燃煤机组超低排放改造脱硫改造方案研究

论述了燃煤电厂脱硫超低排放改造的必要性，介绍了多种脱硫超低排放改造技术，分析了各项技术的适用条件，并阐述了各项技术在某些电厂的应用情况进行。电厂选择脱硫超低排放改造技术时需因厂、因煤制宜，保证机组脱硫超低排放改造的成功。
随着国内越发严峻的环保形势及‘关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知（环发[2015]164号）’的发布，到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放，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/m3、35mg/m3、50mg/m3。全国燃煤电厂超低排放改造工作正在如火如荼的开展。本文对脱硫系统如何选择改造路线进行讨论，并通过工程应用实例对改造方案进行评价。
1石灰石-石膏湿法脱硫工艺改造技术路线
国内燃煤电厂脱硫采用的技术是多种多样的，有石灰石-石膏湿法脱硫工艺、喷雾干燥法脱硫工艺、炉内喷钙尾部增湿工艺、电子束法、氨法脱硫工艺及镁法脱硫工艺等，其中由于石灰石-石膏湿法脱硫工艺具有技术成熟、适用各种煤质硫份、脱硫效率较高、副产物能综合利用等优点，所以国内大部分脱硫均采用该工艺，目前已投运烟气脱硫设施中，石灰石-石膏湿法脱硫工艺约占93%左右。因此本文就石灰石-石膏湿法脱硫工艺的超低排放改造路线进行研究。
1.1湿法脱硫主要改造技术方案介绍
脱硫SO2需执行35mg/m3的排放限值，根据国内已经完成改造的项目来看，目前改造应用较多、效果较好的改造方案主要有单塔单循环（强化传质）[1]、单塔双循环[2]及双塔双循环[3]等技术。
1.1.1单塔单循环（强化传质）
单塔单循环（强化传质）工艺是在原单塔单循环湿法脱硫技术的基础上进行深入的挖潜。对吸收塔内部进行改造，加强烟气的均匀性，提高气液传质，强化对流效果，从而提高SO2的脱除率。改造工作量相对较小，特别适用于老塔改造，在原有吸收塔内部进行一系列改造（包括提高吸收塔高度、增加喷淋层数量、优化喷嘴布置、增加均流提效和强化传质构件等）来实现系统提效的目标。具体示意图详见图1-1。图1-1单塔单循环示意图（某种流派）图1-2单塔双循环示意图
1.1.2单塔双循环技术
单塔双循环技术：原有吸收塔保留不动，拆除内部除雾器，作为一级循环吸收塔；在原吸收塔上部新增一浆液集液器与喷淋层，作为二级循环，浆液集液器与一新增的塔外氧化槽相连，采用分PH值控制，以提高脱硫效率。一级循环的浆液控制较低的PH值，有利于石膏的氧化，二级循环的浆液PH值较高，有利于SO2的吸收，示意图见图3-1。两级吸收塔浆池分开设置，分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收。具体流程示意图详见图1-2。
1.1.3双塔双循环技术
p塔双循环技术采用两级塔串联布置，一般一级塔的浆液控制较低的PH值，有利于石膏的氧化，二级塔的浆液PH值较高，有利于SO2的吸收，双塔双循环改造需新建吸收塔，同时需对原有的烟道进行改造，并新增原塔与二级塔之间的烟道，改造场地要求较大。具体流程示意图详见图1-3。图1-3双塔双循环系统示意图
1.2主要改造技术方案对比
单塔单循环（强化传质）工艺适用于SO2入口浓度不高的技改项目，从目前多个已进行超低排放改造的项目来看，入口SO2在3500mg/m3以内，采用单塔单循环（强化传质）工艺可保证SO2排放浓度≤35mg/m3，且需要停机时间较短，约50天即可。
但若SO2入口浓度较高，如贵州、四川等中、高硫煤地区，该改造方案无法长期稳定达到超低排放的要求，此时可采用单塔单循环技术或双塔双循环技术。由于双循环技术为两级吸收塔浆池分开设置，分别控制不同的PH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收，可适应较高的硫份，如贵州某电厂脱硫入口浓度到达10000mg/m3左右时，出口仍然能保证SO2达到35mg/m3的排放限值。
双塔双循环改造需要较大空间，若原场地有空间，可再机组运行时进行第二个吸收塔的建设，待停机时将烟道及管道等接上，停机时间大约需要50天。单塔双循环占地较双塔双循环小，但停机时间略长，由于需要在原塔上进行改造，大约需要70天。由于电厂可根据改造场地条件、停机时间及塔本身的条件选择适合自己的改造方案。
2改造实例
2.1单塔单循环（强化传质）方案改造实例
安徽某电厂3、4号机组（2×660MW）脱硫设置三层喷淋层，原设计煤种按含硫量St.ar=1.0%，折合SO2浓度为2826mg/Nm3。但实际燃用的煤种含硫量较低，脱硫装置入口SO2浓度范围为926-1270mg/Nm3，以致脱硫出口的SO2浓度仅为25——44.5mg/Nm3。但考虑到电厂燃煤含硫量不稳定的因素，脱硫系统需满足燃用本工程设计煤种（折合SO2浓度为2826mg/Nm3），吸收塔出口的SO2浓度低于35mg/Nm3，所以需要对吸收塔进行超低排放改造。根据入口SO2浓度可知，本项目入口浓度不高，小于3000mg/Nm3，且就目前煤质可知，入口也就在1300mg/Nm3以下，而且原吸收塔条件较好，所以电厂采用了单塔单循环（强化传质）工艺：
采用四层标准喷淋层+旋汇耦合器技术，更换原有的三层标准喷淋层喷淋支管及喷嘴，同时增加一台浆液循环泵，通过提高液气比实现脱硫增效。
a）保持原有的三层标准喷淋层不变，改造原有喷淋层喷淋管并更换喷嘴，增加一层标准型喷淋层。
b）原有三台浆液循环泵的参数为：流量9700m3/h，扬程21.0/23.3/25.6m，相应电机功率为900/1000/1000kW；改造后该三台循环泵的参数不变，另外增加一台循环泵，流量9820m3/h，扬程26.4m，电机功率为1120kW。
c）增加一台循环泵，相应增加配套的土建、电气及仪控设施。
d）拆除原有均流增效板，原位置增加旋汇耦合器。
改造完成后，环保局对3、4号机组进行脱硫验收试验，试验结果见表2-1。
表2-13、4号机组验收监测结果
由表2-1可知，该电厂3、4号机组脱硫系统通过单塔单循环（强化传质）工艺进行超低排放改造后，脱硫系统出口SO2浓度达到超低排放要求，且浓度较小。测试时，脱硫系统只运行了3台浆液循环泵，1台循环泵备用。根据测试时的整体情况可以看出，3、4号机组脱硫系统的脱硫能力还有一定的裕量，即使入口浓度进行波动，仍然有能力达到超低排放要求。
2.2双循环方案改造实例
沈阳某电厂2×600MW机组原脱硫设计入口SO2浓度为3500mg/Nm3，一炉一塔，设计脱硫效率不低于95%。近几年燃煤硫份有较大提升，入口SO2浓度最高已经达到4800mg/m3，且由于原塔径较小，塔内烟气流速较高，不利于SO2的脱除，所以脱硫超低排放改造采用?p塔双循环方案：FGD入口SO2设计浓度为4800mg/m3，现有吸收塔作为一级吸收塔，保留原3台浆液循环泵，新建一座塔径较大的二级吸收塔，设计采用逆流喷淋空塔，设置3台浆液循环泵及3层喷淋层，塔顶增设2层屋脊式除雾器。
2015年6月份，测试单位对脱硫系统进行了测试。测试数据见表2-2。
表2-2沈阳某电厂1号机组脱硫测试数据
根据测试数据可知，机组负荷在600MW、450MW时，脱硫入口SO2浓度在4000mg/Nm3以上时，脱硫出口SO2浓度均在35mg/Nm3以下，满足超低排放限值要求。从对应循环泵运行情况来看，本脱硫系统还有一定的裕量，可适应更高的硫份。所以脱硫双循环改造方案是中、高硫煤电厂脱硫超低排放改造的有效方案之一。
3结束语
目前国内脱硫超低排放改造的技术方案较多，以上列出的仅是部分改造方案。脱硫超低改造时需充分考虑近几年煤种的变化，对燃煤、引风机、烟道阻力、原吸收塔配置等情况、机组检修工期、投资等现状进行综合评估，提出最佳改造方案，并且在满足脱硫环保达标排放的同时兼顾节能效果。
超低排放改造完成投运后，电厂需注意以下几点：
（1）若采用湿式电除尘方案的电厂，需注意脱硫塔水平衡问题；
（2）脱硫系统的运行需注意各台循环泵之间的配合，从而节约能耗；
（3）加强各
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