无增压风机湿法烟气脱硫技术及其应用情况
摘要:本文介绍了浙江某发电厂的脱硫系统不配备增压风机，利用锅炉引风机提供脱硫阻力降，简化了脱硫系统，减少了设备购置费用，降低了设备运行维护成本。
1 系统介绍
浙江某发电厂#2机组锅炉采用420t/h超高压自然循环、一次中间再热锅炉，铭牌主蒸汽出力420t/h，最大蒸汽出力430t/h，理论烟气量547000Nm3/h。
引风机为两台1788B/1615型离心风机，风压为8255Pa，风机流量为420048m3/h，配YKK630-6电机，电机容量为1300kW，电机额定电流为152.2A，电机转速为990r/min。使用YOTGC1000/1000液力耦合器，功率为640～1860kW，输入转速为950r/min。
炉膛压力在小于-8 0 0 P a或大于1 1 0 0 P a时,延时1.5s，锅炉MFT（master fuel trip，总燃料跳闸）。
脱硫系统采用石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统，吸收塔采用美国巴威（B&W）公司托盘喷淋塔，并配有3台浆液再循环泵和3台氧化风机，保证脱硫效率在90%以上。整个脱硫岛系统理论最高压损为3035Pa，另设有旁路烟道及旁路挡板，用于投切脱硫系统。脱硫岛无增压风机，烟气动力由锅炉引风机提供。
烟气脱硫系统与锅炉烟气系统紧密相连，以确保锅炉的安全运行，是脱硫系统保护控制逻辑设计中必须重视的问题。
2 系统投切分析
由于该脱硫系统无增压风机，仅依靠锅炉引风机提供相应动力。在投入脱硫前和投入脱硫后，脱硫岛烟气压力稳定，引风机运行状况相对稳定，能保证机组安全、稳定的运行。当炉后脱硫岛烟气阻力发生变化时，引风机需做出一定调整，而调整速率过快会影响炉膛燃烧。因此，在脱硫系统投切和浆液再循环泵启停时，较易出现问题。
2.1 旁路挡板开关
某次试验中，在50万m3/h的烟气量下，旁路挡板手动关闭，脱硫系统投入。整个投入过程，炉膛负压最大为124Pa；最小为-121Pa。为减少对机组主设备系统的影响，避免造成瞬时炉膛负压过高或过低，引起锅炉MFT动作，FGD旁路挡板投入时间约为5分钟。
在50万m3/h的烟气量下，旁路挡板手动打开，把脱硫系统切除，在5分钟的切除过程中，炉膛压力变化最大为140Pa，最小为-60Pa。
在脱硫系统正常投入和切除过程中，引风机有足够的调节能力，锅炉炉膛负压未发生剧烈变化，但整个投入和切除过程应尽可能放慢，减少烟气压力波动对炉膛负压的影响。当旁路挡板开度小于20%时对锅炉影响较大，应特别注意小心，在旁路挡板关闭时，最后的20%对锅炉影响也较大，应加强监视和联络。
系统在正常投、切时，采用手动操作，整个投、切时间不小于5分钟。在出现进入FGD的烟气的烟温、含尘（烟气粉尘浓度）超标以及GGH故障等时，要使旁路挡板在事故状态下自动打开，切除脱硫岛。旁路挡板采用脉冲慢开方式，每个脉冲信号间隔25秒，挡板全开时间不小于6分钟，防止机组发生异常情况，保护脱硫岛内设备。
当运行的2台或3台循环泵全部跳闸或在锅炉MFT的极端情况下，应快速切除脱硫岛，且旁路挡板应在28秒内快速全开。
2.2 再循环泵切换
为确保运行安全，脱硫岛的3台循环泵分别接于厂用电6kVA,B段。在正常运行工况下（指燃煤含硫率小于1.06%）运行的2台循环泵，通常为#1、#3泵，接于6kVA,B段，以降低循环泵全部跳闸的几率。
在正常操作时，如将#1、#3浆液再循环泵切换为#2、#3浆液再循环泵运行，脱硫系统原烟气压力会发生一定波动，#1、#2引风机应相应做出调整，以稳定锅炉正常运行。操作过程应为先开启#2循环泵，稳定后再停用#1循环泵。
在50万m3/h的烟气量下，记录的具体数据如下：
（1）2台循环泵运行时增开1台，3台运行，2台引风机电流平均增加5～8A，原烟气压力增加200～500Pa。
（2）3台循环泵运行时停开（运）1台，2台运行，2台引风机电流平均降低4～6A，原烟气压力降低250～450Pa。
（3）炉膛负压波动极值为：+120Pa～-183Pa。
以上数据表明，浆液再循环泵的切换对锅炉影响不大，引风机稍做调整即可克服烟气压力波动，将锅炉调整至正常，保证脱硫系统与整套发电机组稳定运行。
3 运行概况
该发电厂#2锅炉烟气湿法脱硫装置，于2002年4月16日正式开工建设；2003年4月首次导入烟气进行调试；2003年7月完成168小时试运行。2003年9月，在煤种含硫1.06％、负荷分别为100％MCR（maximum continuous rating，最大连续功率）、70%MCR，以及煤种含硫1.4％、负荷100％MCR时，浙江省电力试验研究所对#2锅炉FGD系统进行了性能考核试验，《烟气脱硫合同附件》“保证设备和系统试验”中规定的三项功能保证全部合格，八项性能保证除噪音一项，也都合格。
2 0 0 3年9月至2 0 0 5年8月,＃2锅炉运行总时间为1 6 3 4 5小时,脱硫系统运行时间为1 5 9 4 6小时，脱硫系统投运率为97.55％,平均脱硫效率91.38％，脱除SO211690余吨。
该脱硫系统由于机组停役、脱硫装置检修、试验等原因，两年来共计撤出运行34次，其中大多数为有计划手动撤出，机炉集控与脱硫控制采用电话或对讲机联系，撤出过程平稳，炉膛负压波动为100～200Pa。脱硫系统投运以来的两年多时间里，除了几次保护误动外，没有因运行异常而导致发生保护动作。
保护误动大致情况如下：
（1）2003年6月27日，由于＃2炉2号角中排油枪推进信号误发，造成＃2炉脱硫旁路烟道挡板保护动作打开。导致信号误发的原因是雨水渗入油枪控制箱，2号角中排油枪推进行程开关绝缘下降而误接通。运行人员在CRT（cathode ray tube ，屏幕显示器）上撤出“油枪投入切旁路”联锁开关，手动关闭旁路烟道挡板，系统恢复正常后运行人员投入“油枪投入切旁路”联锁开关。
（2）2003年7月7日，由于同样原因，＃2炉2号角中排油枪推进信号再次误发信号，造成＃2炉脱硫旁路烟道挡板保护动作打开。经热工人员处理后，恢复正常。
两次油枪推进信号误发，引起脱硫旁路烟道挡板保护动作常速打开，炉膛负压波动均在100～200Pa之间，说明保护控制逻辑设计是正确的。同时，由于两次误动，我们采取了如下预防措施：在油枪控制箱上加装防护罩；在＃2FGD联锁保护中的锅炉投油保护上加装投撤小开关，只有在锅炉准备投油时，经确认后投上保护小开关，避免误动。
（3）2005年2月16日，热工人员在检修出口烟道挡板执行机构时，因处理不当，在投运＃2FGD时，造成出口挡板开信号未反馈。投入旁路挡板联锁开关后，旁路挡板出现快开动作，运行人员立即撤掉联锁开关，旁路挡板停在开度10％处，此时炉膛负压变化为-98～142Pa。后经热工人员在DCS（distributed control system，分散控制系统）组态中对相关的RS触发器进行复位，系统恢复正常。
此次旁路挡板快开误动，因处理快速，没有记录炉膛出口压力变化的全过程，但从旁路挡板10％开度时，炉膛出口压力的微小波动可判定，在旁路挡板出现快开动作时，锅炉炉膛出口压力的变化不会导致发生MFT。
通过两年的运行实践可以确定，脱硫系统不配备增压风机系统，运行也是安全的。
4 经济效益
浙江另一家配备了增压风机的电厂，二台420t/h锅炉的125MW机组（已增容至130MW），原有的2台引风机，型号为Y4-73-11、N26.5D, 出力50万MW，电机功率700kW,额定电流80.3A。在脱硫改造项目中，2台机组共用一套脱硫系统，配置1台3000kW增压风机。在2台机组正常运行时，引风机电流约120A，增压风机电流250～270A，当1台机组运行时，在常规3台循环泵运行的情况下，增压风机电流为150A左右。
而不配增压风机的脱硫系统在满负荷（135MW）运行时，2台引风机电流约210A。如假设两厂脱硫岛其它用电设备相同，仅在风烟系统上，不配增压风机就有明显的节电效果，在单台机组运行时节电效果更明显，在设备检修维护方面，费用节约也是可观的。
根据测试结果，不配备增压风机的发电厂的#2锅炉系统耗电情况如下：当满负荷（设计值）时，脱硫岛耗电量为920kWh，占＃2机组发电量的0.7％，考虑引风机增加电耗约350kWh（脱硫系统投撤前后，引风机增加的电流），约占＃2机组发电量的1％。
综上所述，发电厂湿法烟气脱硫技术不使用增压风机是切实可行的。不使用增压风机，适当将锅炉引风机功率加大，可大幅降低脱硫系统造价，减少脱硫系统运行维护成本，是一项非常值得推广的技术。
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