1号机组超低排放脱硫装置改造技术及应用效果

1号机组超低排放脱硫装置改造技术及应用效果
发表时间：2018-12-05T16:05:47.200Z 来源：《科技新时代》2018年10期作者：高振伟[导读] 1号机组烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，1炉1塔、塔内设置4层喷淋层，两级平板式除雾器，共有4台浆液循环泵，3台氧化风机.
（大唐长山热电厂吉林松原 131109 ）摘要：根据国家环保部2015年《关于编制“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》，国家发改委、环保部、国家能源局联合发布《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》，吉林省能源局关于印发《吉林省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》和《吉林省2015年度煤电节能减排升级与改造实施方案》的通知，以及上级部分的要求，发电厂需执行超低排放，即NOx排放浓度＜50mg/Nm3、烟尘排放浓度＜10mg/Nm3、SO2排放浓度＜35mg/Nm33的排放标准，本文主要阐述大唐长山热电厂1号机组（660MW）超低排放脱硫装置改造情况。

关键词：超低排放、排放浓度、吸收塔、SO2
一、1号机组原脱硫系统简介 1号机组烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，1炉1塔、塔内设置4层喷淋层，两级平板式除雾器，共有4台浆液循环泵，3台氧化风机，不设GGH、用湿磨进行制浆，FGD设计入口SO2浓度为3790mg/Nm3（标态，干基，6%O2）），脱硫效率不小于95%，SO2排放浓度小于200mg/Nm3（干，6%O2）主要包括石灰石浆液制备系统、烟气系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、工艺水系统、仪用压缩空气系统、脱硫废水系统。

二、1号机组超低排放脱硫改造目标
脱硫系统入口SO2浓度小于2900 mg/Nm3（标态、干基、6%O2），脱硫系统出口SO2浓度不高于35 mg/Nm3（标态、干基、6% O2），整体脱硫效率不低于98.8%，脱硫系统出口雾滴浓度降至20 mg/Nm3以下，改造后的吸收塔的协同除尘效果：在脱硫系统入口原烟气粉尘浓度为30 mg/Nm3（标态、干基、6% O2），脱硫系统出口净烟气固体颗粒物浓度不超过10 mg/Nm3（标态、干基、6% O2））
三、1号机组超低排放脱硫改造工艺方案的选择介绍
3.1采用高效气流均布装置+高效管束式除尘除雾器的单塔一体化技术
脱硫除尘深度净化技术是在一个塔内实现了以较低能耗完成燃煤烟气SO2和粉尘的超低排放。

该一体化技术采用气流均布装置技术和高效除尘除雾技术，对于脱硫和除尘的脱除效果是相互叠加的，优化的设计组合保证了最终污染物的超低排放。

该技术的化学反应原理与传统的石灰石-石膏湿法脱硫技术相同。

（1）烟气通过气流均布装置与浆液产生可控持液空间，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流场均布；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；烟气进入高效除尘除雾装置，在旋流分离器产生的高速离心力作用下，雾滴与尘向筒体壁面运动，在运动过程中相互碰撞、凝聚成较大的液滴，液滴被抛向筒体内壁表面，被壁面附着的液膜层捕获，实现粉尘和雾滴的深度脱除。

在分离器之间设置导流环，提升气流的离心运动速度，并维持合适的气流分布状态，以控制液膜厚度，控制气流的出口状态，防止液滴的二次夹带。

（2）管式高效除雾器主要针对采用脱硫除尘一体化改造的燃煤机组，在实际运行过程中颗粒物排放受FGD入口烟尘浓度波动影响较大、排放不稳定开发的，同时能解决现在投运的管束除雾器阻力大、负荷适应性差、石膏雨现象严重的问题。

3.2 常规单塔空塔喷淋技术
石灰石-石膏湿法烟气脱硫利用石灰石的碱性，将其喷入吸收塔，与烟气中的SO2发生反应，生成亚硫酸钙，再经氧化变成二水硫酸钙（石膏）。

这是最为经典的石灰石-石膏湿法脱硫系统，其核心设备吸收塔内设置多层喷淋层，顶部设置除雾器，烟气进入吸收塔后与喷淋浆液进行逆向接触，烟气中的SO2被脱除，然后烟气经过除雾器，将其中大部分液滴脱除，而后排出吸收塔。

其主要特点是，系统成熟简单，缺点是脱硫效率和除尘效率很难实现燃气轮机排放标准。

3.3双循环的脱硫技术
双循环脱硫技术原是德国诺尔公司的一种石灰石-石膏湿法脱硫技术。

由于德国诺尔公司已经被德国FBE 公司收购，技术属FBE 公司所有。

目前在国内由国电龙源公司引进。

双循环脱硫分为单塔双循环和双塔双循环两种。

单塔双循环的脱硫系统同样分为石灰石贮存及石灰石浆液制备系统、烟气系统、二氧化硫吸收系统、石膏脱水及储运系统、工艺水系统、事故浆液系统和废水处理系统等子系统，只是在二氧化硫吸收系统部分与常规的湿法脱硫略有不同。

它有一个与常规吸收塔相似的塔做为烟气与浆液的接触区，也称之为吸收塔，将浆液分为两个反应区，一个在吸收塔内，另一个在单独浆液罐内，称之为加料槽，两个塔PH值不同，能有效强化反应，加料槽通过循环浆液泵与吸收塔相连。

3.4脱硫改造方案对比
方案一：高效气流均布装置+高效管束式除尘除雾器的单塔一体化技术，脱硫效率高，能达到98%以上，脱硫系统除尘效果达到70%-90%左右,系统阻力1150Pa左右,塔内改造增加高度较小减少了循环浆液泵数量,工程投资较低。

方案二：常规单塔空塔喷淋方案，脱硫效率能达到 95%以上。

在喷淋层设置较多的情况下能达到98%以上，采用屋脊除雾器后一般综合效果能达到50%左右，再增设管式除雾器，脱硫系统除尘效果可达到60%，系统阻力一般在1300-1500Pa左右，塔内改造吸收塔加高较大，工程投资较大。

方案三：双循环技术，脱硫效率能达到98%以上，采用高效除尘除雾器后一般综合效果能达到70%-90%左右，大，较常规吸收塔大1400Pa左右，改造量大，需增加副塔工程投资高。

四、1号机组超低排放脱硫改造方案的确定
本工程脱硫改造要求吸收塔入口SO2浓度控制在2900mg/Nm3（标干，6%O2）以内，吸收塔出口排放浓度为35mg/Nm3，设计脱硫效率为98.8%。

综合以上几种技术方案，方案二效率低不符合要求，方案三改造工作量大，系统复杂，投资高，运行费用高，适用于高硫煤地区，相对于本项目经济性较差；结合我厂实际情况综上所述本次超低排放脱硫装置改造采用方案一：高效气流均布装置+高效管束式除尘除雾器的单塔一体化技术。

五、1号机组超低排放脱硫改造主要内容
两级平板式除雾器改造成管束式高效除尘除雾器，改造后的除雾器实现了除雾、除尘两项功能，材质为聚丙烯，采用2205材质的格栅板支撑，尺寸为φ315mm×2300mm，数量1980根。

塔内增加烟气均布装置，采用托盘技术，材质为2205，孔径φ35mm，厚度3mm，吸收塔4台浆液循环泵改造，2台大功率泵，2台小功率泵、流量10000m3/h,，4层喷淋层之间新增3层脱硫提效环，材质为2205,56根FRP喷淋支管全部更换，使用高效喷嘴，使喷淋覆盖率达到300%，提高脱硫效率。

氧化风机由3台罗茨式改造成2台单级高速离心鼓风机，该风机自动化程度高、维护成本低，使用寿命长，风量可调节节能。

吸收塔入口干湿界面由玻璃鳞片防腐改成C276防腐，新增一套石灰石粉制浆系统，新增一套真空皮带脱水系统，吸收塔地坑新增一台排水坑泵、提高脱硫系统设备可靠性，事故浆液箱由顶进式搅拌器改造成4台永磁式侧搅拌，同时对脱硫系统电气、热控配套设施进行必要的改造。

六、1号机组超低排放脱硫改造运行后效果
我厂1号机组启机运行后脱硫系统各转动设备出力正常，运行平稳，振动、温度均在合格范围内，系统无漏泄现象，设备可靠性大大增强，除雾器设计压差为550Pa，托盘设计压差为400Pa，脱硫性能考核试验期间机组满负荷运行，吸收塔除雾器压差为530Pa，托盘压差为350Pa，吸收塔入口SO2浓度2800mg/Nm3左右，运行2台大功率浆液循环泵，1台小功率浆液循环泵，吸收塔出口SO2排放浓度小于35mg/Nm3，吸收塔出口粉尘排放浓度小于10mg/Nm3，脱硫效率达到98.8%以上，吸收塔出口雾滴浓度小于20 mg/Nm3，改造后污染物排放全部达标排放，我厂二氧化硫将减排245.95t/年，改善了当地的环境，实现了超低排放改造的目标，确保了机组长周期安全稳定运行。

七、结束语
发电企业在进行超低排放改造时，要对不断推出的超低排放新技术应用情况进行充分调研，结实了解新技术在同类型机组上的应用情况，结合现有设备和环保排放情况，以安全、经济、环保为原则，选择最佳改造技术方案，实现超低排放脱硫改造目标。

参考文献：[1]李兴华，何育东《燃煤火电机组SO2超低排放改造方案研究》[J].中国电力，2015,48（10）：148-151。

[2]邓辉鹏《火电厂烟气超低排放技术研究》[J].华电技术，2016,38（2）：65-67。