珠海电厂脱硫取消旁路后应对策略

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1、珠海电厂脱硫取消旁路后应对策略【摘要】随着国家环保要求的进一步提高以及环保政策的日益严格，珠海电厂将要拆除脱硫的旁路烟道。如何保证我厂在封堵旁路挡板后脱硫装置的连续、安全、稳定运行是亟待解决的重要问题。因此，需要分析采取哪些应对策略,以减少脱硫系统取消旁路后对锅炉安全运行产生的影响。【关键词】脱硫；无旁路；改造；策略前言珠海电厂配套脱硫工程采用的是带旁路和GGH的脱硫系统，当脱硫系统故障后可以打开脱硫系统的旁路，使锅炉的原烟气通过旁路进入烟囱，而不影响机组的安全运行。但是却对S02的排放得不到有效的控制，没有发挥脱硫系统的作用，也不符合

2、节能减排的要求。因此，我厂要取消旁路挡板。由于脱硫系统做为烟气的维一通道，而且变成锅炉烟风系统的一部分，所以当脱硫系统故障停运或检修时，需要机组停运。因此脱硫系统的稳定运行直接影响着机组安全稳定运行，也是保证机组安全稳定运行的基础。1珠海电厂的技术改造珠海电厂2X700MW机组脱硫系统为石灰石-石膏湿法脱硫系统，系统采用一炉一塔的模式，两台机合用一个烟囱,每台锅炉的BMCR出力为2290t/h,每台烟气脱硫装置的处理烟气量为2036400m3/h,GGH采用的是豪顿旋转再生式烟气再热器(33GVN500)o2012年2号机大修，为了减少

3、旁路挡板封堵对机组的影响，进行了相关的技术改造。1.1更换电除尘自07年脱硫开始运行以来，就一直存在GGH堵塞问题。GGH堵塞会减小通风流量，增加风机的电耗，严重时机组要限负荷，对机组的经济性和稳定性有很大影响。通过在线高压水冲洗和蒸汽吹灰都无法解决，只能停脱硫进行化学冲洗。化学冲洗一年平均要2〜3次，若没有旁路挡板，则要停机才能处理。打开GGH检查发现，内部结垢严重，部分换热元件上层被垢渣堵死，部分换热元件破碎严重。垢样经荧光谱分析，主要成份为硅酸盐，占50%多，其它含量较多的依次为氧化铝、氧化铁、氧化钙和硫酸酉干，其中氧化钙含量在5

4、%左右，含微量飞灰。因吸收塔出口烟气处于饱和状态，携带一定量的水分，GGH换热元件表面比较潮湿，在GGH原烟气侧特别是冷段，烟气中粉尘会黏附在换热元件上，然后与烟气携带的少量石膏浆液在热交换片上混合形成硬垢，导致GGH堵塞。锅炉飞灰过多还会使除雾器的结垢，降低脱硫效率和增加大气PM2.5颗粒的排放，所以必须降低脱硫入口烟气粉尘浓度。珠海电厂电除尘采用的是三菱DryTypeEP,在实际运行中，电除尘出口烟气含量经常达到100mg/Nm3以上，远远超出许多电厂平均30mg/Nm3的水平。因此，我厂对电除尘进行改造，改用龙净环保公司的FE型电

5、袋复合式除尘器，排放浓度可长期稳定在30mg/Nm3以下。1.2增引合并由于GGH的运行压差高，高负荷运行时，多次发生增压风机动叶开度高于95%,风机过流振动高高跳闸的事件，没有旁路挡板的话，就会跳机。因此，我厂拆除了增压风机，采用HowdenANT-3200/1600B动叶可调轴流式风机作为引风机。增引合并后，增加运行可靠性，简化脱硫系统，降低了设备运行维护成本。1.3脱硫设备改造珠海电厂脱硫工程原设计燃煤含硫量为0.63%（FGD入口S02浓度1299mg/m3）,校核燃煤含硫量为0.80%（FGD入口S02浓度1850mg/m3）

6、,但随着煤炭市场供应的不确定性，实际燃用的煤质含硫量与设计煤种存在一定的偏差，实际FGD入口S02浓度较高，净烟气S02浓度已无法满足最新环保排放标准。为保证拆除旁路后脱硫机组的发电安全和环保安全，适应燃煤硫分提高的现状，需要对拆除旁路后的脱硫系统进行增容改造，使脱硫系统出口S02排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定不大于50mg/m3（标态、干基，6%02）,年等效利用小时数不低于5500小时。(1)吸收塔拉高扩容，上部整体升高3.6m,浆池区加高2.8m使浆池容积达到约3500m3,在现有最上层

7、喷淋层与除雾器之间新增两层喷淋层及一级管式除雾器。总共5层喷淋层，燃用设计煤质的情况下，脱硫效率297.7%(保证值),当FGD入口S02浓度增加到2200mg/Nm.锅炉BMCR工况条件下，脱硫装置能安全运行，烟气中的S02能达标排放。(2)原有3台8800m3/h浆液循环泵保留下面两台，更换一台流量为11700m3/h,新增2台11700m3/h浆液循环泵,每塔总计5台浆液循环泵。热工逻辑为当循环浆液泵全停且吸收塔出口烟温大于65摄氏度(3取2处理)，延时15秒发出锅炉MFT信号。若锅炉MFT动作后，该MFT动作条件信号仍持续超过5

8、分钟，则联锁跳闸两台引风机。(3)在GGH入口原烟段水平直段设置两层事故喷淋，事故喷淋系统进口采用气动阀，脱硫岛失电时，阀门自动打开，喷淋水自流到吸收塔入口烟道喷淋水管，给高温烟气降温，其中降温幅度由180