李远源

（华能汕头电厂，广东 汕头 515071）

1 概 述

目前，对污染物的排放控制已日趋严格，将对火电企业的发展和生产经营带来严峻挑战。根据最新颁布的排放标准，经初步估算，在2010年以前建成的脱硫装置中，有将近90%需进行增容提效改造［1］。现以华能汕头电厂2×300MW燃煤发电机组的脱硫增容改造为例，就技术改造方案、设备选型、旧设备的利用等进行论述。

华能汕头电厂一期2×300MW亚临界机组，锅炉最大连续蒸发量为1000t／h；华能汕头电厂一期脱硫岛采用EPC总包方式建设，采用国外能源公司（AEE）的湿式石灰石 石膏法烟气脱硫技术，一炉一塔配置。于2006年6月陆续完成性能考核工作。该脱硫工程设计煤质的含硫量为0.63%，脱硫装置入口的SO2浓度1322mg／m3，脱硫效率为90%。

2 增容提效改造的必要性

该电厂地处市区，以90%的脱硫效率难以降低硫的排放总量。近年来，因为燃煤品种的变化，煤质含硫量的波动较大。原脱硫装置设计入口含硫量为1322mg／m3，当煤质含硫量超过1700mg／m3时，为了确保排放烟气的含硫量在200mg／m3以下，只能降低机组的负荷。为此，有必要对现有的一期脱硫系统进行技术改造。

3 技术方案的选择

3.1 原脱硫系统的设备配置

改造前，采用石灰石 石膏的湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔配置。在设计煤种工况下，可在最大和最小污染物浓度之间的任何值下运行，燃用设计煤种BMCR工况，FGD入口SO2浓度1322mg／Nm3（干基，6%O2）时，脱硫效率不低于90%。脱硫装置装置可用率不小于90%。脱硫系统设置烟气旁路，并设GGH设备。脱硫系统中引风机和增压风机被分开设置。采用石灰石块（小于20mm）作为脱硫剂，设置有石灰石湿式磨机系统，成品浆液细度为32μm（325目，90%通过率）。脱硫副产品为石膏，利用真空皮带脱水机进行脱水后，直接落入石膏库。原脱硫系统中的主要设备，见表1所示。

表1 原脱硫系统中的主要设备

4 改造方案的确定

该电厂一期脱硫装置改造方案中，仍采用石灰石 石膏湿法脱硫工艺，在BMCR工况下，以燃煤基硫份为Sar＝0.7%进行设计，性能验收按照Sar＝0.87%，对应FGD装置入口的二氧化硫浓度为2000mg／m3（标态、干基，6%O2）。要求出口排放浓度（烟囱入口排放浓度）小于80mg／m3（标态、干基，6%O2），脱硫效率不低于96%。年投运时间不低于6000h，年可用率不低于98%。改造方案中暂不改变增压风机，也不涉及GGH设备。FGD装置运行寿命为20年。本次一期脱硫系统改造不进行制浆系统扩容，不含制浆、脱水等公用系统的改造。为利用原有设备，均按其设备参数进行设计。对原装置的维修及更换等不在此次改造范围内。

需改造的设备系统：

（1）吸收塔系统：增加吸收塔托盘；喷淋层改造为交叉喷淋层；

（2）塔外浆池系统；

（3）氧化空气系统；

（4）石膏一级脱水系统。

4.1 吸收塔系统

（1）吸收塔内增加合金托盘；即在吸收塔内，塔入口烟道与底层喷淋层之间，设置一层吸收塔托盘；可起到均匀烟气分布和预洗作用，以脱除烟气中30%～40%的二氧化硫；降低烟气中的二氧化硫浓度。在2003年，某国外公司专门研究了双托盘、单托盘、无托盘喷淋塔的液气比对脱硫效率的影响［2］，并进行了大量的试验，其试验结果，如图1所示。

图1 双托盘、单托盘和无托盘喷淋塔液气比与脱硫效率的关系

从图1可知，在相同的脱硫效率下，托盘需要的液气比最小，无托盘喷淋塔的液气比最大。

（2）改造顶层喷淋层

利用原浆液循环泵，同时，为每台机组新增1台同流量的循环泵，将最顶层的喷淋层改为交叉喷淋层；交叉喷管的布置方式是一项专利技术，可在不改变吸收塔高度的前提下，增加液气比，加大喷淋密度，从而提高脱硫效率［3］。原顶层喷嘴全部更换为空心锥喷嘴。改造前、后的喷淋覆盖范围，见图2、图3所示。

改造后的优点：喷淋层上部布置有两级除雾器。烟气通过吸收塔托盘后，被均匀分布到整个吸收塔截面。吸收塔加装托盘后，使主喷淋区的烟气分布均匀，而且烟气和石灰石／石膏浆液通过托盘上的液膜区域，经充分接触可最大效率地去除烟气中的SO2，这样就提高了吸收塔的脱硫效率。该吸收塔的特点是液气比比较低，从而降低了循环浆液泵的电耗。吸收塔的内表面及托盘无结垢、堵塞问题。通过FGD系统设计经验，采用计算机模拟设计，确定了吸收塔内喷淋层及喷嘴的布置方案，确定了托盘的位置和开孔率、除雾器和烟气进出口的位置，根据液滴的有效喷射轨迹及滞留时间，确定喷淋组件之间的距离；同时优化了pH值、液气比、钙硫比、氧化空气量、浆液浓度、烟气流速等性能参数，从而保证FGD系统连续稳定地运行。

4.2 塔外浆池系统

在此系统中，需新增1个直径8.8m的塔外浆液箱，并设置3台侧进式搅拌器，增设氧化空气管道，增加1台浆液循环泵及配套管道（循环泵按照单元制设置，每台循环泵对应一层喷嘴，循环泵及进口阀门由FGD DCS系统实现顺序控制），为了将浆液泵入原塔，还应增加塔外浆池与原塔的排气联通管。

4.3 氧化空气系统

2台机组需新增2台同流量的氧化风机，每台塔外浆液箱配备1台氧化风机，向塔外浆池提供氧化空气。氧化风机应能提供足够的氧化空气，合理布置氧化喷枪的位置，使塔外浆池内的亚硫酸钙充分转化成硫酸钙。氧化空气应无油。氧化风机运行在效率曲线的最高点上。风机有几乎平坦的效率特性曲线，以保证运行时风机在各种负荷下都有最佳的效率［4］。风机设在离设备外壳1m外。噪声应在85dB（A）以下。应对吸收塔外部的氧化风管进行保温处理。氧化风机及其附属设备由FGD DCS实现顺序控制。

4.4 石膏一级脱水系统

更换2台石膏旋流站，提高石膏脱水处理能力［5］。根据需要对工艺系统中的其他部分，进行局部调整，如冲洗水及压缩空气的就近接入，石灰石浆液管道的原位更换等。

4.5 控制系统

改造方案中，不改变原脱硫DCS系统的结构，按“每台机组增加1台DCS扩展柜”进行设计，新增加的DCS扩展柜接入原DCS系统。操作员站、工程师站及历史站等均为原有设备。原脱硫控制系统的一期DCS系统，共有4个DPU，1号和2号DPU均带有3个扩展柜，为均匀分配DPU的负荷并与原系统保持一致，在3号DPU增加2个扩展柜，1号、2号塔各用1个扩展柜。新增的浆液循环泵和氧化风机的控制，将参照原系统逻辑实现顺序控制，并根据运行和现场要求，修改部分DCS逻辑，整合塔外浆液循环泵、氧化风机与原有设备的控制，实现必要的联锁和自动控制。

改造方案中，新增2台DCS扩展柜，更换了石灰石浆液供浆电磁流量计，增加了塔外浆液箱系统仪表，增加氧化风机系统仪表，原电源系统柜内增加供电控制开关。

4.6 电气系统

脱硫岛电气系统改造后，原脱硫岛主接线系统的接线方式不变，脱硫岛仍保持原有的1号机6kV脱硫段及2号机6kV脱硫段，两段之间设联络开关。改造后，1号机6kV脱硫段增加1台浆液循环泵馈线柜，2号机6kV脱硫段增加1台浆液循环泵馈线柜及1台备用馈线柜，共新增3面F C开关柜，安装在原6kV段预留备用端。改造后的6kV负荷总容量为10819kVA。

新增低压负荷由原1号机400VPC脱硫段和2号机400VPC脱硫段供电，新增低压负荷容量约为220kVA，2台炉的低压负荷总容量为1933 kVA，由新增PC柜供电。1号机400VPC脱硫段增加1台PC馈线柜，2号机400VPC脱硫段增加2台PC馈线柜。

5 改造方案中的主要设备

改造方案中采用的主要设备及参数对比，见表1、表2所示。

表1 改造方案中的主要设备

表2 主要数据对比

6 结 语

在改造方案中充分考虑了已有的条件，利用了已施工完成的设备基础，仅对局部结构进行加固；尽量将新增设备布置在原有建筑物内，最大程度地利用了原有占地面积；在设备选型时，尽量选用已有设备的相同型号，便于后续的设备检修和维护工作；最大化地利用现有设备，降低改造成本。

［1］侯鹏飞，白建云，张恒吉.湿法脱硫入口SO2浓度对脱硫效率影响的非线性回归分析［J］.环境工程，2010，23（6）：23－26.

［2］海广星，胡小林，田亚菲.石灰石－石膏湿法脱硫工艺脱硫效率影响因素探讨［J］.中国科技信息，2011，32（1）：14－17.

［3］黄 喆.石灰石－石膏湿法脱硫技术问题及脱硫效率探讨［J］.北方环境，2011，43（5）：11－13.

［4］王 飞，李忠华，薛建明，等.湿法脱硫技术关键问题研究［J］.电力科技与环保，2011，45（6）：19－22.

［5］刘剑军，赵志华，严学安，等.湿法脱硫装置SO2吸收系统增容改造方案探讨［J］.电力科技与环保，2011，45（6）：27－30.