某電廠4×210MW機組煙氣脫硫改造兩期工程對比分析

易 鑫

（同煤電力環保科技有限公司,山西 忻州034100）

我公司煙氣脫硫工藝，采用石灰石——石膏濕法脫硫工藝，本工藝是目前世界上最為成熟可靠的煙氣脫硫技術，目前我國許多電廠的煙氣脫硫裝置都采用該法脫硫工藝，經過多年的運行積累了大量的設計、安裝、調試及操作經驗，為本工程的順利實施提供了有力的保證。該工藝具有以下幾個特點：

脫硫效率高。石灰石－石膏濕法脫硫脫硫工藝脫硫率高達95%以上，脫硫后的煙氣不但二氧化硫濃度很低，而且煙氣含塵量也大大減少。大機組采用濕法脫硫工藝，二氧化硫脫除量大，有利于地區和電廠實行二氧化硫排放總量控制。

技術成熟，運行可靠性高。國外電廠石灰石——石膏濕法脫硫裝置投運率一般可達98%以上，由于其發展歷史長、技術成熟、運行經驗多，因此不會因脫硫設備而影響鍋爐的正常運行。特別是新建的大機組采用濕法脫硫工藝，使用壽命長，可取得良好的社會效益。

對煤種變化的適應性強。該工藝適用于任何含硫量的煤種的煙氣脫硫，無論含硫量大于3%的高硫煤，還是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石－石膏濕法脫硫工藝都能適應。

吸收劑資源豐富，價格便宜。碳酸鈣含量在90%以上，優者可達95%以上。在脫硫工藝各種吸收劑中，石灰石價格便宜，破碎磨細較簡單，鈣利用率較高。

脫硫副產物便于綜合利用。石灰石－石膏濕法脫硫工藝的脫硫副產物為二水石膏。脫硫副產物綜合利用，不僅可降低運行費用，而且可以減少脫硫副產物處置費用，延長灰場使用年限。

我公司分別于2006年12月建設完成了某電廠5、6#機組煙氣脫硫改造工程，2008年6月底建設完成了3、4#機組煙氣脫硫改造工程。某電廠兩期脫硫工程現在都已運行了5年以上，經過省環保局、以及相關權威單位的效率測試，兩期機組煙氣脫硫效率都在95%以上。其中5、6#機組已于2008年10月通過了電監會的后評估，我公司的脫硫技術、施工質量都得到了相當高的評價。

現通過對比兩期工程中的脫硫劑制備系統、煙氣系統、吸收系統、脫水系統、公用系統來說明我公司對脫硫裝置進行的優化。

1 脫硫劑制備系統

某電廠脫硫裝置兩期工程的脫硫劑制備系統都為干式磨制系統。

為了增大磨機出力，在二期工程中，在磨機前增加了一臺同等能力的破碎機，并增大了磨機的通風。通過以上改進，磨機出力增大了15%以上。為了使兩期工程的磨制系統互為備用，在兩期合格粉倉間加裝了分配器和一臺螺旋式給料機，通過以上措施，大大增加了設備的利用率，以及脫硫劑制備系統的可靠性。

通過對一期工程脫硫劑管道系統、設備的運行觀察和實驗，我公司認為石灰石漿液為堿性，腐蝕性很小，這個系統主要存在的磨損可以通過增大管道壓力等級提高管道壁厚的方法來克服，因此我公司對二期工程脫硫劑制備漿液管道采用碳鋼材質，取消碳鋼襯膠。石灰石漿池中的石灰石漿液有沉淀和硬化的現象，可以克服磨損，因此漿池可以取消防腐。

2 煙氣系統

煙氣系統是本文要重點闡述的，因為煙氣系統是體現脫硫行業進行優化的一個系統，本公司一期工程煙氣系統中采用GGH（煙氣換熱器）對吸收塔出口煙氣進行加溫，使脫硫系統出口煙氣溫度提高到露點以上，不致腐蝕煙囪及下游設備。

但是GGH存在很多缺點。其中GGH除灰嚴重是重大的缺陷。由于電廠采用的是三電場靜電除塵器，除塵效果不好，因此煙氣中攜帶的粉塵很大，往往大于350mg/Nm3。由于GGH設計要求含塵低于215 mg/Nm3，所以導致GGH換熱器翅片上積灰嚴重，在結酸露的情況下易形成垢，影響了吹灰效果，很容易堵塞，嚴重影響了脫硫效率。同時增大的阻力，還容易使增壓風機在失速區運行。雖然在一期工程中為了克服GGH的堵塞現象，采用了長蒸汽吹灰器形式，并將蒸汽管道進行壓力調整，定期吹灰，定期停運用水沖洗，但是運行比較繁瑣，吹灰效果僅能達到70%，并且GGH在長期存在堵塞的狀態下運行，耗電增大，運行成本提高了很多。

在二期工程的建設中，由于脫硫行業當時正在對是否取消GGH提議，我公司結合實際情況，并對取消GGH后的煙囪防腐提出了詳細的方案，因此我公司大膽采用了取消GGH的方案。GGH本身設備費用和安裝、維護費用相當大，占脫硫裝置總費用的20%～25%，因此取消GGH也相對節省了費用，降低了脫硫成本。同時GGH的安裝周期長，從GGH的框架建設到GGH的防腐工作結束，工期貫穿了全部脫硫裝置的建設時間。當時二期工程建設時，正逢我國舉辦2008年奧運會，工期要求非常緊張，采用取消GGH方案也為縮短工期爭取到了寶貴的時間。

由于二期工程取消GGH，因此煙囪的防腐工程非常重要，我公司為了配合煙囪改造工程，在煙囪進行防腐的施工過程中，為了不影響機組的投運，我公司在吸收塔出口的煙道頂部設置臨時煙囪進行排放。由于采取了多項有效的措施，煙囪防腐工程進行的非常順利。通過近5年的運行觀察，取消GGH是可行的。

3 吸收系統

#5、6機組設計煙氣SO2含量為5177mg/Nm3，#3、4機組設計煙氣SO2含量為5753mg/Nm3。為了滿足#3、4機組高硫煤種的變化，#3、4機組的吸收系統相比#5、6機組在設計方面做了相應的改進。

（1）#5、6機組液氣比為14.84 L/Nm3，#3、4機組液氣比為18.3L/Nm3；

（2）增加一臺循環泵，共四臺循環泵運行。

（3）噴淋層增加一層，共四層；

（4）由于漿液循環量的贈加，吸收塔底部漿池容積相應增加，相應增加了1.3米，容積增加了137m3。

通過對吸收塔的改造，當機組煙氣含硫量高(＞3%)時，四臺循環泵全開，滿足液氣比大于15的要求。煙氣含硫量低(＜1%)時，開兩到三臺循環泵。

（5）除霧器的型式也做了相應的改進。#5、6機組除霧器采用聚丙烯折板式，#3、4除霧器采用聚丙烯平板式。通過材料和型式上的改進使得除霧器更能適應吸收塔內漿液及氣體易腐蝕、磨損的特性,使得除霧器在安裝及運行中有效地捕集脫硫后煙氣中攜帶的水滴，確保排放煙氣中水滴的含量小于75mg/Nm3。

（6）吸收塔入口（原煙氣冷凝和漿液飛濺區）#5、6機組采用碳鋼加6mmC276鋪襯，在#3、4設計上也作了相應的改進，采用Q235A襯高溫玻璃鱗片加碳磚制作，厚度至少3mm，且留有一定的腐蝕裕度。通過材料上的改進節約了資金近1/3。

（7）吸收塔漿液PH值和密度計原由石膏漿液抽出泵出口管路進行測量，現移至吸收塔漿池下部，這樣不必再等待啟動石膏抽出泵才有PH和密度的指示值，解決了脫硫裝置不能從啟動開始就投入PH表和密度表的測量指示的問題，這一改變即滿足了運行操作的要求，又降低了廠用電。

4 脫水系統

二期工程設計吸收塔抽出漿液為151.4t/h經旋流器濃縮后，濃度為40%的漿液進入石膏漿池，而后由石膏漿液泵送往真空帶式脫水機脫水。含水10%的二水石膏儲存到石膏庫為臨時存放，約10t/h脫硫廢水，固含量約2.96%（W）,PH值5.0～5.8，排入沖灰系統。由于沖灰系統的灰漿偏堿性，加入少量偏酸性的石膏廢水脫出液可以適當中和沖灰系統的灰漿的PH值，同時可起到減緩沖灰管道堿性結垢作用，不會影響排入灰場的水質情況。

考慮到脫水系統中有部分管道是漿液自流,沒有太大壓力，所以二期工程設計脫水機廢水收集管道、脫水機真空管道、濾布沖洗水管道、濾液排放管道都采用了FRP管道。這種管道既滿足了工藝要求又節約了資金。由于這種管道不需提前預安裝生產，能在現場根據實際情況進行施工安裝，所以大大節省了這部分管道的安裝進度。

5 公用系統

二期工程同時考慮了軸承冷卻水及軸封水的收集，此類排水比較分散，水量約為22t/h。我們在吸收區、制漿區、脫水區設置了地坑，收集此類工業水，再用泵將水打入工業水箱作為工藝補水使用。

我們在二期工程設計了對漿液管道高點沖洗和低點排放的工藝，各個需要沖洗和排水的設備和系統（如：石灰石和石膏漿液系統的泵、管道、箱罐等）在不需要過多的或非常規的準備和操作的情況下就能實現沖洗和排水。在系統短期停運或事故中斷期間，主要設備和系統的排水和沖洗都能通過中心控制室的遠方操作實現。

以上是對我公司承建的同一電廠兩期工程在工藝設計方面進行的對比，以此說明我公司在掌握了電廠煙氣脫硫的先進技術的同時也積極消化改進設計施工方案。結合我國國情，利用我國現有的各方面先進的資源，在滿足設計要求的同時也考慮降低制造和維修的成本。