摘要：以燃用特高硫煤的300MW機組中應(yīng)用的旋匯耦合脫硫除塵一體化技術(shù)為研究對象,對該類技術(shù)進行現(xiàn)場測試與評估。測試結(jié)果表明：燃煤硫分在5%左右時,脫硫系統(tǒng)的脫硫效率可穩(wěn)定在99.70%~99.82%,SO2排放質(zhì)量濃度在23.4~30.8mg/m3,能夠滿足SO2超低排放小于35mg/m3的要求;除塵效率在78.6%~87.8%,顆粒物排放質(zhì)量濃度穩(wěn)定在4.60~5.76mg/m3,能夠滿足顆粒物超低排放濃度小于10mg/m3的要求。與脫硫單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)系統(tǒng)技術(shù)改造方案相比,該類SO2超低排放技術(shù)的改造與運行費用均有比較大的優(yōu)勢。


關(guān)鍵詞:特高硫煤;SO2;脫硫除塵一體化;超低排放;經(jīng)濟性

近年來,中國大氣霧霾污染問題日益嚴峻,大量極細顆粒主要來源于工業(yè)排放和氣態(tài)污染物的轉(zhuǎn)換,文獻[1]認為大氣PM2.5中主要化學(xué)成分按質(zhì)量濃度排序為硫酸根（SO42-）>硝酸根（NO3-）>銨根（NH4+）>有機碳（OC）>鈉離子（Na+）>元素碳（EC）,而文獻[2]認為燃煤電廠排入大氣中的PM2.5約占全社會總量的10%,所以降低火電廠SO2、顆粒物等污染物的排放濃度至關(guān)重要。

《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223—2011）[3]要求,新建、現(xiàn)有燃煤鍋爐對SO2排放要求分別為100mg/m3、200mg/m3,而對于廣西、重慶市、四川省和貴州省的火力發(fā)電鍋爐因燃煤硫分比較高,而執(zhí)行排放小于200mg/m3和400mg/m3的標準,對重點地區(qū)SO2排放全部要求小于50mg/m3,而超低排放要求SO2排放應(yīng)小于35mg/m3。

按照《中國煤中硫分等級劃分標準》,在中國高硫煤（硫分為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區(qū),華東和華北地區(qū)上部煤層大多硫分低,下部煤層硫分高。

為實現(xiàn)超低排放,中國的火電環(huán)保產(chǎn)業(yè)進行著不斷的研究總結(jié)和技術(shù)進步,從2013年下半年起,少數(shù)東部地區(qū)的電力企業(yè)自主性推出了超低排放,并陸續(xù)在火電廠實施超低排放改造。按照《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》（發(fā)改能源〔2014〕2093號）文件要求,各大電力集團、地方電力均制定了“十三五”超低排放規(guī)劃,嚴格按要求在2020年之前完成超低排放改造。

文獻[4]認為,當燃煤硫分>1.25%時,要達到超低排放,則需要更高的脫硫效率。目前國內(nèi)對中低硫煤SO2超低排放改造的技術(shù)路線有：脫硫除塵一體化技術(shù)、單塔雙循環(huán)技術(shù)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)、雙塔雙循環(huán)加托盤技術(shù)。對特高硫煤SO2超低排放研究較少。

北京清新環(huán)境技術(shù)股份有限公司研究了燃燒特高硫煤SO2超低排放技術(shù),該技術(shù)已在國內(nèi)350MW超臨界燃煤凝汽式發(fā)電機組煙氣SO2超低排放改造工程上應(yīng)用。為客觀評價該技術(shù)的應(yīng)用效果,對某電廠2號超臨界燃煤機組在不同的運行工況下煙氣排放的SO2等污染物濃度進行監(jiān)測與評估。

1旋匯耦合脫硫除塵一體化技術(shù)原理

煙氣通過旋匯耦合裝置與漿液產(chǎn)生可控湍流空間,提高氣液固三相傳質(zhì)速率,完成一級脫硫除塵,同時實現(xiàn)了快速降溫及煙氣均布;經(jīng)過湍流器后使吸收塔內(nèi)煙氣均布,有效避免了空塔噴淋氣流分布不均,噴淋層失效的問題。煙氣繼續(xù)經(jīng)過高效噴淋系統(tǒng),實現(xiàn)SO2的深度脫除及粉塵的二次脫除;煙氣再進入管束式除塵除霧裝置,在離心力作用下,霧滴和粉塵最終被壁面的液膜捕獲,實現(xiàn)粉塵和霧滴的深度脫除。

2脫硫超低排放改造

北京清新環(huán)境技術(shù)股份有限公司對某電廠2號機組實施了超低排放改造,是在原脫硫裝置基礎(chǔ)上進行,設(shè)計脫硫裝置入口煙氣中SO2質(zhì)量濃度≤11627mg/m3條件下,出口SO2濃度達到超低排放要求。工程于2016年投入運行,脫硫系統(tǒng)的主要設(shè)計和保證指標參數(shù)見表1。

表1脫硫系統(tǒng)的主要設(shè)計和保證指標參數(shù)


此次提效改造結(jié)合現(xiàn)場運行的實際情況,在原吸收塔的基礎(chǔ)上進行,采用吸收塔不抬高的方案。吸收塔由吸收漿池和吸收區(qū)兩部分組成。本次改造原5臺循環(huán)泵利舊使用,再新增加1臺循環(huán)泵及噴淋層。增加的1臺循環(huán)泵,流量7800m3/h,揚程30.5m,功率1000kW,噴嘴采用離心錐式,單向噴,壓力為0.05MPa。氧化空氣系統(tǒng)、石灰石制漿系統(tǒng)、石膏漿液排出系統(tǒng)等利舊,無需改造。

3系統(tǒng)性能測試與評估

3.1測試工況

2號機組在測試期間,機組負荷分別為350MW和278MW,機組負荷穩(wěn)定,燃燒煤種、煤質(zhì)基本不變、燃料配比不變,鍋爐沒有投油槍助燃、沒有吹灰和打焦,袋式除塵器、脫硝系統(tǒng)、吸收塔系統(tǒng)、噴淋系統(tǒng)和除霧系統(tǒng)正常投運,測試數(shù)據(jù)具有代表性。

3.2采樣與測試方法

污染物和煙氣參數(shù)測試參照《固定污染源排氣中顆粒物測定與氣態(tài)污染物采樣方法》（GB/T16157—1996）[5]、《燃煤煙氣脫硫設(shè)備性能測試方法》（GB/T21508—2008）[6]、Stationarysourceemissions—Determinationofmassconcentrationofparticulatematter（dust）atlowconcentrations—Manualgravimetricmethod（ISO12141—2002）[7]（固定污染源排放——低濃度時顆粒物（粉塵）的質(zhì)量濃度測量——手工重量分析法）。污染物的采樣與分析方法見表2。

表2污染物的采樣與分析方法


測試儀器：德國羅斯蒙特NGA2000煙氣分析儀,青島嶗應(yīng)3012H自動煙塵（氣）測試儀,采樣頭與濾膜一體化裝置,液滴捕集器,SO3氣體采樣系統(tǒng)。

3.3測試結(jié)果

在不同的負荷條件下,脫硫系統(tǒng)的脫硫效率和出口污染物濃度見表3,污染物濃度均為標態(tài)、干基、6%O2。

從表3看出,旋匯耦合脫硫除塵一體化技術(shù)在滿負荷工況下的脫硫效率在99.70%~99.78%,平均值為99.75%,出口SO2質(zhì)量濃度在24.7~30.8mg/m3,平均值為28.0mg/m3;在中負荷工況下,脫硫效率為99.82%,出口SO2質(zhì)量濃度為23.6mg/m3,脫硫效率在高、中負荷工況下均高于99.7%,比保證效率高0.05%~0.12%,出口SO2質(zhì)量濃度比超低排放要求低11.4mg/m3~4.2mg/m3,滿足超低排放要求。脫硫效率、出口SO2質(zhì)量濃度在不同負荷條件下比較穩(wěn)定,與機組運行負荷基本沒有關(guān)系。

從表3中可以看出,在高負荷工況下入口SO2質(zhì)量濃度在10153.5~11814.6mg/m3,平均值為11019.3mg/m3,入口SO2質(zhì)量濃度比設(shè)計值高-12.67%~1.61%,平均值比設(shè)計值高-5.23%,在中負荷工況下入口SO2質(zhì)量濃度為13380.4mg/m3,比設(shè)計值高15.08%。

旋匯耦合濕法脫硫系統(tǒng)設(shè)計6臺循環(huán)漿液泵,在試驗期間漿液循環(huán)泵F停運,其余5臺漿液循環(huán)泵正常運行,說明該脫硫系統(tǒng)有1臺漿液循環(huán)泵可以作為備用,可確保在煤質(zhì)硫分往上波動時,或某臺漿液循環(huán)泵發(fā)生故障時,旋匯耦合濕法脫硫系統(tǒng)仍可保證較高的脫硫效率和出口SO2達到超低排放。

表3旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)主要污染物脫除效率和排放濃度


從表3中還可看出,旋匯耦合脫硫除塵一體化技術(shù)對顆粒物、SO3、液滴也有不同程度的脫除效果。在高、中負荷工況下對顆粒物的除塵效率在78.6%~87.8%,出口顆粒物濃度4.60~5.76mg/m3,傳統(tǒng)空塔濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的除塵效率基本在50%左右,旋匯耦合濕法脫硫系統(tǒng)的除塵效率明顯高于濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的除塵效率,出口顆粒物濃度均低于10mg/m3,也能滿足超低排放要求。

在高、中負荷工況下,對SO3的脫除效率為61.5%~75.2%,高于文獻[8,9,10,11]認為的SO3氣溶膠顆粒很難吸收,傳統(tǒng)的石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)對SO3脫除效率在30%~50%的數(shù)值。脫硫系統(tǒng)出口液滴質(zhì)量濃度在17.5~23.6mg/m3,遠低于《火電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范石灰石-石膏濕法脫硫》（HJ/T179—2005）中規(guī)定的液滴質(zhì)量濃度應(yīng)不大于75mg/m3的要求。

4經(jīng)濟性分析

電廠單臺350MW機組的超低排放改造費用為2000萬元,系統(tǒng)增加的阻力為550Pa左右,與同類型機組超低排放改造投資費用和增加的阻力進行比較如圖1所示。


圖1超低排放改造投資和增加的阻力

從圖1可以看出,旋匯耦合脫硫除塵一體化系統(tǒng)的投資成本是單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)的57%,單塔雙循環(huán)+濕除技術(shù)的40%,雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)的50%,雙塔雙循環(huán)+濕除技術(shù)的36%,而單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)只能脫除SO2,對顆粒物的脫除效率比較低,如果考慮顆粒物的超低排放,需要增加濕式除塵系統(tǒng)?？梢?以旋匯耦合脫硫除塵一體化技術(shù)的投資成本比較低。

從增加的阻力來看,旋匯耦合脫硫除塵一體化系統(tǒng)中脫硫系統(tǒng)只增加一臺漿液循環(huán)泵,增加阻力150Pa,高效管束除塵除霧器增加阻力400Pa,超低排放改造總阻力只增加550Pa,遠低于單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)所增加的阻力,其增加的能耗是最低的,所以從投資和運行成本上看,旋匯耦合脫硫除塵一體化技術(shù)都具有比較大的優(yōu)勢。

5結(jié)論

（1）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)在350MW機組燃用特高硫煤脫硫系統(tǒng)的脫硫效率為99.70%~99.82%,SO2排放濃度在23.6~30.8mg/m3,能夠滿足SO2超低排放小于35mg/m3的要求。

（2）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)對顆粒物、SO3、液滴也有較好的脫除效率,對顆粒物的除塵效率在78.6%~87.8%,出口顆粒物濃度4.60~5.76mg/m3;對SO3的脫除效率在61.5%~75.2%;液滴的排放濃度在17.5~23.6mg/m3,遠低于《火電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范石灰石-石膏濕法脫硫》（HJ/T179—2005）中規(guī)定的液滴質(zhì)量濃度應(yīng)不大于75mg/m3的要求。

（3）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)具有脫硫效率高,對多種污染物排放一體化解決的優(yōu)勢,投資和運行成本較低,系統(tǒng)運行穩(wěn)定,該技術(shù)在特高硫煤350MW機組上的成功應(yīng)用,為較低成本解決特高硫煤SO2超低排放提供了技術(shù)途徑。

《中國電力》作者：易玉萍,朱法華,張文杰,李軍狀,段玖祥,李小龍