某燃煤電廠脫硫系統(tǒng)改造及效果分析

北極星環(huán)保網(wǎng)訊:本文介紹了某燃煤電廠超高壓機(jī)組脫硫系統(tǒng)及工藝流程，對(duì)該廠脫硫裝置改造及其效果進(jìn)行了分析。FGD煙氣脫硫系統(tǒng)投運(yùn)后，二氧化硫和煙塵排放對(duì)環(huán)境的污染程度極大減輕，明顯改善了當(dāng)?shù)睾椭苓叺貐^(qū)的空氣質(zhì)量，有效地治理了環(huán)境污染，取得了較好的效果。

二氧化硫是對(duì)大氣環(huán)境危害嚴(yán)重的污染物，而燃煤電廠是二氧化硫的主要來源之一。燃煤電廠在將一次能源煤炭轉(zhuǎn)換為二次能源電力的過程中，會(huì)產(chǎn)生污染物，包括廢氣、廢水、灰渣及噪聲等。其廢氣中的二氧化硫是大氣污染物之一，SO2大量排放既嚴(yán)重污染環(huán)境也造成巨大的硫資源的浪費(fèi)。因此，必須嚴(yán)格控制燃煤電廠的二氧化硫排放，推行電力潔凈生產(chǎn)和改善大氣環(huán)境質(zhì)量。

目前，以石灰石作為SO2吸收劑的石灰石-石膏濕法工藝在國內(nèi)外的火電廠煙氣脫硫中得到最廣泛的應(yīng)用。煙氣脫硫(Fuel Gas Desulfurization，F(xiàn)GD)的基本原理是以一種堿性物質(zhì)作為SO2的吸收劑(即脫硫劑)。石灰石是大規(guī)模煙氣脫硫較為廉價(jià)的理想吸收劑之一，用石灰石制成的吸收劑漿液與煙氣接觸來進(jìn)行脫硫反應(yīng)。

1脫硫裝置概述

1.1某燃煤電廠概況

該燃煤電廠現(xiàn)有裝機(jī)容量400MW，即2×200MW供熱發(fā)電機(jī)組。作為該地區(qū)惟一熱源點(diǎn)，該廠承擔(dān)冬季供熱重任。

2007年，本廠對(duì)環(huán)保設(shè)施進(jìn)行了全面整改治理，目前中水處理系統(tǒng)、煙氣除塵系統(tǒng)、脫硫系統(tǒng)、煤場(chǎng)擋風(fēng)抑塵墻、灰場(chǎng)噴淋等設(shè)施達(dá)到國家和地方要求的排放標(biāo)準(zhǔn)。2009年，新建脫硫廢水處理裝置，處理后脫硫廢水水質(zhì)達(dá)到《污水綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》二級(jí)排放標(biāo)準(zhǔn)。

1.2煙氣脫硫系統(tǒng)

該電廠2×200MW超高壓燃煤機(jī)組的煙氣脫硫系統(tǒng)采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝(簡(jiǎn)稱FGD)，一爐采用一套脫硫裝置，設(shè)置一臺(tái)吸收塔。副產(chǎn)物為二水石膏，全部煙氣參加脫硫，在設(shè)計(jì)條件下，全煙氣脫硫效率不小于95%。按2臺(tái)機(jī)組統(tǒng)一規(guī)劃，脫硫煙氣先經(jīng)過靜電除塵器除塵，脫硫場(chǎng)地位于煙囪后部。兩臺(tái)爐共用一個(gè)脫硫控制室。

2脫硫裝置改造及效益分析

2.1脫硫工程改造的必要性

該燃煤電廠自投產(chǎn)以來，SO2、煙氣排放濃度出現(xiàn)超標(biāo)。該廠2×200MW機(jī)組脫硫系統(tǒng)原采用干法脫硫，由于投運(yùn)的干法脫硫設(shè)備，存在脫硫效率低、引起吸風(fēng)機(jī)振動(dòng)、排灰受堵、難以保持高效穩(wěn)定運(yùn)行等技術(shù)問題，因此有必要對(duì)現(xiàn)有的脫硫系統(tǒng)進(jìn)行技術(shù)改造。該廠通過進(jìn)行工程技術(shù)研究后決定采用濕法煙氣脫硫工藝。

2.2脫硫改造前機(jī)組煙氣污染及防治措施

該廠2×200MW機(jī)組于2005年投產(chǎn)運(yùn)行，該工程設(shè)計(jì)中采用循環(huán)流化床干法脫硫裝置，但電廠投產(chǎn)后，該裝置無法正常運(yùn)行。該工程采取的主要煙氣污染防治措施及SO2、煙塵排放情況見下表1：

表1煙氣污染防治措施及煙氣污染SO2、煙塵排放情況

注：煙塵排放濃度為實(shí)測(cè)結(jié)果。

由表1可見，SO2實(shí)際排放濃度為1822mg/m3，煙塵實(shí)際排放濃度為2515mg/m3，均不能達(dá)到《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》GB13223-2003中第3時(shí)段SO2濃度400mg/m3、煙塵濃度50mg/m3的限值要求。

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