孫琦明，滕召剛

(浙江藍(lán)天求是環(huán)保集團(tuán)有限公司，杭州 310012)

無煙氣旁路脫硫系統(tǒng)在鍋爐投油運行時的措施

孫琦明，滕召剛

(浙江藍(lán)天求是環(huán)保集團(tuán)有限公司，杭州 310012)

無煙氣旁路的脫硫裝置與鍋爐串聯(lián)為一體，成為鍋爐煙風(fēng)道的一部分，是煙氣排放的唯一通道，脫硫裝置的高投運率是確保鍋爐主機安全穩(wěn)定運行的關(guān)鍵。本文分析了鍋爐啟動及低負(fù)荷穩(wěn)燃運行時鍋爐投油對脫硫裝置的影響因素，從設(shè)計和運行的角度，提出了相應(yīng)的解決措施。

脫硫裝置;無煙氣旁路;鍋爐投油;措施

引言

截至2008年底，我國已投運煙氣脫硫裝置的裝機容量達(dá)3.97億kW，全國火電廠已投運煙氣脫硫的機組容量占全國燃煤機組容量的66%，其中80%以上采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。隨著脫硫行業(yè)競爭的不斷加劇，脫硫總包價已從7、8年前的1200元/kW，降到150元/kW左右，相關(guān)總包公司為降低投資成本，確保微利經(jīng)營，往往會選用一些價格較低，質(zhì)量不能保證的設(shè)備、材料來建造脫硫裝置，這大大降低了脫硫裝置的投運率。而有些業(yè)主為降低發(fā)電成本，即使配備了脫硫裝置，也會讓煙氣直接從旁路排放，使得脫硫裝置沒有起到真正的減排作用。隨著國家和地方省市一系列節(jié)能減排政策的出臺，如何在取消旁路煙道的情況下，確保脫硫裝置的正常運行、實現(xiàn)與主機同步運行已越來越受到關(guān)注和重視。本文以河北某電廠2×600MW機組煙氣脫硫項目為研究對象，針對無煙氣旁路的脫硫系統(tǒng)，提出了鍋爐投油時，脫硫裝置在設(shè)計和運行上所采取的措施及對策，并從設(shè)計和運行角度對無煙氣旁路的脫硫裝置投油運行提出了建議。

1 項目設(shè)計概況

1.1 項目概述

河北某電廠2×600MW機組煙氣脫硫項目是與主機同步建設(shè)的工程，采用石灰石-石膏法、全煙氣脫硫，一爐一塔，脫硫效率不低于95%，脫硫裝置的可利用率不低于98%，不設(shè)置煙氣旁路，無GGH，引風(fēng)機和增壓風(fēng)機合用，脫硫系統(tǒng)滿足鍋爐從啟動至110%BMCR工況的負(fù)荷。

1.2 煙氣系統(tǒng)設(shè)置

從鍋爐出來的煙氣經(jīng)電除塵器除塵，再經(jīng)引風(fēng)機升壓后直接進(jìn)入吸收塔內(nèi)，原煙氣在吸收塔內(nèi)與噴淋層噴射的漿液逆向接觸，煙氣中的SO2等酸性污染物被洗滌吸收，經(jīng)除霧器除去液滴后的凈煙氣直接排至煙囪（見圖1）。

該項目不設(shè)置旁路煙道，脫硫增壓風(fēng)機與鍋爐引風(fēng)機合用，所以脫硫煙氣系統(tǒng)無原煙氣、凈煙氣及旁路擋板門，以及密封風(fēng)機、加熱器等附屬設(shè)備。脫硫系統(tǒng)相當(dāng)于鍋爐煙風(fēng)系統(tǒng)的一部分。

在引風(fēng)機與吸收塔入口之間的煙道上設(shè)置兩級事故降溫水系統(tǒng)，確保在FGD入口煙氣超溫、循環(huán)泵故障停運時吸收塔塔內(nèi)件的安全。

圖1 煙氣系統(tǒng)流程

2 鍋爐投油對脫硫系統(tǒng)的影響

2.1 鍋爐投油啟動過程

鍋爐的點火啟動流程(見圖2)一般是，首先鍋爐投油啟動，待鍋爐穩(wěn)定負(fù)荷后，改變?nèi)剂?，進(jìn)入煤、油混燃階段，之后逐步增大燃煤的加入量，同時減少投油量，待鍋爐穩(wěn)定后，進(jìn)入燃煤階段，并逐步提升機組負(fù)荷，進(jìn)入正常運行階段。

當(dāng)鍋爐降負(fù)荷時，為維持鍋爐的穩(wěn)定、正常運行，通常亦會采取投油助燃的方式，維持鍋爐的穩(wěn)定燃燒。

圖2 鍋爐點火啟動流程

2.2 對脫硫系統(tǒng)的影響及危害

鍋爐在啟動及運行中需投油助燃，其未燃盡的成分會隨鍋爐煙氣進(jìn)入FGD的吸收塔，在與漿液接觸洗滌的過程中，煙氣中的油污被洗滌到吸收塔漿液中，使得吸收塔漿液中的有機物含量增加，由此，會造成以下不利影響：

（1）漿液中油污的增加，油污在吸收塔循環(huán)泵、漿液噴淋裝置、攪拌器及鼓入的氧化空氣的共同擾動作用下，容易形成泡沫。由于吸收塔液位的測量一般是采用安裝在吸收塔底部的壓差式液位計，在DCS上顯示的液位是根據(jù)測得的差壓與吸收塔內(nèi)漿液密度計算所得來的值，而吸收塔內(nèi)真實液位則會由于氣泡或泡沫的原因而遠(yuǎn)高于顯示液位，從而導(dǎo)致吸收塔間歇性溢流。當(dāng)吸收塔漿液起泡溢流嚴(yán)重時，如果DCS上無法及時監(jiān)測并采取有效措施就會導(dǎo)致事故發(fā)生。正常情況下，吸收塔漿液溢流后通過吸收塔溢流管進(jìn)入吸收塔區(qū)排水坑，再經(jīng)由地坑泵打回吸收塔重復(fù)使用，不會帶來其它影響。但是，當(dāng)吸收塔漿液溢流量較大時，漿液不能通過溢流管及時排放，就會從吸收塔入口煙道流向原煙氣煙道中，從而引發(fā)各種事故或影響正常運行，主要危害歸納如下：

1）溢流漿液進(jìn)入煙道中，漿液中的硫酸鹽和亞硫酸鹽隨漿液滲入到防腐內(nèi)襯內(nèi)，在干濕交替的作用下，體積膨脹，應(yīng)力增大，導(dǎo)致防腐層的嚴(yán)重剝離損壞。漿液還會沉積在未做防腐的原煙道中，造成煙道的腐蝕，降低裝置的使用壽命。

2）溢流漿液通過煙道，到達(dá)引風(fēng)機出口，若運行人員未能及時發(fā)現(xiàn)，溢流漿液會猛烈沖擊正在運行的風(fēng)機葉片，甚至造成葉片斷裂，導(dǎo)致引風(fēng)機停運，脫硫系統(tǒng)被迫退出運行。由于未設(shè)置煙氣旁路，主機也將被迫停運，會造成嚴(yán)重?fù)p失。

3）漿液溢流到煙道后，煙道積灰增加嚴(yán)重，流通截面減少，使煙道阻力增加。

4）吸收塔出現(xiàn)起泡溢流后，吸收塔運行液位被迫降低，亞硫酸鹽氧化效果不能得到保證，漿液中亞硫酸鹽含量逐漸增高，將導(dǎo)致漿液品質(zhì)惡化。

5）漿液起泡嚴(yán)重時，循環(huán)漿液泵將吸入大量的氣泡，容易造成泵的“氣敷”和“汽蝕”。

（2）油污在吸收塔內(nèi)與漿液的接觸中，會在石灰石、亞硫酸鈣等固相顆粒的表面形成一層薄薄的油膜。油膜將石灰石與液相隔離，阻止了石灰石的溶解，從而導(dǎo)致了脫硫效率和pH的降低；另外，亞硫酸鈣表面的油膜還阻止了亞硫酸鹽的氧化，將難以形成石膏晶體，嚴(yán)重時還會造成脫硫裝置內(nèi)設(shè)備管道的結(jié)垢、堵塞，以及真空皮帶機的濾布堵塞。

由以上分析可見，對于不設(shè)置煙氣旁路的脫硫系統(tǒng)，吸收塔屬于鍋爐煙風(fēng)道的一部分，是鍋爐煙氣排放的唯一通道，油污污染如得不到及時解決，不僅會使?jié){液品質(zhì)惡化，影響FGD的脫硫效率，還將影響脫硫設(shè)備和系統(tǒng)的穩(wěn)定及運行的安全，嚴(yán)重時還會迫使主機停機，造成不可估量的損失。

3 油污粘污問題解決方案及保護(hù)措施

針對鍋爐投油可能帶來的危害以及油污粘污對脫硫裝置的影響，提出以下解決方案及保護(hù)措施。

3.1 技術(shù)解決方案

考慮到鍋爐在啟動及低負(fù)荷穩(wěn)燃運行時的煙氣溫度、煙氣成分等特征，同時為確保吸收塔內(nèi)件的安全，不受高溫?zé)煔鉀_擊損壞，對于油污粘污對脫硫裝置的影響問題，從設(shè)計角度提出以下的技術(shù)解決方案。

（1）設(shè)置事故煙氣降溫系統(tǒng)

在引風(fēng)機出口與吸收塔入口之間的煙道上設(shè)置兩級事故煙氣降溫系統(tǒng)（見圖3）。

圖3 事故煙氣降溫系統(tǒng)

事故煙氣降溫水來源有兩路，一路由工藝水泵提供，脫硫系統(tǒng)正常運行時，采用工藝水泵提供的水源；另一路由除霧器水泵提供，且除霧器水泵接保安電源，當(dāng)脫硫系統(tǒng)因事故斷電時，采用除霧器水泵向事故煙氣降溫系統(tǒng)供水。

事故煙氣降溫系統(tǒng)是設(shè)置在煙道內(nèi)部的管網(wǎng)式噴淋裝置，噴淋裝置覆蓋整個煙道截面，管網(wǎng)及噴嘴材質(zhì)采用1.4529。噴淋裝置外部供水總管上設(shè)置電動門，可通過DCS系統(tǒng)實現(xiàn)在控制室進(jìn)行遠(yuǎn)程操作。電動門與鍋爐啟停信號、煙氣溫度等參數(shù)信號聯(lián)鎖，將根據(jù)這些參數(shù)信號實現(xiàn)電動門的自動開關(guān)。

事故煙氣降溫系統(tǒng)共設(shè)置兩級噴淋降溫裝置。一級噴淋裝置可將煙氣溫度由160℃降至120℃～140℃，當(dāng)鍋爐運行時，煙氣溫度若超過160℃，就啟動一級噴淋裝置，降低入塔煙氣溫度，一方面保護(hù)吸收塔內(nèi)件及防腐，另一方面有利于SO2等酸性物質(zhì)的吸收，確保脫硫率。在鍋爐投油啟動、循環(huán)泵全部故障停運、FGD斷電的情況下，同時開啟一、二級噴淋系統(tǒng)，可將煙氣溫度降至70℃～80℃，確保塔內(nèi)的噴淋層、除霧器、防腐材料等的安全。

（2）吸收塔漿液區(qū)設(shè)置高位溢流口

在吸收塔漿液池的上部設(shè)置高位溢流口，當(dāng)漿液池液位超過吸收塔正常運行的最高液位時，漿液將通過高位溢流管排至吸收塔排水坑，防止?jié){液溢漲進(jìn)入吸收塔入口煙道內(nèi)。

（3）設(shè)置煙道排水口

在引風(fēng)機出口與吸收塔入口之間的煙道最低點位置設(shè)置煙道疏排水管道。如果發(fā)生塔內(nèi)漿液向煙道溢流的現(xiàn)象，則溢流的漿液可通過煙道的疏排水管道排至脫硫島內(nèi)的排水坑，避免溢流液沖擊運行中的引風(fēng)機葉片。

（4）加大廢水的排放量

當(dāng)鍋爐運行中短時間投油時，吸收塔漿液發(fā)生起泡現(xiàn)象，液位虛高，漿液首先從高位溢流管排放。在鍋爐長時間低負(fù)荷投油穩(wěn)燃運行的情況下，由于通過高位溢流的漿液進(jìn)入排水坑后又將重新回到吸收塔內(nèi)，油污不能排出系統(tǒng)，長時間的循環(huán)，使得吸收塔內(nèi)的油污富集，會造成漿液品質(zhì)惡化。這種工況下，需保持脫硫廢水的連續(xù)排放，并可開啟石膏旋流器及廢水旋流器的備用旋流子，加大廢水的排放量。通過石膏一級脫水系統(tǒng)的溢流，以排放廢水的方式，將塔內(nèi)富集的油污強制排出系統(tǒng)。脫硫廢水可以直接排放至電廠沖灰系統(tǒng)，用作沖灰用水，也可以輸送至脫硫廢水處理系統(tǒng)進(jìn)行集中處理。

（5）設(shè)置消泡劑添加系統(tǒng)

在鍋爐長時間低負(fù)荷投油穩(wěn)燃運行時，除采用增加廢水排放量的方式外，還可采用添加消泡劑的方式，利用化學(xué)方法，使消泡劑與油污發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，將有機物質(zhì)分解，達(dá)到消除油污對漿液品質(zhì)及系統(tǒng)安全運行的隱患。一般在吸收塔的最高液位以上設(shè)置兩個消泡劑加藥管口，正常情況下用盲法蘭封死，在需要加藥時打開盲法蘭即可；另外，也可以在吸收塔排水坑中加藥，通過排水坑攪拌器混合均勻后，由排水坑泵輸送至吸收塔內(nèi)。

由于消泡劑的成本較高，在鍋爐長時間低負(fù)荷投油穩(wěn)燃運行時，如果僅靠投加消泡劑來消除油污的話，勢必會增加裝置的運行成本，因此消泡劑一般可與增加廢水排放的措施配合使用，這樣既可達(dá)到消除油污的目的，又可實現(xiàn)裝置的經(jīng)濟運行。

（6）設(shè)置漿液拋棄系統(tǒng)

鍋爐在長時間低負(fù)荷投油穩(wěn)燃運行時，采用添加消泡劑措施的運行成本較高，這種情況下，還可將含油污的漿液排放至電廠的灰渣場，作拋棄處理。FGD設(shè)計中，考慮在石膏排出泵的出口設(shè)置一條漿液拋棄管道，作為FGD的拋棄系統(tǒng)，以備脫硫系統(tǒng)拋漿時啟用。

3.2 啟動階段運行措施

鍋爐在冷態(tài)啟動時（見圖4），將電除塵器提前投運，除塵器運行正常后，鍋爐可以進(jìn)入允許啟動狀態(tài)。同時，投運脫硫裝置的工藝水泵及除霧器水泵。在DCS上設(shè)定好事故煙氣降溫系統(tǒng)投運與鍋爐啟動的間隔時間。啟動事故煙氣降溫系統(tǒng)的一級噴淋裝置，延時幾秒，再啟動鍋爐系統(tǒng)，同時開啟事故煙氣降溫系統(tǒng)的二級噴淋裝置。含油污的高溫?zé)煔饨?jīng)兩級事故煙氣降溫系統(tǒng)降溫后，經(jīng)吸收塔排放至煙囪，噴淋水在降低煙氣溫度的過程中升溫汽化，以水蒸汽的形式隨煙氣排放至煙囪。

鍋爐投油穩(wěn)燃后，改變?nèi)剂希瑫r逐步減少投油量，待鍋爐的燃油裝置退出系統(tǒng)，鍋爐完全處在燃煤運行時，脫硫系統(tǒng)進(jìn)入順啟程序。啟動一臺循環(huán)漿液泵，根據(jù)鍋爐負(fù)荷的提升，隨后逐步啟動其它幾臺循環(huán)漿液泵，另外，脫硫系統(tǒng)的其它設(shè)備按程序順啟、投運。在第一臺循環(huán)漿液泵投運后，事故煙氣降溫系統(tǒng)順停，鍋爐主機及煙氣脫硫裝置進(jìn)入正常運行階段。

圖4 鍋爐冷態(tài)啟動運行流程

3.3 低負(fù)荷運行措施

鍋爐在低負(fù)荷運行時，為維持鍋爐的穩(wěn)定運行，通常需投油助燃。為確保脫硫裝置的連續(xù)穩(wěn)定運行，減少投油對脫硫系統(tǒng)的影響，做好鍋爐低負(fù)荷投油穩(wěn)燃運行的應(yīng)對措施是十分必要。針對鍋爐低負(fù)荷運行的特點，在運行上可采取以下幾項措施：

（1）鍋爐在低負(fù)荷投油運行時，根據(jù)負(fù)荷的變化在確保脫硫效率及塔內(nèi)件安全的前提下，可適當(dāng)停運部分循環(huán)漿液泵。減少循環(huán)泵和噴淋層的運行數(shù)量可降低漿液的擾動，從而減少漿液起泡情況。

（2）如果鍋爐是短時間低負(fù)荷投油運行，則可向吸收塔內(nèi)添加消泡劑，以減少油污，確保系統(tǒng)正常運行。

（3）如果鍋爐是較長時間低負(fù)荷投油運行，一方面，可向吸收塔內(nèi)添加消泡劑，同時，加大廢水的排放量；另一方面，可加大石膏漿液的排放量，適當(dāng)降低吸收塔的運行液位。

（4）如果鍋爐負(fù)荷低、投油量大，電除塵器又出現(xiàn)故障，則投運兩級事故煙氣降溫系統(tǒng)，同時停運循環(huán)漿液泵，煙氣經(jīng)降溫后直接排放至煙囪，并開啟漿液拋棄系統(tǒng)進(jìn)行拋漿。

4 設(shè)計及運行建議

無煙氣旁路的脫硫系統(tǒng)是鍋爐煙風(fēng)道的一部分，為使鍋爐在投油啟動及運行時確保主機安全、穩(wěn)定，以及提高脫硫裝置的利用率。對脫硫裝置的設(shè)計、運行措施提出以下幾點建議。

（1）必須設(shè)置事故煙氣降溫系統(tǒng)，并確保供水水源的穩(wěn)定；

（2）設(shè)置消泡劑添加系統(tǒng)；

（3）石膏旋流器、廢水旋流器預(yù)留足夠的備用旋流子數(shù)量；

（4）設(shè)置煙道疏排水管道；

（5）設(shè)置漿液拋棄系統(tǒng)；

（6）提高脫硫裝置的自動化程度，便于在事故狀態(tài)下能快速自動投運相應(yīng)系統(tǒng)；

（7）提高運行人員技術(shù)水平，加強運行管理及設(shè)備維護(hù)。

5 結(jié)語

無旁路煙道的脫硫裝置在鍋爐投油啟動和低負(fù)荷助燃運行時，只要在設(shè)計和運行上采取適當(dāng)?shù)募夹g(shù)措施，脫硫裝置可以避免因油污帶來的負(fù)面影響，實現(xiàn)脫硫裝置與鍋爐主機同步、長期、穩(wěn)定的運行。目前，國內(nèi)已投運的無煙氣旁路的脫硫裝置數(shù)量還比較有限，在設(shè)計和運行經(jīng)驗上都處于一個探索和積累的階段，各方面有待進(jìn)一步完善和改進(jìn)。相信，經(jīng)過一段時間的經(jīng)驗積累，脫硫裝置完全能達(dá)到與主機同步運行的水平，實現(xiàn)國家節(jié)能減排的相關(guān)目標(biāo)。

[1]將叢進(jìn)，封乾君．國華三河電廠脫硫裝置取消煙氣旁路技術(shù)[J]．中國電力,2007,40(11)：93-96．

[2]將叢進(jìn)，封乾君．國華三河電廠脫硫裝置取消煙氣旁路的研究[J]．電力建設(shè),2008,29(2)：61-63．

[3]劉宏偉．關(guān)于脫硫無旁路機組運行的探討[J]．電力技術(shù)，2008,8(1)：18-21．[4]白云峰，許正濤,等．脫硫機組取消旁路煙道的技術(shù)經(jīng)濟分析[J]．中國電力，2008，41(1)：73-75．

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Measures of No-bypass FGD System in Refuel and Operation of Boiler

SUN Qi-ming, TENG Zhao-gang
(Zhejiang Atmosphere Environmental Protection Group Co.,Ltd, Hangzhou 310012, China)

No-bypass of flue gas desulfurization devices connecting the boiler is the part of the boiler’s gas duct ,and is the only channel of flue gas emission. The high operation rate is the key to ensure that the boiler is in safe and stable operation.The paper analyzes the affecting factors on FGD of the boiler for refuel oil when the boiler fires up and runs in stable combustion at low load. From the perspective of the design and the operation, the corresponding measures are proposed, which could avoid the effect on FGD system by the boiler for oil and ensure the safety of the system and the desulfurization efficiency of FGD.

FGD; no-bypass; refuel for boiler; measure

X701.3

A

1006-5377（2010）04-0024-04