燃煤电厂脱硫改造经验综述-胡健民

燃煤电厂脱硫改造经验综述中国环保产业协会脱硫脱硝委员会脱硫改造的外因和内因火电厂大气污染物排放标准严格受多方面因素的影响，燃煤电厂煤质波动大，普遍变差部分脱硫工程的设计和设备存在不同程度的问题，脱硫系统不能长期、稳定、可靠运行，尤其在取消烟气旁路后，矛盾更加突出超低排放为增加电厂发展的环境容量或争取城市电厂的生存空间，同时也为改善大气环境作贡献，有些电力集团率先提出了超净排放、近零排放、超低排放、达到燃天然气燃气轮机标准排放（简称燃机标准）等概念。其中燃机标准的提法是不科学的，因在GB13223—2011标准中，燃煤机组的基准氧含量是6%，而天然气燃气轮机组的基准氧含量是15%，即其空气过剩系数是燃煤机组的2.5倍。天然气燃气轮机组的烟尘、二氧化硫、氮氧化物的允许排放限值分别是5、35、50mg/Nm3,换算到6%基准氧含量，其排放限值分别是12.5、87.5、125mg/Nm3，其中二氧化硫、氮氧化物的允许排放限值均高于燃煤机组特别排放限值的50、100mg/Nm3，这明显是误解了标准。合理的提法应是超低排放，但不是标准。眼下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物超低排放浓度分别是5、35、50mg/Nm3已被广泛宣传，最早是浙江省人民政府发文要求省内600MW及以上燃煤机组于2017年前达到上述排放要求，并称于2014年6月在嘉兴电厂百万机组上已实施投运。随后，江苏、山东、陕西等地以示范工程、加大环保电价补贴等方式予以跟上。尽管花钱很多、减量不多，在经济上不够合理，但对相关环保产业却是机遇和挑战，尤其是脱硫和除尘改造耗资更大，粗估1台300MW机组脱硫和除尘超低排放改造约需5000万元。目前实现超低排放，首先要控制燃煤品质、加强运行维护管理，主要技术措施有：烟尘控制采用吸收塔上游除尘器达标排放、提高吸收塔除尘效果、减少吸收塔出口雾滴携带量、在吸收塔后加装湿式电除尘器等；二氧化硫控制采用双循环技术进行提效改造、增加液气比、改善塔内气流分布、提高吸收剂石灰石品质和活性等；氮氧化物控制采用3层品质优良的催化剂、改善气流分布和喷氨装置、控制催化剂通道流速等。试行跨行业排放权交易制度目前，电力行业各项污染治理都走在全国前列，但钢铁、水泥这些污染大户却远远落在后面。全国环保一盘棋，只有你电力一家先进，没办法改变环境污染现状，这就是“木桶短板效应”。由于燃煤电厂电价由国家定，有环保电价补贴，有治理积极性。而钢铁、水泥完全由市场定价，目前行业不景气，有的还亏钱，没钱搞治理。现在有的电力集团提出超低排放，其真实目的之一是为电厂新上机组增加环境容量。如前举例，粗估1台300MW机组脱硫和除尘超低排放改造约需5000万元，这仅是将烟囱入口烟尘浓度从20mg/Nm3降到5mg/Nm3，将SO2浓度从50mg/Nm3降到35mg/Nm3。1台300MW机组脱硫和除尘排放量每小时各降约15千克。如果能实行排放权交易，电厂可向钢铁厂和水泥厂购买SO2和氮氧化物及烟尘排放权增加自身的环境容量，钢铁厂、水泥厂用这笔钱来建设除尘、脱硫、脱硝装置，其减排的污染物数量比电厂超低排放的减排量不知要多多少倍。当然因用的是电厂购买排放权的钱，其工程承包宜优先考虑业绩多、技术好的电力环保企业。美国自己介绍其环保搞好的重要经验之一就是推广排放权交易。环保部门常说，投资出效益，技术出效益，管理出效益。推广排放权交易是体现这三个效益的一个有益尝试。为满足严格的环保要求，适应燃煤煤质的变化，并结合近年来脱硫装置在电厂运行的实际情况，有关单位在脱硫增容提效改造上做了大量工作，积累了不少宝贵经验。中国环保产业协会脱硫脱硝委员会曾组织召开了脱硫改造经验交流会。主要经验与案例介绍如下：1.单（双）塔双循环双循环脱硫技术在不改变石灰石作为脱硫剂的条件下，能够充分利用原有的脱硫装置，有效提高脱硫效率，减少二氧化硫和粉尘排放量，社会效益和经济效益显著。双循环技术属德国FBE公司所有，其基本原理如下图所示：本技术实际上是采用两级吸收塔串联使用，两级循环分别设有独立的循环浆池，喷淋层，根据不同的功能，每个循环具有不同的运行参数：烟气首先经过一级循环（图中QuenchZone），此级循环的脱硫效率一般在30-50%，循环浆液pH控制在4.6-5.0，浆液停留时间在5分钟，此级循环的主要功能是保证优异的亚硫酸钙氧化效果，和充足的石膏结晶时间，根据资料显示，在酸性环境下pH=4.5时，氧化效率是最高的。特别是对于高硫煤，氧化空气系数可以大大降低，从而大幅降低氧化风机的电耗，并且同时可以大大提高石膏品质，提高石膏脱水率，据国外资料显示，采用双循环系统后石膏含水率可以从10%降低到6%，低pH值可以有效提高氧化效率的结论已经在其它电厂的实际运行试验中得到了验证。经过一级循环的烟气直接进入二级循环（图中AbsorberZone），此级循环实现主要的脱硫洗涤过程，由于不用考虑氧化结晶的问题，所以pH可以控制在非常高的水平，达到5.8-6.4，这样可以大大降低循环浆液量。双塔双循环技术是在单塔双循环技术上的发展和延伸，非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。能有效的利用原有脱硫装置，避免了重复建设和资源浪费。2.串联塔在原吸收塔前设置预洗涤塔，烟气顺次通过预洗涤塔、原吸收塔后去烟囱排放（见下图）。预洗涤塔的功能是初步降低烟气中的二氧化硫浓度，使得进入原吸收塔的二氧化硫浓度接近或者低于原塔设计值，避免原塔结构上和大设备的改动。在燃煤含硫量约4%、SO2浓度约9260mg/Nm3的工况下，根据各种工况的模拟分析，预洗涤塔达到64%的脱硫效率、原吸收塔达到88%的脱硫效率即可保证系统出口净烟气二氧化硫浓度≤400mg/Nm3的预期效果。

此时，预洗涤塔仅需设置2台流量10000m3/h的循环泵，相对于直接原塔改造，节约了一台循环泵及相应的喷淋层喷嘴等设备。而且，预洗涤塔设置于原吸收塔前，可有效的抵消原吸收塔设备老化对脱硫效果造成的不利影响，增加了系统的可靠性。3.塔外浆池在环保排放标准日益提高的前提下，必须保证主机启动时脱硫系统同步投运，这就要求脱硫装置的增容改造工程在一个大修期内完成，辅助浆液循环箱的脱硫技术设计思路刚好能解决这个问题，该技术具有几个突出的优点：改造工作量小，投资少、工期短（核心工期只需60天）、并且烟气处理能力提高。1-吸收塔2-浆液循环箱3-浆液循环泵4-浆液喷淋层5-底部联通管6-顶部联通管辅助浆液循环箱脱硫装置工艺简图（1）原吸收塔（以下称主塔）直径、塔高、基础等主体结构不作变动，只对浆液喷淋层进行改造。工程难度小、周期短；（2）在不改变主塔主体结构的基础上，增加一个辅助浆液循环箱（以下称辅塔），主塔内浆液进行氧化，辅塔内不参与氧化过程。（3）主、辅塔顶部与底部连通，保证浆液在两塔之间能进行循环流通。（4）更换四台浆液循环泵，提高泵的出力及流量，其中两台循环泵入口连接到主塔，其余两台循环泵入口连接到辅塔，浆液喷淋层依旧安装在主塔内。（5）增加一台氧化风机，由原先的一用一备改为两用一备，增大了氧化风量。（6）增加石膏浆液排出能力，并且将两台石膏排出泵入口分别接在主塔与辅塔底部，保证主、辅塔浆液能按需求排出。根据辅助浆液循环箱脱硫技术的系统特征不难看出，改造后的脱硫装置明显提高了液气比、增大了烟气处理能力，同时，该技术还具备以下常规脱硫装置改造不具备的优点：（1）采用原塔氧化、辅塔不氧化的方式；（2）增加辅塔后延长了浆液结晶时间。4.增加喷淋层和液气比经对现有FGD系统进行详细分析后，电厂采用了增加喷淋层的增容方法。FGD系统的主要改造内容如下：（1）SO2吸收系统：每台吸收塔在原有3层喷淋层之上增设1层喷淋层和相应的1台浆液循环泵（12000m3/h），吸收塔塔体加高1.7m，吸收塔的液/气比由原来的9.5l/m3提高到13.9l/m3，SO2吸收时间延长了0.5s左右，原塔径16.5m和浆池高度11.5m保持不变。每台吸收塔原有2台氧化风机保留1台，取消1台，新增2台大容量的氧化风机，并更换所有氧化空气管道（包括吸收塔内、外）和相关阀门。另外在吸收塔每层喷淋层下方均增设一层ID环，可让烟气流场更均匀和防止烟气逃逸现象。改造前/后吸收塔主要参数对比情况如下：

喷淋层由3层改为4层；循环泵由3台8500m3/h，改为4台，即增1台12000m3/h；液气比由9.51L/m3增到13.91L/m3；浆液循环时间由5.78min减少到3.93min。（2）烟气系统：因吸收塔整体增高，净烟气出口烟道也相应提高1.7m，对加高部分烟道进行防腐处理。（3）石灰石浆液制备系统：本次改造在2座石灰石粉仓附近新增1个石灰石浆液制备箱及2台石灰石浆液输送泵（1运1备）和相关管道。（4）石膏脱水系统：由于石膏的产生量大幅增加，原有两套2×14.2t/h石膏脱水系统出力不能满足要求，因而，更换原有3台石膏旋流器及2台真空皮带脱水机，真空皮带脱水机出力按3台炉BMCR工况下75％的产量选型。5.有托盘的吸收塔提高脱硫效率的改造对于已有托盘的吸收塔，可以通过降低托盘的开孔率来提高脱硫效率。降低开孔率使烟气通过托盘的速度加快，从而强化了气液传质效果，可有效地提高脱硫效率。根据使用经验，在一定范围内（托盘开孔率28~35%），托盘开孔率每降低1%，脱硫效率可提高约0.8%~1%。整个托盘系统由多个模块组成，其开孔率调整的主要施工方法是利用专用工具将橡胶塞嵌入托盘空隙中，密封部分托盘开孔，以达到封堵的效果。如图所示，对于单个托盘模块，封堵其周边一圈开孔及中间一列开孔，从而在整体上实现整个托盘系统的均匀封堵，最终实现符合工艺要求的托盘开孔率。通过对以往改造案例进行分析，橡胶塞可紧固于托盘孔隙中。橡胶塞材质为三元乙丙橡胶（EPDM），一般而言，橡胶塞