CN102657997A - 二炉三塔烟气脱硫新技术 - Google Patents

Abstract

本发明公开了“二炉三塔”烟气脱硫的新技术。该技术是在“二炉二塔”技术的基础上增加一个新的吸收塔组成；本技术的主要设备有：3个吸收塔、2台锅炉、3台增压风机和1个烟囱。本发明的优点是运行方式非常灵活，最大限度提高了火电厂燃煤硫含量，降低燃煤成本，提高脱硫系统的运行可靠性，同时由于“二炉三塔”运行方式运行的灵活性，降低火电厂脱硫运行电耗，实现其节能减排的目的。

Description

二炉三塔烟气脱硫新技术

技术领域

本发明涉及燃煤电厂烟气脱硫系统增容改造的技术，具体是“二炉三塔”烟气脱硫的新技术。 

背景技术

来宾电厂共有4台机组，其中2台机组是2×125MW机组，2台为2×300MW机组。2×125MW机组是1988年投产，并配套石灰石湿法烟气脱硫系统，采用二炉一塔布置，设计处理烟气量928732Nm3/h，燃煤中硫含量设计值为2.5％，处理烟气中SO₂浓度设计值为6676mg/m3，脱硫效率不低于95％。2×300MW机组是2007年新建机组，并同时配套石灰石湿法烟气脱硫装置，采用一炉一塔的方案，处理烟气量1034456Nm3/h，燃煤中硫含量设计值为2.5％，处理烟气中SO₂浓度设计值为6424mg/m3，脱硫效率不低于95％，排放SO₂浓度≤400mg/m³。 

由于来宾电厂燃煤来源复杂，同时设计硫含量的煤种采购困难，并且价格过高，2008年硫含量3.0％％燃煤采购平均单价867吨/元，由此导致燃煤成本增大，自投产以来经营一直出现损。为拓宽煤炭市场，降低发电成本，来宾电厂计划将来采购单价在820元/吨左右、含硫量4.5％以上的煤炭。根据计算，如果燃煤硫含量达到4.5％，FGD入口的SO₂浓度则达到11000mg/m³(6％O₂，标，干)(下同)以上，就会造成现有脱硫设施不堪重负，导致SO₂排放浓度超标严重。为了使SO₂排放浓度满足国家排放标准，就必须对脱硫设施进行增容改造，确保按计划采用的煤质既能降低成本，又能满足现行的国家SO₂排放浓度≤400mg/m³的目标要求。 

来宾电厂针对现有烟气脱硫设施增容改造2009年专门对国内燃煤电厂烟 气脱硫增容改造情况进行了详细调研，并由广西电力设计院进行了可行性论证工作，其国内调研情况如表1所示。 

表1：国内燃煤电厂烟气脱硫设施增容改造调研情况 

由此可见，当时调研时这些电厂多是采用吸收塔增高，以增加喷淋层方法以增加脱硫出力，但这些增容改造方法费用高昂，施工工期较长，同时需要锅炉停运时间也较长(锅炉停运时电厂不能发电)，特别是吸收塔加高增加喷淋层改造方案最为复杂，施工难度极大，同时还需要重新对吸收塔地基进行勘探和处理，需要锅炉停运时间相当长，一般需要半年以上。由于这些改造方案费用高昂，需要停运锅炉时间较长，为此，研究一种新的脱硫设施增容改造技术，以大幅度降低其投资费用，缩短施工工期，特别是锅炉停运时间，对提高企业的经济效益具有重要意义。 

发明内容

本发明是针对国内燃煤电厂脱硫系统增容改造费用高昂，施工工期较长，需要锅炉停运时间较长的问题，为提高广西来宾电厂烟气脱硫系统出力，提高其经济效益，降低其投资费用以及需要锅炉停运的时间而提供的一种新的脱硫系统增容改造技术。 

本发明解决上述问题的技术方案如下： 

“二炉三塔”烟气脱硫新技术是在“二炉二塔”技术的基础上增加一个新的吸收塔组成；本技术的主要设备有：3个吸收塔、2台锅炉、3台增压风机和1个烟囱； 

1.本技术的工艺流程是： 

1)#1锅炉烟气出口通过挡板门和#1增压风机将烟气送入#1炉的吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气通过净烟道进入烟囱。#1锅炉烟气在事故状态下可通过#1炉的旁路门直接将烟气送入烟囱； 

2)#2锅炉烟气出口通过挡板门和#2增压风机将烟气送入#2炉的吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气通过净烟道进入烟囱。#2锅炉烟气在事故状态下可通过#2炉的旁路门直接将烟气送入烟囱； 

3)#1锅炉烟气通过新吸收塔挡板门-1和新吸收塔增压风机将烟气送入新吸收塔；#2锅炉烟气通过新吸收塔挡板门-2和新吸收塔增压风机将烟气送入新吸收塔的烟气入口；新吸收塔的烟气通过净烟道将烟气送入烟囱； 

2.本技术的运行： 

1)当#1、2锅炉燃煤硫含量较高时，通过将这2台炉部分烟气分流进入新吸收塔进行处理，使三个吸收塔同时运行，即“二炉三塔”运行方式，同时使这三个吸收塔排放的SO₂浓度均符合国家要求的排放标准； 

2)当#1、2锅炉燃煤硫含量较低、FGD入口SO₂浓度较低时，在保证排放的SO₂浓度符合允许的排放标准情况下，停运备用吸收塔，只运行二个运行吸收塔，即“二炉二塔”运行方式； 

3)当#1、2锅炉2个运行吸收塔的任何一个吸收塔出现故障需要停运处理时，可将原来进入有故障吸收塔的烟气全部抽到新吸收塔进行处理，即“备用运行”方式，可实现停运锅炉原来脱硫系统而不停运机组，大大提高脱硫系统运行的可靠性，减少电厂因锅炉停运而损失的发电量； 

4)当#1、2锅炉只有一台运行并且燃用硫含量很高的燃煤时，则采用“一炉二塔”运行方式，即将运行锅炉的部分烟气分流到新吸收塔进行处理。 

本发明的效益：根据在来宾电厂2×300MW机组应用试验证明，通过这种方式改造后，来宾电厂入炉煤硫含量由原来的3％可提高到4.5％，脱硫系统入口SO₂浓度由原来的6700mg/m³提高到11000mg/m³以上，其脱硫系统出力增加了60％，而投资费用仅1990万元，仅为常规的增高吸收塔、每炉增加一个吸收塔(串联方式)增容改造方式的费用1/3左右，并且运行电耗也较这些方法低。 

1.来宾电厂2×300MW机组燃煤硫含量由原设计的2.5％(最大为3％)提高到4.5％时，脱硫系统出力提高了60％，而其改造费用仅1994万元，仅为国内同类、同等容量机组脱硫系统的改造费用的1/3(按表1平均价计算)，节约的投资费用达6000万元。 

2.来宾电厂2×300MW机组燃煤硫含量由原设计的2.5％(最大为3％)提高到4.5％后，来宾电厂硫含量≤2.5％燃煤采购价格平均890元/吨，硫含量4.5％燃煤采购价格平均840元/吨，2011年来宾电厂年用原煤量165万吨，两者差价8250万元，扣除因脱硫增容改造而增加的电耗、石灰石等费用，其直接经 济效益达7800万元。详细可见附件3(来宾电厂的应用证明)。 

3.需要锅炉停运的时间仅20天(#1、#2机组各停运10天)，仅为国内同类、同等容量机组脱硫系统需要停炉时间的1/6(按表1平均价计算)，改造工期仅80天，仅为同等容量机组脱硫系统改造时间1/4。 

4.来宾电厂根据燃煤硫含量的情况灵活采用“二炉三塔”或“二炉二塔”运行方式，既保证了其排放的SO₂浓度符合国家允许的标准，又尽可能降低脱硫系统的电耗。自2010年8月该改造完成以后，来宾电厂均没有出现SO₂浓度超标现象，其环境效益显著。 

5.在来宾电厂#1、#2锅炉任何一台机组的脱硫系统出现故障时，可将#1或#2机组的烟气量全部抽到新吸收塔(125MW FGD吸收塔)进行处理，相当于125MWFGD作为#1、#2锅炉的备用脱硫系统(备用运行方式)，实现停运#1或#2机组的脱硫系统而不停运机组，大大提高脱硫系统运行的可靠性。2011年全年脱硫系统与主机同步投运率由原来的90％提高到99.55％。 

6.该项目在国内首次提出了“二炉三塔并联运行”脱硫系统的增容改造方法，并且也是国内第一个在广西来宾电厂成功应用的并联吸收塔增容改造项目。 

附图说明

附件1图1是本发明工艺流程示意图。 

具体实施方式

下面以来宾电厂为例对本发明作进一步描述。 

在来宾电厂#1、#2锅炉脱硫系统原有的2个吸收塔基础上，新增一个吸收塔(由于来宾电厂2×125MW机组已关停，同时2×125MW机组脱硫吸收塔设计处理烟气量、脱硫效率等与2×300MW机组脱硫吸收塔基本相同，经技术论 证、计算，新增加的吸收塔利用2×125MW机组的脱硫吸收塔(即125MWFGD吸收塔))，新增一台增压风机(由于新增设的烟道长度较大，为克服烟道阻力，更换了125MWFGD吸收塔原来的增压风机，更换后的增压风机可满足处理#1、#2锅炉任何一台锅炉满负荷下的烟气量的要求)。从#1、#2锅炉脱硫系统入口(增压风机入口)各增设一烟道并汇合一条烟道接入新吸收塔增压风机入口，相应增设#1、#2炉为烟气分流到新吸收塔的烟道档板门，将二台锅炉的烟气可同时进入三个吸收塔进行处理，即“二炉三塔”方式。其系统图可见图1。增容改造后的脱硫系统可实现以下目的： 

(1)在#1、#2锅炉负荷较高并且FGD入口SO₂浓度超设计值时，通过将#1、#2炉部分烟气分流进入新吸收塔进行处理，使三套脱硫系统同时运行(即“二炉三塔”运行方式)，同时使这三套脱硫系统排放的SO₂浓度均符合≤400mg/m³的要求。根据计算，在锅炉满负荷时，改造后入炉煤硫含量由原来的2.5％-3％可提高到4.5％，脱硫系统入口SO₂浓度由原来的6700mg/m³提高到10691mg/m³以上，相应其脱硫出力提高约60％。 

(2)在#1、#2锅炉任何一台锅炉的脱硫系统出现故障时，可将#1或#2锅炉的烟气量全部抽到新吸收塔进行处理，相当于新吸收塔作为#1、#2锅炉的备用脱硫系统(“备用运行”方式)，实现停运#1或#2锅炉的脱硫系统而不停运机组，大大提高脱硫系统运行的可靠性。 

来宾电厂脱硫系统的“二炉三塔”增容改造后运行方式如下： 

1)在#1、#2锅炉吸收塔入口SO₂浓度超设计值、排放的SO₂浓度超过国家允许的400mg/m³时，启动新吸收塔，通过调节#1、#2炉分流到新吸收塔(125MWFGD吸收塔)的烟道档板门，将#1、#2炉部分烟气分流进入新吸收塔(125MW FGD吸收塔)进行处理，使三套脱硫系统同时运行(即“二炉三塔”运行方式)， 同时使这三套脱硫系统排放的SO₂浓度均符合≤400mg/m³的要求。结果见来宾电厂“二炉三塔”脱硫系统改造后运行实测数据表1 

表1：#1、2锅炉满负荷、燃高硫煤时“二炉三塔”同时运行结果 

2)当#1、#2锅炉FGD入口SO₂浓度在设计范围内，并且排放的SO₂浓度符合国家允许的400mg/m³时，停运新吸收塔，关闭#1、#2炉分流到新吸收塔的烟道档板门，只运行原来的二个吸收塔(即原来的“二炉二塔”运行方式)。 

3)在#1、#2锅炉任何一台锅炉的脱硫系统出现故障时，可将#1或#2锅炉的烟气全部抽到新吸收塔进行处理，相当于新吸收塔作为#1或#2锅炉的备用脱硫系统(即“备用运行”方式)，当#1或#2锅炉脱硫系统故障处理完毕后再恢复原来运行方式，实现停运#1或#2锅炉的脱硫系统而不停运机组，大大提高脱硫系统运行的可靠性，减少电厂因锅炉停运而损失的发电量。结果见来宾电厂“二炉三塔”脱硫系统改造后运行实测数据表2，二炉三塔作为300MW锅炉备用吸收塔运行结果。 

表2：新吸收塔作为300MW机组脱硫事故备用，烟气全部进入新吸收塔运行结果(#2锅炉脱硫系统停运，其烟气全部进入新吸收塔处理结果) 

4)运行的保护逻辑：该改造工程为简化系统，取消了新吸收塔原设置的烟气旁路档板门，因而如果新吸收塔因故障造成停运及增压风机跳闸时，相应#1或#2锅炉脱硫系统的增压风机无法在短时间内将进入新吸收塔处理的烟气拉回，必然会造成#1或#2锅炉炉膛压力的增加甚至造成锅炉事故停运。因此为保证#1、#2锅炉的安全运行，以#1、#2炉分流进入新吸收塔的烟气档板门开度为信号，设置了以下保护逻辑： 

①当#1、#2锅炉分流进入新吸收塔的烟气档板门开度均超过5％，125MW-FGD因故障造成增压风机跳闸时，#1、#2锅炉的脱硫系统烟气旁路档板门联动打开(但#1、2锅炉脱硫系统不停运)。同时，如果#1、#2锅炉的脱硫系统因故障造成增压风机跳闸时，相应新吸收塔的增压风机也跳闸停运； 

②当#1或#2炉分流进入新吸收塔的烟气档板门有一个档板门开度超过5％，新吸收塔因故障造成增压风机跳闸时，分流进入新吸收塔的烟气档板门开度超过5％对应锅炉的脱硫系统烟气旁路档板门打开(#1、#2锅炉脱硫系统也不停运)。同时，#1或#2炉脱硫系统因故障造成增压风机跳闸时，相应新吸收塔的增压风机也跳闸停运； 

③新吸收塔增压风机启动时，#1、#2锅炉分流进入新吸收塔的烟气档板门只能有一个打开，并且开度大于5％，如果二个档板门均打开并且开度超过5％或均未打开，新吸收塔增压风机不能启动。 

Claims (1)

1.“二炉三塔”烟气脱硫新技术，其特征在于，本技术是在“二炉二塔”技术的基础上增加一个新的吸收塔组成；本技术的主要设备有：3个吸收塔、2台锅炉、3台增压风机和1个烟囱；

本技术的工艺流程是：

1)#1锅炉烟气出口通过挡板门和#1增压风机将烟气送入#1炉的吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气通过净烟道进入烟囱，#1锅炉烟气在事故状态下可通过#1炉的旁路门直接将烟气送入烟囱；

2)#2锅炉烟气出口通过挡板门和#2增压风机将烟气送入#2炉的吸收塔进行脱硫，脱硫后的烟气通过净烟道进入烟囱，#2锅炉烟气在事故状态下可通过#2炉的旁路门直接将烟气送入烟囱；

3)#1锅炉烟气通过新吸收塔挡板门-1和新吸收塔增压风机将烟气送入新吸收塔；#2锅炉烟气通过新吸收塔挡板门-2和新吸收塔增压风机将烟气送入新吸收塔的烟气入口；新吸收塔的烟气通过净烟道将烟气送入烟囱；

本技术的运行：

1)当2台锅炉燃煤硫含量较高时，通过将这2台炉部分烟气分流进入新吸收塔进行处理，使三个吸收塔同时运行，即“二炉三塔”运行方式，同时使这三个吸收塔排放的SO₂浓度均符合国家要求的排放标准；

2)当2台锅炉燃煤硫含量较低、FGD入口SO₂浓度较低时，在保证排放的SO₂浓度符合允许的排放标准情况下，停运备用吸收塔，只运行二个运行吸收塔，即“二炉二塔”运行方式；

3)当2个运行吸收塔的任何一个吸收塔出现故障需要停运处理时，可将原来进入有故障吸收塔的烟气全部抽到新吸收塔进行处理，即“备用运行”方式，可实现停运锅炉原来脱硫系统而不停运机组，大大提高脱硫系统运行的可靠性，减少电厂因锅炉停运而损失的发电量；

4)当2台锅炉只有一台运行并且燃用硫含量很高的燃煤时，则采用“一炉二塔”运行方式，即将运行锅炉的部分烟气分流到新吸收塔进行处理。

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