脱硫提效改造技术分析.doc

脱硫系统提效改造可行性研究分析 一、项目提出的背景及改造的必要性： （一）项目提出的背景 依据必威体育精装版颁布执行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），从2014年7月1日起，现有火力发电锅炉SO2排放浓度限值为200mg/Nm3（广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉除外）。锅炉SO2排放浓度限值由目前的400 mg/Nm3降低到200mg/Nm3。由于目前煤炭市场供不应求，入厂煤硫份变化幅度较大，锅炉燃煤无法控制在设计硫份范围内，现有脱硫装置很难满足新的环保标准要求，需要对脱硫系统进行提效改造，满足新的排放限值要求。 （二）项目进行的必要性 该燃煤供热发电机组分别于2004年、2005年建成投产。烟气脱硫岛同期建设，采用湿式石灰石-石膏工艺，2005年8月建成移交生产。烟气脱硫装置按一炉一塔设置，每台炉配置增压风机、GGH、吸收塔、石膏浆液处理系统，工艺水系统、石灰石粉储存及浆液制备系统、压缩空气、闭冷水系统、废水处理系统为两台炉公用，事故浆液箱与一期公用。 脱硫装置主要设计参数为：设计处理烟气量为1181776Nm3/h(干标态)；入口烟气SO2浓度在燃用设计煤种(Sar=1.34%)时为3435mg/Nm3(干态，6%氧量)，保证脱硫效率不低于95%；入口烟气SO2浓度在燃用校核煤种(Sar=1.77%)时为4000mg/Nm3(干态，6%氧量)，净烟气中的SO2浓度分别不超过200mg/Nm3；当入口烟气中SO2的浓度比燃用设计煤种或校核煤种时烟气中的SO2浓度高25%时，净烟气中的SO2浓度分别不超过215 mg/Nm3或318mg/Nm3。 脱硫系统移交生产后总体运行状况良好，旁路挡板门长期关闭运行，年投运率在98%以上。投运初期，设计燃煤硫分下脱硫效率达到96%，当入口SO2浓度达到4000mg/Nm3（标干，6%O2）时，脱硫效率可达到95%以上。随着运行时间的增加，脱硫效率逐步降低，目前当机组负荷超过250MW时，基本上四台浆液循环泵全部运行，在设计燃煤硫份下，脱硫效率维持在93%左右，当脱硫入口烟气SO2浓度超过4500 mg/Nm3时，脱硫效率下降，脱硫出口 SO2排放浓度超过400 mg/Nm3的排放限值。造成效率降低的主要原因有两个：一是浆液循环泵采用进口芬兰苏尔寿泵业产品，由于材质选用不当，叶轮使用寿命短（8000小时左右），苏尔寿公司不再为电厂提供备品备件，叶轮由国内泵厂测绘后加工制造，造成泵出力明显降低，液气比降低；二是吸收塔喷嘴采用轴向满锥螺旋形，该喷嘴雾化效果较好，覆盖率较高，但由于喷嘴入口孔径较小，易出现堵塞现象，且运行压力较高，螺旋锥易磨损，每次机组检修需要检修、更换部分喷嘴。 2010年脱硫系统效率为93.65%， 出口SO2排放浓度为224.17 mg/Nm3，2011年4号脱硫系统效率为93.14%，出口SO2排放浓度为212.57 mg/Nm3，近两年全年平均SO2排放浓度已超过200 mg/Nm3限值要求，且系统没有进一步调整提升的余量。按新的排放标准，脱硫系统将长时间超标排放，脱硫系统必须进行提效改造以满足新的排放标准要求。 二、方案论证： （一） 工程概况 1. 电厂位置 2. 机组概况 3. 气象资料 （二） 原始数据 1. 原设计参数及系统和设备选型基础 1） 原设计烟气参数 序号 项目 单位 设计煤种 校核煤种 1 烟气量（标，干态，实际氧） Nm3/h 1181776 1176998 2 烟气量（标，湿态，实际氧） Nm3/h 1241230 1234496 3 烟气温度 正常运行 ℃ 114 114 最高温度 ℃ 160 160 4 烟气成分（干态，实际氧） CO2 % 12.25 12.28 O2 % 7.55 7.56 N2 % 79.91 79.91 H2O含量 % 4.79 4.66 5 烟气污染物浓度（6％O2，标态，干态） SO2 mg/Nm3 3435 4000 SO3 mg/Nm3 34 34 HCl mg/Nm3 60 60 HF mg/Nm3 10 10 粉尘 mg/Nm3 200 200 2）原装置主要设备配置及技术参数 序号 项目 数量 型号 技术参数 备注 1 吸收塔 1 碳钢衬胶 浆池(15 m，吸收区(13 m，高度36.2m 2 增压风机 1 AN42E6(V19+4°) T.B点：Q=537.6Nm3/S，P=3360Pa 配套电机：2240KW，额定电流：306A 3 GGH 1 2-30.5-V-850SMRC 转速：1.12rmp 4 吸收塔搅拌器 4 HWL 2080N 轴直径/长度：85/1050m