脱硫岛招标中的一些问题
彭 方
我国的电力生产以燃煤为主.随着我国经济建设的高速发展,我国的电力建设也以较高的速度发展, 环保压力越来越大,环保要求越来越高.有的地区新上的燃煤电厂要求必须同时上脱硫装置,很多已运行 的电厂也要加装脱硫装置.形势要求我们要做好锅炉烟气脱硫的有关工作. 目前,我国除少数电厂采取燃用低硫煤或洗煤来减少 SO2 的排放外,热电联产的中小机组主要采用 循环流化床锅炉, 在炉内进行脱硫; 大型燃煤锅炉主要采用锅炉尾部烟气脱硫的方式进行脱硫. 300MW, 对 600MW 机组而言,比较成熟的是石灰石 — 石膏湿法脱硫,海水脱硫,山西漳山电厂,榆社电厂 300MW 机组开始选用石灰干法脱硫.中小机组改造时,还可以选择其他一些脱硫方式.各工程需根据自身的条件 选择合适的脱硫方式:主要应考虑环保要求,发展空间,水源条件,脱硫剂来源,灰渣及脱硫渣的综合利 用条件,废水处理条件,投资和运行费用等. 我国一些单位已研究开发了一些有自主产权的脱硫技术,对大机组来说,主要采用引进技术.各种脱 硫方式, 同一种脱硫方式的各个厂家都有自己的技术特点. 脱硫技术主要是软件, 而硬件大多是通用产品. 就喷淋式湿法脱硫来说,其核心技术是吸收塔,吸收塔中主要有喷淋系统,浆液循环系统,搅拌器,除雾 器,而喷嘴,循环泵,搅拌器,除雾器都是外购件.其技术核心是三相物质在三维空间中的反应,具体的 就是烟气在塔中的流速和均匀性,脱硫浆液浓度,密度,严密性,均匀性,石灰石粉的细度,Ca/S(总体 的与吸收塔内的),反应所需的时间等.这些是通过试验得到的,通过不断的应用而改进完善.体系不同 其配置也不同.目前,在选定厂家时,要注意是真正采用引进技术,需有充分业绩的公司承担性能保证, 否则可能会出现偏差. 1 编制招标书时的一些问题 1.1 招标模式 我国已投产的脱硫装置基本上都是采用总承包的方式,现在招标的各工程有总承包方式,也有成套供 货方式,随着业主对脱硫技术,脱硫装置的掌握和熟悉,也可以采用部分供货的方式,但技术上仍由投标 商负责.当然,还应测算部分供货是否有利. 1.2 招标范围 脱硫岛招标一定要划清招标范围,一般地基处理应在岛外,由业主统一处理.脱硫岛的建筑结构,供 电设施也可放在岛内,也可放在岛外. 1.3 脱硫岛的设计 各个脱流公司都有自己的技术特点,脱硫岛设计应由投标商负责,一般也应全部由投标商完成.当采 用成套供货,部分供货时,特别是建筑结构不在岛内时,也可由投标方完成技术设计和关键部分的施工图 制造图设计,由业主工程师完成其他部分的施工图,并经投标方确认,负责.这样有利于脱硫装置与全厂 的协调,特别是建筑结构方面的协调. 1.4 脱硫效率 脱硫效率当然要满足环境影响报告书中 SO2 的排放要求,但不应局限于这个要求.现在大家都非常 重视环保,我国的环保标准将随着我国经济的发展会越来越严,我国对 SO2 排放现执行零排放收费原则, 在脱硫岛招标时,脱硫效率应在投资增加不多的情况下,尽量提高要求.如湿法脱硫招标时,虽脱硫效率 80%就满足目前 SO2 排放要求,建议招标书脱硫效率仍应要求≥95%. 1.5 脱硫岛与主机关系
一些经济发达的国家,对燃煤电厂的烟气脱硫装置要求比较严格,脱硫装置故障,主机就要停用,湿 法脱硫装置也不允许设置烟气旁路.我国是经济发展中国家,总体来说,发电设备备用容量不足,加上烟 气脱硫还处在起步阶段,脱硫技术的掌握,脱硫设备的国产化都需有一个成熟过程.虽然一般标书要求可 用率达到 97%,实际上,临时的一些故障还会多一些.目前,目前脱硫装置一般拟设旁路烟道,当脱硫装 置故障时不影响发电设备的运行.SO2 总的排放靠烟气在线监测来控制. 2 脱硫岛招标中的一些技术问题 2.1 重视脱硫剂的质量要求 石灰石 — 石膏湿法脱硫的脱硫剂是石灰石,对石灰石的纯度有一定要求,对石灰石粉的细度有严格 要求.石灰干法脱硫的脱硫剂为石灰,对石灰的活性有严格的要求.海水脱硫的脱硫剂是海水,对海水的 碱度有严格的要求.编制招标书时一定要按要求取好样,做好化验,试验,确保标书提出的资料与今后运 行的实际用料性能一致,以确保脱硫效率和脱硫装置的经济运行. 2.2 石灰石— 石膏湿法脱硫时石灰石浆液的制备 有的采购石灰石块,在电厂内自己破碎,碾磨制浆.有的直接采购石灰石粉在厂内加水制浆.一般厂 内多采用湿磨,湿磨时细度容易达到,细度要求很高时干磨要困难一些.厂内破碎,运输环节较多,噪声, 粉尘对厂内环境有一定的影响.各有利弊,拟根据矿源,厂内环境要求,场地情况,厂内人员情况,经济 比较后确定. 2.3 旁路烟道档板的设置 前面已经说到, 目前我国湿法脱硫装置一般拟设旁路烟道. 旁路烟道上一般设有双层密封的烟气档板, 档板还要考虑防腐,价格较高.珞璜等电厂湿法脱硫装置旁路烟道或未装档板,或装了档板也常开运行, 运行上也没有问题.建议在采用湿法脱硫装置时,可研究取消旁路烟道档板,通过控制旁道烟道的压差而 使旁路烟道的烟气流量为零,既无烟气短路(未经脱硫),也无烟气在脱硫装置中循环.这样不仅省了一个 旁路烟道的档板,还能确保切换脱流装置时,旁路烟道无任何障碍. 2.4 增压风机 脱硫装置设有旁路烟道时, 锅炉引风机和增压风机分别设置. 现增压风机一般选用静叶可调轴流风机, 若考虑变负荷运行,考虑进一步节能,也可研究采用变频调速的离心风机的可能性.脱硫升压风机可有四 个布置位置,即脱硫前烟气降温前或降温后,脱硫后烟气加热前或加热后.同样的压头下,烟温越低,风 机尺寸越小,价格越低,风机的能耗越低.但烟温太低,风机有防腐问题.另外,吸收塔内为正压时对脱 硫反应有利,从锅炉引风机出口烟道上引出的烟气先经过升压风机,在布置上也比较方便,现升压风机大 都设置在脱硫岛烟气进口段. 升压风机的设计参数, 风压由脱硫岛烟气通道阻力计算得到. 其中, 烟气量, 烟气温度,烟气比重也可直接取用本锅炉引风机的有关设计数据,也可用实测的数据加上规定的裕度. 2.5 脱硫后的烟气加热 湿法脱硫,海水脱硫后的烟气温度在 47℃左右,一般用脱硫前的烟气加热脱硫后的烟气.入口烟温 约 130℃～140℃,冷却后约 90℃～100℃进吸收塔,经喷淋洗涤后为 47℃左右,加热后约 80℃再从烟囱 排出.有烟气加热装置,增加了系统的复杂性,增加了投资,增加了运行维护费用.这时烟囱需不需要采 取特别的防腐措施应结合实际情况论证,大多数情况是不用采取特别的防腐措施.若脱硫后的烟气不进行 加热,首先,应对烟气的排放进行计算,由于脱硫效率较高,一般对 SO2 的排放影响不大;由于湿法(包 括 海 水) 脱 硫 的 喷 淋 作 用 兼 有 一 定 的 除 尘 作用,一般除尘率可达 60～ 70% ,若入口烟气含尘浓度 ≤150mg/Nm3,则出口烟气含尘浓度 50～70mg/Nm3,一般对烟尘排放影响也不大;关键对 NOx 的排放会 有一定的影响. 第二, 烟囱需采取严格的防腐措施, 这部分费用可能较大. 第三, 对湿法脱硫而言, 2×300MW 机组需多耗水约 60t/h. 2.6 除 尘 除尘效率高低对脱硫效率,脱硫剂耗量,综合利用都有一些影响.湿法脱硫一般要求除尘器后烟气含

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