高硫煤超洁净改造技术路线探讨及应用

北极星环保网讯:本文探讨了高硫煤超洁净改造的技术路线，并在燃用高硫煤电厂超低排放改造上成功应用，为高硫煤超低排放改造提供了宝贵的经验。

2014年9月，国家发展改革委、环保部和能源局联合印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》，明确要求新和在役燃煤发电机组大气污染物排放浓度达到或接近达到燃气轮机机组排放限制:即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10mg/Nm³, 35mg/Nm³和50mg/Nm³，个别地区烟尘排放浓度要求达到5mg/Nm³。这一标准直接将我国的火电厂烟气排放带入了超洁净排放时代。

在此背景下，对于燃用高硫煤的烟气脱硫装置选择何种技术路线进行超洁净改造也成为急需解决的问题。本文合理分析了中、低硫煤和高硫煤超低排放改造的技术路线，并在某燃用高硫煤电厂超低排放改造成功应用，具有重要的推广意义。

1高硫煤超低排放改造的技术路线探讨

对于燃用中、低硫煤(收到基硫含量2%以内)的超洁净排放改造，脱硫效率要达到98%以上，常规的石灰石一石膏湿法超洁净排放改造的技术路线有:增大浆液循环量，可更换大容量浆液循环泵，增加一台或二台浆液循环泵，相应增加喷淋层;塔内增设高效脱硫组件，如托盘、文丘里格栅棒层等;若吸收塔浆池容积偏小可在塔外新增浆池，以满足足够的石灰石浆液来吸收二氧化硫。

对于燃用高硫煤(收到基硫含量2%以上)的超洁净排放改造，脱硫效率要达到99%以上，常规的超洁净排放改造的技术路线已不能满足，双塔双循环、单塔双循环技术路线可以明显提高脱硫效率，因此在高硫煤超低排放改造中使用比较多。选择单塔双循环还是双塔双循环要依据改造工程实际的情况来确定。

单塔双循环脱硫技术是在一座脱硫塔内完成两次脱硫，即在脱硫塔内通过设置锥形收集碗，将脱硫浆液分为吸收和氧化相对独立的功能区，形成利于SO₂吸收的高PH值区和利于石灰石溶解、脱硫副产物氧化结晶的低PH值区，使石灰石溶解更迅速彻底、SO₂吸收更快效率更高、亚硫酸钙氧化更彻底、石膏结晶品质更好。

双塔双循环工艺是对原脱硫系统进行升级改造，在原脱硫吸收塔后新增一座吸收塔，原一级吸收塔与新增脱硫二级吸收塔串联，烟气经过2个脱硫塔进行脱硫。一级塔的浆液控制较低的pH值，有利于石膏的氧化，降低氧化风机的电耗;二级塔的浆液pH值较高，有利于SO₂吸收，具有较高的脱硫效率，工艺流程如图1所示。2个脱硫循环过程的控制是独立的，避免了设备、参数、浆液条件之间的相互制约，使反应过程更加优化、以快速适应每种变化和负荷变化。

图1 双塔双循环工艺流程

2高硫煤超低排放改造的技术路线应用

2.1项目概况

山东某电厂原有脱硫装置于2008年投运，采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔，烟气处理能力为锅炉100%BMCR工况时的烟气量，入口SO2浓度为4000 mg/Nm³(干，6%O₂)，设计脱硫效率不小于95%。2016年，电厂为改善经营指标，拟掺烧硫分更高的煤，煤含硫量高达2.9%，脱硫塔入口SO₂浓度达到6500mg/Nm³(标干，6%O₂)。

为满足超低排放，需对现有脱硫设施进行增容改造。改造脱硫岛入口SO₂浓度按不低于6500mg/Nm³(干，6%O₂)，要保证脱硫岛出口烟气SO₂排放浓度不高于35mg/Nm³，脱硫效率应不低于99.5%。此项目入口烟尘浓度不低于50mg/m³设计，烟尘排放浓度要求不高于5mg/Nm³，总除尘效率应不低于90%。

2.2技术路线选择

原吸收塔为空塔喷淋，直径8.2m，三层喷淋层，吸收塔顶部安装了二层平板式除雾器。如果要达到99.5%的脱硫效率，至少需新增二层喷淋层，且需更换原有循环泵，塔外还需新建浆池以满足SO2的吸收;也可采用单塔双循环或双塔双循环技术路线。

采用新增喷淋层的塔外浆池技术路线和单塔双循环技术路线，均需对原有吸收塔进行改造，且改造工期较长，若采用双塔双循环技术路线，原有吸收塔可利旧，新建吸收塔作为二级塔，改造期间不影响机组运行，优先选择双塔双循环技术路线。

由于电厂除尘器选用的是双室四电场，脱硫塔入口烟尘浓度在50mg/Nm³，以内，一般空塔喷淋的除尘效率约50%，经脱硫塔后颗粒物浓度为25mg/Nm³，以内;另一部分来源于脱硫塔自身产生雾滴，此雾滴的固体浓度约为12%，常规除雾器出口雾滴浓度为75mg/Nm³，因此塔自身产生的颗粒物浓度为9mg/Nm³;这两项颗粒物浓度共34mg/Nm³，要达到出口烟尘浓度5mg/Nm³，除尘效率要不低于85.3%，需采用湿式电除尘器才能确保达标。

脱硫采用双塔双循环技术路线，脱硫后续设置湿式电除尘器，可采用二级塔和湿电一体的塔上湿电方案。采用塔上湿式电除尘器方案，吸收塔壳体就可作为湿式电除尘器的支撑，湿式电除尘器的冲洗水直接排至吸收塔浆池，在塔内循环，省去了冲洗水的收集系统，可节约工期和投资成本。

综上，采用双塔双循环工艺，原脱硫吸收塔作为一级塔，新建吸收塔作为二级塔，并且湿式电除尘器安装在二级塔上;二级塔入口SO2浓度按800mg/Nm³设计，考虑叠加系数，SO₂最终排放浓度可控制在35mg/Nm³，改造后整体脱硫效率可达到99.5%。

2.3改造主要内容

(1)一级塔。考虑到原吸收塔已运行多年，入口含硫量高，脱硫效率要求高，因此原有一级塔内三层喷淋层全部更换;塔内氧化喷枪改为管网式氧化方式，氧化空气分布均匀更有利于石膏的氧化;塔内新装高效脱硫组件二层文丘里格栅棒层，有利于提高脱硫效率。

(2)二级塔。新建吸收塔作为二级塔，设三台循环泵，三层喷淋层;喷淋层采用多母管布置，喷嘴布置更均匀，烟气与浆液接触更充分、均匀，保证高的脱硫效率;塔内设置高效脱硫组件二层文丘里格栅棒层;一级塔和二级塔之间增设石膏旋流器，底流液去一级塔，溢流液去二级塔。

(3)塔上湿式电除尘器。湿式电除尘器采用蜂窝管式湿电，安装在二级塔上部，烟气流向下进上出式;阳极管型式蜂窝管式，管长度6米，阳极管≥1152根，集尘面积>8392m²;有效断面积≥122.324m²;阴极线型式采用管针刺型，材质选用2205合金。

2.4改造效果

1号、3号机组脱硫除尘提效改造完成后，于2017年1月完成168 h试运行。1号、3号湿式电除尘器出口SO₂浓度均值分别为27.99mg/Nm³，和24.52mg/Nm³，烟尘浓度均值分别为3.35mg/Nm³，和4.06mg/Nm³，以上浓度值均是折算到干基，6%O₂的浓度值。整个试运行期间，一级塔浆液pH值控制在4.5~5.8，吸收塔内石膏浆液的氧化得到了充分的保证;二级塔浆液pH值控制在5.5~6.8，二氧化硫与石灰石浆液的吸收反应充分，保证高的脱硫效率。

3结束语

本文探讨了燃用高硫煤的超低排放的技术路线，在山东某电厂采用双塔双循环十塔上湿式电除尘器技术路线，实现了脱硫除尘的超低排放，达到了预期的效果，为燃用高硫煤的电厂实行超低排放改造提供了宝贵的经验。

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