某电厂4×210MW机组烟气脱硫改造两期工程对比分析

易 鑫

（同煤电力环保科技有限公司,山西 忻州034100）

我公司烟气脱硫工艺，采用石灰石——石膏湿法脱硫工艺，本工艺是目前世界上最为成熟可靠的烟气脱硫技术，目前我国许多电厂的烟气脱硫装置都采用该法脱硫工艺，经过多年的运行积累了大量的设计、安装、调试及操作经验，为本工程的顺利实施提供了有力的保证。该工艺具有以下几个特点：

脱硫效率高。石灰石－石膏湿法脱硫脱硫工艺脱硫率高达95%以上，脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。大机组采用湿法脱硫工艺，二氧化硫脱除量大，有利于地区和电厂实行二氧化硫排放总量控制。

技术成熟，运行可靠性高。国外电厂石灰石——石膏湿法脱硫装置投运率一般可达98%以上，由于其发展历史长、技术成熟、运行经验多，因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。特别是新建的大机组采用湿法脱硫工艺，使用寿命长，可取得良好的社会效益。

对煤种变化的适应性强。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论含硫量大于3%的高硫煤，还是含硫量低于1%的低硫煤，石灰石－石膏湿法脱硫工艺都能适应。

吸收剂资源丰富，价格便宜。碳酸钙含量在90%以上，优者可达95%以上。在脱硫工艺各种吸收剂中，石灰石价格便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高。

脱硫副产物便于综合利用。石灰石－石膏湿法脱硫工艺的脱硫副产物为二水石膏。脱硫副产物综合利用，不仅可降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。

我公司分别于2006年12月建设完成了某电厂5、6#机组烟气脱硫改造工程，2008年6月底建设完成了3、4#机组烟气脱硫改造工程。某电厂两期脱硫工程现在都已运行了5年以上，经过省环保局、以及相关权威单位的效率测试，两期机组烟气脱硫效率都在95%以上。其中5、6#机组已于2008年10月通过了电监会的后评估，我公司的脱硫技术、施工质量都得到了相当高的评价。

现通过对比两期工程中的脱硫剂制备系统、烟气系统、吸收系统、脱水系统、公用系统来说明我公司对脱硫装置进行的优化。

1 脱硫剂制备系统

某电厂脱硫装置两期工程的脱硫剂制备系统都为干式磨制系统。

为了增大磨机出力，在二期工程中，在磨机前增加了一台同等能力的破碎机，并增大了磨机的通风。通过以上改进，磨机出力增大了15%以上。为了使两期工程的磨制系统互为备用，在两期合格粉仓间加装了分配器和一台螺旋式给料机，通过以上措施，大大增加了设备的利用率，以及脱硫剂制备系统的可靠性。

通过对一期工程脱硫剂管道系统、设备的运行观察和实验，我公司认为石灰石浆液为碱性，腐蚀性很小，这个系统主要存在的磨损可以通过增大管道压力等级提高管道壁厚的方法来克服，因此我公司对二期工程脱硫剂制备浆液管道采用碳钢材质，取消碳钢衬胶。石灰石浆池中的石灰石浆液有沉淀和硬化的现象，可以克服磨损，因此浆池可以取消防腐。

2 烟气系统

烟气系统是本文要重点阐述的，因为烟气系统是体现脱硫行业进行优化的一个系统，本公司一期工程烟气系统中采用GGH（烟气换热器）对吸收塔出口烟气进行加温，使脱硫系统出口烟气温度提高到露点以上，不致腐蚀烟囱及下游设备。

但是GGH存在很多缺点。其中GGH除灰严重是重大的缺陷。由于电厂采用的是三电场静电除尘器，除尘效果不好，因此烟气中携带的粉尘很大，往往大于350mg/Nm3。由于GGH设计要求含尘低于215 mg/Nm3，所以导致GGH换热器翅片上积灰严重，在结酸露的情况下易形成垢，影响了吹灰效果，很容易堵塞，严重影响了脱硫效率。同时增大的阻力，还容易使增压风机在失速区运行。虽然在一期工程中为了克服GGH的堵塞现象，采用了长蒸汽吹灰器形式，并将蒸汽管道进行压力调整，定期吹灰，定期停运用水冲洗，但是运行比较繁琐，吹灰效果仅能达到70%，并且GGH在长期存在堵塞的状态下运行，耗电增大，运行成本提高了很多。

在二期工程的建设中，由于脱硫行业当时正在对是否取消GGH提议，我公司结合实际情况，并对取消GGH后的烟囱防腐提出了详细的方案，因此我公司大胆采用了取消GGH的方案。GGH本身设备费用和安装、维护费用相当大，占脱硫装置总费用的20%～25%，因此取消GGH也相对节省了费用，降低了脱硫成本。同时GGH的安装周期长，从GGH的框架建设到GGH的防腐工作结束，工期贯穿了全部脱硫装置的建设时间。当时二期工程建设时，正逢我国举办2008年奥运会，工期要求非常紧张，采用取消GGH方案也为缩短工期争取到了宝贵的时间。

由于二期工程取消GGH，因此烟囱的防腐工程非常重要，我公司为了配合烟囱改造工程，在烟囱进行防腐的施工过程中，为了不影响机组的投运，我公司在吸收塔出口的烟道顶部设置临时烟囱进行排放。由于采取了多项有效的措施，烟囱防腐工程进行的非常顺利。通过近5年的运行观察，取消GGH是可行的。

3 吸收系统

#5、6机组设计烟气SO2含量为5177mg/Nm3，#3、4机组设计烟气SO2含量为5753mg/Nm3。为了满足#3、4机组高硫煤种的变化，#3、4机组的吸收系统相比#5、6机组在设计方面做了相应的改进。

（1）#5、6机组液气比为14.84 L/Nm3，#3、4机组液气比为18.3L/Nm3；

（2）增加一台循环泵，共四台循环泵运行。

（3）喷淋层增加一层，共四层；

（4）由于浆液循环量的赠加，吸收塔底部浆池容积相应增加，相应增加了1.3米，容积增加了137m3。

通过对吸收塔的改造，当机组烟气含硫量高(＞3%)时，四台循环泵全开，满足液气比大于15的要求。烟气含硫量低(＜1%)时，开两到三台循环泵。

（5）除雾器的型式也做了相应的改进。#5、6机组除雾器采用聚丙烯折板式，#3、4除雾器采用聚丙烯平板式。通过材料和型式上的改进使得除雾器更能适应吸收塔内浆液及气体易腐蚀、磨损的特性,使得除雾器在安装及运行中有效地捕集脱硫后烟气中携带的水滴，确保排放烟气中水滴的含量小于75mg/Nm3。

（6）吸收塔入口（原烟气冷凝和浆液飞溅区）#5、6机组采用碳钢加6mmC276铺衬，在#3、4设计上也作了相应的改进，采用Q235A衬高温玻璃鳞片加碳砖制作，厚度至少3mm，且留有一定的腐蚀裕度。通过材料上的改进节约了资金近1/3。

（7）吸收塔浆液PH值和密度计原由石膏浆液抽出泵出口管路进行测量，现移至吸收塔浆池下部，这样不必再等待启动石膏抽出泵才有PH和密度的指示值，解决了脱硫装置不能从启动开始就投入PH表和密度表的测量指示的问题，这一改变即满足了运行操作的要求，又降低了厂用电。

4 脱水系统

二期工程设计吸收塔抽出浆液为151.4t/h经旋流器浓缩后，浓度为40%的浆液进入石膏浆池，而后由石膏浆液泵送往真空带式脱水机脱水。含水10%的二水石膏储存到石膏库为临时存放，约10t/h脱硫废水，固含量约2.96%（W）,PH值5.0～5.8，排入冲灰系统。由于冲灰系统的灰浆偏碱性，加入少量偏酸性的石膏废水脱出液可以适当中和冲灰系统的灰浆的PH值，同时可起到减缓冲灰管道碱性结垢作用，不会影响排入灰场的水质情况。

考虑到脱水系统中有部分管道是浆液自流,没有太大压力，所以二期工程设计脱水机废水收集管道、脱水机真空管道、滤布冲洗水管道、滤液排放管道都采用了FRP管道。这种管道既满足了工艺要求又节约了资金。由于这种管道不需提前预安装生产，能在现场根据实际情况进行施工安装，所以大大节省了这部分管道的安装进度。

5 公用系统

二期工程同时考虑了轴承冷却水及轴封水的收集，此类排水比较分散，水量约为22t/h。我们在吸收区、制浆区、脱水区设置了地坑，收集此类工业水，再用泵将水打入工业水箱作为工艺补水使用。

我们在二期工程设计了对浆液管道高点冲洗和低点排放的工艺，各个需要冲洗和排水的设备和系统（如：石灰石和石膏浆液系统的泵、管道、箱罐等）在不需要过多的或非常规的准备和操作的情况下就能实现冲洗和排水。在系统短期停运或事故中断期间，主要设备和系统的排水和冲洗都能通过中心控制室的远方操作实现。

以上是对我公司承建的同一电厂两期工程在工艺设计方面进行的对比，以此说明我公司在掌握了电厂烟气脱硫的先进技术的同时也积极消化改进设计施工方案。结合我国国情，利用我国现有的各方面先进的资源，在满足设计要求的同时也考虑降低制造和维修的成本。