單塔雙循環脫硫增容改造

李建軍，何文峰

（大唐略陽發電有限責任公司，陜西 漢中 724300)

0 引言

隨著經濟的快速發展，我國的SO2排放量不斷增加，造成了嚴重的環境污染。GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》于2012-01-01實施，要求SO2的排放限值降至200 mg/Nm3(標態，干基，6 % O2)，以此來兌現脫硫電價，并對SO2超標排放情況進行了考核。新修編的《中華人民共和國環境保護法》于2015-01-01施行，對環境保護、防止污染提出了明確的要求；“黨的十八大報告”指出，“全面推進依法治國，任何組織或者個人都不得有超越憲法和法律的特權，絕不允許以言代法、以權壓法、徇私枉法”，要給子孫后代留下藍天白云等。這都要求工業企業必須實現SO2的達標排放。

1 脫硫裝置及其運行現狀

某電廠6號燃煤發電機組(330 MW)于2007年建成投產，目前為單機運行狀態，7號機組正在建設中。該機組煙氣脫硫裝置及其運行現狀如下。

1.1 脫硫裝置簡介

該機組煙氣脫硫(FGD)裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，與主機同步投產，副產品為石膏。FGD裝置的設計燃煤硫分為1.3 %，脫硫效率≥92 %，出口凈煙氣中SO2的排放濃度不大于254 mg/Nm3。FGD裝置的使用壽命不低于30年。脫硫劑為CaCO3與水配制的懸浮漿液，脫硫劑與吸收塔內煙氣中的SO2反應后生成CaSO3，并就地強制氧化為石膏，石膏經二級脫水處理后可作為副產品外售。

FGD裝置采用1爐1塔配置，部分系統共用。吸收塔采用單回路噴淋塔設計，吸收塔下部設置含有氧化空氣管道的漿池，內部吸收段設置3層噴淋層，上部則設置2級除霧器。來自鍋爐的煙氣經過除塵和引風機增壓后，進入吸收塔，然后與來自內部3層噴淋層的漿液逆流接觸，進行脫硫吸收反應。脫硫后的凈煙氣經吸收塔上部除霧器除去攜帶的液滴后，再通過凈煙道經煙囪排放至大氣。

該電廠于2012年8月取消脫硫旁路，實現了脫硫裝置與主機同步運行；2013年10月完成引風機與增壓風機改造工程，取消了增壓風機。

1.2 脫硫裝置運行現狀

2012年10月至2013年12月，6號機組正常運行時脫硫裝置入口的SO2濃度在1 000～4 500 mg/Nm3；因買不到適爐煤種，脫硫裝置入口的SO2濃度超過原設計值3 187 mg/Nm3的占比約28 %。該機組設計時執行的SO2排放標準為400 mg/Nm3，即控制脫硫裝置出口的SO2排放濃度不超過400 mg/Nm3。由6號機組脫硫裝置出口SO2濃度的歷史運行曲線可知，6號機組脫硫裝置出口的SO2排放濃度雖然基本滿足了舊的SO2排放標準，但不能滿足新的SO2排放標準。近年來，受煤炭市場及經濟效益的影響，該公司的燃煤硫分從1.3 %左右上升到1.7 %左右，入爐煤熱值的降低也使燃煤量有所提高。因此，只有對現有脫硫系統進行增容改造，才能達到新的SO2排放標準。

2 現有脫硫裝置的性能分析評估

受煤炭市場及經濟效益的影響，該電廠今后要使用硫分至少為1.7 %的燃煤，因此按燃用硫分為1.7 %(入口SO2濃度為4 300 mg/Nm3)的煤對現有脫硫裝置的性能進行分析評估。

2.1 煙氣系統

電廠現有脫硫裝置未設置GGH(煙氣再熱器)，且脫硫旁路已拆除，引風機與增壓風機合并也已完成，改造后的2臺引風機性能參數已考慮到以下幾點要素：

(1) 對機組進行脫硝改造后，煙氣系統將增加1 400 Pa(BMCR工況下)的阻力；

(2) 空氣預熱器煙氣側阻力按照1 200 Pa考慮(BMCR工況下)；

(3) 對除塵器進行改造，風機改造預留1 000 Pa的阻力；

(4) 對脫硫系統進行增容改造，風機改造預留400 Pa的阻力。

引風機改造前，BMCR工況下的煙氣系統總阻力約為4 710 Pa；根據改造后引風機的運行數據可知，目前6號機組在滿負荷運行下的煙氣系統阻力為4 000～5 000 Pa。由此可知：BMCR工況下的煙氣系統總阻力在不加脫硝、除塵改造、脫硫改造的情況下，可按5 000 Pa計。

在BMCR工況下，脫硝改造投運后的煙氣系統阻力增加1 400 Pa(按3層催化劑考慮)，除塵改造新增阻力1 000 Pa，煙道優化設計節約阻力約為200 Pa，現引風機BMCR壓頭裕量約為851.8 Pa，TB點壓頭裕量約為1 300 Pa，此裕度基本滿足脫硫改造要求。

2.2 吸收塔系統

現有吸收塔性能分析評估如表1所示。由表1可知，在硫分和煙氣量均增加的情況下，吸收塔塔內煙氣流速、液氣比、霧化區停留時間均偏離設計值，必然不能滿足現有的SO2排放標準，因此必須對吸收塔系統進行改造。

2.3 氧化空氣系統

氧化空氣系統性能分析評估如表2所示。由表2可知，氧化風機及管道無法適應今后改用高硫分燃煤的運行工況，因此必須對氧化空氣系統進行增容改造。

表1 吸收塔循環系統性能分析評估

表2 氧化空氣系統性能分析評估

2.4 事故冷卻系統

6號機組已將脫硫旁路拆除，當鍋爐啟動時，或因尾部設備故障等造成排煙溫度超過脫硫系統的設計值時，需要冷卻煙氣，以防止高溫煙氣損壞吸收塔；但現有脫硫裝置未設置事故冷卻系統，因此，需在吸收塔入口煙道處設置事故冷卻系統。

2.5 石灰石制備系統

石灰石制備系統性能分析評估如表3所示。由表3可知，若考慮7號機組脫硫，石灰石料倉儲存時間短，需增容；石灰石漿液消耗量增加，需改造漿液制備系統；配置循環倍率較低，無法滿足改造后石灰石供漿量的要求。

表3 石灰石制備系統性能分析評估

2.6 石膏漿液及脫水系統

石膏漿液及脫水系統性能分析評估如表4所示。由表4可知，石膏排漿泵需增容；石膏旋流器基本能滿足要求，但無余量，需增容；原工況皮帶脫水機出力能滿足要求，但無備用，需增容。

2.7 排空系統

現排空系統中吸收塔地坑僅設置1臺地坑泵，可靠性較低。取消旁路后，為提高排空系統可靠性，應對排空系統進行改造。

表4 石膏漿液及脫水系統性能分析評估

綜上可知，脫硫裝置設計上能滿足舊SO2排放標準的要求；但因入爐燃煤量與入爐煤硫分均有增加，且要滿足新的SO2排放標準，因此必須對現有脫硫裝置部分系統及設備進行改造。

3 改造方案

由于6號機為單機組運行，場地狹小，無法布置雙塔，在綜合考慮脫硫系統性能達標、改造的經濟性與改造停爐時間后，提出如下2種改造方案。

3.1 原塔內部提效技術

原塔內部提效技術，即對現有吸收塔噴淋段進行加高后再增加噴淋層，提高噴淋密度；或加裝托盤、旋匯耦合器等裝置，增強氣液膜傳質，提高漿液停留時間或煙氣停留時間，進而提高脫硫效率。

3.2 單塔雙循環技術

單塔雙循環技術是一種濕法脫硫技術，其基本原理如圖1所示。

圖1 單塔雙循環流程示意

單塔雙循環脫硫技術實際上是相當于使煙氣通過了2次SO2脫除過程，經過了2級漿液循環。2級漿液循環分別設有獨立的循環漿池及噴淋層，且根據不同的功能，每級循環具有不同的運行參數。

煙氣首先經過1級循環(圖1中急冷段)，此級循環的脫硫效率一般控制在40 %～75 %，循環漿液pH值控制在4.5～5.0，循環漿液停留時間不低于4.5 m in。此級循環的主要功能是保證優異的CaSO3氧化效果和石灰石的充分溶解，以及充足的石膏結晶時間。根據資料顯示，在循環漿液pH值為4.5時，氧化效率最高，特別是對于高硫煤，氧化空氣系數會大大降低，從而大幅降低氧化風機的電耗，并且可以提高石膏品質(含水低、石膏粒徑大)。

經過1級循環的煙氣進入2級循環(圖1中吸收區)，實現最終的脫硫洗滌。由于不用追求CaSO3氧化及石灰石溶解的徹底性，也不用考慮石膏結晶的大小，所以循環漿液的pH值可控制在較高的水平(5.6～6.0)。這樣可以降低循環漿液量。

石灰石漿液流向為先進入2級循環再進入1級循環，2級工藝延長了石灰石漿液的停留時間；特別是在1級循環中循環漿液的pH值很低，實現了石灰石顆粒的快速溶解，可以使用品質較差的石灰石，提高了石灰石的利用率。

經分析研究，決定采用單塔雙循環技術對脫硫裝置進行改造，同時也采用了部分塔內提效技術。

4 改造方案實施

4.1 總體布置原則

脫硫改造工程的總體布置以滿足工藝要求和盡可能降低工程費用及運行費用為原則，在滿足火力發電廠有關規程、規范的基礎上，安排布置方案。

4.2 具體改造內容

4.2.1 煙氣系統

將原制漿脫水樓向東擴建1跨，吸收塔入口煙道從2臺引風機出口的混合煙道中部上方引出，平滑過渡到吸收塔；吸收塔出口煙道平滑過渡到煙囪入口，以減少煙氣阻力；并在吸收塔入口加裝事故噴淋系統。

4.2.2 吸收塔系統

吸收塔是整個脫硫裝置的核心，將原吸收塔噴淋層上部加高15 m，新增加2層噴淋層、漿液集液器，每層噴淋量為5 300 m3/h，原氧化槽不加高。在6號吸收塔西側(工藝水箱上部)新建1個10.4 m高的平臺，設置直徑為10.5 m、高為11 m的塔外AFT漿池，作為脫硫系統的2級循環漿液槽，并在平臺上設置2臺漿液循環泵與2臺AFT石膏漿液泵。保留現有3臺漿液循環泵作為1級循環漿液泵。AFT漿池設置2臺氧化風機用于漿液的氧化。

在原除霧器下層新增1套1級管式除霧器，以增加除霧器的除霧效果，減輕石膏雨現象。原氧化風機繼續留用，給新加的AFT漿池安裝2臺氧化風機，1用1備。原吸收塔漿池設置的3臺攪拌器不改動，AFT漿池新增2層共6臺攪拌器，配合氧化空氣噴槍對AFT漿池漿液進行氧化。

4.2.3 吸收劑制備及供應系統

將原濕式球磨機房向東擴建1跨，分別布置新增濕式球磨機、斗提機、石灰石料倉、脫水機、石膏庫，新增濕式球磨機出力為16 t/h。將2臺石灰石供漿泵更換為2臺出力為80 m3/h的供漿泵。

4.2.4 石膏脫水系統

將吸收塔2臺石膏排出泵更換為2臺出力為120 m3/h的石膏排出泵，將原石膏排出泵(Q=80 m3/h)作為AFT漿池排出泵。將原石膏旋流器(Q=67.3m3/h)更換為大容量的旋流器（Q=120 m3/h），作為AFT漿池的石膏旋流器。

保留原石膏旋流器、真空皮帶脫水機等設備，新增1套脫水系統。新增的真空皮帶脫水機的處理能力為27.64 t/h，布置在制漿脫水樓向東擴建1跨的石膏庫房上部，可作為6，7號機組脫硫系統的公用設備。

制漿脫水樓向東擴建1跨的下部，可作為石膏庫房的增加量，實現兩側清運石膏。

將脫硫漿液回收系統的濾液泵(Q=80 m3/h)更換為2臺Q=120 m3/h的濾液泵，1用1備。

4.2.5 事故漿液系統

將事故漿液池的1臺頂入式攪拌器改為3臺側進式攪拌器。

4.2.6 工藝水系統

考慮到7號機組脫硫系統的用水量，引1路6號機組的循環水作為工藝水箱的備用水源，新增加2臺容量為100 m3/h的工藝水泵。由于除霧器的加高，原工藝水泵則作為專用的除霧器沖洗水泵。原有裝置的壓縮空氣量不作改動。

4.2.7 取消旁路后的系統設置及安全措施

(1) 為了在脫硫故障時保護吸收塔設備的安全，在吸收塔入口設置事故噴淋裝置。

(2) 將脫硫裝置主要設備的電源配置提高到和主機一致。

(3) 調整系統保護及控制邏輯。

① 增加向鍋爐發出MFT(鍋爐主燃料跳閘)信號。為保護吸收塔內防腐材料的安全，當吸收塔入口煙氣溫度過高時應啟動事故噴淋系統，降低進入吸收塔的煙氣溫度；當煙溫仍然上升時，需向鍋爐發出MFT信號。

當所有漿液循環泵全部停止運行時，脫硫系統停止運行，此時應啟動事故噴淋系統向煙道噴水。若噴淋水不能正常工作，立即觸發鍋爐MFT；若噴淋冷卻水可以正常工作，可延時5 m in再觸發鍋爐MFT。

② 增加鍋爐啟動順控允許條件。為了保證在鍋爐啟動過程中高溫煙氣不會對吸收塔襯膠造成損壞，脫硫吸收塔漿液循環系統必須先啟動至少2臺。

4.3 改造中的主要問題及解決措施

在6號機組單塔雙循環脫硫增容改造中，電網公司要求機組停運時間短，而實際改造中存在工期長、施工場地狹小、交叉作業多(該公司7號機組正處于施工高峰期)、高空作業多、現場人員多、適逢雨季、安全風險大、隱蔽工程多、質量控制難度大等問題，具體解決措施如下。

4.3.1 制定組織措施

監理單位對工程進行“三控兩管一協調”；項目總包方成立該工程組織機構；業主方成立以生產副總經理掛帥，包括監理單位、總包單位以及內部各部門在內的專門機構，并制定制度，落實責任，加強對工程的管理。定期召開各方參加的協調會，及時解決問題，能在機組停運前施工的，絕不放在機組停運后施工。

4.3.2 制定安全措施

簽訂安全協議、制定詳細的安全措施，設立專職安全員，每一個施工班組均設兼職安全員，并戴袖標表明身份。施工單位工作班組每天召開“講任務、講風險、講措施、抓措施落實”的班前、班后會。監理單位安排專職安全員。業主方的設備所轄班組、分場、安監部均設專職安全監督人員，通過現場值班，不定期開展安全大檢查等工作，落實安全措施，及時曝光、考核違章行為，排除安全隱患。嚴格執行工作票制度，現場任何一項工作都必須開具工作票，工作票實行雙工作負責人，即業主、施工方各有1名工作負責人制度，對現場工作負責。

4.3.3 制定技術措施

設立技術負責人，制定可行的技術措施。嚴格執行施工人員自檢、施工隊驗收、項目部驗收的3級驗收制度。監理單位、業主按專業設立專業工程師，分專業對隱蔽工程、關鍵工序、重點環節進行見證、旁站等過程檢查、驗收，落實技術措施、技術標準，實行“總包方、監理方、業主方”共同簽字驗收，驗收不到位或驗收不合格則不得進行下一道工序。及時曝光、考核不合格項，及時消除隱患。

聘請權威機構對改造前、后的設備進行試驗，對各項指標進行對比，把好改造驗收關。

4.3.4 制定專項施工方案

對關鍵工序、重點環節制定專項施工方案，提高監護、驗收等級。

將施工區域與運行區域可靠隔離，并留有檢查、維護用通道。劃好工作區、設備放置區，減小對運行機組的影響。

AFT塔基礎施工只能采用小樁機，對一些支撐只能先加固后拆除；對拆除后會影響機組運行的設備，一方面等機組停運，另一方面安裝臨時設施，匯通后再拆除。

大型腳手架實行設計、搭設、驗收制，驗收合格后方可投入使用。重物起吊前進行檢查、試驗，起吊中進行監護。對頂吸收塔進行加固、防傾倒，手拉葫蘆試驗、試頂，統一指揮。制定雨季施工措施、防汛預案以及高空作業施工措施等。

5 改造效果分析

2014-09-29機組解列，開始6號機組脫硫增容改造。經歷了拆除、土建、安裝、防腐、保溫等施工工序，最終進入調試、試運、正式運行。改造后的脫硫系統自2014-10-23隨主機投入運行以來，能平穩跟隨主機同步加減負荷，適應入口煤硫分的變化，實現煙囪出口SO2的排放濃度在200 mg/Nm3以下，且運行操作、調整工作量增加不多。當機組在330 MW負荷下運行、脫硫裝置入口SO2濃度在4 300 mg/Nm3時，煙囪出口SO2的排放濃度在86～185 mg/Nm3，脫硫效率達98 %，滿足了新的SO2排放標準。

1 張 磊．大型電站煤粉鍋爐煙氣脫硫技術[M]．北京：中國電力出版社，2006.

2 張 強．燃煤電站SCR煙氣脫硝技術及工程應用[M]．北京：中國電力出版社，2008.

3 中國大唐集團公司，長沙理工大學．鍋爐設備檢修[M]．北京：中國電力出版社，2009.

4 王志軒．火電廠煙氣脫硫裝置運行檢修[M]．北京：中國電力出版社，2012.

5 薛 峰，羅小楓．火電廠煙氣脫硫裝置運行方式及設備的改進[J]．電力安全技術，2014，16(10)：38-41．