新疆燃煤电厂脱硫系统超低排放改造研究

  为达到政府对新疆地区燃煤电厂提出的超低排放的要求,目前新疆各大发电集团都在对现役机组现有的环保设施来优化改造.目前我国二氧化硫执行的排放标准是不超过200 mg/m3(100 mg/m3新建),而超低排放的要求是不超过35 mg/m3,降幅达到了87.5％(65％),对于疆内电厂目前的脱硫设施存在比较大的压力.以新疆地区燃煤电厂为研究对象,通过对全疆13家燃煤电厂脱硫系统的超低排放改造技术做出详细的调查和分析,并重点介绍目前疆内几种主流的脱硫系统超低排放改造的方式、原理,并提出改造以后有几率存在的一些问题,希望可以为后续燃煤电厂脱硫系统的超低排放改造提供参考.

  尽管我国已在环境保护方面取得了积极进展，可目前的环境形势依然严峻，尤其是最近几年，人类对于赖以生存的环境有了更高的要求。我国以煤为主的能源结构导致大气污染物排放总量居高不下，这使得我国目前在大气污染治理方面面临巨大的压力。2016年12月，新疆尔自治区环境保护厅等单位联合印发了《新疆尔自治区全方面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求全疆单机30万kW及以上的燃煤发电机组以及各大气联防联控区及环境同治区域内10万kW及以上的自备燃煤发电机组，到2019年以前全面实现超低排放。根据文件《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014--2020年)》中对“超低排放”的定义：在基准氧含量6%条件下，烟尘不超过10 ms/m3，SO2不超过35 ms/m3，NOx不超过50 ms/m3。因此，对于目前运行的燃煤电厂，要达到超低排放的要求，其脱硝、除尘、脱硫系统在现有基础上都有必要进行改造。

  目前疆内燃煤电厂脱硫系统所采用的超低排放改造技术如表1所示，表中未列出对于辅助设施的优化措施。能够准确的看出：大多数电厂在对脱硫系统来进行超低排放改造时都是在原有脱硫塔的基础上进行的，这主要是受到场地和资金的限制。新疆地区主要产出的是低硫煤，含硫量普遍在0.5%以下，这使得电厂在对脱硫系统来进行超低排放改造时，并不是特别需要进行太复杂的改动就能使二氧化硫达到超低排放的标准，甚至乌鲁木齐周边重点防治区内有部分电厂在超低排放改造前就能够达到二氧化硫不超过35mg/m3的要求。目前新疆地区电厂主要采取的改造方式包括增加喷淋层、增加1层托盘以及增加浆液循环泵等方式，对于已经或者接近超低排放标准的电厂，普遍采用优化脱硫系统的改造方式¨。

  下面对疆内几种主流的脱硫处理设施的超低排放改造方式、原理进行了分析，并提出了改造以后可能存在的问题，希望能够为后续电厂的超低排放改造提供参考。

  目前疆内的燃煤电厂大多采用石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺(FGD)，其原理是烟气中的SO2首先在脱硫塔内被石灰石浆液吸收，然后通过氧化风机提供的空气将CaHSO2，氧化生成石膏。FGD工艺最早由英国研制出来，经过欧美发达国家几十年的生产实践和不断完善，脱硫过程的各项经济技术指标基本成熟，该工艺目前的市场占有率超过80%，是目前应用最广泛的脱硫技术。FGD脱硫系统主要由烟气进口挡板门、出口挡板门、吸收塔、增压风机(部分电厂引增合一)烟道及相应的辅助系统组成。

  FGD系统最主要的部分是吸收塔，其包括塔本体、喷淋层、循环浆液泵、氧化风机、除雾器、石膏排出泵、搅拌器等1。随着环保要求越来越严以及燃煤中硫含量的变化，疆内许多发电企业原先建设的脱硫装置已不能满足现阶段的要求，有必要进行脱硫系统改造。目前电厂对于脱硫系统的超低排放改造主要是针对脱硫塔，主要改造方式如下：

  增加托盘一般用于脱硫塔为单托盘的升级改造，既在原有托盘的基础上新增1层合金托盘，其原理是在吸收塔喷淋层下部加装多孔合金托盘，吸收塔循环泵将浆液打至托盘上，烟气由托盘下均匀通过托盘，与吸收浆液接触，并在托盘上方形成湍液，与液滴充分接触，强化传质效果，从而提高脱硫效率。

  脱硫效率的保证主要来源于脱硫浆液循环量，即液气比，当脱硫进V1烟气中的SO：浓度增大而出口排放浓度减小，则需要增大系统的液气比，即增加喷淋层。增加喷淋层或托盘后，还需要对喷淋层及喷嘴进行优化，提高脱硫效率，保证脱硫塔安全经济运行。通过增加喷淋层或托盘能明显提高脱硫效率，但由于增加托盘会导致烟气的阻力明显增加，因此疆内大多数电厂多采用增加喷淋层的方式来提高脱硫效率。

  该方式需对原吸收塔进行较大程度的改造，吸收塔抬高、原塔内设备拆除和会装及二次防腐，工期为1—2个月。

  由于气流在吸收塔内的分布情况与脱硫效率密切相关。如图1所示：格栅烟气均布技术是在喷淋层下方安装格栅烟气均流装置，能使烟气流速在吸收塔内均匀分布，避免因局部烟气流速较高而降低脱硫效率;并且格栅烟气均流装置能在上方形成湍流区，增加传质速率的同时强化气液固接触，完成SO2的高效传质过程。

  湿法脱硫吸收塔出口的粉尘由两部分组成：一部分是引风机前干式除尘器(静电除尘器、布袋除尘器或电袋除尘器)出口逃逸的粉尘，称为原始粉尘;另一部分是浆液液滴中携带的固体颗粒(含固量10%)，称为石膏粉尘。粉尘排放达标，必须同时控制这两种粉尘的数量。

  高效除尘除雾器安装在喷淋层下方一定的距离，其工作原理如图2所示，当含有小液滴的气体以一定速度流经高效除尘除雾叶片间隙时，由于气体的惯性撞击作用，小液滴与波形板相碰撞而被聚集成大液滴。当液滴增大到其自身产生的重力超过气体的上升力与液体表面张力的合力时，液滴就从波形板表面上被分离下来。高效除尘除雾波形板的多折向结构增加了小液滴被捕集的机会，未被除去的小液滴在下一个转弯处经过相同的作用而被捕集，这样反复作用，从而具有很高的除雾效率。因此，高效除尘除雾器在截留粉尘的同时也能促进SO2的吸收，达到脱硫的目的。

  新疆某电厂为2×300 MW国产亚临界空冷燃煤发电机组，同步配套建设双室四电场静电除尘器及石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置及相关公用系统。1号机组于2012年7月10日正式投入运行，2号机组于2012年9月23日正式投入运行。1号、2号机组脱硫系统为一炉一塔布置，采用石灰石一石膏湿式脱硫工艺，吸收剂制备和石膏脱水为两套脱硫装置公用。该厂于2017年8月完成1号机组的超低排放改造，并顺利通过环保部的验收。该厂煤质分析如表2所示，列出了改造设计时的参考煤种、高质校核煤质、高质校核煤质和实际煤种。目前电厂入炉煤种比较单一，也比较稳定。从表中可以看出，1号机组的燃煤煤质属于极低硫分、中高灰分的烟煤。

  1号机组超低排放改造前脱硫塔采用3层浆液喷淋层，对应设置3台浆液循环泵(2用1备)，每层喷淋层设置100个实心/中心切线型喷嘴;吸收塔上部装设2级屋脊式除雾器，塔内设置4台侧进式浆液搅拌器。

  2)增加1层喷淋层及浆液循环泵，为保证增加喷淋层的脱硫效率吸收塔需增高4 m。

  吸收塔装设托盘主要使烟气均匀分布，一般安装在吸收塔喷淋区的下部，烟气通过托盘后，被均匀分布到整个吸收塔截面。多孔合金托盘一方面能使烟气分布均匀，同时还能在合金托盘上形成一定高度的石灰石/石膏浆液液膜。由于石灰石/石膏浆液从托盘上部喷淋而下并与烟气接触，使得SO2被吸收;同时，当含有SO2的烟气在与合金托盘上的液膜接触时，能达到充分的动量和质量传递，使得浆液能够充分吸收烟气中的SO：气体，从而最大限度的利用喷淋的浆液量，提高了吸收剂的利用率和脱硫效率。实践表明，在相同脱硫效率下，加装托盘可比不加装托盘所需要的循环浆液量降低16%左右。加装1层多孔状托盘，吸收塔的烟气阻力大约增加600 Pa(100%BMCR下)。

  该厂1号机组于2017年8月完成的超低排放改造，并顺利通过环保部门的验收。改造前后1号机组在不同工况下脱硫塔的测试结果如表3所示。可知：

  1号机组100%BMCR下脱硫系统改造前脱硫塔实测人口SO2浓度为1 886 ms/m3，实测出口SO：浓度为67 mg/m3;采用上述方式改造后，相同负荷条件下脱硫塔实测人口SO2浓度为1 713 mg/1113，实测出口SO2，浓度为20 rag/m3。1号机组50%BMCR下脱硫塔改造前实测入口SO2浓度为1 320 ms/m3，实测出口SO：浓度为39 me/m3;采用上述方式改造以后，相同负荷条件下脱硫塔实测人口SO2浓度为969 ms/m3，实测出口SO2浓度为9 ms/m3。改造后的脱硫系统经过168 h的稳定运行，均能满足超低排放的要求。

  疆内各大燃煤电厂在现有环保设施上通过改造达到超低排放的要求，并不存在技术上的困难。但由于超低排放目前没有标准化的改造路线，并且在新疆地区缺乏运行经验，导致电厂在完成超低排放改造后的运行过程中有几率存在较多问题。因此，电厂在进行超低排放改造时应对可能出现的问题做好必要的防

  1)烟气阻力上升：目前电厂采用的改造措施基本都可能会导致烟气阻力上升。因此，在进行超低排放改造时应仔细核对现有风机的余量是不是满足改造后烟气阻力的上升量，若不满足，需进行引风机的增容改造。目前疆内部分有增压风机的电厂，在进行引风机增容时也进行了引增合一的改造，能起到较好的节能效果。

  2)合理预留空间：燃煤电厂脱硝、脱硫和电除尘设备的空间存在限制，因此选择改造路线时，需为以后进行全工况脱硝以及烟气脱汞的改造预留一定改造空间，也可以在进行超低排放改造时编制相应的可研方案，超前考虑。

  3)管道及设备腐蚀：多数电厂在脱硝系统改造时选择增加一层催化剂，这会导致烟气中SO2的增加，而对于安装了低温省煤器的电厂，由于烟气温度降低导致烟气腐蚀性增强。因此，改造时在设备设计选型时，应考虑电除尘、烟道、空预器以及风机等设施的防腐蚀措施。例如空预器的ABS区域一般在底部380～830 mm处，因此对于空预器的耐腐蚀传热元件的高度应选择900 mm以上，使其涵盖液态硫酸氢氨的生成区间。

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