燃煤机组超低排放改造脱硫改造方案研究

双塔双循环改造需要较大空间，若原场地有空间，可再机组运行时进行第二个吸收塔的建设，待停机时将烟道及管道等接上，停机时间大约需要50天。单塔双循环占地较双塔双循环小，但停机时间略长，由于需要在原塔上进行改造，大约需要70天。由于电厂可根据改造场地条件、停机时间及塔本身的条件选择适合自己的改造方案。

2改造实例

2.1单塔单循环（强化传质）方案改造实例

安徽某电厂3、4号机组（2×660MW）脱硫设置三层喷淋层，原设计煤种按含硫量St.ar=1.0%，折合SO2浓度为2826mg/Nm3。但实际燃用的煤种含硫量较低，脱硫装置入口SO2浓度范围为926-1270mg/Nm3，以致脱硫出口的SO2浓度仅为25～44.5mg/Nm3。但考虑到电厂燃煤含硫量不稳定的因素，脱硫系统需满足燃用本工程设计煤种（折合SO2浓度为2826mg/Nm3），吸收塔出口的SO2浓度低于35mg/Nm3，所以需要对吸收塔进行超低排放改造。根据入口SO2浓度可知，本项目入口浓度不高，小于3000mg/Nm3，且就目前煤质可知，入口也就在1300mg/Nm3以下，而且原吸收塔条件较好，所以电厂采用了单塔单循环（强化传质）工艺：

采用四层标准喷淋层+旋汇耦合器技术，更换原有的三层标准喷淋层喷淋支管及喷嘴，同时增加一台浆液循环泵，通过提高液气比实现脱硫增效。

a）保持原有的三层标准喷淋层不变，改造原有喷淋层喷淋管并更换喷嘴，增加一层标准型喷淋层。

b）原有三台浆液循环泵的参数为：流量9700m3/h，扬程21.0/23.3/25.6m，相应电机功率为900/1000/1000kW；改造后该三台循环泵的参数不变，另外增加一台循环泵，流量9820m3/h，扬程26.4m，电机功率为1120kW。c）增加一台循环泵，相应增加配套的土建、电气及仪控设施。

d）拆除原有均流增效板，原位置增加旋汇耦合器。

改造完成后，环保局对3、4号机组进行脱硫验收试验，试验结果见表2-1。

表2-13、4号机组验收监测结果

由表2-1可知，该电厂3、4号机组脱硫系统通过单塔单循环（强化传质）工艺进行超低排放改造后，脱硫系统出口SO2浓度达到超低排放要求，且浓度较小。测试时，脱硫系统只运行了3台浆液循环泵，1台循环泵备用。根据测试时的整体情况可以看出，3、4号机组脱硫系统的脱硫能力还有一定的裕量，即使入口浓度进行波动，仍然有能力达到超低排放要求。

2.2双循环方案改造实例

沈阳某电厂2×600MW机组原脱硫设计入口SO2浓度为3500mg/Nm3，一炉一塔，设计脱硫效率不低于95%。近几年燃煤硫份有较大提升，入口SO2浓度最高已经达到4800mg/m3，且由于原塔径较小，塔内烟气流速较高，不利于SO2的脱除，所以脱硫超低排放改造采用�p塔双循环方案：FGD入口SO2设计浓度为4800mg/m3，现有吸收塔作为一级吸收塔，保留原3台浆液循环泵，新建一座塔径较大的二级吸收塔，设计采用逆流喷淋空塔，设置3台浆液循环泵及3层喷淋层，塔顶增设2层屋脊式除雾器。

2015年6月份，测试单位对脱硫系统进行了测试。测试数据见表2-2。

表2-2沈阳某电厂1号机组脱硫测试数据

根据测试数据可知，机组负荷在600MW、450MW时，脱硫入口SO2浓度在4000mg/Nm3以上时，脱硫出口SO2浓度均在35mg/Nm3以下，满足超低排放限值要求。从对应循环泵运行情况来看，本脱硫系统还有一定的裕量，可适应更高的硫份。所以脱硫双循环改造方案是中、高硫煤电厂脱硫超低排放改造的有效方案之一。

3结束语

目前国内脱硫超低排放改造的技术方案较多，以上列出的仅是部分改造方案。脱硫超低改造时需充分考虑近几年煤种的变化，对燃煤、引风机、烟道阻力、原吸收塔配置等情况、机组检修工期、投资等现状进行综合评估，提出最佳改造方案，并且在满足脱硫环保达标排放的同时兼顾节能效果。

超低排放改造完成投运后，电厂需注意以下几点：

（1）若采用湿式电除尘方案的电厂，需注意脱硫塔水平衡问题；

（2）脱硫系统的运行需注意各台循环泵之间的配合，从而节约能耗；

（3）加强各环保设备的运行维护管理，减少设备故障率，保证机组长期稳定达标排放。

参考文献略

延伸阅读：

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