氧化鎂脫硫在350MW燃煤機組上的應用

摘要：沙角B電廠地處珠三角大氣污染物防治重點地區，需執行50mg/m3的二氧化硫排放限值，原有石灰石-石膏濕法煙氣脫硫能力不能滿足即將實施的新環保要求。文章針對沙角B電廠的脫硫裝置狀況和現場條件，通過對氧化鎂和石灰石-石膏濕法增效改造方案綜合比較，確定采用氧化鎂工藝完成脫硫增效改造。

關鍵詞：石灰石-石膏濕法脫硫；氧化鎂脫硫；300MW燃煤機組；脫硫裝置；環保要求 文獻標識碼：A

中圖分類號：X701 文章編號：1009-2374（2015）25-0047-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.25.024

根據環境保護部發布的《關于執行大氣污染物特別排放限值的公告》（環境保護部公告2013年第14號），沙角B電廠地處珠三角重點控制區域，鍋爐煙氣SO2排放濃度需執行50mg/m3的排放限值。機組原有石灰石/石膏濕法煙氣脫硫能力不能滿足新的環保要求，必須進行脫硫系統增效改造。

1 氧化鎂脫硫增效改造背景概述

1.1 原脫硫系統概況

沙角B電廠#1、#2燃煤發電機組（2×350MW）脫硫工程原設計燃煤含硫量為1.06%，煙氣脫硫（flue-gas desulfurization，FGD）入口SO2濃度為2379.8mg/m3，由山東三融工程有限公司總承包建設，采用德國魯奇比曉夫公司的石灰石/石膏濕法煙氣脫硫工藝、一爐一塔脫硫系統逆流布置，設計脫硫效率不小于95%，脫硫后凈煙氣SO2濃度不大于120mg/m3，噴淋塔內徑11.5m，塔高34.3m，每座吸收塔配置3臺漿液循環泵，設兩級屋脊型除霧器。

1.2 新標準需達到的脫硫效率

沙角B電廠原設計燃煤含硫量為1.06%，校核煤種含硫量為1.2%，鍋爐煙氣SO2排放要達到50mg/m3的新標準要求，脫硫系統效率需達到97.9%，考慮脫硫GGH 1%的泄漏率，脫硫增效改造設計的吸收塔脫硫效率需達到98.9%以上。

1.3 脫硫裝置摸底測試

委托西安熱工院進行了二號機組滿負荷工況下的脫硫系統性能測試，測試的脫硫效率為92.89%，SO2排放濃度不滿足國家對重點區域SO2小于50mg/m3的環保要求；測試煙氣換熱器（gas gas heater，GGH）泄漏率為1.1%，兩側總壓差909Pa。若不改造GGH，則吸收塔脫硫效率需達到98.9%以上才能達到新環保要求。根據對國內同類電廠調研情況，GGH新改造后其泄漏率可以控制在0.5%左右，長期運行且維護充分時其泄漏率一般在1%左右。

2 氧化鎂脫硫工藝原理

氧化鎂工藝是以氧化鎂作為原料，通過與水熟化后生成Mg（OH）2，再通往吸收塔內與SO2反應生成MgSO3或MgSO4。由于鎂離子的溶解性大大高于鈣離子，對二氧化硫（SO2）的吸收反應強度高數十倍，在相對較低的液氣比下顯示出很高的脫硫效率，可以達到99%以上，是一種先進、高效的脫硫技術。氧化鎂脫硫包括四個工藝過程、兩種運行模式。

四個工藝過程包括：（1）氧化鎂熟化制漿：MgO+H2O→Mg（OH）2（漿液）；（2）脫硫吸收：Mg（OH）2+SO2→MgSO3+H2O（漿液）；（3）氧化：MgSO3+1/2O2→MgSO4（溶液），脫硫形成的副產物中主要含有固態的MgSO3·3H2O，MgSO3·6H2O及溶液中的MgSO4·H2O；（4）脫水：對脫硫排出的漿液進行脫水后得到以MgSO3為主要成份的副產品，含水量<10%。

脫硫漿液的氧化程度決定了兩種運行模式：（1）溶液模式：即對脫硫副產物漿液進行強制氧化，全部生成硫酸鎂溶液，經廢水處理后達標排放；（2）固態模式：即抑制氧化，產生亞硫酸鎂固體，經脫水后成為固態副產物，便于利用。

3 脫硫增效改造方案比較

根據脫硫劑及副產品進出吸收器的狀態，煙氣脫硫技術分為干法、半干法和濕法煙氣脫硫。干法和半干法脫硫效率很低，一般脫硫效率只能達到70%左右，濕法主要有石灰石-石膏法、氧化鎂濕法、海水法、氨法等。在石灰石-石膏濕法脫硫工藝上進行增效改造，宜采用氧化鎂或石灰石-石膏法工藝。

氧化鎂脫硫（方案一）工藝流程與石灰石-石膏法基本接近，氧化鎂濕法脫硫吸收塔也為與石灰石/石膏濕法脫硫工藝相似的噴淋塔，可通過改造現有脫硫塔噴淋層噴嘴來實現，很大程度上利舊原有脫硫設備，且近年來國內具有300MW燃煤機組的應用業績，是一種可選擇的高效脫硫方法。在沙角B電廠設計燃煤含硫量下，可滿足脫硫系統出口SO2濃度≤50mg/m3的排放要求。

石灰石/石灰-石膏濕法煙氣脫硫工藝是技術成熟、應用最廣泛的煙氣脫硫技術，但從國內石灰石/石膏脫硫噴淋塔運行情況來看，噴淋單塔效率難以保證脫硫效率98.9%以上，需考慮串聯雙塔模式，新建串聯塔投資大，且沙角B電廠場地緊湊，無法滿足串聯吸收塔布置。在現有塔高下增加兩層噴淋層（方案二）或增加一層噴淋層和一層持液層（方案三），改造后吸收塔效率可以達到98%以上。通過適當選擇燃用低硫份煤種，控制FGD入口原煙氣SO2濃度在2000mg/Nm3以下，可滿足脫硫系統出口SO2濃度≤50mg/m3的排放要求。

氧化氧化鎂（方案一）與石灰石/石膏法（方案二、方案三）脫硫增效改造技術經濟指標比較如表1所示：

備注：本次技術經濟比較采用97.9%的脫硫效率為基準，石灰石價格到廠價格按150元/噸計，氧化鎂到廠價格按750元/噸計，石灰石純度（CaCO3）按91%計，氧化鎂純度（MgO）按85%計，廠用電價格按0.51元/kWh計算。

氧化鎂法與石灰石/石膏法（方案一、方案二）增效改造方案比較，初期投資費用最低，運行成本最低，脫硫劑成本最高，綜合運營成本與石灰石/石膏濕法脫硫相當。經上述綜合比較分析，確定選擇采用氧化鎂工藝實施脫硫增效改造。

4 氧化鎂脫硫增效改造實施方案

4.1 氧化鎂脫硫工藝流程

氧化鎂脫硫劑原料用“噸袋”海運到場后，儲存在廠區倉庫內，然后由倉庫轉運至制漿車間，拆包后輸送進入熟化罐，加水熟化制成氫氧化鎂漿液，然后經熟化泵送入漿液罐中存儲，漿液罐中的漿液再通過漿液輸送泵輸送至脫硫塔中。

現系統的原煙氣經GGH降溫后從下部進入噴淋吸收脫硫塔，脫硫漿液經循環泵自上而下循環噴淋，與煙氣逆向接觸吸收，凈化后的煙氣經除霧后排出，經GGH 加熱后經煙囪排放。吸收了SO2的亞硫酸鎂漿液經排漿泵進入旋流器進行一級脫水，底液進入真空皮帶脫水機進行二級脫水，形成干態的亞硫酸鎂副產物（含水10%～15%），旋流器的上清液進入回收水池，回收水池大部分清液返回脫硫系統重新回用，小部分則進入廢水處理系統進行處理，控制系統內的氯離子濃度。

4.2 SO2吸收系統改造

（1）保留現有三臺循環泵，更換吸收塔內的三層噴淋層及對應噴嘴，每層噴淋層布置72個噴嘴。由于氧化鎂液氣比低，增效改造后循環泵的流量僅為原有循環泵的60%，可采用二運一備的運行方式，降低耗電，提高可靠性；（2）保留主循環管道；（3）除霧器利舊，新增一層管式除霧器；（4）吸收塔入口增加事故緊急降溫噴淋系統；（5）脫硫漿液不需要氧化，拆除氧化風機和塔底漿池內氧化器設施。

4.3 煙氣系統改造

（1）保留GGH，對GGH密封進行改造，減少GGH泄漏率；（2）更換GGH低泄漏風機及附屬設施。

4.4 制漿系統改造

采用氧化鎂做脫硫劑，氧化鎂的消耗量僅為石灰石耗量的40%左右。按98.9%效率設計的氧化鎂耗量為4.6噸/小時（85%MgO），機組利用小時按5500小時計，年耗量約2.5萬噸。制漿系統主要設備改造情況如下：（1）新增一座氧化鎂儲存與漿液制備車間；（2）新增漿液輸送泵，每塔配置一臺，一臺備用，將漿液輸送至吸收系統；（3）拆除原有磨機制漿設備，包括球磨機、磨機漿液箱、磨機漿液泵、磨機旋流站、附屬管道。

5 氧化鎂脫硫改造效果

兩臺機組脫硫裝置采用氧化鎂脫硫工藝增效改造后，系統運行穩定。2014年12月，委托廣東電網公司電力科學研究院對改造后的一號機組煙氣脫硫系統進行了性能試驗，試驗結果表明，氧化鎂脫硫FGD系統的總體性能達到了設計要求。設計工況下，脫硫吸收塔脫硫效率為99.48%，系統整體脫硫效率為98.60%，GGH出口凈煙氣SO2穩定排放濃度小于40mg/Nm3（標態，干基6%O2），滿足設計和新的環保要求。GGH漏風率為0.5%，滿足1%的保證值要求。

6 結語

（1）氧化鎂脫硫改造后效率試驗，在設計工況下，脫硫效率可達99%以上。沙角B電廠通過氧化鎂脫硫增效改造，可滿足污染物重點防治區域脫硫系統出口SO2濃度≤50mg/m3的排放要求，并可適應使用周期內環保要求的進一步提高；（2）氧化鎂脫硫活性好，與鈣法脫硫相比，液氣比小，只需鈣法的1/3～1/5，脫硫漿液循環泵容量較小，吸收塔阻力小，節省廠用電力；（3）在石灰石/石膏濕式脫硫的基礎上采用氧化鎂脫硫工藝進行增效改造，改造初投資和運行成本低，脫硫劑成本增加，綜合運行成本與石灰石/石膏濕式脫硫相當，若進一步做好副產品的綜合利用，優勢更加明顯；（4）與鈣法脫硫相比，氧化鎂脫硫在脫硫效率方面有其獨特的優越性，在國家新污染物排放標準和超潔凈排放概念下，是一種具有競爭力和發展前景的脫硫增效改造技術。

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作者簡介：易勇智（1963-），男，沙角B電廠工程師，研究方向：電廠技術管理。

（責任編輯：陳 倩）