无烟气旁路脱硫系统在锅炉投油运行时的措施

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1、无烟气旁路脱硫系统在锅炉投油运行时的措施摘要:无烟气旁路的脱硫装置与锅炉串联为一体，成为锅炉烟风道的一部分，是烟气排放的唯一通道，脱硫装置的高投运率是确保锅炉主机安全稳定运行的关键。本文分析了锅炉启动及低负荷稳燃运行时锅炉投油对脱硫装置的影响因素，从设计和运行的角度，提出了相应的解决措施。引言截至2008年底，我国已投运烟气脱硫装置的装机容量达3.97亿kW，全国火电厂已投运烟气脱硫的机组容量占全国燃煤机组容量的66%，其中80%以上采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。随着脱硫行业竞争的不断加剧，脱硫总包价已从7、8年前的1200元/kW，降到150元/kW左右，相关总包公司为降低投

2、资成本，确保微利经营，往往会选用一些价格较低，质量不能保证的设备、材料来建造脱硫装置，这大大降低了脱硫装置的投运率。而有些业主为降低发电成本，即使配备了脱硫装置，也会让烟气直接从旁路排放，使得脱硫装置没有起到真正的减排作用。随着国家和地方省市一系列节能减排政策的出台，如何在取消旁路烟道的情况下，确保脱硫装置的正常运行、实现与主机同步运行已越来越受到关注和重视。本文以河北某电厂2×600MW机组烟气脱硫项目为研究对象，针对无烟气旁路的脱硫系统，提出了锅炉投油时，脱硫装置在设计和运行上所采取的措施及对策，并从设计和运行角度对无烟气旁路的脱硫装置投油运行提出了建议。1项目设计概况1.1项

3、目概述河北某电厂2×600MW机组烟气脱硫项目是与主机同步建设的工程，采用石灰石-石膏法、全烟气脱硫，一炉一塔，脱硫效率不低于95%，脱硫装置的可利用率不低于98%，不设置烟气旁路，无GGH，引风机和增压风机合用，脱硫系统满足锅炉从启动至110%BMCR工况的负荷。1.2烟气系统设置从锅炉出来的烟气经电除尘器除尘，再经引风机升压后直接进入吸收塔内，原烟气在吸收塔内与喷淋层喷射的浆液逆向接触，烟气中的SO2等酸性污染物被洗涤吸收，经除雾器除去液滴后的净烟气直接排至烟囱(见图1)。该项目不设置旁路烟道，脱硫增压风机与锅炉引风机合用，所以脱硫烟气系统无原烟气、净烟气及旁路挡板门，以及密封

4、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。在引风机与吸收塔入口之间的烟道上设置两级事故降温水系统，确保在FGD入口烟气超温、循环泵故障停运时吸收塔塔内件的安全。2锅炉投油对脱硫系统的影响2.1锅炉投油启动过程锅炉的点火启动流程(见图2)一般是，首先锅炉投油启动，待锅炉稳定负荷后，改变燃料，进入煤、油混燃阶段，之后逐步增大燃煤的加入量，同时减少投油量，待锅炉稳定后，进入燃煤阶段，并逐步提升机组负荷，进入正常运行阶段。当锅炉降负荷时，为维持锅炉的稳定、正常运行，通常亦会采取投油助燃的方式，维持锅炉的稳定燃烧。2.2对脱硫系统的影响及危害锅炉在启动及运行中需投油助燃，其

5、未燃尽的成分会随锅炉烟气进入FGD的吸收塔，在与浆液接触洗涤的过程中，烟气中的油污被洗涤到吸收塔浆液中，使得吸收塔浆液中的有机物含量增加，由此，会造成以下不利影响：(1)浆液中油污的增加，油污在吸收塔循环泵、浆液喷淋装置、搅拌器及鼓入的氧化空气的共同扰动作用下，容易形成泡沫。由于吸收塔液位的测量一般是采用安装在吸收塔底部的压差式液位计，在DCS上显示的液位是根据测得的差压与吸收塔内浆液密度计算所得来的值，而吸收塔内真实液位则会由于气泡或泡沫的原因而远高于显示液位，从而导致吸收塔间歇性溢流。当吸收塔浆液起泡溢流严重时，如果DCS上无法及时监测并采取有效措施就会导致事故发生。正常情况下

6、，吸收塔浆液溢流后通过吸收塔溢流管进入吸收塔区排水坑，再经由地坑泵打回吸收塔重复使用，不会带来其它影响。但是，当吸收塔浆液溢流量较大时，浆液不能通过溢流管及时排放，就会从吸收塔入口烟道流向原烟气烟道中，从而引发各种事故或影响正常运行，主要危害归纳如下：1)溢流浆液进入烟道中，浆液中的硫酸盐和亚硫酸盐随浆液渗入到防腐内衬内，在干湿交替的作用下，体积膨胀，应力增大，导致防腐层的严重剥离损坏。浆液还会沉积在未做防腐的原烟道中，造成烟道的腐蚀，降低装置的使用寿命。2)溢流浆液通过烟道，到达引风机出口，若运行人员未能及时发现，溢流浆液会猛烈冲击正在运行的风机叶片，甚至造成叶片断裂，导致引风机

7、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)浆液溢流到烟道后，烟道积灰增加严重，流通截面减少，使烟道阻力增加。4)吸收塔出现起泡溢流后，吸收塔运行液位被迫降低，亚硫酸盐氧化效果不能得到保证，浆液中亚硫酸盐含量逐渐增高，将导致浆液品质恶化。5)浆液起泡严重时，循环浆液泵将吸入大量的气泡，容易造成泵的“气敷”和“汽蚀”。(2)油污在吸收塔内与浆液的接触中，会在石灰石、亚硫酸钙等固相颗粒的表面形成一层薄薄的油膜。油膜将石灰石与液相隔