大型火电机组脱硫增容技术改造方案的优化
关于火电厂脱硫节能降耗技术的改进策略
关于火电厂脱硫节能降耗技术的改进策略摘要：随着人类社会的不断发展，生活水平的不断提高，大气的质量却每况愈下。
尤其是大量的燃料的燃烧、工艺废气和汽车尾气的排放已使大气环境不堪重负，其中的污染物以二氧化硫和氮氧化物为主。
酸雨是由于工业高度发展而出现的副产物，由于人类生存发展需要大量使用煤、石油、天然气等化石燃料，燃烧后产生的硫氧化物以及氮氧化物在大气中经过复杂的化学反应后，形成硫酸或硝酸气溶胶，在大气层被云或雨或雪或雾捕抓吸收，降落到地面时称为酸雨。
我国的脱硫技术发展的比较缓慢，因此酸雨主要原因是大量燃烧含硫量高的煤而形成的。
文章将就一些火电脱硫的关键技术进行探讨，并对我国的现状进行分析。
关键词：火电；电厂；脱硫；污染；防治引言我国煤炭资源丰富，而且绝大多数的煤炭都被用于火电厂发电。
空气污染物之一的二氧化硫是煤炭在燃烧过程中的伴生物。
而环境问题是近几年中国工业发展面临的大难题，为此，火电厂企业为了全社会的福祉着想，也为了响应国家的号召，必将在脱硫降耗的道路上有一番行动，尽量降低污染气体二氧化硫的排放。
1火电厂SO2污染概况二氧化硫会加剧酸雨的破坏力，我国现阶段面临的严重问题。
酸雨使植被破坏，水生生物种群变少，还会严重降低农用土地的土壤质量，使得农产品大幅度减产，对人类生存的环境造成了严重威胁。
更重要的是，二氧化硫造成的酸雨对我们的身体也有不良的影响，比如脆弱的眼角膜和呼吸道黏膜，当空气中的二氧化硫浓度达到某一个值时，就会刺激到人的眼角膜和呼吸道，易诱发红眼病和呼吸道感染，严重还将导致支气管炎。
由于火电厂排放的污染物二氧化硫是气体，它的传播几乎不受地域的限制，这样就导致我国几乎超过一半的地区都面临着严重的二氧化硫污染问题，而且很难治理。
已经发生的问题我们可能无法挽救，但是我们要学会从根本上解决问题，让火电厂在以后的生产过程中尽可能少地排放二氧化硫。
1中国火力发电厂的脱硫现状烟气循环流化床法、半干法、脱硫除尘一体化法、海水脱硫法、石灰石—石膏法、活性焦吸附法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法等都具有较好节能效果，脱硫效率较高的方法也不断被采用。
百万火电机组石灰石-石膏脱硫优化解决方案
百万火电机组石灰石-石膏脱硫优化解决方案百万火电机组脱硫工程，工艺系统采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，如下为优化的解决方案。
1）优化脱硫岛内设备布置，合理安排脱硫岛内的总图运输，同时减少管道和烟道阻力，减少泵、风机等功耗；2）除雾－脱硫－强制氧化一体，单塔设计，节约成本和空间。
3）吸收塔采用先进的喷淋空塔设计，吸收区除喷淋层外无任何内部件，减小了吸收塔的阻力，降低电耗。
4）最优化的PH值运行，既保证了良好的脱硫效率，也可保证吸收塔不产生结垢堵塞等问题。
5）优化的吸收塔烟气流速。
烟气流速越大，吸收塔阻力越大，引风机电耗增加；但气液传质好，脱硫效果增强，可降低循环泵流量，降低循环泵电耗。
烟气流速越小，吸收塔阻力越小，引风机电耗减小；但气液传质变差，需增加循环泵流量，从而增加循环泵电耗。
优化的吸收塔烟气流速（3.6～3.9m/s），可保证综合电耗最低。
6）采用CFD仿真模拟（计算机模拟）的辅助设计，优化吸收塔尺寸及内部件，降低投资和运行成本，提高系统SO2脱除性能。
目前CFD仿真模拟已经覆盖了10m 到20m直径的吸收塔（完全覆盖300MW到1000MW机组脱硫的需要），并已实现模块化标准设计，从而保证为业主提供最优化的吸收塔设计。
7）优化喷淋层的设计并交错布置，保证单层喷淋覆盖率达到200％以上，同时喷淋层喷嘴针对吸收塔内烟气分布特点以及壁面效应的特点布置，保证吸收塔内最佳的烟气与浆液接触，同时可降低液气比。
根据吸收塔内烟气分布的特点，吸收塔壁面处非常容易形成烟气的短路（壁面效应），从而造成烟气与浆液接触不充分，降低脱硫效率。
我公司喷淋层的设计针对此种情况，专门设计壁面区喷嘴布置以及喷嘴选型。
壁面区喷嘴布置较中心区密，喷嘴选型也与中心区有所差别，可保证壁面区浆液喷淋均匀而严密，完全消除壁面效应，不会出现喷淋的死角，也不需要使用增强环之类的设备，从而有效地达到脱硫效率。
8）采用高效雾化喷嘴，可保证有效的浆液雾化效果，提高脱硫效率。
火电厂湿法脱硫系统增容提效改造技术方案
化 ，因而通过第二循环浆液 的ｐ Ｈ 控制 ，更有利于脱硫反
应 ，脱硫 效率更 高 ，单塔 双循环脱硫技术综合脱硫效率
１ ９ ８ ． ０ ％以上 。该 工艺 的双循环脱硫 系统相对独 保持吸收塔高度不变 ，增大石灰石浆液喷淋量 。具 可 以达 ￣ 体方案是 ：采用增加 喷嘴 的覆盖率 ，密集布置 ，同时为 立运行 ，但又布置在一个脱硫 塔 内，既保证 了较高的脱 避免 烟气在 吸收塔周边 “ 短路 ”，应考虑布置在吸收塔 硫效率 ，又降低了浆液循环量和系统能耗 ，并且单塔 整 周边 的流量 比中心 喷嘴流量要大 。 １ ． ２ 塔 内提效构件
液气 比对脱硫效率 的高低有重要影 响。在 吸收塔设 行特 别排 放 限值 、沿海 地 区实行 “ 近 零排放 ” 的要求 计 中，循环浆液量的多少决定 Ｔｓ ｏ ， 吸收表 面积 的大小 ，
后 ，为保证在燃用不 同煤种条件 时仍能达 到最新 环保排 在其他参数恒定 的情况下 ，提高液气 比相 当于增 大了吸
的设计依据是 ：根据物料平衡计算新 的浆液流量与原浆 池 、循环泵 、最下面喷淋层 、脱硫塔底浆池构成浆 液循 Ｈ 控制 在４ ． ５—５ ． ０ ，该循 环使 脱硫 液 流量 相 比增加 的量来确 定泵 的流量 ，同时考 虑增加设 环 ，此级循 环浆液 的ｐ 备互换使用 率 。３）其他系统 ：根据新 的物 料平衡 ，确 形成 的亚硫酸钙彻底氧化和脱硫剂充分溶解 ；另一部分 定氧化风量是否充足 ，考虑氧化 风机的更换或增加 。早 是 由脱硫塔外浆池 、循环泵 、上面喷淋层 、浆液收集托
整个ｓ Ｏ ， 吸收系统可细分为吸收塔系统 、 浆液循环系统、 氧 相关设施 ；在 吸收塔 的浆池部分增 加一定 高度进行浆液
烟气脱硫增容改造工程的优化设计
摘 要 ： 随着 Ｅ前国 内燃煤供应 的 日趋 紧张 ， 多电厂实际运行煤质与原设计煤 质存在较大偏差 ， ｌ 许 导致烟气脱硫系统人 口Ｓ Ｏ 质量浓度大 幅度提高 ， 必须对现有脱硫装置进行增容改造。结 合贵州某 电厂脱硫增容改造工程 ， 详细论述 了改造
增容方案 ， 总结 了设计 经验 ， 可为今后脱硫增容改造工程提供参考。
置能够安全连续运行。
备对 原有 脱硫 装置 进行 增容 改造 。
与新 建 工 程相 比 ， 硫 增 容改 造 工 程受 原 有 系 脱
统 和场地 条件 的 限制较 多 ， 计 和建设 难度 大 ， 文 设 本
（） ２ 改造对象为 １ ４ ～ 机组脱硫系统 ， 在原有
脱硫 装置 的基础 上进 行增 容技术 改造 。
收 稿 日期 ：０ １ ０ ２ １ — ６—１ ６
（） １ 浆液 循 环 泵及 喷 淋层 。 ， １ ２机 组 每套 脱 硫 装 置原设 置 ３台浆 液 循 环 泵 ， 用 ３层 浆 液雾 化 采 喷淋 方式 。改造 后 ， 随着 入 口烟 气 Ｓ 量 浓 度 的 ０质
增加 ， 为保证增容后 的脱硫效率 ， 系统设计液 、 比 气
严 格 的火 电厂 大气 污染 物 排 放 标 准 ， 电厂 的 Ｓ ： Ｏ 排
放 问题 将会 更加 突 出 ， 因此 ， 多 电厂 已经开始 或准 许
２ 增容 改造 的主要设计原则
（）Ｇ １Ｆ Ｄ入 口烟气 中 ｓ Ｏ 质量浓度 为 ７ ０ ｍ ／ ００ ｇｍ （ 标干 ， ％ ０ ） ， 脱硫效率 ＞９％ 、 口烟气 中 ６ 时 保证 １５ 人 ｓ Ｏ 质量浓度为 ７０ ｍ ／ 标干 ，％ ０ ） ， ５０ ｇｍ （ ６ ２时 脱硫装
火电厂烟气脱硫技术的改进与优化
火电厂烟气脱硫技术的改进与优化一、引言火电厂烟气脱硫技术的改进与优化是为了减少火力发电过程中排放的二氧化硫（SO2），从而减少对环境的污染和人类健康的影响。
本文将重点讨论火电厂烟气脱硫技术的改进与优化。
二、火电厂烟气脱硫技术的背景与现状烟气脱硫技术主要利用喷吹吸收剂与烟气中的SO2反应，将SO2转化为水溶性的硫酸盐。
常用的脱硫工艺有石灰石石膏法、石灰-氧化钙法、海水脱硫法等。
然而，火电厂烟气脱硫技术面临着一些问题，如脱硫效率低、设备运行成本高、废水排放问题等。
三、1.脱硫剂的选择传统的脱硫剂一般为石灰石或者石灰石与氧化钙的混合物。
但这些脱硫剂存在使用成本高、脱硫效率低、废水排放问题等。
近年来，一些新型脱硫剂被引入，如氨基醇类脱硫剂和蚀刻酸类脱硫剂。
这些新型脱硫剂具有脱硫效率高、废水排放少的优点，能够更好地适应火电厂的实际需求。
2.脱硫工艺的改进目前，常见的烟气脱硫工艺主要有湿法和干法两种。
湿法脱硫工艺由于其高脱硫效率被广泛应用，但存在废水排放问题。
研究人员提出了一种改进的湿法脱硫工艺，即湿法-吹塔脱硫工艺。
该工艺利用了湿法脱硫工艺的高脱硫效率，同时采用吹塔技术来降低废水排放，取得了良好的效果。
3.设备的优化设计脱硫设备的优化设计对提高脱硫效率和降低运行成本至关重要。
例如，在石膏浆液混料水箱中添加一定量的起液剂可以降低石膏浆液的黏度，从而减小管道阻力，提高脱硫效率。
此外，采用旋流器来改善气液分离过程，有效减少脱硫过程中的堵塞问题。
四、火电厂烟气脱硫技术的应用前景火电厂烟气脱硫技术的改进与优化将有助于提高脱硫效率、降低运行成本、减少废水排放，从而减少环境污染。
现代火电厂越来越注重环保和可持续发展，对烟气脱硫技术的要求也越来越高。
因此，火电厂烟气脱硫技术的改进与优化具有广阔的应用前景。
五、结论火电厂烟气脱硫技术的改进与优化是减少环境污染的重要举措。
从脱硫剂的选择、脱硫工艺的改进以及设备的优化设计等方面进行的改进与优化有助于提高脱硫效率、降低运行成本、减少废水排放。
论火电厂脱硫节能降耗技术的改进措施
论火电厂脱硫节能降耗技术的改进措施摘要：在经济快速发展和全球化飞快推进的今天，我国的经济发展、国家建设需要更多的能源，电力的消耗增多也是难以避免的。
而经济的发展也带来了环境的压力，如何保持经济增长和环境保护的同步发展是当前火电厂需要考虑的首要问题之一，其中，技术的改进、科技的发展是降低火电厂硫化物污染的重要途径，而企业在改进技术的过程中要综合考虑脱硫效率和能源消耗，尽量降低成本，提高脱硫效率，实现经济效益和社会效益的双赢。
关键词：火电厂脱硫；节能降耗技术；改进措施1火电厂二氧化硫污染现状二氧化硫是引起和加重酸雨危害的主要污染物，也是当前我国大气和水污染的重要污染源头。
酸雨不仅能侵蚀建筑物，更能给植被造成毁灭打击，导致生物种群减少，更会破坏土壤酸碱值，造成土壤肥力流失，影响水生动植物生存，给人类的生存生活环境带来巨大威胁。
除此外，随着酸雨的破坏力不断加大，对人类身体健康的威胁也越来越大，如刺激人的呼吸道系统、眼角膜，诱发呼吸道感染、慢性咽炎、眼角炎等多种疾病。
由于火电厂在我国电力供应中所占比例超过50%，因此，火电厂排放的二氧化硫也进一步加剧了酸雨的破坏力，导致我国超过半数的国土面积面临着严重的硫化物污染问题，带来短时间内无法恢复的自然生态环境失衡，所以，从根本上减少二氧化硫排放，是降低大气、水、土壤污染，以及保护生态种群多样化的有效措施。
随着科学技术的发展，我国火电厂的脱硫减排技术取得了巨大的进步，常用的脱硫技术如烟气循环流化床、半干法、海水脱硫法和石灰石-石膏脱硫法等都有比较明显的脱硫效果。
而且，随着各种节能生产工序的开发和引进，脱硫效率得到了大力提升。
但是，脱硫的过程中也必然会带来能源损耗，因此，为进一步提高脱硫效率，减少能源消耗，火电厂应当在当前的技术基础上做出进一步改善和提高，一方面降低二氧化硫的排放，另一方面则要将脱硫过程中造成的能源消耗降到最低。
2火电厂烟气脱硫脱硝技术应用2.1氯酸氧化技术此方法主要采用喷雾氯酸的强氧化剂完全氧化SO2和NO的方法。
论火电厂脱硫节能降耗技术的改进措施_0
论火电厂脱硫节能降耗技术的改进措施作为我国最主要的能源物质，煤炭大部分用来进行火力发电，而伴随煤炭发电而生的则是越来越多的二氧化硫排入大气，必然会对我国自然环境和城市生活环境带来很大负面影响。
由此为减少排放的二氧化硫，火电厂通常都会利用脱硫技术对二氧化硫物质进行处理。
但是脱硫的过程也伴随着巨大的能量消耗。
为有效减少硫化物污染，节省火电厂生产成本，就必须做好脱硫节能降耗技术的更新和改进，实现火电廠的可持续发展。
标签：火电厂脱硫;节能降耗技术;改进策略引言：我国的主要能源物质是煤炭，并且大部分的煤炭资源主要是用来发电的。
煤炭在燃烧发电过程中，会产生大量的二氧化硫，它是一种环境污染物质。
考虑到环境污染问题，很多火电厂都会采取一定的脱硫技术对在发电过程中产生的含有二氧化硫的物质进行处理，但是，脱硫过程所消耗的能量是非常大的。
因此，为防止火电厂发电造成环境污染问题，并实现火电厂的节能环保，走可持续发展道路，研究火电厂脱硫的节能降耗问题是具有现实意义的，是火电厂体提升自身经济效益、促进企业稳定发展的重要途径。
此外，火电厂脱硫过程中节能降耗的实现也是实现生产低成本、脱硫高效率的重要方法，符合国家的相关节能减排政策，可有效推动社会可持续发展。
1、火电厂脱硫技术发展简介我国的火电厂脱硫技术起步较晚，因此总体上而言还缺乏自主创新性。
火电厂脱硫主要分为三个阶段：燃烧前的脱硫，燃烧中的脱硫，燃烧后的脱硫。
燃烧前的脱硫主要是指对所用的煤炭进行脱硫处理，目前采用的主要方法有化学法、物理法和微生物法，燃烧前脱硫工作的质量将对后续的工作产生巨大的影响。
燃烧中的脱硫作为整个脱硫工艺的中间环节，也具有至关重要的作用。
该阶段运用的最主要的方法为流化床燃烧脱硫，该方法通过在流化床中添加固硫剂、提高通风条件等方式来提高燃烧效率，从而能够有效的减少SO2排放量，其具有成本低、效率高的优点。
燃烧后的脱硫主要是在烟气排放之前对燃烧中已经形成的SO2进行处理，烟气侧脱硫有干法、半干法和湿法等多种方式，此外还有一部分沿海的发电站在使用海水脱硫的方法，该方式主要是运用海水的碱性特性来吸收SO2，该方法最大的优点是成本低，但是由于受到地域的严重限制，其难以得到推广。
探讨火电厂脱硫系统优化运行的策略改进
探讨火电厂脱硫系统优化运行的策略改进【摘要】本文结合笔者多年的从业经验，阐述了火电厂脱硫效率存在的问题，采取加装烟气余热回收装置，改造脱硫系统，优化运行方式，以提高经济效益。
【关键词】湿法烟气脱硫；烟气余热回收装置；脱硫率；经济效益0.引言近年来我们国家火力发电厂运营的烟气脱硫设备估计在火电装机容量上具有65%以上的比例，其中的石灰石—石膏湿法烟气脱硫使用的最多，其原因是它脱硫反应很快，脱硫效果很好，并且使脱硫添加剂发挥了其最高用途。
在这里我将通过石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的设计原理对它的缺点进行改进完善，进行优化运行使烟气脱硫系统的脱硫率逐渐增大。
1.排烟热损失锅炉热损失之中最主要的便是排烟热损失，占5%～12%的比例，排烟的温度逐渐升高，排烟热的损失就会逐渐增大。
现在，电厂里锅炉排烟的温度一般在110～160℃范围之内。
就较多的脱硫系统来说，通过在吸收塔里面喷洒许多的工厂用水使温度能够降低，最后适宜的温度需达到45～50℃，符合条件之后利用烟囱排放到外面，被排出的这些热量对整个脱硫系统来说是没有什么用途的，实属浪费。
就这种情形，因此应该改进脱硫系统的工作原理，给吸收塔进烟的地方前面安装一个烟气多余热量的回收设备，回收需排出来的烟气的多余热量，使机器的热效率能够增大，减小煤的耗费。
2.烟气多余热量回收设备的工作原理及指标设计2.1工作原理烟气多余热量回收设备实际是一个烟水换热器，就如低温省煤器一样，它可以把低温烟气的热量进行回收，使排烟的温度逐渐变小，从而减小浪费，节约资源。
在增压风机出口的地方与吸收塔入口的地方安装烟气多余热量回收设备，从而可以将锅炉里排烟热量的消耗降低。
优化后的系统图如图 1 所示。
工作过程是：烟气由锅炉里面出来，然后经过空气预热器、电除尘器以及引风机等设备，最后打开脱硫入口挡板门进入脱硫范围里面，通过增压风机的升压进到烟水换热器里面完成工作。
从2号低压加热器的进口引出部分或者全部冷凝水在烟水换热器内吸收排烟热量，降低了排烟温度，而自身却被加热，升高温度后再返回到低压加热器系统，在2号低压加热器的出口与剩下的凝结水汇集后进入3号低压加热器。
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华电 技 术 H uad ian T echno lo gy
V o. l 33 No. 2 Feb. 2011
大型火电机组脱硫增容技术改造方案的优化
王勇, 王志东, 裴峻渊
( 华电新乡发电有限公司 , 河南 新乡 摘 453000)
要 : 燃用煤 质较差、 煤种较 杂 , 造 成电厂实际 运行中入炉 煤硫的质 量分数远大 于设计值定
华电新乡发电有限公司相关技术人员经过充分
收稿日期 : 2010- 06- 09
第 2期
王勇 , 等: 大型火电机组脱硫增容技术改造方案的优化
19
4 工艺系统及相关系统的增容改造方案
4 . 1 吸收及排放系统 ( 1)对塔体原结构设计进行校核并采取加强措施。 ( 2) 为保证脱硫效率, 每塔增加第 5 层喷淋层 , 包括喷嘴及支撑结构。 ( 3) 每套脱硫系统增加 1 台浆液循环泵。 ( 4) 在吸收塔第 1 层、 第 2 层、 第 3 层和第 4 层 喷淋层间各增加 1 道浆液再分配装置, 采用合金材 料 , 满足防腐要求。 ( 5) 原平板式除雾器改为屋脊式 , 设 3 层冲洗 水 , 对原有的除雾器冲洗水系统进行改造。 4 . 2 氧化空气系统 当硫的质量分数由 1 . 0 % 增加到 2 . 0 % 时, 氧化 空气量由 8 500m / h增加到 18606m /h 。结合现场 实际, 改造设计如下: 3 ( 1) 每塔原来 2 台 8 500m / h 风量的氧化风机 更换为风量为 10 000m /h 的氧化风机, 另增加 1 台 风量为 10 000m / h的氧化风机 , 全部采用曝气方式 进入吸收塔 , 塔内的合金曝气管道及其支撑结构重 新设计。 ( 2) 氧化空气管道需重新设计。 4 . 3 烟气系统 按照获批的取消 GGH 的方案进行改造设计, 内 容如下 : 拆除全部换热元件 ( 对称拆除 ); 拆除全部 密封片 ( 轴向、 径向、 环向 ) ; 保留与扇形密封板对齐 的 4个 7 . 5 的格仓, 其他格仓拆除 ( 对称拆除 ) 。 4 . 4 烟囱 拆除 GGH 后 , 对原混凝土烟囱做防腐处理 , 同 时增加烟囱排水设施。 4 . 5 增加临时钢烟囱 在 1 机组检修期间 , 在 1 吸收塔出口净烟道 上部 B , C 柱间增设一直径为 7m 的临时钢烟囱 , 在 # # 2 机组检修对混凝土烟囱防腐时 , 1 机组烟气通过 该临时钢烟囱排放; 临时钢烟囱采用塔架形式 , 排放 出口标高为 60m。 4 . 6 浆液制备系统 干粉制浆 可作为磨机系统制浆不足的备用系 统 , 新增 1套出力为 28 t /h 的干粉制浆系统 , 包括相 应的石灰石粉仓、 流化风机、 变频旋转给粉机、 螺旋 给料机等配套设备。 4 . 7 石膏脱水系统 当煤中硫的质量分数由 1 % 增加到 2 . 5 % 时, 单 台机组的石膏浆液排出量由 130m /h 增加到 300 3 m /h, 原有的一级、 二级脱水系 统已无法满足出力 要求, 需要对原有的石膏脱水系统进行改造。
6 改造效果
1 机组改造自 2008 年 5 月 26 日开始 , 8 月 10 日完工, 具备通烟气条件 , 总工期 70 d , 8 月 10 日系 统随主机启动投入运行 , 8 月 11 日带满负 荷运行。
# #
2 机组改造自 2009 年 2 月 3 日开始 , 4 月 16 日主 体工程完工, 具备通烟气条件 , 总工期 72 d , 4 月 16 日系统启动投入运行, 4 月 17 日带满负荷运行。 为了掌握改造后的运行状况 , 委托相关单位对 该脱硫系统进行了性能测试, 各项指标的测试结束 符合 技 术 要 求。 改 造 后 ,
# #
1 机 组 脱硫 效 率 为
96 . 5 % , 2 机组脱硫效率为 96 . 8 % , 排放浓度远低 于国家标准, 达到了预期改造效果。
7 结束语
华电新乡发电有限公司脱硫系统改造后, 根据 国 家环 保部 2009年二氧 化硫减排 ( 下转第 23页 )
第 2期
刘利刚 , 等 : 锅炉再热器热段技术改造 ( 8)恢复顶棚密封板 , 重新敷设保温层。 ( 9)水压试验, 验收合格。 4 . 2 再热器改造范围
# 3
2 脱硫系统改造的原因
华电新乡发电有限公司一期工程为 2
#
( 1)增容改造对象为 2 台 660MW 机组烟气脱 硫装置, 其采用一炉一塔。增容改造烟气量按照原 设计值烟气量增加约 20 % 考虑。 ( 2)增容改造后设计煤种硫的质量分数确定为 2 . 0 % , 校核煤种硫的质量分数确定为 2 . 5 %。 ( 3)按照已获批准的取消烟气换热器 ( GGH ) 的 方案进行物料平衡计算。 ( 4)为保证 2 机组检修时烟囱防腐 , 在 1机组 吸收塔出口净烟道处增设 1 根临时钢烟囱, 直径为 7m, 顶部标高为 60m。 ( 5) 根据增 容改造设 计参数 进行物 料平 衡计 算, 确定吸收塔石膏浆液循环量、 氧化空气量、 供浆 量、 石膏浆液排出量、 脱水系统及工艺水量等脱硫系 统参数及容量。 ( 6)最大限度地提高增容改造工程设 计质量, 合理控制设计的安全裕度, 尽量减少设计变更。 ( 7)原有的设施尽量利用。 ( 8)对原有的 FGD 系统设备进行检查、 修复或 更换 , 并对其性能负有保证责任。
#
( 1)委托某电力工程公司根据原锅炉的再热器 热段的设计参数对管排的结构进行优化设计, 管排采 用的管子规格与小联箱连接处的各部分尺寸保持不 变。从再热器热段小联箱开始, 整排更换, 共 136 排。 ( 2)再热器热段前部更换为 12Cr1 M oV 材质, 再 热器热段后部更换为钢研 102 材质。
行 , 甚至导致设备损坏。必须对脱硫系统进行增容改造 , 提高脱硫系统 对煤种的适 应性 , 以保证在机 组燃用高 硫煤时仍 能达到环保排放要求。对华电新乡发电有限公司火 电机组脱硫系统技术改造方案的选择、 优化以及技改 后的运行效果、 效率进行了分析。 关键词 : 脱硫系统 ; 脱硫效率 ; 增容技改 ; 优化 ; 运行效果 中图分类号 : X 701. 3 文献标志码 : B 文章编号 : 1674- 1951( 2011) 02- 0018- 02
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度越大 , 管材的持久强度明显下降, 结果导致管材的 使用寿命达不到设计要求而提早发生爆漏 , 黑龙江 华电富拉尔基发电有限公司 3 锅炉再热器爆漏多 属这种情况。 ( 1) 设计结构不合理 , 使管子超温 过热。锅炉 热负荷较大 , 使锅炉内处于高温区的再热器热段长 期过热 , 造成材质老化爆管。 ( 2) 火焰中心上移。造成火焰中心上移的原因 很多, 如锅炉漏风、 运行燃烧调节不当、 煤质差、 煤粉 颗粒粗、 炉内空气动力场偏斜及结焦等。 ( 3) 运行调节不当。锅炉启动及低 负荷时, 因 工质流速偏低, 操作不当 , 特别是锅炉启动时 , 旁路 投入不及时 , 极易引起再热器超温爆管。
5 再热器热段改造后经济性分析
再热器热段改造后 , 锅炉安全稳定运行 , 大大提 高了对不同工况下运行的适应能力 , 机组可靠性提 高, 取得了可观的经济效益。按每年减少 3 次非计 划停运计算, 可多运行 72 h , 发电量按每小时 14 万 k W h 计算 , 电价按 0 . 2元 / ( k W h) 计算 , 原煤按 70 % =
1 减少 SO2 排放量是大势所趋
随着国家环保政策日趋严格以及脱硫电价考核 管理办法、 节能减排调度的实施 , 火电机组二氧化硫 排放超标不仅给企业带来了高额的经济损失 ( 如排 污费、 脱硫电价考核、 发电量损失等 ) , 而且会造成 环境污染, 从而会对企业的形象和后续发展造成一 定的影响。所以 , 减少二氧化硫排放量符合国家和 企业的共同利益 , 是大势所趋。
3 # # 3 3 3 3
4 . 8 工艺水系统 增容后原有的工艺水泵出力不足, 将其更换为 流量 300m / h 、 扬程 55m 的新泵。 4 . 9 其他改造 控制系统、 电气系统、 土建部分进行相应改进。
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5 关键技术与创新点
( 1)吸收塔环形切 割抬高增容, 增加 1 层喷淋 层。保持原吸收塔结构基本不变 , 将原塔壁板割开 整体抬高 , 增加 1 圈壁板。吸收塔增高后对塔体进 行复核和加强。 ( 2)增加 ALRD 液相再分配装置, 使塔 内烟气 分布均匀 , 增加液气接触 , 提高脱硫效率。 ( 3)平板式除雾器改屋脊式除雾器 , 提高除雾 器对烟气量的适应能力。 ( 4)设置临时烟囱, 在烟囱防 腐期间不影响另 一台机组的运行。拆除 GGH 使 FGD 的烟气系统得 以简化, 脱硫系统对煤质的适应性更强 , 降低了脱硫 系统的电耗, 减少了维护、 检修工作, 使 FGD 系统的 可靠性和可用率提高。 ( 5)取消了废水旋流站。 ( 6)取消滤饼冲洗水系统, 直 接利用工艺水冲 洗滤饼。 ( 7)湿式磨机制浆与干粉制浆同时供浆。 ( 8)此次增容改造结合机组大修进行 , 采取分 阶段施工方案 , 大大缩短了改造工期, 降低了工程改 造投资。设置临时烟囱使机组正常运行未受影响, 增容改造后的 FGD 运行维护费用大大减少, 利于电 厂在发行后经济运行。
调研 , 在 充分利旧、 节省投资、 降低运行成本 的原 则下 , 综合分析自投运以来入炉煤硫的平均质量分 数, 确定按照以下标准进行改造; 在燃煤收到基全硫 分达到 2 . 0 % 时, 整个 FGD 系统的脱硫效率能够达 到 95 % ; 在燃煤收到基全硫分达到 2 . 5 % 时, SO2 排 放质量浓度低于国家 400m g /m 的排放标准。经过 与技术改造施工单位多次沟通, 共同完成了技术改 造方案的优化工作。 针对实际运行中煤质含硫量及烟气量的变化, 确定以下改造原则 : 660MW
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火力发电机组 , 1 机组于 2007 年 3 月投产发电 , 2 机组于 2007年 7月投产发电 , 同期配套建设包括公 用系统在内的 2套石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫装置 ( FGD ), 并与机组同时投入运行。脱硫系统设烟气 换热器 ( GGH ) , 按照燃用收到基全硫分为 1. 0 %的 设计煤种, 脱硫效率和运行可靠性均不低于 95 %进 行设计。 近年来 , 电力供应紧张, 新建机组迅猛增加 , 因 燃煤供应紧张, 导致电厂燃用煤质较杂。电厂实际 运行煤种硫的质量分数远大于设计值, 导致原脱硫 设施、 设备超负荷运行 , 使设备严重损坏, 且脱硫率 达不到标准要求。基于以上多种因素, 为提高脱硫 系统对煤种的适应性, 保证机组在燃烧高硫煤时达 到当前环保排放的要求 , 必须对原脱硫系统进行增 容改造。