火电燃煤机组脱硫超净改造工程实践研究

张彦明

（中国华电集团发电运营有限公司 北京 100031）

引言

近年来国家大力推进燃煤发电机组除尘脱硫脱硝，污染物排放得到很大的改善。2014年9月，国家发改委、环保部、国家能源局联合下发了《煤电节能升级与改造行动计划（2014-2020年）》,文件明确要求燃煤发电厂大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机排放限值，即超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于 10（5）mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）,支持同步开展大气污染物联合协同减排，减少三氧化硫、汞、砷等污染物排放。2007年6月国家发展与改革委员会以及国家环保部联合下发关于燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法，管路办法要求安装的烟气脱硫设施必须达到环保要求的脱硫效率，并确保达到二氧化硫排放标准和总量指标要求，明确规定了从上网电价中扣除脱硫电价的要求。为应对越来越严格的排放标准，完成《行动计划》的要求，取得脱硫电价的补贴，在现有脱硫装置的基础上进一步提效，推广“超低排放”是煤电机组生存和发展的必由之路。

1 脱硫装置的简介

某电厂350MW燃煤机组燃用山西混煤，机组脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为每台锅炉100%BMCR工况的烟气量，脱硫系统不设旁路，不设置GGH,原脱硫装置设计参数为入口SO2浓度3800mg/m3（标态，干基，6%O2），设计效率不低于97.37%，出口SO2排放浓度小于100mg/m3。该系统由烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂（CaCO3）制备系统、脱硫产物处理系统、石膏脱水系统等系统组成。从锅炉来的烟气经引风机增压后进入吸收塔，向上流动穿过喷淋层，塔内配有4组喷淋层，每个喷淋层配一台浆液循环泵，氧化风机将氧化空气鼓入反应池，石灰石通过制浆装置配制成浆液，通过供浆泵连续补入吸收塔内。自脱硫吸收塔排出的石膏浆液，经石膏排浆泵送至石膏脱硫楼的石膏旋流器内浓缩，后进入石膏真空皮带脱水机，经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库外运。

2 脱硫装置运行现状

脱硫系统自2010年随主机投运后，运行较为稳定，从在线监测的数据看在正常运行工况下出口SO2浓度基本能够达到100mg/m3以下，有时受煤种、机组运行工况等影响稍有波动。为了进一步对该系统进行评估，摸清脱硫装置的性能，为增容改造提供更加准确的依据，对现有脱硫系统进行了摸底试验，试验期间的测定结果表明，吸收塔浆液pH值控制在6.3左右，在100%负荷工况条件下，脱硫装置入口烟气SO2浓度为2929mg/m3(标态、干基、6%O2)，脱硫装置出口浓度在107mg/m3(标态、干基、6%O2)，脱硫效率平均为96.5%，试验工况已经达到了该系统的最大出力，与设计值相比该系统的性能已经降低。

近年按照地方的要求燃煤电厂锅炉入口含硫量控制在0.8%以下，原有的脱硫装置出口SO2的排放浓度基本在100mg/m3以下，能够满足目前的环保标准，但根据国家特殊排放限值的要求，自2014年7月1日起，SO2的排放浓度为不高于50mg/m3，2014年9月《行动计划》要求燃煤发电厂大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机排放限值，即超低排放二氧化硫不高于35mg/m3，根据国家的环保政策以及现机组脱硫系统的现状评估，表明本脱硫系统必须进行改造，以使脱硫系统出口SO2的排放浓度达到国家SO2环保排放标准。

3 改造性能指标

综合考虑环保标准的要求、脱硫系统的现状、实际燃煤情况等确定本机组脱硫系统做增容改造，改造性能指标确定如下：（1）脱硫装置在锅炉为BMCR工况，燃煤为设计煤种，入口SO2浓度为3800mg/m3（标态，干基，6%O2），出口SO2排放浓度不大于35mg/m3（标态、干基、6%O2），SO2脱硫效率不小于99.1%；（2）锅炉在50%工况，当FGD入口SO2浓度增加50%时，脱硫装置能安全运行，出口排放浓度不大于35mg/m3（标态、干基、6%O2）；（3）在确保SO2脱除率的条件下，脱硫装置在设计工况下平均小时石灰石耗量不超过16.4（两台炉）t/h；（4）在确保SO2脱除率的条件下，脱硫装置在设计工况下平均小时水耗量不超过142（两台炉）t/h；（5）在确保SO2脱除率的条件下，脱硫装置在设计工况下平均小时脱硫废水量不超过18.4（两台炉）t/h；（6）在任何正常运行工况下，除雾器出口烟气中液滴（直径≥20(m）含量应低于35mg/Nm3（标态、干基、6%O2）；（7）设计工况下，石膏品质应达到如下标准：自由水分＜10%Wt；CaSO4·2H2O 含量≥90%；CaCO3含量＜3%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；CaSO3·1/2H2O含量低于1%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；溶解于石膏中的Cl-含量低于0.01%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；溶解于石膏中的F-含量低于0.01%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；溶解于石膏中的MgO含量低于0.021%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；溶解于石膏中的K2O含量低于0.07%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；溶解于石膏中的Na2O含量低于0.035%Wt（以无游离水份的石膏作基准）；（8）脱硫装置的可用率在正式移交后的一年中不小于98%；（9）脱硫装置使用寿命30年。

4 改造方案的确定

（1）改造方案的提出：原脱硫系统采用的工艺为石灰石-石膏湿法脱硫，该工艺是技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术，大型电厂烟气脱硫装置都是采用该种工艺，原系统经过评估能够继续运行，为了使FGD出口SO2浓度降低，确定对原脱硫系统进行增容改造，原有吸收塔系统不能满足要求，考虑原有吸收塔处理能力外的烟气量，通过增加吸收塔的处理能力进行处理。在这种思路下，考虑现场的工程实际我们考虑了两种方案：一是加大原吸收塔方案，二是串联新吸收塔方案。烟气通过原有吸收塔后，吸收塔出口烟气再进入新建吸收塔，进行二次脱硫。这两种方案技术上完全可行；加大吸收塔方案从投资和改造工程量等多方面都是最可行的，但是对原吸收塔基础进行了核算，不能满足要求，于是选择串联新吸收塔方案。

选择串联塔方案，可以利旧原吸收塔为一级塔，新建二级串联塔；或原吸收塔作为二级塔，新建一级塔，通过工艺计算，针对本次改造提出以下三个改造方案：方案一：原塔作为一级吸收塔，新建二级吸收塔，原吸收塔入口烟道不变，切断出口烟道，连接新建二级吸收塔，并在二级吸收塔顶部布置塔顶式湿式除尘器，烟道引入水塔。方案二：新建一级吸收塔+原吸收塔作为二级塔串联，原吸收塔作为二级吸收塔，利用原有浆液循环泵，吸收塔浆池容积不变，吸收塔后设置湿式电除尘器。方案三：单塔双循环方案：在当前喷淋层最上方，截塔加高，现有喷淋层作为第一个循环，增设喷淋层作第二循环，新增循环泵流量同现有循环泵流量，为增加脱硫效果，在喷淋层周边设置聚气环，同时，吸收塔第二循环需要增加一个塔外循环浆池，塔内形成三层屋脊式除雾器，出口净烟道随吸收塔增高需做相应改造。原有吸收塔顶部继续安装塔顶式湿式电除尘器。

（2）改造方案的对比：对于串塔的三种方案均能满足本工程脱硫增容改造的要求，为了确定最为合理的增容改造方案从以下几方面进行对比分析：①性能保证：三个方案对于控制SO2达标可靠性均较高，但本工程考虑脱硫的协同除尘作用，并配套湿式电除尘改造，方案三利用原塔，新增塔外浆池，由于原吸收塔设计流速较高（3.8m/s），雾滴夹带现象要高于方案一，对于实现系统出口粉尘排放浓度低于5mg/m3的标准风险要高于方案一和方案二，从脱硫和除尘综合考虑，方案一和方案二的性能保证要高于方案三。②改造工程量及工期：方案一可以对二级吸收塔和塔顶式湿式电除尘器同步设计同步施工，改造难度较低，停机过渡工期40天左右；方案二，需要新建一级吸收塔和分体式湿式电除尘器，方案二涉及的改造系统较多，改造工作量要高于方案一，停机过渡工期40天左右；方案三，在原有吸收塔上部设置二级循环喷淋层和塔顶式湿式电除尘器，改造后脱硫除尘一体化吸收塔过高，吸收塔加固工作量较大，此种方案工程改造业绩较少，改造施工难度高，停机改造工期75天左右，从改造工程量和停机工期看方案一最优。③经济性比较：主要从从投资成本和运行成本两方面来比较，从投资成本看方案二由于分别新建一级塔和分体式湿式电除尘器，一次性投资最高，方案三投资最低，方案一介于方案二和方案三之间。从运行成本角度来看，方案一和方案三相差不大，方案二年运行成本要比方案一和方案三要高。从经济性角度来说不推荐方案二。

综上所述，结合本工程燃烧煤质的实际情况，考虑到机组地处京津冀地区，环保达标可靠性要求较高，并综合考虑到投资少、改造工作量及施工难度、后期经济运行等因素，本次改造确定实施方案一，即原塔作为一级吸收塔，新建二级吸收塔。

5 试验与结果

工程实施后从性能考核试验和环保达标监测两个方面分别委托相关机构进行了测试：

1.性能检测试验结果：经过连续3天的性能测试，满负荷工况下脱硫装置一级塔入口浓度均值为3353mg/m3（标态、干基、6%O2），经过一级、二级吸收塔后，脱硫出口SO2浓度均值为16mg/m3（标态、干基、6%O2），修正后平均脱硫效率为99.3%，折算到设计工况下脱硫装置出口SO2浓度均值为27mg/m3（标态、干基、6%O2），满足出口脱硫SO2浓度不大于35mg/m3（标态、干基、6%O2）的性能要求；试验期间石灰石总消耗量均值为7.06t/h，工艺水消耗量均值为53t/h，循环泵全部启动后最大总电耗为3637kwh/h,均达到了性能保证值要求；试验期间副产品石膏的品质除了CL-含量指标未满足保证值要求外，石膏品质各项指标参数均满足保证值要求。

2.环境监测试验结果：中国环境监测总站针对脱硫系统和湿式除尘器的改造专题进行了环境监测，在95%、88%、70%三种负荷，燃烧近两年最差煤质、设计煤质、近期常用煤质三种煤质的条件下，湿式除尘器后的SO2最大排放浓度为19mg/m3,满足二氧化硫最高允许排放浓度不高于35mg/m3的要求。只对最终的排放结果进行了监测，未单独对脱硫系统进行测试。

结语

本项目通过试验与论证后对于石灰石-石膏湿法脱硫系统进行了改造，改造按照超净排放的要求进行的设计施工，工程采用串联塔，双塔双ph值控制技术实施了改造，改造后实现了对燃煤发电机组的脱硫后二氧化硫排放浓度不高于35mg/m3。通过三个权威部门的检测，机组脱硫改造达到或优于国家燃气机组排放限值的要求，实现了“超低排放”的目的，减轻了大气污染，改善我们的空气质量，体现了深远的环境效益。

[1]《天津军电热电有限公司9、10号机组脱硫增容改造工程可行性研究报告》华电电力科学研究院.

[2]《天津军电热电有限公司9号机组脱硫增容改造工程性能考核试验报告》华电电力科学研究院.

[3]《华电天津军电热电有限公司9号煤电机组达到燃机排放水平环保改造示范项目监测报告》中国环境监测总站.