600MW机组应对新标准烟气脱硫系统改造及运行实践.doc

600MW机组应对新标准烟气脱硫改造及运行实践 摘要：以江苏利港电厂4×600MW燃煤机组湿法烟气脱硫装置为应对新排放标准所做的脱硫提效改造为例，介绍了针对原脱硫装置不同的性能参数采取的不同改造方案，力求达到以最小的改造代价取得最佳的效果；另外对脱硫添加剂的使用情况，如何做好日常运行调整工作、保证脱硫装置始终运行在最佳工况点做了总结，对其它同类型电厂有一定的借鉴意义。 关键词：湿法烟气脱硫；SO2特别排放限值；提效改造；运行优化调整； 引言 国家环境保护部“十二五”规划明确指出，到2015年SO2排放总量由2010年的2267.8万t降低到2086.4万t，2015年比2010年降低8%。而我国是世界第一煤炭消费国，2013年消费的煤炭达到了36.1亿t，其中火力发电用煤占了一半以上，因此国家对燃煤电厂的污染物总量控制越来越严格。《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）已经于2012年1月1日起正式实施[1]。新标准规定，自2014年7月1日起，重点地区的火力发电锅炉执行大气污染物特别排放限值，其中SO2的限值是50mg/Nm3，江苏利港电厂所处地为重点区域，需要执行特别排放限值，原有的脱硫装置难以满足此新标准，提效改造工作显得非常迫切。 改造前脱硫系统概况 江苏利港电厂三四期工程共有4台600MW燃煤机组，4台机的主机设备型号均相同，其中锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1953/25.4-M952超临界直流炉2012年全部拆除，其中三期#5、6Steinmuller公司的石灰石-石膏湿法脱硫全套核心技术，吸收塔型式为逆流喷淋空塔，氧化方式为搅拌器与空气喷枪组合式。四期#7、德国鲁奇·能捷斯·比晓夫公司应用脉冲悬浮系统采用池分离器技术，1。 表1 改造前脱硫系统主要性能参数 序号 项目 单位 内容 #5、6炉 #7、8炉 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 设计燃煤硫份 % 0.7 FGD入口烟气流量 Nm3/h 1992816(标态，湿基，6%O2) FGD入口SO2浓度 mg/Nm3 1572 脱硫效率 % 95 吸收塔型式 / 逆流喷淋空塔 吸收塔直径 m 16 15.5 浆液循环泵台数 台 3 3 浆液循环泵总流量 m3/h 29400 28500 浆池高度 m 11.5 10.5 浆池有效容积 m3 2311.04 1980.3 吸收塔总高 m 37 35.4 12 最上层喷淋层与除雾器间距 mm 2700 600 脱硫提效总体方案 江苏利港电厂历年燃煤平均硫份在0.65%左右，现有的脱硫装置运行情况良好，但面对新标准中的SO2特别排放限值有压力，特别是燃煤供应紧张时，会短期出现硫份上升、热值降低等情况，以现有脱硫装置恐难以应对，势必要进行脱硫提效改造，总体方案如下：根据现有场地情况，综合考虑三四期脱硫装置原有性能参数，充分利用现有系统的设计裕量，提出在三期吸收塔塔体不抬高，利用原最上层喷淋层与除雾器间的间距，增加一层喷淋层，氧化风量相应增加，其它设备不变。四期抬高吸收塔扩容，增加两层喷淋层，氧化风量、石灰石供浆系统、石膏排浆系统同步扩容。两级吸收塔串联工艺适用于烟气量稍微增加或基本不变，而含硫量大幅度增加的机组脱硫改造，吸收塔基础不易通过加固完成的改造工程[4]。江苏利港电厂燃煤硫份基本保持不变，且硫份为中、低值，所以本改造工程不考虑两级吸收塔串联工艺。 设备方面提效改造后，结合脱硫添加剂的使用，一方面可以短期提高燃煤硫份的上限，另一方面达到停运浆液循环泵节能的目的。最后面对新标准，在运行方面做好优化调整工作，确保脱硫装置始终运行在最佳工况，通过以上几个方面的工作来满足SO2特别排放限值的要求。 脱硫提效改造 3.1三期#5、6机组提效改造 3.1.1 改造方案 针对#5、6炉吸收塔现有浆池容积较大，且最上层喷淋层与除雾器之间的距离大于2500mm，满足增加一层喷淋层的间距要求，因此改造过程中保持吸收塔直径和高度不变，增加1台浆液循环泵，流量为10200m3/h,相应增加一层喷淋层，新喷淋层布置的高度在27m。同时将塔内氧化空气管道扩容，氧化风机由原罗茨风机改为高速离心风机，运行中流量可调节范围为40~100%。3.5min，根据文献[3]的介绍，石灰石基工艺的浆液循环停留时间一般为3.5~7min，基本满足要求。石灰石供浆、石膏浆液排出系统以及工艺水系统均没有改动。设计FGD入口SO2浓度低于2500 mg/Nm3时，脱硫效率不低于98.0% 出口排放浓度小于50mg/Nm3资2。 表2 #5、6炉脱硫系统改造前后参数对比 序号 项目 单位 内容 改造前 改造后 1 2 3 4 5 喷淋层 层 3 4 浆液循环泵总流量