大唐甘谷发电厂旁路封堵改造方案.doc

大唐甘谷发电厂烟气脱硫旁路封堵技术方案批 准： 审 核： 校 核： 编 写： 李黎明 赵欣雷 张耀明大唐甘谷发电厂2013年07月30日一、概述我厂2330MW燃煤空冷发电机组.脱硫工程为石灰石石膏湿法脱硫工艺，烟气脱硫装置按一炉一塔设计，制浆与脱水及废水处理系统两炉共用。脱硫系统设置有100%烟气旁路，设计有加热装置（GGH），由于频繁堵塞，蓄热元件于2009年拆除。2010年在甘肃省环保厅、天水市环保局的共同监督下对脱硫烟气旁路挡板进行了铅封。随着国家环保部门在十二五期间对污染物的排放提出了更高的要求，有烟气旁路的火电企业要对旁路实施封堵或取消旁路， 以达到脱硫装置与主机同时投运的目的。我厂积极响应国家环保新政，2012年4月份对旁路封堵进行了可行性调研并制订出了初步方案，同时根据环保要求和中国大唐集团公司脱硫设施旁路挡板门拆除及烟道封堵指导意见，以及我厂对大唐宝鸡热电厂脱硫旁路封堵调研情况和大唐科技工程有限公司的旁路封堵可研报告，结合我厂实际情况，特制定以下技术方案： （一）设计依据 1. 甘谷发电厂1、2号机组（330MW）烟气脱硫工程竣工图2.火力发电厂设计技术规程 DL50002000（三级用仿宋不加粗，注：四级是用（1）（2）五级是用ABCD.）3.火电厂大气污染物排放标准DB13223-20114.火力发电厂烟气脱硫设计规程DLT5196-2004（二）项目背景甘谷发电厂1、2号机组工程建设330MW燃煤空冷机组，同时配套建设1套湿式石灰石石膏法烟气脱硫装置，在BMCR工况下进行全烟气脱硫，脱硫效率不低于95。1号机组脱硫装置在2008年5月投运，系统运行状况基本良好。烟气脱硫工艺采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，脱硫装置采用一炉一塔。工艺水系统、石灰石浆液制备系统、压缩空气系统、石膏脱水系统、废水处理系统和排空系统为本期两套脱硫装置公用。根据最新的环保要求，必须取消旁路烟道，对原有旁路采用封堵措施。（三）脱硫系统的可靠性问题在有旁路烟道的情况下，烟气脱硫系统故障停运，锅炉烟气可以走旁路，不影响发电机组正常运行。取消旁路烟道以后，烟气脱硫系统故障停运，主机必须停运。这样就使脱硫系统与主机融为一体，成为发电机组主体设备的一部分。由于烟气脱硫系统故障停运，主机停运，影响发电和供电，所造成的经济损失比有旁路烟道的情况下的经济损失大得多。因此，对脱硫系统运行的安全可靠性提出更高的要求，也就是脱硫系统应具备与主机系统同等的可靠性，应当按照这一基本原则确定脱硫系统的设置和设备的选择。（四） 脱硫系统运行条件国内外所有的石灰石-石膏法烟气脱硫系统的脱硫原理是相同的，锅炉进入稳定运行阶段，除尘器必须全部长期稳定高效投入，检测和严格控制粉尘浓度，长期运行：50mg/Nm3，短时可达到200mg/Nm3，控制浆液中油的含量低于1000mg/l。既然无旁路烟气脱硫装置与主机融为一体，为保证脱硫系统的稳定运行，要求锅炉在启动过程中必须投入静电除尘器，否则，机组不能启动；静电除尘器失电时，主机应停机。（五）取消烟气旁路后FGD系统所面临的问题由于取消烟气旁路，FGD系统需与主机同步，可靠性要求大大提高，一旦出现FGD系统入口烟气参数恶化，特别是烟气中含尘含油超出设计标准时，FGD系统只能投入吸收塔系统。当烟气参数满足设计标准并且吸收塔浆液置换完毕后，才能让整个FGD系统投入正常运行。二、改造技术方案（一）工艺系统为提高取消旁路烟道脱硫系统可靠性，必须对脱硫工艺系统进行一系列改造。1.旁路封堵方案：（1）旁路挡板门前后采用120槽钢做井字形框架，6mm厚Q235钢板焊接封堵，表面采用高温玻璃鳞片进行防腐处理，封堵墙侧面加装600x600人孔门，便于环保部门验收检查，挡板门打开后连杆焊死。拆除旁路挡板执行机构，原、净烟气挡板拆去或开启后就地用销子固定，并切断执行器电源，防止异常关闭，只有在脱硫系统进行检修时方可将固定销子取下。混合烟道净烟道封堵防腐旁路挡板烟囱人孔（2）在增压风机入口烟道上方上加装防爆门，防止烟道超压坍塌。防爆门采用大口径圆形膜片式防爆门（直径900mm），动作压力为3200帕（烟道设计值为4000Pa）。A引风机B引风机增压风机防爆门（3）加装烟气事故喷淋系统方案：；无烟气旁路的脱硫装置应该设置烟气事故喷淋系统。由于烟气脱硫系统取消了旁路烟道，吸收塔作为锅炉烟气的必需通道，因此吸收塔的安全运行成为机组的安全、稳定运行的重要条件。为了保证脱硫系统的安全稳定运行，要求进入吸收塔的烟气必需满足温度条件，不能损坏吸收塔内部的防腐衬胶、喷淋层、FRP 管道、除雾器元件等。在锅炉烟气温度异常升高或者浆液循环泵停运时，安装在原烟道前端的事故喷淋系统 可以对烟气进行喷水降温，使吸收塔入口的烟气温度在允许的范围内。具体方案如下：事故减温喷淋系统是设置在吸收塔入口烟道内部的管网式喷淋装置，覆盖整个烟道截面，管道材质2205不锈钢，管径 DN40，喷嘴材质2205不锈钢，喷嘴尺寸DN25，采用120度实心锥喷嘴，两级共布置11根管道，第一级5根，第二级6根，一二级两边的4根管每根管设计4个喷嘴，其它喷淋管每根管道设计3个喷嘴，共计37个喷嘴（经计算得出的数量），一二级喷嘴布置上下错开，管道布置左右错开，确保水雾覆盖率100，以防高温烟气和腐蚀损害。供水系统可由工业水及消防水系统两路提供，管道直径DN150，材质为碳钢管，一二级喷淋支管管径DN125，材质为不锈钢316L，喷淋装置外部供水总管装设电动总门，可通过控制系统远程操作。电动门电源取自脱硫系统电动执行机构电源柜，阀门与锅炉启停信号，烟气温度参数信号联锁，将根据这些参数信号实现电动门的自动开关。喷淋装置可设置两级，一级喷淋装置可将烟气温度由140降至80100，当锅炉运行时烟气温度若超过140，就启动一级喷淋装置，降低入塔烟气温度，一方面保护吸收塔内部组件，另一方面可提高液气比，有利于SO2的吸收，确保脱硫效率。在锅炉投油启停、空预器停转、浆液循环泵全停、FGD断电情况下，同时开启一、二级喷淋系统，可将烟气温度降至6070，确保塔内的喷淋层、除雾器、防腐层的安全。第二级事故喷淋后2米处加装3个温度测点，两级供水母管各加装1个流量计，吸收塔入口烟道底部加装斜坡式导流板，便于喷淋水流入吸收塔，防止吸收塔入口烟道积水。此项改造还涉及到吸收塔入口烟道内壁高温防腐的工程项目，应和事故喷淋减温装置同步施工。减温水喷淋示意图如下：（二） 电气设备1.我厂已经对增压风机油站进行了双电源改造，满足运行要求，本次不再改造。2.我厂1、2号脱硫A、B、C浆液循环泵分别接至脱硫6KVA、B段为单电源供电。旁路封堵后为保证我厂1、2号脱硫浆液循环泵可靠运行，对1、2号脱硫浆液循环泵B进行双电源改造（附图如下）变更前的图： 变更后的图：改造后1号脱硫B浆液循环泵正常情况下在脱硫6KV B段，2号脱硫B浆液循环泵正常情况下在脱硫6KV A段；当A段或B段之一失电都可以保证至少有一台浆液循环泵运行。当一段母线检修，可临时将B浆液循环泵切换到另一段，保证脱硫效率。3 .1、2号吸收塔各有A、B、C三台搅拌器，其中B搅拌器电源取自脱硫保安段，其它两台搅拌器取自MCC，两台脱硫系统的MCC均采用双电源，取自脱硫400V PC的A段和400V PC的B段，电源可靠，不需改造。4.事故喷淋电动门电源取自脱硫电子间电动门电源柜。（三）热工控制设备取消旁路烟道后，脱硫岛在启动和停机都与原来的设计方案有所变动，主机DCS和脱硫的DCS的控制逻辑应增加必要的联锁逻辑和报警信号，并且主机的操作人员在操作时应当注意，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。锅炉进入稳定运行阶段，除尘器必须全部长期稳定高效投入，检测和严格控制粉尘浓度。既然无旁路烟气脱硫装置与主机融为一体，为保证脱硫系统的稳定运行，要求锅炉在启动过程中必须投入静电除尘器，否则，机组不能启动。下面列出的是改造的详细热控实施方案：1.脱硫旁路挡板封堵热控测点变更情况：（1）新增原烟气温度一支，喷淋后吸收塔入口烟气温度测点3支。（2）吸收塔入口烟道增加四台事故喷淋电动门，联锁条件中一级喷水减温用原烟道温度高联锁启动；二级喷水减温用喷淋后烟气温度高或循环泵全停信号启动。（3）增压风机电机停止信号、运行信号、电流测点由脱硫DCS送至主机DCS。（4）脱硫DCS增加送主机DCS“脱硫投入正常”信号。（增压风机、至少1台循环泵已运行）（5）主机DCS送脱硫DCS“风道建立允许增压风机启动”信号。（6）拆除原烟气挡板，旁路挡板执行机构及其动力、控制线路，拆除净烟气挡板指令控制线，并由脱硫专业对净烟气挡板进行固定。由热控专业去除对应挡板的保护逻辑。2. 脱硫DCS逻辑变更情况（1）增压风机保护跳闸条件原逻辑如下：1) 增压风机电机A相线圈绕组温度1大于130或增压风机电机A相线圈绕组温度2大于1302) 增压风机电机B相线圈绕组温度1大于130或增压风机电机B相线圈绕组温度2大于1303) 增压风机电机C相线圈绕组温度1大于130或增压风机电机C相线圈绕组温度2大于1304) 增压风机电机前轴承温度大于85，延时5S5) 增压风机电机后轴承温度大于85，延时5S6) 增压风机前轴承温度三取中大于907) 增压风机中轴承温度三取中大于908) 增压风机后轴承温度三取中大于909) 增压风机合闸30S后，（增压风机轴承振动A大于7.1mm/S或增压风机轴承振动B大于7.1mm/S）延时5S11) 增压风机电机油站重故障或两台油泵都无运行信号12）增压风机运行且净烟气挡板无开信号，延时3秒13）增压风机合闸100秒后原烟气挡板未开12) FGD请求跳闸 吸收塔循环泵全停 FGD原烟气温度三取中大于140原烟气压力高（高于600帕延时1800秒，高于800帕延时2秒）原烟气压力低（低于-800且增压风机合闸超过15秒，延时1800秒，低于-1000帕延时2秒） 两台引风机全停 炉MFT 增压风机故障跳闸 FGD母线失电修改后逻辑：1) 增压风机电机A相线圈绕组温度1大于130或增压风机电机A相线圈绕组温度2大于130（取消）2) 增压风机电机B相线圈绕组温度1大于130或增压风机电机B相线圈绕组温度2大于130（取消）3) 增压风机电机C相线圈绕组温度1大于130或增压风机电机C相线圈绕组温度2大于130（取消）4) 增压风机电机前轴承温度大于85，延时5S5) 增压风机电机后轴承温度大于85，延时5S6) 增压风机前轴承温度三取中大于90，延时5S7) 增压风机中轴承温度三取中大于90，延时5S8) 增压风机后轴承温度三取中大于90，延时5S9) 增压风机合闸30S后，（增压风机轴承振动A大于7.1mm/S或增压风机轴承振动B大于7.1mm/S）延时5S（取消）11) 增压风机电机油站重故障或两台油泵都无运行信号，延时2S12）增压风机运行且净烟气挡板无开信号，延时3秒（取消）13）增压风机合闸100秒后原烟气挡板未开，延时5S（取消）12) FGD请求跳闸（取消） 吸收塔循环泵全停 FGD原烟气温度三取中大于160原烟气压力高（高于600帕延时1800秒，高于800帕延时2秒）（取消）原烟气压力低（低于-800且增压风机合闸超过15秒，延时1800秒，低于-1000帕延时2秒）（取消） 两台引风机全停 炉MFT（取消，改为增压风机动叶关到0或特定位置） 增压风机故障跳闸（取消） FGD母线失电（取消）（2）增压风机启动允许条件原逻辑如下：1）增压风机电机线圈绕组温度正常 增压风机电机A相线圈绕组温度1小于110 增压风机电机A相线圈绕组温度2小于110 增压风机电机B相线圈绕组温度1小于110 增压风机电机B相线圈绕组温度2小于110 增压风机电机C相线圈绕组温度1小于110 增压风机电机C相线圈绕组温度2小于1102）增压风机电机轴承温度正常 增压风机电机前轴承温度小于70 增压风机电机后轴承温度小于703）增压风机轴承温度正常 增压风机前轴承温度全部小于70 增压风机中轴承温度全部小于70 增压风机后轴承温度全部小于704）无电气报警信号 无控制电源失电信号 无保护装置动作信号 无多功能仪表失电无综保装置失电信号 无电压回路失电信号5）无增压风机失速6）增压风机动叶执行机构位置小于5%7）增压风机油站运行正常（油站允许主机工作且无油系统报警且任一台油泵运行）8）放空阀关闭9）至少一台循环泵运行10）无油枪运行11）任一冷却风机运行12）净烟气挡板全开13）原烟气挡板全关14）无FGD请求跳闸 修改后逻辑：1）增压风机电机线圈绕组温度正常 增压风机电机A相线圈绕组温度1小于110 增压风机电机A相线圈绕组温度2小于110 增压风机电机B相线圈绕组温度1小于110 增压风机电机B相线圈绕组温度2小于110 增压风机电机C相线圈绕组温度1小于110 增压风机电机C相线圈绕组温度2小于1102）增压风机电机轴承温度正常 增压风机电机前轴承温度小于70 增压风机电机后轴承温度小于703）增压风机轴承温度正常 增压风机前轴承温度全部小于70 增压风机中轴承温度全部小于70 增压风机后轴承温度全部小于704）无电气报警信号 无控制电源失电信号 无保护装置动作信号 无多功能仪表失电无综保装置失电信号 无电压回路失电信号5）无增压风机失速6）增压风机动叶执行机构位置小于5%7）增压风机油站运行正常（油站允许主机工作且无油系统报警且任一台油泵运行）8）放空阀关闭9）至少一台循环泵运行10）无油枪运行（取消）11）任一冷却风机运行12）净烟气挡板全开（取消）13）原烟气挡板全关（取消）14）无FGD请求跳闸（取消）15）风道畅通（新增）（3）浆液循环泵保护跳闸条件原逻辑如下：1）吸收塔液位小于3m2）浆液循环泵电机A相线圈温度1大于135且浆液循环泵电机A相线圈温度2大于1353）浆液循环泵电机B相线圈温度1大于135且浆液循环泵电机B相线圈温度2大于1354）浆液循环泵电机C相线圈温度1大于135且浆液循环泵电机C相线圈温度2大于1355）浆液循环泵电机前轴承温度均大于80或后轴承温度大于806）浆液循环泵前轴承温度大于85或后轴承温度大于85，7）浆液循环泵运行且进口电动门关修改后逻辑：1）吸收塔液位小于3m（取消）2）浆液循环泵电机A相线圈温度1大于135且浆液循环泵电机A相线圈温度2大于135（取消）3）浆液循环泵电机B相线圈温度1大于135且浆液循环泵电机B相线圈温度2大于135（取消）4）浆液循环泵电机C相线圈温度1大于135且浆液循环泵电机C相线圈温度2大于135（取消）5）浆液循环泵电机前轴承温度均大于80或后轴承温度大于80，延时5S6）浆液循环泵前轴承温度大于85或后轴承温度大于85，延时5S7）浆液循环泵运行且进口电动门关（4）氧化风机启动允许条件原逻辑如下：1）氧化风机轴温正常 氧化风机电机前轴承温度小于70 氧化风机电机后轴承温度小于702）氧化风机无控制回路失电3）无保护装置故障4）净烟气挡板开或吸收塔放空阀开5）吸收塔液位高于4米6）氧化风机出口放空阀打开修改后逻辑：1）氧化风机轴温正常 氧化风机电机前轴承温度小于70 氧化风机电机后轴承温度小于702）氧化风机无控制回路失电3）无保护装置故障4）净烟气挡板开或吸收塔放空阀开（取消）5）吸收塔液位高于4米6）氧化风机出口放空阀打开7）至少1台循环泵运行（5）氧化风机保护跳闸条件原逻辑如下：1）氧化风机轴温高于752）氧化空气温度高于803）放空阀与净烟气挡板门均未打开4）吸收塔液位低于3.5m，延时3秒修改后逻辑：1）氧化风机轴温高于752）氧化空气温度高于803）放空阀与净烟气挡板门均未打开（取消）4）吸收塔液位低于3.5m，延时3秒（取消）5）浆液循环泵全停2脱硫新增逻辑（1）一级喷水减温电动门可单操；当原烟道温度高于140或，开启一级喷水减温电动门；（当循环泵未全停且温度低于130）或（循环泵全停温度低于90）关闭喷水减温电动门。（2）二级喷水减温电动门1）可单操；2）循环泵全停，或一级减温水开启后5秒，喷淋后温度高于100时联锁投入（3）动叶联锁逻辑1）增压风机跳闸且油站无重故障报警，联开动叶到100%，当油站故障动叶开度保持不动。3、主机DCS逻辑修改部分（1）MFT条件中增加增压风机跳闸（增压风机停止信号、运行信号取反、电流小于10A三取二）。（2）MFT条件中增加浆液循环泵全部跳闸（3）MFT条件中增加吸收塔出口温度高于75，延时15S（4）两台引风机的启动允许条件中增加增压风机运行信号。（5）.锅炉吹扫允许条件增加增压风机运行信号。4.脱硫删除逻辑（1）删除所有旁路挡板、原烟气挡板、净烟气挡板逻辑及与其状态相关的逻辑（四） 运行方式工作原则：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。1. 取消旁路后所需注意事项(1) 吸收塔循环泵不运行锅炉不能点火运行。(2) 锅炉必须控制启停时间，使启停时间尽量缩短，并及时升高负荷，为除尘器正常运行创造条件；启动阶段在满足燃烧稳定的前提下，首先选择小油枪助燃， 其次选择大油枪；当使用等离子点火时，严格控制煤粉燃尽度，防止煤粉大量进入吸收塔，尽量快速通过低负荷阶段。 (3) 锅炉运行阶段，必须严格控制投油,在必须投入油枪运行时首先选择小油枪助燃，其次选择大油枪，控制浆液中油的含量低于1000mg/l。 (4) 锅炉停炉阶段的控制，尽量控制停炉后烟风系统的粉尘含量，从而缩短停炉吹扫时间，控制停炉过程中灰和燃料进入吸收塔的量。 (5) 吸收塔入口烟温大于140和吸收塔出口烟温大于 60，延时5分钟，锅炉紧急停运。 2. 对锅炉联锁保护设置的影响(1)锅炉点火条件，吸收塔循环泵大于一台以上运行。 (2)锅炉报警，吸收塔循环泵小于三台运行(3)锅炉紧急停运行，吸收塔循环泵全停且入口温度大于753. 除尘器运行(1) 除尘器在机组计划启动锅炉点火前进行系统预热，根据已有经验需要提前24 小时进行除尘器的预热。(2)锅炉试运阶段，在锅炉吹管阶段，就必须投入除尘器。(3) 锅炉启动阶段，必须投入，无论是油枪助燃还是等离子点火，开始阶段可采取低电压方式，防止污染和燃烧。(4)锅炉进入稳定运行阶段，除尘器必须全部长期稳定高效投入，检测和严格控制粉尘浓度，长期运行：50mg/Nm3，短时可达到200mg/Nm3 。此项要求对除尘器和输灰系统设备性能和备用容量将提出比较高的要求，既应充分考虑媒质变化对除尘器和输灰系统容量的要求。(5)锅炉停止阶段，必须投入，直到锅炉吹扫完毕，才能退出运行。4 .吸收剂、工艺水、燃料管理由于吸收剂、工艺水是 FGD 运行过程中物质交换介质、燃料成分决定了进入FGD 装置的烟气组份，因此此三者的物理化学组份和性质不仅决定着 FGD 装置的系统设备配备、投资，而且决定了已建成 FGD 装置的运行稳定性和运行维护成本，因此必须给予充分的关注。吸收剂、燃料的采购和使用严格遵照FGD合同有关条款的内容执行，否则将造成 FGD 系统无法满足机组运行的要求，迫使机组降负荷运行、甚至退出运行。石灰石严格控制：纯度大于 90%，控制杂质；燃料：硫含量不大于设计值。否则长期运行必将造成机组降负荷运行。5. 对 FGD 运行控制的影响(1)严格监视和控制FGD入口粉尘浓度，防止吸收塔浆液、除雾器污染。造成系统被迫退运，机组降负荷或停运。(2)FGD启停时间的要求。锅炉启动前必须吸收塔系统必须先期投入稳定运行；锅炉停运后锅炉烟风系统彻底停止后吸收塔系统才能退出运行。(3)必须投入除雾器冲洗，确保除雾器清洁。防止差压增大造成被迫停机。(4)加强吸收塔中的吸收剂物化分析