文_陳楚陽 寧波大學

1 改造背景概述

在某燃煤電廠中，存在300MW 亞臨界供熱機組兩套，且配置了脫硫系統(tǒng)以及除塵系統(tǒng)。其中，沒有設(shè)置增壓風機以及GGH，設(shè)置了煙氣旁路，且通過了168h 的滿負荷試運行。在原有的脫硫系統(tǒng)設(shè)計中，將脫硫效率設(shè)定為95%，出口區(qū)域的二氧化硫濃度不高于200mg/m3。但是在實踐中發(fā)現(xiàn)，原本的脫硫系統(tǒng)與除塵系統(tǒng)設(shè)計均無法達到現(xiàn)行的環(huán)保標準要求，粉塵與二氧化硫的實際排放濃度依舊有待進一步降低?；谶@樣的情況，該燃煤電廠落實了鍋爐超凈排放技術(shù)改造，最大程度滿足現(xiàn)行環(huán)保與節(jié)能要求。

2 燃煤電廠鍋爐超凈排放技術(shù)改造方案設(shè)計

2.1 主要技術(shù)參數(shù)

FGD入口煙氣參數(shù)設(shè)計：在干基狀態(tài)下，煙氣量（實際O2，標態(tài)）為1198297m3/h；在濕基狀態(tài)下，煙氣量（實際O2，標態(tài)）為1276958m3/h；FGD 工藝設(shè)計煙溫為148℃；最高煙溫為180℃；故障煙溫為200℃；故障時間為20min。

FDG 入口煙氣成分及其含量為氮氣含量占比為70．64%，二氧化碳含量占比為18．11%，水分含量占比為3．74%，氧氣含量占比為7．27%，二氧化硫含量占比為0．23%。

在干基狀態(tài)下，F(xiàn)DG 入口處污染物濃度（6%的O2，標態(tài)）主要是：二氧化硫濃度為3250mg/m3；三氧化硫濃度不高于100mg/m3；HCL 濃度不高于80mg/m3；氟化氫濃度不高于25mg/m3；最大粉塵濃度不高于200mg/m3。

2.2 技術(shù)改造設(shè)計主要內(nèi)容

在本次燃煤電廠鍋爐超凈排放技術(shù)改造中，①使用變徑塔對原有的吸收塔進行替代；將漿池區(qū)直徑控制在14m，吸收區(qū)的直徑控制在11．5m，除霧段的直徑控制在13m。②將分區(qū)調(diào)節(jié)器加設(shè)于吸收塔漿池部分內(nèi)，對原有的氧化空氣管網(wǎng)進行替換。③針對任意一座吸收塔均設(shè)置氧化風機2 臺，保證一個投入正常運行，另一個作為備用應(yīng)對突發(fā)情況；將每一座吸收塔的需氧化空氣量設(shè)定為9600m3/h。第四，加設(shè)多孔性分布器于吸收塔入口煙道與最低層噴淋層之前，數(shù)量為2 層。第五，在任意一座吸收塔內(nèi)設(shè)置4 層噴淋層，并引入循環(huán)泵，數(shù)量為4 臺。其中，使用舊循環(huán)泵3 臺，將流量控制在5200m3/h；使用新循環(huán)泵1臺，將流量控制在每小時6200mg/m3。第六，對原有的兩級除霧器進行拆除操作，使用三級屋脊式除霧器配合一級管式除霧器進行替代；在干基狀態(tài)下，將出口液滴含量控制在15mg/m3。第七，對原有吸收塔中設(shè)置的側(cè)出頂部進行全部拆除操作，變更為半頂出結(jié)構(gòu)，達到優(yōu)化煙氣流場的效果。⑧在原煙道區(qū)域加設(shè)噴霧收塵裝置。

2.3 具體改造技術(shù)措施

2.3.1 單塔雙區(qū)技術(shù)

在原本脫硫裝置中，使用了石灰石-石膏濕法脫硫模式，形式為單塔單區(qū)。誠然，這樣的設(shè)計能夠達到簡化脫硫裝置配置的效果，但是為了實現(xiàn)對氧化與吸收效果的兼顧，必須要將漿液的pH 值始終穩(wěn)定在5 ～5．5 的范圍內(nèi)，距離最佳值相對較遠。從氧化的角度來看，這樣的設(shè)計不得不犧牲一定的粒徑與石膏純度，因此產(chǎn)生石膏純度降低、脫水困難等問題的發(fā)生概率增高；從吸收的角度來看，這樣的設(shè)計并不利于脫硫效果的提升，無法達到脫硫效率不低于99%的目標。

基于這樣的情況，在本次鍋爐超凈排放技術(shù)改造中，使用了單塔雙區(qū)技術(shù)，著重對吸收塔漿池部分進行改造，促使單塔的漿池內(nèi)可以同時引入2 種不同pH 值環(huán)境分區(qū)，分別為氧化、吸收提供支持。此時，在氧化區(qū)，pH 值穩(wěn)定在4．9 ～5．5 之間，可以更順利的實現(xiàn)高純石膏的生成；在吸收區(qū)，pH 值穩(wěn)定在5．5 ～6．3 之間，可以獲取更高的脫硫效率，促使脫硫效率提升至99%以上。同時，循環(huán)漿液停留的時間有所下降，可以降低至3min 左右；脫硫系統(tǒng)的運行阻力減小，至少下降了150～250Pa。另外，這種單塔雙區(qū)的設(shè)計為檢修運維工作的展開提供便捷條件，總體性能更強。

2.3.2 循環(huán)漿液總量

原煙氣二氧化硫濃度、漿液的pH 值、吸收塔內(nèi)循環(huán)液量與煙氣流量的比值與吸收塔內(nèi)的二氧化硫去除率息息相關(guān)。而對脫硫效率影響最為明顯的參數(shù)為漿液循環(huán)量，基于此，在鍋爐超凈排放技術(shù)改造中，從漿液循環(huán)量這一參數(shù)入手，對脫硫效率進行提升，滿足當前的環(huán)保與節(jié)能理念。在本次實踐中，設(shè)定最終脫硫效率要達到99．2%及以上，因此需要設(shè)置的噴淋層實際層數(shù)為4，循環(huán)總量達到21800m3/h，系統(tǒng)安全余量穩(wěn)定在55%左右，脫硫效率明顯增高。

2.3.3 高效多孔性分布器技術(shù)

本次技術(shù)改造中加設(shè)了多孔性分布器。實踐中漿液可以在表面形成持液層，當煙氣流過后，能夠產(chǎn)生與“鼓泡”相類似的效果，達到強化煙氣洗滌吸收效果的目標，有著更為顯著的煙氣洗滌吸收效果，促使脫硫除塵效率得到進一步提升。

2.3.4 高效除霧技術(shù)

在脫硫系統(tǒng)處口粉塵中，除霧器攜帶液滴占據(jù)著重要地位，因此在實踐中需要依托高效除霧器的設(shè)置，避免除霧器出口液滴含量增長的問題發(fā)生，以此達到提升實際除塵效果的目標。在本次鍋爐超凈排放技術(shù)改造中，引入的高效除霧器葉片為帶孔鉤形式，并使用變間距設(shè)計以及非象限分布，除霧器出口滴液含量可以穩(wěn)定在不高于15mg/m3的水平上。同時，由于該高效除霧器應(yīng)用了變徑噴淋沖洗水管，在控制沖洗水管末端水壓穩(wěn)定且充足的條件下，沖洗覆蓋率可以達到150%以上。

2.3.5 防煙氣短路技術(shù)

為了進一步維護脫硫除塵效率，避免由于吸收塔塔壁區(qū)域產(chǎn)生煙氣“短路”而導致的脫硫除塵效率下降，防煙氣短路技術(shù)的應(yīng)用極為必要。本次鍋爐超凈排放技術(shù)改造中，引入了兩項措施實現(xiàn)防煙氣短路，第一，將提效環(huán)設(shè)置于噴淋層間，以此達到抵擋塔壁區(qū)域短路煙氣的效果，引導煙氣向著中心區(qū)域流動，降低脫硫除塵效率無畏降低問題的發(fā)生概率；第二，將實心錐噴嘴設(shè)置于塔的四周，防止煙氣沿著塔壁出現(xiàn)泄露的情況，并對塔壁的磨損進行有效控制，促使?jié){液利用率增高。

2.3.6 入口通道噴霧技術(shù)

在煙塵粒徑不同的情況下，常規(guī)脫硫塔的煙塵洗滌脫除效果也存在差異性，一般來說，當粒徑不高于1μm 時，煙塵洗滌脫除效果相對較差，普遍維持在40%以下；當粒徑不低于3μm時，煙塵洗滌脫除效果相對較好，普遍維持在90%以上；當粒徑不低于5μm 時，煙塵洗滌脫除普遍維持在100%?；谶@樣的情況，在本次鍋爐超凈排放技術(shù)改造中，使用噴霧系統(tǒng)加設(shè)在吸收入口煙道區(qū)域，在噴霧的作用下凝并存在于入口煙道區(qū)域中的煙塵，以此達到增大煙塵粒徑的效果，推動脫硫噴淋層對煙塵的脫除率增高。在此基礎(chǔ)上，引入合適規(guī)格的噴霧嘴，實現(xiàn)對霧滴粒徑、噴霧噴嘴流量的嚴格控制，獲取最明顯的煙塵凝并以及脫除成效。

3 改造成效分析

以脫硫性能來說，在完成鍋爐超凈排放技術(shù)改造后，裝置的脫硫效率基本穩(wěn)定在99．2%～99．4%的范疇內(nèi)；以除塵性能來說，在完成改造后，裝置的除塵性能提升至87%以上?？傮w而言，依托本次鍋爐超凈排放技術(shù)改造，脫硫裝置在運行中更好地滿足了環(huán)保與節(jié)能的現(xiàn)實要求，具有實效性與可操作性。

4 結(jié)語

綜上所述，為了滿足環(huán)境保護、能源節(jié)約的要求，對燃煤電廠鍋爐展開超凈排放技術(shù)改造是必然選擇。依托“單塔雙區(qū)”的設(shè)置，結(jié)合循環(huán)漿液總量控制以及高效多孔性分布器技術(shù)、高效除霧技術(shù)、防煙氣短路技術(shù)、入口通道噴霧技術(shù)的應(yīng)用，裝置脫硫與除塵效率效果均得到了明顯提升，整個機組在運行中更好地滿足了環(huán)保與節(jié)能的現(xiàn)實要求。