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1、第22卷第2期能源环境保护Vol.22,No.22008年4月EnergyEnvironmentalProtectionApr.,2008防治技术循环半干法脱硫系统在改造工程中的应用实践王少权,葛介龙,王辉,杨永栋,周超炯,朱铭,方培根(浙江菲达环保科技股份有限公司,浙江诸暨311800)摘要:介绍了循环半干法脱硫除尘系统在焦作电厂#2机组(220MW)改造中的应用实践,比较了各种脱硫技术在改造中的适用情况,对脱硫除尘改造技术方案的选取、设计及调试要点提出了建议。关键词:循环半干法;脱硫;改造;建
2、议中图分类号:X701.3文献标识码:B文章编号:1006-8759(2008)02-0028-05APPLICATIONOFRECYCLESEMI-DRYDESULFRIZATIONSYSTEMINMODIFICATIONPROJECTWANGShao-quan,GEJie-long,WANGHui,YANGYong-dong,ZHOUChao-jiong,ZHUMing,FANGPei-gen(ZhejiangFeidaEnvironmentalEngineeringCo.Ltd.Zhuji3
3、11800,China)Abstract:Thispaperintroducesapplicationofrecyclesemi-drydesulfurizationanddustremovalsysteminmodificationofJiaozhuopowerplant#2boiler.Comparetheapplicabilityofsomedesulfurizationtechnologiesinmodificationproject,andofferproposalsforselecti
4、on,designandcommissioningofdesulfurizationanddustremovalmodificationmethod.Keywords:recyclesemi-dry;desulfurization;modification;proposal根据目前国家相关政策,半干法脱硫主要推平面布置如图1所示,烟气经两台空气预热器[1]荐应用于场地条件有限的现役电厂。对于大量出来后分两只烟道进入两台双室三电场静电除的现役电厂当时建设时没有预留脱硫场地,现由尘器,再进入两台引风机
5、排入烟囱。现锅炉实3于环保需要须进行脱硫改造,探索合适的改造措际出口烟气含尘浓度为28.9g/Nm,电除尘器施显得尤为重要。本文介绍了焦作电厂#2机组设计效率98.5%,实际粉尘排放约430mg/3(220MW机组)的脱硫除尘工程的改造成功经验,Nm,已超过国家排放标准,同时也无相应的脱并对类似工程方案的选取及设计具有一定指导意硫措施,根据环保要求必须进行脱硫除尘改义。造。从图1可看到原炉后场地较小,顺烟气方向1改造前炉后布置情况从锅炉墙中心线到砖烟道中心线间距为46.2m,焦作电厂#2机组(22
6、0MW机组)原炉后总砖烟道后为消防通道,垂直烟气方向空间尺寸较大,但靠近烟囱的灰浆泵房需作为#1、#2机组共用的控制室,此处场地不能占用。消防通道后收稿日期:2007-11-21面尚有部分场地也可作为烟气脱硫的布置场第一作者简介:王少权(1972-),男,浙江诸暨人,高级工程师,主要从事烟气脱硫、除尘、气力输送等技术工作。地。王少权等循环半干法脱硫系统在改造工程中的应用实践·29·2设计参数吸收塔,吸收塔脱硫后的烟气通过出口烟道挡板门从烟囱排出。进烟囱前的烟道作为脱硫系统的旁路空气预热器出口烟气参
7、数见表1(烟气量为烟道,安装旁路烟道挡板门,脱硫装置检修或出现43160×10m/h)。意外紧急停机时,烟气可通过旁路烟道排出。表1空气预热器出口烟气参数另一方面,由于原电除尘器已超过设计使用排烟温度SO2浓度粉尘浓度O2CO2-3-3/℃/(mg·Nm湿态)/(mg·Nm湿态)%/%寿命,且粉尘排放超标,需对原电除尘器进行改设计166182028.97.911.4造,粉尘排放至少满足湿法脱硫的需要。最高175691.624.43湿法烟气脱硫加除尘器改造存在以下弊端:最低1102038.439.1
8、①由于系统较复杂,相对投资较大;②系统较复烟气通过脱硫除尘装置处理后主要设计排放杂引起能耗较大;③有废水产生,需进行废水处指标要求见表2。理;④炉后拆除工作量大,占地面积大。表2主要排放指标3.2干法烟气脱硫技术脱硫保证效率SO2排放浓度烟尘排放浓度出口烟气温度-3-3干法烟气脱硫系统一般是在烟道内直接喷射/%/(mg·Nm)/(mg·Nm)/℃≥85≤400≤50≥70吸收剂粉,烟气与吸收剂直接发生化学反应,反应后的产物及未发生反应的吸收剂被除尘系统捕3脱硫除尘改造工艺的选择获,
