湿法烟气脱硫装置吸收塔增容改造技术方案探讨.doc

湿法烟气脱硫装置吸收塔增容改造技术方案探讨袁立明，韦飞，颜俭，惠润堂(国电科学技术研究院，江苏省 南京市 210031)Discussion on the Compatibilization of WFGD AbsorberYUAN Li-ming，WEI Fei，YAN Jian，HUI Run-tang(Guodian Environment Protect Research Institute, Nanjing 210031, Jiangsu Province, China)ABSTRACT: Currently part of operation limestone - gypsum wet desulphurization equipment, due to the changes of sulfur content coal, that face absorber compatibilization situation. Practical case studies in this paper, domestic coal-fired power plant desulfurization absorber compatibilization common technical solutions, and comparative analysis of advantages and disadvantages. The compatibilization of the tower should be in line with local conditions, combined with the original tower performance analysis, the actual design parameters, on-site facilities, project investment and other factors, multi-program technical and economic comparison for the reconstruction project to find the optimal plan.KEY WORDS: flue gas desulphurization；compatibilization；absorber摘要：目前国内投运的部分石灰石石膏湿法脱硫装置中，由于燃煤含硫率变化而面临着吸收塔增容改造的局面。文中以实际案例探讨国内燃煤电厂脱硫装置吸收塔增容改造常用技术方案，并比较分析其优缺点。吸收塔增容改造项目应本着因地制宜的原则，结合原塔性能分析、实际设计参数、现场场地、工程投资等因素，进行多方案技术经济比较，寻求适合该改造项目的最优方案。关键词：烟气脱硫；增容；吸收塔1 燃煤电厂石灰石-石膏湿法脱硫装置运行面临的问题石灰石-石膏湿法工艺目前已成为燃煤电厂烟气脱硫装置的主流工艺，占世界上总投入脱硫运行的85%以上。如不作特别说明，本文中提到的湿法烟气脱硫装置均指石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。近几年来我国电煤供需矛盾突出的情况下，部分电煤质量下降严重，一些电厂实际燃用煤种已与原设计煤种有较大差异，原煤中硫含量明显增加，有的煤中硫份达到原设计值的3倍以上，给脱硫装置的安全稳定运行带来严重影响，甚至导致系统无法运行。据有关调查显示，国内21%的湿法脱硫装置不能正常运行，其中由于受到燃煤硫份变化导致脱硫装置不能正常运行的脱硫装置占48%1。去年7月国家环保部公布了火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）（以下简称新标准）及编制说明。上述新标准中对二氧化硫排放标准要求更加严格，第三时段、新建、改建和扩建的火电锅炉执行200mg/Nm3的排放浓度限值，对于第二时段即2004年后审批的电厂，到2015年1月1日，不再区分电厂位置，对已安装烟气脱硫装置的火电锅炉，加强运行管理，优化运行，执行200mg/Nm3的排放浓度限值。2010年6月国家环保部发出关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知（环办201091号）要求对拆除已建脱硫设施的旁路烟道，对暂不拆除的，实施铅封。火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）对电厂脱硫装置的达标运行提出更高的要求，关闭旁路烟道的通知更是要求脱硫装置的可靠性和投运率提高到电厂主设备的水平。同时国内部分脱硫装置的运行亦面临着各种内在和外在的问题，因此该部分脱硫装置的改造势在必行，其中吸收塔的增容改造是核心问题。2 国内燃煤电厂脱硫装置吸收塔增容改造常用技术方案国内火力发电厂主要采用了石灰石-石膏湿法脱硫工艺，该脱硫工艺由国外引入，但是燃煤含硫率大幅变化的现象在国外并不存在，国外鲜有燃煤硫份大于2.5%的脱硫装置，并且国外石灰石-石膏湿法脱硫装置的脱硫效率一般要求在90%左右2-4。因此，对于石灰石-石膏湿法脱硫装置的增容改造技术方案，国外并无成熟经验可参考，只能结合国内实际情况，探索适合国情的改造方案。目前由于煤质变化导致脱硫装置无法运行而进行的改造不断增加，改造方案需要结合脱硫装置的实际条件对症下药。吸收塔是整个脱硫装置的核心，对于煤种的适应性（吸收塔入口SO2浓度远高于设计值），浆液循环量、吸收塔氧化槽的容积以及是否有足够的氧化风量成为主导因素5。吸收塔增容常用的改造方案包括：吸收塔增加喷淋层、吸收塔拆除重建、吸收塔增加串并联塔等。本文以一个具体案例来分析说明各方案的改造情况。3 工程案例分析3.1 情况介绍西南某电厂4台机组（4300 MW）烟气脱硫工程2006年投运，设计燃煤含硫率2.37，FGD入口SO2质量浓度约4967mg/Nm3（干态，6%氧），脱硫效率不低于95。目前，实际燃煤含硫率达到4.2，现燃用煤种含硫率及机组燃煤量均大幅增加，造成现有脱硫装置不能满足全烟气脱硫要求，SO2不能达标排放，须对原脱硫系统进行改造。改造按照脱硫入口SO2质量浓度10500mg/Nm3设计，同时按达标排放标准400mg/Nm3计算，系统的脱硫效率要求大于97%。3.2 改造方案吸收塔增容常用的改造方案包括：吸收塔增加喷淋层、吸收塔拆除重建、吸收塔增加串并联塔等。本工程吸收塔增容改造通过比较上述常用改造方案，探讨最适合本工程实际情况的改造方案，各方案比较如表1所列。3.2.1 方案一（塔重建）本方案拆除原吸收塔（包括塔内件），重新建设新吸收塔（包括塔内件）。新塔直径13.8米，塔内流速3.57m/s，为降低塔高，采用变径塔。单塔采用六层喷淋层，更换为6台循环泵，容量7500m3/h。3.2.2 方案二（塔串联）本方案原吸收塔系统包括浆液喷淋、氧化系统等不作调整，在原GGH位置（GGH拆除）增设一座吸收塔，新吸收塔设三层喷淋层，循环泵流量为6500m3/h，塔径13.8米。3.2.3 方案三（塔并联）本方案原吸收塔系统包括浆液喷淋、氧化系统等不作调整，在原GGH位置（GGH拆除）增设一座吸收塔，采用与原吸收塔并联的方式。按原、新吸收塔各处理新设计参数下的50%烟气量设计。新吸收塔参照原吸收塔设计，设4层喷淋层，4台循环泵5442m3/h，塔径12.5米。3.2.4 方案四（塔加高）本方案原吸收塔保留原3台循环泵，增加3台同型号循环泵6850 m3/h和相应的喷淋层、喷嘴和循环管道。为降低塔高，考虑在拆除GGH后扩建一座新氧化池，引入塔内60%的浆液量，新氧化池设搅拌器、转运泵及电气控制配套设施等。表1 吸收塔改造方案比较表序号项 目方案一（塔重建）方案二（塔串联）方案三（塔并联）方案四（塔加高）1主要内容塔拆除，新建塔原塔不动，新建一座塔与原塔串联。原塔不动，新建一座塔与原塔并联。原塔加高，更换喷淋层，新建一座氧化池。更换循环泵、喷淋层、除雾器、氧化风机等增加循环泵、喷淋层、除雾器、搅拌器、氧化风机等增加循环泵、喷淋层、除雾器、搅拌器、氧化风机等增加循环泵、喷淋层、氧化池、氧化风机、转运泵等新增配套土建、电气、控制设施新增配套土建、电气、控制设施新增配套土建、电气、控制设施新增配套土建、电气、控制设施烟道拆除，重建烟道拆除，重建烟道拆除，重建烟道拆除，重建吸收塔内防腐新吸收塔防腐，烟囱防腐新吸收塔防腐，烟囱防腐吸收塔防腐修补，烟囱防腐2占地面积较大大大大3塔尺寸直径13.8米，高度45.5米（氧化区直径16.5米）新塔：13.8m37.1m新塔：12.5m40.0m12.5m43.3m4运行环节少多多多5能耗低高高高6对原有装置检修空间的影响稍大大大大7系统可靠性高稍低稍低稍低8运行维护的方便性方便不方便不方便不方便9检修维护工作量正常大大大10改造工作量多稍多稍多多11场地状况可行，场区美观流畅可行，但布置拥挤可行，但布置拥挤可行，但布置局促12工期6个月6个月5.5个月5.5个月13工程直接投资16728万元14908万元13427万元14213万元14年运行费用4819万元4455万元4287万元4537万元15均化年成本费用5824万元5399万元5183万元5437万元3.3 方案比较3.3.1 方案一该方案新建吸收塔满足烟气流速、气液流场分布及反应时间、浆液氧化停留时间等要求，工艺成熟，技术可行，系统可靠性高、稳定性好。新设计的塔可设计留有较大裕量，对目前燃煤变化和机组负荷变化具有较高的适应性。3.3.2 方案二该方案由于烟气量增加较大，在原塔不动的情况下塔内烟气流速过高，远超出常规设计流速范围。气液接触时间过短，影响脱硫效率，对除雾器造成影响，同时大量浆液带入净烟道和新吸收塔，造成烟道结垢和影响新吸收塔内的反应。3.3.3 方案三该方案存在的最大问题是进入两塔的烟气流量不易控制，可能出现“抢风”及负荷不均匀情况，影响系统的安全稳定运行，对电厂的运行调整提出了很高的要求。3.3.4 方案四该方案与方案二相似，同样存在塔烟气流速过高的问题。另外，新增塔外氧化池，如何保证新、旧氧化池之间浆液之间的有效流通和保证氧化效果还无可靠措施及成熟经验；吸收塔加高及塔内件喷淋层的更换将导致原塔的受力状态发生变化，给塔的安全稳定运行带来风险，塔需要加固处理，加固同样存在一定风险。3.4 改造方案选择结合该工程现场实际情况，方案二与方案三所需场地较大，需要拆除现有GGH，取消GGH已得到行业的普遍认同和工程验证，也满足优化脱硫系统的趋势，但取消GGH后净烟气温度降低，需对相关烟道及烟囱进行防腐处理。本工程烟气量增加较多，方案二和方案四不能从根本上降低吸收塔内烟气流速，无法保证脱硫效率满足要求。因此，从本工程实际出发，方案一和方案三能够满足要求，但方案一投资较方案三高，建议对取消GGH进行环境影响评价，通过科学决策，若取消GGH可行则推荐采用方案三，若不能取消GGH则推荐采用方案一。4 结论及建议脱硫系统对燃煤含硫率变化的适应能力是有限的，由于燃煤煤质的变化，部分脱硫装置面临着增容改造的局面，特别是其核心吸收塔的增容改造。因此对吸收塔的增容改造应本着因地制宜的原则，首先需要对原吸收塔性能进行分析评判，结合实际设计参数（比如烟气量及入口二氧化硫浓度等）、现场场地布置情况、工程投资、工期要求、施工条件等多种因素，多方案地进行详细的技术经济比较，寻求适合该改造项目的最优方案，以达到最佳改造效果。参 考 文 献1国电集团公司：集团公司湿法烟气脱硫装置