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火电厂脱硫工程取消烟气旁路是环保发展的必然趋势

作者/来源:www.esep.org.cn 发布日期:2008-04-18 浏览次数:3848  [打印文章]


摘  要:火电厂烟气脱硫工程取消烟气旁路具有一定的技术风险,是否取消烟气旁路成为电力企业广为关注的一个问题。本文以国华三河发电厂二期工程取消烟气旁路的工程实践,对火电厂烟气脱硫工程取消烟气旁路的相关问题进行了探讨,提出火电厂脱硫工程取消烟气旁路是环保发展的必然趋势。

关键词:烟气;脱硫工程;取消;烟气旁路;

 

1  前言

我国是燃煤大国,能源结构决定了以煤炭为主的能源格局将长期存在,煤炭占一次能源消费总量的75%,而电力仍将以建设燃煤电厂为主。随着煤炭消费的不断增长,燃煤排放的二氧化硫也不断增加,我国已成为世界上二氧化硫排放量最大的国家,其中燃煤电厂二氧化硫排放量已达到总排放量的50%以上,致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重,控制燃煤电厂二氧化硫污染排放的任务将越来越艰巨。

“十五”期间,我国发电装机年均增长10.12%,电力消费弹性系数平均高达1.36,基本满足我国在工业化快速发展的需要。国内电力建设的加速发展,给火电厂脱硫带来了机遇和挑战。“十五”期间,主要是采取换烧低硫煤、关停小火电机组和降低煤耗等综合性措施大幅度减排二氧化硫。“十一五”时期是我国二氧化硫控制的关键时期,燃煤电厂二氧化硫控制的好坏将直接影响全国二氧化硫的控制效果,直接关系到减排任务能否完成。“十一”期间,90%以上的电力二氧化硫减排量要靠燃煤电厂安装烟气脱硫装置来实现。因此,烟气脱硫产业发展水平、建设质量和成本是影响电力二氧化硫减排目标实现的关键性因素。

长期以来,在政府环保政策的引导下,电力行业积极推进烟气脱硫事业,并做了大量卓有成效的工作,使电厂周边地区的空气质量得到好转。到2006年底,新建的300MW及以上机组都同步安装了烟气脱硫装置,同时改造了一大批老的火电机组,加装了脱硫装置,开展了烟气脱硫工程后评估工作。但据有关权威部门的调查,已建设完成的脱硫装置投用率并不高,烟气脱硫工程质量及运行效果不太令人满意,原因是多方面的。由于对脱硫产业的管理还不完善,环保执法不严,某些电厂还存在不投运脱硫装置、偷排现象。

但为了适应和满足政府以及人民群众越来越严格的环境空气质量要求,履行企业的环保义务,认真执行国家的环保法规,研究取消烟气旁路是很有必要的。

2  国内外烟气旁路规定和设置情况

2.1  烟气旁路的作用

在机组正常运行时,由锅炉引风机来的原烟气,经过增压风机增压后进入GGH,通过GGH换热降温后进入吸收塔,处理后的净烟气从吸收塔顶部出口排出,再经GGH加热升温后排放烟囱。

当锅炉启动、进入FGD的烟气超温或FGD装置故障停运时,关闭吸收塔入口挡板,开启旁路挡板,原烟气由烟气旁路直接进入烟囱排放,不进入吸收塔,保护脱硫装置。

2.2  国外对烟气旁路设置的规定

2.2.1  德国对烟气旁路设置规定

德国对脱硫烟气旁路设置没有明确规定。由于德国环保标准对脱硫运行要求严格,电厂基本上都不设烟气旁路,特别是采用“烟塔合一”电厂,均取消了烟气旁路。2004年前,德国标准规定SO2排放浓度为400mg/Nm3,同时要求机组每年不带脱硫装置运行不能超过240h,2004年后标准规定SO2排放浓度降为200mg/Nm3,每年不带脱硫装置运行在100h~120h内,每次不能超过72h。

国外电厂在锅炉启动和稳燃时均要求投运电除尘器除尘,使进入吸收塔的粉尘浓度比较低。

2.2.2  美国对烟气旁路设置要求

美国对烟道旁路没有明确要求,但在1990年对《清洁大气法》修改出台后,对SO2排放的处罚更严厉,有关燃料政策和排污交易等措施使得SO2排放与经济紧密联系起来,所以许多业主要求取消烟气旁路。

2.2.3  日本对烟气旁路设置规定

日本《排烟处理设备导则》(JEAG3603—2002)4.4.2节烟气系统设计要点对旁路烟道规定:在全容量处理烟气的脱硫设备中,宜采取配置旁路烟道等措施。该标准还介绍了采取无旁路烟道系统配置,获得高的脱硫除尘效率。

2.3  国内烟气旁路设置情况

我国火力发电厂烟气脱硫设计起步较晚,机组均设置有烟气旁路,来保证机组的可靠性,保护吸收塔装置在事故状态时不受损失。随着环保要求的提高,取消烟气旁路将作为新的研究课题。

3  国华三河电厂不设烟气旁路的脱硫技术特点

国华三河发电厂地处北京周边,位于河北省三河市燕郊经济技术开发区。电厂规划容量为1300~1400MW。二期工程安装2台东方型300MW供热机组,已于2007年7月带负荷试运,计划8月初通过168投产发电。

为了减少对当地和北京市的环境影响,向北京市提供清洁能源,建设绿色环保电厂,三河二期同步建设烟气脱硫、脱硝装置。2台机组采用“全烟气脱硫、脱硝、烟塔合一”技术。脱硫装置采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺,一台炉配置一台吸收塔,脱硫率大于95%。采用“烟塔合一”技术,取消了烟气系统的旁路,取消了传统的高烟囱,锅炉原烟气直接进入吸收塔,脱硫降尘后,将经脱硫后的烟气通过穿过冷却塔筒壁的净烟道送入塔中心,烟气与塔内水蒸气混合后,由冷却塔出口排入大气,满足《火电厂大气污染物排放标准》的要求。

由于冷却塔可以直接接受经湿法脱硫后温度较低(约为50℃)的烟气,可省去脱硫系统的烟气加热器(GGH),取消旁路烟道,简化脱硫工艺系统和布置,把增压风机与引风机合二为一(设置2台引风机),既减少用地,又节约工程造价。

当锅炉启停、进入FGD的烟气超温(超过160℃达20min或当烟温达到180℃时)或FGD装置故障停运时,烟气不能从旁路绕开脱硫装置,而直接进入吸收塔,通过吸收塔对烟气处理后,才能进冷却塔排入大气。此时,一套脱硫设备保护装置是至关重要的。众所周知,取消烟气旁路,其考验的关键点是脱硫装置的可靠性和可控性。我们研究的不设烟气旁路的烟气脱硫技术,为自主开发的脱硫核心技术,应用于石灰石—石膏法烟气脱硫工艺。

从2005年9月起,我们针对国华三河电厂不设烟气旁路的特点进行了研究,提出了三河电厂取消烟气旁路后的安全评价,拟定了脱硫系统,确定了脱硫装置布置。经过一年多的科技攻关,已经掌握了不设烟气旁路的脱硫装置的核心技术,应用于三河电厂是国内领先的、自主开发的技术,已经过锅炉启动点火的检验,证明技术是成功的。

4  取消烟气旁路对脱硫系统的影响和对策

取消烟气旁路,关键是要解决脱硫系统的安全性和可靠性,达到要求的脱硫效率,减少机组停运率,保证可用率。但这势必对脱硫装置主、辅设备的可靠和稳定运行提出了更高的要求,起码要与发电机组同等可靠、同步运行、同步检修,对锅炉运行提出更高的要求,并满足在事故紧急工况时能安全运行。

寻求解决以上问题的最佳对策,是研究的出发点。经过一年多的研究,找到了解决方法,并在工程中成功应用。如在烟气系统采取烟气事故喷淋装置,解决高温烟气问题;增设浆液备用泵、设置二条供浆管道,解决供浆可靠性问题等,确定好引风机/增压机与送风机的启、停联锁关系,并密切监视炉膛负压的变化。随时准备好调整炉膛负压的准备,使之维护在锅炉的正常范围内运行。

5  结语

取消烟气旁路技术,其关键点是如何提高脱硫装置的可靠性和脱硫系统运行的可控性。国华公司在三河电厂采用新的脱硫技术,不设烟气旁路,可以达到减少机组停运率,保证脱硫系统可用率,在机组启停、事故工况时,减少对电厂周边环境的影响。随着我国大容量火电机组快速发展的步伐,国家环保要求日益提高,取消烟气旁路技术,将成为环保发展的趋势。

 

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