陶秋根，刘鹤忠，邓文祥，戴建忠

(华东电力设计院有限公司，上海 200063)

1 概述

国华徐州发电有限公司一期2×1000 MW机组工程，两台机组已分别于2011年12月20日和2011年12月31日建成投产。原工程设计时执行的污染物控制排放标准为《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2003)，原大气污染设计排放指标为：烟尘≤50 mg/Nm3；SO2≤400 mg/Nm3；NOX≤450 mg/Nm3。而2012年1月1日起开始实施的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223－2011)中特别排放限值的要求，排放指标为：烟尘≤20 mg/Nm3；SO2≤50 mg/Nm3；NOX≤100 mg/Nm3。2014年9月三部委发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014－2020年)》要求机组排放指标达到：烟尘＜10 mg/Nm3，SO2＜35 mg/Nm3、NOX＜50 mg/Nm3。

在满足国家环保标准政策的同时各集团公司自我加压提出更高的要求，神华集团公司要求下属电厂坚持“高品质发电”、环保“零容忍、零排放”。国华电力公司下发了《国华电力高品质绿色发电计划》，提出以“清洁高效”为路径，对现役机组进行节能、环保等方面的升级改造工作，实施“绿色发电计划”，做到高品质发电，公司2016年1月对徐州提出的环保改造指标是：烟尘浓度≤3 mg/Nm3、SO2浓度≤35 mg/Nm3、NOx浓度≤50 mg/Nm3进行设计，力争达到烟尘浓度≤3 mg/Nm3、SO2浓度≤20 mg/Nm3、NOx浓度≤30 mg/Nm3。

2 常用的脱硫方案简介

目前，国内采用石灰石－石膏湿法对脱硫系统提效改造主要通过增加液气比、优化气流分布、增加托盘、改善喷嘴设计、增加周边喷嘴数量和设置增效环、提高吸收剂质量、使用脱硫添加剂等采用一种或几种方法来提高脱硫效率的，常用的工艺路线有：单塔双循环、双塔双循环、单塔双区、液柱喷淋塔和脱硫除尘一体化技术等。

2.1 单塔双循环脱硫技术

单塔双循环湿法脱硫技术其主要工艺是在脱硫塔内设置积液盘将脱硫区分隔为上、下循环脱硫区，在一座脱硫塔内形成相对独立的双循环脱硫系统，烟气的脱硫由双循环的二套脱硫系统来实现。此工艺系统特别适合于燃烧高硫煤生成的烟气脱硫，脱硫效率一般可达到99%以上(见图1)。

图1 单塔双循环工艺流程图

2.2 双塔双循环脱硫技术

双塔双循环技术是由二座吸收塔、二套浆液循环系统组成，与单塔双循环脱硫技术基本相同，比较适用于有场地条件的高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。该技术能有效的利用原有脱硫系统，在原有吸收塔旁再建一座吸收塔和一套浆液循环系统，其脱硫效率可达到99%以上(见图2)。

图2 双塔双循环工艺流程图

2.3 单塔双区脱硫技术

吸收塔中双区是指石灰石－石膏湿法脱硫过程中吸收区和氧化区。其功能为吸收区完成对烟气中SO2的吸收，生成CaSO3或Ca(HSO3)2，而氧化区中是通过对(SO3)2-或(HSO3)-的氧化并形成结晶，生成CaSO4·2H2O(石膏)。

双区是由于吸收和氧化过程所需的不同浆液酸碱性。在吸收区中需要石灰石浆液与SO2、HCl等酸性气体充分反应，需要较强的钙性，故浆液中pH值较高(8～9)；而氧化区中发生的氧化结晶反应需要较强的酸性，故浆液pH值应较低(4～5)。

单塔双区是根据单吸收塔单区的技术特点，对吸收塔浆池部分进行变动，在单吸收塔的浆池中维持上下2种pH值的不同区域，分别用作氧化和吸收所需，实现单塔双区功效(见图4)。

单塔双区吸收塔具有以下特点：

图3 常规单塔单区流程图

图4 新型单塔双区流程图

(1)适合高含硫或高效率脱硫的场合，脱硫效率可以达到99%以上。

(2)浆池pH分区，实现双区。上部氧化区pH 4.9～5.5－生成高纯石膏；下部吸收区pH 5.3～6.1－高效脱除SO2。

2.4 液柱喷淋塔脱硫技术

液柱喷淋塔石灰石－石膏湿法脱硫技术，既拥有一般喷淋技术的成熟、稳定、可靠，又有投资低、占地小、运行简单等许多优点。在同样保证脱硫效率的情况下，其运行电耗比一般喷淋系统要低。主要是采用液柱喷淋塔脱硫效率高，通常在大于99%，如采用U型液柱喷淋塔技术，能满足SO2≤5 mg/Nm3排放要求，是目前比较高效的脱硫技术之一。

2.4.1 液柱塔脱硫技术

石灰石－石膏湿法烟气脱硫最广泛的吸收塔都为空塔，空塔主要是相对于鼓泡塔和填料塔而言。液柱塔和喷淋塔都是空塔，都是通过合理组织将浆液和烟气在吸收塔某一空间充分混合接触，达到将烟气中的二氧化硫气体溶解吸收，进而氧化成石膏排出。理论上液柱塔和喷淋塔都能在塔内形成相同的气液反环境，但相比较喷淋塔，液柱塔更简单、经济、有效，液柱塔有如下优点：

(1)液柱塔浆液自下而上两次接触烟气，可提高循环泵浆液的利用率，在同等情况下，与喷淋塔相比，液柱塔循环泵的流量可以较小，可减小脱硫运行成本。

(2)液柱塔采用直通喷嘴，浆液为自下而上喷射，无需雾化压力，所以循环泵扬程相对较小，可降低浆液循环泵的电耗。

(3)喷淋管低位且单层布置，布置较为简单，且对脱硫烟气有导流作用，所以喷嘴和喷管检修更换方便，吸收塔阻力相对较小。

2.4.2 U型液柱喷淋塔流程

脱硫浆液通过吸收塔浆液循环泵从吸收塔浆池送至塔内喷浆系统，浆液通过设置在U型塔下部的喷浆管自下而上经喷嘴喷出形成液柱，在下降/上升的过程中与烟气接触发生化学反应，吸收烟气中的SO2。烟气经过顺流塔和逆流塔两次充分反应，脱硫效率高。

2.5 超净脱硫除尘一体化技术

超净脱硫除尘一体化技术近几年烟气超净排放改造项目中应用比较多的脱硫、除尘技术，在吸收塔内由旋汇耦合脱硫装置、高效喷淋技术和管束式除尘装置三部分组成(见图5)。

图5 超净脱硫除尘一体化吸收塔

2.5.1 旋汇耦合脱硫技术

旋汇耦合脱硫技术是利用多相紊流掺混的强制传质原理和气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆湍流空间，使气液固三相充分接触，迅速地完成传质，以达到气体净化的目的。

安装旋汇耦合器的的脱硫塔，均流气体效果比一般喷淋空塔要提高15%～30%。

2.5.2 管束式除尘装置技术

管束式除尘装置的应用环境是在含有大量液滴和约50℃温度的净烟气，雾滴量大、雾滴粒径分布范围广，雾滴中含有烟尘和石膏尘颗粒；除尘装置除尘主要是脱除液滴、脱除烟尘和石膏尘颗粒。

(1)液滴与颗粒凝聚

大量细小雾滴中和烟尘和石膏尘颗粒在高速运动条件下增加碰撞机率，在离心力的作用下易于凝聚成为大颗粒，因而实现从气相分离。

(2)液滴和液膜捕获

除尘器筒体壁面在离心力的作用下液膜会捕获接触到其表面的细小液滴，特别是在增速器和分离器叶片的表面的过厚液膜，会在高速气流的作用下发生“散水”现象，大量的大液滴从叶片表面被抛洒出来，在叶片上部形成了液滴层，穿过液滴层的细小液滴被捕获，大液滴变大后跌落回叶片表面，重新变成大液滴，实现对细小雾滴的捕获。

(3)离心力作用下液滴脱除

经过加速器加速后的气流高速旋转向上流动，气流中的细小雾滴、烟尘和石膏尘颗粒在离心力作用下与气体分离，分离至筒体壁面。而高速旋转运动的气流在筒体壁面形成一个旋转运动的液膜层。从气体分离出来的细小雾滴、烟尘和石膏尘颗粒与液膜层接触后被捕获，实现雾滴和颗粒从烟气中的脱除。

采用超净脱硫除尘一体化技术不但脱硫效率大于99%，而且除尘效率大于90%。

3 脱硫技术改造方案论证

徐州电厂原脱硫系统设计：脱硫工艺为石灰石－石膏湿法，设计燃煤含硫量按1.5%设计，在锅炉BMCR工况下脱硫效率不低于95%；在校核煤种含硫量2.0%时，在锅炉BMCR工况下脱硫效率不低于93%；每套烟气脱硫装置安装四台浆液循环泵(无备用)，三台氧化风机(二运一备)。

本工程脱硫系统改造的环保目标是：SO2浓度≤35 mg/Nm3(干基，6%O2)，力争达到SO2浓度≤20 mg/Nm3(干基，6%O2)。

表1 脱硫系统设计参数(锅炉BMCR工况 Sar=0.8%)

针对上述改造的目标和要求，结合单塔双循环、双塔双循环、单塔双区、液柱喷淋塔和脱硫除尘一体化技术等脱硫技术，如采用单塔双循环技术需要增加AFT浆池；采用双塔双循环技术不但需要增加AFT浆池还需要增加吸收塔；采用单塔双区技术需要抬高吸收塔高度4 m，增加二层喷淋层，增加二台浆液循环泵；采用液柱喷淋塔技术需要更换吸收塔，更换浆液循环泵等。如采用上述四种脱硫改造技术之一均会产生较大的改造工程量或增加较大大场地。如采用超净脱硫除尘一体化技术，可保留原有吸收塔外形不变和烟道布置不变，浆液循环泵数量和参数不变，与其他四种脱硫技术方案相比，改造的工程量最小，采用该方案在提高脱硫效率的同时能提高除尘效率。

结合徐州电厂的工程特点，烟气系统采用烟塔合一技术，脱硫吸收塔紧靠自然通风冷却塔布置。吸收塔基础与冷却塔基础的间距为17.89 m，而参考其他同类型1000 MW机组板式湿式静电除尘器布置(板式技术成熟、应用较广)，湿式静电除尘器包括前后烟道联箱总长度约在36 m，所以现有的场地是很难布置湿式电除尘器的；另一方面烟塔合一技术吸收塔至冷却塔间的烟道均采用玻璃钢烟道为成型件，现场加工制作困难。故本工程不具备采用湿式静电除尘器的条件。针对上述情况烟气深度除尘需要在吸收塔内解决，而超净脱硫除尘一体化技术具有此功能，超净脱硫除尘一体化技术在国内已有较多的应用业绩。

表2 超净脱硫除尘一体化技术业绩

4 脱硫技术改造实施方案及运行效果

徐州电厂脱硫改造工程采用超净脱硫除尘一体化技术，其主要改造范围如下：

4.1 烟气系统

维持原有烟道设计不变，仅对利旧烟道内部玻璃鳞片树脂防腐修复。

4.2 吸收系统

4.2.1 吸收塔改造

采用4层喷淋层+高效旋汇耦合方案，每层喷淋层对应一台浆液循环泵，对原喷淋层进行改造，利用原4层喷淋层主管，原吸收塔四层喷淋均采用普通涡旋喷嘴，本次改造需进行喷嘴差异化布置、喷嘴更换为高效双头反向喷嘴、增大喷淋覆盖率、提高二次雾化的效率。

每座吸收塔设置3道塔壁增效环，材质为2205。

4.2.2 吸收塔入口烟道

降低吸收塔入口烟道接口顶板并在入口烟道与最低层喷淋层之间增加高效旋汇耦合装置。

4.2.3 除雾器

拆除原有除雾器，替换为管束式除尘器，并设置相应除雾冲洗水系统。

4.3 工艺水系统

基本利用原有管道并局部改造原有管道阀门，以用作管束式除尘器冲洗水系统；管束式除尘器冲洗水管道上设置全自动冲洗装置，冲洗装置后面的冲洗水管采用304材质。

更换原有4台除雾器冲洗水泵、新增设4台管束式除尘器雾化水泵。

4.4 废水系统

废水处理系统处理能力按二台机组36 m3/h设计。增设2座预沉池及1座废水缓冲池。

4.5 电控系统

本次改造仅对电气系统进行局部改造，以满足工艺要求。DCS系统根据工艺系统调整进行调整，净烟道CEMS更新安装，重建CEMS小屋。

4.6 改造过程

徐州电厂脱硫改造二台炉同时进行，2号炉自2016年8月中旬土建动工起至9月下旬50天内完成、1号炉自2016年8月中旬土建动工起至12月上旬120天内完成。二台炉的改造费用设计包括工艺、土建、消防、给排水、电气、仪表及控制等；供货包括脱硫装置的全部设备和材料；还包括安装、调试。二台炉的改造费用约为3000万。同时也进行了增加脱硝催化剂层的改造(见表3)。

4.7 改造运行效果

本次环保改造后的测试结果烟尘浓度2.08 mg/Nm3、SO2浓度≤6.68 mg/Nm3、NOx浓度20.56 mg/Nm3。达到了改造的预定目标烟尘浓度≤3 mg/Nm3、SO2浓度≤20 mg/Nm3、NOx浓度≤30 mg/Nm3。本工程通过采用超净脱硫除尘一体化技术取得了理想的效果，测试数据优于设计要求。

表3 超净脱硫除尘一体化技术参数(2号炉实际测试值)(测试时间为2017年2月)

5 结语

徐州电厂脱硫改造工程采用超净脱硫除尘一体化技术方案是可行的，通过技术改造在满足国家环保标准政策的同时，能达到神华集团公司和国华电力公司的要求，使烟气污染物排放中烟尘浓度≤3 mg/Nm3、SO2浓度≤20 mg/Nm3、NOx浓度≤30 mg/Nm3。

本次改造主要是对吸收塔内部进行改造，包括增加高效旋汇耦合方案，对原喷淋层进行改造，进行喷嘴差异化布置，喷嘴更换为高效双头反向喷嘴；拆除原有除雾器，替换为管束式除尘器。工艺水系统更换原有4台除雾器冲洗水泵、新增设4台管束式除尘器雾化水泵等。由于采用了超净脱硫除尘一体化技术方案可保留原有的吸收塔外形不变、烟道布置不变和浆液循环泵数量和参数不变，与其他脱硫改造方案比较，其改造工程量小，对场地条件要求低。故本次脱硫改造选用的技术路线是正确的。

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