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实现350MW燃煤机组超低排放改造的氧化镁脱硫工艺

北极星环保网来源:《科技中国》徐继业2017/2/24 13:30:17我要投稿

2. 增效改造工程成果

1) 改造工程工期

脱硫设施增效改造工程于2014年5月开工,前期主要是氧化镁车间施工。其中1#机组于7月按计划停机、9月初完成脱硫设施改造并一次投运脱硫成功。在调试期间,先后完成了低硫煤(<1%)和高硫煤(2-2.2%)的168小时运行和通过性能及环保检测。2#机组于2014年12月按计划停机, 经过50天停机改造,于2015年2月顺利启动脱硫运行。两台氧化镁脱硫系统一直正常运行,GGH出口SO2排放< 35mg/Nm3。

两套脱硫系统自改造工程开工到全部投入脱硫运行,历时9个月。

2)脱硫性能改进

两套脱硫系统在调试期间,分别进行了低硫煤和高硫煤的168h连续试运行,在燃用设计煤种(含硫1.06%-1.2%)时,两台循环泵运行即可达到35mg/Nm3排放要求。

两次168运行中,燃煤含硫1.2%以下时,只运行2层喷淋(一台循环泵备用)运行时的平均脱硫效率超过99%,满足35mg/Nm3排放要求,见下表:

序号 项目 单位 设计煤168 低硫煤168 备注

1 系统入口SO2浓度 mg/Nm3 2,406.5 1,212

2 系统脱硫率(GGH出口) % 98.59 98.33 两台循环泵运行

3 脱硫塔脱硫率 % 99.09 98.83 GGH漏风率按0.5%计算

4 GGH出口净烟气SO2浓度 mg/m3 34.0 20.29 标态,干基,6%O2

注 数据均来自于脱硫控制系统历史记录数据。

数据在考核时段内取平均值。

烧S=2.2%煤时,入口烟气SO2=4612 mg/Nm3,运行三层喷淋,GGH出口SO2=30mg/Nm3,系统脱硫效率99.35%,经检测,GGH的漏风率~0.5%,故脱硫塔真实脱硫效率99.8%。

3))脱硫厂用电降低

氧化镁脱硫的低电耗在此工程中得到证实。氧化镁增效改造后的2炉脱硫系统的实际运行电耗(kWh/h)比改造前降低1,550kWh/h,即0.22个百分点的厂用电率;比达到98%脱硫效率的石灰石法增效方案降低3,587kWh/h,即0.5个百分点的厂用电率,年节电约1800万kWh,超过了使用氧化镁所增加的脱硫剂原料的费用。增效改造以后,电厂脱硫运行成本降低。

四、结 论

氧化镁脱硫增效改造的实践证明,用氧化镁脱硫工艺改造现有石灰石-石膏法脱硫系统与仍然用石灰石法增效具有以下优势:

1.达到超高脱硫效率:99.8%,可以在燃用高硫煤和使用GGH时达到“近零排放”要求。

2.完全保留原脱硫塔、烟道、风机、循环泵、石膏脱水系统设施,改造量小,改造费用降低50%以上。

3.一台脱硫系统改造工期五个月,其中停机时间50-55天,在正常大修期内完成。

4.脱硫厂用电率降低0.5个百分点,电费节省超过脱硫剂费用增加,运行成本降低。

5.脱硫副产物亚硫酸镁可以农用,有条件的可以再生处理,回收氧化镁并生产硫酸, 实现循环经济,获得净效益。

6.氧化镁对石灰石脱硫增效改造实施必须因地制宜,特别适用于:1)烧较高硫煤,和(或)有GGH,要求脱硫塔99+%脱硫效率,2)现场场地限制,无法采用用双塔工艺, 3)改造停机工期短,4)要求降低脱硫电耗和运行成本,5)氧化镁供应保障,副产物亚硫酸镁能在附近处理或利用,6)要求降低改造费。

引用文献:

(1) 熊天渝,“氧化镁烟气脱硫技术及在中国的应用”,国际脱硫技术研讨会,2001年10月,北京。

(2) B&W, "Maximizing SO2 Removal by Retrofit with Duel Tray Technology", B&W Report, 2006。

(3) Wolfgang Schuettenhelm, "FGD Technology Developments in Europe and North America, Aug. 20, 2001。

(4) URS, "Techniques for Improving FGD System Performance to Achieve Ultra-High SO2 Removal Efficiency“, URS Report, 2005。

(5) 易勇智等,”350MW燃煤机组MgO法烟气脱硫系统烟尘脱除试验研究“。

《科技中国》2016年5期 作者:徐继业

延伸阅读:

燃煤电厂烟气脱硫系统中脱硫添加剂的运用探究

浅谈提高石灰石脱硫效率的方法

双碱法在电厂锅炉脱硫中的应用

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