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    火電廠濕法煙氣脫硫系統(tǒng)技術(shù)改造實(shí)踐

    2022-10-14 00:35:20郭靜靜
    冶金能源 2022年5期
    關(guān)鍵詞:吸收塔除塵入口

    郭靜靜 陳 帥 王 匡

    (1.榆林職業(yè)技術(shù)學(xué)院,2.榆林經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)匯通熱電有限公司)

    截至 2021年底,煤電裝機(jī)達(dá)到11.1億kW,占總裝機(jī)容量的46.7%。煤電仍然是我國電力供應(yīng)的主要來源,也是保障我國電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的基礎(chǔ)[1]?!痘痣姀S大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》中規(guī)定,大氣中SO2排放限值為35 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2)[2]。近年來,大部分火電廠都對脫硫系統(tǒng)進(jìn)行了技術(shù)改造,以滿足SO2排放要求[3-6]。

    1 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)工藝概況

    某燃煤電廠裝機(jī)容量為2×600 MW,采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝,一爐一塔,吸收塔設(shè)置2級屋脊式除霧器、3層漿液噴淋。入口煙氣流量2 393 000 m3/h(標(biāo)態(tài),濕基實(shí)際氧),原吸收塔直徑為16 m,塔內(nèi)設(shè)計3層噴淋層,每層噴淋層布置156個噴嘴,噴淋層間距為1.8 m,最上層噴淋層中心線至出口煙道下沿5.5 m,出口煙道采取側(cè)出方式。循環(huán)泵流量為6 300 m3/h,液氣比為7.9 L/m3(入口,標(biāo)態(tài)濕基實(shí)際氧)。

    燃煤入爐煤質(zhì)比較穩(wěn)定,硫分含量較低,基本維持在0.21%~0.25%。表1為現(xiàn)役脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)。當(dāng)入口SO2濃度低于390 mg/m3時,出口SO2濃度低于35 mg/m3,可基本滿足SO2超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求;當(dāng)脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度超過390 mg/m3時,出口SO2濃度超出35 mg/m3;個別工況下,入口SO2的濃度接近700 mg/m3,更無法滿足SO2超低排放要求。以現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)設(shè)計條件核算煤質(zhì)硫分須控制在0.18%以內(nèi),才能穩(wěn)定實(shí)現(xiàn)超低排放,因此需對現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)進(jìn)行改造。

    表1 現(xiàn)役脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)

    脫硫系統(tǒng)改造基于原有石灰石—石膏濕法脫硫工藝進(jìn)行,在原有燃煤煤質(zhì)條件下,需考慮電廠設(shè)置的GGH漏風(fēng)(最高2.4%)對SO2排放濃度的影響,設(shè)定入口SO2濃度700 mg/m3,脫硫效率不低于95%,確保增容改造后滿足SO2排放濃度<35 mg/m3的要求。

    2 技術(shù)方案的改造

    2.1 改造技術(shù)條件分析

    (1)吸收劑供應(yīng)

    電廠脫硫吸收劑為外購石灰石顆粒,粒徑≤20 mm,采用濕式球磨機(jī)制漿系統(tǒng)。電廠2×600 MW機(jī)組脫硫系統(tǒng)改造后,按年運(yùn)行5 500 h計,石灰石耗量為2.761×104t/a。原脫硫石灰石供應(yīng)商可供給足量品質(zhì)合格的石灰石。

    (2)供水條件

    脫硫系統(tǒng)工藝水采用輔機(jī)冷卻水的排污水和鍋爐補(bǔ)給水的排水,脫硫系統(tǒng)設(shè)備冷卻水采用電廠工業(yè)水。所以,原來脫硫系統(tǒng)供水滿足改造后系統(tǒng)供水要求。

    (3)供氣/汽條件

    脫硫改造引起的壓縮空氣量變化很小,仍按原壓縮空氣系統(tǒng)設(shè)計方案考慮,脫硫系統(tǒng)改造無蒸汽消耗。

    (4)入口煙氣參數(shù)

    改造過程將入口煙氣參數(shù)設(shè)定為:SO2濃度(干態(tài),6%O2)700 mg/m3,溫度136.9 ℃。設(shè)定值不僅在儀表監(jiān)測量程范圍內(nèi),而且滿足最不利工況。

    2.2 脫硫系統(tǒng)改造方案

    結(jié)合現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)運(yùn)行和現(xiàn)場布置情況,采用噴淋層改造+高效除塵除霧裝置改造方案。

    (1)脫硫系統(tǒng)噴淋層改造

    通過壓力換流量來增大循環(huán)漿液量、設(shè)置漿液再循環(huán)裝置和噴淋層漿液噴嘴差異化布置,完成噴淋層改造。

    經(jīng)過核算,在塔內(nèi)不設(shè)置增效構(gòu)件的條件下,現(xiàn)有液氣比略低于改造要求,因此采用循環(huán)泵壓力換流量的思路,達(dá)到增大循環(huán)漿液量的目的,拆除現(xiàn)有的A泵的減速機(jī)(最下層),將現(xiàn)有的C循環(huán)泵的減速機(jī)(最上層)移位安裝在現(xiàn)在的A泵位置,對最高層漿液循環(huán)泵B、C的減速機(jī)進(jìn)行重新選型。

    部分噴淋漿液噴射到吸收塔邊壁,然后沿著吸收塔壁流到吸收塔持漿池,該部分噴淋漿液沒有參與脫硫反應(yīng)。作用于該部分噴淋漿液的循環(huán)泵出力沒有起到應(yīng)有的作用,增加了脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行電耗。

    在吸收塔內(nèi)增設(shè)漿液再循環(huán)裝置,即在每一噴淋層下方的塔壁上設(shè)置一圈環(huán)形漿液收集裝置[6]。漿液流動至環(huán)形漿液收集裝置后重新匯聚,并將漿液導(dǎo)入到吸收塔煙氣中,使得漿液再與煙氣接觸,增加了汽液接觸時間。根據(jù)原吸收塔的參數(shù)及噴淋量,增加兩層漿液再循環(huán)裝置,分別布置在第一層與第二層噴淋之間、第二層與第三層噴淋之間。

    針對吸收塔內(nèi)煙氣流場中心區(qū)域流速高、貼壁區(qū)域流速低的情況,噴淋層漿液噴嘴采用差異化布置,即在煙氣流速較高處增加噴淋噴嘴數(shù)量,在煙氣流速較低處減少噴嘴數(shù)量。這樣使得原高流速區(qū)的煙氣流速降低,低流速區(qū)的煙氣流速增加,達(dá)到吸收塔內(nèi)的流速相對均勻,同時提高了漿液的利用率,保證了系統(tǒng)的脫硫性能。第一層噴淋(最下層)的噴嘴采用差異化布置,使得進(jìn)入吸收塔的煙氣能夠相對均勻流動,漿液與煙氣均勻混合吸收,煙氣溫度盡快降至飽和溫度;對第二層噴淋(中間層)更換部分噴嘴,采用40~75 m3/h的空心錐噴嘴,同時增加噴嘴個數(shù),提高漿液量,消除在原噴嘴布置時出現(xiàn)的煙氣空洞;對第三層噴淋(頂層)增加中心區(qū)域的噴嘴數(shù)。

    (2)高效除塵除霧裝置改造

    將現(xiàn)有的普通除霧器更換為高效除塵除霧裝置,同時在噴淋層和除塵除霧裝置支架上加裝氣流均布及預(yù)捕集裝置。利用現(xiàn)有除霧器支撐梁,采用屋脊式高效除霧除塵裝置,并對吸收塔邊壁的封堵進(jìn)行改造,即在吸收塔壁處割除原有的煙氣封堵板,重新按照屋脊式布置設(shè)計煙氣封堵板,并對其進(jìn)行玻璃鱗片防腐。

    為了提高高效除霧除塵裝置對細(xì)微顆粒的捕集和收集作用,將兩層高效除霧除塵裝置布置改造為三層布置,同時充分利用原有除霧除塵裝置的支撐梁。采用屋脊式高效除霧除塵裝置后,高效除霧除塵裝置葉片距離吸收塔出口煙道較短,為了保證煙氣流場的合理及均勻,采用異型模塊,將高效除霧除塵裝置的夾角設(shè)計為150°~155°。

    葉片是高效除霧除塵裝置最重要的基本元件,傳統(tǒng)的除霧除塵裝置葉片為入口段與煙氣流向同向的結(jié)構(gòu)方式,去除煙氣中漿液能力較差,特別對較小粒徑漿液液滴去除能力更差,其結(jié)構(gòu)如圖1所示。

    圖1 傳統(tǒng)除霧器葉片形式

    該次改造采用高效除霧除塵裝置葉片形式見圖2。即入口段與煙氣流向成一定角度,相當(dāng)于增加了折流段,實(shí)現(xiàn)初步截留液滴,并且距離高效除霧除塵裝置前的沖洗裝置很近,折流段處的污垢容易被清洗。由于液滴捕集大多在折流段完成,因此后折流段的負(fù)荷大為減輕,不需要同前折流段一樣的大角度。同時,為了增加高效除霧除塵裝置后的沖洗效果,也要求該段葉片角度稍小,以利于沖洗水進(jìn)入。

    圖2 高效除塵除霧裝置葉片形式

    3 結(jié)論

    通過實(shí)施噴淋層改造+高效除塵除霧裝置改造,可實(shí)現(xiàn)脫硫出口凈煙氣中SO2排放濃度小于35 mg/m3,煙塵濃度小于10 mg/m3,煙氣攜帶的霧滴含量小于20 mg/m3。其優(yōu)點(diǎn)是對現(xiàn)有系統(tǒng)改造量最小,增加的煙氣阻力僅為150 Pa。

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