设计研发
本文由 马后炮化工论坛 转载自互联网没有帐号？ WFGD烟囱的几种设计方案及比较 脱硫后进入烟囱的烟气与不脱硫的烟气在工况上有显著差异，对烟囱的腐蚀大大增强，因此，烟囱设计必须充分考虑腐蚀问题。传统的烟囱设计应做较大的改变，以确保有脱硫装置烟囱的安全、可靠。 1 脱硫工艺及脱硫后烟气的腐蚀性 1.1 脱硫工艺简介 目前，燃煤电厂烟气脱硫(简称FGD)较成熟的工艺主要有石灰石-石膏湿法脱硫、干法脱硫、海水脱硫等，其中石灰石一石膏湿法脱硫较经济、可靠，已广泛使用。经脱硫后洁净烟气排向烟囱，在进入烟囱前有2种不同工艺，采用烟气热交换器(GGH)或不设烟气热交换器。 1.2 湿法脱硫后烟气的腐蚀性 经湿法脱硫后，进人烟囱内的烟气有以下特点：(1)烟气中水分含量高，烟气湿度很大；(2)烟气温度低，一般在80℃左右，如不设烟气热交换器，烟气温度只有45℃；(3)烟气中含氯化物、氟化物和亚硫酸等强腐蚀性物质对烟囱有很强的腐蚀性；(4)烟气含硫酸浓度低，产生的低浓度酸溶液比高浓度酸液对烟囱内筒的腐蚀性更强。低浓度酸液在40~80℃时，烟气极容易在烟囱的内壁结雾形成腐蚀性很强的酸液，对结构材料的腐蚀速度比其他温度时高出数倍。 如上所述，湿法脱硫后的烟气腐蚀性不降反升。根据国际工业协会《钢烟囱标准规范》(1999／2000)中有关规定：“湿法脱硫后的浓缩或饱和烟气条件，通常按强腐蚀等级考虑。” 2 目前常用的几种烟囱设计方案 2.1 方案1-双筒钢内筒方案 钢内筒由厚度为10～16 mm的钢板卷成后焊接而成。钢内筒内径一般为6.0~6.5 m，钢内筒外壁沿每6 m高左右间隔设置1个刚性环(T型钢或加劲角钢)。钢内筒直接支承于烟囱0 m地面标高处。烟囱内壁沿每隔30～40 m高布置1个钢结构检修工作平台。在检修平台和吊装平台标高处设有钢内筒稳定装置，以保证钢内筒的横向整体稳定。钢排烟内筒外侧设置厚度80～150 mm保温层。钢内筒为了更有效防脱硫后烟气的强腐蚀，目前采用4种内筒型式(见3.3节)。 2.2 方案2：双筒砖内筒方案 砖内筒采用上釉的耐酸、耐热砖及耐酸胶泥砌筑。砖内筒外侧设置厚80~120mm的保温层，烟囱顶部平台以上部位的砖内筒保温层外需用不锈钢板包裹。砖内筒厚200 mm，内简直径6.0~7.0 m，每10~15m设钢平台作为砖内筒的分段支承平台(兼做检修平台)。 2.3 方案3：常规烟囱方案 常规烟囱方案，即钢筋混凝土做外筒，内敷隔热层、耐酸砖内衬。 33种烟囱设计方案的比较 3.13种烟囱的可靠性 比较根据《火力发电厂土建结构设计技术规定修编大纲》(讨论稿)第9.1.3.1条：单筒式及套筒式烟囱，600 MW 级机组1台炉配1支单筒或套筒式烟囱；根据9.1.3.2条：多管式烟囱，600 MW 级机组，每管配1台炉。 以上规定是由于考虑600 MW电厂的重要性，且考虑烟囱技术的先进性、安全性、可检修性而做出的。方案1、方案2均为筒中筒方案，不会因为烟气泄漏而腐蚀作为烟囱承重结构的钢筋混凝土外筒，因此，该2种方案安全可靠，且内筒可检修。 方案3烟囱形式实际上为传统的单管烟囱(与上述《土规大纲》完全不相符)。它的显著缺点是：酸液经过内衬的不饱满的砌体灰缝，渗透到混凝土筒身混凝土中，由于腐蚀性强的酸液的渗透，导致筒身混凝土被严重腐蚀，影响烟囱使用寿命。目前有的烟囱设计在外筒与隔热层之间增设2层呋喃玻璃钢隔离层，但由于化学防腐材料的耐久性问题(主要是老化)，也难以保证钢筋混凝土不被腐蚀性强的湿烟气腐蚀。 另按《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》第3.0.6.1条说明：当排放强腐蚀性烟气时，应采用多管式或套筒烟囱(直筒型内筒)；方案1、方案2均为筒中筒型式，符合上述规定，而方案3(传统烟囱)非筒中筒，不应采用。 3.2 双筒钢内筒和双筒砖内筒烟囱的比较 根据电规土水(1997)8号文附件《火力发电厂高烟囱设计研讨会议纪要》对烟囱出口烟速的选择原则规定：选择烟囱出口烟速的基础是应按烟气腐蚀等级确定烟筒内是负压或允许局部正压运行。按不同的烟压对烟囱材质有不同的要求。由于直筒式砖内筒的套筒式烟囱(方案2)中，砖内筒内表面毛糙且有凸肩(A=0.05)，当太高的烟气出口流速产生的摩擦阻力超过烟囱自拔力时，筒内会存在局部正压，这在脱硫后强腐蚀性烟气条件是不允许的。而且砖内筒采用耐酸砂浆砌筑，竖向灰缝不饱满，酸液易透过竖缝腐蚀保温层并产生泄漏。而套筒式钢内筒烟囱(方案1)的钢内筒摩擦阻力系数低，可采用较高烟速及出口烟速，且可正压运行，无泄漏问题，适用于强腐蚀性烟气。按湿法脱硫后强腐蚀性烟气的运行及可靠性分析，在强腐蚀性烟气条件下，不允许采用方案2的烟囱型式。鉴于湿法脱硫后进入烟囱的烟气为强腐蚀，不应采用方案2的烟囱型式(特别是不设GGH湿法除硫烟囱)。 3.3 双筒钢内简烟囱几种内简型式的比较 双筒钢内筒烟囱常用以下几种内筒型式： (1)钛钢复合板内筒(钛板厚1.6 mm)。钛钝化能力强，对海水、氯化物盐溶液、硝酸等有很好的耐蚀性，但钛在硫酸中稳定性差。因此应先确定脱硫后烟气中的硫酸浓度，再确定是否使用纯钛板。当硫酸浓度较大时，应考虑采用钛钼合金钢复合板。防腐性能更好的还有镍合金钢复合板，常用镍合金有31、59合金，不管是对氧化性酸，还是还原性酸(如盐酸、硫酸)，均具有优良的耐腐蚀性能，腐蚀率很低。 (2)Q235钢板内筒。表面用专用粘胶膜的专用粘合剂把玻璃钢砖(厚38 mm或51 mm)安装在钢内筒表面，玻璃砖及粘膜形成内衬系统，阻挡、抵抗酸烟气凝结水对钢内筒的腐蚀。国外有不少工程实例，我国未见使用实例。 (3) 耐硫酸露点钢板内筒。内表面喷涂钾水玻璃耐酸砂浆50 mm，内配2层等距铅丝网，铅丝网用锚筋拉固于钢内筒上。 (4)耐硫酸露点钢内筒。内表面喷涂耐酸、耐热涂料，外表面喷涂耐候油漆。 以上4种内筒中，(1)、(2)项内筒防腐性能好，但造价昂贵，使用31、59镍板则更昂贵。第3项内筒耐酸砂浆易出现裂缝，酸液易渗蚀钢内筒，第4项内筒使用化工涂料，其抗腐蚀性能稳定性、耐久性远非金属复合箔层可比，其使用寿命难以确定。 4 设计湿法脱硫烟囱的建议 湿法脱硫烟囱的设计在我国刚起步，还没有较长的运行实践来验证，设计只能借鉴外国经验。设计中遇到的主要问题是业主对脱硫烟囱的运行情况认识不足；或虽然知道脱硫后烟气腐蚀强，不愿采用抗腐蚀性强的烟囱内筒型式；甚至为了节约投资，节省烟囱投入，使设计者无法设计。这种情况会使湿法脱硫烟囱防腐性能降低，故作者建议如下： (1)湿法脱硫烟囱中烟气湿度大，温度低，烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。烟囱作为火电厂的主要构筑物，应作为重要的建筑看待，其设计是否合理，除工程造价外，安全运行是十分重要的。由于烟气脱硫后的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的非常复杂的过程，设计时采用钛或钛钼合金钢复合板内筒虽然一次投资大，但寿命为15-20年甚至更长，这期间节约的维修成本及停机损失相当可观，且安全可靠。 (2)对湿法脱硫烟囱内筒的设计，建议严格遵守《火力发电厂烟煤粉管道设计技术规程》(DIMT5121—200o)中关于烟囱设计有关规定，应采用直筒型钢内筒，套筒式和多管式，600 MW 燃煤机组宜1炉1支钢内筒，对不设GGH脱硫的烟囱，钢内筒宜采用钛钢或钛钼合金钢复合板内筒。 湿法脱硫系统综合管路的设计 湿法脱硫(石灰石/石膏法)工程各个工艺系统分布在不同的区域，各区域通过敷设在综合管架上的管道相联系。根据脱硫工艺及机组规模不同，综合管架上约有10根~25根管道，不同的介质采用的管道材质也不相同，脱硫工程中使用的管道有碳钢管道、镀锌钢管、不锈钢管道、玻璃钢管道、碳钢衬胶管道、UPVC管道等，对浆液管道，其敷设还有一定的坡度要求。 1综合管架管道布置原则 (1) 管道的布置尽量短直，小管径管道的让大管径管道，柔性管道让刚性管道，流程合理并便于施工及管理，力求管线荷载分布合理。 (2) 支架纵向间距应满足工艺专业对设置固定与滑动支座位置以及管线允许跨距的要求和结构设计的合理性及总平面布置要求，支架纵向一般为6m左右间距。 (3) 支架柱避开建筑物门等出入口位置，考虑窗口位置，注意协调、美观。遇道路、铁路问距较大处，跨越采用钢桁架组成空间稳定结构。 (4) 电缆、仪表桥架位于支架顶层管道上。 (5) 支架宽度依据管道数量，管线水平间距满足安全和检修要求，同时应满足与周围各建构筑物的间距要求，使管架整齐和美观。 2 管架尺寸及型式的确定 (1) 管架宽度的确定 I 根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》DI/T5054-1996对管架上管道间距的要求，以及投资的综合考虑，一般管架的宽度在2m~3m之间。 II 根据管道介质性质的不同，一般公用工程介质管道放在顶层，物料管道放在第二层，而有腐蚀性的介质管道放在底层，对管架的宽度进行预排，并确定管架的层数。 III管架宽度在布置完所有管道后，如果工程还有扩建的需要，必须在管架上预留出一定的管位。 (2) 管架高度的确定 I 管架的高度必须符合国家和行业的有关标准，在此前提下，底层净高一般不小于3m，管架跨越道路时，底层净高一般不小于5.5m。层与层之间的净距，考虑到实际情况的不同，可相应取小一些，以减少总体造价，但必须保证该层最大管道的管径加上保温层厚度以及管托的高度之和小于层与层问净高200mm。管架层与层之间的净距，还必须考虑管架中间的管道有支管接出时的安装高度。 II 脱硫工程浆液管道坡度要求比较高，其坡度一般不小于3％，并且同一管架上管道坡向不一致，管架高度应考虑管道的坡度差。 由于脱硫工程综合管架上管道比较多，管道安装坡度大，管道坡向不一致，在综合排列管道时，需兼顾各方面的因素。为避免不同坡向管道的交叉，相同坡向的管道布置在管架的同一侧(左侧或右侧)，管架按管道坡向不同分为左右两部分。在管架的起点，向上坡的管道布置在管架的底部，管架上部的空间留出作为管道坡度高差，向下坡的管道布置在管架的上部，管架下部的空间留出作为管道坡度高差，左右两部分管架之问设一个分割支柱，这样布置可以使左右两侧不同坡向的管道的支撑横梁随管道坡度的改变而改变，不用改变管道支架托座的高度来调节管道坡度高差，又可以避免不同坡向管道的上下交叉，有效降低综合管架的总体高度，并且整个管架基础高度及管架横断面一致，使管架整齐和美观。 3增加管道支架跨距的措施 在管道设计过程中，有时考虑到跨越道路，或平行共架敷设的多根管道，其允许支架跨距相差较大，必须适当加大某些管道的支架跨距，以满足跨越或共架时经济合理的要求。 (1) 采用桁架式管架 对管道数量多，管道直径大小差异大的多管路系统，常采用桁架式管架。在脱硫工程中，管道直径一般从DN50mm~DN300mm不等，较大管径的钢管道支架跨距一般在6m以上，而许多小管径的玻璃钢管道或UPVC管道，支架跨距一般在2m左右，所以脱硫工程管架一般采用跨距6m-8m 的桁架结构，桁架上每隔2m左右设置支撑小管道的横梁。 (2) 采用独立式管架 对分支管道，管道数量少，常采用独立式管架，增大独立式管架支架跨距有以下两种方法。 I 加大管径 架空管道跨越道路时，由于跨度较大，高度较高，对于管径较小的管道，往往会超过允许跨距，通过增大管径可解决小管道跨越道路的问题。具体做法是：首先选择满足工艺条件和允许跨距的较大管径管道；其次是在较大管径管道两端设置偏心异径管与较小管径管道相接。偏心异径管的设置须注意：凡为了便于排气的管道，要求异径管对接处，管顶相平，如工艺水管；凡为了便于疏水，要求异径管与直管对接处，管底相平，如压缩空气管道等。 II 加强管道断面系数 除用加大管径的方法来增加跨距外，还采用增加管道断面系数的方法来加强管道，这种方法可以使管道跨距增加30％~50％，而多耗金属不超过管道重量的10％，支架间距较长时，可以在支架处管道上方和跨距中部管道下方均焊接加强板，加强板～般用扁钢制成。 4 管道支座的设置 不同的介质采用的管道材质也不相同，脱硫工程中使用的管道有碳钢管道、镀锌钢管、不锈钢管道、玻璃钢管道、碳钢衬胶管道、UPVC管道等。对碳钢管道管道可采用普通U型托座直接焊接在管道上，对其它管道，由于不能将托座直接焊接在管道上，因此管道支架处应先加设一抱箍，不锈钢管道与抱箍之间应垫不含氯离子的橡胶垫片。 玻璃钢及管径较小的管道在综合管架上敷设时，如果直线距离长，安装时管道容易偏移，应间隔一段距离加设一个导向支架，以保证管道美观。 5 管道保温及电伴热 脱硫工程管道内介质温度一般不超过50℃，不需对管道进行防烫和减少散热损失的保温设计，但在北方地区，冬季气温低，对液体及浆液管道需进行防冻保温和电伴热，电伴热可采用低温型PTC自动限热伴热带。 6 其它 (1)浆液管道阻力较大，需要改变方向时宜采用45o弯头，不宜采用90o弯头，这样有利于浆液的流动，减少管道的阻力。 (2)浆液管道均应有冲洗管道，以免管道停运时浆液沉积在管道内。 (3)在工艺管道进出管架比较频繁的区域，桁架侧面宣采用无斜撑的结构型式，以避免管道进出时与桁架斜撑相碰。综合管架每隔一段距离应设一个检修爬梯，以方便管道的维护。 总之在具体工程中，应按照布置原则，充分考虑脱硫工程管道敷设坡度大的特点，综合排列管道断面，使综合管架整齐美观，降低综合造价。 WFGD电气系统的设计特点 对于湿法脱硫系统，确保设备的安全运行是摆在电气设计人员面前的一个主要任务，由于脱硫是一个新的课题，各规程规范对脱硫电气的设计描述较少。尤其是对脱硫各负荷性质的描述，不象电厂主体部分那样对每一个电机都有定性的描述，如I类、Ⅱ类、保安等。这就需要我们在设计中参考现有的规程规范了解工艺流程以及每个电机在工艺流程的作用，不断与工艺专业探讨和摸索。 一 电气系统设计 1 高压电源的引接 对于脱硫高压电源的引接通常采用两种方案： 方案一：脱硫系统高压电源直接接于主厂房高压工作变。此方案主要适用于新建电厂，其中较典型的有安顺电厂(2×300MW)二期工程烟气脱硫工程，本体工程与脱硫工程同时设计， 因此初步设计时就考虑高压厂用工作变分裂绕组均预留脱硫电负荷容量，这样高压厂变容量较常规电厂有所增加， 但可省去1台高压脱硫变压器， 使本来布置紧张的A列外布置可以更简单紧凑。但是目前我国脱硫设备国产率低， 国外脱硫设备制造商由于各自的吸收塔结构不同，引起的电耗相差较大。对于预留脱硫工程， 由于脱硫方案待定，脱硫电负荷很难估计准确，因此给高厂变容量选择带来一定困难。有可能会导致选择结果不合适、不经济。 方案二：单独设立脱硫高压工作变。运用此方案比较典型的有长兴电厂一期工程。该工程2号机组于2003年投运， 目前二期工程正在筹建中， 根据环保要求为使二氧化硫总量保持不变，在二期建设的同时一期需扩建脱硫系统。由于一期工程已预留高压脱硫变的位置， 设计施工都要灵活方便。 对于一些125 MW 电厂的老厂改造脱硫工程，电源的引接是一个比较复杂的问题。以萧山电厂为例，电厂每台高压厂用变压器目前所带容量为13 MVA左右，而作为2台机组公用的脱硫岛负荷为5 130 kVA。脱硫负荷无法从高压厂变引接，因此需设单独设立脱硫高压工作变。随着电力机制的改革厂网已分开，上网电价问题直接影响高压脱硫变的电源点设置。为此进行了多种方案的比较，其中各有利弊。方案一考虑利用110kV配电装置原备用间隔，脱硫高压电源由电厂110 kV母线引接。方案二考虑高压脱硫变压器的电源从发电机出口主回路母线T接。 从技术方面考虑，方案一脱硫岛在安装及运行过程中均不会影响机组的可靠性，改造的工作量较小。与本体工程设计接口简单，制约性小。方案二会造成A列外布置困难， 引起发电机出口母线桥及主变压器保护(差动保护范围扩大)等一系列的改造。另外125 MW 电厂由于脱硫岛为两台机组公用负荷，所有负荷都接于1台高压脱硫变上， 而高压脱硫变只能与一台高压厂变并接与其中1台发电机上。如果高压设备变不扩容，当该发电机发生故障时，为了保证机组的汽机、锅炉辅机安全运行，脱硫系统应先退出运行。这就造成1台发电机故障，整个电厂脱硫系统无法运行的现象，所以技术上方案一优于方案二。 从经济方面考虑方案一需增加1个110kV间隔的设备投资费，并且电源点在计量点外可能涉及到上网费问题。方案二脱硫电源在计量点内引接， 不涉及到上网费问题， 降低电厂年运行费用，但设备改造需发生费用， 所以经济上方案二优于方案一。 2 低压电气接线 脱硫电气系统一般采用两个电压等级，高压母线一般按炉分段，每台炉单独设一段工作母线，双电源进线，并采用互为备用方式。6kV单元负荷、公用负荷分别接于两段上。380/220V系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。低压厂用电接线根据情况大致有两个设计方案。以安顺电厂二期工程烟气脱硫工程为例进行分析。 方案一：两套脱硫系统共设两台低压工作变压器，互为备用，为所有的脱硫低压负荷供电；低压PC采用单母线分段，设380/220V脱硫A、B段，由两台低压干式变低压侧供电。380/220 V脱硫A、B段之间分别设联络开关。两台低压干式变分接于6 kV两个脱硫段上。脱硫单元负荷分别接于脱硫A、B段，公用负荷分别接于各段。MCC均采用双回供电，两路电源互相闭锁。380/220 V系统为中性点直接接地系统(详见图1)。 http://blog.ceclub.cn/blog/UploadFiles/2006-3/310139204.jpg /注册后可看大图 方案二：每套脱硫系统各设两台低压工作变压器，互为备用。为所有的脱硫低压负荷供电；低压PC采用单母线分段，设380/220 V脱硫3A、3B段和4A、4B段。4台低压干式变成对设置，3A、3B段和4A、4B之间分别设联络开关。 方案的技术经济比较：按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》中常用厂用负荷特性表，脱硫负荷除部分搅拌器属I类负荷，增压风机、吸收塔浆液循环泵属I或Ⅱ类，其余均为Ⅱ／IlI类负荷，因此负荷的重要性较主厂房汽机、锅炉电机要低一些，并且脱硫岛低压负荷的单元性不是非常明显，因此方案一接线能满足供电可靠性要求， 接线简单、清晰，投资少，运行费用低。方案二，满足供电可靠性要求，接线单元性强，但投资高(约50万元)，因此安顺电厂二期工程方案一。 3 脱硫系统保安电源 由于脱硫工艺要求，在厂用电失电时，为了保证脱硫系统安全停运，脱硫系统一些辅机需要在厂用电失电时继续进行供电，如工艺水泵、旁路挡板等负荷。另外，对于热控的DCS系统以及电气的UPS电源同样需要提高保安电源。设计一般考虑在脱硫系统独立设置事故保安段，以便向脱硫岛事故保安负荷集中供电，而保安电源的引接是关键问题。增加脱硫系统后，脱硫岛的事故保安负荷是直接从主厂房事故保安段引接，还是脱硫系统直接设柴油发电机呢? 以安顺电厂二期工程烟气脱硫工程为例，该电厂初步设计中考虑两台炉各设1台500 kW，脱硫岛设1台的柴油机。在设计中遇到这样的问题，根据脱硫系统保安电源负荷统计，并按最大计算负荷法计算选得柴油发电机容量为250 kW。而按带负荷起动1台最大容量的电机时，发电机短时过负荷能力校验算得柴油机容量需546.3kW。按带负荷起动1台最大容量的电机时，母线上的电压水平校验得Um=57％，小于80％，因此如果按照校验需选择容量为500 kW左右的柴油发电机。从技术经济性考虑，降低最大容量电机的起动电流，使其起动电流限制在2.5倍的额定电流时，就能满足选用容量为250 kW 的柴油发电机。 降低起动电流的方法有多种，如星-三角起动器、变频调速器、软起动器等。经技术经济比较，最终采用软起动器来限制工艺水泵的起动电流，以便在脱硫岛电源消失时，容量为250 kW 的柴油电机能使脱硫装置安全停机。软起动器布置在开关柜内。 由于脱硫系统设置独立的柴油发电机会造成上述问题，因此在设计温州发电厂300 MW烟气脱硫工程时采用将脱硫系统的保安负荷与主厂房保安负荷共同考虑的方法，将每台炉的柴油发电机的容量增加至630kW(按常规300MW 机组柴油发电机的容量为500kW)，每台炉设置独立的脱硫保安段来满足脱硫系统的安全停机要求。因此对于新建工程主厂房柴油发电机应尽可能考虑脱硫岛保安负荷。这样既解决上述问题也减少电厂的维护工作量。对一些改造工程，主厂房柴油发电机组没有考虑足够备用容量，在这种情况下，建议脱硫系统单独设置柴油发电机组。 对于200MW以下机组，由于无保安电源，脱硫系统有些保安用设备电源的解决成为一个比较棘手的问题。以萧山发电厂脱硫工程为例，保安负荷为工艺水泵、烟气挡板等。要使脱硫工作电源消失时保证保安用设备能正常运行以使脱硫系统安全停机，经过反复考虑首先将保安负荷分类，对于工艺水泵属于经常连续负荷，可备用一台柴油泵，当工作泵故障时柴油泵自动投入。对于挡板类负荷属于短时经常负荷，并且负荷容量较小，运行时间较短。电源从输出为交流380V的不停电电源UPS引接。保证脱硫岛电源消失后30S内挡板关闭，烟气从旁路烟道至烟囱。但是UPS的容量选择时必须考虑电机的起动电流对母线电压的冲击，不能因为电机的起动影响DCS系统。必要时可采用软起动器。这样比专门设置1套保安电源系统既节省投资又减少运行维护，同时也可减少占地面积。 4 脱硫系统的直流和不停电电源 脱硫岛一般布置在炉后与主厂房直流系统距离较远，通常单独设一套直流装置为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛内UPS、电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器合闸等负荷。直流系统采用单母线接线，电压等级采用220 V。直流系统包括1组铅酸阀控免维护蓄电池，1套N+1模块热备用的高频开关充电器及直流馈线屏。直流系统能保证在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于60 min。由于直流系统只有一组蓄电池，在蓄电池放电维修时，必须保证交流电的绝对可靠，以使脱硫系统安全运行。对于200MW以上机组，直流系统交流电源可分别从保安段和脱硫岛PC段引接。而对于200MW以下机组(不设保安电源)可采取直流系统的交流电源分别从主厂房PC段和脱硫岛PC段引接，或将主厂房蓄电池作为备用蓄电池。保证在蓄电池放电维修时，脱硫岛的直流电源能正常供电。脱硫岛一般设1套独立的UPS的2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛DCS及其它一些重要负荷用。UPS在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于30min。UPS的直流电源由脱硫岛直流系统提供或自带蓄电池。 5 控制、保护与接口 脱硫岛电气系统纳入脱硫岛DCS控制，不设常规控制屏。电气系统与脱硫岛DCS采用硬接线连接。脱硫岛控制室不设常规音响及光字牌，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送人脱硫岛DCS。脱硫岛控制室不设常规测量表计，采用4~20mA变送器(变送器装于相关开关柜)输出送入脱硫DCS。电气量送入脱硫DCS实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主接线、事故自动记录及故障追忆等功能。 脱硫电气系统备用电源切换一般采用先断后合操作方式以防止不同电源并列运行。电气接线将有闭锁接线。脱硫岛电气系统应尽可能作为一个独立的系统，以减少脱硫岛的施工安装对电厂主体部分的影响。但是与主体部分总是有或多或少的配合并涉及到接口，视电厂具体情况不同，接口有所不同。总的来说有以下几个方面： (1)高压电源接口。对应与高压电源不同的引接方式，存在着不同的接口配合。如设独立脱硫变的方式在高压母线上有接口，或在发电机出口封闭母线外留有T接点。如电源从高压厂变引接，则有高压电源进线电缆配合。 (2)电缆设施接口。脱硫岛与本体工程电缆设施应在适当位置进行设计接口配合。 (3)防雷接地接口。脱硫岛为一个单独的电气地网，但要求与主网在适当位置留有接口并保证电气可靠连接。 二 注意问题 在设计脱硫系统的电气系统时，需要在以下几个方面引起重视。 (1)采用高压厂变预留脱硫电负荷容量的供电方式，由于布置的原因，脱硫高压电源进线电缆往往300m左右，因此需要校核脱硫高压母线电压降是否满足要求。否则采取措施加大电缆截面。 (2)采用高压厂变预留脱硫电负荷容量的供电方式，脱硫系统电动机参加成组自起动时，需校验主厂房高低压厂用母线电压是否满足规程要求，否则需限制脱硫系统电动机参加本体工程高压电动机成组自起动；另外，还需考虑脱硫最大1台电动机起动时对脱硫高压母线电压的影响。 (3)采用高压厂变预留脱硫电负荷容量的供电方式，需计及脱硫电动机参加反馈对主厂房高压开关柜动热稳定影响并采取不同措施。 (4)对于采取设置脱硫高压工作变的方案，由于脱硫变布置在A列外，脱硫高压配电装置一般布置在脱硫岛内，供电距离较远，因此宜采用电缆供电。由于电缆长度较长应加强对电缆的保护。 脉冲放电烟气技术工业化试验 本项目是在“八五”国家自然科学基金重点项目和“八五”国家科技攻关项目的基础上，设计并运行了1000-3000m3/h烟气的脉冲放电等离子体工业化试验装置。 其基本原理是：在气体中进行脉冲放电，可产生大量的OH、H20、0、03-、02+、O2-、N等自由基和活性粒子，利用这些活性物质与S02的化学反应来实现对烟气的脱硫处理。产生这些活性物质是由于故电场加速的电子与其它气体分子碰撞，气体分子被激发、电离或裂解的结果。采用窄脉冲放电，一方面使火花电压大幅度升高，电晕空间可以得到很高的电场。另一方面由于施加电压的时间极短，离子的加速被抑制，而电子故加速具有较高的能量。与离子相比电子具有很高的温度，由于加速被抑制，形成了非平衡态等离子体。这样产生上述自由基和活性粒子的数量及能量效率就可以有较大幅度的提高。当含有的SO2的烟气通过脉冲电晕放电场时，S02与这些活性物质发生一系列化学反应．最终被去除。 利用试验系统进行了脱硫试验，获得主要结果：在烟气温度为65-75℃时，烟气含水量10%-15%，NH3的注入量与SO21：1化学计量比，总能耗为<5Wh/m3的条件下,初始浓度为1500-2000ppm的SO2,脱除率为75%—80%，产物中(NH4)2S04的含量＞80%。 “九五”期间，国家科技部仍立攻关项目，支持脉冲电晕等离子体烟气脱硫技术，建立12000-20000Nm3/h脉冲电晕等离子体烟气脱硫工业试验装置进行运行实验。 喷钙脱硫成套技术与示范工程 在贵阳市贵州轮胎厂一台20t/h层燃炉进行示范。钙粉用水泥罐车运至脱硫装置进粉管处、用气动输送方式经三根进粉管道送至主料斗。主料斗设有粉使测量装置，还设有过滤装置以除去气动输送排气中的粉尘。主料斗设有四个出料口同时出料，经振动电机振动进入二次料斗，然后经加粉器均匀进入到四台混合器中，加粉器由调速电机的转速来控制加粉量。由高压空气鼓风机送来的空气将粉料于四个不同部位喷入锅炉炉膛，在炉内高温作用下，碳酸钙粉炬烧分解成为氧化钙，同时部分氧化钙与烟气中的So：反应生成亚硫鞍钙和硫鞍钙；未反应的氧化钙铅随烟气进入文丘里管，文丘里管前端设有一个水雾化喷头，氧化钙粉与水雾滴碰撞，生成Ca(OH)2，进一步与烟气中的SO2反应生成亚硫鞍钙和硫酸钙。颗粒物在水膜除尘器中与飞灰一并除去，脱琉后的烟气经引风机人烟囱排出。 当Ca/S＝1.5时，系统脱硫率达80%，钙利用率为53.3%，其中包括文丘里管中喷入少量水及水膜除尘等，有20%脱硫率. 湖北松木坪电厂建成5咖KIn3／h烟气水洗再生活性炭脱硫中试 1987年建成，用含碘O.5％的活性炭为脱硫剂，填装在并列的4座填充脱疏塔中，烟气通过脱硫塔时，SO2被活性炭吸附并催化氧化成硫酸。饱和后的脱硫塔用不同浓度的稀硫酸随和水分五级依次洗涤再生，炭中残留的硫酸浓度降至约3%左右，然后用蒸汽干燥再投入脱硫运行。第一、二级洗出为20%稀硫酸产品，20%稀硫酸经浓缩制得70%硫酸。最长单塔累计运行时间约2000h，最长的全流程连续运行15天。入口S02浓度大于3000PPm，出口S02浓度小于350Ppm，脱硫率88%。 催化活性物碘的流失和稀硫酸浓缩是该法的严重问题、致命弱点，阻碍了扩大应用。 1982年西安热工研究所首先探索本方法，1983年至1985年初热工所与四川环保科研所合作进行3m3/h小试，确定了该法的基本流程。1986年磷铵肥法烟气脱琉被遴选为国家“七五”重点攻关专题，在四川豆坝电厂建成5000Nm3/h中试装置，于1990年底连续运行2000h以上．经国家组织的验收签定确认该法流程合理可行。中试时S02浓度为1600-2700Ppm的烟气，总脱硫效率维持在>95%，磷矿粉萃取率>90%，获得有效成分为37%的氮磷复台肥料数十吨。 经高效除尘后的烟气含尘浓度<200mg／Nm3，经喷水降温调湿后进入4塔并列的新型活性炭脱硫塔组，3塔运行、1塔再生。采用稀硫酸及三级洗涤再生，获得浓度为30%左右的硫酸，活性炭脱琉后的烟气进入二级脱硫塔，用磷铵溶液洗涤，净化后的烟气排放，在常规单槽多桨萃取槽中用脱硫制得的琉鞍分解磷矿粉萃取获得的稀磷鞍加氨中和得磷铵，作为二级脱琉的洗涤液。二级脱琉后的肥料桨经氧化、浓缩、干燥，获得固体氮磷复合肥料。 旋转喷雾干法烟气脱硫工艺试验研究 1987年开始，为引进丹麦Niro公司旋转喷雾干法烟气脱硫设备运行积累操作经验，在北京市橡胶六厂6.5t/h锅炉上引出部分烟气，建立处理2000Nm3／h烟气量的试验装置，开展前期工艺试验。 Ca(OH)2浆液的雾化以及与烟气充分混合反应脱硫装民包括干燥吸收塔、高速离心喷算机、气流分布器和终产物收集器。干燥吸收塔直径2m，高5m，高速离心喷雾机转速为17000—27200r/min，浆液流率为50kg/h。Ca(0H)2由生石灰在消化槽制成，烟气入口温度150℃．被处理S02浓度1000-2000ppm。绝热饱和温度值为24.6℃、钙硫比1.2—1.8时，脱琉串为66%-79%。 旋转喷雾干法烟气脱硫中试 1983年，在四川白马电厂建成了处理烟气量3500Nm3/h小型试验装置基础上，在该电厂进行70000Nm3/h中试装置。经过近一年的调试和2000小时连续运转考查，使用石灰为脱硫剂，处理高硫煤(硫含量为3.5%)烟气，在钙硫比为1.4时脱硫率约为80％。脱硫剂喷人吸收塔以后，与烟气中SO2发生反应，生成固体灰渣，固体灰渣在塔内下落时不断干燥，最终形成干燥固体粉尘，一部分在塔内分离排出，另一部分随烟气进入电除尘器除去。 工艺流程包括：吸收剂制备，吸收剂浆液雾化，接触混合反应，液滴蒸发与SO2吸收和废渣排出。 主要设备： (1)喷雾机：RN—10T型，转速1000r/min，雾化浆液10t/h。 (2)吸收塔：φ8m，圆筒体高6m。 (3)电防尘器：双室双电场，有效截面积2×15.8m，单电场长4.5m。 (4)引风机：Y4—73NO18D型，转速960r/h，容量143920m3/h，压力3300Pa。 (5)石灰消化器：φ600×4500mm，容量3-5t/h。 (6)湿式球磨机：MQG1500型，φ1500×3000mm，出力2-7t/h(干料)。 主要技术问题，高速旋转喷头磨强，影响雾化质量形成结垢，浆液输送泵的耐久性等。 烟气脱硫电气系统的设计 1.高压电源的引接 对于脱硫高压电源的引接通常采用两种方案： 方案一： 脱硫系统高压电源直接接于主厂房高压工作变。此方案主要适用于新建电厂，其中较典型的有安J顷电厂(2 300 MW)二期工程烟气脱硫工程，本体工程与脱硫工程同时设计，因此初步设计时就考虑高压厂用工作变分裂绕组均预留脱硫电负荷容量，这样高压厂变容量较常规电厂有所增加，但可省去1台高压脱硫变压器，使本来布置紧张的A列外布置可以更简单紧凑。但是目前我国脱硫设备国产率低，国外脱硫设备制造商由于各自的吸收塔结构不同，引起的电耗相差较大。 对于预留脱硫工程， 由于脱硫方案待定，脱硫电负荷很难估计准确，因此给高厂变容量选择带来一定困难。有可能会导致选择结果不合适、不经济。 方案二： 单独设立脱硫高压工作变。运用此方案比较典型的有长兴电厂一期工程。该工程2号机组于2003年投运，目前二期工程正在筹建中，根据环保要求为使二氧化硫总量保持不变，在二期建设的同时--期需扩建脱硫系统。由于一期工程已预留高压脱硫变的位置，设计施工都要灵活方便。对于一些125 MW电厂的老厂改造脱硫工程，电源的引接是一个比较复杂的问题。以萧山电厂为例， 电厂每台高压厂用变压器目前所带容量为13MVA左右，而作为2台机组公用的脱硫岛负荷为5 130 kVA。脱硫负荷无法从高压厂变引接，因此需设单独设立脱硫高压工作变。随着电力机制的改革厂网已分开，上网电价问题直接影响高压脱硫变的电源点设置。为此进行了多种方案的比较，其中各有利弊。方案一考虑利用110kV配电装置原备用间隔，脱硫高压电源由电厂110kV母线引接。方案二考虑高压脱硫变压器的电源从发电机出口主回路母线T接。从技术方面考虑，方案一脱硫岛在安装及运行过程中均不会影响机组的可靠性，改造的工作量较小。与本体工程设计接口简单，制约性小。方案二会造成A列外布置困难，引起发电机出口母线桥及主变压器保护(差动保护范围扩大)等一系列的改造。另外125MW电厂由于脱硫岛为两台机组公用负荷，所有负荷都接于1台高压脱硫变上，而高压脱硫变只能与一台高压厂变并接与其中1台发电机上。如果高压设备变不扩容，当该发电机发生故障时，为了保证机组的汽机、锅炉辅机安全运行， 脱硫系统应先退出运行。这就造成1台发电机故障，整个电厂脱硫系统无法运行的现象，所以技术上方案一优于方案二。从经济方面考虑方案一需增加1个110 kV间隔的设备投资费，并且电源点在计量点外可能涉及到上网费问题。方案二脱硫电源在计量点内引接，不涉及到上网费问题,降低电厂年运行费用，但设备改造需发生费用，所以经济上方案二优于方案一。 2.低压电气接线 脱硫电气系统一般采用两个电压等级，高压母线一般按炉分段，每台炉单独设一段工作母线，双电源进线，并采用互为备用方式。6kV单元负荷、公用负荷分别接于两段上。380／220V系统采用PC(动力中心)、MCC(电动机控制中心)两级供电方式。低压厂用电接线根据情况大致有两个设计方案。以安顺电厂二期工程烟气脱硫工程为例进行分析。 方案一： 两套脱硫系统共设两台低压工作变压器，互为备用，为所有的脱硫低压负荷供电；低压PC采用单母线分段， 设380／220 V脱硫A、B段，由两台低压干式变低压侧供电。380／220 V脱硫A、B段之间分别设联络开关。两台低压干式变分接于6kV两个脱硫段上。脱硫单元负荷分别接于脱硫A、B段，公用负荷分别接于各段。 MCC均采用双回供电，两路电源互相闭锁。380／220V系统为中性点直接接地系统。 方案二： 每套脱硫系统各设两台低压工作变压器，互为备用。为所有的脱硫低压负荷供电；低压PC采用单母线分段，设380／220V脱硫3A、3B段和4A、4B段。4台低压干式变成对设置，3A、3B段和4A、4B之间分别设联络开关。方案的技术经济比较：按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》中常用厂用负荷特性表，脱硫负荷除部分搅拌器属I类负荷，增压风机、吸收塔浆液循环泵属I或Ⅱ类，其余均为Ⅱ／Ⅲ类负荷，因此负荷的重要性较主厂房汽机、锅炉电机要低一些，并且脱硫岛低压负荷的单元性不是非常明显，因此方案一接线能满足供电可靠性要求，接线简单、清晰，投资少，运行费用低。 方案二满足供电可靠性要求，接线单元性强，但投资高(约50万元)，因此安顺电厂二期工程方案一。 3.脱硫系统保安电源 由于脱硫工艺要求，在厂用电失电时，为了保证脱硫系统安全停运，脱硫系统一些辅机需要在厂用电失电时继续进行供电，如工艺水泵、旁路挡板等负荷。另外，对于热控的DCS系统以及电气的UPS电源同样需要提高保安电源。设计一般考虑在脱硫系统独立设置事故保安段，以便向脱硫岛事故保安负荷集中供电，而保安电源的引接是关键问题。增加脱硫系统后，脱硫岛的事故保安负荷是直接从主厂房事故保安段引接，还是脱硫系统直接设柴油发电机呢?以安顺电厂二期工程烟气脱硫工程为例，该电厂初步设计中考虑两台炉各设1台500 kW，脱硫岛设1台的柴油机。在设计中遇到这样的问题，根据脱硫系统保安电源负荷统计，并按最大计算负荷法计算选得柴油发电机容量为250 kW。 而按带负荷起动1台最大容量的电机时，发电机短时过负荷能力校验算得柴油机容量需546．3 kW。按带负荷起动1台最大容量的电机时，母线上的电压水平校验得Um=57％，小于80％，因此如果按照校验需选择容量为500kW左右的柴油发电机。从技术经济性考虑，降低最大容量电机的起动电流，使其起动电流限制在2．5倍的额定电流时，就能满足选用容量为250kW的柴油发电机。降低起动电流的方法有多种，如星-三角起动器、变频调速器、软起动器等。经技术经济比较，最终采用软起动器来限制工艺水泵的起动电流，以便在脱硫岛电源消失时，容量为250kW的柴油发 电机能使脱硫装置安全停机。软起动器布置在开关柜内。由于脱硫系统设置独立的柴油发电机会造成上述问题，因此在设计温州发电厂300MW烟气脱硫工程时采用将脱硫系统的保安负荷与主厂房保安负荷共同考虑的方法，将每台炉的柴油发电机的容量增加至630 kW(按常规300MW机组柴油发电机的容量为500kW)，每台炉设置独立的脱硫保安段来满足脱硫系统的安全停机要求。因此对于新建工程主厂房柴油发电机应尽可能考虑脱硫岛保安负荷。这样既解决上述问题也减少电厂的维护工作量。对一些改造工程，主厂房柴油发电机组没有考虑足够备用容量，在这种情况下，建议脱硫系统单独设置柴油发电机组。对于200MW以下机组，由于无保安电源，脱硫系统有些保安用设备电源的解决成为一个比较棘手的问题。以萧山发电厂脱硫工程为例，保安负荷为工艺水泵、烟气挡板等。要使脱硫工作电源消失时保证保安用设备能正常运行以使脱硫系统安全停机，经过反复考虑首先将保安负荷分类，对于工艺水泵属于经常连续负荷，可备用一台柴油泵，当工作泵故障时柴油泵自动投入。对于挡板类负荷属于短时经常负荷，并且负荷容量较小，运行时间较短。电源从输出为交流380V的不停电电源UPS引接。保证脱硫岛电源消失后30s内挡板关闭，烟气从旁路烟道至烟囱。但是UPS的容量选择时必须考虑电机系统既节省投资又减少运行维护，同时也可减少占地面积。 4.脱硫系统的直流和不停电电源 脱硫岛一般布置在炉后与主厂房直流系统距离较远，通常单独设一套直流装置为2台炉脱硫岛公用，供脱硫岛内UPS、电气控制、信号、继电保护、6kV及380V断路器合闸等负荷。直流系统采用单母线接线，电压等级采用220V。直流系统包括1组铅酸阀控免维护蓄电池，1套N+1模块热备用的高频开关充电器及直流馈线屏。直流系统能保证在全厂停电后继续维持其所有负荷在额定电压下继续运行不小于60min。由于直流系统只有一组蓄电池，在蓄电池放电维修。 脱硫岛的设计原则 1998年4月国家环保总局印发了《贯彻国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题批复的行动方案》和《酸雨控制区和二氧化硫污染控制区二氧化硫污染综合防治规划编制大纲》。脱硫岛的建设必须首先符合国家的能源环保政策，具体操作上应通过有关环境管理部门的环境评价。 脱硫岛的总体设计原则是确保较高的脱硫效率、较高的可用率，并保证安全可靠，对锅炉岛的运行操作无影响。为此，采用技术上成熟的工艺，操作上可靠性较高的设备是十分必要的。 (1) 脱硫岛采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统，对全部烟气进行脱硫。 (2) 在锅炉燃用设计煤质BMCR工况下处理全烟气量时的脱硫效率不小于97％，保证脱硫效率为95％以上，烟囱入口烟温不低于80℃。 (3) 烟气脱硫系统的使用寿命不低于主体机组的寿命（30年）。 (4) FGD装置投入商业运行烟气脱硫系统的利用率将超过锅炉电除尘运行时间的98％，为保证电厂可靠、稳定运行，脱硫岛停运不影响电厂的正常运行。 (5) 对于烟气脱硫系统中的设备、管道、烟风道、箱罐或贮槽等，考虑防腐和防磨措施。烟风道的设计符合《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》(DL/T 5121-2000)的规定，汽水管道符合《火力发电厂汽水管道设计技术规定》（DL/T5054－1996）和《火力发电厂汽水管道应力计算技术规定》（SDGJ6－90）中的要求。对于低温烟道的结构采用能保证有效的防腐形式。 (6) 所有在需要维护和检修的地方均设置平台和扶梯，平台扶梯的设计满足GB4053.1～GB4053.4或《火电厂钢制平台扶梯设计技术规定》DLGJ158-2001中的要求。 (7) 烟气脱硫设备所产生的噪声控制在低于85dB（A）的水平（距产生噪声设备1米处测量）。在烟气脱硫装置控制室内的噪声水平低于60dB（A）。 (8) 脱硫区单独设两炉公用脱硫废水处理装置。经治理后的废水水质应满足GB8978-88《中华人民共和国污水综合排放标准》一级标准。处理合格后的废液应考虑复用。 (9) 烟气脱硫系统产生的石膏中， Cl-含量小于100 ppm ，CaCO3含量小于3%，其水分不大于10％（重量比）。石膏品质将能满足用于生产石膏板或用作生产水泥填加料（掺合物）的要求。 (10) 贯彻电力建设“安全可靠、经济实用、符合国情”的指导方针，严格执行设计合同的要求，精心设计，充分优化方案，使建造方案经济合理、可用率高，并在保证技术指标的前提下努力降低工程造价。
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