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。
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。