湿法烟气脱硫系统增容改造技术方案

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1、第３４卷第４期华电技术Ｖｏｌ．３４Ｎｏ．４２０１２年４月ＨｕａｄｉａｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＡｐｒ．２０１２湿法烟气脱硫系统增容改造技术方案徐斌，陶爱平，柳晓蕾（中国华电工程（集团）有限公司，北京１０００３５）摘要：以某６００ＭＷ燃煤电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统增容改造为例，介绍了在有限建设场地、主设备利旧等条件下的脱硫系统改造方案，改造后可满足燃用高硫煤时的排放要求，供同类机组改造时参考。关键词：烟气脱硫；湿法脱硫；增容改造；烟囱结冰；技术方案中图分类号：Ｘ７０１文献标志码：Ａ文章编号：１６７４－１９５１（２０１２）０４－０００１－０

2、６水机的处理能力，处理后的石膏含水量较大，影响综０引言合利用。＃＃某电厂３，４机组为２×６００ＭＷ引进型国产＃从４机组脱硫系统实际运行情况可以看出，现亚临界燃煤发电机组，分别于１９９７年和１９９９年建在使用的脱硫系统已无法满足实际燃用煤质的需成投产。２００９年８月开工增设脱硫装置，采用石灰求，必须进行增容改造。石－石膏湿法烟气脱硫（ＦＧＤ）工艺，一炉一塔配２原脱硫系统介绍和改造技术方案置。脱硫装置设计煤种硫的质量分数为０．２８％３（ＦＧＤ入口ＳＯ质量浓度按照６４０ｍｇ／ｍ设计），脱２２．１原脱硫系统＃硫效率不低于９５％。２０１０年１２月底

3、，４机组脱硫２．１．１原脱硫系统设计原则系统及公用系统完成１６８ｈ试运行，随后通过性能（１）采用ＦＧＤ工艺，一炉一塔配置。验收试验。（２）脱硫装置能在设计煤种工况下最大和最小污染物浓度之间的任何值下运行。燃用设计煤种，１改造前系统存在的问题３ＢＭＣＲ工况下ＦＧＤ入口ＳＯ质量浓度为６４０ｍｇ／ｍ２近几年，全国煤炭供不应求的形势使得电厂难以（干基，６％氧）时，脱硫效率不低于９５％。按照原有设计煤种运行，机组实际燃煤中硫的质量分（３）脱硫装置可用率不小于９５％。数变化较大。现入炉煤中硫的质量分数已从设计值（４）脱硫系统设置烟气旁路，不设烟气换热

4、器的０．２８％变化到实际的０．８９％，造成ＦＧＤ入口ＳＯ２（ＧＧＨ）。３质量浓度高达２４８０ｍｇ／ｍ，已严重超过原设计值。从（５）脱硫系统采用引风机和增压风机合并方＃４机组脱硫系统已投运半年来的情况看，脱硫系统要式，无脱硫增压风机。适应实际高硫分燃煤，主要存在以下问题：（６）脱硫剂采用外购石灰石块（粒径小于２０＃（１）４吸收塔在保证ｐＨ值稳定的情况下，机ｍｍ），厂内设置石灰石湿式球磨机系统，成品浆液细组锅炉最大连续蒸发量（ＢＭＣＲ）工况下脱硫效率仅度为３２μｍ（３２５目，９０％通过率）。能维持在８０％～９０％，出口二氧化硫质量浓度在（７）

5、脱硫副产品石膏经真空皮带脱水机脱水后２４０～４８０ｍｇ／ｍ３，无法保证达标排放。直接落入石膏库。（２）在机组达到９０％额定负荷以上时，吸收剂（８）脱硫装置烟道采用钢烟道。该工程需对水＃在最大供给出力情况下，４吸收塔的ｐＨ值无法保平烟道与烟囱接口进行改造，设置与脱硫烟气系统证稳定在设计范围；为了保证吸收塔的ｐＨ值稳定，的接口，安装旁路挡板门。现场采取了临时措施，即２套湿式球磨机均运行并主要脱硫系统设备选型情况见表１。将石灰石浆液输送到事故浆液箱，利用事故浆液返２．１．２布置方案回泵给吸收塔供浆。原主机组设计时未预留脱硫装置布置场地，故＃（３

6、）原设计脱水机的出力为系统需要出力的加装脱硫装置时需拆除烟囱后的部分建筑物。３和＃１．５倍；来自塔的石膏浆液量大，已超出真空皮带脱４机组分别独立设置２座高２１０ｍ钢筋混凝土直管＃烟囱，出口直径为７ｍ。该期工程３吸收塔系统和收稿日期：２０１１－０６－１３烟气系统布置在烟囱北侧、除灰供水泵房的南侧。·２·华电技术第３４卷表１原设计脱硫系统主要设备选型序号名称型号及规格数量／台１吸收塔喷淋空塔，直径为１６．５ｍ，总高３１．５ｍ，正常运行液位７．８８ｍ２离心式，体积流量为８０００ｍ３／ｈ，扬程为１８．２／２０．２／２２．２ｍ，电动机功率为６３０／

7、７１０／８００２吸收塔浆液循环泵６ｋＷ３罗茨式，入口体积流量为５３ｍ／ｍｉｎ，出口压力为８８ｋＰａ，轴功率为１０２ｋＷ，电动机功率３氧化风机４为１３２ｋＷ４石膏排出泵离心泵，体积流量为７５ｍ３／ｈ，扬程为４５ｍ，电动机功率为３７ｋＷ４进料体积流量为３７．４ｍ３／ｈ，旋流子备用１个；底流体积流量为６．６ｍ３／ｈ，底流含固量５石膏旋流器２为５０％，溢流体积流量为３０．８ｍ３／ｈ介质悬浮固形物的质量分数为５０％，设计处理石膏浆液量为７．１ｔ／ｈ，过滤面积为９ｍ２，６真空皮带脱水机２电动机功率为５．５ｋＷ（３８０Ｖ）进料粒度为０～２０ｍｍ，出料粒

8、度为３２μｍ（３２５目，９０％通过），设计出力为４．２ｔ／ｈ，电７湿式球磨机２动机功率为２２０ｋＷ＃＃４吸收塔系统、烟气系统及公用系统等布置在４机＃组烟囱北侧、４冷却塔的西侧、冷却塔联络沟的南