某电厂脱硫增容改造

关键词：热电厂；烟气脱硫改造

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）06-0003-01

某电厂2×300MW亚临界机组，电厂脱硫工程原设计燃煤含硫量为1.34%，脱硫装置入口SO2浓度3600mg/m3，设计脱硫效率95%。根据最近颁布的GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》，电厂#1、#2机组将于2014年7月1日前，SO2污染物排放达到200mg/m3以下。所以需要进行增容改造。

长期以来临河热电厂对环保工作非常重视，特别是SO2的污染问题。但随着环保部门不断提高全厂排放总量指标以及近几年煤炭供应不稳定，需要提高脱硫装置的脱硫效率来保证全厂SO2排放总量达到环保部门的要求。综上原因电厂需要尽快进行烟气脱硫改造，其必要性在于：

由于近年来煤质变化，燃煤含硫量波动较大，很难采购到原脱硫装置的设计煤种，脱硫装置运行、检修压力大；

国家颁布新的火力发电厂污染物排放标准，临河热电厂#1、#2机组在2011年7月1日，二氧化硫排放应达到200mg/m3；

一、原有脱硫工艺系统介绍

1、临河热电厂#1、#2机组烟气脱硫工程，采用石灰石―石膏湿法脱硫工艺、一炉一塔脱硫装置。脱硫率不小于95%。脱硫系统主要包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排空系统、石膏脱水系统、工艺水系统、杂用和仪用压缩空气系统及废水处理系统。

2、原有脱硫装置运行状况

置自投运来运行正常，但随着煤炭市场波动，以及日益严格SO2排放要求，原脱硫装置已经无法满足要求。磨机处理能力达不到设计值，目前全厂两套脱硫系统配置两台10t/h的磨机，但实际运行这两台湿磨处理能力仅在6t/h左右，当高负荷运行时，磨机处理能力无法满足两套脱硫系统要求。2009年对GGH进行了改造，更换了大通道换热原件，至今运行情况良好。在机组BMCR工况下GGH双侧阻力可控制在1000Pa以内。

二、硫装置改造方案概述

本增容改造工程对原有石灰石-石膏法工艺进行改造，一炉一塔配置。

根据原有脱硫装置的特点及改造设计条件，本可研提出的改造方案如下：

各系统改造及布置情况如下（具体改造内容见其后各节叙述）：

1、系统：脱硝改造前保留增压风机，新增的合金托盘待脱硝改造后安装，保留GGH，保留旁路，按照取消旁路设计公用部分裕量。

2、2吸收系统：在顶层喷淋层与除雾器之间增加一层喷淋层；因原有顶层喷淋层与除雾器下沿间距只有2.2m，不满足增加一层喷淋层的要求，因此需要把原塔提高2m，新增喷淋层布置在原顶层喷淋层和除雾器之间。在底层喷淋层与吸收塔入口烟道之间安装一层多孔合金托盘（托盘待脱硝改造后安装），封堵入口烟道下沿，提高浆池液位1m，相应改动吸收塔入口烟道及出口烟道。因两套脱硫系统浆液循环泵因叶泵壳磨损严重，且循环泵电机存在较多故障，需要更换浆液循环泵泵体、叶轮以及电机；增加氧化风机，塔内氧化空气布置方式改为管网式布置形式。

3、浆液循环量后，提高液位1m后的浆池容积为1910m3，在此浆池容积下，吸收塔循环浆液停留时间为4.09min，石膏固体停留时间为17.3h。满足浆液停留时间的设计要求。

4、石浆液制备系统：原石灰石湿式球磨机出力为10 t/h，经试验测试的实际出力约为6t/h，改造后单套脱硫系统石灰石耗量为12.1 t/h，根据项目现场的实际条件，本可研按照拆除原有的湿磨系统，在原湿磨制浆区域增加2套湿磨的石灰石制浆方案进行设计，按照200%的容量设计，新增的湿磨出力约为25t/h，相应改造石灰石斗提系统、石灰石再循环箱，石灰石再循环泵，石灰石旋流器、石灰石浆液箱、石灰石供浆泵等设备。

5、脱水系统：原皮带脱水机的出力为15.4t/h，改造后的石膏产量为21.7t/h，由于场地条件限制无法新增皮带脱水机，需对现有的脱水皮带机及现有设备进行改造或更换。

6、一套处理能力为25t/h的脱硫废水处理系统。

三、结论及建议

1、方案选择：根据现行的国家法规、当地政府环保要求，脱硫工艺的成熟可靠性和新科技的推广，投资的合理性，以及电厂现有的场地条件，改造工期等因素，改造后出口SO2浓度可在200mg/m3以下，改造技术成熟。

公用系统改造是拆除原有的湿磨制浆系统及石膏脱水系统，，新增2套湿磨制浆系统及两套石膏脱水系统，以满足燃煤含硫量提高后吸收剂的供应、石膏处理。

2、从前电厂的脱硫技术改造工程建设条件来看，供水供电、脱硫场地、吸收剂供应和脱硫副产物的处理等条件（经技术改造后）都能满足改造后脱硫工艺的需要。

3、工程施工场地可利用电厂扩建端场地，施工用水、用电和通信可从电厂现有设施引接，建设所需的砖、瓦、灰、砂、石等地方材料本地区均可供应，设备、材料运输可通过现有铁路和公路运抵现场，能够保证工程顺利实施。

参考文献

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