（华电电力科学研究院 浙江杭州 310030）
摘要：在燃煤电厂超低排放改造技术路线的运用中，要形成多样化的综合技术运用，围绕燃煤电厂超低排放技术路线的优化创新，更好的推动整个技术创新的优化。因此，通过对燃煤电厂超低排放改造技术路线的整体优化，可以形成多方面的技术控制，尤其是在整个技术改造的过程中，要针对性的形成对整个技术的全面优化，可以更好的推动燃煤电厂超低排放改造技术的整体应用创新。
关键词：脱硫除尘一体化技术；火电机组；超低排放；改造
1燃煤电厂超低排放改造技术路线整体概述
1.1燃煤电厂超低排放主要技术路线
技术路线一：低NOX燃烧器+选择性催化还原脱硝（SCR）+低温电除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器；技术路线二：低NOX燃烧器+选择性催化还原脱硝（SCR）+高效除尘器+湿法烟气脱硫工艺+湿式电除尘器；技术路线三：低NOX燃烧器+选择性催化还原脱硝（SCR）+低温电除尘器+优化后的湿法烟气脱硫工艺（含高效除雾器）。
1.2燃煤电厂超低排放的运用方式
1.2.1烟气治理环保装置协同技术
主要是低温电除尘器、降温换热器、湿法烟气脱硫协同除尘、脱SO3技术。通过在电除尘前加装热回收器，烟气温度降低至酸露点以下，此时，绝大部分SO3在烟气降温过程中凝结。由于烟气尚未进入电除尘器，所以烟尘浓度很高，比表面积很大，冷凝的SO3可以得到充分的吸附，对SO3去除率一般不小于70%，下游设备一般不会发生低温腐蚀现象，同时实现余热利用或加热湿法脱硫装置后的净烟气。低温电除尘器的出口粉尘粒径会增大，普通电除尘器出口烟尘平均粒径一般为1~2.5μm，低温电除尘器出口粉尘平均粒径大于3μm，低温电除尘器出口粉尘平均粒径明显高于低温电除尘器。当采用低温电除尘器时，脱硫出口烟尘浓度明显降低，可有效提高湿法脱硫系统协同除尘效果。
1.2.2各脱硫公司脱硫塔的设计优化
针对燃低硫煤机组超低排放的主要塔型：包括：喷淋空塔、托盘塔、单塔双循环等技术；针对燃中、高硫煤机组超低排放的主要塔型：包括：串塔、高效分级复合脱硫塔(托盘+喷淋层+薄膜持液层等技术。
2超低排放脱硫技术
2.1老机组的超低脱硫排放改造
为了实现超低排放的目标，必须提高脱硫效率，由原来的效率一般低于99%提高到超过99%以上的效率，有的机组甚至达到99.5%左右。提高脱硫效率的基本措施是提高液气比L/G和增加烟气与石灰石浆液的接触，使烟气与石灰石浆液充分接触而发生反应。目前主要采用在老塔加装喷淋层、老塔加喷淋层+塔外浆池、串塔、单塔双循环和双塔双循环等技术来解决脱硫效率提高而引起的增加液气比和需要加大浆液反应池容积等措施，除了上述技术方法外，在吸收塔内加装托盘、湍流装置或截流环等，进一步增加烟气与石灰石浆液的接触，有效地增加脱硫反应的效果，在脱除SO2的同时，也有效脱除烟气中的粉尘。对老塔的改造，加装的喷淋层一般布置在老塔喷淋层的上面，增加浆液在吸收塔内的停留时间，从而增加石灰石浆液与烟气反应的时间，有利于SO2的脱除。太原某火电厂脱硫改造采用单塔内加装管式湍流装置及喷淋层的方案，于2014年11月投入运行，运行效果良好，表1是脱硫改造后的性能考核数据。
表 1 太原某火电厂脱硫改造后性能考核数据
2.2新机组的超低脱硫排放技术
对新设计的脱硫装置，可以全面考虑各方面的因素，在保证脱硫效率的同时，特别要考虑在吸收塔内粉尘的去除，要求吸收塔内选择合适的烟气速度，增加进口烟道至最下部喷淋层的距离，在吸收塔喷淋层下部加装托盘或湍流装置，使石灰石浆液与烟气充分接触和反应，加大喷淋层之间的距离，加大最上层喷淋层至除雾器最下端的距离，加大除雾器上端至出口烟道的距离，使吸收塔内流场更均匀，同时采用高效除雾器等，这些措施都有利于增加烟气在吸收塔内与石灰石浆液的接触时间，在提高脱除SO2效率的同时，更有利于脱除烟气中的粉尘。
2.3高硫煤超低脱硫排放技术
对吸收塔入口SO2浓度达到6000mg/Nm3以上的机组，如FGD出口要求控制在35mg/Nm3以下时，需要的液气比L/G数值很大，当喷淋层数超过6层以上时，可考虑采用2级塔方案，即串塔方案，或单塔双循环的方案，经过2级吸收塔的脱除，SO2和粉尘的脱除效果良好。
3脱硫吸收塔内粉尘的脱除
3.1浆液的洗涤
脱硫吸收塔内脱除粉尘的机理主要是靠再循环浆液对烟气的洗涤，然后在除雾器的作用下进一步脱除烟气中的雾滴及颗粒物。为了有效脱除吸收塔内的粉尘，吸收塔的设计采取合适措施，加大烟气与再循环浆液的接触，延长烟气在吸收塔吸收区的停留时间，并选择高效除雾器等方法。脱硫吸收塔在脱除SO2的同时，也脱除一部分烟气中的粉尘，当采用电除尘器时，粉尘的粒径分布较大，大粒径的粉尘在吸收塔内易于被吸收塔内再循环浆液洗涤掉，吸收塔内除尘效率较高。采用布袋除尘器经过除尘的烟气，烟气中的粉尘粒径较小，易于被烟气携带，在吸收塔内粉尘的脱除效率较低，一般吸收塔内的粉尘脱除效率都在50%以上。从2014年下半年开始，国内各环保公司在老机组脱硫装置改造和新建机组脱硫装置上联合考虑脱硫除尘一体化方案，表2是张家口某燃煤发电厂脱硫运行数据，该电厂脱硫超净改造脱硫装置上采用加装2层喷淋层和塔外浆池的改造方案，除雾器采用国内某公司的管式旋流除雾器。脱硫效率达到99.5%以上，在吸收塔入口粉尘低于15mg/Nm3的情况下，脱硫吸收塔出口的粉尘排放值低于5mg/Nm3。
表 2 张家口某燃煤发电厂脱硫运行数据
2.2高效除雾器
早期的脱硫装置上加装的除雾器，主要作用是脱除烟气中的雾滴，要求除雾器在FGD出口烟气中雾滴浓度达到75mg/Nm3，由于雾滴中含有水分及石膏等固体颗粒物，一些脱硫装置投入运行后出现石膏雨现象，为了进一步降低雾滴携带的石膏造成的石膏雨，国内外一些公司开发出高效除雾器，使FGD出口烟气中雾滴浓度降低到40mg/Nm3以下，为了达到粉尘排放浓度10mg/Nm3的目标，考虑到雾滴中含有的石膏等固体物也是粉尘的一部分，目前要求除雾器厂家提供除雾效果更好的除雾器，基于对FGD出口粉尘浓度要求达到10或5mg/Nm3，考虑到雾滴中含有10-20%的粉尘，FGD出口烟气中雾滴浓度必须降低到20mg/Nm3或更低。
通过与国内外除雾器厂家交流，目前能保证FGD出口烟气中雾滴浓度降低到20mg/Nm3以下的厂家很少，国内某环保公司开发出一种管式旋流除雾器，在一些电厂得到应用，但从实际应用来看，除尘效率也不是很理想，而且低负荷运行时由于烟气速度降低而引起旋流动能的降低也会影响除尘效果。
3脱硫除尘一体化技术问题
从目前投运的超低排放脱硫装置来看，脱硫装置SO2达到35mg/Nm3的排放要求没有技术问题，难点就在粉尘，脱硫除尘一体化只是利用吸收塔内浆液的洗涤或旋流作用去除一部分粉尘，并不能包治百病，细小的粉尘很难在吸收塔内脱除掉，再加之出口烟气中的雾滴含有一定量的固体颗粒物，这些因素都造成只通过吸收塔的作用很难将经过FGD后烟气中的粉尘浓度降到很低，根据最近投运的一些机组运行数据，在吸收塔入口粉尘浓度超过20mg/Nm3的情况下，很难达到5mg/Nm3以下的要求，有些电厂提出要求FGD入口烟气粉尘30mg/Nm3，而出口要求达到5mg/Nm3以下的想法是不切合实际的。
4结论
本文介绍了目前超低排放脱硫除尘一体化技术，对老机组改造和新建机组提出了设计技术及建议，从目前来看，达到超低SO2排放指标的技术有很多方法都可以实现，技术上没有任何问题；对于粉尘，由于细小的粉尘很难在吸收塔内去除，再加之出口烟气中的雾滴含有一定量的固体颗粒物，这些因素都造成经过FGD后烟气中的粉尘浓度很难达到很低的指标，电厂在选用脱硫除尘一体化技术时必须提高除尘器的效率，降低脱硫装置入口粉尘的浓度，以利于通过吸收塔达到所要求的粉尘排放浓度。
参考文献：
[1]李兴华,何育东.燃煤火电机组SO_2超低排放改造方案研究[J].中国电力,2015,10:148-151+160.
[2]王东歌,朱法华,王圣,李枭鸣,黄椹.煤电机组烟尘超低排放改造及其技术经济分析[J].环境科技,2015,03:27-30.
论文作者:赵文亮
论文发表刊物:《电力设备》2016年第22期
论文发表时间:2017/1/17
标签：烟气论文; 粉尘论文; 雾滴论文; 电除尘器论文; 超低论文; 浆液论文; 吸收塔论文; 《电力设备》2016年第22期论文;