浅谈电厂对烟气脱硫项目的前期管理

浅谈电厂对烟气脱硫项目的

前期管理中国环保产业协会脱硫脱硝委员会胡健民1•火电厂烟气脱硫项目的成功，需要设计单位、设备制造与供货单位、土建与安装单位及项目法人（火电厂）的密切合作、共同努力。其中电厂对脱硫项目的管理则是关键环节之一。

•按时间划分，电厂对脱硫项目的管理可分为前期管理、中期管理、后期管理。前期管理包括项目可行性研究、招投标、技术协议与合同谈判与签订；中期管理包括项目执行过程中的安全监督管理、工程质量与设备质量监督管理、项目进度监督管理；后期管理包括试生产前运行与检修人员的技术培训、有关规章制度的制订、竣工验收与环保验收、优化运行与节能、对设计与设备出现问题的调查分析及对常见设备故障的处理等。

•本文讨论电厂对烟气脱硫项目前期管理中的几个主要问题。2主要讨论问题一、烟气参数的确定二、主要设计参数的确定三、关键设备的确定四、评标中技术标与商务/价格标的关系五、“分岛”承包方案六、脱硫项目的特许经营3一、烟气参数的确定

烟气参数包括烟气量、烟气压力、烟气温度及入口烟气SO2浓度等。1.烟气量、烟气压力、烟气温度

•在DL/T5196—2004《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》中规定，“烟气脱硫装置的设计工况宜采用锅炉BMCR、燃用设计煤种的烟气条件，校核工况采用锅炉BMCR、燃用校核煤种的烟气条件。已建电厂加装烟气脱硫装置时，宜根据实测烟气参数确定脱硫装置的设计工况和校核工况，并充分考虑煤源变化趋势。脱硫装置入口的烟气设计参数均应采用脱硫装置与主机组烟道接口处的数据。”实践表明。对于烟气量、烟气压力、烟气温度可按此执行，但对入口烟气SO2浓度需作进一步的分析。

•锅炉燃烧计算提供的烟气量、烟气压力、烟气温度等计算值，均指锅炉空气预热器出口处的数值。对于脱硫装置设计，要求是其与主机组烟道接口处的数据，要作以下修正：（1）考虑除尘器自身及其进出口烟道的漏风、压降与温降；（2）考虑引风机和增压风机的绝热压缩温升与压力增加。42.入口烟气SO2浓度

“烟气脱硫装置入口的SO2浓度（设计值和校核值）应经调研，考虑燃煤实际采购情况和煤质变化趋势，选取其变化范围中的较高值。”

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根据原电力规划设计总院杨旭中总工的建议，并结合脱硫工程实际，工程中宜遵循以下原则：（1）脱硫设计采用的入口烟气SO2浓度设计值和校核值可以与按照主体工程设计煤种中收到基硫分计算出来的脱硫装置入口烟气SO2浓度不一致；（2）在绘制燃煤硫分分布曲线时应充分考虑煤质变化趋势，一般煤层开采越深，其含硫量往往有所增加；（3）一般以覆盖率70%的含硫量作为计算入口烟气SO2浓度设计值的依据；（4）一般以覆盖率90%的含硫量作为计算入口烟气SO2浓度校核值的依据；（5）当实际入口烟气SO2浓度超出设计值30%时应能达标排放；（6）当实际入口烟气SO2浓度超出设计值50%时不要求保证脱硫效率，但应能保证脱硫装置安全运行。

5•当前许多电厂脱硫装置需要进行技术改造，其原因一是排放标准更加严格；二是对入口烟气SO2浓度变化估计不足，设计裕量太小；三是部分脱硫设备质量差，不能长期可靠稳定运行。因此，在今后新建或改造脱硫装置时，必须合理确定入口烟气SO2浓度。6二、主要设计参数的确定

对于石灰石—石膏湿法脱硫装置，其核心设备是脱硫塔，脱硫塔的主要设计参数是否合理，对脱硫效率、运行可靠性及造价均有很大影响。1.液气比（L/G）

•在DL/T1149—2010《火电厂石灰石/石灰—石膏湿法脱硫系统运行导则》中规定，液气比是“单位时间内脱硫吸收塔中吸收剂浆液喷淋量与单位时间内脱硫吸收塔入口标准状态湿烟气体积之比。”

•在以往脱硫项目的招投标中，由于各投标商引进的脱硫技术对液气比定义有不同的规定，而国内当时尚无统一的标准规定，有的用工况烟气，有的用标况烟气；有的用干烟气，有的用湿烟气；有的用吸收塔入口烟气，有的用吸收塔出口烟气，因此相互之间难以比较。

•液气比决定吸收酸性气体所需要的吸收表面。在其它参数值一定的情况下，提高液气比，相当于增加吸收塔内的喷淋密度，使液气之间的接触面积增大，吸收过程的推动力增大，有利于提高脱硫效率，也有利于提高脱硫装置对燃煤含硫量变化的适应性。但液气比超出一定程度，脱硫效率不会有显著提高，而吸收剂及动力消耗将明显增加。7

液气比的单位是L/Nm3，其与各脱硫公司的设计特点（如塔型等）及设计经验、入口SO2浓度、脱硫效率要求等因素有关，一般在10L/Nm3至30L/Nm3范围内。

•当前的主要矛盾是在设计中液气比的确定往往偏小，因为国外电厂燃煤相对稳定，引进技术中技术转让方无需对液气比留太多的裕量，而国内情况不同，燃煤煤质变化大，因此需根据燃煤含硫量变化的趋势合理确定液气比。加之，液气比小可以降低造价与能耗，有利于中标，因此投标商一般不愿在标书中给液气比留出裕量。有经验的项目法人宜对合理的液气比提出要求，但这并不减免中标商的责任。82.吸收塔内浆液循环时间

吸收塔内浆液循环时间是吸收塔内浆池有效容积和每分钟循环泵浆液流量之比，其单位是min（分钟）。•浆液在吸收塔内浆池停留时间长，将有利于浆液中石灰石颗粒溶解，并充分与酸性气体与酸性溶液反应，生成CaSO3，有足够时间氧化成CaSO4，形成粒度均匀、易于脱水、纯度较高的脱硫石膏。当然浆液在吸收塔内浆池停留时间长会增大浆池容积，从而增加工程造价和运行成本。

•吸收塔内浆液循环时间长短和入口SO2浓度高低有直接关系。入口SO2浓度高，所需的石灰石多、产生的脱硫石膏多，故吸收塔内浆池停留时间也应延长。对于入口SO2浓度不大于5000mg/Nm3的烟气，日本技术吸收塔内浆池停留时间仅3min，美国技术约4min，德国技术约5min。有经验的项目法人宜对合理的吸收塔内浆液循环时间提出要求，但这并不减免中标商的责任。93.吸收塔内烟气流速•在其它运行参数维持不变的条件下，提高吸收塔内烟气流速，可以提高传质系数，增大传质面积，有利于增加脱硫效率，同时还可适当减小吸收塔直径，从而降低造价；但是烟气流速增加，则烟气在吸收塔内的停留时间减少，又会对脱硫效率产生负面影响，同时还会使吸收塔压降增大、能耗增加，并对吸收塔内除雾器性能提出更高要求，否则会加剧烟囱下石膏雨现象。

•因此，吸收塔内烟气流速有一个最佳范围，一般控制在3.5m/s至4m/s。有经验的项目法人宜对合理的吸收塔内烟气流速提出要求，但这并不减免中标商的责任。10三、关键设备的确定1.GGH目前许多火电厂烟气脱硫装置经环保部门批复可以不设GGH，但有的特殊地区的火电厂烟气脱硫装置还要求设置GGH。GGH主要问题是GGH换热元件的结垢堵塞，使GGH压降增大，系统阻力增加，电耗增大，严重时出现增压风机喘振现象，FGD旁路烟气挡板被迫打开，甚至威胁到锅炉的安全运行。造成GGH结垢堵塞的因素是多方面的，主要是：原烟气含尘量大；净烟气携带液滴量多，沉积结垢；GGH吹扫或冲洗不正常或设备故障；吹灰介质压力不足；吹灰器布置需改进完善；GGH换热元件间隙和波形设计不够合理等。11主要对策有：对上游的电除尘器提效改造，或采用袋式除尘器、电袋复合除尘器，提高除尘效率；提高吸收塔除雾器的除雾效率，减少净烟气中液滴携带量；采用新型的间隙合理、阻力较小的换热元件；当换热元件高度大于400mm时应采用上下两层吹灰器，以全伸缩的吹灰器为宜；保证吹灰介质压力，加强正常吹灰；必要时改用吹灰的效果比压缩空气好的压力约1MPa的蒸汽吹灰；发现有结垢的预兆就应采用10～15MPa高压冲洗水在线冲洗，并尽量冲洗干净；必要时采用离线人工高压水冲洗或化学清洗。122.浆液泵石灰石—石膏湿法脱硫中浆液泵磨损是常见问题。这些磨损主要是发生在石膏浆液排出泵、石灰石浆液泵、吸收塔浆液循环泵等浆液浓度大、转速高的泵上。磨损部位主要是叶轮、泵内衬等通流部件，磨损部位呈蜂窝状。其原因主要是：泵材质选择上偏重了泵内衬对氯离子腐蚀的抵抗能力，但降低了对浆液冲刷和气蚀的抵抗能力；浆液中硬质颗粒超标；浆液泵入口堵塞，造成气蚀；泵转速太高，加剧了磨损；浆液中氯离子浓度过高，从而造成氯离子对泵金属材料的腐蚀加剧。13主要对策有：在保持原有耐腐蚀性能的情况下，采用更耐磨损的材质，如A49、Cr30及碳化硅等；控制石灰石和浆液中杂质含量；如设循环泵入口滤网，其通流面积宜大于循环泵入口面积的3倍，材质以合金钢为宜；改造浆液泵，降低转速，减缓磨损；保证脱硫废水的正常投运，并定期化验塔内浆液氯离子浓度，确保不超标。143.除雾器除雾器板片上结垢如得不到及时冲洗，恶性循环越演越烈，塔内布置的垂直流除雾器板片上亚硫酸钙与硫酸钙堆积物越来越多，终使除雾器不堪重负而坍塌；塔外布置的水平流除雾器因气流分布不均匀，局部流速很高，除雾效率降低，而在涡流区石膏堆积，流通断面减小，则会进一步加大流速。主要对策有：选择合适的通过除雾器的烟气流速；减少除雾器烟气流速分布偏差；选用对烟气适应性较好的屋脊式除雾器；保证冲洗水水质，防止除雾器喷嘴堵塞；防止除雾器水管及阀门内漏；15确保除雾器喷嘴冲洗覆盖率；保证吸收塔浆池有足够的氧化空气量，尽量减少浆液中亚硫酸钙的含量；搞好脱硫系统的水平衡，控制吸收塔浆池合理的液位。4.吸收塔内壁防腐吸收塔内壁防腐内衬和喷淋层支撑梁因受喷嘴喷出的浆液长期冲刷，防腐层局部脱落，以致吸收塔塔壁腐蚀穿孔漏浆；如防腐内衬碎片通过循环泵进入喷嘴，则会造成喷嘴堵塞，影响脱硫装置投运率和脱硫效率。主要对策有：优化吸收塔防腐设计，优选喷淋区防腐材质，加强对浆液冲刷部位的防护；确保吸收塔内壁防腐施工的安全与质量；16改进喷嘴布置设计，最外圈喷嘴喷射角宜为90度，并与塔内壁保持合理距离，减少喷出浆液对塔内壁的冲刷；提高电除尘器除尘效率，或采用袋式除尘器、电袋复合除尘器，减少浆液中的烟尘量；控制石灰石品质、改善石灰石浆液颗粒细度；控制塔内浆液浓度，以不超过20wt%为宜，减少浆液泵磨损，控制石膏饱和度；设置通流面积合适的循环泵入口滤网，防止喷嘴堵塞，同时控制气蚀对循环泵的影响；5.吸收塔侧进式搅拌器为保持吸收塔内浆液固形物悬浮，防止沉淀结垢以及加强氧化空气在浆液中均匀分布和溶解，对于喷淋空塔一般采用多台侧进式搅拌器布置。17侧进式搅拌器的材质应能满足防腐蚀、耐磨损和气蚀的要求，桨叶一般采用超级奥氏体双相不锈钢，轴至少采用1.4529以上材料。密封一般采用内置式带轴承单端面机械密封，其动、静环均采用耐磨损的碳化硅材料，机械密封使用寿命一般一至三年。影响搅拌性能的主要因素是：搅拌器的数量、搅拌器的布置位置及安装角度、桨叶的几何形状及尺寸、转速等。桨叶的磨损约与转速的3次方成正比，对于浓度高、颗粒粒径大、固形物有尖角的浆液宜选较低的转速。侧进式搅拌器的转速一般选择在160—260r/min之间。目前国产侧进式搅拌器基本不能满足长期可靠稳定运行的要求，故宜采用进口优质产品，如德国EKATO的侧进式搅拌器，但价格高于其它同类产品。18四、评标中技术标与商务标（含价格标）的关系脱硫评标一般由技术标和商务标（含价格标）构成。初期技术标和商务标（含价格标）的得分约是七比三，后来演变成五比五、四比六，甚至到三比七；初期有的有标底，越接近标底得分越高，后来演变成无标底，最低价为满分，按高出最低价的金额分档次扣分，实际上是鼓励最低价中标。买的没有卖的精，如果技术上把不住关，让投标商钻了空子，其结果是脱硫设备以次顶好，以小顶大，以国产顶进口，因为脱硫工程的费用约80%是采购设备。脱硫工艺是成熟的，主要风险在设备上。这也是有些脱硫工程投运不久，故障不断，需提前改造的原因。考虑到设立标底的复杂性及保密工作的难度，按照招投标规定，不设标底也是允许的，故建议：1.根据自身脱硫实际及经验，明确主要设计参数及关键设备选型的范围，使各投标商在同一要求下竞争，确保脱硫设备的规格和质量；192.对价格表必须细分，投标商应逐项填写，不填写的视同免费供货或服务，中标后不得更改设备规格和进口范围，不得增加其它费用；3.合理确定技术标与商务标（含价格标）得分比例，以不低于六比四为宜，突出技术的重要性；4.技术标和商务标（含价格标）必须同时递交，先开技术标，技术标得分前三名再开价格标，按综合得分第一名为第一中标人。20五、“分岛”承包方案目前根据项目法人管理方式不同，火电厂烟气脱硫工程的承包方式可分为大、中、小岛三类：1.大岛通常称为EPC模式。即由中标商负责设计、采购与施工，直至交钥匙，完整交付项目法人使用。在工程实施中，就工作量而言，中标商投入最多，项目法人投入最少，但地基处理一般由项目法人负责。2.小岛中标商负责以下工作：承担脱硫装置的全部设计（含基本设计与详细设计）、编写全部设备标书，保证脱硫装置的技术性能；指导脱硫工程施工、负责脱硫装置的调试；负责进口设备与关键部件的供货。项目法人负责国产设备采购和脱硫工程施工。213.中岛介于大岛方案与小岛方案之间。中标商负责全部设计、大部分设备的供货（一般不包括电气设备与对脱硫装置运行性能关系不大的设备，如电梯、起吊设施等。）、保证脱硫装置的技术性能、指导脱硫工程施工、负责脱硫装置的调试。项目法人负责脱硫工程施工和一部分设备供货。需要指出，在火电厂烟气脱硫发展中，EPC模式曾起到很大的作用，推动了脱硫装置在火电厂的普及应用。但随着电厂对脱硫的认识了解不断深入，也产生了一些问题，如电厂不便参与对脱硫工程全过程的质量监督管理、中标商出于其利润考虑所采购的关键设备质量不尽人意、电厂与供货厂家没有直接的合同关系不便及时进行售后服务、脱硫工程的施工和主体工程的施工出现矛盾时难以统一协调等等。

22如同电厂的主炉、主机由电力设计院选型布置设计、由调试所或电科院调试、由电建公司施工、由电厂采购设备并统一协调各方关系，因此，也有不少电厂采用小岛或中岛模式来建设烟气脱硫工程。条件是电厂必须对脱硫工程有一定的实践、有较强的技术与管理人员、有认真负责公正廉洁的工作作风。23六、脱硫项目的特许经营1.特许经营的意义“十五”以来、尤其是“十一五”以来，我国火电厂开始大规模装设烟气脱硫装置。在烟气脱硫产业快速发展的同时，也暴露出一些问题，如部分烟气脱硫工程建设质量不过关、脱硫设施投运率低、运行维护专业化水平低、运行效果差、脱硫行业技术规范不完善、脱硫公司良莠不齐、技术创新进展缓慢等。暴露的这些问题如不加快研究解决措施，不仅难以完成电力行业二氧化硫削减任务，而且对烟气脱硫产业的健康发展将产生严重影响。2007年7月，国家发展改革委、原国家环保总局联合印发了1570号文件，根据《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国发〔2005〕39号）和《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发〔2007〕15号）文件要求，为促进实现“十一五”规划纲要提出的二氧化硫削减目标，提高烟气脱硫设施建设和运行质量，推进脱硫产业健康发展，启动了火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。242.特许经营的要点（1）发电企业是环保责任主体，承担二氧化硫减排的法律责任。发电企业通过合同约束，使专业化脱硫公司承担烟气脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，完成合同约定的脱硫任务，并承担合同规定的相应责任。（2）国家规定的脱硫电价和相关优惠政策原则上由脱硫公司全额享受。由于发电企业或脱硫公司原因造成脱硫设施运行达不到环保要求的，按国家有关规定扣减的脱硫电价和经济处罚由发电企业或脱硫公司承担。脱硫设施用地由发电企业无偿提供。脱硫副产品产生的经济效益由专业化脱硫公司全额享受。与脱硫设施运行相关的水、电、汽等按厂用价格结算。以上利益关系，发电企业与专业化脱硫公司通过签订经济合同予以明确。253.特许经营的情况按规定程序纳入试点的项目共23个，涉及59台机组2448.5万千瓦。其中，截止2010年底，已按特许经营模式运行的机组45台，1939.5万千瓦，占试点总容量的79%；建设中的机组4台，132万千瓦；推迟实施的机组6台，137万千瓦；未实施的机组4台，240万千瓦。从脱硫工艺上看，除1个项目采用海水法脱硫外，其他均采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺；从电厂隶属关系上看，既有五大发电集团、国投电力所属电厂，也有地方电力公司电厂。264.特许经营的效果（1）提高了脱硫工程建设质量。实施脱硫特许经营，脱硫公司不仅负责脱硫工程的建设，而且承担脱硫系统的投资及投运后的运行、检修和维护。多数脱硫公司在系统设计、设备选型、施工建设、安装调试等方面提高了相应的标准和要求，适当增加了脱硫设施的建设投资，保证