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[分享]湿法脱硫装置SO2吸收系统增容是如何改造的
我国发电机组装机容量已达71822万kW，其中火电占77.42%，全国已建并投运烟气脱硫系统的机组容量约2.66亿kW。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺因其脱硫效率高、技术成熟、运行可靠、脱硫剂分布广、资源丰富、廉价而成为我国燃煤电厂烟气脱硫的首选工艺，占我国火电厂烟气脱硫市场80%-90%。
随着燃煤储量的减少，煤质好的低硫煤很难买到，大多数电厂都不能购买符合要求的燃煤，燃煤硫分偏高 ，甚至明显高于设计值;另一方面国家环保部颁布了《火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)，提高火 电厂SO2污染物的排放限值要求;将在2015年实行200mg/m3排放标准，因此对已加装烟气脱硫装置的电厂进行提高脱硫效率的增容改造已势在必行。本文分析了湿法烟气脱硫装置增容改造的原因，提高了湿法脱硫装置增容改造工程的核心部分，即SO2吸收系统4种可行的改造方案，并对各方案的优缺点和适应性进行比较和论述，为 类似工程提供参考。
1、WFCD系统增容改造原因
火电厂配套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置增容改造原因具体可归纳为燃煤硫分偏离设计值、FCD入口烟气 量增大、排放要求日趋严格、部分WFCD装置存在设计能力不足等。
1.1 燃煤硫分偏离设计值
已建烟气脱硫装置设计燃煤硫分普遍偏低，特别是在2005年以前建设的火电厂配套烟气脱硫装置，当时国 内烟气脱硫市场刚刚起步，正式投运的脱硫装置比较少，对燃煤硫分变化影响WFCD系统的认识不足，投运后， 很难买到煤质较好的低硫煤，实际燃煤硫分远高于设计值，导致FCD运行工况偏离设计水平，SO2排放浓度超标 较多。
1.2 FCD入口烟气量增大
随着电厂运行时间的增加，烟气系统漏风增大，导致烟气量增加;另一方面，设计燃煤热值高，由于燃煤 煤质变差，煤耗增加，烟气量加大。烟气量增大后，吸收塔和除雾器中的烟气流速随之提高，进而降低了除雾 器的除雾效果，特别对于平板式除雾器，除雾效果会降低得更明显。造成吸收塔出口烟气中浆液携带量增加， 从而引起CCH换热元件堵塞或者引起石膏雨(无CCH)等问题。
1.3 排放要求日趋严格
近年来，随着国家经济持续增长，国民环境保护意识逐渐加强，污染物排放标准要求越来越严格，新的《 火电厂大气污染物排放标准》(征求意见稿)中规定：自2010-01-01起，火电厂SO2排放浓度限值400mg/m3，以及2015年将执行200mg/m3限值。原来按SO2排放浓度>400mg/m3设计的烟气脱硫装置需要增容改造才能满足新的 排放要求。
1.4 部分WFCD装置设计能力不足
国内电厂烟气脱硫市场从2000年起步，由于脱硫公司数量众多，竞争激烈，几个新产业就完成了从起步到 繁荣再到衰退的过程，由于各方面的原因，使得部分电厂烟气脱硫装置设计能力不能满足要求，导致烟气脱硫 装置需要增容改造。
除此之外，还有二炉一塔改为一炉一塔、脱硫工艺变更、设备缺陷等原因也会导致原烟气脱硫装置增容改 造。
2、SO2吸收系统增容改造方案设想
完整的石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置由烟气系统、SO2吸收系统、石灰石储运及浆液制备系统、废水处理 系统等系统组成。
SO2吸收系统是整个烟气脱硫装置的核心，包括吸收塔系统、浆液再循环系统、喷淋系统、氧化空气及分布系统、除雾系统等。在吸收塔里，烟气中的SO2、SO3、HCI、HF等污染物与石灰石浆液发生传热、传质反应，去除烟气中污染物。因此，增容改造工程的核心是SO2吸收系统的改造;提高现有SO2吸收系统的脱除能力是整个改造工程的关键;该系统改造的好坏关系到整个脱硫装置的改造成败，故本文主要探讨SO2吸收系统增容改造方案。
为了提高石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置中SO2吸收系统的脱除能力，可以采取提高吸收塔液气比(L/C)、提高氧化空气供给量和分布效率、增加吸收塔浆液停留时间等措施实现。
2.1 提高吸收塔液气比(L/C)
增大吸收塔系统的液气比(L/C)，可以显著提高吸收塔SO2等污染物的脱除能力。通常可以采用增加喷淋 层数和增大喷淋密度两种方式来增加吸收塔的液气比。前一种方法是保持原有喷淋系统不变，在原有喷淋层上 方增加喷淋层来中喷淋循环量，需要将吸收塔抬高;后一种方式是保持吸收塔高度不变，增大单层喷淋层喷淋 量或者采用交叉喷淋层的方式来增大整个吸收塔浆液喷淋循环量。
2.2 提高氧化空气供给量和分布效率
充足的氧化空气供给量是吸收塔内石膏浆液中的亚硫酸钙氧化成硫酸 钙并结晶的前提，也是稳定吸收塔内pH值、保证石膏品质、保证脱硫效率及整个FCD良性循环的必要条件。因此，增大氧化空气供给量和提高氧化空气分布效率也是提高原有FCD装置污染物脱除能力的主要因素之一。
2.3 增加吸收塔浆液停留时间
足够大的浆液池容积可以保证吸收塔浆液循环停留时间和石膏浆液结晶时间，这是石灰石溶解、亚硫酸钙 氧化及石膏结晶所必须的，也是保证吸收塔浆液池内pH值稳定及吸收塔浆液良性循环的前提条件。FCD装置增容改造后，浆液喷淋循环量和氧化空气量需要增大，需要增大吸收塔的浆液池容积来满足浆液循环停留时间和石 膏浆液结晶时间。
3、SO2吸收系统增容改造方案
上述三个改进措施是SO2吸收系统增容改造必要条件，三者关系相辅相成，缺一不可。提高SO2吸收系统的 脱除能力实际上是对上述三部分进行增容改造，常规改造包括塔外浆液箱、串联塔、并联塔、吸收塔重建四种 方案。
3.1 塔外浆液箱方案
即保持吸收塔直径不变，充分利用原有的喷淋系统和氧化系统，可增加喷淋层层数或者增加单层浆液喷淋 量，在原吸收塔旁另设一个浆液箱，塔外浆液箱和原吸收塔浆液池相连;新增浆液循环泵从塔外浆液箱抽取浆 液;使得浆液箱与原吸收塔浆液池中的浆液良性循环。塔外浆液箱配置相应的氧化空气分布系统和搅拌系统; 石膏脱水浆液从塔外浆液箱排出。方案优点是：原吸收塔改造比较少;设备利旧多，节省投资;施工周期和机 组停炉时间短;适用高硫煤改造;符合增容改造原则。缺点是：要求原吸收塔周围有放置塔外浆液箱的场地; 相比单塔运行，增加塔外浆液箱控制环节。
3.2 串联塔方案
串联塔方案保留原有吸收塔系统不变，在原吸收塔前增加一个预洗塔，预洗塔中设置喷淋层、氧化空气分 布系统和氧化浆液池，烟气先进入预洗塔脱除部分SO2和其他污染物后，再进入吸收塔脱除剩余的污染物;两个塔串联运行，共同脱硫，满足排放标准。优点是：增加一个串联塔，采用分级进行脱硫;串联塔方案适用于高 硫煤系统;预洗塔可以单独施工，停炉时间比较短。缺点是：增加预洗塔，方案占地面积大，增容改造场地紧张;原塔到新塔之间烟道易造成浆液沉积和结垢，需定时清理;两个吸收塔相互影响，控制要求高，变工况适应性差;烟气系统阻力，不适合烟气流量变化大的项目。
3.3 并联塔方案
保留原有吸收塔系统不变，从原吸收塔入口之前采用调节型烟气挡板门抽取部分烟气，进入一个新塔，新 塔用于脱除抽取烟气中的硫分;新塔和原塔脱硫后的净烟气再汇合排入烟囱，采用两塔的并联运行方案。优点 是：并联塔运行方式多变;烟气系统和吸收塔系统阻力最小;电耗低，节省运行成本;并联塔可以单独施工， 停炉时间比较短;适合烟气流量变化大的项目。缺点是：并联塔与原塔阻力相差较大，平衡两个吸收塔阻力差 难;精确控制进入两个塔的烟气量难;变负荷运行工况适应性很差;烟气系统配置复杂，降低了烟气系统运行 的可靠性。
3.4 吸收塔重建方案
吸收塔重建方案是将原有吸收塔推倒，在原地重建或异地新建，按新的设计条件重新设计一个吸收塔。吸 收塔喷淋系统、浆液再循环系统和氧化空气分布系统需要按新的条件重新设计和优化。优点是：烟气系统重新 优化设计，阻力小，电耗低;改造后脱硫系统操作简单，安全性高;能保证SO2的脱除效率，满足排放标准要求。缺点是旧设备利用低，不满足增容改造项目“充分利旧”原则;吸收塔基础需要重新施工、新建吸收塔处原建筑物需要拆除，土建施工量加，投资大;施工工期长;机组停机时间长，停炉经济损失大。
4、各方案适用范围及案例
塔外浆液箱方案具有利旧设备多，原塔的改动少等特点;该方案在投资、机组停运时间、施工工期有优势 ，符合增容改造项目“充分利旧”的原则，适用于中、低硫煤湿法烟气脱硫装置增容改造，优先推荐采用该方 案。OEM indianapoist Power bLight Peterbug4电厂1*550MW机组塔 外浆液箱改造于2010年3月完成。燃煤硫 分从3.2%提高到3.4%，脱硫效率从85%提高95%。二期工程2*600MW燃煤发电机组湿法烟气脱硫(FCD)改造项目 于2011年6月完成。燃煤硫分从0.81%提高到2.0%，脱硫效率从95%提高96.5%。
串联塔方案适用于高硫煤的改造，机组停炉时短，该方案受脱硫场地限制，并且两个吸收塔控制要求比较 高，运行复杂。采用两塔分级脱硫，可以较大地增加脱除能力，适用场地充裕，含硫量增加幅度大的中、高硫 煤增容改造项目。广西合山电厂1、2号机组2*330MW机组增容改造项目于2010年10月完成，燃煤硫分从3.2%提高 到5.2%，脱硫效率从96%提高98.2%。
并联塔方案烟气系统复杂，烟气分流控制要求高，机组变负荷调节困难，适用烟气流量变化大的增容改造 (二炉一塔的改为一炉一塔也属此范围)。阳逻电厂3、4号机组2*330MW烟气脱硫工程增容改造，二沪一塔改为 一炉一塔，燃煤硫分从1.3%提高到2.5%，脱硫效率从95%提高96.8%。
吸收塔重建方案不符合增容改造项目“充分利旧”的原则，投资大，项目施工周期和机组停炉时间长，停 炉经济损失大。一般情况下，只有当前面3种改造方案不适时，才采用此方案。珞璜电厂一期2*360MW机组烟气 脱硫系统改造2011年完成，原格栅填料塔改为托盘塔，燃煤硫分从3.5%提高到5.13%，脱硫效率从95%提97.2%。
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