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珞璜电厂

华能珞璜电厂石灰石/石膏湿法脱硫系统介绍

华能珞璜电厂地处重庆江津珞璜镇,电厂装机容量4×360MW，发电机组系引进法国阿尔斯通公司的燃煤汽轮发电机组,燃煤为重庆松藻煤矿的劣质无烟煤,燃料中的含硫量为3.5%～5%,这种高硫煤燃烧产生的烟气中二氧化硫的浓度较高，如直接排放至大气则将对当地的工农业生产以及人民生活带来较大影响。

为了保护当地的大气环境,一期工程我门从日本三菱重工引进了两套石灰石/石膏湿法脱硫装置与一期发电机组配套,二期工程再次与日本三菱重工合作设计和生产了两套石灰石/石膏湿法脱硫装置与二期两台发电机组配套，#1、2排烟脱硫装置（以下简称FGD）1992年和1993年相继投入商业运行，二期工程#3、4FGD1999年投入商业运行。

我厂一期脱硫装置的建设属成套引进，其中部分设备的提供采用了国内厂商反承包的方式。

二期脱硫装置的建设则完全采用合作建设的模式，由我厂与日本三菱重工共同完成。

二期脱硫设备除部分关键设备外，其余设备全部国内采购。

一期两套装置从投产到现在已运行10年，二期两套装置已运行四年，目前四套脱硫装置全部正常运行。

一、我厂选用石灰石/石膏湿法脱硫工艺主要依据：

1987年华能珞璜电厂立项后，因设计煤种含硫高达4.02%，烟气必须处理后排放，为了给中国第一套烟气脱硫装置选择一种可靠的工艺，华能高层组建了各专业专家参加的考察团，赴美国、德国、日本发达国家，对多种运用中的脱硫装置工艺进行研究，当时国际上主流脱硫工艺已有湿法、干法、半干法和氨法几大类，其中以石灰石-石膏湿法脱硫工艺最为成熟、可靠。

它的主要优点是：

1、脱硫效率高，一般可达95％以上，钙的利用率高可达90%以上；2、单机烟气处理量大，可与大型锅炉单元匹配；3、对煤种的适应性好，烟气脱硫的过程在锅炉尾部烟道以后，是独立的岛不会干扰锅炉的燃烧，不会对锅炉机组的热效率、利用率产生任何影响；4、石灰石作为脱硫吸收剂其来源广泛且价格低廉，便于就地取材；5、副产品石膏经脱水后即可回收，具有较高的综合利用价值。

由于石灰石/石膏湿法脱硫工艺具有以上优点，这种工艺已为发达国家大多数发电厂所接受，特别是大容量机组，对大气质量要求高的地区一般首选湿法脱硫。

我厂在重工业城市重庆的上游，厂址所处是著名的江津柑橘林带，锅炉燃用高硫煤，因此专家考察团认为应该首选石灰石/石膏湿法脱硫工艺作为机组配套脱硫装置的工艺。

二、设计条件

脱硫装置与发电机组单元匹配，#1、2FGD按锅炉100%全烟气量设计，脱硫效率95%以上。

#3、4FGD按锅炉85%烟气量设计，吸收塔脱硫效率95%以上，综合脱硫效率≥80%。

1.脱硫装置设计的主要锅炉烟气条件为:

燃煤含硫量:

4.02%（3.5～5%）

额定烟气流量:

1087200m3N/h（湿气）

FGD入口烟温:

142℃

FGD入口烟气压力:

+1.7mbar

FGD入口烟气含硫量:

3707ppm（干气）

FGD入口烟气含尘量:

226mg/m3N（干气）

2.主要设计指标和保证值

三、石灰石/石膏法脱硫工艺原理

锅炉引风机排出的原烟气由设置在脱硫装置（FGD）尾部的增压风机的负压导入FGD。

通过GGH（气-气加热器）进行热交换后烟气进入吸收塔，吸收塔内的浆液是从上部若干个喷嘴中涌出与烟气顺流接触，并在流经格栅段时大面积充分进行气/液接触反应脱除烟气中的SO2。

吸收SO2的浆液进入吸收塔底部反应槽通过再循环泵与补充的石灰石浆液再一次的在吸收塔上部涌出洗涤烟气中的SO2周而复始。

脱硫的性能通过DCS控制系统对PH值和浆液浓度进行调节，实现自动控制。

剩下的浆液在槽罐内由外置的氧化风机供给空气并均匀分布到内，再由一个垂直安装的搅拌器不停地搅拌使亚硫酸根氧化成石膏。

烟气在离开吸收塔后进入垂直布置的除雾器，将湿状态烟气中的雾滴最大限度地除去，然后烟气进入到GGH再加热器加热到90℃后经增压风机离开FGD由烟囱排向大气。

吸收塔槽罐内石膏浆液经排出泵送到脱水楼顶部旋流分离器中进行初级分离，将原本20%浓度的浆液浓缩至40%的浓浆液，稀浆液溢流回吸收塔内，浓浆液进入脱水楼中部的真空皮带脱水机进行深层次脱水，最终获得含水率小于10%的湿饼状石膏存于脱水楼底部的石膏库内，待外运加工建筑材料。

吸收塔内浆液也可经抛弃系统将废浆液直接泵送至山间灰场。

脱硫的化学过程如下：

吸收塔内SO2+H2O→H2SO3

H2SO3→H++HSO—3

底部槽罐H++HSO3-+1/2O2→2H++SO42—

2H++SO42—+CaCO3+H2O→CaSO4·2H2O+CO2

2、二期液柱塔工艺，

由一个顺流塔和一个位于集氧化和中和为一体的吸收塔罐之上的逆流塔组成。

烟气在顺流塔喷雾区内氧化和脱硫过程中冷却，然后与吸收塔内的浆体一起直接流向吸收塔罐，经过处理的烟气流向发生900的转折，在吸收塔罐内横向移动，被夹带的液态浆体从烟气中分离出来落入到吸收塔罐内。

在横穿过吸收塔罐后，被处理过的烟气向上流动，到逆流塔内去经受进一步的氧化和脱硫。

烟气离开吸收塔后流经除雾器，烟气在循环吸收时带走的浆液被除去并回收入吸收塔罐。

烟气最后通过再加热器升温后经增压风机送入烟囱。

吸收塔罐有一个垂直安装的搅拌器和空气分布系统，空气分布器为直管型，带有一定的坡度，浆液中的亚硫酸钙被氧化风机提供的空气氧化成石膏。

石灰石粉用密封罐车从石粉厂运来贮存在石灰石粉仓内再由石灰石制浆系统自动将石灰石粉与水配制成约30%浓度的浆体，通过泵送入吸收系统。

FGD烟气入口与烟囱之间设置了旁路烟道，正常运行时部分烟气通过旁路烟道，事故情况时烟气可以全部经过旁路烟道进入烟囱。

吸收SO2生成的二水硫酸钙石膏浆体经过真空皮带脱水机制备成含水量小于10%的石膏，这种石膏可用作建材和化工原料。

『图一』

『图二』

四.我厂脱硫装置建设概况

1.一期工程概况

一期工程脱硫装置是国际招标项目，由七家外商投标，最终由日本三菱重工中标供货，合同金额3640万美元。

包括两套脱硫装置的完整设备、两年备品备件、现场服务费以及技术转让费。

工程国内配套设计、建筑、安装费等合计2.6亿元人民币（当时汇率1美元=3.72人民币）。

一期工程一九八七年九月开工，一九九一年#1、2机组相继投产，#1、2脱硫装置也同步建成投产。

2、二期工程与外商合作供货

国家计委在二期工程立项批文中明确：

二期脱硫工程外汇额度为1500万美元，只引进少量关键设备，其余设备国产化，为普及火电厂烟气脱硫装置作出示范。

为落实国家计委的指示精神，珞璜电厂组织各专业技术人员对脱硫装置所属设备的特点，在国内进行了调研工作。

经过调查研究，我们认为多数设备已经具备国产化条件，特别是部分引进技术的企业和中外合资企业，他们的产品质量可与发达国家的产品比美，但价格低一倍以上。

当外商（三菱重工）确定后，我们与三菱重工讨论了合作供货问题，通过对产品制造厂的介绍，得到了三菱重工的首恳，达成了合作供货协议，划分了供货范围。

华能—三菱双方供货比例（台件量）大至为70%：

30%。

最终三菱的合同金额只有1450万美元。

由于国产化率高，二期工程的总造价控制在3.2亿内，千瓦单价只有440元。

五、“U”型液柱双塔工艺简介:

1、液柱塔流程

二期吸收塔由一个顺流塔和一个位于集氧化和中和为一体的吸收塔罐之上的逆流塔组成。

烟气在顺流塔液柱区内氧化和脱硫过程中冷却，然后与吸收塔内的浆体一起直接流向吸收塔罐，经过处理的烟气流向发生900的转折，在吸收塔罐内横向移动，被夹带的液态浆体从烟气中分离出来落入到吸收塔罐内。

在横穿过吸收塔罐后，被处理过的烟气向上流动，到逆流塔内去经受进一步的氧化和脱硫。

烟气离开吸收塔后流经除雾器，烟气在循环吸收时带走的浆液被除去并回收入吸收塔罐。

烟气最后通过再加热器升温后经增压风机送入烟囱。

2、双接触流洗涤工艺

吸收浆液由再循环泵从塔底部吸出，在压力的作用下通过由耐磨材料制成的特殊喷嘴向上喷射，形成复盖整个吸收塔断面的若干根液柱，烟气此时与浆液进行一次接触洗涤（液柱塔的喷出状况请参考图三）；浆液在液柱顶部散开后自然下落的过程中相互碰撞而形成高密度微粒，气液再次接触洗涤由此完成双接触全过程。

一期的吸收塔内部，设有两层4.0M高的格栅填料，而液柱塔内仅在塔的底部设置了喷浆管，其构造极为简单，并且维修工作极为容易。

此外，通过采用调整循环泵的运行台数降低液柱的高度的运行方式，进行锅炉负荷的追随运行，从而可以实现节能运行。

参见『图四』。

『图三』液柱塔的喷出状况

『图四』低负荷时的运行方式

液柱塔技术与以往的格栅塔相比具有同等以上的脱硫，除尘性能。

由于液柱塔构造简单，因此维修极为容易。

其次，通过调节液柱高度（即减少吸收塔循环泵运行台数），即可实现节能运行。



『图五』为液柱塔的内部照片。

六、脱硫装置运行及维护情况

脱硫装置的运行有其自身的特殊性。

我们在10余年的生产过程中遇到了较多的困难和难题，其中设备的腐蚀问题长期困扰我们，也是影响设备投运率的主要因素，因此改善脱硫装置的腐蚀环境和提高设备的抗腐蚀性能对设备的安全稳定运行极为重要。

引起脱硫设备腐蚀环境恶化的因素比较复杂，烟气成分的变化是主要原因之一，这包括烟气中SO3含量的增加，粉尘浓度的增加以及水分的增大等。

其次，机组的频繁启停也会加剧设备的腐蚀。

因此，保证锅炉机组的正常稳定运行是脱硫设备安全稳定运行的前提，选择合适的脱硫系统设计参数的富余度和配套满足实际工况要求的各种设备是脱硫装置与锅炉机组长周期同步运行的基本保证。

要使脱硫装置安全、稳定、高效率运行并回收合格的副产品石膏就必须保证脱硫装置运行工况的稳定和运行参数的合理设定。

运行工况的稳定以各主、辅机设备的可靠运行为前提，同时也必须保证锅炉排烟量和烟气品质达到设计要求，也只有运行工况稳定后才能保证各主要运行控制参数的合理设定。

在实际运行中，锅炉排烟受外部各种因素的影响时常会大幅度变化，诸如锅炉负荷、燃煤品质、除尘器效率、系统漏风等等，而直接对脱硫效率和副产品产生影响的则主要表现为烟尘含量的增加和烟气量的增加。

如果运行中的锅炉除尘器发生故障，大量的粉尘进入脱硫系统，首先会污染GGH换热面使换热效率降低，其次，粉尘进入吸收系统浆液使浆液品质恶化既影响脱硫效率又影响石膏品质。

如果运行中的锅炉烟风道漏风增加使排烟量超标不但会使脱硫效率降低，而且会增加系统电耗，降低脱硫系统运行的经济性。

要使脱硫装置安全、稳定、高效率运行还必须保证脱硫系统设备的健康以达到设备运行的最佳状态。

脱流运行中的腐蚀问题是影响设备健康的主要问题，我厂脱硫系统中GGH设备的腐蚀问题较为突。

脱硫装置的烟气换热装置采用了闭式水循环热量交换装置（MGGH）。

烟气进入脱硫装置后首先经过热交换器降温,以达到吸收塔设计的进口烟气温度以利吸收过成的顺利进行,换热器的降温幅度一期脱硫设计为142℃～100℃，二期脱硫设计为142℃～120℃，由于换热器的温度梯度大且出口处的烟温已低于烟气的露点温度,大量的SO2和SO3在管束表面凝结,使设备长期处于一种强酸性的环境中,特别是SO3的含量随烟温的上升而增加的幅度较大,换热器管束的腐蚀极为明显，在每次设备大修中我们都投入较多的资金进行维护或更换以保证设备能够正常运行。

由于脱硫装置运行中系统内循环流动的主要是石灰石和石膏浆液和其它一些杂质,而这些流体既具有磨损性又有一定的酸性,因此在脱硫装置的管道设计中普遍采用了衬胶管道,大部分的泵也都采用了衬胶泵。

从运行情况看来采用衬胶技术防止磨损效果是好的,但是在部分设备和设备的某些部位磨损仍比较严重,特别是在系统运行一定时间后系统内开始出现结垢,剥落的垢块颗粒大且硬度高,加重了设备的磨损。

湿法脱硫系统的结垢也是影响运行的一个比较突出的问题，这集中反映在一期脱硫系统上。

影响系统结垢的两个主要因素一个是浆液的浓度的控制,另一个是浆液的PH值的控制。

从理论上讲在一定的液/气比下,控制好浆液的浓度和PH值就可以将结垢的情况降低到最小的程度,但设计工况和实际运行工况是不可能完全一样的,由于循环泵工况受外界因素的影响和锅炉负荷变化引起的烟气量的改变所带来的参数控制上的偏差，以及浆液中杂质浓度的影响使得吸收塔塑料格栅中以及塔壁上结垢增加,格栅中结垢不但减小了烟气的流通截面使烟气流速增加，也使烟气在吸收塔内部的滞留时间缩短降低了脱硫效率；另一方面增加了烟气系统的阻力而增加了运行能耗，增加了格栅的重量,影响了设备的安全经济运行。

针对一期工程脱硫系统运行中存在的问题，二期脱硫的设计采用了新的液柱塔工艺，上述问题的到了较好的解决。

脱硫装置能够象今天这样正常的运行倾注了珞璜电厂广大干部、职工的大量心血。

这其中包括人的投入，技术、资金的投入。

正是由于这些大量的投入才使脱硫装置的商业运行时间逐年递增、设备的健康状况日益改善，脱硫装置的投运率不断提高。

『图六：

脱硫装置历年运行小时数趋势图』

至今年底我厂脱硫系统运行小时数已达21673，实际脱硫量已超过11万吨，达历史最高水平。

我厂脱硫装置对整个大气环境保护作出的贡献已为世人所知，我厂在脱硫装置上的投入充分体现了我厂广大职工利国利民，造福子孙的博大胸怀。



『图七:

脱硫装置历年脱硫量趋势图』

总之，搞好脱硫装置的运行维护，充分发挥排烟脱硫装置在环境保护中的作用是我厂为之努力的方向，经过近十年对脱硫装置的运行、维护及改造等方面的不断探索，我们锻炼了队伍，培养了人才，积累了经验，使我厂脱硫装置的健康状况和运行状况日趋良好，保持了脱硫装置与发电机组的同步运行，为提供洁净电力，还蔚蓝天空作出了应有的贡献。