利电#8机组脱硫超低排放技术改造与运行实践

北极星环保网讯:燃煤电站大气污染物高效脱除与协同控制是当前国际能源环境领域的战略性前沿课题之一，也是研究的热点和难点，燃煤电厂产生的烟尘、SOX、NOx等污染物是造成我国屡次发生大面积重度雾霾天气的重要原因之一。在该背景下，2014年9月，国家发改委、环保部和能源局联合下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的通知，要求到2020年，现役600MW及以上燃煤机组改造后大气污染物排放浓度基本达到超低排放限值，即SO2<35mg/Nm3,NOX<50mg/Nm3，粉尘<5mg/Nm3。利电积极响应减排号召，在2015年#8机组大修过程中进行了超低排放改造，本文对脱硫改造的技术路线、改造后的实际效果及存在的问题进行了总结与分析，以期望能确定最低成本下燃煤发电机组脱硫“超低排放”技术路线，在公司其它几台机组上尽快实施。

1脱硫改造技术方案的选择

#8机组脱硫装置为一炉一塔配置，吸收塔型式为逆流喷淋空塔，采用德国鲁奇&dot;能捷斯&dot;比晓夫公司的石灰石-石膏湿法脱硫全套核心技术，配有三层喷淋层，设计脱硫效率95%，入口SO2浓度低于1572mg/Nm3时，出口SO2浓度不高于79mg/Nm3，达不到超低排放的要求，需进行脱硫提效改造。

现有燃煤电厂采用了不同的脱硫超低排放改造技术路线，在脱硫超低排放改造后均可达到SO2浓度低于35mg/Nm3的排放水平。目前主流的脱硫提效改造方式有单塔双循环、双塔双循环、单塔分区、单塔单循环（增加托盘强化传质）技术、旋汇耦合（旋流雾化）等技术。其中单塔双循环和双塔双循环技术对脱硫效率提升作用较明显，且能适应较高的燃煤硫份，但改造过程中均要增加副塔或浆池，适用于场地充裕，含硫量较高的增容改造项目。

文献中所介绍的单塔单循环（强化传质）技术相对于单塔双循环和双塔双循环改造，较易于实施，且改造后的效果也很好，但是塔内增加托盘后，烟气阻力增加很多，#8机组已进行引增合一改造，如脱硫提效再增加较多阻力，引风机的压头不足，如重新换型，造价较高，在本工程上不太合适。旋汇耦合技术目前在大机组上实际应用不多，有一定的技术风险。

综上并结合#8脱硫装置原有比晓夫湿法核心技术，最终选择了单塔分区提效方式，增加2层浆液循环喷淋量，抬升吸收塔、提高吸收塔浆池容积和扩容氧化风的方式来进行脱硫提效改造，力求在改动最小的情况下达到最佳的脱硫效果。

2“石膏雨”治理技术方案的选择

#8炉脱硫装置投运以来，由于采用湿烟气直接外排方式，在环境温度低，湿烟囱内烟气在一定范围内会凝结降落，俗称“石膏雨”，给居民及厂区的环境带来一定的影响，2012年9月实施热二次风加热净烟气的方案使问题得以解决。但超低排放要求净烟气粉尘<5mg/Nm3，原有的热二次风加热净烟气的方案已经满足不了这一史上最严粉尘排放标准。

此外排口处的SO2想要达到<35mg/Nm3的标准，要求脱硫原、净烟气侧的泄漏率接近0，对于常规的回转式烟气-烟气再热器难以满足此要求。考虑加热净烟气消除“石膏雨”的同时还能够最大限度的利用排烟余热，在治理“石膏雨”的技术路线上选择了增设中间热媒体烟气换热器MGGH（mediagas-gasheater），利用热媒水吸收排烟余热来加热净烟气。

在吸收塔入口增设一台烟气冷却器，湿式电除尘器出口增设一台烟气再热器，为防止低温腐蚀，材料选择上非常慎重，入口段选择了耐酸腐蚀的ND钢，这种材料在一期脱硫烟冷器项目上已有近三年的成功运行经验，加热器的低温段选用耐腐蚀的包塑管材料，确保将脱硫出口的湿烟气加热至65℃以上时再进入加热器高温段，高温段材质为耐酸腐蚀的ND钢，运行中控制烟气冷却器入口水温不低于70℃，这样能够最大限度的减少管材低温腐蚀现象。

MGGH系统热媒水为半开式循环，夏季高负荷烟气冷却器有多余的热量时，回收烟气余热至#3低加，减少#3低加的抽汽量，达到降低汽机热耗的目的。

3脱硫超低排放改造的应用效果

3.1脱硫系统监测验收及性能试验数据

(1)2015年7月14~15日，江苏省环境监测中心对#8炉脱硫提效改造进行了监测验收，测试数据表明，在机组额定负荷工况下，入口SO2浓度为1061～1102mg/Nm3，出口SO2浓度为4~12mg/Nm3，脱硫效率为99.0~99.7%之间，达到了超低排放要求。

(2)为近一步验证脱硫提效改造后的效果，2015年8月18~19日，安排了更高燃煤硫份的性能试验，所有工况点的试验结果均满足超低排放要求，具体试验数据见表1。

表1#8炉脱硫超低排放改造后性能试验数据

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