600MW电厂烟气脱硫装置设备选型及工艺设计特点
内容摘要:本文主要介绍了河北国华定州电厂一期工程2×600MW燃煤发电机组锅炉尾部烟气脱硫装置的工艺设计技术条件及设计原则、设备选型、工艺系统的设计特点及工艺设备布置、脱硫装置的投运情况和运行效果等，可为大型火电机组烟气脱硫工程的设计和国产化提供参考。
关键词：烟气脱硫 发电厂 设计
1. 项目概况
定洲发电厂2×600MW一期工程作为河北省电力建设的重点工程，该工程于2001年9月开工建设。随着我国近年来环境的持续恶化，国家对建设 项目提出的环境要求不断提高，环境标准更加严格，尤其是火电厂的脱硫工程，已成为新建项目中与主体工程配套的必不可少的环保措施之一。为此投资方决定利用 一期工程节约的资金同步建设配套脱硫设施。使工程能满足环保新标准的要求，满足国家环境保护“十五”计划的要求，也为二期工程的立项创造条件，腾出环保总 量空间。一期工程二台机组分别于2004年的3月和9月投产发电，作为该工程配套建设的烟气脱硫工程也于2004年的12月和2005年2月建成投产。
2.主体工程概况
2.1 锅炉概况
锅炉采用上海锅炉厂有限公司制造的四角切向燃烧、亚临界参数、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢架结构、自然循环汽包炉。锅炉的制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统。
2.2 煤质情况
工程燃用神府东胜烟煤，属优质动力煤，含硫量较低，为了适应燃煤含硫量的变化，也为脱硫系统留有适当的裕量，按燃煤含硫量0.7%设计脱硫系统的容量。
2.3定洲电厂脱硫的必要性
电厂厂址位于河北省定州市，根据国务院1998年5号文《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》，定州市属于二氧化硫污染控制区。
2003年国家公布了新的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003，重新划分了火电厂所属时段，二氧化硫排放浓度要求更加严格。 根据该标准的划分，定州电厂属于第2时段。该标准规定了从2010年1月1日起，位于第2时段的火电厂执行第3时段的排放标准。因此定洲电厂同时参考第3 时段的标准。从下表可以看出定洲电厂大气污染物排放不能满足排放标准的要求，因此定洲电厂配套建设烟气脱硫是完全必要的。
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3 烟气脱硫主要工艺系统及设备选型
脱硫岛的建设采用总承包方式，由北京博奇电力科技公司总承包，采用日本川崎重工业株式会社的石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺，由河北电力设计院分包详细设计。
3.1 FGD入口烟气参数
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3.2主要技术原则
脱硫工艺采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫装置（FGD）。
每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉B-MCR工况时的烟气量，脱硫效率按≥95%设计。
脱硫系统设置100%烟气旁路，以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。
吸收剂制备、石膏处理等辅助系统按两台脱硫装置公用设置。
吸收剂制浆方式采用湿式球磨机制浆。
脱硫副产品—石膏脱水后含湿量≤10%，为综合利用提供条件。
脱硫设备年利用小时按5200小时考虑。
FGD系统可用率≥95%。
FGD装置服务寿命为30年。
3.3脱硫系统构成
烟气脱硫系统(FGD)处理烟气量为二台机组100%的烟气量,整套系统由以下子系统组成:
(1) 吸收塔系统
(2) 烟气系统(包括烟气再热系统和增压风机)
(3) 石膏脱水系统（包括真空皮带脱水系统和石膏储仓系统）
(4) 石灰石制备系统(包括石灰石接收和储存系统、石灰石磨制系统、石灰石供浆系统)
(5) 公用系统
(6) 排放系统
(7) 废水处理系统
3.3.1吸收塔系统
吸收塔为逆流喷雾塔。烟气由一侧进气口进入吸收塔，吸收塔内部设有烟气隔板，烟气在上升区与雾状浆液逆流接触，处理后的烟气在吸收塔顶部翻转向下，从位于吸收塔烟气入口同一水平位置的烟气出口排至烟气再热系统。
吸收塔内上流区烟气流速为4.2m/s，下流区烟气流速为10m/s。在上流区配有3组喷淋层，喷嘴采用螺旋喷嘴，所喷出的三重环状液膜气液接 触效率高，能达到高吸收性能，单个喷嘴的喷雾量大，需要布置的数量少，材质为陶瓷，耐腐蚀、耐磨损，不会堵塞。每个吸收塔配置3台循环泵，每台泵对应一组 喷嘴。
在烟气的流动过程中，烟气与喷嘴喷出的再循环浆液进行有效的接触。吸收了SO2的再循环浆液落入吸收塔反应池。反应池装有6台搅拌机。氧化风机将氧化空气鼓入反应池中。氧化系统采用喷管式系统，氧化空气被注入到搅拌机桨叶的压力侧。一部分HSO3-在吸收塔喷淋区被烟气中的氧气氧化，另一部分的HSO3-在反应池中被氧化空气完全氧化。
吸收剂（石灰石）浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。中和后的浆液在吸收塔内循环。
吸收塔排放泵连续地把吸收剂浆液从吸收塔打到石膏脱水系统。循环浆液的浓度大约为25%，比其他湿法脱硫系统的浆液浓度要高5－10%，投运后系统运行稳定，从而降低了系统投资。排浆流速由控制阀控制。
脱硫后的烟气通过除雾器来减少携带的水滴，除雾器出口的水滴携带量不大于75mg/Nm3。两级除雾器安装在吸收塔的出口水平烟道上，便于运行维护和检修。除雾器由阻燃聚丙烯材料制成。为防止设备停用后喷嘴堵塞，除雾器装设有工艺水冲洗系统。通过水平布置除雾器降低了吸收塔的高度，同时除雾效果也比垂直布置好。
在吸收塔入口烟道装有事故冷却系统，事故冷却水由工艺水泵提供。当吸收塔入口烟道由于吸收塔上游设备意外事故而温升过高或所有的吸收塔循环泵切除时本系统启动。
3.3.2烟气系统
锅炉出来的烟气经过电气除尘器除尘后，依次经过引风机和增压风机增压后进入气气换热器（GGH）的冷却侧降温，然后进入吸收塔系统除去SO2，再经过气气换热器（GGH）的加热侧升温后，通过烟囱排入大气。
（1）烟道
烟道包括必要的烟气通道、冲洗和排放漏斗、膨胀节、法兰、导流板、垫片/螺栓材料及附件。
在MCR工况下，烟道内任意位置的烟气流速不大于15m/s。烟道还留有适当的取样接口、试验口和人孔。
烟道设有旁路系统。进出口挡板门为双挡板型式，在脱硫系统运行时打开。旁路挡板门也为双挡板型式，在吸收塔系统运行时关闭。当吸收塔系统停运、事故或维修时，入口挡板和出口挡板关闭，旁路挡板全开，烟气通过旁路烟道经烟囱排放。
（2）增压风机
增压风机布置在气气换热器（GGH）的上游、运行在干工况下。其型式为动叶可调轴流式，带液压动叶可调控制器。增压风机包括电机、控制油系统、润滑油系统和密封空气系统。可变的叶片间距控制流量及压力。
FGD系统入口烟道压力为200Pa，出口烟道压力在FGD系统运行时为700Pa，FGD系统停运时为200Pa，因此增压风机的压头考虑了FGD系统烟道的压降和运行时进出口500Pa的压差的要求。
（3）烟气再热系统
每台机组配置一立轴、回转再生式气气再热器（GGH）。在MCR工况下，GGH能够将净烟气加热至80℃以上进入烟囱排房，而不需要补充其他热 源。在MCR工况下，GGH最大泄露量少于1%烟气量。为了清洁和保证GGH的烟气压降满足要求，系统配备了压缩空气吹扫系统。GGH的在线冲洗水泵在 GGH压降高于正常值投运，GGH的离线冲洗水泵在FGD定期检修时投运。
3.3.3石膏脱水系统
石膏浆液由吸收塔排放泵从吸收塔输送到石膏脱水系统。石膏浆液浓度大约为25wt%。
石膏脱水系统为两炉（2×600MW）公用。
（1）石膏旋流站
石膏浆液输送到安装在石膏脱水车间顶部的石膏旋流站，浓缩到浓度大约55%的底流浆液自流到真空皮带脱水机，上溢浆液经缓冲箱自流到废水旋流站。废水旋流站的溢流通过废水泵送至废水处理系统，底流至滤水箱。
（2）真空皮带脱水机
真空皮带脱水机和真空系统按2×75%容量设置。石膏旋流站底流浆液自流输送到真空皮带脱水机，由真空系统脱水到含90%固体和10%的水分，脱水石膏经冲洗降低其中的Cl-浓度。滤液经滤水回收箱进入滤水箱。脱水石膏由石膏输送机落入石膏仓，然后由螺旋卸料装置卸至汽车运输。
3.3.4石灰石制备系统
石灰石制备系统为两台炉（2×600MW）共用。
（1）石灰石接收储存系统
石灰石块用汽车运输进厂，卸进石灰石卸料斗。石灰石块的粒径不大于100mm。卸料斗中的石灰石块由输送给料设备送至石灰石破碎机破碎成小块，然后再输送至石灰石仓储存。
石灰石仓的容积相当于两台炉（2×600MW）BMCR工况下4天的石灰石消耗量。
（2）石灰石研磨系统
配置两套石灰石研磨制浆系统。每套的容量相当于两台锅炉在BMCR运行工况时满负荷石灰石耗量的75%。磨制后的石灰石粒度为905通过250目筛。
石灰石在湿式球磨机内磨碎后自流到磨机浆液箱，然后由磨机浆液泵输送到石灰石浆液旋流站。含有大颗粒物料的石灰石浆液从旋流站底流浆液再循环回到湿式球磨机入口，上溢浆液排到石灰石浆液箱，制成的浆液浓度约为30%。
（3）石灰石浆液供给系统
本系统共配有一座石灰石浆液箱和四台石灰石浆液泵，每座吸收塔配有一条石灰石浆液输送管，石灰石浆液通过管道输送到吸收塔。每条输送管上分支出一条再循环管回到石灰石浆液箱，以防止浆液在管道内沉淀。
3.3.5公用系统
公用系统包括工艺水系统、冷却水系统和压缩空气系统。
（1） 工艺水系统
工艺水水源由电厂主系统提供，并输送到FGD的工艺水箱中。
工艺水由工艺水泵从工艺水箱输送到各用水点，例如吸收塔、吸收塔入口烟道冲洗水、真空泵密封水等。除雾器也用工艺水冲洗，由每台机组的除雾器冲洗水泵自动地、间断地输送到除雾器。
（2） 冷却水系统
冷却水由电厂主系统提供至各设备。冷却水被输送到增压风机、氧化风机、湿式球磨机和空压机处以带走产生的热量，最后返回电厂主系统。
（3） 压缩空气系统
压缩空气系统包括2台空压机（一运一备）、一只储气罐。压缩空气用作GGH吹灰用气。
3.3.6排放系统
排放系统设有1只事故浆液箱、2个吸收塔排水坑（每台机组1个）、1个石灰石制备系统排水坑和1个石膏脱水系统排水坑。
当需要排空吸收塔进行检修时，塔内的浆液主要由吸收塔排放泵排至事故浆液箱。当液位降至泵的入口水平时，浆液依靠重力自流入吸收塔排水坑，再由吸收塔排水坑泵打入事故浆液箱。
3.3.7废水处理系统
两炉（2×600MW）脱硫废水水量为9.1m3/h。废水水质见下表：
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处理后废水的水质满足废水综合排放标准（GB8978-1996）的要求。
脱硫废水处理系统流程如下：
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中和箱添加Ca(OH)2 |
在中和箱内，靠添加Ca(OH)2,pH值调整到9-9.7，这样可以使部分重金属沉淀下来。在沉降箱内，通过增加废水的pH值，添加FeClSO4，重金属完全地沉降下来。在絮凝箱内，为使沉淀更加容易，添加絮凝剂。废水中的悬浮物在澄清器中得以分离出来，然后输送到污泥贮存箱，浆液浓度约为10%，然后由污泥高压泵送至压滤机。
在出水箱应对pH值进行连续监测。如果pH值满足要求，处理后的水直接排入水沟。如果pH值超标，则通过添加HCl将pH值调整到9.0以下。
4. 主要性能保证
（1）SO2脱除率
保证在锅炉BMCR负荷和确保的石灰石消耗的条件下，FGD装置在验收试验期间（在所有运行工况下连续运行14天），FGD装置SO2脱除率不低于95%。
（2）烟囱入口烟气温度在FGD装置入口烟温大于或等于设计温度126℃条件下不低于80℃。
（3）除雾器出口烟气携带的水滴含量应低于75mg/Nm3（湿基）。
（4）石灰石消耗
保证试验验收期间FGD按设计条件运行，在确保SO2脱除率的条件下，14天连续运行期间石灰石的平均耗量不超过10.7t/h。
（5）电耗
保证在试验验收期间，FGD按设计条件运行，在6KV电源分配盘的馈线处测量时，FGD系统的电耗在保证SO2脱除率的条件下，装置连续运行14天的平均值不超过12190kW.h / h。
（6）水耗
按设计条件中提供的水质，FGD按设计条件运行，保证最大工艺水耗量不超过145t/h。
（7）烟囱前的污染物排放极限
在标态，干基，6%O2的设计条件下：
SO2 < 79 mg/Nm3
粉尘 < 12 mg/Nm3
F （以HF计） < 5 mg/Nm3
Cl （以HCl计） < 10 mg/Nm3
5． FGD装置的布置
一期工程的烟囱后部预留了约80×160m2的脱硫场地，两套脱硫装置布置在脱硫场地内，基本按烟囱中心线对称布置；石 灰石浆液制备系统设备和石膏脱水与储存系统为二台机组一套，分别布置在整个脱硫场地后部，与主厂房区域的环行道路紧邻，便于脱硫剂石灰石和脱硫副产物石膏 的运输；脱硫电气控制楼与主体发电工程电除尘配电室集中布置在锅炉尾部场地的两台电除尘器之间，这样就减少了脱硫场地的占地面积。整个脱硫装置的布置紧 凑，流程合理，形成一个相对完整和独立的区域，这样无论是现场施工期间还是将来的运行管理都比较方便，也满足了保证机组安全运行的要求。
6.结语
本工程是国内较早在600MW等级的燃煤火电机组上安装烟气脱硫装置的发电机组，主要设备采用进口。工程的建设采用的是国内脱硫公司总承包的方 式，河北电力设计院分包了一部分的详细设计。经过投产后的运行实践考验，整个工程的实施是比较成功的，每年可减排二氧化硫3万多吨，减少了电厂建设给当地 环境造成的危害，也为项目本身的可持续发展创造了条件。
据现场调查了解，整套脱硫装置自投产后一直与电厂同步运行，运行状况良好。由于运行时间较短，还没有发现影响装置运行的问题。但还是暴露了一些需要在今后的脱硫系统设计和运行中需进一步提高完善的问题。
2号机组在2005年2月3日发生过一次停机事故，主要原因是由于脱硫增压风机自动调节与锅炉负压调节不匹配，导致锅炉负压调节品质发散，造成 在锅炉负压轻微扰动的情况下调节急剧恶化，最终达到负压保护动作值。事后经有关单位研究确定将增压风机自动调节进行了优化，并通过几次不同负荷下得扰动试 验最终解决了问题，目前各项自动调节品质优良。另外还有：气气换热器的阻力增大，造成烟气不能100%通过脱硫。分析原因是换热器低温端受热面堵灰造成 的，由于设计上仅在换热器的高温端装有1个吹灰器，低温端没有设置，当吹灰时吹落的灰浆向下流动，日积月累造成下部换热器堵塞，运行中无法清除低温端积 灰，最终导致换热器差压大报警，不得不将烟道旁路挡板门打开，至少造成5%的烟气量未通过脱硫系统。而且每4个月左右需停运脱硫系统一次，以便进行人工换 热面清理，导致运行维护工作量的增加和脱硫效率的降低。目前经与设备制造商研究协商，决定在换热器下部安装吹灰器，目前已经开始实施。此外脱硫废水的处理 也是采用湿法烟气脱硫技术应予以重视的问题，从投运后的运行效果来看，废水中氯离子和重金属的脱除仍是一个技术难点，需要在今后的脱硫废水处理工艺的选择 和确定时进一步深入研究。
为了保护我国现在已比较脆弱的生态环境，火电厂建设同步建设烟气脱硫设施已经形成普遍的共识，初期借鉴国外的技术是我们的必经之路，但发展中国 自己的技术是解决烟气污染的根本保证。实践已经证明，烟气脱硫初始投资大、运行费用高，是多项高新技术的集成，这就要求投资者要本着实事求是的精神，采用 确实有效的脱硫治理技术，不能一味追求低成本，导致最终达不到脱硫效果。同时，国家应出台相应的财政和税收政策，积极鼓励烟气脱硫的工程的实施。
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