【技术汇】330MW燃煤机组脱硫系统超低排放改造研究

随着全球对环保问题越来越重视，我国作为二氧化硫排放大国，国家对环保工作的日益重视，减排形势日趋严峻，脱硫超低排放势在必行。目前京津冀地区执行特别排放标准，另外由于目前大气污染加剧，国家对燃煤机组会有更加严格的排放要求，未来京津冀地区现行的燃气轮机组排放标准将会成为燃煤发电机组的排放要求，即二3氧化硫排放浓度小于35mg/Nm³，为提高项目前瞻性。衡丰热电厂对330 MW机组进行了脱硫系统增容提效改造时，提高了项目的前瞻性，避免短期重复投资，提高脱硫设施稳定经济性。通过对两种湿法脱硫方案的分析，确定行之有效的最佳投资方案，改造后运行实施效果良好，满足环保标准。

燃煤电厂大气污染物排放主要来源于锅炉燃烧煤粉所产生的废弃物，从烟囱高空排放，主要污染物包括颗粒物、SO₂, NOx，此外还有重金属。未燃尽碳等物质。其中硫氧化物排放主要是由于煤中硫的存在而产生的。硫在煤炭中以无机硫或者有机硫的形式存在，燃烧过程中绝大多数硫氧化物以二氧化硫(SO₂)的形式产生并排放。此外还有极少本分被氧化为三氧化硫(SO3)吸附到颗粒物上或者以气态排放。

目前，根据上级部门指示，京津冀地区执行特别排放标准，衡丰电厂燃煤机组执行二氧化硫排放浓度限值为50mg/Nm³。另外，由于目前大气污染加剧，国家对燃煤机组会有更加严格的排放要求，未来京津冀地区现行的燃气轮机组排放标准将会成为燃煤发电机组的排放要求，即二氧化硫排放浓度小于35mg/Nm³，为提高项目前瞻性，此次增容提效应一步到位，避免短期重复投资，提高脱硫设施稳定经济性。

综上所述，为满足国家和地方环保法规要求，改善本地区的大气环境质量，确保电力与环境的可持续协调发展，推进电厂未来发展，建设绿色环保型电厂，需要对330MW机组脱硫装置进行提效改造。

1 石灰石一石膏脱硫技术简介

按照脱硫工程是否加水和脱硫产物的干湿性态，烟气脱硫技术分为湿法、干法和半干法三种工艺。目前店里行业烟气脱硫技术主要有石灰石一石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床法脱硫工艺、海水脱硫工艺以及氨法脱硫工艺等。

石灰石一石膏湿法脱硫技术成熟度高，堵塞、腐蚀等负面影响因素可控，运维成本低，脱硫塔内调节手段较多，可根据入口烟气条件和排放要求，通过改变传统传质系数或化学吸收效率等多种手段调节脱硫效率，保持长期稳定运行并实现达标排放。

以石灰石一石膏法为基础的多种湿法脱硫工艺(传统空塔、复合塔、pH分区)适用于各种煤种的新、改、扩建火电厂的SO₂治理，实现达标排放，但基于脱硫浆液在塔内传质吸收方式的差距，上述工艺在脱硫效率、能耗、运行稳定性等指标方面也各不相同，应统筹考虑，选择适用于不同烟气SO₂浓度条件下的达标排放技术。

2 脱硫改造方案对比分析

此次改造工程由于改造工期紧张、脱硫效率要求高等客观条件。项目希望充分利用现有设备，沿用原脱硫系统采用的石灰石一石膏湿法进行改造，改造内容包括烟气系统、SO₂吸收氧化系统、石灰石浆液制备供应系统、石膏脱水系统等，其余系统尽可能利用现有系统，不作大的调整。

吸收塔是整个脱硫装置的核心。需要对吸收系统进行增容改造，原有脱硫系统每台机组4台循环泵，每台循环泵流量为5500m³/h，脱硫塔已进行改造增加一台浆液循环泵作为备用泵，但现有的脱硫装置需通过增加液气比、延长雾化停留时间、增强氧化等措施，才能较好地保证吸收效果和脱硫效率。本工程要求吸收塔脱硫效率不低于99%，目前可行的脱硫改造方案主要有双塔双循环方案和单塔双循环方案两种。

2.1双塔双循环改造方案

双塔双循环改造一般将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，总脱硫效率可达99%以上，双塔双循环改造需新建吸收塔，改造场地较大，同时需对原有的烟道进行改造，工作量较大，但由于原有吸收塔基本无需改造，施工时设置临时烟道，可减小改造对机组运行的影响，一般需停炉1至2个月。

结合本项目的实际布置情况，可利用原吸收塔与引风机出口之间的场地，即现在增压风机及水平烟道的场地作为脱硫改造场地。具体布置方式为拆除增压风机及水平烟道后，在该场地布置新增吸收塔，拆除增压风机、原水平烟道的同时，设置脱硫临时过渡烟道，减少脱硫改造期间的脱硫停运时间。考虑到后期对粉尘和烟囱石膏雨的排放要求的提高，将在现有脱硫塔后GGH支架上增设湿式静电除尘。

根据场地清况，本次改造每台炉新建一级塔，一级塔塔径为12m，为保证整个脱硫装置的安全可靠性，设置三层喷淋层，每层喷淋层流量为5500m³/h，吸收塔设置两层搅拌，设置一层平板式除雾器，增设2台排浆泵和石膏旋流器。吸收塔增设3台氧化风机，2用1备。

为保证除雾效果，原吸收塔平板式除雾器更换为屋脊式除雾器，并改造排浆管道作为二级塔排浆至新增一级塔用，原石膏旋流器作为二级塔间石膏旋流用。

第一次停炉期间可结合引风机改造停炉同步实施，拆除增压风机，改造弓!风机，增加过渡烟道至原塔GGH入口，保证第一次停炉后机组正常运行。

过渡烟道改造后，在原增压风机场地新建一级吸收塔，新塔建设完成后，第二次停炉期间，对原塔入口开口方向进行改造，从新增一级塔直接进入二级吸收塔，烟道优化，降低烟气系统阻力。由于涉及到原吸收塔入口改向，第二次停炉时间约40天。

2.2单塔双循环改造方案

单塔双循环技术是德国诺尔公司的一种湿法脱硫技术，目前诺尔公司已经被德国FBE公司收购，技术属FBE公司所有，本方案为原有吸收塔保留不动，拆除内部除雾器，作为一级循环吸收系统;原塔上方增设二级循环吸收系统，和双塔控制方式类似，两级吸收系统浆池分开设置，分别控制不同的pH值以有利于石膏的氧化和SO2的吸收，单塔双循环技术由于需对原有的吸收塔进行改造，所需改造场地较小，但改造施工对机组运行影响较大，一般需停炉3至4个月。每座AFT浆池设置1台氧化风机用于浆液的氧化。

由于采用单塔双循环改造方案需对原有吸收塔进行加高，该方案将对湿式静电除尘的接口布置等产生较大影响。如采用单塔单塔双循环方案对脱硫系统进行改造，原湿式静电除尘方案需进行相关变更。

2.3技术经济比较

通过对双塔双循环和单塔双循环改造方案的技术经济进行分析对比，在同样满足脱硫出口达标50mg/Nm³的条件下，采用双塔双循环改造，造价增加约500万元，采用单塔双循环改造期间脱硫停运时间较长，且需对湿式静电除尘方案进行变更。

综合经济效益方面，如考虑脱硫改造期间锅炉主体停运双塔双循环改造方案较单塔双循环改造方案:

①固定投资增加约500万元;

②脱硫改造期间停炉减少50天左右，减少经济损失约1382万元;

③脱硫提效改造后年运行成本增加约155万元。

根据对比分析，采用上述两种改造方案均可满足特别排放限值的要求，采用单塔双循环改造方案，改造工作量大，改造停炉时间长，导致锅炉停运经济损失较高。综合技术及经济比较，本工程建议采用双塔双循环改造方案。

3经济环境效益

衡丰电厂燃煤机组进行脱硫提效改造后，可以显著降低二氧化硫排放浓度，燃煤硫份按19%设计，二氧化硫排放浓度从改造前的344mg/Nm³，改造后排放浓度满足≤45mg/Nm³的最新环保重点区域排放标准要求。且电厂脱硫改造工程的实施，能最大限度地缓解当地二氧化硫和粉尘污染情况，改善大气环境质量和当地的居住和旅游环境，有利于加强企业同周边群众的关系，为企业的可持续发展创造良好的条件，其社会经济效益是十分明显的。

4结语

根据京津冀地区执行特别排放标准，河北地区燃煤机组应执行二氧化硫排放浓度限值为50mg/Nm³，且未来可能执行二氧化硫排放浓度限值为35mg/Nm³的燃气轮机组排放指标。经研究分析，脱硫场地基本满足改造工程要求具备建设烟气脱硫改造工程的条件。本次改造工程立足充分利用现有设备等，沿用原脱硫系统采用的石灰石一石膏湿法进行改造，在大幅度削减二氧化硫和粉尘排放量的同时，脱硫副产物可获得综合利用，各项指标均可达到国家有关环保标准。

原标题：330MW燃煤机组脱硫系统超低排放改造研究