無旁路煙塔合一配置脫硫系統運行特點及分析

臧 艷，況延良

(國華徐州發電有限公司，江蘇 徐州 221166)

國家環保政策要求“所有新建燃煤機組不得設置脫硫旁路煙道”，老機組鼓勵拆除旁路煙道，暫時保留旁路煙道的，必須實行鉛封。對于新建燃煤機組，采用煙囪還是冷卻塔排放煙氣沒有具體要求。隨著無旁路煙塔合一技術的成熟，其技術優勢逐漸被認識和接受，越來越多的新建燃煤機組采用無旁路煙塔合一技術已成為大趨勢。三河電廠2×300 MW機組在國內第一個采用聯合風機、無煙氣旁路、煙塔合一技術的脫硫裝置［1］。目前，徐州發電有限公司于2011年12月投產的2×1 000 MW機組采用亞洲最大的聯合風機、無煙氣旁路、煙塔合一技術的脫硫裝置。

1 鍋爐燃燒系統

徐州發電有限公司2×1 000 MW機組鍋爐為超超臨界參數、變壓運行、螺旋管圈直流爐，鍋爐型號為SG3099/27.46－M545，蒸汽參數為27.46 MPa、605℃/603℃。

鍋爐燃燒系統的設計充分考慮環保和節能要求，采用ALSTOM公司的低 NOx切向燃燒系統LNTFS，在降低NOx排放的同時，著重考慮提高鍋爐不投油低負荷穩燃能力和燃燒效率，防止爐膛結渣和高溫腐蝕。為電除塵器、脫硫系統的同步啟動創造了有利條件。

鍋爐燃燒系統配置6臺中速磨煤機，型號為HP1163，一次風正壓直吹式制粉系統。設有24支機械霧化式油槍，0號柴油，30%BMCR鍋爐負荷設計，油槍出力為2 000 kg/h，在鍋爐啟動階段和低負荷穩燃時使用。2號磨煤機對應的燃燒器改成微油點火燃燒器，兼有主燃燒器的功能，點火油槍型號為HRSYDH－YQK，出力為60～80 kg/h。在啟動階段和低負荷穩燃時，投入微油點火燃燒器，節油率≥90%，且點火初期即可投入電除塵。每臺爐配2臺三室四電場靜電除塵器，24個相對獨立的電場，電除塵器效率保證≥99.85%。

圖1 無旁路、煙塔合一脫硫煙氣系統

2 無旁路煙塔合一脫硫煙氣系統

徐州發電有限公司采用一爐一塔、無煙氣旁路、煙塔合一濕法脫硫工藝，吸收塔塔徑為19.5 m，塔高為44.55 m，內設4層噴淋層、2級除霧器、2層攪拌器、2運1備共3臺氧化風機。燃煤含硫量為1.5%時，鍋爐BMCR工況下脫硫效率不低于95%，其煙氣系統如圖1所示。從鍋爐聯合引風機來的原煙氣直接進入吸收塔進行脫硫降塵處理，脫硫后的凈煙氣經玻璃鋼煙道進入煙塔中心，與塔內水蒸氣混合后排入大氣。

3 無旁路煙塔合一配置方式特點

a.不單獨設置脫硫增壓風機。脫硫增壓風機和脫硫引風機合并為“聯合引風機”，既減少用地，又節約工程造價。

b.不設置煙囪。煙氣通過冷卻塔排放，達到“煙塔合一”。凈煙氣溫度約為50℃，采用耐腐蝕的玻璃鋼凈煙道。

c.無旁路煙道，不設置煙氣擋板門及密封加熱系統，省去脫硫系統的GGH，降低脫硫系統阻力，簡化脫硫系統工藝。

d.原煙道設置煙氣溫降和事故噴淋裝置［2］。

e.鍋爐與脫硫系統啟停必須同步。對脫硫裝置運行的穩定性和可靠性要求較高。

4 無旁路煙塔合一配置方式操作控制要點

無旁路煙塔合一脫硫系統是鍋爐煙風系統的一部分，脫硫裝置啟停受鍋爐機組啟停的限制，必須與機組同步協調進行。脫硫裝置的啟停操作與有旁路煙道的“鍋爐點火、穩燃斷油、投電除塵、再投脫硫系統”有著本質區別。無旁路煙塔合一脫硫裝置控制要點如下。

a.鍋爐具備點火條件，啟動“微油點火”系統。

b.煙塔進水、汽輪機循環水泵已運行。

c.脫硫裝置準備就緒，具備啟動條件。

d.提前24 h投入電除塵加熱裝置。鍋爐點火前投入電除塵器，并降低參數運行。

e.啟動2臺漿液循環泵運行。

f.鍋爐“微油點火”，盡可能不用助燃油槍。

g.隨著機組負荷增大，完成后續的進程操作。

h.機組停機時，鍋爐熄火，停止脫硫系統、電除塵系統運行。

5 無旁路煙塔合一脫硫裝置的保護

當鍋爐突然MFT或空預器緊急停運時，排煙溫度高達350℃。為在任何工況下都能確保吸收塔內的煙氣溫度小于76℃，保證脫硫系統和玻璃鋼煙道的安全運行，在吸收塔入口的原煙道上設置了煙氣降溫和事故噴淋系統。事故噴淋系統由2級組成，均采用壓力霧化噴嘴，第一級采用高壓消防水作為水源，第二級采用自流低壓水，噴水水源由除霧器沖洗水泵提供，由事故噴淋水箱及噴嘴組成。高溫煙氣經過第一級減溫后，溫度由350℃降至160℃，再經過第二級減溫，溫度由160℃降至75℃以下。當鍋爐突然MFT或空預器緊急停運時，啟動煙氣降溫系統，使吸收塔入口煙溫低于160℃，若高于160℃，則自動啟動事故噴淋系統。

6 無旁路煙塔合一配置方式的影響

無旁路煙塔合一配置方式的特點決定了鍋爐機組啟動時，電除塵器、脫硫系統運行要先于鍋爐點火。為保證鍋爐機組安全運行，電除塵器、脫硫系統要有更高的可靠性、可控性和適應性，同時盡可能避免鍋爐點火、低負荷燃燒階段和停爐階段對電除塵器極板、極線、吸收塔內漿液品質、循環水水質造成污染。

6.1 對電除塵器運行的要求

a.電除塵器除塵效率的高低，很大程度上取決于電暈極的清潔程度和放電性能。若電暈極遭到油垢污染，放電尖端上積灰嚴重，將使尖端放電效應減弱，電暈功率減小。因此，電場在運行中，要盡量保持電暈極不受污染，以保持良好的放電性能。從鍋爐點火到投粉初期的油粉混燒階段，一次風溫低，風速相對較高，爐膛內擾動大，油、粉不能完全燃燒，煙氣中含有大量的可燃性油煙氣體、油垢等，此時的排煙溫度一般在90～100℃，進入電場后，極易吸附在電極上，難以清除，因此這一階段電場應嚴禁投入運行。運行參數表明，電暈線污染后，放電強度減弱50%～60%，此時電場內部溫度較低，達不到電場所需的溫度 (高于酸露點20～30℃)。雖然加熱裝置已在鍋爐點火前24 h投入運行，但加熱量有限，難以使電場內平均溫度高于酸露點。若電場投入運行，可能造成電極等金屬部件的低溫腐蝕，還會粘結煙氣中的飛灰，引起電場內積灰、灰斗堵灰、絕緣瓷支柱和瓷套管表面放電，甚至使電極短路，導致整流器跳閘。

b.電除塵器設計單位、制造廠家應優化設計方案，采用新工藝、新材料，適當增大加熱功率，以提高電除塵器的初始溫度，適應低溫條件下的運行［3］。

6.2 對脫硫系統運行的影響

無旁路煙塔合一配置方式的脫硫工藝容易發生漿液污染事件，導致吸收塔漿液品質惡化。

6.2.1 漿液品質惡化的主要原因

a.鍋爐點火和低負荷燃燒階段煙溫較低，電除塵器電極易遭到污染、低溫腐蝕、電場積灰、積碳自燃、短路跳閘等;電除塵器運行參數、電場投運數量均達不到正常要求，使收塵效果降低，導致FGD入口粉塵濃度超標［4］，含有大量惰性物質的雜質進入吸收塔，使漿液中重金屬離子含量增高。

b.鍋爐點火和低負荷燃燒階段燃燒效率較低，高負荷時爐膛局部缺氧燃燒，煙氣中含有大量不完全燃燒的可燃性油煙氣體，很難被高壓電場捕集而逃逸電除塵器進入吸收塔，造成漿液中有機物含量增加。

6.2.2 漿液品質惡化的危害

煙氣中過量的灰塵和不完全燃燒的可燃性油煙氣體對吸收塔內漿液的污染，輕則造成漿液起泡溢流;重則造成吸收塔漿液“中毒”，pH值無法控制，抑制SO2的吸收，氧化反應效果變差，漿液中亞硫酸鹽含量升高，脫硫效率大幅下降，甚至被迫停機。

6.2.3 漿液品質惡化的處理原則

a.鍋爐機組由點火啟動轉入正常運行后，首先進行漿液置換，將遭受污染的漿液排出吸收塔，臨時儲存在事故漿液箱內靜置，待漿液恢復正常后，再慢慢消化。漿液置換后，吸收塔內的漿液濃度不得低于10%，以維持吸收塔漿液反應所需的石膏晶種。

b.石膏漿液深度脫水，將影響雜質逐步排出系統。通過調整石膏旋流子的運行數量，維持氣液分離器的負壓，可保證石膏漿液的脫水效果。

c.加大廢水排放量，降低漿液中重金屬離子、Cl離子、有機物、懸浮物及各種雜質的含量［5］。

d.根據吸收塔漿液起泡溢流程度，加入適量的脫硫專用消泡劑。

e.根據吸收塔漿液“中毒”程度，加入適量的脫硫添加劑，逐步提高pH值，恢復漿液的反應活性。

6.3 對汽輪機循環水品質的影響

對汽輪機循環水品質的影響主要發生在機組調試階段和電除塵器出現異常的工況下，逃逸電除塵器的灰塵，經過吸收塔漿液的洗滌，仍沒有被分離下來。凈煙氣攜帶的煙塵和石膏微粒進入冷卻塔，導致循環水的濁度升至40 mg/L。在1號煙塔內放置托盤，收集水塔內的冷凝水，60 h后取出，托盤內冷凝水約為2 L，托盤底部有沉積物，為煙氣攜帶的粉煤灰或石膏混合物，如圖2所示。若循環水品質惡化，將導致凝汽器真空下降，影響機組負荷。目前，國內已運行的采用無旁路煙塔合一脫硫工藝的機組，還未發生過循環水品質惡化的事件。

6.4 對點火方式的要求

無旁路煙塔合一脫硫工藝的應用，對燃煤鍋爐的點火和低負荷穩燃技術提出了更高要求，將促進等離子點火技術、微油點火技術的應用和推廣。這種點火技術，不但經濟、節能、環保，而且具有良好的低負荷穩燃性能，點火初期即可投入電除塵，可有效防止鍋爐啟動和低負荷燃燒階段油煙、灰塵對吸收塔漿液造成污染。

圖2 1號煙塔托盤底部的沉積物

7 結束語

無旁路煙塔合一脫硫系統是鍋爐煙風系統的一部分。鍋爐啟停方式、燃燒工況直接影響吸收塔的漿液品質，而脫硫系統能否安全穩定運行對鍋爐機組的安全經濟運行至關重要，若脫硫系統故障停運或檢修，機組必須停運。要確保脫硫系統安全運行，除了做好脫硫運行維護工作外，還要從根源上解決問題，即電除塵器在鍋爐點火及低負荷燃燒階段，電暈線污染、電場故障跳閘、效率低下、逃逸粉塵和油煙氣體對吸收塔內漿液的污染問題。

［1］蔣叢進，封乾君.國華三河電廠脫硫裝置取消煙氣旁路技術 ［J］.中國電力，2007，52(11):93－96.

［2］黃 濤.大型燃煤火電機組取消脫硫旁路煙道的應對措施［J］.電力環境保護，2009，25(4):36－37.

［3］DL/T461—2004，燃煤電廠電除塵器運行維護導則 ［S］.

［4］況延良.GGH堵灰原因分析及處理［J］.東北電力技術，2010，31(4):42－44.

［5］GHFD－09－TB－01—2012，環境保護設施運行維護標準［S］.