郭靜靜 陳 帥 王 匡

(1.榆林職業(yè)技術(shù)學(xué)院，2.榆林經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)區(qū)匯通熱電有限公司)

截至 2021年底，煤電裝機(jī)達(dá)到11.1億kW，占總裝機(jī)容量的46.7%。煤電仍然是我國(guó)電力供應(yīng)的主要來(lái)源，也是保障我國(guó)電力安全穩(wěn)定供應(yīng)的基礎(chǔ)[1]?！痘痣姀S大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》中規(guī)定，大氣中SO2排放限值為35 mg/m3(標(biāo)態(tài)、干基、6%O2)[2]。近年來(lái)，大部分火電廠都對(duì)脫硫系統(tǒng)進(jìn)行了技術(shù)改造，以滿足SO2排放要求[3-6]。

1 濕法煙氣脫硫系統(tǒng)工藝概況

某燃煤電廠裝機(jī)容量為2×600 MW，采用石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝，一爐一塔，吸收塔設(shè)置2級(jí)屋脊式除霧器、3層漿液噴淋。入口煙氣流量2 393 000 m3/h(標(biāo)態(tài)，濕基實(shí)際氧)，原吸收塔直徑為16 m，塔內(nèi)設(shè)計(jì)3層噴淋層，每層噴淋層布置156個(gè)噴嘴，噴淋層間距為1.8 m，最上層噴淋層中心線至出口煙道下沿5.5 m，出口煙道采取側(cè)出方式。循環(huán)泵流量為6 300 m3/h，液氣比為7.9 L/m3(入口，標(biāo)態(tài)濕基實(shí)際氧)。

燃煤入爐煤質(zhì)比較穩(wěn)定，硫分含量較低，基本維持在0.21%～0.25%。表1為現(xiàn)役脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)。當(dāng)入口SO2濃度低于390 mg/m3時(shí)，出口SO2濃度低于35 mg/m3，可基本滿足SO2超低排放標(biāo)準(zhǔn)要求；當(dāng)脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度超過(guò)390 mg/m3時(shí)，出口SO2濃度超出35 mg/m3；個(gè)別工況下，入口SO2的濃度接近700 mg/m3，更無(wú)法滿足SO2超低排放要求。以現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)條件核算煤質(zhì)硫分須控制在0.18%以內(nèi)，才能穩(wěn)定實(shí)現(xiàn)超低排放，因此需對(duì)現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)進(jìn)行改造。

表1 現(xiàn)役脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)

脫硫系統(tǒng)改造基于原有石灰石—石膏濕法脫硫工藝進(jìn)行，在原有燃煤煤質(zhì)條件下，需考慮電廠設(shè)置的GGH漏風(fēng)(最高2.4%)對(duì)SO2排放濃度的影響，設(shè)定入口SO2濃度700 mg/m3，脫硫效率不低于95%，確保增容改造后滿足SO2排放濃度<35 mg/m3的要求。

2 技術(shù)方案的改造

2.1 改造技術(shù)條件分析

(1)吸收劑供應(yīng)

電廠脫硫吸收劑為外購(gòu)石灰石顆粒，粒徑≤20 mm，采用濕式球磨機(jī)制漿系統(tǒng)。電廠2×600 MW機(jī)組脫硫系統(tǒng)改造后，按年運(yùn)行5 500 h計(jì)，石灰石耗量為2.761×104t/a。原脫硫石灰石供應(yīng)商可供給足量品質(zhì)合格的石灰石。

(2)供水條件

脫硫系統(tǒng)工藝水采用輔機(jī)冷卻水的排污水和鍋爐補(bǔ)給水的排水，脫硫系統(tǒng)設(shè)備冷卻水采用電廠工業(yè)水。所以，原來(lái)脫硫系統(tǒng)供水滿足改造后系統(tǒng)供水要求。

(3)供氣/汽條件

脫硫改造引起的壓縮空氣量變化很小，仍按原壓縮空氣系統(tǒng)設(shè)計(jì)方案考慮，脫硫系統(tǒng)改造無(wú)蒸汽消耗。

(4)入口煙氣參數(shù)

改造過(guò)程將入口煙氣參數(shù)設(shè)定為：SO2濃度(干態(tài)，6%O2)700 mg/m3，溫度136.9 ℃。設(shè)定值不僅在儀表監(jiān)測(cè)量程范圍內(nèi)，而且滿足最不利工況。

2.2 脫硫系統(tǒng)改造方案

結(jié)合現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)運(yùn)行和現(xiàn)場(chǎng)布置情況，采用噴淋層改造+高效除塵除霧裝置改造方案。

(1)脫硫系統(tǒng)噴淋層改造

通過(guò)壓力換流量來(lái)增大循環(huán)漿液量、設(shè)置漿液再循環(huán)裝置和噴淋層漿液噴嘴差異化布置，完成噴淋層改造。

經(jīng)過(guò)核算，在塔內(nèi)不設(shè)置增效構(gòu)件的條件下，現(xiàn)有液氣比略低于改造要求，因此采用循環(huán)泵壓力換流量的思路，達(dá)到增大循環(huán)漿液量的目的，拆除現(xiàn)有的A泵的減速機(jī)(最下層)，將現(xiàn)有的C循環(huán)泵的減速機(jī)(最上層)移位安裝在現(xiàn)在的A泵位置，對(duì)最高層漿液循環(huán)泵B、C的減速機(jī)進(jìn)行重新選型。

部分噴淋漿液噴射到吸收塔邊壁，然后沿著吸收塔壁流到吸收塔持漿池，該部分噴淋漿液沒(méi)有參與脫硫反應(yīng)。作用于該部分噴淋漿液的循環(huán)泵出力沒(méi)有起到應(yīng)有的作用，增加了脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行電耗。

在吸收塔內(nèi)增設(shè)漿液再循環(huán)裝置，即在每一噴淋層下方的塔壁上設(shè)置一圈環(huán)形漿液收集裝置[6]。漿液流動(dòng)至環(huán)形漿液收集裝置后重新匯聚，并將漿液導(dǎo)入到吸收塔煙氣中，使得漿液再與煙氣接觸，增加了汽液接觸時(shí)間。根據(jù)原吸收塔的參數(shù)及噴淋量，增加兩層漿液再循環(huán)裝置，分別布置在第一層與第二層噴淋之間、第二層與第三層噴淋之間。

針對(duì)吸收塔內(nèi)煙氣流場(chǎng)中心區(qū)域流速高、貼壁區(qū)域流速低的情況，噴淋層漿液噴嘴采用差異化布置，即在煙氣流速較高處增加噴淋噴嘴數(shù)量，在煙氣流速較低處減少噴嘴數(shù)量。這樣使得原高流速區(qū)的煙氣流速降低，低流速區(qū)的煙氣流速增加，達(dá)到吸收塔內(nèi)的流速相對(duì)均勻，同時(shí)提高了漿液的利用率，保證了系統(tǒng)的脫硫性能。第一層噴淋(最下層)的噴嘴采用差異化布置，使得進(jìn)入吸收塔的煙氣能夠相對(duì)均勻流動(dòng)，漿液與煙氣均勻混合吸收，煙氣溫度盡快降至飽和溫度；對(duì)第二層噴淋(中間層)更換部分噴嘴，采用40～75 m3/h的空心錐噴嘴，同時(shí)增加噴嘴個(gè)數(shù)，提高漿液量，消除在原噴嘴布置時(shí)出現(xiàn)的煙氣空洞；對(duì)第三層噴淋(頂層)增加中心區(qū)域的噴嘴數(shù)。

(2)高效除塵除霧裝置改造

將現(xiàn)有的普通除霧器更換為高效除塵除霧裝置，同時(shí)在噴淋層和除塵除霧裝置支架上加裝氣流均布及預(yù)捕集裝置。利用現(xiàn)有除霧器支撐梁，采用屋脊式高效除霧除塵裝置，并對(duì)吸收塔邊壁的封堵進(jìn)行改造，即在吸收塔壁處割除原有的煙氣封堵板，重新按照屋脊式布置設(shè)計(jì)煙氣封堵板，并對(duì)其進(jìn)行玻璃鱗片防腐。

為了提高高效除霧除塵裝置對(duì)細(xì)微顆粒的捕集和收集作用，將兩層高效除霧除塵裝置布置改造為三層布置，同時(shí)充分利用原有除霧除塵裝置的支撐梁。采用屋脊式高效除霧除塵裝置后，高效除霧除塵裝置葉片距離吸收塔出口煙道較短，為了保證煙氣流場(chǎng)的合理及均勻，采用異型模塊，將高效除霧除塵裝置的夾角設(shè)計(jì)為150°～155°。

葉片是高效除霧除塵裝置最重要的基本元件，傳統(tǒng)的除霧除塵裝置葉片為入口段與煙氣流向同向的結(jié)構(gòu)方式，去除煙氣中漿液能力較差，特別對(duì)較小粒徑漿液液滴去除能力更差，其結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 傳統(tǒng)除霧器葉片形式

該次改造采用高效除霧除塵裝置葉片形式見(jiàn)圖2。即入口段與煙氣流向成一定角度，相當(dāng)于增加了折流段，實(shí)現(xiàn)初步截留液滴，并且距離高效除霧除塵裝置前的沖洗裝置很近，折流段處的污垢容易被清洗。由于液滴捕集大多在折流段完成，因此后折流段的負(fù)荷大為減輕，不需要同前折流段一樣的大角度。同時(shí)，為了增加高效除霧除塵裝置后的沖洗效果，也要求該段葉片角度稍小，以利于沖洗水進(jìn)入。

圖2 高效除塵除霧裝置葉片形式

3 結(jié)論

通過(guò)實(shí)施噴淋層改造+高效除塵除霧裝置改造，可實(shí)現(xiàn)脫硫出口凈煙氣中SO2排放濃度小于35 mg/m3，煙塵濃度小于10 mg/m3，煙氣攜帶的霧滴含量小于20 mg/m3。其優(yōu)點(diǎn)是對(duì)現(xiàn)有系統(tǒng)改造量最小，增加的煙氣阻力僅為150 Pa。