330MW機組脫硫系統串塔技術改造

程立華,張立權,李付寧（河北建投宣化熱電有限責任公司,河北　宣化　075100）

330MW機組脫硫系統串塔技術改造

程立華,張立權,李付寧
（河北建投宣化熱電有限責任公司,河北宣化075100）

2014年10月河北省環保廳根據張家口地區申奧工作需要下發了新的環保要求：2015年11月1日前，張家口地區燃煤電廠煙氣排放SO2濃度必須達到35mg/Nm3以下排放要求。由于環保排放標準提高，宣化熱電原有脫硫系統已不能滿足國家新的環保規范要求。本著對企業、社會負責的態度，公司根據自身具體情況，采用了串聯吸收塔運行的脫硫系統增容改造方式。脫硫增容改造后，兩臺機組SO2年排放量減少2000t左右，能夠取得較好的經濟效益及環境效益。

SO2排放；串聯吸收塔；提效改造

1　前言

2014年國家環保部下發了《京津冀及周邊地區電力鋼鐵水泥平板玻璃行業2014年大氣污染治理整治方案》，省政府下發了環保廳副廳長《在全省電力企業污染減排暨大氣治理工作會上的講話》，河北建投能源公司下發了建投能源字＜2014＞122號《關于大氣污染物特別排放限值達標改造工作的通知》，冀北電網5月28日要求火電企業上報改造環保設施計劃，并再次明確各火電企業在今年完成環保設施改造工作。

宣化熱電有限責任公司當前入爐煤硫份在1.5%以下，FGD進口SO2濃度在3500mg/Nm3左右，在設計脫硫效率95%的情況下，煙氣排放SO2濃度在200mg/Nm3左右。不能滿足國家重點區域煙氣SO2排放規定的35mg/Nm3的要求，因此，必須對原有的脫硫裝置進行增容改造，以滿足煙氣SO2環保排放限值要求。

2　系統改造前狀況

河北建投宣化熱電有限責任公司共裝設兩臺國產（2×330MW）供熱機組，每臺鍋爐最大連續蒸發量為1100t/h。兩臺機組脫硫系統分別于2010年1月及5月通過168小時滿負荷試運，脫硫系統采用石灰石—石膏濕式煙氣脫硫工藝，脫硫裝置采用一爐一塔：煙氣先經過靜電除塵器再進入脫硫系統后排入大氣。脫硫場地位于煙囪后。脫硫系統不設GGH，單獨設置增壓風機，采用石灰石—石膏濕法脫硫工藝，副產物為石膏。在設計條件下，全煙氣脫硫效率不小于95%。公用系統均按2臺機組容量建設。

3　脫硫系統改造方案選擇

石灰石一石膏濕法脫硫系統提高脫硫效率關鍵是增加吸收塔的脫硫出力。經調研，國內火電廠脫硫系統改造方式主要有加高吸收塔增加噴淋層，改造后運行效果良好。根據宣化熱電實際情況，原有吸收塔直徑偏小，煙氣流速過高，改造無法擴大吸收塔直徑，高效脫硫99%難以保證；原有吸收塔漿池容積偏小，若要滿足99%的脫硫效率需要抬高8米，噴淋層需要抬高6米，總高抬高太多，施工難度大；漿池容積、臨時煙囪等增加使吸收塔荷載增加太多，導致吸收塔原有基礎需要加固，基礎加固和養護工期長，導致整個停爐時間加長。

經過調研及技術論證，宣化熱電決定在原吸收塔旁新建三層噴淋層的二級吸收塔。該吸收塔與一級吸收塔結構、功能完全相同。鍋爐煙氣進入一級吸收塔后脫除部分SO2，再進入新建吸收塔(二級塔)，這一方式由于是2個吸收塔串聯運行，也稱為串聯塔改造方式。串聯改造與增加吸收塔高度、增加噴淋層與提高吸收塔脫硫能力原理完全相同。

宣化熱電2×330MW機組脫硫增效項目改造后，單臺機組脫硫系統入口煙氣量334.6m3/s（標態、干基、6%O2），原煙氣SO2濃度按3500mg/Nm3（標態、干基，6%O2）設計，脫硫系統出口（煙囪入口）SO2排放濃度不大于35mg/Nm3（標態、干基，6%O2），系統脫硫效率不低于99%。

脫硫系統串塔改造主要內容有：

3.1吸收系統改造

每臺機組新建一座吸收塔作為二級吸收塔，與原有吸收塔形成串聯雙塔，采用雙塔雙循環工藝進行控制。

（1）新建吸收塔按照逆流噴淋空塔設計：新建吸收塔設置至少三層噴淋層及對應的漿液循環泵和三層提效環；新建吸收塔設置至少兩臺單級離心式氧化風機，布置管網式氧化風管；每座新建吸收塔設置4臺側進式攪拌器；新建吸收塔設置兩臺石膏排出泵；新建吸收塔設置兩級屋脊式除霧器+一級管式除霧器。

（2）對原塔進行改造：對原有塔內的三層噴淋層及配套的漿液循環泵進行更換。

3.2煙氣系統改造

本次改造取消增壓風機，實行引風機、增壓風機合二為一配置，同時結合濕式除塵器改造，統一考慮引風機改造方案。吸收塔進出口煙道凈煙道、原煙道進行相應的挪移改造及加固處理。

3.3吸收劑制備及輸送系統改造

利舊原石灰石粉貯倉及石灰石漿液箱，對原供漿管道進行優化改造，為新建吸收塔設置供漿管道，供漿管道實行單元制配置；每套機組供漿管道設置兩臺石灰石漿液泵，一用一備配置。

3.4石膏脫水系統改造

本次改造按照全部更換原有石膏脫水設備。更換原有兩臺石膏旋流器和真空皮帶脫水機及附屬設備，即皮帶脫水機濾布沖洗水箱、濾布沖洗水泵、真空泵、及相應管道、閥門及附件。

3.5廢水系統改造

本次改造需對脫硫廢水處理系統設備進行維護、改造；改造后廢水處理系統滿足全廠兩臺機組脫硫系統增容改造后廢水處理凈化及與本改造同步進行的增設濕式電除塵器改造產生的廢水處理凈化的要求。對原不滿足使用、運行要求的設備進行更換，其余設備進行維護性檢修，同時進行設備系統調試。

3.6工藝水系統改造

核算原工藝水箱容積滿足工藝要求，利舊，同時，工藝水泵新增一臺，整個系統二運一備、除霧器沖洗水泵設備利舊。

3.7排空系統改造

本次改造考慮到脫硫系統的檢修及啟動，脫硫漿液應滿足一級吸收塔、二級吸收塔排至事故漿液箱內，事故漿液箱增高5米。

3.8電氣系統改造

根據工藝系統改造方案，核算改造后新增電氣容量，并根據現有電氣系統負荷情況，提出電氣系統改造方案。新的電氣改造方案應確保脫硫系統的設備運行安全可靠。

3.9控制系統改造

系統改造后新增部分的I/O信號納入原有的脫硫DCS，構成原有脫硫DCS的一部分。脫硫新增控制系統的選型采用與原有脫硫DCS相同的軟、硬件。改造后整個脫硫系統采用集中控制方式，脫硫分散控制系統FGD_DCS按照功能分散和物理分散相結合的原則設計。

考慮到取消旁路后脫硫系統的安全可靠運行，將重要的測點改為冗余配置，并根據工藝要求對現有的脫硫控制邏輯做出修改，并對SIS系統組態進行相應改造；新增設備的監控和遠操通過完善后的DCS系統實現，FGD_DCS與主機DCS中需要通訊的重要信號應通過硬接線實現信號傳輸；將脫硫系統重要設備狀態信號引入主機控制系統，以便于主機運行人員實時監視。

4　串聯塔運行中的問題

串聯塔脫硫效率高，但設計運行時，也會遇到一些問題：

4.1吸收塔液位的控制

吸收塔補充水主要靠除霧器沖洗水，煙氣流經二級吸收塔時，又有大量的水帶入二級吸收塔，造成二級吸收塔內的水超量。為了保證一級塔和二級塔系統水平衡，新增1臺平衡旋流器，二級塔石膏排出泵打到旋流器，溢流通過自流進入一級塔。

4.2煙氣阻力問題

由于增容改造后FGD吸收塔及煙道系統阻力增加3100Pa左右，同時考慮將來濕式除塵器改造阻力500Pa，改造后總阻力增加3600Pa左右，將原引風機進行增容更換，不單獨設置增壓風機，引風機采用動葉可調軸流式風機，能保證煙氣負荷50%～100%范圍變化時，仍能保證較高的效率運行。

4.3循環液氣比、循環停留時間、煙氣流速

一級塔設計效率為95%，循環液氣比為：16.1L/Nm3，該值是充分考慮了循環停留時間4.0min，煙氣流速為3.8m/s，PH值為5.6，鈣硫比1.03，氯離子排放濃度為20000ppm，噴淋層噴嘴的布置，并結合了原吸收塔的結構和流場模擬。

二級塔設計效率為93.0%，循環液氣比為：10.8L/Nm3，該值是充分考慮了循環停留時間4min，煙氣流速為4m/s，PH值為5.2，鈣硫比1.03，氯離子排放濃度為20000ppm，噴淋層噴嘴的布置。二級塔設計當中同時考慮到一級塔脫除的SO2總量高，二級塔漿池設計固體停留時間為126h，遠高于常規設計的15h。

將一級塔和二級塔作為整個系統來考慮，石膏排漿從二級塔外排，這樣既可以增加一級塔的固體停留時間，充分保證了整個脫硫系統的石膏品質，同時二級塔的負荷調節能力更強，節能效果更好。

5　串聯吸收塔與增高吸收塔改造情況比較

國內不少火電廠脫硫系統的增容改造是采用增高吸收塔、增加噴淋層的方式。在噴淋層數量相同的情況下，用2個吸收塔串聯運行與增高吸收塔高度、增加噴淋層所提高的脫硫能力基本相同，根據調研及宣化電廠實際應用情況來看，這兩種方式均有其優點和缺點，主要比較見下表。

串聯2個吸收塔與增高吸收塔方式優缺點比較表

6　脫硫系統改造后的經濟及環境效益

6.1SO2排放量

本次改造設計煤種按原煙氣中SO2濃度3500mg/Nm3（標態，干基，6%O2）設計，脫硫系統出口SO2濃度按35mg/Nm3（標態，干基，6%O2）設計，系統脫硫效率為99%。

2×330MW機組脫硫裝置經技術擴容提效改造后其每年可形成SO2減排能力45496噸，對大氣環境的改善極為有利，有良好的社會效益。同時由于脫硫裝置對煤種的適應能力有所提高，避免了SO2超標排放面臨的環保罰款風險。

6.2脫硫石膏產量增加

脫硫系統擴容提效改造后，石膏產量由原來的15t/h增加到28t/h，每年石膏增加357.5萬元(按機組利用小時5500小時，石膏價50元/t)。

7　結論

由于燃料等因素的變化，入爐煤硫份在1.5%左右，現FGD進口SO2濃度在3500mg/Nm3左右，在設計脫硫效率95%的情況下，排放SO2濃度在200mg/Nm3左右，不能滿足目前環保排放要求35mg/Nm3的要求。通過串塔方式的脫硫提效改造，增加了脫硫效率，滿足上級環保排放限值要求。