摘要：双塔双循环技术在脱硫设施增容改造过程中的应用，能够充分利用原有脱硫装置的相关设备，避免了拆塔重建的最不利局面。在不改变脱硫剂（石灰石）的情况下，能够有效的提高脱硫效率，加强改造新增设备与现有设备的联系，提高整个脱硫系统的可靠性，降低造价。同时改造过程中对现有脱硫装置的正常运行影响较小，现有脱硫装置的停运时间较短，改造后脱硫系统能够持续稳定运行，脱硫系统的启停和正常运行均不影响机组的安全运行和电厂的文明生产。双塔双循环脱硫改造技术具有技术先进，设备可靠，性能价格比高，对燃煤硫份有很好的适应性等特点。
第一章 项目概况
1.1 电厂情况
重庆万盛电厂（重庆电厂东厂异地项目）位于重庆市万盛区关坝镇中坝村。距市区约145km。由国电重庆恒泰发电有限公司负责建设重庆万盛电厂2×300MW国产常规燃煤机组，同时配套建设烟气脱硫装置。煤源以位于万盛区境内的重庆市南桐矿业有限责任公司、万盛区地方煤矿和南川市地方煤矿为主。电厂水源为綦江。两台机组分别于2006年12月及2007年5月投入运行。
1.2 机组情况
电厂装机容量为2×300MW，第一台机组于2006年12月投产，第二台机组于2007年5月投产，原有脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，烟气100%进行脱硫处理，脱硫率≮95.5%。
重庆万盛电厂2×300MW亚临界机组主要设备参数见表1.2-1。
表1.2-1 机组设备参数表
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设备名称 |
参数名称 |
单位 |
参数 |
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机组情况 |
机组编号 |
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1号、2号 |
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机组数量 |
|
2 |
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锅炉数量 |
|
2 |
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锅炉 |
锅炉供应商 |
|
东方锅炉厂 |
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型式： |
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亚临界，中间再热自然循环汽包炉 |
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最大连续蒸发量 |
t/h |
1025 |
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|
过热器出口蒸汽压力 |
Mpa.g |
17.4 |
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过热器出口蒸汽温度 |
℃ |
540 |
|
|
排烟温度 |
℃ |
144 |
|
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锅炉计算耗煤量(BMCR) |
t/h |
131.6(按设计煤种) |
|
|
锅炉实际耗煤量(BMCR) |
t/h |
133.2(按设计煤种） |
|
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电除尘器 |
电除尘器数量(每台炉) |
台 |
2 |
|
型式及配置 |
|
双室四电场静电除尘器 |
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除尘效率 |
％ |
99.75 |
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引风机 |
型式及配置 |
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每炉两台静叶可调轴流式风机 |
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风量 |
M3/h |
1707881 |
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风压 |
Pa |
4694 |
|
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电动机功率 |
kW |
1800 |
|
|
引风机出口灰尘浓度（干态，标准, α＝1.4） |
mg/Nm3 |
150 |
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烟囱(套筒式) |
高度 |
m |
210（两炉公用） |
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材质 |
|
钢筋混凝土＋钢内筒 |
|
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出口内径 |
m |
7.2 |
1.3 环保装置情况
国电重庆万盛电厂2×300MW新建机组烟气脱硫岛EPC总承包工程配套脱硫装置及全厂脱硫公用系统由北京国电龙源环保工程有限公司建设，于2006年12月及2007年5月分别通过168试运行移交生产。总体设计原则如下：
脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法脱硫技术，吸收塔为喷淋空塔。
脱硫装置采用一炉一塔的单元制，每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR工况时的烟气量。
脱硫系统设置100%烟气旁路，FGD装置在锅炉最低稳燃负荷(30%MCR)工况和BMCR工况间的任何情况下均不影响发电机组的安全运行。
吸收剂制浆方式采用外购买石灰石，湿式球磨机磨制系统。
脱硫副产品—石膏脱水后含湿量<10%，CaSO4﹒2H2O 含量高于90%，为综合利用提供条件。
脱硫系统排放的烟气不会造成烟囱的腐蚀和积水等。
废水处理系统容量按照全厂总容量考虑，处理后的废水达标排放。
脱硫及调浆工艺水取自电厂循环水系统；GGH吹扫及杂用压缩空气由脱硫岛设置的空压机提供；仪用压缩空气接自主厂房仪用压缩空气系统。
烟气脱硫系统中的设备、管道、烟风道、箱罐或贮槽等，均考虑防腐和防磨措施。
系统停运的温度，最低不低于180℃。
烟气脱硫设备所产生的噪声将控制在低于85dB（A）的水平（距产生噪声设备1米处测量）。对任何高于85dB（A）的设备，均采取措施将噪声控制在低于85dB（A）的水平。
机组年利用小时数5000小时，FGD装置应与机组运行方式相匹配，并能适应负荷波动的要求。
FGD可利用率大于95%，使用寿命30年。
1.4 燃煤情况
表1.4-1 国电重庆万盛电厂2×300MW脱硫系统原设计煤质及实际运行煤质
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项 目 |
单位 |
原设计煤种 |
实际燃烧煤种 |
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收到基碳 Car |
% |
54.87 |
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收到基氢 Har |
％ |
3.0 |
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收到基氧 Oar |
％ |
1.62 |
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收到基氮 Nar |
％ |
1.03 |
|
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收到基硫 Sar |
％ |
3.51（校核硫份4.2） |
5.5 |
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收到基灰分 Aar |
％ |
27.98 |
41.62 |
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收到基水份 Mar |
％ |
7.75 |
7.72 |
|
干燥无灰基挥发份Vdaf |
％ |
20.06 |
21.2 |
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收到基低位发热量Qnet.ar |
kJ/kg |
21230 |
16726 |
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项 目 |
单位 |
本期工程 |
|
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耗煤量 |
实际耗煤量 |
||
|
小时耗煤量 |
t/h |
133.2 |
175 |
|
日耗煤量 |
t/d |
2664 |
3500 |
|
年耗煤量 |
104t/a |
66.6 |
87.5 |
1.5 环保要求
1.5.1 浓度要求
二氧化硫排放最高允许浓度限值执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第Ⅲ时段标准400mg/m3。
1.5.2 污染物减排量
表1.5-1 国电重庆万盛电厂2×300MW脱硫系统单台机组排放量
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项目 名称 |
小时排放量（吨） |
年排放量（吨） |
排放浓度（mg/Nm3，湿） |
|||
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烟尘 |
二氧化硫 |
烟尘 |
二氧化硫 |
烟尘 |
二氧化硫 |
|
|
脱硫前 |
0.155 |
8.252 |
775 |
41260 |
151.4 |
8090.4 |
|
脱硫后 |
0.0386 |
0.371 |
193 |
1855 |
37.3 |
358.8 |
本期工程脱硫以后，每年烟尘排放减少582t，二氧化硫可减少39405t。
1.5.3 二氧化硫排放状况
机组排放废气为锅炉燃煤产生的烟气，其主要污染物为SO2、NOx、烟尘等，烟气经静电除尘器除尘后，通过一座高210m，出口内径7.2m的烟囱（每两台机组公用一座烟囱）排入大气。
电厂2×300MW燃煤机组采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，原设计煤种硫份3.51%，设计煤种脱硫效率≥95.5%。
第二章 技改前的相关情况
2.1技改背景
2.1.1运行现状简单描述
由于万盛电厂从投运之初，燃煤的含硫量就发生了很大的变化。原设计条件下的燃煤硫分3.51 %，脱硫装置入口SO2浓度为8015mg/Nm3（标态，干基，6%氧），现在实际燃煤加权值为6%，脱硫装置入口SO2浓度为16000mg/Nm3（标态，干基，6%氧），超出设计值较大范围，特别是煤炭的热值也降低不少，导致脱硫装置吸收塔及辅助系统均不能满足2台炉满负荷全烟气脱硫运行要求，无法保证设计的脱硫效率。
2.2.2脱硫装置对燃煤硫分变化的适应性的总体评估
燃煤硫分变化后，大部分系统及设备无法适应现有运行工况，需加以改造方能适应燃煤硫分变化后的运行工况。
由于脱硫设备设施刚刚投运，改造方案必须尽可能的利用原有脱硫设施，而又由于燃煤含硫量增幅太大，一般的增加液气比的改造方案很难解决，经过多次讨论和试验，最终确定采用石灰－石膏湿法脱硫改造方案。
原脱硫系统包含15个分系统：烟道系统、增压风机系统、GGH系统、吸收塔系统、氧化空气系统、石灰石贮运系统、石灰石磨制系统、石灰石供浆系统、石膏一级脱水系统、石膏二级脱水系统、石膏储运系统、事故浆液系统、工艺水系统、工业水系统、辅助蒸汽系统等。
本次改造需要改进和增容的有如下几个系统：
吸收塔系统、强制氧化系统、石灰消化系统，石膏一级脱水系统、石膏二级脱水系统、石灰储运系统。
2.2存在的问题
（1）脱硫装置投运以来，机组燃煤硫份远高于设计硫份，平均硫份处于5.5%~6%之间。脱硫装置无法正常运行，无法满足环保要求。
（2）脱硫装置投运以来，由于石膏浆液PH值长期运行在较低的数值区域，导致循环泵叶轮腐蚀严重，需要整改。
2.3 改造的必要性
电厂2×300MW燃煤机组原脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，设计煤种硫份3.51%设计煤种脱硫效率不低于95.5%；电厂脱硫装置在燃用原设计煤种时，SO2排放指标未能达到系统设计要求，不符合国家及地方环保指标控制要求。同时由于煤炭资源供应的不确定性，电厂燃煤含硫量发生了较大的变化，进入脱硫系统的二氧化硫量约增加一倍多，脱硫装置不能满足全烟气运行下的脱硫效率，无法有效控制大气污染物的排放。随着国家对环保要求日益严格，目前的脱硫装置给电厂的安全稳定生产和经营带来巨大压力。
为满足国家和地方环保法规要求，改善本地区的大气环境质量，承担央企所属企业应负的社会责任，确保电力与环境的可持续协调发展，对现有脱硫装置的改造成为必然及迫切的要求。
第三章 技改措施
3.1 技改思路
目前国内几大电力集团的很多火电厂有进行脱硫装置改造的需要，改造后的脱硫效率都要求达到97.5%以上，已经超出了单纯使用石灰石作为脱硫剂的石灰石-石膏湿法脱硫技术的临界效率，而石灰－石膏湿法脱硫技术通过简单的改变脱硫剂，能够充分利用原有脱硫装置，有效提高脱硫效率，减少二氧化硫和粉尘排放量，社会经济效益显著。
永福电厂的改造思路是：由于原有脱硫装置刚刚建成，改造必须尽可能地利用原有脱硫设施，并在最短的时间内完成。如果直接在原塔上进行改造，困难很大，停机时间会很长，对电厂的经济效益会产生较大影响。而相对于石灰石－石膏法脱硫技术，石灰－石膏法烟气脱硫技术对于高含硫煤具有更大的适应性。石灰－石膏法烟气脱硫技术具有更快的反应速度，更小的液气比和更高的脱硫效率；占地面积更小，投资更省；电耗更小，废水排放量更小。所以改造方案考虑采用石灰－石膏湿法脱硫技术。
3.2前期准备
根据改造思路，我公司与电厂进行了多次讨论，确定了在实施方案前必须先做石灰脱硫法的试验，并在2007年07月26日进行了试验方案的讨论，形成了《国电重庆万盛电厂2×300MW烟气脱硫改造工程石灰法试验方案讨论会议纪要》；我公司在试验前编制了《国电重庆万盛电厂2×300MW烟气脱硫改造工程石灰法试验实施方案说明》，并于2010年10月11日派技术人员，对原有脱硫装置进行了石灰法脱硫试验，并编写了《万盛300MW脱硫石灰法实验报告》。由报告得出结论：石灰法实验在机组负荷300MW的情况下，脱硫率基本达到设计要求，效率能达到95%以上。
3.3技改方案
3.3.1 石灰－石膏湿法脱硫技术
1）石灰－石膏法烟气脱硫技术基本原理
石灰－石膏法烟气脱硫技术是以石灰粉为脱硫剂，经过消化处理后加水搅拌制成吸收浆液来吸收烟气中的SO2 ，属于湿式洗涤法，副产品为石膏（CaSO4·2H2O）。在主吸收塔内完成SO2的吸收和氧化两个步骤：
（1）SO2、SO3和HCl吸收SO2＋H2O→HSO3－＋H+SO3＋H2O→H2SO4
（2）与石灰反应
CaO＋H2O→Ca（OH）2
Ca（OH）2＋SO2→CaSO3·1/2H2O＋1/2H2O
CaO＋SO2＋1/2H2O→CaSO3·1/2H2O
CaSO3·1/2H2O＋SO2＋1/2H2O→Ca（HSO3）2
（3）氧化
2 CaSO3·1/2H2O＋O2＋3H2O→2 CaSO4·2H2O
Ca（HSO3）2＋1/2O2＋H2O→CaSO4·2H2O＋SO2↑
2）石灰－石膏法烟气脱硫技术的主要系统
（1）消化系统
石灰消化系统是石灰粉消化溶解与水反应生成石灰乳（氢氧化钙悬浊液）的系统，石灰消化过程会剧烈放热。系统设备材料要具有耐高温，防磨性好，抗腐蚀等特点。石灰浆液由供浆泵输送至吸收塔内。
（2）烟气系统
烟气系统包括烟道、烟气挡板、密封风机等关键设备。吸收塔入口烟道及出口至挡板的烟道，烟气温度较低，烟气含湿量较大，容易对烟道产生腐蚀，需进行防腐处理。
（3）吸收系统
吸收系统的主要设备是吸收塔，它是FGD设备的核心装置，系统在塔中完成对SO2、SO3等有害气体的吸收。
（4）石膏脱水系统
石膏是作为湿式洗涤工艺的副产品产生的，净化的目的就是将石膏从杂质中分离出来。石膏净化过程分为两步：分离和脱水。分离由石膏旋流器完成，紧接着是真空皮带机的二级脱水。
（5）热工自控系统
为了保证烟气脱硫效果和烟气脱硫设备的安全经济运行，系统装备了完整的热工测量、自动调节、控制、保护及热工信号报警装置。
3）石灰－石膏法烟气脱硫技术的技术特点
a技术成熟可靠
b液气比较小
c能达到更高的脱硫效率
d适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫
e对锅炉负荷变化的适应性强（30%~100%BMCR）
f占地面积小，节省初投资
g运行电耗较小
h吸收剂资源丰富
3.3.2 改造原则
脱硫工艺采用石灰—石膏法。
脱硫装置采用一炉一塔的方案，每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉BMCR工况时的烟气量，系统脱硫效率在实际煤种条件下应不低于97.8%。
脱硫装置共设两套石灰储运系统，设置2座石灰粉仓和2座石灰浆液箱。
脱硫装置设置一套石灰气力输送系统。
脱硫装置设置一套石灰供浆系统。
脱硫装置增设公用强制氧化系统。
增设置一套真空皮带脱水机。
对石膏一级旋流系统出力进行增容。
增加一套石膏浆液抛弃系统。
本工程设备及阀门采用KKS编码。
3.3.3 布置方案
脱硫岛布置满足工艺的需要，有利施工安装、运行维护，并考虑交通运输和电厂整体美观和谐的需求。
吸收塔在最上层喷淋层和除雾器之间开孔，布置1层喷淋层。
增加的循环浆泵、#1吸收塔布置在吸收塔西侧靠厂区管架侧，#2吸收塔布置在吸收塔西面厂区管架下。
新增的石膏排出泵、#1吸收塔布置在吸收塔西面靠循环浆泵检修支架侧，#2吸收塔布置在吸收塔东面靠循环浆泵检修支架侧。
新增的氧化风机房18mX12m，布置在#2循环浆泵检修支架北侧。
工艺楼原D柱距离西侧道路边距离为：10.50m，增加1跨10.50m，局部道路向西移2m。工艺楼新加跨为2层建筑， 0.0m层布置真空泵、滤布过滤水箱、石膏浓浆箱、石膏浓浆泵、石膏溢流泵、螺杆空压机和干燥器等设备；12.0m层布置真空脱水皮带机和汽水分离器，以及石膏旋流器。
在原工艺楼卸料间的西侧布置2座石灰粉仓，粉仓0.00m布置2座石灰浆液箱、2个正压气力仓泵和2个储气罐。粉仓设置2个出料口、2套石灰落料装置，其中一套直接将石灰粉输送至石灰浆液箱中，进行搅拌消化，制成石灰浆液；另一套将石灰粉输送至正压仓泵中，利用气力输送装置直接将石灰粉输送至吸收塔内，输送气源来自螺杆空压机。
新增各系统的配电装置和控制元件，仍旧布置在原有的电控楼内。
新增了电控综合楼至#1、#2GGH支架的平台通道；增加了电控综合楼至工艺楼12.00m层的过街平台通道。
3.4技改过程中出现的问题及解决的措施
（1）由于新增的喷淋层距离除雾器距离较近，而吸收塔原有除雾器为平板式除雾器，除雾效果有限，导致净烟气带浆较为严重，造成GGH堵塞，增压风机压头不足；后根据实际运行情况，新增的喷淋层不运行也能保证脱硫效率，所以最上层新增喷淋层一直未投运。
（2）为解决高含硫煤脱硫系统水平衡问题，本改造工程增加了一路气力输送系统，直接将石灰粉输送至吸收塔原烟气入口，由于石灰粉喷入口设计不合理，导致原烟道石灰粉堆积，后石灰粉喷入口经过设计改进后，烟道石灰粉堆积现象有所改善。
（3）由于要得到较高的脱硫效率，吸收塔浆池浆液PH值控制较高，造成石膏结晶不好，成品石膏含水率过高，一般在15%~20%之间，影响了石膏的综合利用，并且没有好的处理措施。
（4）成品石灰粉的价格较贵，造成实际运行成本过高，后来电厂引进了成品的电石渣干粉，才使石灰粉的价格有了大幅度的下降。
第四章 技改效果
4.1技改后主要指标
-脱硫装置进口烟气参数
烟气量：1094587Nm3/h(标况、湿态、实际O2 )
烟气量：1019991Nm3/h(标况、干态、实际O2 )
烟气O2含量：5.86 % (标况、干态、实际O2 )
烟气SO2含量：16000 mg/ Nm3 (标况、干态、实际O2 )
烟气粉尘含量：151.4 mg/ Nm3 (标况、干态、实际O2 )
烟气温度：137.6 ℃
-脱硫装置出口烟气参数：
烟气SO2含量：384 mg/ Nm3 (标况、干态、实际O2 )
烟气粉尘含量：37.3 mg/ Nm3 (标况、干态、实际O2 )
烟气温度：80 ℃
-脱硫效率：97.8 %
-钙硫比：1.03 mol/mol
4.2实际运行效果
改造完成后，南京电力设备质量性能检验中心在2009年1月对#1、#2机组进行了性能检测试验，#1机组的脱硫效率达到了98.5%，净烟气SO2质量浓度为198.3mg/m3(标、干6%O2)，石膏含水率为20%，#2机组的脱硫效率达到了98.6%，净烟气SO2质量浓度为193.8mg/m3(标、干6%O2)，石膏含水率为19%，完全达到了改造的预期效果。
4.3改造后的图片
第五章 总结
5.1技改工程的经验及教训
本技改工程成功地解决了石灰－石膏法烟气脱硫技术在大型燃煤发电机组的应用，有效地解决了电厂燃用高含硫煤时的SO2达标排放问题，使脱硫装置的效率稳定运行在97.8％以上。改造方案极大地压缩了机组停炉改造时间，停炉改造时间压缩在20天内，减少了电厂的发电停运损失。同时改造方案完全利用了原有的脱硫设施，减少了资源的浪费和设备设施的重复建设。
现将改造经验总结如下：
使该电厂在环保脱硫方面实现达标排放，系统的运行电耗下降15%，系统维护费用降低25%，消除大气污染问题，减少了排污费用。
完成了石灰－石膏法烟气脱硫工艺设计软件的建立。
建立了吸收、氧化过程的数学模型，以及各种参数之间的数学关联式的建立。
形成了吸收塔的结构设计和布置方案；脱硫塔吸收段喷淋层和喷嘴的设计和布置方案；脱硫塔优化设计的流场和性能预测的计算模拟结果。
形成了采用石灰－石膏法烟气脱硫技术的FGD系统的调整试验报告。
综合性能试验与调整试验，制定系统的优化运行策略，有效控制石灰粉消耗量和石灰浆浓度，提高脱硫效率。
开创性的提出了采用气力输送方案将石灰粉直接输送至吸收塔参与反应的方案，为困扰FGD系统的水量平衡问题提供了解决方案，降低了系统水耗。
取消了原有的磨制系统，使FGD系统的能耗降低，同时解决了原有石灰石磨制系统中存在的磨损和泄漏问题。
本改造工程的成功实施，为以后在300MW等级机组的石灰－石膏法烟气脱硫技术的应用奠定了坚实的基础，尤其是对于原有脱硫设施完好、机组停炉时间有限的电厂的脱硫设施改造，是一个比较好的选择。该技术节水、节能、环保，提高系统可靠性和脱硫效率，降低了设备初投资和运行能耗，具有较好的经济效益和社会效益。
存在的教训是：应事先对周边的成品石灰粉市场进行调研，了解石灰粉价格，降低运行成本；合理科学的控制石灰粉加入量和浆液PH值，保证石膏含水率在可控范围；对于气力输送石灰粉还需要进一步研究探讨，为以后脱硫系统使用低温省煤器时解决水平衡问题，提供一个思路。
5.2其他机组类似问题的解决思路及建议
其他机组类似问题都可以考虑采用石灰－石膏法烟气脱硫改造方案，尤其适用于燃用高含硫量煤质或脱硫效率要求很高的改造项目。
5.3技改方案适应的范围及边界条件
石灰-石膏湿法脱硫改造方案适应的范围和边界条件由于煤质变化导致的原有脱硫装置出力不足，无法达标排放，必须改造的脱硫装置。改造后要求的脱硫效率较高，超过97.5%。原有脱硫装置设备完好。场地布置条件紧张。原有系统增压风机或引风机的裕度不足。机组的停炉检修时间很短。——高建民 金鑫 董力 熊瑛 劳俊（北京国电龙源环保工程有限公司）