超低排放改造后脫硫系統出口粉塵無法達設計值的分析與對策

李強

（四川中電福溪電力開發有限公司，四川 宜賓 645152）

1 原有單塔單循環脫硫系統概況

二氧化硫入口9000mg/Nm3，出口小于400mg/Nm3，滿足現行環保排放標準；粉塵入口80mg/Nm3，出口小于30mg/Nm3，滿足現行環保排放標準；配備5 層噴淋層，雙層屋脊式除霧器；原吸收塔設計五層噴淋層時除塵效率為70%；預留一層噴淋層安裝空間。配備3 臺八級高速離心式氧化風機，矛槍插入式氧化風布置；外購粉方式調漿，250 目，過篩率90%，含鈣量91%以上石灰石粉制備吸收劑。

2 改造后雙塔雙循環脫硫系統概述

設計值：二氧化硫入口12000mg/Nm3，出口小于35mg/Nm3；粉塵（DUST）入口30mg/Nm3，設計出口小于5mg/Nm3；配備3+5 層噴淋層，使用3+1 層高效屋脊式除霧器輔助控制出口粉塵增量，除霧器出口煙氣濕度不大于20mg/Nm3；一級吸收塔煙氣流速4.5m/s，二級吸收塔煙氣流速3.55m/s，煙氣總量仍按原系統BMCR 工況設計，為197.5×104Nm3/h；改造原預留一層噴淋層安裝空間，布置第一級管式除霧器，以上區域配備三層高效屋脊式除霧器；二級吸收塔內布置噴淋托盤；增配1 臺八級高速離心式氧化風機，合計4 臺，一級吸收塔管網式氧化風管布置，二級吸收塔沿用矛槍插入式氧化風布置；一二級吸收塔合并母管式供風；吸收劑不變。設計脫硫效率不低于99.7%，吸收塔出口粉塵濃度小于10mg/Nm3的環保要求。

3 改造后實際運行情況概述

試運期間，60%負荷調試期間出現入口含硫量12000mg/Nm3左右波動，運行方式3+3，3 臺氧化風機啟動，備用1 臺，供漿系統投自動，脫硫系統出口含硫量穩定在20mg/Nm3，脫硫效率達99.83%。該過程中分別進行了一二級塔的噴淋層排列組合狀態下粉塵取樣測量，粉塵含量始終維持較高的水平，無法達到小于10mg/Nm3的原設計要求，進行了出口液霧滴取樣比對及蛇形管滴定監測，基本維持在20mg/Nm3左右。

4 整改過程簡述

本方案進行了多種循環漿液泵搭配組合方式進行反復測試，發現粉塵均無法達到協議要求，隨后停機整改。簡要情況如下。

第一次整改處置方案：對脫硫系統進行冷態測試，以核實粉塵是否由漿液攜帶造成。對噴淋托盤孔徑、開孔率進行調整后，對噴淋托盤進行更換。更換原吸收塔第四層和第五層噴淋層噴嘴更換為單頭單向噴嘴。從原吸收塔供漿管引一路支管至原吸收塔漿池，以調整原吸收塔供漿方式。

第一次結論：經過多種循環漿液泵搭配組合方式進行反復測試，不滿足超低排放標準（粉塵排放值測試結果平均在20mg/Nm3）。

第一次整改后分析與第二次處置方案：試驗中濾膜稱重結果表明，脫硫后的顆粒物從105 ～160℃烘干，質量失重約80%；石灰石粉和其水溶液觀察結果表明，石灰石粉呈現灰色（類似鐵粉和灰），水溶液表面有油和其他黑色漂浮物（后證明此為該片區石灰石含有機物較多造成的特有情況）。分析結論為大部分為有機物。噴淋托盤、噴淋層和除霧器等部件總體無堵塞、無損傷、無松動。拆除脫硫除霧器導流板后減少煙氣擾動。測量時所有取樣孔均進行取樣，取樣體積滿足《固定污染源廢氣低濃度顆粒物測定重量法》要求，減小測量誤差。

處理后分析：調整機組燃煤煤質，測試啟動A 塔（前塔）3 泵，B 塔（后塔）5 臺泵全停工況；經測試，該工況下粉塵濃度仍然超標，證明噴淋托盤是粉塵超標的主因不成立。拆除除霧器導流板，減小煙氣擾流，測試結果證明影響幅度可忽略。同時發現脫硫噴淋托盤孔徑改小后，出口粉塵有增大趨勢。

第二次結論：不滿足超低排放標準，粉塵排放值測試結果平均在18mg/Nm3，160℃烘干后減重量仍在70%～80%之間。

第二次整改后分析與第三次處置方案：（1）更換噴淋托盤至原設計值，增加供漿方式——漿液直接供至塔內；（2）脫硫系統B 吸收塔第二、三、五噴淋層單頭雙向噴嘴全部更換為單向雙頭噴嘴。處理后分析：噴淋層噴嘴對粉塵有一定的影響，單頭噴嘴的反向壓制功能得到了印證，但從測試數據觀察仍未找到主因。

第三次結論：不滿足超低排放標準，粉塵排放值測試結果平均在19mg/Nm3，160℃烘干后減重量仍在80%～90%。

第三次整改后：增設強制循環并進行置換吸收塔漿液；處理結果：實驗結果出口粉塵濃度仍在10mg/Nm3上下，但仍然未得到有效處理。

后續處置措施：在前幾次整改的基礎上又分別進行了運行調整、除霧器更換等措施，仍未徹底解決粉塵超出設計值的問題。

最終處置措施：在綜合考慮各種問題的情況下，從降低煙溫、冷凝氣溶膠液滴的角度出發，參考廢水零排放回收技術，在電除塵前加裝了一套噴水降溫裝置，裝置采用壓縮空氣作為霧化的主要方式，以工藝水作為主要水源，消防水作為輔助水源，以不大于每小時20t 的進水量使用雙流體噴槍以一定的角度進行均勻噴霧，最終達到了技術協議約定要求（≤5mg/Nm3）的出口排放值，至此徹底解決了粉塵無法達到設計值的問題。

5 超低排放改造后脫硫系統出口粉塵無法達設計值解決方案分析

從以上實例的整改試驗全過程，總結出如下的針對超臨界W 型火焰機組情況下，粉塵超標的處置方式分以下兩種情況，分別闡述處理方案。

（1）A 類：若脫硫裝置出口粉塵取樣結果在105℃逐步升溫至160℃時，失重量大于50%以上的情況（以下處置方法前提為脫硫裝置已設置了高效除霧器）：不設置低溫省煤器與GGH 換熱器的情況下，以超臨界W 型燃燒無煙煤機組為例，煙溫降低至120 ～130℃，加入電除塵自升溫所帶來的溫升5 ～8℃，最終到脫硫系統吸收塔入口的煙溫將維持在130 ～140℃，此時出口粉塵將出現較大幅度波動，若目標值設定為降低吸收塔入口煙溫至120℃以下時，脫硫裝置出口粉塵則相對穩定且數據較小，此為一種調節手段；如“節流環”、“噴淋托盤（含耦合單元、傳質機構、FGD 裝置）”，從大幅度降低局部產生“空氣炮”效應發生的可能性角度出發，增加煙氣在吸收塔內的滯留時間，從而使得漿液與煙氣的接觸面積與時間增大，充分利用石灰石—石膏濕法脫硫的洗塵功能。以FBE 技術流派為例，正常情況下，脫硫裝置洗塵效率均可達到甚至超過78%，正是利用這種強制洗塵效果，可達到脫硫除塵協同治理的目的，但此種情況下，若產生了局部節流從而提高了局部煙氣流速，將導致煙氣夾帶物增大，除霧器效果下降。

從氣溶膠生成原理角度扼制其進入脫硫系統的可能性，利用電除塵收集下來的飛灰進行反向包裹液滴狀的氣溶膠，使其進入輸灰系統。此種情況的布置方案可分為3 種：①設置低低溫省煤器，降低煙氣溫度；②設置GGH 換熱器；③引用脫硫廢水系統回收利用措施，在電除塵前增加噴水降溫裝置，但需注意安裝位置需盡量遠離電除塵入口煙道，嚴格控制進水量不大于20t/h（根據機組型式、負荷與煙氣量需進行重新校核），防止大量水汽隨煙氣進入電除塵內部形成反電暈，造成擊穿短路，使電除塵失備。在實際操作中，發現針對案例中600MW 超臨界W 型燃煤機組僅需12t/h 噴水量即可滿足出口排放需要，而在后續進行全面性檢查時，未發現電除塵內部有板結情況；在滿足超低排放改造所需求的脫硫效率前提下，噴淋層噴嘴采用單向噴嘴，以反向壓制能力進一步降低煙氣夾帶。

（2）B 類：若脫硫裝置出口粉塵取樣結果在105℃逐步升溫至160℃時，失重量未發現明顯異常的情況：在超低排放改造規劃中考慮增加濕式電除塵，以此提升整套系統負載，但現階段行業趨勢均為摒棄濕式電除塵或其變種的高能耗設備，此條酌情采用；采用冷凝濕膜屋脊式除霧器進行后端減溫冷凝，以此來包裹粉塵予以回流至吸收塔的塔池內，與石膏漿液混合后，以排出石膏的方式予以脫除。

此種方案優點在于：設備簡單，設備改動量小，僅需在原有屋脊式除霧器內部增設1 套冷凝單元，外接1 臺供水泵與一套儲水罐即可；能源消耗小，能源僅為1 臺75kW 供水泵（視吸收塔標高酌情選擇適合的揚程）；設備阻力小，阻力值可根據降溫要求進行靈活調整，模塊式結構檢修便捷；此種方案缺點在于水平衡調節困難。冷凝的基礎就是將煙氣攜帶的水汽凝結成水滴，相互碰撞匯集后進行回流，由于煙氣冷凝過程中將煙氣中大量水汽進行了凝結，極易造成塔池水平衡被破壞，塔池液位無法維持，因此在使用此方案時需從運行調節提前量與事故應急排漿措施方面進行充分考慮；吸收塔除霧器主、副粱改動較大。部分低含硫燃煤機組由于其吸收塔原設計并沒有考慮除霧器的增設模塊問題，因此在增設冷凝模塊時存在空間不足、固定位置偏移、回流通道缺失等問題，因此可能存在需在原有設計基礎上改動主、副粱，甚至需對原有吸收塔進行增高處理。

脫硫裝置超低排放改造方案采用雙塔雙循環+旋匯耦合單元+管束式除霧器進行協同治理。此方案在高含硫地區有著尤為重要的意義，現階段火力發電企業均面臨煤炭市場的大浮動波動情況，加之配煤摻燒與降本增效工作的推進，來煤雜亂、品質不等、含硫無法穩定在設計值以內等問題，此種方案將有效的解決以上問題。利用FBE 技術流派配合塔內增效單元與管束式回旋除霧技術，能有效的降低出口SO2排放與粉塵排放，同時對PM2.5 以下的粉塵脫除效果較好；加裝凈煙道除霧器。此方式僅適用于粉塵超出部分不大，在合格值周圍徘徊的情況，此種方式靈活性較差，但經濟性較高，投資與施工均不會對企業造成較大負擔。但此項需校核引風機出力裕度，特別是針對脫硫增壓風機與引風機合并后的機組，否則將一定程度上影響機組帶負荷能力。

6 結語

本文僅針對案例爐型高含硫、高氮氧化物狀態下通過試驗分析對策，并不是一成不變的，環境溫度、濕度、石灰石粉成份變化，脫硫裝置用水的變化、廢水系統啟停頻次等均可影響到出口排放數值的高低，可根據實際取樣分析結果與機組特性進行有針對性的處理，也可多重手段合并使用。