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； 0 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。
1 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，脱硫装置全部采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，均为一炉一塔配置，烟气旁路挡板已经于2012年全部拆除，其中三期#5、6机组的脱硫装置采用原德国Steinmuller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、8机组的脱硫装置采用德国鲁奇·能捷斯·比晓夫公司的石灰石-石膏湿法脱硫全套核心技术，应用脉冲悬浮系统、采用池分离器技术，氧化方式为固定管网喷雾式吸收剂制备以及石膏二级脱水系统为全厂公用改造前脱硫系统主要性能参数见表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1234567891011设计燃煤硫份%0.7FGD入口烟气流量Nm3/h1992816(标态，湿基，6%O2)FGD入口SO2浓度mg/Nm31572脱硫效率%95吸收塔型式/逆流喷淋空塔吸收塔直径m1615.5浆液循环泵台数台33浆液循环泵总流量m3/h2940028500浆池高度m11.510.5浆池有效容积m32311.041980.3吸收塔总高m3735.412最上层喷淋层与除雾器间距mm27006002 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3 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%增加一层喷淋层后，浆液循环停留时间为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改造后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本次改造工程吸收塔没有进行抬高，所以整个改造工程的工期较短，总投资也能够控制，系统改造前后的参数对比见表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12345喷淋层层34浆液循环泵总流量m3/h2940039600浆液循环停留时间min4.723.50氧化风量m3/h550013400氧化风机型式/罗茨风机高速离心风机3.1.2改造效果整个改造工程于2013年9月完成，9.10~9.13日进行了性能考核试验，经过对浆液pH值、吸收塔液位、氧化风量的调整，试验结果显示在机组平均负荷610MW时,入口SO2浓度稳定在2776.6mg/Nm3时，出口SO2浓度为57.03 mg/Nm3；当入口SO2浓度在2488.86mg/Nm3时，出口SO2浓度为44.35mg/Nm3，脱硫效率为98.22%，达到了预期的改造效果3.2四期#7、8机组提效改造3.2.1 改造方案针对#7、8炉吸收塔现有浆池容积偏小，且最上层喷淋层与除雾器之间的距离仅600mm左右，无法满足增加一层喷淋层的间距要求，因此对现有吸收塔进行扩容，将原塔的池分离器和脉冲悬浮管道之间以及最上层喷淋层和除雾器之间的塔体切开，利用一套液压顶升装置将浆池和上部塔体分别抬高3m和4m，利用原最上层喷淋层和除雾器之间抬升后的空间增加2台浆液循环泵，单台泵流量为7250m3/h,相应增加二层喷淋层，新喷淋层布置的高度在31.79m和33.79m。
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%石灰石供浆泵、石膏浆液排出泵，石膏旋流器也进行了扩容，旋流子个数由6扩充为8个因吸收塔进出口烟道接口中心均整体抬高，相应的进出口烟道均进行了改动，入口烟道抬高3.0m，出口烟道抬高7.0m因增加2层喷淋层，系统阻力增加约500Pa，原有增压风机的压头无法满足，对增压风机更换叶轮以满足系统阻力的增加增压风机电机冷却方式改为强迫风冷加水冷的方式进行了扩容由于涉及到吸收塔整体顶升，顶升过程中施工难度较大，工期较长达到了80天，改造总投资也较#5、6炉高出了3倍，整个系统改造前后的参数对比见表3表3 #7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12345678910吸收塔浆池高度m10.513.5吸收塔总高m36.243.2浆池有效容积m31980.32451.75循环泵台数台35循环泵总流量m3/h2850044000氧化风量m3/h800713400氧化风机型式/罗茨风机高速离心风机石膏排出泵流量m3/h78146石灰石供浆泵流量m3/h85140石膏旋流站旋流子个数个683.2.2 改造效果#7炉整个改造工程于2014年6月完成，6月28日进行了初步性能考核试验，经过对浆液pH值、吸收塔液位、氧化风量的调整，试验结果显示在机组平均负荷615MW时,入口SO2浓度稳定在2811mg/Nm3时，出口SO2浓度为27.9 mg/Nm3，达到了预期的改造效果。
4 应用脱硫添加剂在脱硫吸收塔内添加脱硫添加剂，可以有效促进石灰石的溶解，提高石灰石活性成分利用率，强化气液相传质效果，从而提高脱硫效果，而且该工艺不需要在原有系统附加新设备，运行、维护费用低廉，因而被众多国内外学者关注[4]近年来随着环保标准的愈加严格以及燃煤市场的不稳定，脱硫添加剂在国内电厂也开始推广使用，并取得了较好的效果江苏利港电厂在#5炉上开展了添加二元酸类脱硫添加剂的应用试验，对实际效果以及影响因素进行了总结，为后期的使用积累了部分经验4.1应用过程及数据分析未添加脱硫添加剂前，在机组额定负荷，按照燃煤硫份为1.0%、0.9%、0.7%、0.5%四个工况进行试验，得出相关未添加前数据然后向吸收塔内添加满足初始浓度为700mg/l的脱硫添加剂，并根据吸收塔内石膏脱水量和废水排放量定时向吸收塔内补充100~150kg脱硫添加剂，继续进行机组额定负荷，燃煤硫份仍为前述四个工况的试验，对比添加前后的出口SO2浓度情况见图1图1 #5炉额定负荷工况使用脱硫添加剂前后出口浓度对比图4.2应用总结(1) 脱硫添加剂的提效作用比较明显，根据燃煤硫份的不同，一般能提高脱硫效率2~4%左右2) 添加脱硫添加剂，在相同设备工况条件下，满足出口SO2浓度低于50 mg/Nm3，能够将入口SO2浓度由低于2300 mg/Nm3提升到3000 mg/Nm3左右，提高燃煤的适应性。
3) 脱硫添加剂具有一定的经济性在试验期间的设备工况条件下，控制出口SO2浓度低于50 mg/Nm3， 燃煤硫份低于0.8%以内，脱硫添加剂能够代替一台浆液循环泵运行，节省厂用电4) 脱硫添加剂的使用，为浆液循环泵故障检修创造了条件5 做好运行调整工作 满足SO2特别排放限值，光有设备改造是不够的，特别是燃煤硫份不固定的机组，还要做好运行调整工作，监视好重要参数，发现问题能够及时解决处理，这样才能使脱硫装置始终运行在最佳工况点，总结主要有以下几个方面5.1保证液气比(1) 监视浆液循环泵的电流，吸收塔内浆液具有较强的腐蚀和磨损性，浆液循环泵叶轮容易磨损，运行人员应注意分析相同吸收塔液位和浆液密度时的电机电流，如发现电流有明显下降且脱硫效率也有下降时，尽快更换备用浆液循环泵叶轮2) 监视浆液循环泵入口滤网的差压，当入口滤网有堵塞现象时，入口压力值会降低在正常运行过程中停运泵，在出口管注满水，打开入口门反冲洗一次后再启动会有一定缓解作用3) 重视浆液循环管道衬胶的质量当浆液循环管内衬胶有损坏时，由于没有入口滤网的阻拦，这些脱落的衬胶会进入喷嘴，导致喷嘴堵塞，使脱硫效率下降，且运行中很难处理。
5.2重视浆液pH值的调整(1) 在低负荷时适当降低pH值运行，利于浆液的氧化，在高负荷来临前，适当提高浆液pH值运行，避免机组升负荷过程中，烟气流量增加很快，浆液pH值难以提高导致出口SO2浓度超标2) 定期校验pH计的准确性3) 发现有石灰石浆液封闭现象，大量供浆也无法提高浆液pH值时，适当置换部分浆液，从烟气侧、水侧、石灰石原料侧查找根源5.3其它(1) 严格控制入厂的石灰石质量，保证CaO含量，MgO含量高于3%的白云质石灰石尽量不要作为脱硫吸收剂，此类石灰。