吴冲，王争荣

(中国华电科工集团有限公司，北京 100160)

0 引言

2014年9月国家发改委、环保部、能源局联合下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划》，行动计划对燃煤发电厂机组排放标准提出了新的要求，NOx、SO2、烟尘的排放浓度不高于50 mg/m3、35 mg/m3、10 mg/m3(标态，干基、6%氧)，并明确全国不同地区新建燃煤发电机组均应执行该排放标准[1]。火电厂建设和改造工程进入超低排放时代。

火电厂超低排放主要依靠对烟尘的协同控制。本文介绍一种高效除尘脱硫塔技术：将烟气冷凝技术运用到传统的脱硫塔中以达到协同控制烟尘的目的。

1 基本原理

烟气经过脱硫吸收塔的吸收区，喷嘴喷射出大量的细小浆液液滴，微小的液滴会被烟气携带进入除雾器。脱硫除雾器以惯性作用为主要工作原理。脱硫除雾器设有弯曲的烟气通道，当烟气以一定的速度通过通道弯曲部分时，烟气会被迫快速、连续地改变自己的运行方向，烟气中的雾滴会在惯性和离心力的作用下，被甩到脱硫除雾器的叶片上。粒径大于39 μm的液滴几乎都能被脱除；粒径为20～39 μm 的 液滴脱除率仅为 50%左右；粒径小于20 μm 的液滴无法被脱除[2]。

烟气冷凝技术的基本原理是将粒径小于20 μm的细颗粒粉尘和石膏雾滴，通过冷凝方式放大至39 μm以上，然后通过精细除雾器将其高效去除。烟气冷凝技术的工作流程如下。

(1)烟气经脱硫浆液喷淋层洗涤后进入第1级除雾器，去除60～1 500 μm的大颗粒石膏雾滴。

(2)液滴凝并系统对进入的饱和烟气进行冷凝，烟气中的水蒸气以粉尘为凝结核冷凝形成由一层液膜包围的尘粒，粒径初步放大。粉尘表面结露后表面亲水性及浸润性大幅提高。粉尘表面的亲水性及浸润性是决定液滴凝并效率的重要因素。此时烟气的大部分粉尘及全部的石膏雾滴粒径>39 μm。

(3)烟气随后进入第2级+第3级精细除雾器，精细除雾器的分割粒径>20 μm。烟气经第2级、第3级精细除雾器后，粉尘浓度<5 mg/m3(标态，干基，6%氧)。

2 主要设计参数

某新建2×350 MW机组的脱硫塔上采用带冷凝技术的脱硫吸收塔处理锅炉烟气。吸收塔入口SO2、烟尘质量浓度分别为3 657 mg/m3、10 mg/m3(标态，干基，6%氧)。设计需保证吸收塔出口SO2、烟尘质量浓度分别小于35 mg/m3、5 mg/m3(标态，干基，6%氧)。

根据吸收塔入口烟气参数(见表1)，在Aspen Plus 软件中建立除尘脱硫工艺流程：利用换热器模块建立凝并换热器模型，分别连接换热前烟气流股和换热前冷却水流股；将表1中的烟气参数输入到软件component(成分)中；由于该系统为常压系统，烟气在降温冷凝过程中会设计带有液相组分的气液相平衡，不凝气体可以按理想气体考虑，调用Aspen plus系统中的NRTL物性方法；在建立模型之后，进行凝并系统的物料和热量平衡计算，流程图如图1所示。

表1 吸收塔入口烟气参数

图1 凝并系统物料和热量平衡计算流程

选择循环水入口温度为35.00 ℃、温升为10.00 ℃，即出口温度为45.00 ℃。在烟气温降至49.73 ℃时，需循环冷却水150 t/h，换热量为1.64 MW。

吸收塔直径14 m，采用H型翅片换热器，换热器净通道面积为153.86 m2，对吸收塔中的管束进行布置，布置有效净面积为128 m2，有效净面积率为83.19%。根据以上参数，设计的吸收塔如图2所示。

图2 带液滴凝并系统的吸收塔布置

3 运行效果

应用本技术的脱硫塔随2×350 MW机组同步建设，2015年年底同步投入运行，至今已运行两年，各项指标运行良好，满足超低排放标准要求，并通过环保部门及第三方性能测试，性能测试结果见表2。

表2 2×350 MW机组性能测试指标 mg/m3

4 结论

烟气冷凝技术与传统的脱硫塔结合起来，可以大幅提高脱硫塔的除尘效率，为火电厂的超低排放开辟了一条新的技术路线。本技术已经进行了应用，取得了比较好的效果，对其他火电厂的超低排放建设具有指导意义。