| 现有脱硫装置技改方案案例分析和建议 |
| 作者：张 晔 发布于：2014/4/4 0:03:14 点击量： |
摘 要: 通过分析投运脱硫装置的改造实例，总结了脱硫装置运行不稳定的主要原因是各种外部条件引起的煤质变化，并对脱硫装置的改造提出了建议。 关键词: 脱硫装置 技改 案例 建议
1 国内脱硫装置的建设和运行情况 根据国家环保部的统计数据，截止2009年12月底，国内燃煤机组已经建成投运的脱硫装置总装机容量为4.61亿千瓦（不含单机装机容量13.5万千瓦以下循环流化床机组），共计1316台机组，涉及到大约70余家专业的脱硫公司，机组容量包括100 MW、125 MW级、200 MW级、300 MW级、500 MW级、600 MW级和1000MW级，其中优势脱硫技术为湿式石灰石/石灰-石膏法（包括简易湿法、电石渣湿法等），容量达417624MW，占90.59%，干法和半干法脱硫技术容量为22100MW，占4.79%，海水法脱硫技术容量为17362MW，占3.77%，其他类型脱硫技术（氨法和镁法等）容量为3914MW，占0.85%左右，目前国内最大脱硫装置的单机单塔容量已达1000MW，采用湿法和海水法脱硫工艺。 投运脱硫机组的燃煤含硫量范围比较宽泛，地域差别较大，最低含硫量约0.14%左右，高者接近3%，最高甚至超过5%。据不完全统计，有接近四分之一的燃煤机组实际燃煤含硫量或多或少地超过设计阶段的含硫量，这是造成目前脱硫装置运行不稳定的原因之一。 2 目前因煤质变化出现的主要问题和实例 目前，燃煤煤质变化的主要原因表现在：煤炭市场紧张，采购不到原设计品质的煤种，或者是因为价格影响，采购劣质煤或小煤矿煤，或者来煤的煤源品质恶化，甚至已经完全改变等。以下实例总结了几个典型电厂湿法脱硫装置的实际运行情况和存在的问题。 2．1 实例电厂1 300MW机组，脱硫装置2005年投运。原设计煤质含硫量1.8%左右，设计脱硫效率不低于95.5%，投运一年多后，由于原煤矿煤质含硫量升高，达到3.0%左右，受系统容量限制，脱硫效率急剧下降，实测值最低约60%，系统运行不稳定，氧化风机、吸收剂制备、石膏脱水系统等的备用设备全部开启，为避免脱硫装置故障，正常运行时，基本上旁路挡板门开启，部分烟气不脱硫，直接通过旁路排放，烟囱出口排放量和排放浓度均超过环保标准，最大超标8倍左右；如果要达到原有设计标准，机组只能降低负荷运行，负荷率仅60%左右。 2．2实例电厂2 600MW机组，脱硫装置2007年投运。原设计煤质含硫量0.97%，设计脱硫效率不低于90%，2008年以后，由于原煤矿来煤量不足，采购其他省区的燃煤，煤质不稳定，含硫量升高到2.0%左右，烟气温度严重偏离设计值，氧化风机、吸收剂制备、石膏脱水系统等的设备出力不足，脱硫效率急剧下降，综合脱硫效率约56%，耗水量增加很多，系统运行不稳定，为避免脱硫装置故障，正常运行时，旁路挡板门开启。 2．3实例电厂3 600MW机组，脱硫装置2008年底投运。原设计煤质含硫量1.85%，设计脱硫效率不低于95%，2009年以后，由于原煤矿煤质含硫量急剧升高，达到4.8%-4.9%，吸收剂制备和石膏脱水设备出力远远不满足要求，氧化风机出力严重不足，吸收塔基本失去吸收能力，脱硫装置不能正常运行，为保护脱硫装置，正常运行时，旁路挡板门开启，大部分烟气通过旁路直接排放。 2．4实例电厂4 330MW机组，脱硫装置2005年初投运。原设计煤质含硫量2.83%，设计脱硫效率不低于95%，2008年以后，由于煤炭市场紧张，很难采购到符合设计煤种的燃煤，来煤含硫量升高很多，达到4.8%-5.5%，氧化风机、吸收剂制备、石膏脱水系统等的设备出力不足，脱硫效率急剧下降，综合脱硫效率约60%左右，系统运行不稳定，为避免脱硫装置故障，正常运行时，旁路挡板门开启。 2．5实例电厂5 600MW机组，脱硫装置2007年投运。原设计煤质含硫量0.88%，设计脱硫效率不低于95%，2009年以后，燃煤煤质不稳定，含硫量最高到1.4%左右，原设计烟气温度为120℃左右，实际运行烟气温度高达145℃，导致运行水耗增加，氧化风机、吸收剂制备、石膏脱水系统、工艺水系统等的备用设备全部开启运行，脱硫效率不稳定，综合脱硫效率约80%，为避免脱硫装置故障，正常运行时，旁路挡板门开启。 2．6 煤质变化的影响总结 综上所述，煤质变化对脱硫装置的影响主要表现在以下几个方面： (1)燃煤含硫量偏离设计值不大，硫份增大倍数基本保持在1.5倍以内，脱硫装置吸收塔经过运行调整后，基本还可以维持正常运行，但辅助设备的备用需要启动，物料平衡数据均偏离原设计值，出现增大，脱硫效率因工程具体情况不同而出现一定程度的下降，大多数下降10%-20%左右（主要取决于设计时的裕量），脱硫装置出口二氧化硫浓度超过设计值或者排放标准；电厂为保证脱硫装置的安全，会选择开启旁路，部分烟气直接排放。 (2)燃煤含硫量严重偏离设计值，硫份增大倍数超过1.5倍，最大达到2.7倍（不完全统计），此时，脱硫装置的物料平衡数据远远偏离原设计值，急剧增大，所有的辅助设备开启，也不能满足脱硫反应的需要，此时吸收塔的效率急剧下降，甚至低至50%以下，整个系统控制无法实现调节，运行非常不稳定，必须开启旁路，否则整个脱硫系统会出现崩溃，二氧化硫排放量和排放浓度均出现大幅度的超标。 (3）如果煤质其他成分发生改变，而含硫量基本变化不大，但实际运行时，烟气量参数偏离设计值，如果流量和温度变化的叠加结果，引起流量变化不超过10%，压力变化不超过20%，基本上脱硫装置还可以正常运行，否则可能造成脱硫增压风机（或引风机）运行不稳定，甚至引起停机； (4）烟气温度偏离设计值较大，一些电厂运行后的烟气温度超过设计温度20℃以上，造成工艺耗水量大量增加，据测算2台600MW机组脱硫装置，如果烟气温度升高20℃以上，则工艺耗水量需要增加50-60t/h左右，造成脱硫频繁启动备用工艺水泵，或者水泵容量不够，甚至造成全厂水量平衡的紧张。 3 国内脱硫装置典型技改情况 “十一五”期间，国家环保管理法规不断完善，针对火电厂脱硫装置的运行管理要求也越来越严格，同时，新的火电厂大气污染物排放标准也即将公布，对火电厂的脱硫排放提出了更加严格的要求和改造时限。2010年5月，国家环保部部署今后的重点工作，强调指出：“十一五”期间火电脱硫综合效率进一步提高，全年关停小火电机组1000万千瓦，加快推进燃煤电厂脱硫设施在线监测系统的联网工作，所有电厂脱硫设施必须完善中控系统建设，实时监控主要生产设备和设施的运行状况，严肃查处在线监测弄虚作假行为，对重点案件挂牌督办，严格减排核查核算，对各地和中央电力集团公司减排工作进行集中核查核算，对核查中发现突出问题的地区和企业进行公开通报，严格执行脱硫电价扣减处罚规定，对已建成脱硫设施不运转、在线数据人为造假的企业，在商国家有关部门后处以1-5倍脱硫电价款，追缴排污费，并向社会公告，在项目整改完成前，停止所在区域或所属电力公司的建设项目的环评审批。 因此，对于燃煤品质改变，脱硫装置不能稳定运行的一些现有电厂，进行技术改造就成为现实的问题，目前国内已经有超过20多家火电厂已经进行了或正在进行脱硫装置的技术改造工作，本文就典型的一些技改情况和技改方案进行总结归纳。 3．1 典型技改情况1 2×300MW机组，原脱硫装置采用湿法脱硫工艺，1炉1塔布置，每塔3台循环泵和2台氧化风机；设置GGH、增压风机和旁路烟道；公用系统采用2台湿磨制浆和2台石膏脱水机；2炉合用1座240m高单筒钢筋混凝土烟囱，原设计煤质含硫量1.8%，现煤质含硫量达到3%，改造后装置脱硫效率不低于96.0%，出口浓度不超过400mg/Nm3，可利用率不小于99%，具体改造方案为： （1）吸收氧化系统 吸收塔增加1层喷淋层,浆池液位增高3.2m，吸收塔高度增高5m，在浆池液位、喷淋层相应位置增加吸收塔壁板，对原来加劲肋重新设计加固，对原接口进行封堵加强及新开。原吸收塔基础底板约3 m厚，灌注桩支撑，本次改造后的总荷载基本上在可控范围内，可沿用原基础。 每塔增设1台循环泵、1台氧化风机和1台吸收塔搅拌器，相应增加检修起吊设施。 每塔新增2台石膏浆液排出泵，拆除原有的石膏浆液排出泵，改造基础。 吸收塔楼梯电梯间进行改造。 （2）烟气系统 因为GGH至少有1%的泄漏率，为提高脱硫整体效率，改造时取消GGH，经核算并与厂家确认，增压风机和电机可以满足要求，不进行改造，但为提高风机效率，风机增加变频器。 利用原有挡板门系统；由于吸收塔高度调整,烟道随吸收塔进出口的位置调整而相应改造；部分烟道支架改造。 烟囱进行防腐改造。 （3）制浆系统 原有石灰石磨机系统出力不能满足要求，综合考虑由正在进行脱硫改造的另外2台300MW机组提供增加的部分石灰石浆液（加大其制浆系统设计容量），原有石灰石浆液箱不变，新增1个浆液箱，布置在原有浆液箱旁边，2个浆液箱并列运行，新增3台石灰石浆液泵(2运1备), 拆除原有的石灰石浆液泵，改造基础。 （4）石膏脱水系统 新增1套真空皮带脱水机，包含滤布及滤饼冲洗水箱、滤布及滤饼冲洗水泵、真空泵和滤液分离器等，相应增加检修起吊设施。 新增1台石膏旋流器(与原来2台石膏旋流器通过母管进入3台真空皮带脱水机)。 新增1台石膏输送皮带,增加1个卸料口，卸入石膏储存间。 石膏储存间使用原有的石膏储存间。 石膏楼增加1层，进行加层改造。 （5）脱硫废水处理系统 脱硫废水排放水量增加，需要增加废水处理设备以满足系统出力要求，增加的主要设备有：中和箱、沉降箱、絮凝箱、脱硫废水澄清池、出水箱、出水泵、污泥泵、离心式污泥脱水机等。 （6）电气 6kV进线开关柜原有电流互感器不能满足要求，需将原电流互感器和对应表计更换。 在原有6kV脱硫段基础上，每段6kV母线新增3面高压开关柜向新增的6kV脱硫装置供电。 （7）控制 在原FGD-DCS系统的基础上增加机柜和相应卡件，新增DCS机柜放置于脱硫电子设备间内。新增I/O测点数量600点。 电控楼新增一跨改造。 3．2 典型技改情况2 2×600MW机组，原脱硫装置采用湿法脱硫工艺，1炉1塔布置，每塔3台循环泵和3台氧化风机；不设置GGH，设置增压风机和旁路烟道；公用系统采用2台湿磨制浆和2台石膏脱水机；原设计煤质含硫量1.85%，脱硫装置效率不低于95%，现煤质含硫量达到4.9 %左右，改造后装置脱硫效率不低于97.0%，出口浓度不超过400mg/Nm3，可利用率不小于99%，主要的工艺改造方案为： （1）吸收氧化系统 吸收塔增加2层喷淋层, 浆池液位增高5m，吸收塔高度增高9m，在浆池液位、喷淋层相应位置增加吸收塔壁板，对原来吸收塔底部钢板进行加厚更换，对上部加劲肋重新设计加固。对原吸收塔基础进行加固。 每塔增设2台大容量循环泵、2台氧化风机和4台吸收塔搅拌器，相应增加检修起吊设施。 每塔新增2台石膏浆液排出泵，拆除原有的石膏浆液排出泵，改造基础。 （2）烟气系统 因为吸收塔阻力增加，增压风机压头约增加1000Pa，经核算并与厂家确认，增压风机的叶片需要更换增加，轮毂、联轴器和电机需要更换。 利用原有挡板门系统；由于吸收塔高度作了一定的调整,烟道随吸收塔进出口的位置调整而相应改造；部分烟道支架改造。 （3）制浆系统 原有石灰石磨机系统出力不能满足要求，保留原有制浆系统，增加2套石灰石磨机，包括旋流器、磨机浆液循环箱及泵、石灰石浆液箱及泵等，相应增加检修起吊设施。另外新建1座综合楼。 （4）石膏脱水系统 原有石膏脱水系统出力不能满足要求，保留原有脱水系统，增加2套石膏脱水机，包含滤布及滤饼冲洗水箱、滤布及滤饼冲洗水泵、真空泵和滤液分离器等，相应增加检修起吊设施。新增脱水机等设施也布置在新建的综合楼内。 3．3 典型技改情况3 2×600MW机组，原脱硫装置采用湿法脱硫工艺，1炉1塔布置，每塔4台循环泵和3台氧化风机；设置GGH，设置增压风机和旁路烟道，公用系统采用购粉方案，公用石灰石浆液箱和2台石膏脱水机，原设计煤质含硫量1.6%左右，脱硫装置效率不低于92%，现煤质含硫量达到3.0 %左右，改造后脱硫效率不低于97.3%，可利用率不小于95%，出口浓度考虑即将发布的新排放标准，不超过200mg/Nm3，主要的工艺改造方案为： （1）吸收氧化系统 备选2个方案：一是在现有吸收塔前增加1台串联预洗塔，二是与现有吸收塔平行增加1台并联吸收塔，经专家评审，认为单个吸收塔要达到98.3%的脱硫效率（考虑GGH至少1%泄漏率）有技术上的难度和风险，另外，吸收剂品质较差，最终推荐串联预洗塔方案，预洗塔脱硫效率为85%左右，原吸收塔效率按90%，2个串联吸收塔综合效率不低于98.3%，以下均以此方案为基础。 在原吸收塔前增加1台串联预洗塔，预洗塔配置2层喷淋层及其他整套内部件，对应新增2台循环泵，新增3台氧化风机（2运1备），配置4台侧进式搅拌器，新建循环泵房。原吸收塔配套循环泵及氧化风机等保持不变。 原吸收塔石膏浆液排出泵满足系统要求，新增预洗塔各需增设2台石膏浆液排出泵。 （2）烟气系统 烟气系统流程修改为：增压风机—GGH—预洗塔—原吸收塔—GGH—主烟道，保留GGH，改变原吸收塔入口方向，并对GGH后原烟道进行改造。保留原有烟道挡板门不变，需对钢烟道进行改造，并新增部分钢烟道。 烟气总阻力增加约1100Pa，原增压风机压头不能满足要求，经核算并与厂家确认，需对增压风机叶轮、轮毂及液压系统进行改造，并更换电机。 GGH压缩空气吹扫改为辅助蒸汽吹扫，保证吹扫效果。 （3）制浆系统 原有石灰石粉仓保留，能满足改造后两台机组约1天石灰石耗量，因石灰石粉厂距离电厂较近，故改造考虑不进行增容，但需要新增4台石灰石浆液泵(2运2备), 拆除原有的石灰石浆液泵，改造基础。 （4）石膏脱水系统 原有石膏脱水系统出力不能满足要求，保留原有脱水系统，增加2套石膏脱水机，包含滤布及滤饼冲洗水箱、滤布及滤饼冲洗水泵、真空泵和滤液分离器等，相应增加检修起吊设施。新建一座脱水楼，由于场地限制，拆除现有起动锅炉房。 脱水楼新建2套石膏旋流器，与预洗塔石膏排出泵匹配，拆除原有吸收塔的石膏旋流器，布置重新选型的2套石膏旋流器。 （5）脱硫废水处理系统和事故浆液系统 脱硫废水排放水量增加，需要增加废水处理设备以满足系统出力要求。原有事故浆液系统容量不能满足串联吸收塔的要求，原系统保留，新建一套事故浆液系统。 （6）工艺水系统 新建1个工业水箱，新增2台工业水泵。 4 技改方案影响因素探讨 综合国内已建脱硫工程的技改情况，可以看出，每个工程的实际情况差别较大，考虑问题的出发点也有所区别，归纳起来，影响最终方案的主要因素有以下几个方面： （1） 现有脱硫装置的运行情况（效率、可用率、排放浓度等）、烟气条件、燃煤量、煤质分析（特别是含硫量数据）； （2 ）现有脱硫装置设备的运行情况，是否可以重新利用等； （3 ）脱硫装置的布置情况、场地限制、拆迁设施； （4） 外部条件的变化情况，如能够采购到合格的成品吸收剂、石膏综合利用情况的变化等； （5） 方案中主要性能参数的可靠性，如脱硫效率等； （6） 环保部门对方案的意见，如最终排放浓度限制、旁路设置、 GGH的去留等； （7 ） 改造的工期、造成机组停运的时间； （8 ） 改造的投资。 5 建议 （1） 脱硫装置改造时，不宜改变现有脱硫装置的主工艺 （2） 建议采用串联吸收塔 对于吸收塔的脱硫效率在97%左右时，可以采用加高吸收塔，增加喷淋层的方法，或着采取并联吸收塔的方案；但对于吸收塔的脱硫效率超过98%时，建议对吸收塔的效率保证措施进行分析，根据国内目前吸收塔的运行情况，从安全可靠出发，建议采用串联吸收塔。 （3） 为保证较高的脱硫效率，建议应严格控制吸收剂的品质 （4） 改造项目应超前考虑即将发布的排放新标准要求，即二氧化硫浓度不超过200mg/Nm3 -------------- 收稿日期：2013-08-23 作者简介：张晔（1969-），男，教授级高级工程师，从事火电厂烟气脱硫设计和研究工作。EMAIL：zhangye@nwepdi.com
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