湿法脱硫系统安全运行与节能降耗

2013-09-21李秀娟

电力科技与环保 2013年1期

李秀娟

(国电菏泽发电有限公司，山东菏泽 274032)

0 引言

石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺因其脱硫效率高、技术成熟、运行可靠，脱硫剂分布广、资源丰富、廉价而成为我国燃煤电厂烟气脱硫的首选工艺［1］，占我国烟气脱硫市场的80%～90%。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，有的煤中硫分达到原设计值的3倍以上，给脱硫装置的安全稳定运行带来严重影响，甚至导致脱硫系统无法运行;另一方面国家环保部颁布了《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2011)，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，因此对已加装烟气脱硫装置的电厂进行提高脱硫效率的增容改造已势在必行。

1 设备概述

菏泽电厂三期2×330MW机组配套的烟气脱硫装置采用石灰石—石膏湿法、一炉一塔工艺、设计煤种含硫量为0.72%，脱硫效率95.5%;脱硫系统设置烟气—烟气换热器(简称GGH)，脱硫后净烟气返回原烟囱排放;公用石膏脱水系统、石灰石浆液制备及供应系统、事故浆液系统、工艺水系统;设置100%烟气旁路，保证脱硫装置进出口和旁路挡板门具有良好的操作性能和密封性能;脱硫吸收剂采用厂外来石灰石块，在电厂脱硫岛内采用湿式磨机制成石灰石浆液;吸收塔采用喷淋塔技术;脱硫风机采用静叶可调轴流风机。

2 脱硫装置增容改造

在保证改造后系统性能完整性的条件下，菏泽电厂三期2×330MW机组烟气脱硫系统增容改造工程最大程度利用现有脱硫系统进行优化，采用“原塔改造”(即以原吸收塔为基础，对其以及相关分系统进行改造以适应现设计烟气条件下的脱硫性能要求)的方案进行脱硫系统的改造，同时拆除GGH对相关烟道及烟囱进行防腐处理。为了满足燃煤硫分在2%的情况下，年SO2排放量控制不超过4300t，并适当留有余量，设计脱硫效率确定不低于96.2%且保证FGD系统出口SO2质量浓度小于200mg/m3(标干态、6%O2)［2］。

2.1 吸收氧化系统

将吸收塔、喷淋层、除雾器、浆液再循环泵、氧化风机按新的条件重新设计和优化，吸收塔直径加大，氧化浆池增加，以适应烟气量的增加和烟气中SO2浓度的提高。改造前吸收塔直径10.92m、高度为28.44m、浆液池高度为8.94m;改造后吸收塔直径12.60m、高度32.90m、浆液池高度 12.01m。

2.1.1 采用“浆液再分布装置”改善气液分布

根据实际测试，吸收塔内同一截面的脱硫效率各不相同，在吸收塔中心占总面积2/3的区域，烟气分布均匀，流速高，喷淋密度大，脱硫效率可达99%。塔壁周边占总面积1/3的区域，喷淋密度低，烟气贴壁运动并形成层流层，喷淋液滴粘附塔壁形成液膜，脱硫效率大幅度下降。采用吸收塔浆液再分布装置，可使沿吸收塔壁面下滑的浆液再输送烟气中，减少烟气漏捕。浆液再分布装置被设计成斜向下，固定在吸收塔壁面和喷淋层之间。浆液再分布装置在塔内呈锯齿状环状布置，图中箭头代表烟气向上流动，虚线代表浆液向下喷淋。烟气流经浆液再分布装置重新回到脱硫效率高的中心区域，避免了烟气形成气层及沿塔壁逃逸;沿塔壁层流的浆液也重新回到吸收塔中心区域再次参与反映，而且浆液再分布装置末端为锯齿状，与高速烟气一起将液膜撕裂为液滴，起到了喷嘴的作用，提高了浆液利用率，从而达到节能降耗的目的。

图1 加装浆液再分布装置前后比较

2.1.2 除雾器优化设计

通常一级除雾器压差为90～120Pa，二级除雾器压差为50～80Pa，除雾器堵塞后压差增大，系统电耗增加。原脱硫系统采用两级平板式除雾器，除雾器频繁堵塞。为此，将两级平板式除雾器改为两级屋脊式除雾器，出口烟气雾滴不大于75mg/m3，冲洗水压力设计在200kPa以上，冲洗水喷嘴角度选择90～110°，提高了除雾效果。同时加强除雾器冲洗维护工作，有效地避免了除雾器堵塞问题。

2.1.3 循环泵喷淋层的设置

根据燃煤硫分，吸收塔内设4层喷淋层。按单元制运行对应4台浆液循环泵，这样可提高浆液循环泵运行的灵活性，降低运行电耗。另外，SO2脱除量的增加致使石灰石耗量增加，原石灰石供浆泵、石膏排浆泵流量均已不足，需对其进行扩容更换。

2.2 烟气系统

菏泽电厂三期2×330MW机组脱硫系统采用豪顿华生产的GGH，在燃烧高发热量低硫煤的时候，加强对其运行控制冲洗，未造成明显的堵塞，系统阻力为900±100Pa范围内。但随着近两年的煤炭价格形势变化，在燃烧低发热量高硫分的煤炭时，粉尘与浆液造成换热片严重堵塞、系统阻力增加了1000Pa阻力以上，超出增压风机出力，造成脱硫系统无法正常运行。经当地环保部门允许，脱硫系统增容改造中取消了GGH，增加低压省煤器加热凝结水，回收进入脱硫塔前烟气的余热。进行增压风机变频改造，采用变频调速实现对增压风机电机转速的线性调节，平移风机运行特性曲线，避开失速区，取得较好的节能效果(见表1)。

表1 增压风机变频改造前后节电量对比

因为变速装置均有自身的损失，且此损失随着调节深度而增加，而入口调节门在开度较大时(如80%以上)的节流损失较小，之间必然存在最优的运行开度方式［3］。为此，菏泽电厂进行增压风机变速调节和风机入口调节门间优化配合试验，找出了最省电的优化调整操作方式:机组负荷高于270MW，增压风机静叶挡板开度保持在90%开度;当机组负荷低于270MW，增压风机静叶挡板开度保持在80%开度。

2.3 石膏脱水系统

石膏脱水系统为2台锅炉公用，改造方案考虑对脱水系统进行扩容改造，以适应燃煤含硫量提高对脱水系统出力提高的要求。

原设计设置2套石膏皮带脱水系统，每套皮带脱水机的处理量为2台炉燃烧原设计BMCR工况时所产生石膏浆液量的100%。原皮带脱水机处理石膏浆液量为2×8.4m3/h(浓度为50%)，设备原定货单台皮带脱水机的处理量为16.3(最大20.5)m3/h，每台皮带机面积为15.6m2。原有的2台皮带脱水机总处理量不能满足改造后处理2×26m3/h(浓度为50%)石膏浆液量的需要，改造后每台皮带机的出力按每台炉的额定工况下是石膏产量的100%选型。选择皮带机的面积为22m3，2台皮带机共44m3。电厂每台机组现有4台吸收塔搅拌器，需新增1台;原石膏浆液溢流泵、滤出液泵经校核流量不足需进行扩容更换;为降低设备能耗、减轻设备磨损，对石膏浆液排出泵、石膏溢流泵、滤出液泵和石灰石供浆泵进行变频改造。

3 运行优化

菏泽电厂脱硫吸收系统运行优化参数见表2。

表2 吸收系统运行优化参数

脱硫吸收系统运行优化包括:浆液循环泵运行优化;pH值运行优化;氧化风量运行优化;吸收塔液位运行优化;石灰石粒径运行优化。即在不同负荷、不同入口SO2浓度时，确定最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等，使得脱硫装置在满足环保排放要求的情况下，脱硫运行成本最小。根据运行优化结果，建立吸收系统最佳运行卡片(见表2)，该卡片给出了不同负荷、不同入口SO2浓度时，最佳的浆液循环泵组合方式、最佳的pH设定值、氧化风机的投运台数、吸收塔液位和石灰石粒径等运行方式或参数，指导运行人员合理操作。