单塔双循环脱硫增容改造

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1、J电力安全技术第17卷(2015年第8期)单塔双循环脱硫增容改造李建军，何文峰(大唐略阳发电有限责任公司，陕西汉中724300)[摘要]阐述了火电厂控制S02排放的重要性，介绍了某电厂6号机组脱硫装置的设备及运行现状，分析了该厂现有脱硫装置的性能；根据现有设施及场地，提出了单塔双循环脱硫增容的改造方案，详述了实施中的主要问题及解决措施，并对改造后的运行效果进行了分析，最终实现了S02的达标排放。[关键词]脱硫装置；达标排放；单塔双循环；增容改造0引言强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理后可作为副产品外

2、售。随着经济的快速发展，我国的SO，排放量不断FGD装置采用1炉1塔配置，部分系统共用。增加，造成了严重的环境污染。GB13223-201l((火吸收塔采用单回路喷淋塔设计，吸收塔下部设置含电厂大气污染物排放标准于2012-01-01实施，有氧化空气管道的浆池，内部吸收段设置3层喷淋要求SO，的排放限值降至200mg／Nm(标态，干层，上部则设置2级除雾器。来自锅炉的烟气经过基，6％O)，以此来兑现脱硫电价，并对SO：超除尘和引风机增压后，进入吸收塔，然后与来自内标排放情况进行了考核。新修编的中华人

3、民共和部3层喷淋层的浆液逆流接触，进行脱硫吸收反应。国环境保护法于201501-01施行，对环境保护、脱硫后的净烟气经吸收塔上部除雾器除去携带的液防止污染提出了明确的要求；“党的十八大报告”滴后，再通过净烟道经烟囱排放至大气。指出，“全面推进依法治国，任何组织或者个人都该电厂于2012年8月取消脱硫旁路，实现了不得有超越宪法和法律的特权，绝不允许以言代法、脱硫装置与主机同步运行；2013年l0月完成引风以权压法、徇私枉法”，要给子孙后代留下蓝天白机与增压风机改造工程，取消了增压风机。云等。这都要求工

4、业企业必须实现SO，的达标排放。1．2脱硫装置运行现状2012年l0月至2013年12月，6号机组正常1脱硫装置及其运行现状运行时脱硫装置入口的SO，浓度在1000～4500mg／Nm；因买不到适炉煤种，脱硫装置入口某电厂6号燃煤发电机组(330MW)于2007的SO，浓度超过原设计值3187mg／Nm的占比年建成投产，目前为单机运行状态，7号机组正在约28％。该机组设计时执行的SO排放标准为建设中。该机组烟气脱硫装置及其运行现状如下。400mg／Nm，即控制脱硫装置出口的SO，排放浓1．1脱硫装置

5、简介度不超过400mg／Nm。南6号机组脱硫装置出L]该机组烟气脱硫(FGD)装置采用石灰石石SO，浓度的历史运行曲线可知，6号机组脱硫装置膏湿法脱硫工艺，与主机同步投产，副产品为石出口的s0排放浓度虽然基本满足了旧的SO排膏。FGD装置的设计燃煤硫分为1．3％，脱硫效放标准，但不能满足新的SO排放标准。近年来，率≥92％，出口净烟气中SO，的排放浓度不大于受煤炭市场及经济效益的影响，该公司的燃煤硫分254mg／Nm。FGD装置的使用寿命不低于30年。从1．3％左右上升到1．7％左右，人炉煤热值的降

6、脱硫剂为CaCO与水配制的悬浮浆液，脱硫剂与低也使燃煤量有所提高。因此，只有对现有脱硫系吸收塔内烟气中的SO：反应后生成CaSO，，并就地统进行增容改造，才能达到新的SO排放标准。一p一第l7卷(2015年第8期)电力安全技术J2现有脱硫装置的性能分析评估表1吸收塔循环系统性能分析评估受煤炭市场及经济效益的影响，该电厂今后要使用硫分至少为1．7％的燃煤，因此按燃用硫分为1．7％(入口SO，浓度为4300mg／Nm)的煤对现有脱硫装置的性能进行分析评估。2．1烟气系统电厂现有脱硫装置未设置GGH(烟气

7、再热器)，且脱硫旁路已拆除，引风机与增压风机合并也已完表2氧化空气系统性能分析评估成，改造后的2台引风机性能参数已考虑到以下几项目原设计工况改煤后的工况点要素：(1)讨机组进行脱硝改造后，烟气系统将增加l400Pa(BMCR工况下)的阻力；(2)空气预热器烟气侧阻力按照1200Pa考虑2．4事故冷却系统(BMCR工况下)；+6号机组已将脱硫旁路拆除，当锅炉启动时，(3)对除尘器进行改造，风机改造预留1000或因尾部设备故障等造成排烟温度超过脱硫系统的Pa的阻力；设计值时，需要冷却烟气，以防止高温烟气

8、损坏吸(4)对脱硫系统进行增容改造，风机改造预留收塔；但现有脱硫装置未设置事故冷却系统，因此，400Pa的阻力。需在吸收塔人口烟道处设置事故冷却系统。引风机改造前，BMCR工况下的烟气系统总2．5石灰石制备系统阻力约为4710Pa；根据改造后引风机的运行数据石灰石制备系统性能分析评估如表3所示。由可知，目前6号机组在满负荷运行下的烟气系统阻表3可知，若考虑7号机组脱硫，石灰石料仓储存力为4000～5000Pa。由此可知：BMCR工况下时间短，需增容；石灰石浆液消耗量增