烟塔合一脱硫系统在国华三河发电厂的应用
“烟塔合一”脱硫系统设计无旁路的运行控制方式
摘要： 三河发电厂二期工程2×300 MW 机组是国内首台设计“烟塔合一” 脱硫系统无旁路的机组，为确保机组在任何运行工况下进入吸收塔烟气温度和粉尘浓度在设计范围内，保证吸收塔的安全，制定与常规脱硫系统设计有旁路的机组烟风系统不同的运行控制方式， 通过制定无旁路脱硫机组烟风系统启停及改变设备投入顺序，控制进入吸收塔的烟气温度。机组稳定运行的实践证明，三河发电厂二期工程设计“烟塔合一” 脱硫系统无旁路方式是可行的。
关键词： 烟气脱硫,烟道无旁路,烟塔合一,运行控制
概述
神华国华三河发电股份公司（简称国华三河发电厂）地处北京周边，电厂厂址位于河北省三河市燕郊，地处燕郊经济技术开发区东侧，厂址西距通州区 17 km、北京市区37.5 km，东距三河市17 km。
电厂规划容量为1.3~1.4 GW。一期工程已安装 2 台350 MW 凝汽式汽轮发电机组，1、2 号机组分别于1999 年12 月、2000 年4 月投产。二期工程将安装2 台300 MW 供热机组，烟气采用脱硫、脱硝、“烟塔合一”技术，已于2007 年8 月、11 月投产发电。
国华三河发电厂扩建的二期工程为热电联产扩建工程，采用“烟塔合一”技术并将一、二期机组同步建设脱硫，达到了整个电厂“增产不增污、增产减排污”的目的。
1 “烟塔合一”技术的特点
国华三河发电厂为满足城市社会经济的快速发展，改善北京市区的大气环境质量，三河电厂二期工程（2×300 MW 机组）项目决定采用烟塔合一技术，主要基于以下几方面考虑：
（1）由于采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，脱硫系统排放烟气温度只有50 ℃左右， 若采用烟囱排放须对其进行再加热， 温度达到SO2 的露点温度（72℃）以上。而采用冷却塔排烟则无此限制，还可节省GGH 系统和烟囱初期投资及运行费用。
（2）由于该项目选址距北京顺义机场较近，采用 “烟塔合一”技术可有效避开对航空的影响。
（3） 脱硫系统所用的增压风机与锅炉所用的吸风机合而为一既节省了设备的初期投资， 又为整个机组的经济运行打下了良好基础。
经测算，通过120 m 高的冷却塔排烟，对地面造成的SO2 和PM10、NOx 年均落地浓度总体好于240 m 高烟囱排烟对地面造成的落地浓度。工程建成后，每年可减少排放SO2 2 万t，烟尘100 t，具有良好的环保效益。
本工程排烟冷却塔技术取消了传统的高烟囱，将脱硫后的烟气通过烟道直接引入自然通风冷却水塔与水蒸气混合后，由冷却塔出口排入大气。经环境评价分析，尽管传统烟囱一般比双曲线冷却塔要高，烟囱排放的烟气温度也比冷却塔排出混合气体的温度要高， 但冷却塔排放烟气时其热抬升高度及扩散效果是相当的。原因主要是由于烟气通过冷却塔排放，烟气和冷却塔的热汽混合一起排放，具有巨大的热释放率。
由于冷却塔可以直接接受经湿法脱硫后温度较低（为50~55 ℃）的烟气，这就省去了脱硫系统的烟气加热器（GGH），可以简化脱硫工艺系统和布置，取消旁路烟道，采用直通式，增压风机与引风机合二为一。加之省去了传统高烟囱的建设，既节约了设计占地， 又减少了工程量和施工用地， 有利于施工组织。在考虑了冷却塔防腐、加固、烟道等引起的费用增加后，综合比较，采用排烟冷却塔仍然有利于节省工程投资并减少运营费用。
2 机组采用的运行控制方式
由于国华三河发电厂二期机组采用引风机与增压风机合并、没有旁路、没有GGH、“烟塔合一”等技术特点，脱硫吸收塔已是锅炉烟风系统的一部分，在机组运行及吸收塔运行时， 所考虑的问题是吸收塔的运行不能影响机组任何工况下运行； 锅炉的任何运行工况不能损坏吸收塔本体及污染塔内浆液，避免造成恶性循环。
这种设计对锅炉及吸收塔运行会改变一些操作顺序和制定必要的连锁保护， 所以在热态运行时针对此设计特点进行如下情况的运行操作：除了吸收塔入口烟气温度高（大于180℃）、吸收塔循环泵均停的情况下锅炉需要停炉， 一般情况下锅炉出现任何故障及工况发生变化， 不影响脱硫系统和电除尘器的运行，这2 个设备照常投入运行，但运行人员需重点监控。针对这种无旁路的设计本工程机组在下面工况采用不同的控制方式。
2.1 锅炉启停炉、吹扫、煤油混烧的工况
在调试运行期间采取的操作是锅炉启动前脱硫吸收塔循环泵投入运行，为防止或降低锅炉启停、吹扫、煤油混烧期间对吸收塔内石膏浆液及冷却塔内部的污染，电除尘器先于吸收塔循环泵投入，锅炉冷态启动时电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热提前24 h 投入。
锅炉在以上工况时投入电除尘器第1 至5 电场， 控制二次电压数值高于起晕电压且小于闪络电压，并对二次电流限流运行，防止电除尘器的内部燃烧。密切监视电除尘器出入口烟气温度变化情况。
吸收塔内部防腐材料最高抗烟气温度90℃；吸收塔出口至冷却塔的烟道是玻璃钢材质， 最高抗烟气温度68 ℃， 因此运行期间要密切监测脱硫系统 CEMS 系统的主要参数及吸收塔入口、出口温度的变化。
当锅炉停炉时烟风系统不通风， 并且引风机出口温度小于65℃时停吸收塔循环泵，并且密切注意吸收塔出入口温度， 如果锅炉有运行操作或锅炉余温进入吸收塔，吸收塔入口温度超过90℃或吸收塔出口超过65℃，再启动循环泵减温。
2.2 等离子点火时未完全燃烧的飞灰
本工程锅炉为了实现无油点火， 采用了等离子点火技术， 因此锅炉点火前脱硫系统循环泵投入运行， 为防止或降低锅炉启停煤油混烧时对吸收塔内浆液及冷却塔内壁的污染， 在锅炉启动前电除尘器和干除灰系统已投入，电除尘器的灰斗加热器、大梁绝缘支柱套管及放电极绝缘室加热提前24 h 投入。
在锅炉点火时等离子点火时的飞灰未完全燃烧，因此投入电除尘器第1~5 电场时控制二次电压数值，电压控制在起晕电压和闪络电压之间，并对二次电流限流运行，防止电除尘器的二次内部燃烧。
这种未完全燃烧煤粉不可能全部由电除尘器收集，吸收塔浆液有一定的污染可能，根据运行情况可进行浆液部分置换， 即大量补充新鲜的石灰石浆液同时排放污染的浆液。
2.3 电除尘器若干电场出现故障造成吸收塔入口粉尘浓度高
脱硫系统无旁路为防止浆液遭受粉尘的污染，因此在运行期间密切监测电除尘器出入口粉尘浓度、CEMS 系统的主要参数。
（1）每台锅炉配置2 台电除尘器，每台除尘器有 2 个通道，共4 个通道，根据本工程设计脱硫无旁路的特点， 锅炉运行期间如果发生电除尘器其中1 个通道跳闸，机组就跳闸。
（2）如果电除尘器其中若干电场或供电区因故障停运，造成出口质量浓度大于250 mg/m3（标态、干基），锅炉根据实际情况降负荷运行，脱硫系统通过观察吸收塔内浆液的化学吸收反应情况以及石膏品质情况， 需要运行观察确定脱硫系统能否升降负荷及继续运行。
（3）如果电除尘器其中若干电场或供电区因故障停运，造成出口质量浓度小于等于250 mg/m3（标态、干基），脱硫系统继续保持运行，但需要长期运行观察。
2.4 锅炉出现故障时
锅炉运行期间如果负荷出现骤变， 如故障降负荷、MFT、RB 等，电除尘器、干除灰系统、脱硫系统应正常运行，吸收塔浆液循环泵继续运行，吸收塔对锅炉运行没有影响。
2.5 锅炉排烟温度高
本工程为防止运行期间进入吸收塔烟气温度过高，特设事故喷淋罐，事故喷淋设有2 路，在烟温过高时进行喷淋。
（1）当烟温（喷淋前温度测点、三取中）大于等于 160℃启动事故喷淋1 路事故喷淋气动阀门，如果烟气温度（喷淋前温度测点、三取中） 小于等于 155℃并且吸收塔出口温度小于等于65℃， 自动停这路事故喷淋。
（2）当烟温（喷淋前温度测点、三取中）大于等于 170℃时，同时启动2 路事故喷淋气动阀门，如烟温（喷淋前温度测点、三取中）低于160 ℃并且吸收塔出口温度小于等于65 ℃，自动停止1 路喷淋；如果烟气温度小于等于155℃并且吸收塔出口温度小于等于65℃，自动停止另一路事故喷淋。
（3）当烟温达到大于等于180℃同时自动启动2 路事故喷淋气动阀门，如喷射20 min 烟温继续大于等于180℃，则锅炉风机跳闸停炉。运行人员手动关闭事故喷淋。
（4）脱硫吸收塔3 台循环泵跳闸时引风机跳闸，同时自动启动2 路事故喷淋气动阀门， 运行人员手动关闭事故喷淋。
2.6 脱硫系统保护
由于三河发电厂二期机组采用引风机与增压风机合并、没有旁路、没有GGH、“烟塔合一”等技术特点在国内属于首次采用， 并且有等离子点火等新技术， 如何将这些技术很好地应用且各自运行不受影响，避免在运行期间出现技术问题，在调试期间进行了运行控制方面的探索。通过实践，调试期间制定的控制方式可使机组和脱硫系统运行稳定正常， 目前应用“烟塔合一”的二期工程的3、4 号机组已运行近 1 a，目前没有出现因为运行控制方式的问题影响机组和脱硫系统的安全运行。
3 结语
通过对采用的增压风机和引风机合二为一、无旁路、无GGH 的“烟塔合一”技术调试，摸索出我国无旁路的机组运行的自主创新的锅炉和脱硫系统启停的步骤，总结了许多宝贵的经验。
国内首例无旁路脱硫系统运行的关键是考虑将脱硫吸收塔作为锅炉烟风系统的一部分， 锅炉和脱硫启停步骤要相结合，并进行相应的联锁保护，避免因锅炉和脱硫出现的问题相互影响或损坏设备。
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