深度脱硫脱尘除雾组合塔内件用于燃煤电厂脱硫塔系统改造的运行效果分析

神华福能发电有限责任公司 泉州 362712

李国涛神华集团北京低碳清洁能源研究所 北京 100029

技术改造

深度脱硫脱尘除雾组合塔内件用于燃煤电厂脱硫塔系统改造的运行效果分析

姚喜亮*潘长龙
神华福能发电有限责任公司 泉州 362712

李国涛
神华集团北京低碳清洁能源研究所 北京 100029

本文以深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术在某燃煤电厂烟气脱硫塔系统的工程改造为背景，考察并评价其实际工程应用效果。综合考察脱硫吸收塔循环泵台数及净烟气中SO2含量、净烟气中粉尘含量、脱硫塔系统压力损失、石灰石浆液消耗量等关键工艺指标的变化。结果表明：湍流器和管束式除尘除雾器的组合塔内件改造，能够有效强化提高脱硫塔对烟气硫化物的吸收脱除效率、降低脱硫烟气浆液雾滴浓度和粉尘浓度。

燃煤电厂 湍流器 除雾器 工艺改造 脱硫塔

燃煤发电作为一种设计成熟、技术可靠、操作稳定且建设周期短的电力来源，在电力能源结构中占有重要位置。然而，随着公众环保意识的增强和创新技术的进一步发展，燃煤电厂大气污染物排放控制的重点已经越来越趋向于辅助环保工艺系统的超低排放(即在基准氧含量6%的条件下，粉尘、二氧化硫等污染物排放浓度分别不高于10 mg/Nm3和35 mg/Nm3)，脱硫工艺系统的技术创新和效率提升至关重要[1]。湿法烟气脱硫由于其适应性强，业已成为当前燃煤电厂烟气脱硫的主流工艺技术路线。目前，石灰石-石膏法脱硫效率要求为大于98%，而当其脱硫效率超过95%以后，脱硫塔所需的液气比指数式增加，从而相关能耗大幅增加，进一步降低了其经济性。同时，传统上最好的除雾器只能保证脱硫后净烟气设计工况下游离水含量小于75mg/m3，实际运行中，净烟气中游离水含量远大于该设计值。另外，净烟气中游离水并非一尘不染的干净液体，而是含固量为12%～18%的浆液，其中固体石膏在净烟气中将以粉尘的形式存在，造成“石膏雨”问题[2]。因此，脱硫塔在脱除了部分粉尘的同时，又因烟气中携带游离水而导致粉尘含量增加，因而在布袋除尘系统后的湿式脱硫工艺系统反而会出现除尘效率为负的现象。

在此背景下，北京某环保技术工程公司开发了适用于燃煤电厂脱硫塔系统的深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术。该技术基于多相紊流掺混的强化传质机理，脱硫塔底部气相通过特制旋汇耦合器从而产生气流旋转翻覆湍流的空间，使气液固三相充分接触，快速完成传质反应过程。同时，脱硫塔内增设管束式除雾除尘器，脱硫烟气在通过管束式除尘除雾器时产生高速的离心运动，液滴被抛向筒体内壁表面，实现烟气中雾滴及烟尘的脱除。应用旋汇耦合器强化传质反应，组合管束式除雾除尘器强化脱硫烟气中雾滴及烟尘脱除分离，深度脱尘除雾组合塔内件技术可实现燃煤电厂脱硫塔系统脱硫烟气深度脱硫除尘除雾的目的。

本文以深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术在某燃煤电厂烟气脱硫塔系统的工程改造为背景，考察并评价该技术的实际工程应用效果，为相关燃煤电厂的深度脱硫除尘除雾技术比选提供有益参考。

1 燃煤电厂烟气脱硫吸收塔系统介绍

某电厂烟气脱硫系统采用石灰石-石膏法化学脱硫方案，包括烟气换热系统、脱硫塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和脱硫废水处理系统。其中脱硫吸收塔是烟气脱硫的核心设备系统，锅炉烟气经增压降温后进入脱硫吸收塔，向上流动穿过吸收剂(石灰石浆液)喷淋层，再次烟气被冷却到饱和温度，烟气中硫化物和其他污染物被循环吸收剂吸收，洗涤脱硫后的烟气经脱硫吸收塔顶部除尘除雾器脱除雾滴烟尘后，再通过烟囱排放。脱硫吸收塔设备结构原理见图1。

图1 某电厂烟气脱硫吸收塔设备结构原理

脱硫吸收塔系统主要包括脱硫塔本体、浆液循环泵、石膏浆液排出泵、脱硫塔喷淋层、氧化风机、除雾除尘器及冲洗系统、搅拌器、浆液循环泵入口滤网、辅助排空系统等。在脱硫塔内烟气自下而上与四层喷淋浆液逆流接触，并发生吸收化学反应，烟气中的SO2、SO3被石灰石浆液吸收剂吸收生成亚硫酸钙，结晶生成石膏，石膏浆液由石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统。脱硫后的烟气经过脱硫塔顶部的除雾除尘器后脱除浆液液滴和微量粉尘后，经脱硫塔出口进入烟囱排入大气。

2 组合塔内件

深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术包括旋汇耦合器(即湍流器)及管束式除尘除雾器两部分塔内核心组件。湍流器安装于烟气脱硫塔第一层喷淋层的下部，而管束式除雾除尘器安装于烟气脱硫塔第四层喷淋层上部，具体安装位置见图2。

图2 组合装置脱硫塔内安装位置(改造后)

锅炉来烟气经增压降温后从底部进入烟气脱硫塔，基于多相紊流掺混的强传质机理并利用气体动力学的原理，脱硫塔内湍流器在脱硫塔喷淋层下部产生气液固三相旋转翻覆的强化湍流空间，结构原理见图3。在强化气液固三相湍流的作用下，喷淋层进口的液固相在喷淋层入口处被携带或打散成细小的浆液滴状，同时浆液滴也把烟气包裹或游离成小气泡状，根据双模理论的基本原理，湍流器可快速强化浆液和烟气的直接接触和组分传质和热量传递，另外，两相(气相和浆液相)传热传质界面处的气膜和浆液膜不断地变化及快速更新，从而实现冲刷吸收剂浆液表面、提高传热传质界面处浆液膜石灰石浓度的目的，因此湍流器可有效提高烟气脱硫塔对锅炉烟气中硫化物的吸收脱除能力。

图3 组合塔内件技术-湍流器结构原理

烟气通过脱硫塔喷淋层后，其中含有的硫化物绝大部分被石灰石吸收剂吸收脱除，但同时由于烟气气相的浆液滴雾沫夹带作用，部分石灰石浆液吸收剂被气相携带，因此脱硫吸收塔烟气出口处必须设置除尘除雾器[3]。深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术以管束式除尘除雾器代替传统折板式除尘除雾器，见图4。其结构中设置旋流子分离器，以提升气相的离心运动速度。当脱硫后的烟气通过旋流子分离器时，在进口气压和旋流子的作用下，气相产生强大的离心力，因而气相中浆液雾滴向除尘除雾器筒体壁面运动，在其运动过程中相互碰撞、凝聚而成大直径的浆液滴，进而浆液滴被抛向内壁表面，在与壁面附着的浆液膜层接触后湮灭。 管束式除尘除雾器同时设置增速器和挡水环，以维持合适的气相分布状态，控制液膜厚度和气相的出口状态，并防止液滴的二次气相夹带。

图4 管束式除尘除雾器结构原理

深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术中湍流器可强化浆液和烟气的直接接触传质传热，进而强化提高脱硫塔对烟气硫化物的吸收脱除效率，而管束式除雾除尘器应用气相压力产生气相离心力，达到提高气相除雾除尘效率效果，湍流器和管束式除雾除尘器的在燃煤电厂脱硫塔内的组合应用，可达到强化脱硫塔烟气脱硫效率、降低脱硫烟气浆液雾滴浓度的目的。

3 脱硫塔内件改造对系统运行参数影响

本次燃煤电厂脱硫吸收塔提质增效工程内容主要为塔器内件升级和相应配套实施改造，采用北京某环保工程公司的深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术，按照燃烧煤种0.72% (wt)的含硫量、脱硫吸收塔入口烟气SO2浓度1625 mg/Nm3(干基；6 % (v) O2)条件下,保证脱硫塔脱硫效率不小于98.9%、出口SO2浓度不大于20 mg/Nm3(干基；6 %(v) O2),同时脱硫吸收塔烟气烟尘含量30 mg/Nm3(干基；6 vol.% O2)，而经改造后烟囱烟尘排放浓度不大于5 mg/Nm3(干基；6%(v) O2)。

烟气脱硫塔设备提质增效工程所增加的核心设备为塔内件湍流器和管束式除雾除尘器(代替传统工艺折板式除尘除雾器)，其中湍流器安装于烟气脱硫塔第一层喷淋层下部，管束式除雾除尘器安装于烟气脱硫塔第四层喷淋层上部，同时脱硫塔设备系统附带改造增设相应除尘除雾器冲洗系统。脱硫吸收塔提质增效工程收尾阶段为对本次改造工程效果进行客观评估，主要考察环泵台数及净烟气中SO2含量、净烟气中粉尘含量、脱硫塔系统压力损失和石灰石浆液消耗量等工艺指标的变化情况。

3.1循环泵台数及净烟气中SO2含量

在相同的燃煤电厂机组负荷条件下，考察了不同循环泵台数(单台泵石灰石浆液输送流量相同)条件下脱硫吸收塔顶部出口净烟气中SO2含量，见表1。

表1 改造前后不同循环泵台数条件下脱硫吸收塔烟气SO2脱除率对比

在脱硫吸收塔吸收浆液循环泵同时运行两台时，改造前吸收塔底部入口烟气中SO2含量为920 mg/Nm3，其顶部出口净烟气中SO2含量为26.5 mg/Nm3，脱硫塔对烟气中SO2脱除率为97.1%；改造后吸收塔底部入口烟气中SO2含量为910 mg/Nm3，其顶部出口净烟气中SO2含量为6.6 mg/Nm3，脱硫塔对烟气中SO2脱除率为99.3%。改造前后脱硫吸收塔对烟气中SO2脱除率提升2.2%。

在脱硫吸收塔吸收浆液循环泵同时运行三台时，改造前吸收塔底部入口烟气中SO2含量为940 mg/Nm3，其顶部出口净烟气中SO2含量为20.2 mg/Nm3，脱硫塔对烟气中SO2脱除率为97.9%；改造后吸收塔底部入口烟气中SO2含量为924 mg/Nm3，其顶部出口净烟气中SO2含量为8.3 mg/Nm3，脱硫塔对烟气中SO2脱除率为99.1%。改造前后脱硫吸收塔对烟气中SO2脱除率提升1.2%。

在吸收浆液循环泵运行三台时，脱硫塔内浆液吸收剂循环量增加50%，此时浆液对烟气中SO2吸收强化的效果增强，故而湍流器的脱硫强化传质反应效果得到部分抑制，但仍达到较好的烟气SO2脱除率提升效果。表明本次工程改造后，脱硫吸收塔SO2脱除效率和出口净烟气SO2浓度两项工艺指标达到预期工程目标。

3.2 净烟气中粉尘含量

在100%的燃煤电厂机组负荷、脱硫吸收塔吸收浆液循环泵同时运行两台条件下，本文考察了脱硫吸收塔改造前后塔器进出口烟气中粉尘含量对比，结果见表2。

改造前吸收塔底部入口烟气中粉尘含量为21.68 mg/Nm3，其顶部出口净烟气中粉尘含量为4.69 mg/Nm3，脱硫塔对烟气中粉尘脱除率为78.4%；改造后吸收塔底部入口烟气中粉尘含量为18.67 mg/Nm3，其顶部出口净烟气中粉尘含量为2.07 mg/Nm3，脱硫塔对烟气中粉尘脱除率为88.9%。因而，改造前后脱硫吸收塔对烟气中粉尘脱除率提升10.5%。表明本次工程改造有效地提升了脱硫吸收塔烟气粉尘脱除效率的工艺指标，小于烟囱烟尘排放浓度5mg/Nm3的预期工程目标。

表2 改造前后脱硫吸收塔进出口烟气中粉尘含量对比

3.3脱硫塔系统压力损失

设定机组负荷为100%，投运两台脱硫塔吸收浆液循环泵条件下，考察了工程改造前后脱硫吸收塔除尘除雾器差压、烟气进出口系统差压的增量情况，见表3。

表3 改造前后脱硫塔除尘除雾器差压与系统差压对比

在此条件下，经现场考察记录表明脱硫系统满负荷情况下除尘除雾器在差压为590～620 Pa之间稳定运行，而工程改造之前此值为155～220 Pa，除尘除雾器差压增量为400～435 Pa。同时，现场考察记录也表明，在脱硫吸收塔系统满负荷、吸收浆液循环泵二用二备情况下，系统阻力最大为1530 Pa；同样条件下，工程改造之前，该值为490 Pa。表明塔内除尘除雾器系统差压、脱硫吸收塔系统差压均有不同程度的上升。

3.4 石灰石浆液消耗量

在机组负荷100%、吸收浆液循环泵二用二备、脱硫塔内吸收浆液氯离子水平控制8000 ppm、脱硫塔烟气入口SO2含量约900～940 mg/Nm3条件下，考察了改造前后脱硫吸收塔系统7小时运行时间内的供浆量情况，见表4。

表4 改造前后脱硫吸收塔系统石灰石粉消耗量对比

经测定，脱硫塔系统供浆平均密度为1170 kg/m3，改造前7小时供浆量为141.42 m3(折合石灰石粉消耗量38.06 t/h)，改造后7小时供浆量为122.15 m3(折合石灰石粉消耗量32.87 t/h)，脱硫吸收塔系统石灰石粉消耗量降低13.6%。

4 结语

深度脱硫脱尘除雾组合塔内件技术在某燃煤电厂烟气脱硫塔系统的工程应用，结果表明：湍流器和管束式除尘除雾器的组合塔内件改造，能够有效强化提高脱硫塔对烟气硫化物的吸收脱除效率、降低脱硫烟气浆液雾滴浓度(直接表现为烟气粉尘浓度)。

同等条件下，工程改造前后脱硫吸收塔对烟气中SO2脱除率提升1.2%～2.2%、对烟气中粉尘脱除率提升10.5%，同时脱硫吸收塔系统石灰石粉消耗量降低5.19%。另外，由于脱硫塔内增设湍流器，同时管束式除尘除雾器代替传统折板式除尘除雾器，造成脱硫塔系统差压增加1040 Pa，而新增管束式除尘除雾器运行差压增加400～435 Pa。

1 国家环保部环发[2015]164号，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.

2 郭东明.脱硫工程技术与设备(第二版)[M].北京：化学工业出版社，2011：2-3.

3 周晓猛.烟气脱硫脱硝工艺手册[M].北京：化学工业出版社，2016：93.

*姚喜亮：助理工程师。2012年毕业于内蒙古大学热能动力工程系。主要从事燃煤电厂脱硫系统工艺管理及管控工作。

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2017-07-11)