燃煤机组超低排放改造脱硫改造方案研究

日期:2020-07-13 13:29:05 作者:guest 浏览: 查看评论 加入收藏

style="min-height:600px;">   论述了燃煤电厂脱硫超低排放改造的必要性,介绍了多种脱硫超低排放改造技术,分析了各项技术的适用条件,并阐述了各项技术在某些电厂的应用情况进行。电厂选择脱硫超低排放改造技术时需因厂、因煤制宜,保证机组脱硫超低排放改造的成功。  
    随着国内越发严峻的环保形势及‘关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知(环发[2015]164号)’的发布,到2020年,全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放,即在基准氧含量6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。本文对脱硫系统如何选择改造路线进行讨论,并通过工程应用实例对改造方案进行评价。     1石灰石-石膏湿法脱硫工艺改造技术路线     国内燃煤电厂脱硫采用的技术是多种多样的,有石灰石-石膏湿法脱硫工艺、喷雾干燥法脱硫工艺、炉内喷钙尾部增湿工艺、电子束法、氨法脱硫工艺及镁法脱硫工艺等,其中由于石灰石-石膏湿法脱硫工艺具有技术成熟、适用各种煤质硫份、脱硫效率较高、副产物能综合利用等优点,所以国内大部分脱硫均采用该工艺,目前已投运烟气脱硫设施中,石灰石-石膏湿法脱硫工艺约占93%左右。因此本文就石灰石-石膏湿法脱硫工艺的超低排放改造路线进行研究。     1.1湿法脱硫主要改造技术方案介绍     脱硫SO2需执行35mg/m3的排放限值,根据国内已经完成改造的项目来看,目前改造应用较多、效果较好的改造方案主要有单塔单循环(强化传质)[1]、单塔双循环[2]及双塔双循环[3]等技术。     1.1.1单塔单循环(强化传质)     单塔单循环(强化传质)工艺是在原单塔单循环湿法脱硫技术的基础上进行深入的挖潜。对吸收塔内部进行改造,加强烟气的均匀性,提高气液传质,强化对流效果,从而提高SO2的脱除率。改造工作量相对较小,特别适用于老塔改造,在原有吸收塔内部进行一系列改造(包括提高吸收塔高度、增加喷淋层数量、优化喷嘴布置、增加均流提效和强化传质构件等)来实现系统提效的目标。具体示意图详见图1-1。  
图1-1单塔单循环示意图(某种流派)图1-2单塔双循环示意图
    1.1.2单塔双循环技术     单塔双循环技术:原有吸收塔保留不动,拆除内部除雾器,作为一级循环吸收塔;在原吸收塔上部新增一浆液集液器与喷淋层,作为二级循环,浆液集液器与一新增的塔外氧化槽相连,采用分PH值控制,以提高脱硫效率。一级循环的浆液控制较低的PH值,有利于石膏的氧化,二级循环的浆液PH值较高,有利于SO2的吸收,示意图见图3-1。两级吸收塔浆池分开设置,分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收。具体流程示意图详见图1-2。     1.1.3双塔双循环技术     p塔双循环技术采用两级塔串联布置,一般一级塔的浆液控制较低的PH值,有利于石膏的氧化,二级塔的浆液PH值较高,有利于SO2的吸收,双塔双循环改造需新建吸收塔,同时需对原有的烟道进行改造,并新增原塔与二级塔之间的烟道,改造场地要求较大。具体流程示意图详见图1-3。
 
图1-3双塔双循环系统示意图
    1.2主要改造技术方案对比     单塔单循环(强化传质)工艺适用于SO2入口浓度不高的技改项目,从目前多个已进行超低排放改造的项目来看,入口SO2在3500mg/m3以内,采用单塔单循环(强化传质)工艺可保证SO2排放浓度≤35mg/m3,且需要停机时间较短,约50天即可。     但若SO2入口浓度较高,如贵州、四川等中、高硫煤地区,该改造方案无法长期稳定达到超低排放的要求,此时可采用单塔单循环技术或双塔双循环技术。由于双循环技术为两级吸收塔浆池分开设置,分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收,可适应较高的硫份,如贵州某电厂脱硫入口浓度到达10000mg/m3左右时,出口仍然能保证SO2达到35mg/m3的排放限值。     双塔双循环改造需要较大空间,若原场地有空间,可再机组运行时进行第二个吸收塔的建设,待停机时将烟道及管道等接上,停机时间大约需要50天。单塔双循环占地较双塔双循环小,但停机时间略长,由于需要在原塔上进行改造,大约需要70天。由于电厂可根据改造场地条件、停机时间及塔本身的条件选择适合自己的改造方案。     2改造实例     2.1单塔单循环(强化传质)方案改造实例     安徽某电厂3、4号机组(2×660MW)脱硫设置三层喷淋层,原设计煤种按含硫量St.ar=1.0%,折合SO2浓度为2826mg/Nm3。但实际燃用的煤种含硫量较低,脱硫装置入口SO2浓度范围为926-1270mg/Nm3,以致脱硫出口的SO2浓度仅为25——44.5mg/Nm3。但考虑到电厂燃煤含硫量不稳定的因素,脱硫系统需满足燃用本工程设计煤种(折合SO2浓度为2826mg/Nm3),吸收塔出口的SO2浓度低于35mg/Nm3,所以需要对吸收塔进行超低排放改造。根据入口SO2浓度可知,本项目入口浓度不高,小于3000mg/Nm3,且就目前煤质可知,入口也就在1300mg/Nm3以下,而且原吸收塔条件较好,所以电厂采用了单塔单循环(强化传质)工艺:     采用四层标准喷淋层+旋汇耦合器技术,更换原有的三层标准喷淋层喷淋支管及喷嘴,同时增加一台浆液循环泵,通过提高液气比实现脱硫增效。     a)保持原有的三层标准喷淋层不变,改造原有喷淋层喷淋管并更换喷嘴,增加一层标准型喷淋层。     b)原有三台浆液循环泵的参数为:流量9700m3/h,扬程21.0/23.3/25.6m,相应电机功率为900/1000/1000kW;改造后该三台循环泵的参数不变,另外增加一台循环泵,流量9820m3/h,扬程26.4m,电机功率为1120kW。     c)增加一台循环泵,相应增加配套的土建、电气及仪控设施。     d)拆除原有均流增效板,原位置增加旋汇耦合器。     改造完成后,环保局对3、4号机组进行脱硫验收试验,试验结果见表2-1。     表2-13、4号机组验收监测结果  
    由表2-1可知,该电厂3、4号机组脱硫系统通过单塔单循环(强化传质)工艺进行超低排放改造后,脱硫系统出口SO2浓度达到超低排放要求,且浓度较小。测试时,脱硫系统只运行了3台浆液循环泵,1台循环泵备用。根据测试时的整体情况可以看出,3、4号机组脱硫系统的脱硫能力还有一定的裕量,即使入口浓度进行波动,仍然有能力达到超低排放要求。     2.2双循环方案改造实例     沈阳某电厂2×600MW机组原脱硫设计入口SO2浓度为3500mg/Nm3,一炉一塔,设计脱硫效率不低于95%。近几年燃煤硫份有较大提升,入口SO2浓度最高已经达到4800mg/m3,且由于原塔径较小,塔内烟气流速较高,不利于SO2的脱除,所以脱硫超低排放改造采用?p塔双循环方案:FGD入口SO2设计浓度为4800mg/m3,现有吸收塔作为一级吸收塔,保留原3台浆液循环泵,新建一座塔径较大的二级吸收塔,设计采用逆流喷淋空塔,设置3台浆液循环泵及3层喷淋层,塔顶增设2层屋脊式除雾器。     2015年6月份,测试单位对脱硫系统进行了测试。测试数据见表2-2。     表2-2沈阳某电厂1号机组脱硫测试数据  
    根据测试数据可知,机组负荷在600MW、450MW时,脱硫入口SO2浓度在4000mg/Nm3以上时,脱硫出口SO2浓度均在35mg/Nm3以下,满足超低排放限值要求。从对应循环泵运行情况来看,本脱硫系统还有一定的裕量,可适应更高的硫份。所以脱硫双循环改造方案是中、高硫煤电厂脱硫超低排放改造的有效方案之一。     3结束语     目前国内脱硫超低排放改造的技术方案较多,以上列出的仅是部分改造方案。脱硫超低改造时需充分考虑近几年煤种的变化,对燃煤、引风机、烟道阻力、原吸收塔配置等情况、机组检修工期、投资等现状进行综合评估,提出最佳改造方案,并且在满足脱硫环保达标排放的同时兼顾节能效果。     超低排放改造完成投运后,电厂需注意以下几点:     (1)若采用湿式电除尘方案的电厂,需注意脱硫塔水平衡问题;     (2)脱硫系统的运行需注意各台循环泵之间的配合,从而节约能耗;     (3)加强各环保设备的运行维护管理,减少设备故障率,保证机组长期稳定达标排放。更多环保新闻,请关注第一环保网(www.d1ep.com)。

 
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