某电厂660 MW机组为燃煤汽轮发电机组，锅炉为DG2150/25.4-Ⅱ6型超临界参数变压直流炉，一次中间再热、单炉膛、尾部双烟道、挡板调节再热汽温、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。锅炉最大连续蒸发量2150 t/h，额定蒸发量2085 t/h，额定蒸汽温度571 ℃。锅炉设计燃料为晋华宫矿烟煤，低位发热量22 830 kJ/kg。锅炉正常运行时燃用设计煤种，在BRL工况下、煤粉细度20%~25%、给水温度为额定值时，锅炉保证热效率为93.2%。该锅炉具有一定的调峰能力，燃用设计煤种时，不投油情况下最低稳燃负荷不大于30%B-MCR。锅炉配置低氮燃烧器、SCR脱硝装置、双室五电场静电除尘器、石灰石－石膏湿法单塔单循环烟气处理设施。脱硫吸收塔为逆流喷淋空塔，烟气脱硫装置采用1炉1塔，石灰石浆液制备和石膏脱水系统为2台锅炉共用；脱硫系统不设置烟气旁路，吸收剂制浆方式采用购粉制浆液；同时设置脱硫废水处理系统。

脱硫装置设计煤种含硫量为1.5%，而实际燃用煤种含硫量波动较大，最高时可达到2%。由于锅炉燃煤煤质发生较大变化，单台锅炉满负荷下燃煤量由原设计值270 t/h增加至348 t/h，导致进入脱硫装置的SO₂显著增加。火力燃煤发电机组超低排放改造标准为：NO_x质量浓度≤50 mg/m³、SO₂质量浓度≤35 mg/m³、烟尘质量浓度≤5 mg/m^3[1]，原有脱硫装置不能满足深度减排要求，因此必须进行增容改造。

本次脱硫装置改造主要有3种方案可供选择：双塔串联工艺、单塔多层喷淋工艺和单塔双循环工艺。双塔串联工艺占地面积大、系统阻力大、投资高；单塔多层喷淋工艺脱硫剂利用率低、亚硫酸钙的氧化率不稳定。综合考虑深度减排的改造要求和目的，本次增容改造采用单塔双循环工艺。

石灰石—石膏湿法单塔双循环烟气处理过程中烟气通过2次独立的SO₂脱除过程。烟气自吸收塔下方进入，首先与下循环喷淋装置喷出的浆液逆向接触，经冷却、洗涤后脱除部分的SO₂；再通过集液斗的导流叶片进入上循环区，烟气在这里与上循环喷淋装置喷出的液浆逆向接触，经洗涤后脱除剩余的SO₂。脱硫后的清洁烟气经过除雾器除去雾滴后，由吸收塔上方排入烟囱。该工艺脱硫效率达99%以上^[1-2]。

上循环回路的循环浆液中过量的CaSO₃多达20%以上，以维持较高的pH值（5.8~6.4），主要化学反应式如下：

上循环回路在pH值较高条件下运行，保证吸收剂的完全溶解和石膏的充分氧化，为石膏脱水系统的运行提供了良好条件，能够得到优质的石膏副产物，并降低氧化风机耗电量。

下循环回路用于冷却烟气，吸收部分SO₂，充分溶解上回路浆液中带入的CaCO₃，维持较低的pH值（4.6~5.2），主要化学反应式如下：

下循环回路可以保证SO₂最终的脱除效率，而不用考虑亚硫酸钙的氧化率、石灰石溶解的彻底性以及石膏结晶的大小问题。

上、下循环回路分别设有独立的循环浆池、喷淋层线，相互独立的2级浆液循环过程，可以满足氧化、吸收不同阶段对不同浆液性质的要求，避免了影响运行的各工艺参数之间的相互制约，反应过程更加优化，能快速适应煤种变化和负荷变化^[3]。通过上、下循环回路协调运行，维持各回路不同的pH值，强制氧化亚硫酸钙，以获得高纯度石膏产品。

本次改造主要涉及烟气系统、吸收塔系统、氧化空气系统、石灰石浆液供应系统、石膏脱水系统。

原脱硫系统未设增压风机和GGH，拆除原脱硫烟道系统管道，从水平烟道接出膨胀节，原烟道管道通至新增吸收塔入口，吸收塔出口净烟道与新增的湿式除尘器相接^[4]。

吸收塔是整个脱硫装置的核心。原吸收塔已不能适应燃料变化后的运行工况，对吸收塔进行单塔双循环增容改造。新建吸收塔直径为19.2 m，浆池高度为12 m，吸收塔浆池容量约2750 m³；上循环回路设3层喷淋层，流量为11 500 m³/h。下循环回路设3层喷淋层，流量11 500 m³/h，新建AFT浆池，直径11 m，浆池高28 m。下循环回路的AFT浆池容量约2661 m³。

保留原石灰石制浆系统，更换4台较大流量供浆泵及相应管道，供浆泵型号为80DLT-A36，流量150 t/h，扬程42 m。

原设计每个吸收塔配置2台石膏排出泵，流量为165 m³/h，扬程为40 m，1运1备。根据系统需要，将2台石膏排出泵更换为流量275 m³/h的新泵，扬程为50 m。更换皮带脱水系统真空皮带脱水机及真空泵等附属设备，真空皮带脱水机的电机功率由25 kW变为45 kW，真空泵最大吸气量由250 m³/min变为340 m³/min。

原工艺水泵流量200 m³/h，共3台，结合电厂实际运行需要，新增流量150 m³/h、扬程70 m的除雾器工艺水泵3台，2运1备；其他工艺水系统满足要求，可不进行改造。

目前脱硫装置设1座事故浆液箱，新增抛浆池1个，直径14.5 m、高16.5 m。

该电厂660 MW机组脱硫超低排放改造工程完成后，对机组进行性能考核试验^[5]，在不同锅炉蒸发量时段进行多次数据监测，汇总多日平均值，其中SO₂质量浓度如表 1所示。

表 1(Table 1)

表 1 脱硫装置入口与出口数据

表 1 脱硫装置入口与出口数据

本次改造设计脱硫效率≥99%，烟气脱硫装置入口SO₂质量浓度≤5000 mg/m³，出口SO₂质量浓度≤35 mg/m³。由表 1可以看出，锅炉蒸发量为1970 t/h、1715 t/h、1370 t/h时，烟气脱硫系统出入口SO₂质量浓度、脱硫效率均满足设计要求，性能试验各项指标均达到了超低排放标准。

通过机组测试验数据可知，此次脱硫装置超低排放改造的试验数据满足火电机组超低排放要求。火电厂进行超低排放改造，应对现有脱硫设施进行充分诊断，经过充分技术论证后制定改造方案，避免造成重复投资和浪费。其中脱硫装置单塔双循环改造是超低排放可以选择的技术线路之一。脱硫装置超低排放改造应统筹考虑脱硝、除尘、脱硫、烟囱等设施的相互影响，发挥各环保设施的协同脱除能力，实现脱硫设施的经济高效运行。