特高硫煤SO2超低排放技术评估

北极星环保网讯:摘要：以燃用特高硫煤的300MW机组中应用的旋汇耦合脱硫除尘一体化技术为研究对象,对该类技术进行现场测试与评估。测试结果表明：燃煤硫分在5%左右时,脱硫系统的脱硫效率可稳定在99.70%~99.82%,SO2排放质量浓度在23.4~30.8mg/m3,能够满足SO2超低排放小于35mg/m3的要求;除尘效率在78.6%~87.8%,颗粒物排放质量浓度稳定在4.60~5.76mg/m3,能够满足颗粒物超低排放浓度小于10mg/m3的要求。与脱硫单塔双循环、双塔双循环系统技术改造方案相比,该类SO2超低排放技术的改造与运行费用均有比较大的优势。

关键词:特高硫煤;SO2;脱硫除尘一体化;超低排放;经济性

近年来,中国大气雾霾污染问题日益严峻,大量极细颗粒主要来源于工业排放和气态污染物的转换,文献[1]认为大气PM2.5中主要化学成分按质量浓度排序为硫酸根（SO42-）>硝酸根（NO3-）>铵根（NH4+）>有机碳（OC）>钠离子（Na+）>元素碳（EC）,而文献[2]认为燃煤电厂排入大气中的PM2.5约占全社会总量的10%,所以降低火电厂SO2、颗粒物等污染物的排放浓度至关重要。

《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）[3]要求,新建、现有燃煤锅炉对SO2排放要求分别为100mg/m3、200mg/m3,而对于广西、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉因燃煤硫分比较高,而执行排放小于200mg/m3和400mg/m3的标准,对重点地区SO2排放全部要求小于50mg/m3,而超低排放要求SO2排放应小于35mg/m3。

按照《中国煤中硫分等级划分标准》,在中国高硫煤（硫分为2%~3%）占7.86%,特高硫煤（硫分>3%）占8.54%,硫分高的煤主要集中在西南和中南地区,华东和华北地区上部煤层大多硫分低,下部煤层硫分高。

为实现超低排放,中国的火电环保产业进行着不断的研究总结和技术进步,从2013年下半年起,少数东部地区的电力企业自主性推出了超低排放,并陆续在火电厂实施超低排放改造。按照《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）文件要求,各大电力集团、地方电力均制定了“十三五”超低排放规划,严格按要求在2020年之前完成超低排放改造。

文献[4]认为,当燃煤硫分>1.25%时,要达到超低排放,则需要更高的脱硫效率。目前国内对中低硫煤SO2超低排放改造的技术路线有：脱硫除尘一体化技术、单塔双循环技术、双塔双循环技术、双塔双循环加托盘技术。对特高硫煤SO2超低排放研究较少。

北京清新环境技术股份有限公司研究了燃烧特高硫煤SO2超低排放技术,该技术已在国内350MW超临界燃煤凝汽式发电机组烟气SO2超低排放改造工程上应用。为客观评价该技术的应用效果,对某电厂2号超临界燃煤机组在不同的运行工况下烟气排放的SO2等污染物浓度进行监测与评估。

1旋汇耦合脱硫除尘一体化技术原理

烟气通过旋汇耦合装置与浆液产生可控湍流空间,提高气液固三相传质速率,完成一级脱硫除尘,同时实现了快速降温及烟气均布;经过湍流器后使吸收塔内烟气均布,有效避免了空塔喷淋气流分布不均,喷淋层失效的问题。烟气继续经过高效喷淋系统,实现SO2的深度脱除及粉尘的二次脱除;烟气再进入管束式除尘除雾装置,在离心力作用下,雾滴和粉尘最终被壁面的液膜捕获,实现粉尘和雾滴的深度脱除。

2脱硫超低排放改造

北京清新环境技术股份有限公司对某电厂2号机组实施了超低排放改造,是在原脱硫装置基础上进行,设计脱硫装置入口烟气中SO2质量浓度≤11627mg/m3条件下,出口SO2浓度达到超低排放要求。工程于2016年投入运行,脱硫系统的主要设计和保证指标参数见表1。

表1脱硫系统的主要设计和保证指标参数

此次提效改造结合现场运行的实际情况,在原吸收塔的基础上进行,采用吸收塔不抬高的方案。吸收塔由吸收浆池和吸收区两部分组成。本次改造原5台循环泵利旧使用,再新增加1台循环泵及喷淋层。增加的1台循环泵,流量7800m3/h,扬程30.5m,功率1000kW,喷嘴采用离心锥式,单向喷,压力为0.05MPa。氧化空气系统、石灰石制浆系统、石膏浆液排出系统等利旧,无需改造。

3系统性能测试与评估

3.1测试工况

2号机组在测试期间,机组负荷分别为350MW和278MW,机组负荷稳定,燃烧煤种、煤质基本不变、燃料配比不变,锅炉没有投油枪助燃、没有吹灰和打焦,袋式除尘器、脱硝系统、吸收塔系统、喷淋系统和除雾系统正常投运,测试数据具有代表性。

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