关于脱硫系统单塔与双塔单塔双循环的的对比选择与建议.docx

关于脱硫系统单塔与双塔单塔双循环的的对比选择与建议.docx

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关于脱硫系统单塔与双塔单塔双循环的的对比选择与建议

关于脱硫系统单塔与双塔、单塔双循环的的对比选择与建议

关于脱硫系统单塔与双塔的的对比选择与建议

传统石灰石—石膏湿法脱硫效率通常可以达到97～98%左右。

若燃煤的硫份（收到基）范围为1.5-2.0%，则根据1%收到基硫分，脱硫入口硫含量为2200mg/m3测算，以出口二氧化硫为35mg/m3为基准，对硫份（收到基）范围为1.5-2.0%时，对应脱硫效率为99%~99.2%。

脱硫效率超过99%之后，需要对传统石灰石—石膏湿法脱硫工艺进行提效改进，采用传统单塔是不能满足本工程要求的。

目前，已经发展出多种可提高脱硫效率的技术，并在工程中得到应用。

主要有单塔双循环技术（国电龙源）、串塔或双塔双循环、单塔双区（上海龙净）、U型液柱塔（重庆远达环保）等多种技术可供选择。

根据《中国大唐集团公司燃煤火电工程典型推荐技术组合方案（2014年试行版）》中对脱硫工艺选择的规定如下：

1）方案一，FGD工艺，每台炉设置一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，不设GGH，不设旁路烟道，采用单塔单循环，FGD监控用DCS与机组DCS一体化。

2）可根据煤质含硫量高低、环保排放限值要求，选择单塔或双塔方案；煤质含硫量小于1.3%，单塔脱硫效率在98%以内，能满足排放标准的，采用单塔单循环方案；煤质含硫量大于1.3%，单塔脱硫效率大于98%以上，仍不能满足排放标准的，可选用单塔双循环或双塔双循环等高效脱硫技术。

在我厂拟计划采用燃煤的硫份（收到基）范围为2.0%的情况下，达标排放情况下（二氧化硫为20mg/m3），脱硫效率不低于99.64%。

U形塔技术预期脱硫效率与双塔双循环方案相当。

该方案存在投资高、运行费用相对较高、运行业绩较少等问题，同时由于液柱塔喷射液柱由所有循环泵母管供给，循环泵母管故障或单台泵故障均会造成环保指标超标，可靠性较低。

单塔双区技术与普通吸收塔区别仅在于对普通吸收塔浆池进行了不可靠的分区（提高浆池高度，布置射流泵），使之形成非纯粹的氧化区和吸收区，理论上脱硫效率较单塔有所提高，但较双循环系统低。

一般实际运行情况下能够达到99.3%脱硫效率，但由于其分区不可靠，一旦分区被打破或紊乱，与普通单塔效率无二。

其对二氧化硫浓度适应性不高，瞬时超标风险较高。

故此技术虽然可应用，造价与普通单塔差别不大，但风险较高。

据以上规定，本着稳定、可靠的达到排放指标的原则，应优先选择单塔双循环或双塔双循环技术。

一、技术路线对比

（一）单塔双循环

制在非常高的水平，达到5.8-6.4，这样可以大大降低循环浆液量。

单塔双循环FGD系统具有如下优点：

（1）系统浆液性质分开后，可以满足不同工艺阶段对不同浆液性质的要求，更加精细地控制了工艺反应过程，用于高含硫量的项目或者对脱硫效率要求特别高的项目是非常适合的；

（2）两个循环过程的控制是独立的，避免了参数之间的相互制约，可以使反应过程更加优化，以便快速适应煤种变化和负荷变化；

（3）高PH值的二级循环在较低的液气比和电耗条件下，可以保证很高的脱硫效率，高硫煤可以达到98.5%左右；

（4）低PH值的一级循环可以保证吸收剂的完全溶解以及很高的石膏品质，并大大提高氧化效率，降低氧化风机电耗；

（5）对SO2含量的小幅变化和短时大幅变化敏感性不大；即不容易出现瞬时超标。

单塔双循环FGD系统具有如下缺点：

（1）塔高较高，为了实现吸收区的物理分区，保证以及循环的收集器安装，需要保证较大的高度，从而造成塔高增加。

（2）由于塔高的增加，上部喷淋层高度升高，配备循环泵增大，电机功率增大，工程造价升高。

（3）存在塔外浆池系统，塔外浆池相当与小型吸收塔，增加占地面积与造价。

下图为单塔双循环实例：

右侧为塔外浆池，工程中一般以浆液循环量与停留时间确定塔外浆池大小，一般容积为直径10米左右高约10~20米的圆柱体。

（二）双塔双循环技术

双塔双循环技术是在双循环技术上的发展和延伸，非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。

同时对煤种适应性较高，排放指标稳定优点，燃煤硫分高的电厂，通过改造实现双塔双循环的案例较多。

集团内，发耳电厂即由单塔改为单塔双循环后最终改为双塔。

其工艺流程示意图如下：

双塔双循环技术原理和单塔双循环类似，只是将单塔里面的第二级循环改到外部另外一个塔内进行。

所以比较适合改造项目，可以保留原有吸收塔不动，作为一级循环吸收塔；新增一座二级循环吸收塔，设计采用逆流喷淋空塔设计方案。

双塔双循环技术因为新增一个吸收塔，所以阻力相对单塔双循环较高。

采用普通的双塔技术（串塔），可不增设AFT系统，同时降低部分费用，但无法实现PH分区控制（如我厂八期工程），不能进行精细化调节。

优点：

1）均能满足高效率脱硫的要求，效率达到99.3%以上。

2）均能够实现对脱硫系统的精细化控制，提高石膏品质、降低钙硫比，降低运行成本。

缺点：

1）均增加系统阻力，其中单塔双循环增加阻力较低，经咨询约400~500pa。

相关资料显示双塔设计阻力范围为3500~4000pa，实际运行阻力约3000~3500pa。

故双塔阻力增加约1500pa。

对应增加风机阻力功率400kw。

2）投资成本均较普通单塔增加。

二、经济性对比：

（一）投资成本

1）以2台35万机组为例，目前双塔建设费用为5000~6000万/台，以某电厂为例，双塔费用EPC总造价10200万元（中标价）。

2）以2台35万机组为例，普通单塔脱硫造价根据业主要求及硫分要求价格在7000~9000万元之间。

经咨询大唐某电厂脱硫EPC价格为8489万元；建投某热电7890（龙净环保）。

但上述工程均未以含硫量2%进行设计，如达到同样效率，造价必定增加。

3）单塔双循环建设费用4000-5000万/台，国电某热电采用龙源单塔双循环技术，费用EPC总造价13736万元（含湿式电除尘器约3700~3900万元）。

（二）运行成本（单台机组）

项目

单塔双循环

双塔双循环

普通单塔

形式

5~6喷淋层+一套除雾器

（3+3）布置

5~6层喷淋层+两套除雾器

3+3布置

3~5层喷淋层

电耗增加

搅拌器30kw×3；AFT泵30kw×1；阻力电耗100kw；

共增加220KW；

搅拌器30kw×3；AFT泵30kw×1；阻力电耗400kw；

循环泵功率降低350kw；共计增加170KW；

基准

石灰石耗量

-38万元/年

-38万元/年

基准

运行电费

+60.3/年（估算）

+46.5万/年

（估算）

基准

结合以上数据分析，可知系统增加电耗基本相同，但均较单塔脱硫高。

结论:

1、运行成本分析（单台机组）

燃料采用高硫份煤种（硫份2%，热量4800大卡），较原设计煤种（硫份1.33%，热量5134大卡），石灰石用量增加约3.97t/h，造成增加石灰石成本476元/小时。

采用双循环技术，石灰石利用率提高1%，降低成本47.6元/小时。

两煤种标煤单价差值约50元/吨，小时煤量约100吨，差值约5000元/小时。

采用双循环系统虽然能耗增加，但远低于燃料差值所贡献；长期燃用高硫煤可有效降低煤炭成本。

故此本工程应采用双循环方案，而不是采用普通单塔方案。

而从运行成本分析，双塔双循环运行能耗较低，故此推荐采用双塔双循环方案。

2、投资成本分析（两台机组）

而以普通单塔方案来讲，大唐某电厂脱硫系统总造价8498万元。

但其未以含硫量2%进行设计，如达到同样效率，造价必定增加，目前其喷淋层设计为3层，假设单塔脱硫系统加装5层喷淋层能够达到99.64%的脱硫效率，此种工艺方式，大唐某电厂进行过招标，中标价约9400万元，最高报价9800万元。

而采用单塔双循环，其造价与双塔方案基本相当，但其吸收塔加高，并布置塔内收集装置，造成高位循环泵功率升高，总体能耗大于双塔。

因其能耗高，造价基本相当，应优先考虑采用双塔方案。

而采用双塔双循环系统，其所带来高硫煤情况下环保指标稳定性高、石灰石利用率高等，均是普通单塔所不具备的。

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