浅谈湿法烟气脱硫增容改造技术方案

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1、浅谈湿法烟气脱硫增容改造技术方案徐斌，陶爱平（中国华电工程（集团）有限公司，北京市西城区西直门内大街273号华电工程大厦B616，100035）摘要：介绍了某600MW燃煤电厂石灰石—石膏湿法烟气脱硫增容改造技术方案在有限的建设场地、主设备利旧等条件下，来满足含硫量增加时，改造达标排放的需求。关键词：湿法脱硫；增容改造；烟囱结冰CapacityexpansionrenovationtechnologyforW-FGDSystemXubin，Taoaiping（ChinaHuaDianEngineeringCo.,Ltd.，Be

2、ijing100035，China）Abstract：Describesthecapacityexpantionrenovationtechnologyfor600MWpowerplantW-FGDsystembasedonthelimitedspace,theoldFGDsystem,Usingoftheoldequipmentasfaraspossible.Thetransformationsystemlmeetsemissionrequirements.Keywords：W-FGD；Capacityexpansionre

3、novation；Icingonoutletofchimney第1页共7页0引言随着即将颁布执行的《火电厂大气污染物排放标准》对污染物排放值日趋严格，将对火电企业的发展、生产和经营带来新的严峻挑战。根据新的排放要求，初步估算2010年以前建成的脱硫装置有将近90%需进行增容改造。本文以东北地区某电厂的脱硫增容改造为例，就改造的技术方案、设备选型、设备利旧、占地情况及存在问题进行论述。某电厂#3和#4机组分别于1997年、1999年投产的600MW引进型国产亚临界燃煤发电机组。2009年8月开工增设脱硫装置，采用湿法烟气脱硫工艺

4、，一炉一塔配置。脱硫装置设计煤种含硫量为0.28%（FGD入口SO2浓度按照640mg/Nm3设计），脱硫效率不低于95％。2010年12月底#4机组脱硫系统及公用系统完成168小时试运，并随后通过性能验收实验。1增容改造的必要性随着近几年全国煤炭市场供不应求，电厂难以按照原有设计煤种运行，机组实际的燃煤含硫量变化较大。现入炉煤实际含硫量已从设计值的0.28%变化到0.89%，造成FGD入口SO2浓度高达2480mg/Nm3，已严重超过原设计值。从#4机组脱硫系统已投运的半年情况来看，脱硫系统要适应实际高硫分燃煤时，主要存在一

5、下问题：1.1#4吸收塔在保证PH值稳定情况下，机组BMCR工况下脱硫效率仅能维持在80%~90%，出口二氧化硫浓度在480~240mg/Nm3，无法保证达标排放。1.2在机组达到90%负荷以上时，吸收剂在最大供给出力情况下，#4吸收塔的PH值无法保证稳定在设计范围；为了保证塔的PH值稳定，现场采取了临时措施，即两套湿式磨机均运行，并将石灰石浆液输送到事故浆液箱，利用事故浆液返回泵给塔供浆。1.3原设计的脱水机的出力为系统的1.5倍；来自塔的石膏浆液量大，已超出真空皮带脱水机处理能力，处理后的石膏含水量较大，影响综合利用。从4

6、#机组脱硫实际运行情况可以看出，现脱硫系统已无法满足燃用实际煤质含硫的需求，必须进行增容改造。2技术方案的选择2.1原系统配置、设备选型、厂区布置和已完成施工情况2.1.1原脱硫系统设计原则如下：1）脱硫工艺采用石灰石-石膏的湿法烟气脱硫，一炉一塔配置。2）第7页共7页脱硫装置能在设计煤种工况下的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BMCR工况，FGD入口SO2浓度640mg/Nm3（干基，6%氧）时，脱硫效率不低于95％。3）脱硫装置装置可用率不小于95%。4）脱硫系统设置烟气旁路，不设GGH。5）脱硫系统采

7、用引风机和增压风机合并方式，无脱硫增压风机。6）脱硫剂采用外购石灰石块（小于20mm），厂内设置石灰石湿式磨机系统，成品浆液细度为32um（325目，90%通过率）。7）脱硫副产品－石膏经真空皮带脱水机脱水后直接落入石膏库。主要脱硫系统设备选型见表2-1“原设计脱硫系统主要设备选型”。表2-1原设计脱硫系统主要设备选型序号名称型号及规格单位数量1吸收塔喷淋空塔，直径Φ16.5m，总高31.5m，正常运行液位7.88m台22吸收塔浆液循环泵离心式，流量Q=8000m3/h，H=18.2/20.2/22.2m浆液，电机功率：630

8、kW/710kW/800kW台63氧化风机罗茨式；入口流量：53Nm3/min；出口压力：88kPa；轴功率：102kW,电机功率：132kW台44石膏排出泵离心泵；流量：75m3/h；扬程：45m；电动机:37KW台45石膏旋流器进料:37.4m3/h,旋流子备用1个，底流