王仁雷， 姬海宏， 朱 躍， 楊用龍

（華電電力科學研究院，浙江杭州 310030）

0 引言

西南地區(qū)某電廠三期工程擴建有2臺600MW國產(chǎn)亞臨界燃煤凝汽式汽輪發(fā)電機組，鍋爐設計煤種含硫量為2.39%，該地區(qū)為酸雨控制區(qū)，煙氣脫硫系統(tǒng)采用德國比曉夫石灰石－石膏濕法脫硫技術，于2007年2月底正式投入運行。系統(tǒng)設計為一爐一塔制，逆流噴淋空塔型式，并設有脈沖懸浮攪拌裝置。設計FGD入口二氧化硫濃度7613 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），脫硫效率大于96%。

鍋爐引風機排出的原煙氣經(jīng)一臺動葉可調增壓風機增壓后進入回轉式氣－氣加熱器（GGH），原煙氣經(jīng)GGH原煙氣側降溫后從塔體的下部進入吸收塔，與布置在塔上部的5個噴淋層噴出的循環(huán)吸收漿液形成逆向接觸。吸收了煙氣中有害成分的漿液收集在塔底的反應罐體中，凈化后的煙氣繼續(xù)向上流經(jīng)布置在塔頂?shù)某F器（ME），作用是除去凈煙氣夾帶的液滴。離開ME后的凈煙氣再回到GGH的加熱側，飽和低溫凈煙氣被加熱至80℃后經(jīng)凈煙氣擋板、旁路煙道和FGD系統(tǒng)出口煙道交匯處的公共出口煙道進入煙囪，排向大氣。吸收塔反應罐四周布置有5臺吸收塔循環(huán)泵，石膏排漿泵和脈沖懸泵各2臺。不設置真空皮帶脫水機，預留石膏脫水場地，經(jīng)石膏旋流器脫水后的石膏漿液采取拋棄處理。

1 增容改造前脫硫裝置性能及存在問題

在脫硫裝置建成初期，由于煤炭資源寬松，所進煤炭的硫份基本能滿足要求，脫硫系統(tǒng)的投入情況也基本能達到國家規(guī)定的排放標準。但自2007年以來，由于該地區(qū)新增大量火電機組，加上國家對小煤礦的安全整改，國家的經(jīng)濟發(fā)展加快，煤炭資源日益緊張，電廠所進煤碳硫份開始日益攀升。2008年電廠實際燃燒煤種含硫量遠遠超過脫硫設計硫份，入爐煤最高硫份達6.38%，達到了設計2.39%的2.7倍，月平均值基本在3.40%～4.25%，導致脫硫裝置出現(xiàn)了嚴重的運行問題。

為了全面掌握系統(tǒng)的真實運行狀況，2009年電廠組織進行了該煙氣脫硫裝置性能評估試驗，主要的試驗結果見表1。由表可知，在機組負荷400MW，原煙氣SO2濃度11 070mg/Nm3時，F(xiàn)GD出口SO2濃度為663mg/Nm3，已經(jīng)不能滿足400 mg/Nm3的排放標準?？上攵谥鳈C達到滿負荷運行，燃煤含硫量不變的情況下，脫硫裝置的脫硫效率將更低，出口SO2濃度超標排放將更為嚴重。而且GGH堵塞到了非常嚴重的地步，低負荷工況下GGH的兩側阻力（原煙氣側1280Pa，凈煙氣側1700Pa）均超過滿負荷工況下的設計總阻力（1000Pa）。如果鍋爐負荷繼續(xù)增長，系統(tǒng)阻力將出現(xiàn)更加明顯的增加，直至風機達到最大出力而被迫開啟旁路擋板，脫硫裝置面臨無法帶滿負荷穩(wěn)定運行的問題。另外吸收塔出口霧滴含量較高，超過了200mg/m3（標態(tài)，干基，6%O2），除霧器可能存在局部堵塞或流場不均的現(xiàn)象。該脫硫裝置制漿系統(tǒng)還存在磨機出力不足、出料粒度偏粗的問題，石灰石漿液中63um以下固體顆粒過篩率低于80%。由此可見現(xiàn)有的脫硫裝置已不能滿足實際運行需要，必須要進行增容改造。

表1 脫硫裝置性能評估試驗結果

2 脫硫裝置增容改造主要內(nèi)容

為解決日益嚴重的系統(tǒng)問題，保證脫硫裝置安全、穩(wěn)定運行，電廠于2011年對該煙氣脫硫裝置進行了增容改造，入口煙氣SO2濃度由原設計值7613mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2）提高到12 000mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），且三期脫硫裝置公用系統(tǒng)也進行了相應的增容改造。增容改造主要內(nèi)容如下：

（ 1） 增容改造工程設計硫份為4.24%（St，ar），F(xiàn)GD入口SO2濃度為12 000mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），處理煙氣流量2116 348m3/h（標態(tài)、濕基、實際O2），F(xiàn)GD出口SO2濃度不大于400mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2）。

（2）新增1套石灰石卸料系統(tǒng)及制漿系統(tǒng)，包括1個石灰石塊倉、1套濕磨系統(tǒng)（出力40t/h，90%通過325目篩）、1座石灰石漿液轉運罐及2臺石灰石漿液泵（一運一備）。

（3）利用原有吸收塔進行加高增容（含漿液池）改造，充分利用原有吸收塔殼體，漿液池區(qū)增高4.5m，噴淋區(qū)增高4.0m。利用原有5臺吸收塔漿液循環(huán)泵，新增2臺吸收塔漿液循環(huán)泵，并盡量利用原有噴嘴及噴淋管道；并擴大吸收塔漿池容積以保證漿液停留反應時間。利用原有3臺氧化風機，新增2臺氧化風機（四運一備）。保留原有2臺漿液脈沖循環(huán)泵，并對葉輪進行改造。保留塔內(nèi)池分離器及氧化風管曝氣系統(tǒng)，不增加側進式吸收塔攪拌器。新設置1臺石膏排出泵，與原有2臺石膏排出泵并聯(lián)運行（二運一備）。吸收塔內(nèi)除霧器（屋脊式）全部檢查，對損壞部份進行更換，并對除霧器的沖洗水系統(tǒng)進行優(yōu)化布置。

（4）取消原有GGH及相應的附屬設施，GGH全部拆除后按直煙道實施，并對內(nèi)部進行防腐處理。煙囪采用進口賓高德煙囪防腐內(nèi)襯進行防腐處理。

（5）取消GGH后，脫硫系統(tǒng)阻力減小，但吸收塔噴淋量的增加以及進入煙囪的凈煙氣溫度降低后，煙囪自拔力改變等因素，所以需要綜合考慮影響系統(tǒng)阻力變化的因素。通過對脫硫煙風系統(tǒng)阻力和增壓風機壓頭進行核算，減少的壓頭可以彌補新增的壓頭，增壓風機不做改造。

（6）整體更換原有1臺石膏旋流站，并新增加1臺石膏旋流站。石膏漿液仍按照全拋棄考慮，利用一、二期石膏漿液拋棄系統(tǒng)富裕能力輸送至灰場，并預留了石膏脫水裝置的接口和石膏脫水車間的布置場地。

（7）新增2臺工藝水泵，并更換原有3臺除霧器沖洗水泵。

（8）在脫硫裝置入口和出口處分別增設1套CEMS。

3 增容改造后脫硫裝置性能情況

2012年3 月對增容改造后的煙氣脫硫裝置進行了性能試驗，主要的試驗結果見表2[1]。由表可知，滿負荷工況測試時段原煙氣SO2濃度均值為10 231mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），凈煙氣SO2濃度均值為278 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），脫硫效率為97.3%，采用性能曲線修正后脫硫效率為97.1%，達到保證值要求。對應凈煙氣SO2濃度為348mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），滿足FGD出口SO2濃度不超過400 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2）排放標準。改造后脫硫系統(tǒng)滿負荷運行時總壓力損失為2769Pa，大大低于改造前壓力損失（改造前400MW負荷下系統(tǒng)壓力損失達到3830Pa）。除霧器出口霧滴為78 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2），遠低于改造前的269 mg/m3（標態(tài)、干基、6%O2）。增容改造后脫硫裝置性能得到了明顯提升，已經(jīng)能基本滿足機組的實際運行需要。

4 存在問題及優(yōu)化建議

表2 煙氣脫硫裝置增容技改工程性能試驗主要結果

（1）滿負荷工況下，煙氣脫硫裝置廠用電率約為2.22%；75%負荷工況下，脫硫廠用電率約為2.46%；50%負荷工況下，脫硫廠用電率約為2.97%。可見該脫硫裝置總體電耗水平較高，需要在日常運行中加強節(jié)能優(yōu)化工作[2]。脫硫系統(tǒng)中漿液循環(huán)泵屬6kV電壓等級設備，電廠脫硫裝置吸收塔共配置7臺漿液循環(huán)泵，用電量約占脫硫總電耗43.2%，是非常重要的能耗設備。在保證一定脫硫效率（90%）和SO2排放濃度（小于400mg/Nm3）的前提下，當機組負荷不高及FGD入口SO2濃度適當時，可考慮停運若干臺漿液循環(huán)泵。按照停運2臺漿液循環(huán)泵，年停運3000h計算，每年可節(jié)約電量約485.4萬kWh，如廠用電按0.4元/kWh，年節(jié)約電費194萬元。另外脫硫裝置還配有5臺氧化風機，實際經(jīng)常運行3臺，用電量約占脫硫總電耗12.8%，也是重要的能耗設備。氧化空氣量一般不根據(jù)機組負荷或者硫份進行調節(jié)，在低負荷或低硫份運行時，氧化空氣過量會比較嚴重，這就額外增加了氧化風機的電耗。建議在低負荷或低硫份運行時，可以考慮只運行2臺甚至1臺氧化風機，降低電耗，減少過量供給。按照停運一臺氧化風機，年停運3000h計算，每年可節(jié)約電量約156萬kWh，年節(jié)約電費62.4萬元。總之脫硫裝置具有一定的節(jié)能空間，漿液循環(huán)泵和氧化風機的實際停運行方式和組合方案應該通過優(yōu)化試驗確定。

（2）機組高負荷工況下，為保證較高的脫硫效率，脫硫裝置吸收塔漿液pH值控制較高，基本在5.7～5.9，石膏中CaCO3含量較高，性能試驗期間平均值為5.18%，這就相應增大了石灰石的耗量，運行成本也隨之上升，同時也不利于石膏脫水。建議在滿足排放要求的前提下，進行pH值優(yōu)化工作，降低石灰石耗量，實現(xiàn)脫硫裝置經(jīng)濟運行[3]。

（3）煙氣脫硫裝置設置了七層噴淋層，設計液氣比為22.7 L/Nm3，漿液噴淋量較大，使得煙氣攜帶漿液量大，除霧器負擔比較重，性能試驗期間除霧器出口煙氣攜帶的水滴含量平均值為78.1mg/Nm3，略高于75mg/Nm3的標準。建議在日常運行過程中加強對除霧器的沖洗和檢查工作，避免除霧器嚴重結垢甚至局部塌陷現(xiàn)象的出現(xiàn)，保證脫硫裝置安全穩(wěn)定運行。

5 結語

對西南地區(qū)某電廠600MW燃用高硫煤機組煙氣脫硫裝置增容改造前后的各項性能指標進行了對比分析。改造后脫硫裝置性能得到明顯提升，能夠滿足機組實際運行需要，具有較好的工程推廣和借鑒價值。通過加強漿液循環(huán)泵和氧化風機節(jié)能運行、吸收塔pH值優(yōu)化控制以及除霧器沖洗檢查工作，可以更好地保證脫硫裝置安全經(jīng)濟運行。

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[1]DL/T 998-2006.石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置性能驗收試驗規(guī)范[S].北京：中國電力出版社，2006.

[2]北京博奇電力科技有限公司.濕法脫硫系統(tǒng)安全運行與節(jié)能降耗[M].中國電力出版社，2010.

[3]何育東.火電機組煙氣脫硫裝置運行優(yōu)化[J].熱力發(fā)電，2010，39（4）：4～6.