珞璜电厂二期烟气脱硫工程的改造.doc

珞璜电厂二期烟气脱硫工程的改造 摘 要详细描述珞璜电厂二期烟气脱硫改造工程的设计条件，改造方案，改造中遇到的问题以及如何措施，对改造项目的经验总结。 关键词珞璜电厂；二期；烟气脱硫；改造方案 中图分类号 TF704.3 文献标识码 A 文章编号 0 引言 本文为目前国内含硫量最高，脱硫率最高的大型火力发电厂烟气脱硫改造项目的改造方案。 1 工程概况 华能珞璜电厂二期工程2360MW燃煤机组烟气脱硫装置于1998年12月随主机同步投产，为我国第一套部分国产化的脱硫（FGD）装置，由当时的华能重庆烟气脱硫公司与日本三菱重工共同建设。二期脱硫装置BMCR工况下燃煤设计煤质含硫量为4.02，吸收塔脱硫率大于等于95，锅炉ECR工况下85的烟气脱硫，吸收塔脱硫率95，综合脱硫效率为80，烟囱出口处二氧化硫排放浓度为2037mg/ Nm3，排烟温度为92℃。 近年来，随着国家排放标准的提高，重庆在2010年将实施400mg/ Nm3的排放标准，同时受到电煤供应日趋紧张的影响，珞璜电厂长期燃用煤种含硫量最高曾达到过8，最低也为3左右。煤质的平均含硫量将保持在4.5左右，原有设计煤种4.02已经无法适应煤质的变化。以上两个原因造成烟气二氧化硫排放浓度超标，为达到国家环保排放要求，中电投远达环保工程公司于2008年对其进行改造，2009年下半年完成改造，改造后的脱硫装置在燃用脱硫设计煤种（收到基硫5.13％）时，出口SO2浓度≤400mg/Nm3，脱硫效率≥97.2。 现对其改造的方案和措施进行探讨。 注脱硫装置的设计按石灰石中CaCO3纯度为90％计算。 3 主要改造设计方案 3.1 烟气系统 二期脱硫原设置MGGH，此次改造取消了MGGH。 增压风机的设计保证能够适锅炉负荷从35--100BMCR负荷工况下的正常运行，并留有一定裕度风量裕度不低于5％，另加不低于5℃的温度裕度。风压裕度不低于10％。静叶可调轴流风机的电机选用变频电机。 3.2 SO2吸收系统 原有吸收塔为U形液柱塔，由于原有吸收塔只考虑85烟气量脱硫，现改为全烟气量脱硫后，其塔的截面积不够，需进行扩容改造。 液柱塔原尺寸11.4W2.9L9.57H改造为18.9W2.9 L9.57H。 液柱塔逆流塔原尺寸11.4W6.4L9.57H改造为18.9W6.4 L9.57H。 液柱塔中间过流部分原尺寸11.4W2.2L9.57H改造为18.9W2.2 L9.57H。由于场地受限，无条件再将塔扩大。 将原有平板除雾器更换为屋脊式除雾器原尺寸11.4W6.4L改造为18.9W6.4L。 原有喷嘴437每套，增加为722每套。 原有喷淋管顺流塔23根每套，增加为38根每套；原有喷淋管逆流塔23根每套，增加为38根每套。 浆液循环量需增加，浆液循环泵原有流量7500 m3/h，扬程17米，数量31台，为利用原有循环泵，现在增加2台10000 m3/h，扬程17米的浆液循环泵。 氧化空气的量也需增加，氧化风机原有1台35000 Nm3/h，压头677mbar，现在增加2台30000 Nm3/h，压头677mbar的氧化风机。 塔内原有氧化空气管采用FAS形式，新增部分同样采用FAS形式。 6.3石灰石浆液制备系统 将原有两台石灰石浆液泵增加变频装置，将原有回流管道取消，进入吸收塔的石灰石浆液量根据吸收塔进、出口烟气的SO2浓度及吸收塔循环浆池的PH值进行控制。 6.4石膏脱水系统 原有1台真空皮带脱水机，新增两台真空皮带脱水机，出力与原装设备相同。三台真空皮带脱水机满足两套脱硫装置满负荷时石膏产量。两台石膏水力旋流器、三台水环式真空泵，新增一套滤布、石膏冲洗系统以及滤液水回收系统。 4 改造后调试运行情况 4.1改造后调试运行情况及原因分析 华能珞璜电厂二期脱硫改造工程4机组FGD装置于2009年8月4日启动开始热态调试，然后一直运行至10月1日停机消缺，消缺完成后于10月6日上午启动，设备全部运行正常；3机组FGD装置于2009年9月5日启动开始热态调试，然后一直运行至10月10日停机消缺。至2009年10月27日两套脱硫装置这么长时间的试运行和调试，发现FGD装置脱硫效率达不到设计要求，脱硫效率仅在9395之间（设计值为97.2） 主要有以下几个现象 1，液位浆液池控制不到5.7米，原因分析4塔溢流管的排气管不规范、又太小，经常产生虹吸、溢流。 2， 末端3根喷淋分支管易堵塞，原因复杂。 3， 4FGD逆流塔喷淋层有7个喷嘴因支撑梁遮挡（施工原因）而被封闭。 4， 老泵的磨损很快，两个月时间，运行电流已经下降了58左右，原有浆液循环泵的叶轮和集流器磨损，目前A泵电流太小，多数时间小于50A。 5， 4塔E、F泵（新增的两台大泵）同时运行，E泵电流变得偏小，原因分析怀疑管道抢流。 6， 入口烟气温度、流量超过设计值，烟气流量在满负荷达到1343000 Nm3/h，烟气经常达到170度左右，在满负荷烟气流量超出设计值19左右。原因分析由于场地限制，吸收塔改造设计无场地再扩大，塔内的ug/limet ug已经接近为1，通常此值为0.70.8之间，现烟气量的大幅超过，ug/limet ug大于1，会造成烟气抬升液柱，形成假液柱，从而影响脱硫率。 7， 粉尘均过高，超过设计值，经常在340390 mg/ Nm3范围内。原因分析灰分影响石灰石活性。 8， 3塔喷淋时，观察逆流塔喷淋层的高度，启动2大、3小循环泵时，高度在6米左右随着电流的波动而波动，没有达到6.4米设计高度。原因分析怀疑是旧泵效率下降造成。 9， 浆液密度达不到要求，浆液密度通常控制在1070kg m3。 10， 泵电流值波动范围大，波动范围在1015A左右，不明原因。 11， 液柱顶部不开花，原因分析怀疑喷嘴的垂直度怀疑不够（一方面是加工制造、另一方面是安装施工），因为工期太紧，安装没有严格验收（建议停机后，彻底检查校正）。 针对调试过程中出现的种种情况，对珞璜项目进行首次再改造和调整，经过调整过后的吸收塔脱硫率无显著改善。 4.2之后的一系列改造 在运行过程中，在BMCR工况下烟气量和含硫量（高的时候达到1600018000mg/N m3）远超过设计值，但是在低负荷和低含硫量的情况下，脱硫率升高得也不多，这让人怀疑吸收塔内烟气走廊的存在，由于场地限制，增压风机出口无扩散端，一个弯头垂直向上，再弯头接入顺流塔的入口，流场非常不好，经计算机流场模拟后发现，确实存在非常不好的流场分布，为此在入口的弯头处增加了导流板，希望改善这种由于流场分布不均带来的烟气走廊。改造后发现效果不明显。 但在一段时间的运行过后，4FGD脱硫率突然提高，达到了设计值，但是塔内浆液的亚硫酸根也相当高，停机检查后发现，氧化空气管道断裂，推测脱硫率的升高为氧化空气影响所致，怀疑氧化空气气泡进入浆液循环泵。为此，也进行过一系列的试验，得出相同结论，确实存在这个问题，首先想到的是在循环泵入口附近的氧化空气管道移位，同时在远离循环泵入口处增加氧化。改造后吸收塔脱硫率有改进，但效果不明显，清水试验液柱高度和循环泵电流波动任然很大，后修改浆液池内的隔泡板，封堵循环管正面的隔泡板，改成侧面敞开，改变浆液流场，加长浆液进入循环泵的流程，减少氧化空气进入循环泵，隔泡板改造完成后，清水试验结果浆液循环泵电流波动明显减小，由原来的1015A减少到5A左右，但是E泵的波动还是较F泵大，液柱高度的波动明显减小，最终运行后FGD脱硫率增加到9596.5。