脱硫装置入口挡板门后、由增压风机增压进入吸收塔。在吸收塔内，含硫烟气与喷淋的石 灰石浆液接触，吸收烟气中的 SO2，脱硫后的净烟气经脱硫装置出口挡板门排入烟囱，进入 大气。石灰石浆液吸收烟气中的 SO2，并经氧化生成石膏。
对比图 1、图 2 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 常规有旁路烟道的湿法烟气脱硫工艺流程图
图 2 取消旁路烟道的湿法烟气脱硫工艺流程图
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；
Abstract: In order to solve the problem of low availability of the flue gas desulfurization (FGD) plant installed at the coal-fired power plant, and to perform effective control of SO2 emission, this article focuses on the comparison and analysis of the common failures of the wet FGD plant with/without bypass, taking into consideration of the role of bypass duct and the status quo of the existing FGD plant, and taking a 2×600MW units FGD plant with no bypass as an example. This article also elaborates the possibility of its economical efficiency.
（5）公辅系统应考虑一运一备或二运一备模式设计； （6）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； （7）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； （8）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。
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]。
3 国外旁路烟道设置情况
3.1 德国
德国联邦污染控制法（BImSCHV）第 13 号条例最新版本实施以来，2004 年前，仅允
%
1.74 锅炉设计煤种，脱硫装置设计计算工况
7 石灰石粉耗量
t/h
40.5
8 脱硫装置耗电量 MWh/h
14.050
该电耗包括引风机每小时增加电耗 4050kWh。
9
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。
国家环保部最近两次环保监察数据显示：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； （2）电厂运行人员水平不高，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。
2 设置旁路烟道的作用
在机组正常运行时，由锅炉引风机来的原烟气，经过增压风机增压后进入 GGH，通过 GGH 换热降温后进入吸收塔，处理后的净烟气从吸收塔顶部出口排出，再经 GGH 加热升 温后排放烟囱。
当锅炉启动、进入 FGD 的烟气超温或 FGD 装置故障停运时，关闭吸收塔入口挡板，开 启旁路挡板，原烟气由烟气旁路直接进入烟囱排放，不进入吸收塔，保护脱硫装置。
许脱硫装置连续使用旁路运行最多 72 小时，每年最多 240 小时。2004 年后，仅允许脱硫装 置连续使用旁路运行最多 24 小时，每年最多 120 小时。1993 年后投入运行的所有脱硫装置 硬煤和褐煤机组都未设旁路。总体上，德国投运的无旁路脱硫装置共有 18 台机组，发电容 量约为 13500MW，约占总装机容量的 27%。随着环保要求的日益提高和脱硫装置可靠性不 断提高，目前正在规划和建设中的所有 18 个脱硫装置也未设旁路，单套装置机组容量达到 1100MW。主要通过简化工艺流程，提高设备性能，使其脱硫装置可用率提高到 99%左右。
湿法脱硫装置取消旁路烟道可行性研究
唐小健 1, 徐扬 2, 李紫龙 1 (1、中电投远达环保工程有限公司, 重庆 400060; 2、中国电力投资集团公司, 北京 100140) 摘要：目前火电厂烟气脱硫（FGD）设施存在着投运率低、运行不稳定等问题，不能从根本上实现 SO2 有效控制。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；FGD
Keywords: cancel bypass; stability; FGD
1 引言
近几年，随着国家经济的快速发展和电力需求的持续增长，新的火电机组大量建设投产， 这些电厂大都按照国家环保要求同步建设了脱硫装置[1]。据中国电力企业联合会统计，2008 年底，我国火电厂烟气脱硫装机容量超过 3.79 亿千瓦，约占煤电装机总容量的 66%。但总 体来说，这些脱硫装置的投运率并不理想。为进一步改善我国生态环境，确保 FGD 装置的 投运率和脱硫率，取消旁路烟道已成为近期脱硫领域的热点问题，包括新（扩）建燃煤机组 不设烟气旁路烟道、现有已安装或在建脱硫设施拆除烟气旁路烟道的可行性。本文从旁路挡 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，并以某 2×600MW 机组分析 了取消旁路烟道的技术经济性。
5
制浆系统
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。
3.2 日本、美国
根据发改委委托电力规划设计总院所做取消旁路烟道的研究报告显示，日本没有设置旁 路的要求，机组有全容量旁路、部分容量旁路，由于日本对环保要求和抽查严格，现阶段也 有机组不设旁路；美国国家环保标准对设置烟道旁路没有具体要求。但随着《清洁大气法》 颁布严厉的处罚措施以后，新建电厂也开始不设旁路。
4 国内旁路烟道设置情况
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。
表 2 有无旁路烟道湿法脱硫装置造价对比
序号
项目
无旁路
有旁路
造价(万元) 造价(万元)
(无旁路-有旁 路)
差价(万元)
1
烟道及旁路挡板门
523.8
1038.7
-514.9
2
防磨防腐材料等级提高
增加 534.8
534.8
3
吸收系统
3715.6
3367.9
347.7
4
降温/洗涤系统
增加 125.1
125.1
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。
6 2×600MW机组脱硫装置取消旁路烟道技术经济性分析
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
常规有旁路烟道的脱硫烟气系统、吸收塔系统的主要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，从而影响锅炉机组的安全性。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。
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
序号
Байду номын сангаас
指标名称
单位
参数
备注
1
机组容量
MW
2×600
2 机组年利用小时数 小时
3
烟气量
Nm3/h
5000 221×104
4 脱硫岛厂用电率
%
1.17
5
煤含硫量
%
2.5
脱硫装置最大出力工况设计煤种
6 运行煤含硫量