單塔雙循環(huán)脫硫增容改造

李建軍，何文峰

（大唐略陽(yáng)發(fā)電有限責(zé)任公司，陜西 漢中 724300)

0 引言

隨著經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，我國(guó)的SO2排放量不斷增加，造成了嚴(yán)重的環(huán)境污染。GB13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》于2012-01-01實(shí)施，要求SO2的排放限值降至200 mg/Nm3(標(biāo)態(tài)，干基，6 % O2)，以此來(lái)兌現(xiàn)脫硫電價(jià)，并對(duì)SO2超標(biāo)排放情況進(jìn)行了考核。新修編的《中華人民共和國(guó)環(huán)境保護(hù)法》于2015-01-01施行，對(duì)環(huán)境保護(hù)、防止污染提出了明確的要求；“黨的十八大報(bào)告”指出，“全面推進(jìn)依法治國(guó)，任何組織或者個(gè)人都不得有超越憲法和法律的特權(quán)，絕不允許以言代法、以權(quán)壓法、徇私枉法”，要給子孫后代留下藍(lán)天白云等。這都要求工業(yè)企業(yè)必須實(shí)現(xiàn)SO2的達(dá)標(biāo)排放。

1 脫硫裝置及其運(yùn)行現(xiàn)狀

某電廠6號(hào)燃煤發(fā)電機(jī)組(330 MW)于2007年建成投產(chǎn)，目前為單機(jī)運(yùn)行狀態(tài)，7號(hào)機(jī)組正在建設(shè)中。該機(jī)組煙氣脫硫裝置及其運(yùn)行現(xiàn)狀如下。

1.1 脫硫裝置簡(jiǎn)介

該機(jī)組煙氣脫硫(FGD)裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，與主機(jī)同步投產(chǎn)，副產(chǎn)品為石膏。FGD裝置的設(shè)計(jì)燃煤硫分為1.3 %，脫硫效率≥92 %，出口凈煙氣中SO2的排放濃度不大于254 mg/Nm3。FGD裝置的使用壽命不低于30年。脫硫劑為CaCO3與水配制的懸浮漿液，脫硫劑與吸收塔內(nèi)煙氣中的SO2反應(yīng)后生成CaSO3，并就地強(qiáng)制氧化為石膏，石膏經(jīng)二級(jí)脫水處理后可作為副產(chǎn)品外售。

FGD裝置采用1爐1塔配置，部分系統(tǒng)共用。吸收塔采用單回路噴淋塔設(shè)計(jì)，吸收塔下部設(shè)置含有氧化空氣管道的漿池，內(nèi)部吸收段設(shè)置3層噴淋層，上部則設(shè)置2級(jí)除霧器。來(lái)自鍋爐的煙氣經(jīng)過(guò)除塵和引風(fēng)機(jī)增壓后，進(jìn)入吸收塔，然后與來(lái)自內(nèi)部3層噴淋層的漿液逆流接觸，進(jìn)行脫硫吸收反應(yīng)。脫硫后的凈煙氣經(jīng)吸收塔上部除霧器除去攜帶的液滴后，再通過(guò)凈煙道經(jīng)煙囪排放至大氣。

該電廠于2012年8月取消脫硫旁路，實(shí)現(xiàn)了脫硫裝置與主機(jī)同步運(yùn)行；2013年10月完成引風(fēng)機(jī)與增壓風(fēng)機(jī)改造工程，取消了增壓風(fēng)機(jī)。

1.2 脫硫裝置運(yùn)行現(xiàn)狀

2012年10月至2013年12月，6號(hào)機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)脫硫裝置入口的SO2濃度在1 000～4 500 mg/Nm3；因買(mǎi)不到適爐煤種，脫硫裝置入口的SO2濃度超過(guò)原設(shè)計(jì)值3 187 mg/Nm3的占比約28 %。該機(jī)組設(shè)計(jì)時(shí)執(zhí)行的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)為400 mg/Nm3，即控制脫硫裝置出口的SO2排放濃度不超過(guò)400 mg/Nm3。由6號(hào)機(jī)組脫硫裝置出口SO2濃度的歷史運(yùn)行曲線可知，6號(hào)機(jī)組脫硫裝置出口的SO2排放濃度雖然基本滿足了舊的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)，但不能滿足新的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)。近年來(lái)，受煤炭市場(chǎng)及經(jīng)濟(jì)效益的影響，該公司的燃煤硫分從1.3 %左右上升到1.7 %左右，入爐煤熱值的降低也使燃煤量有所提高。因此，只有對(duì)現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)進(jìn)行增容改造，才能達(dá)到新的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)。

2 現(xiàn)有脫硫裝置的性能分析評(píng)估

受煤炭市場(chǎng)及經(jīng)濟(jì)效益的影響，該電廠今后要使用硫分至少為1.7 %的燃煤，因此按燃用硫分為1.7 %(入口SO2濃度為4 300 mg/Nm3)的煤對(duì)現(xiàn)有脫硫裝置的性能進(jìn)行分析評(píng)估。

2.1 煙氣系統(tǒng)

電廠現(xiàn)有脫硫裝置未設(shè)置GGH(煙氣再熱器)，且脫硫旁路已拆除，引風(fēng)機(jī)與增壓風(fēng)機(jī)合并也已完成，改造后的2臺(tái)引風(fēng)機(jī)性能參數(shù)已考慮到以下幾點(diǎn)要素：

(1) 對(duì)機(jī)組進(jìn)行脫硝改造后，煙氣系統(tǒng)將增加1 400 Pa(BMCR工況下)的阻力；

(2) 空氣預(yù)熱器煙氣側(cè)阻力按照1 200 Pa考慮(BMCR工況下)；

(3) 對(duì)除塵器進(jìn)行改造，風(fēng)機(jī)改造預(yù)留1 000 Pa的阻力；

(4) 對(duì)脫硫系統(tǒng)進(jìn)行增容改造，風(fēng)機(jī)改造預(yù)留400 Pa的阻力。

引風(fēng)機(jī)改造前，BMCR工況下的煙氣系統(tǒng)總阻力約為4 710 Pa；根據(jù)改造后引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行數(shù)據(jù)可知，目前6號(hào)機(jī)組在滿負(fù)荷運(yùn)行下的煙氣系統(tǒng)阻力為4 000～5 000 Pa。由此可知：BMCR工況下的煙氣系統(tǒng)總阻力在不加脫硝、除塵改造、脫硫改造的情況下，可按5 000 Pa計(jì)。

在BMCR工況下，脫硝改造投運(yùn)后的煙氣系統(tǒng)阻力增加1 400 Pa(按3層催化劑考慮)，除塵改造新增阻力1 000 Pa，煙道優(yōu)化設(shè)計(jì)節(jié)約阻力約為200 Pa，現(xiàn)引風(fēng)機(jī)BMCR壓頭裕量約為851.8 Pa，TB點(diǎn)壓頭裕量約為1 300 Pa，此裕度基本滿足脫硫改造要求。

2.2 吸收塔系統(tǒng)

現(xiàn)有吸收塔性能分析評(píng)估如表1所示。由表1可知，在硫分和煙氣量均增加的情況下，吸收塔塔內(nèi)煙氣流速、液氣比、霧化區(qū)停留時(shí)間均偏離設(shè)計(jì)值，必然不能滿足現(xiàn)有的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)，因此必須對(duì)吸收塔系統(tǒng)進(jìn)行改造。

2.3 氧化空氣系統(tǒng)

氧化空氣系統(tǒng)性能分析評(píng)估如表2所示。由表2可知，氧化風(fēng)機(jī)及管道無(wú)法適應(yīng)今后改用高硫分燃煤的運(yùn)行工況，因此必須對(duì)氧化空氣系統(tǒng)進(jìn)行增容改造。

表1 吸收塔循環(huán)系統(tǒng)性能分析評(píng)估

表2 氧化空氣系統(tǒng)性能分析評(píng)估

2.4 事故冷卻系統(tǒng)

6號(hào)機(jī)組已將脫硫旁路拆除，當(dāng)鍋爐啟動(dòng)時(shí)，或因尾部設(shè)備故障等造成排煙溫度超過(guò)脫硫系統(tǒng)的設(shè)計(jì)值時(shí)，需要冷卻煙氣，以防止高溫?zé)煔鈸p壞吸收塔；但現(xiàn)有脫硫裝置未設(shè)置事故冷卻系統(tǒng)，因此，需在吸收塔入口煙道處設(shè)置事故冷卻系統(tǒng)。

2.5 石灰石制備系統(tǒng)

石灰石制備系統(tǒng)性能分析評(píng)估如表3所示。由表3可知，若考慮7號(hào)機(jī)組脫硫，石灰石料倉(cāng)儲(chǔ)存時(shí)間短，需增容；石灰石漿液消耗量增加，需改造漿液制備系統(tǒng)；配置循環(huán)倍率較低，無(wú)法滿足改造后石灰石供漿量的要求。

表3 石灰石制備系統(tǒng)性能分析評(píng)估

2.6 石膏漿液及脫水系統(tǒng)

石膏漿液及脫水系統(tǒng)性能分析評(píng)估如表4所示。由表4可知，石膏排漿泵需增容；石膏旋流器基本能滿足要求，但無(wú)余量，需增容；原工況皮帶脫水機(jī)出力能滿足要求，但無(wú)備用，需增容。

2.7 排空系統(tǒng)

現(xiàn)排空系統(tǒng)中吸收塔地坑僅設(shè)置1臺(tái)地坑泵，可靠性較低。取消旁路后，為提高排空系統(tǒng)可靠性，應(yīng)對(duì)排空系統(tǒng)進(jìn)行改造。

表4 石膏漿液及脫水系統(tǒng)性能分析評(píng)估

綜上可知，脫硫裝置設(shè)計(jì)上能滿足舊SO2排放標(biāo)準(zhǔn)的要求；但因入爐燃煤量與入爐煤硫分均有增加，且要滿足新的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)，因此必須對(duì)現(xiàn)有脫硫裝置部分系統(tǒng)及設(shè)備進(jìn)行改造。

3 改造方案

由于6號(hào)機(jī)為單機(jī)組運(yùn)行，場(chǎng)地狹小，無(wú)法布置雙塔，在綜合考慮脫硫系統(tǒng)性能達(dá)標(biāo)、改造的經(jīng)濟(jì)性與改造停爐時(shí)間后，提出如下2種改造方案。

3.1 原塔內(nèi)部提效技術(shù)

原塔內(nèi)部提效技術(shù)，即對(duì)現(xiàn)有吸收塔噴淋段進(jìn)行加高后再增加噴淋層，提高噴淋密度；或加裝托盤(pán)、旋匯耦合器等裝置，增強(qiáng)氣液膜傳質(zhì)，提高漿液停留時(shí)間或煙氣停留時(shí)間，進(jìn)而提高脫硫效率。

3.2 單塔雙循環(huán)技術(shù)

單塔雙循環(huán)技術(shù)是一種濕法脫硫技術(shù)，其基本原理如圖1所示。

圖1 單塔雙循環(huán)流程示意

單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)實(shí)際上是相當(dāng)于使煙氣通過(guò)了2次SO2脫除過(guò)程，經(jīng)過(guò)了2級(jí)漿液循環(huán)。2級(jí)漿液循環(huán)分別設(shè)有獨(dú)立的循環(huán)漿池及噴淋層，且根據(jù)不同的功能，每級(jí)循環(huán)具有不同的運(yùn)行參數(shù)。

煙氣首先經(jīng)過(guò)1級(jí)循環(huán)(圖1中急冷段)，此級(jí)循環(huán)的脫硫效率一般控制在40 %～75 %，循環(huán)漿液pH值控制在4.5～5.0，循環(huán)漿液停留時(shí)間不低于4.5 m in。此級(jí)循環(huán)的主要功能是保證優(yōu)異的CaSO3氧化效果和石灰石的充分溶解，以及充足的石膏結(jié)晶時(shí)間。根據(jù)資料顯示，在循環(huán)漿液pH值為4.5時(shí)，氧化效率最高，特別是對(duì)于高硫煤，氧化空氣系數(shù)會(huì)大大降低，從而大幅降低氧化風(fēng)機(jī)的電耗，并且可以提高石膏品質(zhì)(含水低、石膏粒徑大)。

經(jīng)過(guò)1級(jí)循環(huán)的煙氣進(jìn)入2級(jí)循環(huán)(圖1中吸收區(qū))，實(shí)現(xiàn)最終的脫硫洗滌。由于不用追求CaSO3氧化及石灰石溶解的徹底性，也不用考慮石膏結(jié)晶的大小，所以循環(huán)漿液的pH值可控制在較高的水平(5.6～6.0)。這樣可以降低循環(huán)漿液量。

石灰石漿液流向?yàn)橄冗M(jìn)入2級(jí)循環(huán)再進(jìn)入1級(jí)循環(huán)，2級(jí)工藝延長(zhǎng)了石灰石漿液的停留時(shí)間；特別是在1級(jí)循環(huán)中循環(huán)漿液的pH值很低，實(shí)現(xiàn)了石灰石顆粒的快速溶解，可以使用品質(zhì)較差的石灰石，提高了石灰石的利用率。

經(jīng)分析研究，決定采用單塔雙循環(huán)技術(shù)對(duì)脫硫裝置進(jìn)行改造，同時(shí)也采用了部分塔內(nèi)提效技術(shù)。

4 改造方案實(shí)施

4.1 總體布置原則

脫硫改造工程的總體布置以滿足工藝要求和盡可能降低工程費(fèi)用及運(yùn)行費(fèi)用為原則，在滿足火力發(fā)電廠有關(guān)規(guī)程、規(guī)范的基礎(chǔ)上，安排布置方案。

4.2 具體改造內(nèi)容

4.2.1 煙氣系統(tǒng)

將原制漿脫水樓向東擴(kuò)建1跨，吸收塔入口煙道從2臺(tái)引風(fēng)機(jī)出口的混合煙道中部上方引出，平滑過(guò)渡到吸收塔；吸收塔出口煙道平滑過(guò)渡到煙囪入口，以減少煙氣阻力；并在吸收塔入口加裝事故噴淋系統(tǒng)。

4.2.2 吸收塔系統(tǒng)

吸收塔是整個(gè)脫硫裝置的核心，將原吸收塔噴淋層上部加高15 m，新增加2層噴淋層、漿液集液器，每層噴淋量為5 300 m3/h，原氧化槽不加高。在6號(hào)吸收塔西側(cè)(工藝水箱上部)新建1個(gè)10.4 m高的平臺(tái)，設(shè)置直徑為10.5 m、高為11 m的塔外AFT漿池，作為脫硫系統(tǒng)的2級(jí)循環(huán)漿液槽，并在平臺(tái)上設(shè)置2臺(tái)漿液循環(huán)泵與2臺(tái)AFT石膏漿液泵。保留現(xiàn)有3臺(tái)漿液循環(huán)泵作為1級(jí)循環(huán)漿液泵。AFT漿池設(shè)置2臺(tái)氧化風(fēng)機(jī)用于漿液的氧化。

在原除霧器下層新增1套1級(jí)管式除霧器，以增加除霧器的除霧效果，減輕石膏雨現(xiàn)象。原氧化風(fēng)機(jī)繼續(xù)留用，給新加的AFT漿池安裝2臺(tái)氧化風(fēng)機(jī)，1用1備。原吸收塔漿池設(shè)置的3臺(tái)攪拌器不改動(dòng)，AFT漿池新增2層共6臺(tái)攪拌器，配合氧化空氣噴槍對(duì)AFT漿池漿液進(jìn)行氧化。

4.2.3 吸收劑制備及供應(yīng)系統(tǒng)

將原濕式球磨機(jī)房向東擴(kuò)建1跨，分別布置新增濕式球磨機(jī)、斗提機(jī)、石灰石料倉(cāng)、脫水機(jī)、石膏庫(kù)，新增濕式球磨機(jī)出力為16 t/h。將2臺(tái)石灰石供漿泵更換為2臺(tái)出力為80 m3/h的供漿泵。

4.2.4 石膏脫水系統(tǒng)

將吸收塔2臺(tái)石膏排出泵更換為2臺(tái)出力為120 m3/h的石膏排出泵，將原石膏排出泵(Q=80 m3/h)作為AFT漿池排出泵。將原石膏旋流器(Q=67.3m3/h)更換為大容量的旋流器（Q=120 m3/h），作為AFT漿池的石膏旋流器。

保留原石膏旋流器、真空皮帶脫水機(jī)等設(shè)備，新增1套脫水系統(tǒng)。新增的真空皮帶脫水機(jī)的處理能力為27.64 t/h，布置在制漿脫水樓向東擴(kuò)建1跨的石膏庫(kù)房上部，可作為6，7號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)的公用設(shè)備。

制漿脫水樓向東擴(kuò)建1跨的下部，可作為石膏庫(kù)房的增加量，實(shí)現(xiàn)兩側(cè)清運(yùn)石膏。

將脫硫漿液回收系統(tǒng)的濾液泵(Q=80 m3/h)更換為2臺(tái)Q=120 m3/h的濾液泵，1用1備。

4.2.5 事故漿液系統(tǒng)

將事故漿液池的1臺(tái)頂入式攪拌器改為3臺(tái)側(cè)進(jìn)式攪拌器。

4.2.6 工藝水系統(tǒng)

考慮到7號(hào)機(jī)組脫硫系統(tǒng)的用水量，引1路6號(hào)機(jī)組的循環(huán)水作為工藝水箱的備用水源，新增加2臺(tái)容量為100 m3/h的工藝水泵。由于除霧器的加高，原工藝水泵則作為專用的除霧器沖洗水泵。原有裝置的壓縮空氣量不作改動(dòng)。

4.2.7 取消旁路后的系統(tǒng)設(shè)置及安全措施

(1) 為了在脫硫故障時(shí)保護(hù)吸收塔設(shè)備的安全，在吸收塔入口設(shè)置事故噴淋裝置。

(2) 將脫硫裝置主要設(shè)備的電源配置提高到和主機(jī)一致。

(3) 調(diào)整系統(tǒng)保護(hù)及控制邏輯。

① 增加向鍋爐發(fā)出MFT(鍋爐主燃料跳閘)信號(hào)。為保護(hù)吸收塔內(nèi)防腐材料的安全，當(dāng)吸收塔入口煙氣溫度過(guò)高時(shí)應(yīng)啟動(dòng)事故噴淋系統(tǒng)，降低進(jìn)入吸收塔的煙氣溫度；當(dāng)煙溫仍然上升時(shí)，需向鍋爐發(fā)出MFT信號(hào)。

當(dāng)所有漿液循環(huán)泵全部停止運(yùn)行時(shí)，脫硫系統(tǒng)停止運(yùn)行，此時(shí)應(yīng)啟動(dòng)事故噴淋系統(tǒng)向煙道噴水。若噴淋水不能正常工作，立即觸發(fā)鍋爐MFT；若噴淋冷卻水可以正常工作，可延時(shí)5 m in再觸發(fā)鍋爐MFT。

② 增加鍋爐啟動(dòng)順控允許條件。為了保證在鍋爐啟動(dòng)過(guò)程中高溫?zé)煔獠粫?huì)對(duì)吸收塔襯膠造成損壞，脫硫吸收塔漿液循環(huán)系統(tǒng)必須先啟動(dòng)至少2臺(tái)。

4.3 改造中的主要問(wèn)題及解決措施

在6號(hào)機(jī)組單塔雙循環(huán)脫硫增容改造中，電網(wǎng)公司要求機(jī)組停運(yùn)時(shí)間短，而實(shí)際改造中存在工期長(zhǎng)、施工場(chǎng)地狹小、交叉作業(yè)多(該公司7號(hào)機(jī)組正處于施工高峰期)、高空作業(yè)多、現(xiàn)場(chǎng)人員多、適逢雨季、安全風(fēng)險(xiǎn)大、隱蔽工程多、質(zhì)量控制難度大等問(wèn)題，具體解決措施如下。

4.3.1 制定組織措施

監(jiān)理單位對(duì)工程進(jìn)行“三控兩管一協(xié)調(diào)”；項(xiàng)目總包方成立該工程組織機(jī)構(gòu)；業(yè)主方成立以生產(chǎn)副總經(jīng)理掛帥，包括監(jiān)理單位、總包單位以及內(nèi)部各部門(mén)在內(nèi)的專門(mén)機(jī)構(gòu)，并制定制度，落實(shí)責(zé)任，加強(qiáng)對(duì)工程的管理。定期召開(kāi)各方參加的協(xié)調(diào)會(huì)，及時(shí)解決問(wèn)題，能在機(jī)組停運(yùn)前施工的，絕不放在機(jī)組停運(yùn)后施工。

4.3.2 制定安全措施

簽訂安全協(xié)議、制定詳細(xì)的安全措施，設(shè)立專職安全員，每一個(gè)施工班組均設(shè)兼職安全員，并戴袖標(biāo)表明身份。施工單位工作班組每天召開(kāi)“講任務(wù)、講風(fēng)險(xiǎn)、講措施、抓措施落實(shí)”的班前、班后會(huì)。監(jiān)理單位安排專職安全員。業(yè)主方的設(shè)備所轄班組、分場(chǎng)、安監(jiān)部均設(shè)專職安全監(jiān)督人員，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)值班，不定期開(kāi)展安全大檢查等工作，落實(shí)安全措施，及時(shí)曝光、考核違章行為，排除安全隱患。嚴(yán)格執(zhí)行工作票制度，現(xiàn)場(chǎng)任何一項(xiàng)工作都必須開(kāi)具工作票，工作票實(shí)行雙工作負(fù)責(zé)人，即業(yè)主、施工方各有1名工作負(fù)責(zé)人制度，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)工作負(fù)責(zé)。

4.3.3 制定技術(shù)措施

設(shè)立技術(shù)負(fù)責(zé)人，制定可行的技術(shù)措施。嚴(yán)格執(zhí)行施工人員自檢、施工隊(duì)驗(yàn)收、項(xiàng)目部驗(yàn)收的3級(jí)驗(yàn)收制度。監(jiān)理單位、業(yè)主按專業(yè)設(shè)立專業(yè)工程師，分專業(yè)對(duì)隱蔽工程、關(guān)鍵工序、重點(diǎn)環(huán)節(jié)進(jìn)行見(jiàn)證、旁站等過(guò)程檢查、驗(yàn)收，落實(shí)技術(shù)措施、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)行“總包方、監(jiān)理方、業(yè)主方”共同簽字驗(yàn)收，驗(yàn)收不到位或驗(yàn)收不合格則不得進(jìn)行下一道工序。及時(shí)曝光、考核不合格項(xiàng)，及時(shí)消除隱患。

聘請(qǐng)權(quán)威機(jī)構(gòu)對(duì)改造前、后的設(shè)備進(jìn)行試驗(yàn)，對(duì)各項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行對(duì)比，把好改造驗(yàn)收關(guān)。

4.3.4 制定專項(xiàng)施工方案

對(duì)關(guān)鍵工序、重點(diǎn)環(huán)節(jié)制定專項(xiàng)施工方案，提高監(jiān)護(hù)、驗(yàn)收等級(jí)。

將施工區(qū)域與運(yùn)行區(qū)域可靠隔離，并留有檢查、維護(hù)用通道。劃好工作區(qū)、設(shè)備放置區(qū)，減小對(duì)運(yùn)行機(jī)組的影響。

AFT塔基礎(chǔ)施工只能采用小樁機(jī)，對(duì)一些支撐只能先加固后拆除；對(duì)拆除后會(huì)影響機(jī)組運(yùn)行的設(shè)備，一方面等機(jī)組停運(yùn)，另一方面安裝臨時(shí)設(shè)施，匯通后再拆除。

大型腳手架實(shí)行設(shè)計(jì)、搭設(shè)、驗(yàn)收制，驗(yàn)收合格后方可投入使用。重物起吊前進(jìn)行檢查、試驗(yàn)，起吊中進(jìn)行監(jiān)護(hù)。對(duì)頂吸收塔進(jìn)行加固、防傾倒，手拉葫蘆試驗(yàn)、試頂，統(tǒng)一指揮。制定雨季施工措施、防汛預(yù)案以及高空作業(yè)施工措施等。

5 改造效果分析

2014-09-29機(jī)組解列，開(kāi)始6號(hào)機(jī)組脫硫增容改造。經(jīng)歷了拆除、土建、安裝、防腐、保溫等施工工序，最終進(jìn)入調(diào)試、試運(yùn)、正式運(yùn)行。改造后的脫硫系統(tǒng)自2014-10-23隨主機(jī)投入運(yùn)行以來(lái)，能平穩(wěn)跟隨主機(jī)同步加減負(fù)荷，適應(yīng)入口煤硫分的變化，實(shí)現(xiàn)煙囪出口SO2的排放濃度在200 mg/Nm3以下，且運(yùn)行操作、調(diào)整工作量增加不多。當(dāng)機(jī)組在330 MW負(fù)荷下運(yùn)行、脫硫裝置入口SO2濃度在4 300 mg/Nm3時(shí)，煙囪出口SO2的排放濃度在86～185 mg/Nm3，脫硫效率達(dá)98 %，滿足了新的SO2排放標(biāo)準(zhǔn)。

1 張 磊．大型電站煤粉鍋爐煙氣脫硫技術(shù)[M]．北京：中國(guó)電力出版社，2006.

2 張 強(qiáng)．燃煤電站SCR煙氣脫硝技術(shù)及工程應(yīng)用[M]．北京：中國(guó)電力出版社，2008.

3 中國(guó)大唐集團(tuán)公司，長(zhǎng)沙理工大學(xué)．鍋爐設(shè)備檢修[M]．北京：中國(guó)電力出版社，2009.

4 王志軒．火電廠煙氣脫硫裝置運(yùn)行檢修[M]．北京：中國(guó)電力出版社，2012.

5 薛 峰，羅小楓．火電廠煙氣脫硫裝置運(yùn)行方式及設(shè)備的改進(jìn)[J]．電力安全技術(shù)，2014，16(10)：38-41．