某330 MW機組脫硫增效改造方案對比分析

李玲燕，高鵬

(1.山東神華山大能源環(huán)境有限公司，濟南　250014； 2.山東泓奧電力科技有限公司，濟南　250101)

某330 MW機組脫硫增效改造方案對比分析

李玲燕1，高鵬2

(1.山東神華山大能源環(huán)境有限公司，濟南250014； 2.山東泓奧電力科技有限公司，濟南250101)

摘要：隨著社會環(huán)保意識的不斷增強，“綠色發(fā)電計劃”被提出，要求一些項目環(huán)保指標(biāo)達(dá)到“近零排放”標(biāo)準(zhǔn)，其中SO2排放質(zhì)量濃度需<35 mg/m3，使現(xiàn)有脫硫設(shè)施面臨著增容改造的問題。以某330 MW機組為例，分析了目前項目存在的問題，經(jīng)過對比分析，提出并推薦了經(jīng)濟、技術(shù)可行的改造方案。

關(guān)鍵詞：近零排放；液氣比；脫硫效率；脫硫增效

0引言

某項目建有2臺330 MW燃煤發(fā)電機組，2臺鍋爐均配套脫硫裝置，采用石灰石-石膏濕式脫硫(FGD)工藝，1爐1塔配置，脫硫裝置后均配有垂直回轉(zhuǎn)式煙氣換熱器(GGH)。脫硫系統(tǒng)設(shè)計入口SO2質(zhì)量濃度為1 397 mg/m3，出口SO2質(zhì)量濃度小于70 mg/m3，實際脫硫系統(tǒng)出口SO2質(zhì)量濃度為50～60 mg/m3。根據(jù)“綠色發(fā)電計劃”要求，該項目環(huán)保指標(biāo)需達(dá)到“近零排放”標(biāo)準(zhǔn)，其中SO2排放質(zhì)量濃度需≤35 mg/m3，因此，需對原有脫硫設(shè)施進(jìn)行增效改造。

1現(xiàn)有脫硫裝置概況

該項目2臺鍋爐脫硫裝置采用1爐1塔配置，每套脫硫裝置的煙氣處理能力為1臺鍋爐100%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況時的煙氣量。GGH為垂直回轉(zhuǎn)式，型號為1-Φ12000-720。吸收塔除霧器為兩層分級折頁平板式，型號為DH900-40/DH900-25-Φ11.6 m，材質(zhì)為聚丙烯。吸收塔進(jìn)口規(guī)格為4 300 mm×8 700 mm，出口規(guī)格為2 400 mm×11 600 mm。

2脫硫裝置運行時面臨的主要問題

(1)出口SO2排放質(zhì)量濃度無法滿足“近零排放”要求。 目前，一期脫硫?qū)嶋H入口SO2質(zhì)量濃度約為1 000 mg/m3，出口SO2質(zhì)量濃度為50～60 mg/m3，雖已滿足國標(biāo)要求，但離近零排放還有一定距離。

(2)投運時間較長，設(shè)備老舊，運行不穩(wěn)定，需經(jīng)常檢修更換，維護(hù)工作量大。主要表現(xiàn)為循環(huán)泵葉輪修補多次，需更換；噴淋層噴嘴為螺旋形，經(jīng)常堵塞；機械除霧器為平板式，除霧效果不好，需更換等。

(3)此次改造擬對脫硫進(jìn)行增效，使其入口SO2質(zhì)量濃度在1 500 mg/m3時，出口SO2質(zhì)量濃度達(dá)到35 mg/m3以下，脫硫效率為97.7%。從原設(shè)計參數(shù)分析，原吸收塔液氣比11.3，無法滿足改造后97.7%的效率要求。

3改造方案對比分析

3.1改造方案選擇

目前，國內(nèi)電廠有一定應(yīng)用業(yè)績的煙氣脫硫方法主要有循環(huán)流化床煙氣半干法、海水法、濕式氨法、石灰石-石膏濕法。石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術(shù)是目前應(yīng)用最廣泛、技術(shù)最成熟的火電廠煙氣脫硫技術(shù)，占世界上投入運行的85%左右，我國的大型火電廠煙氣脫硫也以石灰石-石膏法為主[1]。對于此次改造，由于原系統(tǒng)采用石灰石-石膏法，改造若能利舊原有的石灰石制漿、供漿、排漿、石膏脫水和氧化系統(tǒng)等，可以大大減少改造工程量，大大縮短改造工期和節(jié)省改造費用。因此，在此次改造中，仍推薦采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝。

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝中應(yīng)用較多的吸收塔塔型是噴淋塔，噴淋塔具有以下優(yōu)點[2]。

(1)脫硫效率高。脫硫效率一般可以達(dá)到95%以上，通過增大噴淋層數(shù)和噴淋量，脫硫效率可以達(dá)到97%以上。

(2)系統(tǒng)可靠性和可用率高。雖然噴淋塔依然存在著吸收塔腐蝕、磨損、結(jié)垢和堵塞問題，但通過運行優(yōu)化控制，基本上可以控制在可接受的范圍內(nèi)，不會制約系統(tǒng)的運行。

(3)系統(tǒng)適應(yīng)性強。在設(shè)計階段，可設(shè)計不同的吸收塔參數(shù)來適應(yīng)中、高、低燃煤硫分，且目前運行的噴淋塔對于低、中、高燃煤硫分都有較多的案例；對于已投運裝置，當(dāng)燃煤低于設(shè)計硫分或較低負(fù)荷時，可通過停循環(huán)泵的方式來降低電耗，循環(huán)泵運行組合靈活。加之噴淋塔具有較多的應(yīng)用案例和較豐富的運行經(jīng)驗，因此，在此次改造方案對比論證時，方案1仍采用噴淋塔改造方案，通過增加1層噴淋層滿足脫硫達(dá)標(biāo)排放的需要。

目前，脫硫增效改造常用的方案還包括單塔雙循環(huán)工藝[3]、托盤塔[4]以及旋匯耦合[5]工藝，這些工藝都能滿足此次改造脫硫效率97.7%的要求，本文選用旋匯耦合技術(shù)作為方案2來進(jìn)行對比論證。

3.2增加1層噴淋層(方案1)

3.2.1工藝系統(tǒng)

由于原液氣比11.3較小，此次改造擬增加1臺同流量的循環(huán)泵，將液氣比增加至15.0。由于老塔煙氣入口與第1層噴淋層中心的高度僅為2.5 m，新增噴淋層只能加在最高處。

增加噴淋層后，漿池容積相應(yīng)加大。原漿池高度7.2 m，擬將漿池加高3.5 m，改造后漿池容積1 130 m3，漿液循環(huán)停留時間為3.1 min，較原來有所改善。改造后，漿池荷載增加約450～500 t，經(jīng)校核，原吸收塔基礎(chǔ)能滿足改造需求。

此改造方案的工作量：(1)吸收塔截體2次，下部漿池加高3.5 m，上部加高2.0 m；(2)更換原有3層噴淋層及全部噴嘴，新增1層噴淋層及噴嘴；(3)新增1臺循環(huán)泵，流量5 460 m3/h，揚程21.9 m；原有3臺循環(huán)泵泵體更換，電機利舊；循環(huán)管道增加3.5 m；(4)原兩級平板式機械除霧器更換為一級管式+兩級屋脊式；(5)漿池加高3.5 m后，增加2臺側(cè)進(jìn)式攪拌器，功率22 kW，原有3臺利舊，上下錯開布置；氧化風(fēng)管更換成2個；氧化風(fēng)機利舊；(6)吸收塔進(jìn)出口相應(yīng)抬高，塔入口抬高3.5 m，出口抬高5.5 m，增加1段煙道；(7)引風(fēng)機出口至GGH入口煙道需要優(yōu)化；(8)公用系統(tǒng)利舊，圍繞吸收塔的管道做相應(yīng)改造；截塔時內(nèi)部防腐以及保溫局部改造。

改造后，脫硫系統(tǒng)增加電耗約430 kW·h，阻力增加約250 Pa，吸收塔改造前、后數(shù)據(jù)對比見表1。

3.2.2電控部分

(1)高壓部分。每臺機組需增加1臺500 kW循環(huán)泵，根據(jù)電廠資料，廠用#1，#2機組脫硫6 kV段容量滿足此次改造新增設(shè)備要求，對“原增壓風(fēng)機”高壓開關(guān)柜改造，并對原電器元件配置按現(xiàn)循環(huán)泵容量進(jìn)行改造，作為新增循環(huán)泵開關(guān)柜，相應(yīng)新增電氣一次、二次設(shè)備。

(2)低壓部分。#1，#2機組各新增2臺22 kW攪拌器，根據(jù)電廠資料，對0.4 kV脫硫MCC段#3低壓開關(guān)柜3-1及3-2回路進(jìn)行改造，滿足設(shè)備供電要求。結(jié)合現(xiàn)場實際情況，電纜敷設(shè)時優(yōu)先考慮利用原有電纜通道，必要時增加相應(yīng)的橋架。

表1　吸收塔改造前、后數(shù)據(jù)對比

(3)儀控部分。包括就地儀表的新增和更換，原煙氣連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)(CEMS)出、入口需更換SO2探頭(提高精確度)2套?？刂葡到y(tǒng)需擴容改造，新增加測點利用原脫硫分散控制系統(tǒng)(DCS)機柜中備用點來實現(xiàn)監(jiān)控。預(yù)計單臺爐DCS擴容改造增加28點：AI，4點；RTD，5點；PI，1點；DI，12點；DO，6點。

3.2.3土建部分

原#1，#2吸收塔基礎(chǔ)為樁筏基礎(chǔ)，樁型為預(yù)應(yīng)力混凝土管樁PC-AB500(100)-22a型，單樁承載力特征值為900 kN，共29根；筏板厚度為2.5 m，直徑為12.6 m，雙層雙向配筋D25@200。增容后設(shè)備總重約為1 510 t，經(jīng)初步計算原有吸收塔基礎(chǔ)能滿足承載力要求。

改造項目土建工程量：(1)#1機組原有混凝土煙道及支架軸線1a至7a段拆除，#1增壓風(fēng)機檢修支架拆除；(2)新增1臺循環(huán)泵基礎(chǔ)及1套吸收塔循環(huán)管道支架；(3)在改造后的煙道下增設(shè)1套貼地的煙道支架。

3.3增加湍流器(方案2)

3.3.1工藝系統(tǒng)

旋匯耦合技術(shù)在吸收塔入口煙道上方第1層噴淋層下方布置1層湍流器。煙氣經(jīng)過湍流層后流場非常均勻，而且有劇烈的氣液擾動效果，大大提高液氣接觸面的同時，有效提高了噴淋層的利用率。該項目湍流器的配置，相當(dāng)于新增了1層噴淋層。湍流器在吸收塔內(nèi)布置如圖1所示，有、無湍流器下的煙氣流場如圖2所示。

3.3.2其他方面

此方案對原塔改動較小，維持原液氣比不變，漿池高度不變，僅在吸收塔入口與第1層噴淋層之間增加1層湍流器。由于老塔煙氣入口與第1層噴淋層中心的高度僅為2.5 m，無法安裝湍流器，應(yīng)將這部分殼體截開并加高1.5 m。

采用此方案改造后，吸收塔增加荷載較小，吸收塔基礎(chǔ)滿足改造需求。該改造方案的工作量有：(1)吸收塔截體1次，塔入口至第1層噴淋層之間加高1.5 m，增加湍流器；(2)更換原有3層噴淋層及全部噴嘴；(3)原有3臺循環(huán)泵泵體更換，電機利舊，循環(huán)管道增加1.5 m；(4)原兩級平板式機械除霧器更換為一級管式+兩級屋脊式；(5)吸收塔出口抬高1.5 m，增加一段煙道；(6)引風(fēng)機出口至GGH入口煙道需要優(yōu)化；(7)公用系統(tǒng)利舊，圍繞吸收塔的管道相應(yīng)的改造；截塔時內(nèi)部防腐以及保溫局部改造。

圖1　湍流器在吸收塔內(nèi)布置

圖2　有、無湍流器下的煙氣流場

改造后，脫硫系統(tǒng)不增加電耗，電控部分沒有改

造項目，但湍流器增加系統(tǒng)阻力將近800 Pa。

4方案選擇

方案1增加1層噴淋層，投資857萬元，電耗430 (kW·h)/h，阻力增加250 Pa；方案2增加湍流器，投資1 040萬元，電耗520 (kW·h)/h，阻力增加800 Pa，單臺引風(fēng)機增加電耗260 (kW·h)/h。方案2截塔1次，從工期上看稍微強于方案1(截塔2次)，但由于湍流器價格較高，使總體投資高于方案1。湍流器正常運行阻力800 Pa，導(dǎo)致2臺引風(fēng)機增加的電耗高于方案1新增循環(huán)泵的電耗；同時，方案2煙風(fēng)系統(tǒng)阻力較大，使引風(fēng)機的風(fēng)壓余量減少較多。經(jīng)比較，推薦采用方案1，即新增1層噴淋層的方案。

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(本文責(zé)編：白銀雷)

收稿日期:2016-03-01；修回日期:2016-03-28

中圖分類號：X 701

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B

文章編號：1674-1951(2016)04-0048-03

作者簡介：

李玲燕(1982—)，女，山東菏澤人，工程師，工學(xué)碩士，從事大氣污染物治理方面的工作(E-mail:yt-hanling@sohu.com)。