陳偉武，胡木林

（華能海門電廠，汕頭515132）

華能海門電廠2臺(tái)1 036MW超超臨界火電機(jī)組，煙氣脫硫系統(tǒng)采用海水脫硫工藝，一爐一塔配置，脫硫效率不低于92%。原設(shè)有100%煙氣旁路系統(tǒng)，根據(jù)最新環(huán)保要求，鍋爐投運(yùn)時(shí)煙氣脫硫系統(tǒng)（FGD）必須強(qiáng)制性地同步投入運(yùn)行，旁路系統(tǒng)必須取消，為此對(duì)取消煙氣旁路的可行性進(jìn)行了分析，對(duì)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(duì)脫硫吸收塔工作的影響

鍋爐啟動(dòng)點(diǎn)火時(shí)投用燃油可能造成煙氣中未燃盡油霧質(zhì)量分?jǐn)?shù)過(guò)高。在煙溫低于85℃、油槍多于4支時(shí)靜電除塵器各電場(chǎng)不能正常投運(yùn)，使煙氣中煙塵含量較高。含塵量較高的煙氣進(jìn)入海水FGD系統(tǒng)后會(huì)造成吸收塔內(nèi)件及防腐材料的損傷，影響吸收塔的使用壽命；還會(huì)造成吸收塔排出的廢（海）水中懸浮物質(zhì)量濃度較高［1］。原有的海水恢復(fù)系統(tǒng)主要是針對(duì)正常脫硫運(yùn)行工況進(jìn)行設(shè)計(jì)，沒(méi)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(huì)暫時(shí)性地污染海水。

該鍋爐設(shè)有等離子點(diǎn)火系統(tǒng)，啟動(dòng)時(shí)基本不使用燃料油，低負(fù)荷穩(wěn)燃也基本不投油，因此煙氣中即使含有少量油霧，鍋爐啟動(dòng)時(shí)投運(yùn)2臺(tái)海水升壓泵即可以實(shí)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(dòng)及穩(wěn)燃時(shí)采用等離子點(diǎn)火，保證燃燒器的完全燃燒，盡早投入電除塵裝置和2臺(tái)海水升壓泵同時(shí)運(yùn)行等措施，必要時(shí)還可以利用急冷水系統(tǒng)進(jìn)行噴淋，即可減少油霧對(duì)吸收塔內(nèi)件及防腐層的影響，同時(shí)還能夠保證廢水達(dá)標(biāo)排放（排回海中）。

1．2 煙氣壓力升高時(shí)煙道的強(qiáng)度問(wèn)題

在取消旁路進(jìn)行改造的同時(shí)，還進(jìn)行引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)合一改造，引風(fēng)機(jī)出口壓力由4．2kPa升高到6．9kPa，煙道負(fù)壓也會(huì)相應(yīng)增大，需校核爐膛、煙道的承壓強(qiáng)度。根據(jù)鍋爐及煙道設(shè)計(jì)資料，爐膛、煙道設(shè)計(jì)可承受壓力±9．8kPa，上述6．9kPa壓力滿足設(shè)計(jì)規(guī)范要求，無(wú)需對(duì)爐膛、煙道進(jìn)行加固改造。

1．3 海水供應(yīng)系統(tǒng)的可靠性

系統(tǒng)原設(shè)置2臺(tái)50%容量的海水升壓泵，當(dāng)其中1臺(tái)泵故障時(shí)，機(jī)組負(fù)荷需降至650MW 以下；當(dāng)2臺(tái)泵均故障時(shí)可停運(yùn)FGD，煙氣改走旁路煙道。取消煙氣旁路后，2臺(tái)海水升壓泵同時(shí)故障則要連鎖停機(jī)。

為了保證脫硫系統(tǒng)與機(jī)組同步運(yùn)行，且保證煙氣脫硫效率，應(yīng)增加1臺(tái)海水升壓泵，實(shí)現(xiàn)海水升壓泵兩用一備，可保證機(jī)組可靠、連續(xù)地運(yùn)行。

1．4 煙溫異常升高時(shí)對(duì)系統(tǒng)的危害

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

1．5 FGD系統(tǒng)運(yùn)行中存在的異常情況

海門電廠投產(chǎn)以來(lái)基本燃用印尼煤，偏離設(shè)計(jì)煤質(zhì)，導(dǎo)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(yùn)行中無(wú)法檢修，影響GGH的吹灰，更加劇了GGH的堵塞，嚴(yán)重影響FGD系統(tǒng)可靠性，須進(jìn)行改造。

2 改造內(nèi)容

2．1 增加設(shè)備

2．1．1 海水升壓泵系統(tǒng)

為提高機(jī)組運(yùn)行可靠性，增加了1臺(tái)海水升壓泵，實(shí)現(xiàn)3臺(tái)泵互為連鎖備用功能，并將原A、B泵入口前池進(jìn)行分隔，實(shí)現(xiàn)兩用一備及定期輪換檢修功能，減少機(jī)組減負(fù)荷及非停概率。

增加1臺(tái)海水升壓泵的主要費(fèi)用為海水升壓泵、液控蝶閥、泵入口閘板及濾網(wǎng)、動(dòng)力電纜、熱控儀表及DCS遠(yuǎn)方控制邏輯組態(tài)卡件等設(shè)備材料費(fèi)用，設(shè)備費(fèi)用為495萬(wàn)元，土建施工為250萬(wàn)元。

2．1．2 急冷水系統(tǒng)

該系統(tǒng)采用消防水作急冷水水源，設(shè)置急冷器、管道及閥門，當(dāng)FGD入口煙溫超溫時(shí)，自動(dòng)開(kāi)啟電動(dòng)閥門，通過(guò)急冷器向煙道內(nèi)噴水、降溫。

配備急冷水水源的主要費(fèi)用是設(shè)備采購(gòu)，包括急冷器、管道及電動(dòng)閥門等，采購(gòu)費(fèi)為47萬(wàn)元。

2．2 更換設(shè)備

2．2．1 GGH 蓄熱元件

原來(lái)脫硫系統(tǒng)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(dǎo)致脫硫系統(tǒng)多次被迫停運(yùn)進(jìn)行離線沖洗。為提高系統(tǒng)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(fèi)用是設(shè)備采購(gòu)，全套蓄熱元件為500萬(wàn)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(zhǎng)期處于煙道內(nèi)，噴嘴極易堵塞，噴嘴的清理更換需要停運(yùn)FGD后才能進(jìn)行。取消煙氣旁路后，吹灰器噴嘴堵塞將對(duì)機(jī)組運(yùn)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(nèi)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(fèi)用是設(shè)備采購(gòu)，2套全伸縮吹灰器采購(gòu)費(fèi)為40萬(wàn)元。

2．3 邏輯優(yōu)化

2．3．1 增加脫硫系統(tǒng)故障報(bào)警

脫硫系統(tǒng)增設(shè)的故障報(bào)警有：

（1）煙氣溫度＞170℃（三取二）；

（2）煙塵質(zhì)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(tái)海水升壓泵停運(yùn)，且出口門沒(méi)關(guān)；

（5）海水升壓泵全停報(bào)警；

（6）急冷水供水電動(dòng)門未關(guān)；

（7）吸收塔出口煙氣溫度（1或2）＞50℃；

（8）GGH主（或輔）電機(jī)跳閘；

（9）FGD入口煙氣壓力＞3．5kPa；

（10）脫硫1號(hào)機(jī)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(dòng)門打開(kāi)“或”邏輯

控制信號(hào)有：

（1）煙氣煙道溫度＞170℃（三取二）；

（2）機(jī)組負(fù)荷率＞40%時(shí)海水升壓泵運(yùn)行臺(tái)數(shù)＜2，且吸收塔入口煙溫大于80℃；

（3）無(wú)海水升壓泵運(yùn)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(jī)和輔電機(jī)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(fù)位增加條件

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

（1）任一海水升壓泵已啟動(dòng)；

（2）煙塵質(zhì)量濃度＜200mg／m3；

（3）GGH主（或輔）電機(jī)已啟動(dòng)。

2．3．4 鍋爐 MFT中增加條件

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

2．3．5 增加引風(fēng)機(jī)跳閘條件和出口門閉鎖條件

當(dāng)發(fā)生MFT后，海水泵全停，GGH進(jìn)口煙氣溫度＞100℃，急冷水未投運(yùn)（且延時(shí)一定時(shí)間）時(shí)停止引風(fēng)機(jī)，并關(guān)引風(fēng)機(jī)出口擋板。

3 改造后FGD系統(tǒng)運(yùn)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(tǒng)泄漏，脫硫效率比改造前有所提高（約2%）。改造前機(jī)組負(fù)荷1 007MW，m（SO2）＝2 249mg／m3，脫硫效率為92．03%；改造后機(jī)組負(fù)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(fù)荷下GGH煙氣壓差比改造前減少約0．19kPa。改造前機(jī)組負(fù)荷1 004MW，鍋爐總風(fēng)量3 435t／h，GGH 煙氣壓差為0．72kPa；改造后機(jī)組負(fù)荷1 004MW，鍋爐總風(fēng)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(wú)泄漏，相近工況下凈煙氣溫度下降約3K。改造前機(jī)組負(fù)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(jī)組負(fù)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(wěn)定。改造后（工況1）鍋爐總風(fēng)量為3 477t／h，GGH 煙氣壓差為0．56kPa；改造后（工況2）鍋爐總風(fēng)量為3 455t／h，GGH煙氣壓差為0．58kPa。

（5）脫硫系統(tǒng)原設(shè)計(jì)只有2臺(tái)海水升壓泵，旁路煙道取消后加裝了1臺(tái)海水升壓泵，系統(tǒng)采用兩運(yùn)一備的運(yùn)行方式，提高了系統(tǒng)的可靠性。

3．2 改造后出現(xiàn)的問(wèn)題

改造后出現(xiàn)的問(wèn)題有：

（1）在引、增風(fēng)機(jī)合一改造后，由于引風(fēng)機(jī)出口壓力升高，使煙道非金屬膨脹節(jié)、引風(fēng)機(jī)出口擋板門承壓升高，出現(xiàn)膨脹節(jié)漏風(fēng)甚至個(gè)別破裂、擋板門振動(dòng)大等情況，須進(jìn)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(shí)可能會(huì)下降更多。

4 結(jié)語(yǔ)

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

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

（2）引、增風(fēng)機(jī)合一后，煙道非金屬膨脹節(jié)必要時(shí)一起更換，并選用耐壓等級(jí)更高的膨脹節(jié)。

（3）加強(qiáng)電除塵系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)，必要時(shí)退出節(jié)能模式，防止煙塵質(zhì)量濃度過(guò)大，加速GGH的堵塞。

（4）加強(qiáng)GGH的吹灰及水沖洗，做好吹灰器的維護(hù)工作，規(guī)范吹灰程序，防止GGH過(guò)快堵塞。

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

［2］高野，劉殿濤，王奕．脫硫無(wú)旁路啟動(dòng)運(yùn)行［J］．云南電力技術(shù)，2012，40（3）：82－83．

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

［4］袁杰．脫硫旁路拆除后的運(yùn)行調(diào)整［J］．中國(guó)高新技術(shù)企業(yè)，2012，141（15）：100－101．

［5］雷彥榮，吉建明，張斌，等．脫硫系統(tǒng)無(wú)旁路運(yùn)行的問(wèn)題分析及應(yīng)對(duì)措施［J］．陜西電力，2011，39（8）：90－92．