2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道可行性分析

2009年中国电机工程学会年会2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道可行性分析唐小健，李紫龙中电投远达环保工程有限公司，重庆 400060摘要：为了完善目前火电厂烟气脱硫（FGD）设施运行投运率低的问题，有效控制SO2排放，本文从旁路烟道的作用、现有脱硫装置运行现状出发，对比分析了有无旁路烟道的湿法烟气脱硫装置的常见故障点，以某2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道为例，分析其技术经济性。

结果表明：取消旁路消除了增压风机、烟气换热器（GGH）、脱硫进口烟气挡板门等故障点，有利于提高锅炉机组的安全性与脱硫系统运行的可靠性。

同时，脱硫装置不设置旁路在经济性上也是可行的。

关键词：取消旁路；可靠性；FGD1 设置旁路烟道的目的与作用目前，国内电厂建设的石灰石-石膏湿法脱硫工程中一般都是考虑设置烟气旁路系统[1]。

旁路系统是安装在FGD入口烟道和烟囱之间，其最主要作用是当脱硫系统故障或事故状态下与机组的隔离，而不影响机组正常运行发电；同时当FGD或锅炉处于故障状态下使烟气绕过FGD，通过旁路直接排入烟囱，避免对FGD设备或机组造成影响或损害。

现阶段设置烟气旁路主要是保证在FGD故障停运或临时检修时机组能正常、安全可靠地运行；当锅炉点火或运行中烟气参数超标时，避免烟气中的未燃尽油滴、炭黑、高温烟气或高浓度粉尘等进入FGD系统，保证FGD安全[2]。

2 国内外旁路烟道设置情况目前，国内已投运的脱硫工程中，福建后石电厂6×600MW机组采用海水脱硫技术和河北三河电厂2×300MW机组采取烟塔合一技术的脱硫装置均取消了旁路烟道[3,4]。

新建工程也逐渐趋向于取消旁路，如现在建拟采用烟塔合一取消旁路的项目有：中电投大连甘井子电厂2×300MW、大唐国际锦州热电厂2×330MW、大唐哈尔滨第一热电厂2×300MW、华能营口热电厂2×300MW、国电天津东北郊电厂2×330MW等。

西方发达国家，旁路系统大多应用在早期的烟气脱硫系统中，但随着脱硫技术的发展、严格的环保法规和脱硫装置可利用率不断提高，到目前已完全达到不低于主机的可靠率[5]。

近年来欧美的燃煤电厂大多采用直通式无旁路的烟气脱硫系统。

其中德国作为燃煤电厂脱硫装置取消旁路应用最早的国家，随着德国联邦污染控制法（BImSCHV）第13号条例最新版本的实施，其国内投运的无旁路脱硫装置机组的发电容量超过了13500MW，约占总装机容量的27%。

3 有无旁路烟道FGD装置的差别从国外的经验表明：取消旁路的脱硫装置与设置旁路的脱硫装置在配置上没有本质差别，主要有以下几方面的考虑：（1）锅炉通常采用轻油点火方式。

2000年后部分电厂采用了等离子和微油点火，要求同步启动除尘器，目前未发现无旁路脱硫装置对锅炉系统安全运行产生影响。

（2）为保护吸收塔安全，吸收塔入口均设置事故喷淋系统，定期进行喷淋试验。

（3）吸收塔入口、内部支撑梁以及其它异形件（高腐蚀区域）采用合金贴衬（包括59号合金、双相不锈钢等），部分电厂整个吸收塔全部采用合金材料。

无旁路脱硫装置在国外已是成熟技术，设备质量高，装置运行可靠性高，不存在关键的技术问题，对主机安全运行影响较小。

4 国内影响FGD旁路烟道设置的原因国家环保部最近两次环保监察数据显2009.11.25-27中国·天津示：在环保电价执行到位和环保执法较为严格的地区（如北京、华东、华南、重庆等），脱硫装置投运率大于90％，旁路均关闭运行。

而煤质变化比较大的地区（如华中、华北、西南片区），部分电厂旁路开启运行，主要原因有：（1）实际运行的煤种含硫量大于设计的煤种含硫量，系统物料平衡、酸碱平衡破坏，脱硫装置不能正常运行；（2）电厂运行维护人员对脱硫认识不足，分析解决问题能力较弱，致使设备损坏，系统失衡，脱硫装置在非致命故障情况下开启旁路；（3）由于国内低价竞争，电厂业主对脱硫装置化工装备运行维护、防磨损腐蚀等认识不足，导致对脱硫装置降低设计、设备、建设标准现象严重，导致脱硫装置建设质量不高，设备故障多。

5 取消旁路烟道FGD装置可靠性分析无论在技术上还是设备上，石灰石-石膏湿法脱硫工艺都是一种非常成熟和完善的系统，运行可靠性及稳定性很高。

同时由于湿法脱硫装置是安装在电厂引风机后，所以对锅炉及除尘器的运行不会产生影响。

根据目前国内外的技术水平，湿法脱硫系统的可用率都在95%以上，完全可以和电厂锅炉机组的运行性能相媲美。

目前，影响系统可靠性的原因主要是常规有旁路烟道的脱硫烟气系统、吸收塔系统的关键设备以及旁路挡板故障（不能正常打开），会造成锅炉机组非停事故。

此外，增压风机、GGH、进出口烟气挡板、烟道膨胀节、吸收塔搅拌器、浆液循环泵、喷淋层、除雾器、氧化空气喷枪、滤网等主要设备故障，以及烟道和吸收塔防腐衬里出现脱落与鳞片剥离等现象将严重影响脱硫装置运行的可靠性。

由图1可知，取消旁路烟道的脱硫系统中由于取消了GGH和旁路，增压风机与引风机合并，消除了增压风机、GGH、脱硫进口烟气挡板门等故障点。

因此，湿法烟气脱硫系统取消旁路烟道设计有利于提高锅炉机组的安全性与脱硫系统运行的可靠性。

图1 取消旁路烟道的湿法烟气脱硫工艺流程图6 取消旁路烟道技术经济性6.1技术方案通过了解国内脱硫机组运行情况，并对比分析有无烟气旁路湿法烟气脱硫装置中常见的故障点，可以发现取消FGD装置旁路烟道从技术上是可行的，其关键在于脱硫工艺系统设计、设备和材料选型、工程建设质量以及运营维护能力的保证。

在此，本文以某电厂2×600MW机组湿法烟气脱硫装置为例，将根据以下原则进行取消FGD旁路烟道技术方案研究：（1）取消旁路应同时取消GGH，增压风机与锅炉引风机合并；（2）吸收塔内，喷淋层的喷嘴位置设计不应直接冲刷支撑梁，防止破坏防腐层；搅拌器叶轮边缘线速度宜控制在9~11m/s范围内；吸收塔内设置二级屋脊式除雾器，每级除雾器应设置2层自动冲洗水装置，在正常运行工况下，除雾器出口烟气中的雾滴浓度应不大于75mg/Nm3（干态、6%O2）；（3）对可预见的煤质比较稳定的煤源地电厂、坑口电厂，系统设计时，可按有旁路的脱硫塔设计裕量考虑；（4）对可预见的煤质不稳定的电厂，应考虑设计煤种变化情况，采用预留/在线备用喷淋层考虑；（5）提高关键设备、材料档次，如吸收塔搅拌器宜采用具备在线检修机械密封和寿命较长的产品，提高吸收塔入口段烟道干湿界面、吸收塔喷淋区塔壁与支撑梁、吸收塔内氧化空气管、管座及拐角等部位进行强化防腐材质的档次等。

2009年中国电机工程学会年会6.2经济性分析某2×600MW 机组采用石灰石—石膏湿法无旁路脱硫装置进行锅炉烟气的脱硫，每台锅炉加装一套脱硫装置，增压风机与引风机合并。

脱硫装置设计计算工况的煤种含硫量为1.74%，最大出力工况的煤种含硫量为2.5％，脱硫效率不小于95%。

与有旁路烟道的烟气脱硫装置比较，该项目采用了增加辅助系统备用容量、提高吸收及烟气系统对煤质的适应性、加强了系统防磨防腐的等级，使系统具有更高的可靠性及安全性。

该项目主要数据表如表1所示。

表1 某2×600MW 机组无旁路烟道的烟气脱硫装置主要数据表指标名称 单位参数备 注 机组容量MW 2×600机组年利用小时数 小时5000 烟气量 Nm 3/h221×104脱硫岛厂用电率% 1.17煤含硫量% 2.5 脱硫装置最大出力工况设计煤种 运行煤含硫量% 1.74 锅炉设计煤种，脱硫装置设计计算工况石灰石粉耗量t/h 40.5脱硫装置耗电量 MWh/h14.050该电耗包括引风机每小时增加电耗4050kWh水耗t/h 265该2×600MW 机组无旁路脱硫装置静态投资18917.8万元，单位造价157.65元/kW ；如果按有旁路脱硫装置建设，其静态投资为17973万元，单位造价149.77元/kW ，无旁路脱硫装置比有旁路脱硫装置的静态投资将增加944.8万元，其具体造价差异见表2。

表2 有无旁路烟道湿法脱硫装置造价对比项 目无旁路造价(万元)有旁路 造价(万元)(无旁路-有旁路)差价(万元)烟道及旁路挡板门523.8 1038.7 -514.9 防磨防腐材料等级提高 增加534.8534.8吸收系统 3715.6 3367.9 347.7 降温/洗涤系统增加125.1125.1制浆系统 280.7 182.5 98.2石膏排浆、脱水系统545.5 401.6 143.9其它（如土建、电气、控制等系统）增加210210无旁路脱硫装置增加费用合计944.8注：以上分析表格，未考虑有旁路脱硫装置在项目竞争中，恶意低价、以牺牲影响设备寿命的配置、影响设备安全及可靠性为代价的低报价等因素。

无旁路脱硫装置与有旁路脱硫装置比较，主要差异如下：（1）取消旁路烟道缩短、旁路挡板门等的减少；（2）取消旁路烟道方案脱硫系统里面减少增压风机设备及安装费，但导致主机引风机容量变化增加投资；（3）由于烟道顺畅，脱硫装置减少压损600~700Pa ；（4）增加烟气及吸收系统的可靠性及适应性，增加一层喷淋装置备用、为减小吸收塔的流速吸收塔直径加大导致吸收塔费用增加；（5）增加喷水降温/洗涤系统；（6）为增加辅助系统可靠性及安全性要求，增加干粉制浆系统互为备用、增加石膏处理系统互为备用；如果按机组年均利用小时数5000小时计算，无旁路脱硫装置年均可变运行成本为5917万元。

有旁路脱硫装置电耗增加（烟道2009.11.25-27中国·天津阻力增加）、检修费用增加等因素，导致年均可变运行成本为6160万元。

无旁路脱硫装置与有旁路脱硫装置年均可变运行成本将减少243万元。

脱硫装置不设置旁路在运行经济性上是可行的。

7 结论本文从旁路烟道的作用、现有脱硫装置运行现状出发，分析了有无旁路烟道的湿法脱硫装置的差异与国内影响FGD旁路烟道设置的原因，以某2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道为例，分析其技术经济性，得到主要结论如下：（1）随着SO2控制法规的日趋严格和脱硫装置可靠性的提高，取消FGD旁路烟道已势在必行，而且从技术上也是可行的。

（2）湿法脱硫装置取消旁路烟道的设计方案消除了增压风机、GGH、脱硫进口烟气挡板门等故障点，有利于提高锅炉机组的安全性与脱硫系统运行的可靠性。

（3）以某电厂2×600MW机组湿法脱硫装置取消旁路烟道为例，得到其静态投资将增加944.8万元，但运行费用每年将减少243万元，因此脱硫装置不设置旁路烟道在经济性上是可行的。

参考文献[1] 谭学谦. 湿法脱硫系统(无GGH)不设置烟气旁路方案探讨[J]. 电力建设, 2007, 28(4): 40-44.[2] 白云峰, 许正涛, 吴树志, 等. 脱硫机组取消旁路烟道的技术经济分析[J]. 中国电力, 2008, 41(1): 73-75.[3] 赵生光. 火电厂湿法烟气脱硫取消旁路烟道可行性分析与探讨[J]. 中国电力, 2007, 40(6): 81-85.[4] 曾德勇. 烟塔合一工程综合调研[J]. 电力建设, 2007,28(3): 41-45.[5] 周雪清. 燃煤电厂脱硫烟囱3种设计方案的比较[J]. 电力建设, 2005, 26(1): 62- 64.作者简介：唐小健（1968年～），男，重庆，工学硕士，高级工程师/中电投远达环保工程有限公司副总经理，长期从事火力发电工程与脱硫工程的设计、管理和研究工作。