燃煤电站烟气脱硫装置无旁路探析

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1、燃煤电站烟气脱硫装置无旁路探析　　摘要：随着国家环保政策的要求，确保实现国家“十二五”主要污染物总量减排目标，燃煤电站烟气脱硫装置取消旁路是电力行业发展的必然趋势。本文主要分析了脱硫装置取消烟气旁路后，对机组运行方式及安全性的影响因素，为机组取消旁路后的可靠性运行提供参考。关键词：燃煤电站；脱硫；旁路；取消1.引言目前，我国已投运的主要燃煤电站脱硫装置都设有旁路，目的是保证FGD发生故障或检修时，烟气可以直接通过旁路进行排放，保证主机的安全稳定运行。随着脱硫技术的发展、国家环保政策的要求和脱硫装置可靠性的提高：新建或在建的机组已规定不宜设置旁路烟道，已投运的机组将根据国家环保规划逐步取

2、消。取消旁路后，脱硫系统成为主机组烟气系统的延伸，其安全稳定运行状况的好坏，对整套机组的安全运行有着直接的影响。以下结合某电厂利用检修机会进行旁路封堵后为保证机组稳定运行所采取的措施，探讨机组无旁路可靠性运行的方法。2.无旁路脱硫系统的特点燃煤电站取消旁路后，烟气系统更加简洁，脱硫系统更为重要。具有以下特点：6（1）增加风机与引风机合二为一，脱硫系统相当于锅炉系统的一部分，引风机将成为整个脱硫系统的动力核心，负责克服脱硫系统的阻力排往烟囱。（2）原增压风机进出口挡板、净烟气挡板、高低压密封风机、旁路挡板将取消。（3）在吸收塔入口设置事故喷淋系统，防止入口烟气温度过高造成吸收塔内壁及烟道

3、的损坏。（4）脱硫系统的安全运行与否直接影响到主机的可靠运行。3.取消旁路脱硫系统存在的问题：取消旁路后，对脱硫系统的运行可靠要求尤为重要。（1）脱硫系统向锅炉侧返湿气问题。由于吸收塔没有出入口的挡板，因此在冷态调试过程中在引风机未启动、循环泵运行情况下，喷淋浆液从上而下形成活塞效应，将吸收塔内气体挤压到烟道内，并有可能进入引风机，造成引风机内部产生凝结水，严重时可能会导致电除尘结水，致使灰斗积灰板结及腐蚀烟道。事故喷淋系统工作时，如排水不畅，也易造成喷淋水流入引风机系统，造成引风机内部产生凝结水。（2）脱硫系统中油污污染问题。6锅炉在启动过程或负荷较低过程中，为保证机组正常启动或稳定

4、负荷，需采用投油方式，这样会造成烟气中含有一定的油污，在吸收塔中被洗涤到吸收塔浆液中，容易引起结垢、堵塞、腐蚀、浆液中毒等现象。（3）吸收塔出入口烟气温度高问题。需增设烟道事故喷淋装置，如果吸收塔循环泵均跳闸、入口烟温超过吸收塔设计温度、出口烟气温度超过净烟气烟道设计温度、空预器停转会导致烟温急剧升高，即使锅炉紧急MFT，仍然会有部分高温烟气进入脱硫系统。为了避免高温烟气损坏吸收塔，需要设置事故喷淋降温系统。（4）吸收塔公用系统的安全可靠性问题。公用系统安全可靠性直接影响到脱硫系统的投运，同时也可导致主系统停运。4.取消旁路脱硫系统的运行方式及可靠性分析取消旁路后，脱硫系统将不可避免成

5、为锅炉风烟系统的必经之路，其设备运行的安全性和可靠性直接影响了主机的运行。脱硫系统的启停必须与主机启停保持同步，但运行方式与设置旁路时有很大的不同，其关键点如下：4.1无旁路脱硫系统启停方式：（1）控制好启机前每次吸收塔进浆液的时间，尽量缩短浆液在吸收塔内的循环时间，保证进浆液时间与锅炉烟风系统投运和锅炉点火在时间控制上达到间隔最短。6在锅炉点火前8小时，将吸收塔内液位进至10.5米，氧化风机及搅拌器根据吸收塔液位及时启动。锅炉点火前，启动一台吸收塔浆液循环泵，主机侧根据系统启动步骤进行锅炉吹扫及点火。锅炉点火成功后，主机进行调整，保证原烟气压力在0至-200pa之间，在锅炉排烟温度达

6、到80℃时，除灰运行按照一、二、三、四的顺序投入电场运行，投入电除尘高压控制柜，电流极限设置在10%，观察除尘器出口的烟气含尘浓度低于200mg/Nm3。锅炉投油燃烧时，应加强电除尘电场运行情况监视，观察二次电压、电流及火化率的变化，出现大幅波动时，适当降低对应电场电流极限。锅炉事故灭火后，应继续保持电除尘及输灰系统运行，视事故工况，停运电除尘。微油点火期间打开吸收塔底部排放门，同时加大供浆量，保证塔内浆液迅速置换，防止浆液中毒。浆液置换直至浆液合格。主机侧启动另一侧风烟系统之前，脱硫运行根据根据净烟气温度及脱硫率及时启动第二台吸收塔浆液循环泵。（2）机组正常停机时，锅炉正常停炉通风，

7、并投入1台浆液循环泵运行，保证吸收塔内不超温。通风结束引风机停运后，吸收塔入口温度降到68℃以下，根据吸收塔液位，停止循环泵和氧化风机运行。锅炉停炉期间，如果锅炉有运行操作或锅炉高温烟气进入吸收塔，使吸收塔入口温度超过90℃或吸收塔出口超过70℃时，应启动事故喷淋装置或除雾器冲洗。必要时启动浆液循环泵进行降温。64.2事故喷淋装置的控制策略当吸收塔入口烟温达到145℃时，DCS发出声光报警；达到160℃时，启动事故喷淋系统；净烟气出口温度达到5