海水脫硫系統取消煙氣旁路的改造

陳偉武，胡木林

（華能海門電廠，汕頭515132）

華能海門電廠2臺1 036MW超超臨界火電機組，煙氣脫硫系統采用海水脫硫工藝，一爐一塔配置，脫硫效率不低于92%。原設有100%煙氣旁路系統，根據最新環保要求，鍋爐投運時煙氣脫硫系統（FGD）必須強制性地同步投入運行，旁路系統必須取消，為此對取消煙氣旁路的可行性進行了分析，對影響FGD安全的各因素分別提出解決方案。

1 可行性分析

1．1 未燃盡油霧對脫硫吸收塔工作的影響

鍋爐啟動點火時投用燃油可能造成煙氣中未燃盡油霧質量分數過高。在煙溫低于85℃、油槍多于4支時靜電除塵器各電場不能正常投運，使煙氣中煙塵含量較高。含塵量較高的煙氣進入海水FGD系統后會造成吸收塔內件及防腐材料的損傷，影響吸收塔的使用壽命；還會造成吸收塔排出的廢（海）水中懸浮物質量濃度較高［1］。原有的海水恢復系統主要是針對正常脫硫運行工況進行設計，沒有除油、除塵功能。如將此廢水排回海中，其中的油霧及懸浮物將會暫時性地污染海水。

該鍋爐設有等離子點火系統，啟動時基本不使用燃料油，低負荷穩燃也基本不投油，因此煙氣中即使含有少量油霧，鍋爐啟動時投運2臺海水升壓泵即可以實施吸收塔沖洗，減少油霧影響［2］。因此一般情況下，在鍋爐啟動及穩燃時采用等離子點火，保證燃燒器的完全燃燒，盡早投入電除塵裝置和2臺海水升壓泵同時運行等措施，必要時還可以利用急冷水系統進行噴淋，即可減少油霧對吸收塔內件及防腐層的影響，同時還能夠保證廢水達標排放（排回海中）。

1．2 煙氣壓力升高時煙道的強度問題

在取消旁路進行改造的同時，還進行引風機和增壓風機合一改造，引風機出口壓力由4．2kPa升高到6．9kPa，煙道負壓也會相應增大，需校核爐膛、煙道的承壓強度。根據鍋爐及煙道設計資料，爐膛、煙道設計可承受壓力±9．8kPa，上述6．9kPa壓力滿足設計規范要求，無需對爐膛、煙道進行加固改造。

1．3 海水供應系統的可靠性

系統原設置2臺50%容量的海水升壓泵，當其中1臺泵故障時，機組負荷需降至650MW 以下；當2臺泵均故障時可停運FGD，煙氣改走旁路煙道。取消煙氣旁路后，2臺海水升壓泵同時故障則要連鎖停機。

為了保證脫硫系統與機組同步運行，且保證煙氣脫硫效率，應增加1臺海水升壓泵，實現海水升壓泵兩用一備，可保證機組可靠、連續地運行。

1．4 煙溫異常升高時對系統的危害

海水脫硫吸收塔的填料、除霧器等內件的最高耐溫為80℃。如果海水供應系統故障，或鍋爐運行異常（排煙溫度可達350℃）時，為保證吸收塔的安全，必須采取措施對煙氣進行冷卻，將吸收塔進口煙溫降至80℃以下，因此需增加一套急冷水系統。

1．5 FGD系統運行中存在的異常情況

海門電廠投產以來基本燃用印尼煤，偏離設計煤質，導致鍋爐燃燒不正常，加上其灰分高，造成氣－氣熱交換器（GGH）頻繁堵塞。GGH吹灰器形式為半伸縮吹灰器，在運行中無法檢修，影響GGH的吹灰，更加劇了GGH的堵塞，嚴重影響FGD系統可靠性，須進行改造。

2 改造內容

2．1 增加設備

2．1．1 海水升壓泵系統

為提高機組運行可靠性，增加了1臺海水升壓泵，實現3臺泵互為連鎖備用功能，并將原A、B泵入口前池進行分隔，實現兩用一備及定期輪換檢修功能，減少機組減負荷及非停概率。

增加1臺海水升壓泵的主要費用為海水升壓泵、液控蝶閥、泵入口閘板及濾網、動力電纜、熱控儀表及DCS遠方控制邏輯組態卡件等設備材料費用，設備費用為495萬元，土建施工為250萬元。

2．1．2 急冷水系統

該系統采用消防水作急冷水水源，設置急冷器、管道及閥門，當FGD入口煙溫超溫時，自動開啟電動閥門，通過急冷器向煙道內噴水、降溫。

配備急冷水水源的主要費用是設備采購，包括急冷器、管道及電動閥門等，采購費為47萬元。

2．2 更換設備

2．2．1 GGH 蓄熱元件

原來脫硫系統GGH蓄熱元件采用DNF波紋板形式，通流面積小，煙氣攜帶的粉塵易堵塞通流孔，導致脫硫系統多次被迫停運進行離線沖洗。為提高系統可靠性，GGH蓄熱元件采用豪頓華的HCTM大通道的蓄熱元件，有效地解決了GGH蓄熱元件堵塞的難題［3］。

配備蓄熱元件的主要費用是設備采購，全套蓄熱元件為500萬元。

2．2．2 改造GGH吹灰器

GGH原采用半伸縮吹灰器，其高壓水噴嘴長期處于煙道內，噴嘴極易堵塞，噴嘴的清理更換需要停運FGD后才能進行。取消煙氣旁路后，吹灰器噴嘴堵塞將對機組運行造成極大的威脅，故須將半伸縮吹灰器改為槍管可以從煙道內抽出檢修，并順利回裝的全伸縮吹灰器［4］。

改為槍管的主要費用是設備采購，2套全伸縮吹灰器采購費為40萬元。

2．3 邏輯優化

2．3．1 增加脫硫系統故障報警

脫硫系統增設的故障報警有：

（1）煙氣溫度＞170℃（三取二）；

（2）煙塵質量濃度＞200mg／m3；

（3）吸收塔入口海水壓力降至低Ⅱ值（≤80kPa），且吸收塔入口海水流量降至低Ⅱ值（≤8 000m3／h）；

（4）任意一臺海水升壓泵停運，且出口門沒關；

（5）海水升壓泵全停報警；

（6）急冷水供水電動門未關；

（7）吸收塔出口煙氣溫度（1或2）＞50℃；

（8）GGH主（或輔）電機跳閘；

（9）FGD入口煙氣壓力＞3．5kPa；

（10）脫硫1號機廢（海）水pH值＜6．8；

（11）凈煙氣m（SO2）＞400mg／m3；

（12）凈煙氣m（NOx）＞450mg／m3。

2．3．2 增加急冷水供水電動門打開“或”邏輯

控制信號有：

（1）煙氣煙道溫度＞170℃（三取二）；

（2）機組負荷率＞40%時海水升壓泵運行臺數＜2，且吸收塔入口煙溫大于80℃；

（3）無海水升壓泵運行，吸收塔入口煙溫大于70℃；

（4）吸收塔入口海水壓力降至低Ⅱ值（≤80kPa），且吸收塔入口海水流量降至低Ⅱ值（≤8 000m3／h）；

（5）GGH主電機和輔電機均跳閘；

（6）吸收塔出口煙氣溫度（1和2）均高于50℃。

2．3．3 鍋爐主燃料切除（MFT）復位增加條件

“脫硫煙道建立”條件為綜合信號（“與”邏輯），并以通信方式送至機組DCS，包括如下項：

（1）任一海水升壓泵已啟動；

（2）煙塵質量濃度＜200mg／m3；

（3）GGH主（或輔）電機已啟動。

2．3．4 鍋爐 MFT中增加條件

鍋爐MFT信號中增加海水升壓泵A、B、C均已停和吸收塔進口煙溫大于70℃、且延時120s的“與”邏輯，并以硬接線方式送至機組 DCS［5］。

2．3．5 增加引風機跳閘條件和出口門閉鎖條件

當發生MFT后，海水泵全停，GGH進口煙氣溫度＞100℃，急冷水未投運（且延時一定時間）時停止引風機，并關引風機出口擋板。

3 改造后FGD系統運行情況

3．1 改造后的效果

改造后的效果有：

（1）拆除旁路煙道后，減少了系統泄漏，脫硫效率比改造前有所提高（約2%）。改造前機組負荷1 007MW，m（SO2）＝2 249mg／m3，脫硫效率為92．03%；改造后機組負荷1 004MW，m（SO2）＝2 231mg／m3，脫硫效率為93．90%。

（2）GGH換熱元件更換為大通道換熱元件后，滿負荷下GGH煙氣壓差比改造前減少約0．19kPa。改造前機組負荷1 004MW，鍋爐總風量3 435t／h，GGH 煙氣壓差為0．72kPa；改造后機組負荷1 004MW，鍋爐總風量3 433t／h，GGH煙氣壓差為0．53kPa。

（3）GGH換熱元件更換為大通道換熱元件及旁路煙道拆除后，由于換熱元件傳熱效果有所降低，且旁路無泄漏，相近工況下凈煙氣溫度下降約3K。改造前機組負荷1 029MW，原煙氣溫度130℃，吸收塔入口海水溫度26．37℃，凈煙氣溫度為77℃；改造后機組負荷1 031MW，煙氣溫度130℃，吸收塔入口海水溫度26．34℃，脫硫凈煙氣溫度為74℃。

（4）GGH吹灰器由半伸縮吹灰器更換為全伸縮吹灰器后，吹灰效果較好，GGH壓差基本保持穩定。改造后（工況1）鍋爐總風量為3 477t／h，GGH 煙氣壓差為0．56kPa；改造后（工況2）鍋爐總風量為3 455t／h，GGH煙氣壓差為0．58kPa。

（5）脫硫系統原設計只有2臺海水升壓泵，旁路煙道取消后加裝了1臺海水升壓泵，系統采用兩運一備的運行方式，提高了系統的可靠性。

3．2 改造后出現的問題

改造后出現的問題有：

（1）在引、增風機合一改造后，由于引風機出口壓力升高，使煙道非金屬膨脹節、引風機出口擋板門承壓升高，出現膨脹節漏風甚至個別破裂、擋板門振動大等情況，須進行更換。

（2）凈煙氣溫度有所下降，夏季凈煙氣溫度為74℃，下降了約3K，冬季時可能會下降更多。

4 結語

取消FGD旁路煙道，并做好相應的改造后可有效提高FGD的安全性；同時由于減少了旁路煙道的泄漏，一定程度上還提高了系統脫硫效率。但在以后的改造和工作中還需注意以下幾點：

（1）GGH改造時還要考慮煙氣沒有旁路的泄漏后，溫度較高的原煙氣基本不會漏進凈煙氣中，使凈煙氣溫度有所下降，在蓄熱元件換熱面積計算時要適當加大。

（2）引、增風機合一后，煙道非金屬膨脹節必要時一起更換，并選用耐壓等級更高的膨脹節。

（3）加強電除塵系統的運行維護，必要時退出節能模式，防止煙塵質量濃度過大，加速GGH的堵塞。

（4）加強GGH的吹灰及水沖洗，做好吹灰器的維護工作，規范吹灰程序，防止GGH過快堵塞。

［1］陳華桂，戴興干．現役燃煤機組脫硫旁路拆除的影響及對策［J］．江蘇電機工程，2012，31（4）：68－70，74．

［2］高野，劉殿濤，王奕．脫硫無旁路啟動運行［J］．云南電力技術，2012，40（3）：82－83．

［3］王森，余鵬，李慶．2×1 000MW機組無旁路脫硫系統可靠性分析與優化措施［J］．華北電力技術，2012，42（5）：17－20．

［4］袁杰．脫硫旁路拆除后的運行調整［J］．中國高新技術企業，2012，141（15）：100－101．

［5］雷彥榮，吉建明，張斌，等．脫硫系統無旁路運行的問題分析及應對措施［J］．陜西電力，2011，39（8）：90－92．