燃煤機組超低排放改造脫硫改造方案研究

王守柱

摘 要：論述了燃煤電廠脫硫超低排放改造的必要性，介紹了多種脫硫超低排放改造技術，分析了各項技術的適用條件，并闡述了各項技術在某些電廠的應用情況進行。電廠選擇脫硫超低排放改造技術時需因廠、因煤制宜，保證機組脫硫超低排放改造的成功。

關鍵詞：超低排放；二氧化硫；脫硫塔；單塔單循環；雙循環

0 引 言

隨著國內越發嚴峻的環保形勢及‘關于印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》的通知（環發[2015]164號）的發布，到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現超低排放，即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。全國燃煤電廠超低排放改造工作正在如火如荼的開展。本文對脫硫系統如何選擇改造路線進行討論，并通過工程應用實例對改造方案進行評價。

1 石灰石-石膏濕法脫硫工藝改造技術路線

國內燃煤電廠脫硫采用的技術是多種多樣的，有石灰石-石膏濕法脫硫工藝、噴霧干燥法脫硫工藝、爐內噴鈣尾部增濕工藝、電子束法、氨法脫硫工藝及鎂法脫硫工藝等，其中由于石灰石-石膏濕法脫硫工藝具有技術成熟、適用各種煤質硫份、脫硫效率較高、副產物能綜合利用等優點，所以國內大部分脫硫均采用該工藝，目前已投運煙氣脫硫設施中，石灰石-石膏濕法脫硫工藝約占93%左右。因此本文就石灰石-石膏濕法脫硫工藝的超低排放改造路線進行研究。

1.1 濕法脫硫主要改造技術方案介紹

脫硫SO2需執行35mg/m3的排放限值，根據國內已經完成改造的項目來看，目前改造應用較多、效果較好的改造方案主要有單塔單循環（強化傳質）[1]、單塔雙循環[2]及雙塔雙循環[3]等技術。

1.1.1 單塔單循環（強化傳質）

單塔單循環（強化傳質）工藝是在原單塔單循環濕法脫硫技術的基礎上進行深入的挖潛。對吸收塔內部進行改造，加強煙氣的均勻性，提高氣液傳質，強化對流效果，從而提高SO2的脫除率。改造工作量相對較小，特別適用于老塔改造，在原有吸收塔內部進行一系列改造（包括提高吸收塔高度、增加噴淋層數量、優化噴嘴布置、增加均流提效和強化傳質構件等）來實現系統提效的目標。具體示意圖詳見圖1-1。

圖1-1單塔單循環示意圖（某種流派） 圖1-2 單塔雙循環示意圖

1.1.2單塔雙循環技術

單塔雙循環技術：原有吸收塔保留不動，拆除內部除霧器，作為一級循環吸收塔；在原吸收塔上部新增一漿液集液器與噴淋層，作為二級循環，漿液集液器與一新增的塔外氧化槽相連，采用分PH值控制，以提高脫硫效率。一級循環的漿液控制較低的PH值，有利于石膏的氧化，二級循環的漿液PH值較高，有利于SO2的吸收，示意圖見圖3-1。兩級吸收塔漿池分開設置，分別控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收。具體流程示意圖詳見圖1-2。

1.1.3 雙塔雙循環技術

圖1-3 雙塔雙循環系統示意圖

雙塔雙循環技術采用兩級塔串聯布置，一般一級塔的漿液控制較低的PH值，有利于石膏的氧化，二級塔的漿液PH值較高，有利于SO2的吸收，雙塔雙循環改造需新建吸收塔，同時需對原有的煙道進行改造，并新增原塔與二級塔之間的煙道，改造場地要求較大。具體流程示意圖詳見圖1-3。

1.2 主要改造技術方案對比

單塔單循環（強化傳質）工藝適用于SO2入口濃度不高的技改項目，從目前多個已進行超低排放改造的項目來看，入口SO2在3500mg/m3以內，采用單塔單循環（強化傳質）工藝可保證SO2排放濃度≤35mg/m3，且需要停機時間較短，約50天即可。

但若SO2入口濃度較高，如貴州、四川等中、高硫煤地區，該改造方案無法長期穩定達到超低排放的要求，此時可采用單塔單循環技術或雙塔雙循環技術。由于雙循環技術為兩級吸收塔漿池分開設置，分別控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收，可適應較高的硫份，如貴州某電廠脫硫入口濃度到達10000mg/m3左右時，出口仍然能保證SO2達到35 mg/m3的排放限值。

雙塔雙循環改造需要較大空間，若原場地有空間，可再機組運行時進行第二個吸收塔的建設，待停機時將煙道及管道等接上，停機時間大約需要50天。單塔雙循環占地較雙塔雙循環小，但停機時間略長，由于需要在原塔上進行改造，大約需要70天。由于電廠可根據改造場地條件、停機時間及塔本身的條件選擇適合自己的改造方案。

2 改造實例

2.1單塔單循環（強化傳質）方案改造實例

安徽某電廠3、4號機組（2×660MW）脫硫設置三層噴淋層，原設計煤種按含硫量St.ar=1.0%，折合SO2濃度為2826mg/Nm3。但實際燃用的煤種含硫量較低，脫硫裝置入口SO2濃度范圍為926-1270mg/Nm3，以致脫硫出口的SO2濃度僅為25～44.5mg/Nm3。但考慮到電廠燃煤含硫量不穩定的因素，脫硫系統需滿足燃用本工程設計煤種（折合SO2濃度為2826mg/Nm3），吸收塔出口的SO2濃度低于35mg/Nm3，所以需要對吸收塔進行超低排放改造。根據入口SO2濃度可知，本項目入口濃度不高，小于3000mg/Nm3，且就目前煤質可知，入口也就在1300mg/Nm3以下，而且原吸收塔條件較好，所以電廠采用了單塔單循環（強化傳質）工藝：

采用四層標準噴淋層+旋匯耦合器技術，更換原有的三層標準噴淋層噴淋支管及噴嘴，同時增加一臺漿液循環泵，通過提高液氣比實現脫硫增效。

a）保持原有的三層標準噴淋層不變，改造原有噴淋層噴淋管并更換噴嘴，增加一層標準型噴淋層。

b）原有三臺漿液循環泵的參數為：流量9700m3/h，揚程21.0/23.3/25.6m，相應電機功率為900/1000/1000kW；改造后該三臺循環泵的參數不變，另外增加一臺循環泵，流量9820m3/h，揚程26.4m，電機功率為1120 kW。

c）增加一臺循環泵，相應增加配套的土建、電氣及儀控設施。

d）拆除原有均流增效板，原位置增加旋匯耦合器。

改造完成后，環保局對3、4號機組進行脫硫驗收試驗，試驗結果見表2-1。

表2-1 3、4號機組驗收監測結果

由表2-1可知，該電廠3、4號機組脫硫系統通過單塔單循環（強化傳質）工藝進行超低排放改造后，脫硫系統出口SO2濃度達到超低排放要求，且濃度較小。測試時，脫硫系統只運行了3臺漿液循環泵，1臺循環泵備用。根據測試時的整體情況可以看出，3、4號機組脫硫系統的脫硫能力還有一定的裕量，即使入口濃度進行波動，仍然有能力達到超低排放要求。

2.2雙循環方案改造實例

沈陽某電廠2×600MW機組原脫硫設計入口SO2濃度為3500mg/Nm3，一爐一塔，設計脫硫效率不低于95%。近幾年燃煤硫份有較大提升，入口SO2濃度最高已經達到4800mg/m3，且由于原塔徑較小，塔內煙氣流速較高，不利于SO2的脫除，所以脫硫超低排放改造采用雙塔雙循環方案：FGD入口SO2設計濃度為4800mg/m3，現有吸收塔作為一級吸收塔，保留原3臺漿液循環泵，新建一座塔徑較大的二級吸收塔，設計采用逆流噴淋空塔，設置3臺漿液循環泵及3層噴淋層，塔頂增設2層屋脊式除霧器。

2015年6月份，測試單位對脫硫系統進行了測試。測試數據見表2-2。

表2-2 沈陽某電廠1號機組脫硫測試數據

根據測試數據可知，機組負荷在600MW、450MW時，脫硫入口SO2濃度在4000 mg/Nm3以上時，脫硫出口SO2濃度均在35 mg/Nm3以下，滿足超低排放限值要求。從對應循環泵運行情況來看，本脫硫系統還有一定的裕量，可適應更高的硫份。所以脫硫雙循環改造方案是中、高硫煤電廠脫硫超低排放改造的有效方案之一。

3 結束語

目前國內脫硫超低排放改造的技術方案較多，以上列出的僅是部分改造方案。脫硫超低改造時需充分考慮近幾年煤種的變化，對燃煤、引風機、煙道阻力、原吸收塔配置等情況、機組檢修工期、投資等現狀進行綜合評估，提出最佳改造方案，并且在滿足脫硫環保達標排放的同時兼顧節能效果。

超低排放改造完成投運后，電廠需注意以下幾點：

（1）若采用濕式電除塵方案的電廠，需注意脫硫塔水平衡問題；

（2）脫硫系統的運行需注意各臺循環泵之間的配合，從而節約能耗；

（3）加強各環保設備的運行維護管理，減少設備故障率，保證機組長期穩定達標排放。

參考文獻

[1]張巍.強化傳質脫硫增效技術在火電廠超低排放的應用[J].中國高新技術企業，2015，15：85～86.

[2]王國強，黃成群.單塔雙循環脫硫技術在300MW燃煤鍋爐中的應用[J].重慶電力高等專科學校學報，2013，18（5）：51～54.

[3]高廣軍，趙家濤，王玉祥，等.雙塔雙循環技術在火電廠脫硫改造中的應用[J].江蘇電機工程，2015，34（4）：79～80.