提高濕法煙氣脫硫效率的改造方案

李遠(yuǎn)源

（華能汕頭電廠，廣東 汕頭 515071）

1 概 述

目前，對(duì)污染物的排放控制已日趨嚴(yán)格，將對(duì)火電企業(yè)的發(fā)展和生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)帶來(lái)嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。根據(jù)最新頒布的排放標(biāo)準(zhǔn)，經(jīng)初步估算，在2010年以前建成的脫硫裝置中，有將近90%需進(jìn)行增容提效改造［1］?，F(xiàn)以華能汕頭電廠2×300MW燃煤發(fā)電機(jī)組的脫硫增容改造為例，就技術(shù)改造方案、設(shè)備選型、舊設(shè)備的利用等進(jìn)行論述。

華能汕頭電廠一期2×300MW亞臨界機(jī)組，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量為1000t／h；華能汕頭電廠一期脫硫島采用EPC總包方式建設(shè)，采用國(guó)外能源公司（AEE）的濕式石灰石 石膏法煙氣脫硫技術(shù)，一爐一塔配置。于2006年6月陸續(xù)完成性能考核工作。該脫硫工程設(shè)計(jì)煤質(zhì)的含硫量為0.63%，脫硫裝置入口的SO2濃度1322mg／m3，脫硫效率為90%。

2 增容提效改造的必要性

該電廠地處市區(qū)，以90%的脫硫效率難以降低硫的排放總量。近年來(lái)，因?yàn)槿济浩贩N的變化，煤質(zhì)含硫量的波動(dòng)較大。原脫硫裝置設(shè)計(jì)入口含硫量為1322mg／m3，當(dāng)煤質(zhì)含硫量超過1700mg／m3時(shí)，為了確保排放煙氣的含硫量在200mg／m3以下，只能降低機(jī)組的負(fù)荷。為此，有必要對(duì)現(xiàn)有的一期脫硫系統(tǒng)進(jìn)行技術(shù)改造。

3 技術(shù)方案的選擇

3.1 原脫硫系統(tǒng)的設(shè)備配置

改造前，采用石灰石 石膏的濕法煙氣脫硫工藝，一爐一塔配置。在設(shè)計(jì)煤種工況下，可在最大和最小污染物濃度之間的任何值下運(yùn)行，燃用設(shè)計(jì)煤種BMCR工況，F(xiàn)GD入口SO2濃度1322mg／Nm3（干基，6%O2）時(shí)，脫硫效率不低于90%。脫硫裝置裝置可用率不小于90%。脫硫系統(tǒng)設(shè)置煙氣旁路，并設(shè)GGH設(shè)備。脫硫系統(tǒng)中引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)被分開設(shè)置。采用石灰石塊（小于20mm）作為脫硫劑，設(shè)置有石灰石濕式磨機(jī)系統(tǒng)，成品漿液細(xì)度為32μm（325目，90%通過率）。脫硫副產(chǎn)品為石膏，利用真空皮帶脫水機(jī)進(jìn)行脫水后，直接落入石膏庫(kù)。原脫硫系統(tǒng)中的主要設(shè)備，見表1所示。

表1 原脫硫系統(tǒng)中的主要設(shè)備

4 改造方案的確定

該電廠一期脫硫裝置改造方案中，仍采用石灰石 石膏濕法脫硫工藝，在BMCR工況下，以燃煤基硫份為Sar＝0.7%進(jìn)行設(shè)計(jì)，性能驗(yàn)收按照Sar＝0.87%，對(duì)應(yīng)FGD裝置入口的二氧化硫濃度為2000mg／m3（標(biāo)態(tài)、干基，6%O2）。要求出口排放濃度（煙囪入口排放濃度）小于80mg／m3（標(biāo)態(tài)、干基，6%O2），脫硫效率不低于96%。年投運(yùn)時(shí)間不低于6000h，年可用率不低于98%。改造方案中暫不改變?cè)鰤猴L(fēng)機(jī)，也不涉及GGH設(shè)備。FGD裝置運(yùn)行壽命為20年。本次一期脫硫系統(tǒng)改造不進(jìn)行制漿系統(tǒng)擴(kuò)容，不含制漿、脫水等公用系統(tǒng)的改造。為利用原有設(shè)備，均按其設(shè)備參數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì)。對(duì)原裝置的維修及更換等不在此次改造范圍內(nèi)。

需改造的設(shè)備系統(tǒng)：

（1）吸收塔系統(tǒng)：增加吸收塔托盤；噴淋層改造為交叉噴淋層；

（2）塔外漿池系統(tǒng)；

（3）氧化空氣系統(tǒng)；

（4）石膏一級(jí)脫水系統(tǒng)。

4.1 吸收塔系統(tǒng)

（1）吸收塔內(nèi)增加合金托盤；即在吸收塔內(nèi)，塔入口煙道與底層噴淋層之間，設(shè)置一層吸收塔托盤；可起到均勻煙氣分布和預(yù)洗作用，以脫除煙氣中30%～40%的二氧化硫；降低煙氣中的二氧化硫濃度。在2003年，某國(guó)外公司專門研究了雙托盤、單托盤、無(wú)托盤噴淋塔的液氣比對(duì)脫硫效率的影響［2］，并進(jìn)行了大量的試驗(yàn)，其試驗(yàn)結(jié)果，如圖1所示。

圖1 雙托盤、單托盤和無(wú)托盤噴淋塔液氣比與脫硫效率的關(guān)系

從圖1可知，在相同的脫硫效率下，托盤需要的液氣比最小，無(wú)托盤噴淋塔的液氣比最大。

（2）改造頂層噴淋層

利用原漿液循環(huán)泵，同時(shí)，為每臺(tái)機(jī)組新增1臺(tái)同流量的循環(huán)泵，將最頂層的噴淋層改為交叉噴淋層；交叉噴管的布置方式是一項(xiàng)專利技術(shù)，可在不改變吸收塔高度的前提下，增加液氣比，加大噴淋密度，從而提高脫硫效率［3］。原頂層噴嘴全部更換為空心錐噴嘴。改造前、后的噴淋覆蓋范圍，見圖2、圖3所示。

改造后的優(yōu)點(diǎn)：噴淋層上部布置有兩級(jí)除霧器。煙氣通過吸收塔托盤后，被均勻分布到整個(gè)吸收塔截面。吸收塔加裝托盤后，使主噴淋區(qū)的煙氣分布均勻，而且煙氣和石灰石／石膏漿液通過托盤上的液膜區(qū)域，經(jīng)充分接觸可最大效率地去除煙氣中的SO2，這樣就提高了吸收塔的脫硫效率。該吸收塔的特點(diǎn)是液氣比比較低，從而降低了循環(huán)漿液泵的電耗。吸收塔的內(nèi)表面及托盤無(wú)結(jié)垢、堵塞問題。通過FGD系統(tǒng)設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)，采用計(jì)算機(jī)模擬設(shè)計(jì)，確定了吸收塔內(nèi)噴淋層及噴嘴的布置方案，確定了托盤的位置和開孔率、除霧器和煙氣進(jìn)出口的位置，根據(jù)液滴的有效噴射軌跡及滯留時(shí)間，確定噴淋組件之間的距離；同時(shí)優(yōu)化了pH值、液氣比、鈣硫比、氧化空氣量、漿液濃度、煙氣流速等性能參數(shù)，從而保證FGD系統(tǒng)連續(xù)穩(wěn)定地運(yùn)行。

4.2 塔外漿池系統(tǒng)

在此系統(tǒng)中，需新增1個(gè)直徑8.8m的塔外漿液箱，并設(shè)置3臺(tái)側(cè)進(jìn)式攪拌器，增設(shè)氧化空氣管道，增加1臺(tái)漿液循環(huán)泵及配套管道（循環(huán)泵按照單元制設(shè)置，每臺(tái)循環(huán)泵對(duì)應(yīng)一層噴嘴，循環(huán)泵及進(jìn)口閥門由FGD DCS系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)順序控制），為了將漿液泵入原塔，還應(yīng)增加塔外漿池與原塔的排氣聯(lián)通管。

4.3 氧化空氣系統(tǒng)

2臺(tái)機(jī)組需新增2臺(tái)同流量的氧化風(fēng)機(jī)，每臺(tái)塔外漿液箱配備1臺(tái)氧化風(fēng)機(jī)，向塔外漿池提供氧化空氣。氧化風(fēng)機(jī)應(yīng)能提供足夠的氧化空氣，合理布置氧化噴槍的位置，使塔外漿池內(nèi)的亞硫酸鈣充分轉(zhuǎn)化成硫酸鈣。氧化空氣應(yīng)無(wú)油。氧化風(fēng)機(jī)運(yùn)行在效率曲線的最高點(diǎn)上。風(fēng)機(jī)有幾乎平坦的效率特性曲線，以保證運(yùn)行時(shí)風(fēng)機(jī)在各種負(fù)荷下都有最佳的效率［4］。風(fēng)機(jī)設(shè)在離設(shè)備外殼1m外。噪聲應(yīng)在85dB（A）以下。應(yīng)對(duì)吸收塔外部的氧化風(fēng)管進(jìn)行保溫處理。氧化風(fēng)機(jī)及其附屬設(shè)備由FGD DCS實(shí)現(xiàn)順序控制。

4.4 石膏一級(jí)脫水系統(tǒng)

更換2臺(tái)石膏旋流站，提高石膏脫水處理能力［5］。根據(jù)需要對(duì)工藝系統(tǒng)中的其他部分，進(jìn)行局部調(diào)整，如沖洗水及壓縮空氣的就近接入，石灰石漿液管道的原位更換等。

4.5 控制系統(tǒng)

改造方案中，不改變?cè)摿駾CS系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)，按“每臺(tái)機(jī)組增加1臺(tái)DCS擴(kuò)展柜”進(jìn)行設(shè)計(jì)，新增加的DCS擴(kuò)展柜接入原DCS系統(tǒng)。操作員站、工程師站及歷史站等均為原有設(shè)備。原脫硫控制系統(tǒng)的一期DCS系統(tǒng)，共有4個(gè)DPU，1號(hào)和2號(hào)DPU均帶有3個(gè)擴(kuò)展柜，為均勻分配DPU的負(fù)荷并與原系統(tǒng)保持一致，在3號(hào)DPU增加2個(gè)擴(kuò)展柜，1號(hào)、2號(hào)塔各用1個(gè)擴(kuò)展柜。新增的漿液循環(huán)泵和氧化風(fēng)機(jī)的控制，將參照原系統(tǒng)邏輯實(shí)現(xiàn)順序控制，并根據(jù)運(yùn)行和現(xiàn)場(chǎng)要求，修改部分DCS邏輯，整合塔外漿液循環(huán)泵、氧化風(fēng)機(jī)與原有設(shè)備的控制，實(shí)現(xiàn)必要的聯(lián)鎖和自動(dòng)控制。

改造方案中，新增2臺(tái)DCS擴(kuò)展柜，更換了石灰石漿液供漿電磁流量計(jì)，增加了塔外漿液箱系統(tǒng)儀表，增加氧化風(fēng)機(jī)系統(tǒng)儀表，原電源系統(tǒng)柜內(nèi)增加供電控制開關(guān)。

4.6 電氣系統(tǒng)

脫硫島電氣系統(tǒng)改造后，原脫硫島主接線系統(tǒng)的接線方式不變，脫硫島仍保持原有的1號(hào)機(jī)6kV脫硫段及2號(hào)機(jī)6kV脫硫段，兩段之間設(shè)聯(lián)絡(luò)開關(guān)。改造后，1號(hào)機(jī)6kV脫硫段增加1臺(tái)漿液循環(huán)泵饋線柜，2號(hào)機(jī)6kV脫硫段增加1臺(tái)漿液循環(huán)泵饋線柜及1臺(tái)備用饋線柜，共新增3面F C開關(guān)柜，安裝在原6kV段預(yù)留備用端。改造后的6kV負(fù)荷總?cè)萘繛?0819kVA。

新增低壓負(fù)荷由原1號(hào)機(jī)400VPC脫硫段和2號(hào)機(jī)400VPC脫硫段供電，新增低壓負(fù)荷容量約為220kVA，2臺(tái)爐的低壓負(fù)荷總?cè)萘繛?933 kVA，由新增PC柜供電。1號(hào)機(jī)400VPC脫硫段增加1臺(tái)PC饋線柜，2號(hào)機(jī)400VPC脫硫段增加2臺(tái)PC饋線柜。

5 改造方案中的主要設(shè)備

改造方案中采用的主要設(shè)備及參數(shù)對(duì)比，見表1、表2所示。

表1 改造方案中的主要設(shè)備

表2 主要數(shù)據(jù)對(duì)比

6 結(jié) 語(yǔ)

在改造方案中充分考慮了已有的條件，利用了已施工完成的設(shè)備基礎(chǔ)，僅對(duì)局部結(jié)構(gòu)進(jìn)行加固；盡量將新增設(shè)備布置在原有建筑物內(nèi)，最大程度地利用了原有占地面積；在設(shè)備選型時(shí)，盡量選用已有設(shè)備的相同型號(hào)，便于后續(xù)的設(shè)備檢修和維護(hù)工作；最大化地利用現(xiàn)有設(shè)備，降低改造成本。

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