【案例】350MW燃煤机组镁法脱硫提效改造技术路线探讨-第2页-北极星大气网

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2、氧化镁脱硫提效改造技术路线的确定

2.1脱硫提效改造目标与原则

1）本次改造按燃煤含硫量1.06%，原烟气中FGD入口SO2浓度2379.8mg/m3（标态、干基、6%O2），脱硫系统出口SO2浓度≤50mg/m3（标态、干基、6%O2）设计，脱硫系统效率达到97.9%以上，满足新的环保要求，并尽可能在使用周期内适应环保要求的进一步提高。

2）保留GGH，脱硫吸收塔效率按98.9%设计。拆除脱硫系统GGH可消除GGH固有漏烟额外排放、减少系统阻力，但排烟温度降低，烟囱排放“白汽”，影响可视环境，在珠三角区域难以通过环保验收，且烟囱需重新防腐，耗资较大。

3）结合电厂脱硫系统现状和场地，采用技术成熟可靠的脱硫工艺完成提效改造，在满足新环保要求的前提下，尽可能降低初投资和运行成本。

2.2脱硫工艺的选择

国内电厂有一定应用业绩的的烟气脱硫方法主要有：循环流化床烟气半干法、海水法、湿式氨法、石灰石/石灰-石膏湿法、氧化镁湿法。

石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺是技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术，我国90%左右的电厂烟气脱硫系统都是采用该种工艺。对于本次改造，由于原系统为石灰石/石膏法，采用本工艺改造还可以利旧原有的石灰石制浆、供浆、排浆、石膏脱水和氧化系统等，可以大大减少改造工程量，大大缩短改造工期和节省改造费用。但从国内石灰石/石膏脱硫喷淋塔运行情况来看，喷淋单塔效率很难达到98.9%，而脱硫效率要达到98.9%，需采用串联双塔模式。但新建串联塔投资较大（静态投资预估在6500～7000万左右），且沙角B电厂场地条件非常紧张，无法满足布置串联吸收塔要求。

石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺，增加两层喷淋层（方案一）或增加一层喷淋层和一层持液层（方案二），改造后吸收塔效率可以达到98.4%以上（国内近两年来部分改造可见满负荷接近设计硫份下脱硫效率98.9%运行画面，但目前尚无收集到长期稳定运行在此效率下的案例），要实现98.9%的脱硫效率，需通过燃煤选择，控制原烟气SO2入口浓度在2000mg/Nm3以下。

氧化镁湿法脱硫工艺（方案三），吸收剂为MgO熟化后的强碱性Mg(HO)2，由于镁离子的溶解性大大高于钙离子，对二氧化硫(SO2)的吸收反应强度高数十倍，在相对较低的液气比下显示出很高的脱硫效率，可以达到99%以上［3］，工艺流程与石灰石-石膏法基本接近，可很大程度上利旧原有脱硫设备，且近年来国内具有一定的应用业绩，（如鲁北电厂2×330MW机组采用氧化镁脱硫工艺运行良好），是一种可选择的高效脱硫方法。在设计燃煤含硫量下，可满足沙角B电厂脱硫系统出口SO2浓度≤50mg/m3的排放要求。

石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺根据吸收塔结构型式的不同又可以分成许多类别，其中应用较多的吸收塔塔型有：鼓泡塔、液柱塔、喷淋塔。氧化镁湿法脱硫吸收塔也为与石灰石/石膏湿法脱硫工艺相似的喷淋塔，可通过改造现有脱硫塔喷淋层来实现，由于氧化镁法液气比低，在设计脱硫效率目标条件下，可通过更换吸收塔内的三层喷淋层及对应喷嘴来实现。需新建氧化镁制浆储存及制浆系统，采用旋流分离进行脱水，并利用现有浆液循环泵，对现有系统的改动量小，需停机施工工期短，更易达到较高的脱硫效率。

2.3氧化镁脱硫原理

氧化镁法工艺是以氧化镁作为原料，通过与水熟化后生成Mg(OH)2，再通往吸收塔内与SO2反应生成MgSO3或MgSO4。该法脱硫效率高，可达到99%以上。由于镁盐溶解度较高，不容易造成设备结垢，系统运行稳定。氧化镁湿法烟气脱硫在美国、日本发展最早，上世纪70年代末就开始开发镁法脱硫，并陆续上了一些工业性装置，例如PECOEnergyCompany的Cromby1电厂以及Eddystone1和Eddystone2电厂。随后韩国和台湾地区也发展了自己的湿式镁法脱硫技术，在台湾有95%的电站采用氧化镁法脱硫。近几年国内氧化镁湿法脱硫发展较快，已经有十几个镁法烟气脱硫项目投入运行。

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原标题：350MW燃煤机组镁法脱硫提效改造技术路线探讨

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