3×210 MW燃煤電廠濕法脫硫裝置增容改造方案設計

胡信韜,陳雨歡,王 操,彭義林

(湖北省電力勘測設計院有限公司,武漢 430000)

近年來,由于煤炭市場不穩定,部分電廠的入爐煤含硫量遠高于設計煤種[1-2];由于環保法規的日趨嚴格,煙囪處的二氧化硫排放限值變得低于設計值。這種情況不僅在國內正在發生,在土耳其同樣適用。

1 燃煤電廠系統概況

土耳其某燃煤電廠1#、2#、3#機組鍋爐為660 t/h超高壓參數變壓運行四角切圓煤粉爐、單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態除渣,全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐,主蒸汽溫度544 ℃。鍋爐最低穩燃負荷50%,效率88.9%,采用重油、天然氣雙重點火方式。

鍋爐采用風扇磨煤機制粉系統,每臺爐配6臺風扇磨煤機,最大出力67 t/h,在BMCR工況下,5運1備。

汽輪機為超高壓參數汽輪機,TMCR功率210 MW,給水溫度243 ℃,再熱冷段流量537 t/h,壓力2.65 MPa,再熱熱端流量558 t/h,壓力2.28 MPa,共設置有七級抽汽回熱系統。

脫硫系統采用濕法脫硫,每臺機組的脫硫系統為單元制。每臺機組脫硫系統主要設備如下:1座吸收塔、3臺漿液循環泵、1臺氧化風機,其中吸收塔內設有5層噴淋層,1臺除霧器。與國內常規濕法脫硫系統項目不同的是,該項目吸收塔后凈煙氣進入煙氣再熱器與原煙氣進行換熱,煙氣再熱器為回轉式換熱器。經過煙氣再熱器加熱后的煙氣進入增壓風機,增壓風機用于克服煙氣再熱器阻力,最后煙氣進入煙囪,全廠共3套脫硫系統,3臺煙氣再熱器,3臺增壓風機,3座煙囪。

原脫硫系統設計參數如表1所示。

表1 原脫硫系統設計參數

原有脫硫系統主要設備參數如下。

1.1 吸收塔系統

1)吸收塔

每臺機組設置一座吸收塔,直徑13.5 m,高48 m,設置有5層噴淋層和2級屋脊式除霧器,側壁設置有4臺18.5 kW攪拌器。

2)氧化風機

全廠四運一氧化風機,流量18 500 m3/h(標準),壓頭0.185 MPa,電機功率600 kW(6.3 kV)。

3)漿液循環泵

每座吸收塔配置3臺漿液循環泵,離心式,流量13 500 m3/h,三臺泵揚程分別是19.9、23.4、27 m,電機功率分別為1 200、1 330、1 540 kW(6.3 kV)。

1.2 石膏脫水系統

1)石膏漿液排出泵

每座吸收塔設置2臺石膏漿液排出泵,離心式,每臺石膏漿液排出泵流量360 m3/h,壓頭0.3 MPa,石膏漿液濃度15%。

2)石膏旋流器

每座吸收塔設置1臺石膏旋流器,水力旋流式,流量357 m3/h,運行壓力2 MPa,分離效率49%。

3)石膏儲罐

每座吸收塔設置1臺石膏儲罐,容1 000 m3。

4)真空脫水機

石膏系統未設置真空脫水機。

1.3 事故漿液應急系統

每座吸收塔設置1臺事故漿液箱,容積3 300 m3,直徑16 m,高17.2 m。配置頂進式攪拌器。

1.4 石灰石漿液制備系統

1)濕式球磨機

全廠設置2臺82 t/h濕式球磨機,濕式球磨機出口粒徑小于63 μm,密度1 200～1 250 kg/m3,pH值在7.3～7.6。

2)石灰石漿液箱

全廠設置2臺750 m3石灰石漿液箱,1運1備。

3)石灰石漿液輸送泵

全廠設置2臺流量540 m3/h石灰石漿液輸送泵,1運1備。

2 改造后的脫硫系統設計要求

本項目為改造3套容量為3×210 MW的脫硫設施,煙氣脫硫系統的改造應符合新環境法規的要求。現有FGD系統由BISCHOFF公司設計安裝。現有的煙氣脫硫系統已正常運行了11年,每年進行維護。擬進行脫硫改造,以滿足更嚴格的排放標準。

改造后脫硫系統需滿足表2所示的技術參數。

表2 改造后的脫硫系統設計要求

3 脫硫系統增容改造方案選擇

脫硫增容改造具有以下特點:如原有系統缺乏增容改造接口,設備管道布置復雜,改造施工場地狹小等。因為原有脫硫系統是按照整套脫硫島一次建成考慮,并未為脫硫改造預留場地。同時老廠運行多年,地下設施錯綜復雜,缺乏圖紙等。

在改造的前期設計階段,有以下三種改造方案供選擇:

(1)方案一:整體拆除原有吸收塔,按照新的進口、出口二氧化硫濃度重新設計建造吸收塔,并增補漿液循環泵、氧化風機。方案一在技術上可行,但拆除工作量巨大,施工周期長,需拆除全廠3座48 m高吸收塔。且建造新的吸收塔同樣工程量巨大,周期長。

(2)方案二:對原有吸收塔進行改造,抬升吸收塔,提高吸收塔漿液池容積,提高CaSO3到CaSO4的轉化率[3-6]。該方案在技術上可行,如果設計合理,僅需要拆除1臺漿液循環泵,利舊高揚程漿液循環泵2臺。不足之處在于由于吸收塔高度提高,需要核算吸收塔原有地基處理、基礎能否滿足要求。該方案脫硫效率較高,施工周期短,技術相對簡單,成本合理。方案二脫硫效率能做到97%～98%[7]。

(3)方案三:利舊3座吸收塔,做單塔雙循環方案[8]。單塔雙循環脫硫方案實際上相當于使煙氣經過了2次SO2脫除過程,經過了2級漿液循環。需要在塔外設置AFT漿液池,作為脫硫系統的2級循環漿液池。同時新增AFT漿液循環泵,AFT氧化風機。該方案脫硫效率高,99%以上,但缺點是施工周期長,技術復雜,成本高。

(4)方案四:新建3座新的吸收塔,做雙塔雙循環方案,原有吸收塔作為一級吸收塔,新建吸收塔作為二級吸收塔,并新建漿液循環泵和氧化風機[9-11]。該方案技術上也可行,但新建吸收塔、漿液循環泵、氧化風機需要空間。該方案脫硫效率高,99%以上,但缺點是施工周期長,技術復雜,成本高。

根據與土耳其業主交流需求,由于電廠廠區的場地限制,不允許新建新的吸收塔,拆除吸收塔并重建費用偏高,本次脫硫增容改造需在已有三臺吸收塔基礎上進行,采用方案二能夠滿足脫硫效率97.5%的要求。

4 增容改造方案具體內容

由于業主已確定不能在脫硫塔外新增脫硫塔,故無法采用鍋爐串聯雙塔雙循環脫硫增容改造方案,僅能采用改造原有脫硫塔的方案。本改造方案的設計原則即在已有脫硫塔上進行改造設計。

4.1 吸收塔系統

本工程干煙氣SO2含量較原設計值增加44%,經過物料計算,如不抬升吸收塔漿池,石膏停留時間只有9.5 h,氧化不充分,會影響石膏品質,且招標文件性能保證中要求CaSO3到CaSO4轉化率為99%,按這條要求,塔內必須保證15h的石膏停留時間,才能保證亞硫酸鈣氧化效果。增加石膏停留時間,意味著將大幅增加吸收塔漿池容積。

具體改造內容如下:

(1)吸收塔漿液池抬高Φ13.5 m×11.5 m,吸收塔入口煙道至第一層噴淋層之間抬高Φ13.5 m×2 m。須著重核算吸收塔基礎承重。

(2)原吸收塔攪拌器拆除,改造后每臺吸收塔新增4臺側攪拌器,電機功率75 kW。

(3)吸收塔內氧化曝氣管網根據實際設計移位并修復。

(4)在吸收塔煙氣入口與最底層噴淋層之間增加1層托盤。

(5)在每層噴淋層下方設置增效環,共6層。

(6)原噴淋層和噴嘴全部拆除,重新布置6層噴淋層及噴嘴,單層噴嘴數量120個,塔壁區域采用偏心實心錐,頂層噴淋層中心區域采用單向偏心空心錐(向下),底下五層噴淋層中心區域采用雙向偏心空心錐,保證漿液霧滴覆蓋面積不小于300%。

(7)拆除原2級屋脊式除霧器,更換為2級屋脊+1級管式除霧器,保證出口液滴≤50 mg/m3(標準)。

(8)拆除原有揚程為19.90 m的漿液循環泵,保留原有揚程為23.4 m和27 m的漿液循環泵,這2臺漿液循環泵須移位。新增1臺流量為17 400 m3/h、揚程31 m、電機功率2 200 kW的漿液循環泵,安裝在原揚程為27 m的循環泵處。假如泵進出口管閥良好,可大部分利舊。本項改造具有一定創新性,即利舊兩臺高揚程的漿液循環泵,僅將泵本體進行移位,而不是全部拆除3臺漿液循環泵,節約了工程造價。

(9)拆除并更換原氧化風機(3臺爐共4臺,3用1備),新增氧化風機流量18 500m3/h(標準),壓升25 kPa(原18 500 m3/h(標準),18.5 kPa不滿足要求)。

(10)經過結構專業仔細核對原吸收塔基礎、地基處理圖紙,原基礎、地基處理方式能夠滿足改造后的吸收塔。

4.2 石膏脫水系統

(1)石膏漿液排出泵利舊。

(2)更換原3臺石膏旋流器。

(3)原石膏泵(輸送至灰倉)利舊,管道走向改為輸送至真空皮帶脫水機。

(4)新增3臺真空皮帶脫水機及附屬設備,單臺處理能力53 t/h,需新增脫水樓和石膏庫。

(5)濾液返回系統利舊,管路局部更改。單套脫硫島需外排廢水11 t/h,由濾液返回泵輸送至業主指定地點。

4.3 事故漿液應急系統

(1)事故應急儲罐需增容至4 800 m3,尺寸為Φ16 m×24 m(原Φ16 m×17.2 m),儲罐頂蓋抬高6.8 m;

(2)原頂進式攪拌器拆除,新增3臺55 kW的側進式攪拌器;

(3)事故漿液泵利舊。

4.4 石灰石漿液制備系統

原濕式球磨機出力為82 t/h(一用一備),其他配套設施均為一用一備,改造后3臺爐石灰石耗量為3×29=87 t/h,考慮到3臺爐同時在最大工況運行的概率問題以及一用一備的情況,建議石灰石漿液制備系統按利舊考慮。

5 結 論

本文從吸收塔系統、石膏脫水系統、事故漿液應急系統、石灰石漿液制備系統四個系統對土耳其某電廠脫硫系統進行改造,為了能滿足新的環保法規要求。從建成后的效果來看,經過改造,電廠脫硫系統能夠適應土耳其新的環保法規,并留有一定的調節余量。