脫硫系統超低改造后與煤種適應性研究

姜 冉，張志勇，郭江源，張振民，禾志強

（內蒙古電力科學研究院，內蒙古呼和浩特 010020）

0 引言

為落實加快推動能源生產和消費革命，進一步提升火電廠高效清潔發展水平的要求，火電廠超低排放、近零排放改造正在全國各地區穩步推進。自2011 年，新版《火電廠大氣污染物排放標準》《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020 年）》等多項政策的頒布[1]，明確要求東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值（PM＜10 mg/m3（6%O2）、SO2＜35 mg/m3（6%O2）、NOx＜50 mg/m3（6%O2））。在超低排放改造發展的背景下，火電廠污染物排放限值越來越低，各地區煤種特性不同，電廠實際用煤與設計用煤偏差較大、來煤煤種多樣的特點，從經濟性、能耗、環保指標等方面，是否適應相應的超低改造技術。以蒙西地區燃煤電廠及其摻燒煤質為研究對象，研究燃煤電廠在超低排放改造后煤種的適應性。

1 研究對象

我國大部分燃煤電廠采用混煤摻燒方式，不同的摻燒方式對燃煤硫分影響較大，燃煤硫分是脫硫超低排放改造的影響因素之一，朱法華提出了原煙氣SO2質量濃度不同時的脫硫超低排放改造技術路線[2]。張雙武提出了基于燃煤發熱量和硫分的發電成本模型，為發電企業燃煤摻燒成本測算提供參考[3],但針對不同的煤種，不同的工況下對脫硫超低排放改造影響的相關報道較少。因此，研究煤種對脫硫超低排放改造后的適應性十分必要。

以內蒙古西部地區300 MW 及以上機組脫硫超低排放改造為例，在多煤種、變工況下，對不同的脫硫超低改造技術對煤種的適應性進行研究分析，為脫硫超低排放改造時對煤種的選擇及工藝的選擇提供參考依據。經調查內蒙古西部地區脫硫系統超低排放改造技術基本選用脫硫除塵一體化技術、單塔雙循環高效脫硫技術、托盤技術、雙塔雙循環技術這4 種技術，選取脫硫超低排放改造技術工藝分別為脫硫除塵一體化技術、單塔雙循環高效脫硫技術、雙托盤技術、雙塔雙循環技術的4 家典型燃煤電廠的機組作為研究對象，機組容量均在300 MW 以上，在機組負荷為100%、75%、50%工況下和煤質基本穩定的條件下，測試脫硫進出口氧量、二氧化硫、粉塵濃度、阻力。計算脫硫效率、除塵效率、系統阻力，通過對測試結果的分析和比較，結合相應的煤質情況，來分析哪種技術對煤種的適應性更好，為脫硫超低改造提供參考依據。

2 測試方法

2.1 參照標準

燃煤電廠煙氣煙塵的采樣測定，依據《固定污染源排氣中顆粒物的測定與氣態污染物采樣方法》（GB/T 16157—1996），《石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置性能驗收試驗規范進行》（DL/T 998—2016），《濕法煙氣脫硫工藝性能檢測技術規范》（DL/T 986—2016），《電除塵器性能測試方法》（GB/T 13931—2017），《袋式除塵器技術要求》（GB/T 6719—2009）。

2.2 測定方法

燃煤電廠煙氣流量、粉塵濃度使用3012H-D 型煙塵（氣）采樣儀及配套的采樣槍采樣測試。使用等速網格法采樣，每個測試點進行3 次平行測試。煙氣中SO2、氧量測試使用便攜式傅里葉變換紅外氣體分析儀和凱恩KM950 煙氣分析儀、Testo350 煙氣分析儀。

3 測試結果與分析

3.1 脫硫除塵一體化技術測試結果

內蒙古西部地區某電廠裝機總容量為2×300 MW。脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法全煙氣脫硫，采用一爐一塔。超低排放改造技術采用脫硫除塵一體化技術，增加旋匯耦合器，除霧器采用管束式除塵除霧器，4 臺循環泵，脫硫出口未加濕式除塵器。依據國家政策，污染物排放控制實行超低排放標準，本機組煙氣超低排放改造除塵器出口煙塵排放濃度≤40 mg/Nm3（干基、標態、6%O2），煙囪入口煙塵排放濃度≤5 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）、脫硫系統改造按FGD 入口SO2濃度為4452 mg/Nm3（燃煤硫份1.8%）進行設計；改造后脫硫系統出口SO2排放濃度≤35 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）進行設計。

3.1.1 煙氣試驗數據

在機組負荷為50%、75%、100%工況下和煤質基本穩定的條件下，測試脫硫進出口氧量（O2）、SO2、粉塵濃度（表1-3）。計算脫硫效率、粉塵濃度、出口SO2濃度，通過對測試結果的分析和比較，機組負荷50%、75%、100%時的脫硫效率分別為:99.24%、99.17%、99.34%，SO2排放濃度分別為22.47 mg/Nm3、25.48 mg/Nm3、23.61 mg/Nm3，均小于35 mg/Nm3；100%負荷時，顆粒物排放為4.40 mg/Nm3，小于5 mg/Nm3。由以上測試結果表明，脫硫除塵一體化技術，增加旋匯耦合器，除霧器采用管束式除塵除霧器，4 臺循環泵，脫硫出口未加濕式除塵器的超低排放改造技術對灰分含量在31.7%左右、硫分含量在1.8%的煤質適應性比較好，都能滿足超低排放的要求。同時脫硫系統阻力也在設計值范圍內。脫硫系統對機組負荷的變化響應也比較好。

表1 50%負荷煙氣1

表2 75%負荷煙氣1

3.1.2 顆粒物（表4）

3.1.3 100%負荷計算結果（表5）

3.2 單塔雙循環技術測試結果

內蒙古西部地區某電廠裝機總容量為2×330 MW。脫硫裝置采用石灰石—石膏濕法全煙氣脫硫，采用一爐一塔。超低排放改造技術采用單塔雙循環技術，脫硫出口增加濕式除塵器。依據國家政策，污染物排放控制實行超低排放標準，本機組煙氣脫硫入口煙塵排放濃度≤50 mg/Nm3（干基、標態、6%O2），煙囪入口煙塵排放濃度≤5 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）、脫硫系統改造按FGD 入口SO2濃度為3500 mg/Nm3（燃煤硫份1.1%）進行設計；改造后脫硫系統出口SO2排放濃度≤35 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）進行設計。

表3 100%負荷煙氣1

表4 顆粒物1

表5 100%負荷結果1

3.2.1 煙氣試驗數據

在機組負荷為50%、75%、100%工況下和煤質基本穩定的條件下，測試脫硫進出口氧量、SO2、粉塵濃度（表6～8）。計算脫硫效率、粉塵濃度、出口SO2濃度，通過對測試結果的分析和比較，機組負荷50%、75%、100%時的脫硫效率分別為99.17%、99.33%、99.09%；SO2排放濃度分別為20.03 mg/Nm3、17.7 mg/Nm3、24.29 mg/Nm3，均小于35 mg/Nm3；100%負荷時，顆粒物排放為3.12 mg/Nm3，小于5 mg/Nm3。由以上測試結果表明，單塔雙循環技術，脫硫出口增加濕式除塵器的超低排放改造技術對灰分含量在27.45%左右、硫分含量在1.1%的煤質適應性比較好，都能滿足超低排放的要求。同時脫硫系統阻力也在設計值范圍內。脫硫系統對機組負荷的變化響應也比較好。由于在脫硫出口增加了濕式除塵器，煙囪入口粉塵濃度基本滿足超低要求5 mg/Nm3以下，增加了粉塵濃度超低排放的穩定性。

表6 50%負荷煙氣2

表7 75%負荷煙氣2

表8 100%負荷煙氣2

3.2.2 顆粒物（表9）

3.2.3 100%負荷計算結果（表10）

表9 顆粒物2

表10 100%負荷結果2

3.3 托盤技術測試結果

內蒙古西部地區某電廠裝機總容量為2×330 MW。脫硫裝置采用石灰石—石膏濕法全煙氣脫硫，采用一爐一塔。超低排放改造技術采用托盤技術，增加2 臺循環泵；更換原有3 層噴淋層及噴嘴增加2 層噴淋層，共5 層噴淋層；增加沸騰式傳質結構（托盤）及增設煙氣再分布器，吸收塔入口煙道煙氣均流改造，將原屋脊式除霧器更換為管束+屋脊式高效除霧器，煙囪CEMS 更換；脫硫出口未加濕式除塵器。依據國家政策，污染物排放控制實行超低排放標準，本機組煙氣脫硫入口煙塵排放濃度≤40 mg/Nm3（干基、標態、6%O2），煙囪入口煙塵排放濃度≤5 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）、脫硫系統改造按FGD 入口SO2濃度為2268 mg/Nm3（燃煤硫份0.73%）進行設計；改造后脫硫系統出口SO2排放濃度≤35 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）進行設計。

3.3.1 煙氣試驗數據

在機組負荷為50%、75%、100%工況下和煤質基本穩定的條件下，測試脫硫進出口氧量、SO2、粉塵濃度（表11～13）。計算脫硫效率、粉塵濃度、出口SO2濃度，通過對測試結果的分析和比較，機組負荷50%、75%、100%時的脫硫效率分別為98.85%、98.65%、98.68%；SO2排放濃度分別為18.28 mg/Nm3、23.48 mg/Nm3、25.02 mg/Nm3，均小于35 mg/Nm3；100%負荷時，顆粒物排放為4.14 mg/Nm3，小于5 mg/Nm3。由以上測試結果表明，托盤技術，脫硫出口未增加濕式除塵器的超低排放改造技術對灰分含量在21.35%左右、硫分含量在0.73%的煤質適應性比較好，都能滿足超低排放的要求。同時脫硫系統阻力也在設計值范圍內。脫硫系統對機組負荷的變化響應也比較好。

表11 50%負荷煙氣3

表12 75%負荷煙氣3

3.3.2 顆粒物（表14）

3.3.3 100%負荷計算結果（表15）

3.4 雙塔雙循環技術測試結果

內蒙古西部地區某電廠裝機總容量為2×350 MW。脫硫裝置采用石灰石—石膏濕法全煙氣脫硫。超低排放改造技術采用雙塔雙循化技術，一級吸收塔（原吸收塔）原兩級板式除霧器及四層噴淋層利舊，新建二級吸收塔設置3 層噴淋層，3 臺循環泵（2 運1 備），噴淋噴嘴采用單向單頭式，除霧器采用三級屋脊式高效式，二級塔配備3 臺側進式攪拌器；脫硫出口未加濕式除塵器。依據國家政策，污染物排放控制實行超低排放標準，本機組煙氣脫硫入口煙塵排放濃度≤50 mg/Nm3（干基、標態、6%O2），煙囪入口煙塵排放濃度≤5 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）、脫硫系統改造按FGD 入口SO2濃度為6000 mg/Nm3（燃煤硫份2.6%）進行設計；改造后脫硫系統出口SO2排放濃度≤35 mg/Nm3（干基、標態、6%O2）進行設計。

表13 100%負荷煙氣3

表14 顆粒物3

表15 100%負荷結果3

3.4.1 煙氣試驗數據

在機組負荷為50%、75%、100%工況下和煤質基本穩定的條件下，測試脫硫進出口氧量、SO2、粉塵濃度（表16～18）。計算脫硫效率、粉塵濃度、出口SO2濃度，通過對測試結果的分析和比較，機組負荷50%、75%、100%時的脫硫效率分別為:99.68%、99.78%、99.76%；SO2排放濃度分別為14.8 mg/Nm3、10.9 mg/Nm3、13.86 mg/Nm3，均小于35 mg/Nm3；100%負荷時，顆粒物排放為3.21 mg/Nm3，小于5 mg/Nm3。由以上測試結果表明，雙塔雙循環技術，脫硫出口未增加濕式除塵器的超低排放改造技術對灰分含量在57.35%左右、硫分含量在2.6%的煤質適應性比較好，都能滿足超低排放的要求。同時脫硫系統阻力也在設計值范圍內。脫硫系統對機組負荷的變化響應也比較好

表16 50%負荷煙氣4

表17 75%負荷煙氣4

表18 100%負荷煙氣4

3.4.2 顆粒物（表19）

3.4.3 100%負荷計算結果（表20）

4 結果與討論

比較和分析以上4 種脫硫超低排放改造技術現場測試結果，同時對4 種技術的對比發現，對于高硫分、高灰分的煤種，雙塔雙循環技術適應性比較好，但缺點是能耗大、經濟性差、系統阻力高，阻力最大達到3787 Pa，對于新建電廠或老舊電廠脫硫超低改造時，預留空間比較大，電廠可以考慮采用雙塔雙循環技術；托盤技術或單塔雙循環技術對中硫分、低灰分的煤種適應性比較好，系統阻力比較小，能耗低；脫硫除塵一體化技術，增加旋匯耦合器，除霧器采用管束式除塵除霧器對中硫分、高灰分的煤種適應性比較好，經濟性也比較好，但是系統阻力較高，能耗偏高，預留空間比較小的電廠可以考慮選擇采用脫硫除塵一體化技術。

表19 顆粒物4

表20 100%負荷結果4

基于電廠在超低排放改造的基礎上，對燃煤電廠脫硫超低排放改造技術選擇提供以下3 點建議:①選擇超低排放改造技術路線時，要進行具體問題具體分析，根據電廠實際燃煤情況和機組實際運行情況來選擇合適的超低排放改造技術；②選擇超低排放改造技術時，不僅要考慮技術的可靠性、穩定性和先進性，同時也要兼顧技術的經濟性，尤其要首先選擇具有節能潛力的超低排放改造技術；③選擇超低排放改造的技術適應性是一方面，重要的是提高管理和運行水平，不能把所有的問題都依托于技術手段實現，如果在采用適當技術手段的情況下，同時提高管理和運行水平，超低排放改造會更加經濟，效果會更好。

為了實現超低排放，技術也許是主要問題，但管理和運行水平也是很重要的補充。通過現場測試結果表明，在超低排放改造后雖能滿足超低排放要求，但脫硫系統同時也出現了不少問題，希望通過此文能給尚未改造或正在改造的電廠提供數據上的參考與支持。