(淮沪煤电有限公司田集发电厂 安徽省淮南市 232092)
摘要：介绍脱硫系统超净排放改造后设备变化情况, 改造前后增压风机电耗情况；改造结果分析,同时取得了显著的节能环保效果。
关键词：脱硫除尘一体化；湍流器；管束式除雾器；经济型分析
1 改造背景和设备概述
1.1 改造背景
发改委、环境保护部及能源局[2014]2093号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计(2014-2020年)》的通知，要求稳步推进东部地区现役300MW及以上公用燃煤发电机组和有条件的300MW以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值（烟尘10mg/Nm3，二氧化硫35 mg/Nm3，氮氧化物50 mg/Nm3）的环保改造。2015年12月2日，国务院常务会议要求在2020年前，全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，并且明确了东中部地区要至少提前至2017年和2018年改造达标。同时，根据安徽省物价局（皖价商[2015]151文件）关于试行燃煤机组超低排放加价奖励政策的通知，燃煤发电机组大气污染物排放浓度同时达到超低排放限值的，对其上网电价实施加价奖励。综上所述，为积极响应国务院、三部委、集团公司以及安徽省政府的相关要求，同时进一步改善厂区周边的空气环境质量，淮沪煤电有限公司田集发电厂，努力承担国有企业保证环境质量、保护公众健康的社会责任，于2016~2017年对#1和#2机组进行超低排放改造。
1.2设备概述
淮沪煤电有限公司田集发电厂一期工程建设2×630MW超临界燃煤发电机组并同步建设烟气脱硫设施，原脱硫系统由重庆远达环保工程有限公司EPC总承包，与主体工程同步建设，采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，采用一炉一塔的布置方案。脱硫系统阻力由增压风机克服，吸收塔设计采用4只侧进式搅拌器及氧化风管、3层喷淋层、2级屋脊式除雾器；一台100%容量的动叶可调轴流式增压风机，设置了增压风机50%旁路；GGH为回转式烟气再热器，净烟气经GGH后温度为80℃。脱硫设计煤种含硫量St.ar=0.37％，校核煤种St.ar=0.55％，设计脱硫效率≥95%，除雾器出口烟气携带的水滴含量低于75mg/Nm3（干基），其设计性能指标如下。
从上表可知，田集发电厂1、2号机组自投运后运行稳定，可用率均超过设计值。烟尘和SO2排放浓度均满足工程原设计要求，且各项指标均满足重点区域排放标准。
2 改造设计参数及改造范围
2.1 性能保证
2.1.1固体颗粒物排放浓度
脱硫系统入口固体颗粒物含量不大于45 mg/Nm³条件下，烟囱入口固体颗粒物浓度小于 5 mg/Nm³（标态，干基，6％O2）。固体颗粒物浓度包括飞灰、钙盐类以及其它惰性物质（这些物质悬浮在烟气中，标准状态下以固态或液态形式存在），不包括游离态水。
2.1.2 出口雾滴
在任何正常运行工况下，脱硫系统出口烟气携带的水滴含量应低于 20 mg/Nm3（干基，6％O2，雾滴粒径大于15μm）。
2.1.3 SO2脱除率(脱硫率)
脱硫装置在设计工况下，当FGD入口SO2为 1390mg/Nm3时，FGD装置SO2脱除率大于97.9%。FGD出口(烟囱入口处)SO2浓度≤30mg/Nm3。
2.1.4系统阻力
脱硫、除尘超低排放改造部分增加的系统阻力1500 Pa（包括湍流器和管束式除尘器）。
2.1.5承诺系统改造完成后电、水耗量
脱硫、除尘超低排放改造增加电量消耗平均值不超过 2000kWh/h； 本工程两台机组改造后，在FGD入口SO2为 1390mg/Nm3时石灰石粉消耗平均值是11 t/h。两台机组改造后工艺水消耗量平均值是145 t/h。
2.2 改造范围：
2.2.1三层喷淋层全部拆除不利旧，第一层喷淋层（最低层）和吸收塔入口烟道之间新增一层湍流器，湍流器整体材质不低于双相不锈钢2205材质。
2.2.2吸收塔拔高5.6米，重新布置四层喷淋层，喷淋层覆盖率不低于300%（喷嘴数量不少于190个）。喷淋主管宜采用碳钢双面衬胶，支管采用FRP。新增一台浆液循环泵（原三台浆液循环泵及其管道利旧），流量7500m3/h。
2.2.3吸收塔喷淋层之间新增提效环装置，数量为2道，提效环材质不低于双相不锈钢2205。
2.2.4吸收塔除雾器更换为管束式除尘器。
2.2.5拆除原有GGH，优化相关烟道布置。
2.2.6改造前后烟道及吸收塔平面图如下：
改造后烟道平面图1
3.2监测结果分析
脱硫塔出口（烟气总排放口）情况
#2机组烟气超低排放改造完成投入运行后，废气排放量1003696Nm3/h，烟气总排放口烟尘排放浓度（2.9~4.0）mg/m3、二氧化硫浓度（10.4~21）mg/m3、氮氧化物浓度（27~34）mg/m3，总排放口烟气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中燃气轮机的烟尘排放浓度10mg/m3、二氧化硫排放浓度35mg/m3、氮氧化物排放浓度50mg/m3的要求。总体除尘效率达到99.99%。脱硫率及除尘率均达到设计性能参数要求。
4、改造前后脱硫能耗对比：
吸收塔脱硫除尘一体化改造拆除GGH系统，拆除原吸收塔屋脊式除雾器，增加湍流器、提效环，布置四层高效喷淋层及一层高效管束式除雾器，设计改造后增压风机电流改造前后变化情况：
改造后增压风机电流及负荷曲线图3
曲线图来源：电厂生产实时监测系统
有功功率最大值629.08 : 最小值 : 305.3 平均值 : 565.3
增压风机电流最大值332.89 : 最小值179.53 : 平均值 237.57:
通过以上对比可知 改造前最大负荷626.8MW 时增压风机对应电流为323.35A，改造后负荷627MW 时增压风机对应电流为315A
改造前后对比可以看出，改造后增压风机电流基本维持平衡，改造前系统压差GGH运行压差、除雾器、烟道阻力与改造后湍流器压差、管束式除雾器压差+烟道优化后的系统阻力基本平衡
论文作者:侯树林
论文发表刊物:《电力设备》2018年第7期
论文发表时间:2018/7/9
标签：吸收塔论文; 浓度论文; 烟气论文; 风机论文; 机组论文; 湍流论文; 系统论文; 《电力设备》2018年第7期论文;