湿法脱硫增容改造在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫.docx
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湿法脱硫增容改造在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫
湿法脱硫增容改造
在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫
湿法脱硫增容改造
在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫技术
一、问题的提出
2011年7月，环境保护部正式批准实施《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。
由于《火电厂大气污染物排放标准》（以下简称新排放标准），涉及每一台火力发电机组全部运行阶段的污染物排放浓度控制要求，而本次”新排放标准”中大幅度提升了火电厂大气污染物的排放标准，对新建已建火电厂的二氧化硫的排放限制，比现行标准（GB13223-2011）的控制限值严格了几倍，远远超过美国和欧洲，成为最严标准，同时“新排放标准”规定在国土开发密度较高，环境承载能力开始减弱，或大气环境容量较小，生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题，而需要严格控制大气污染物排放重点地区（目前尚未规定重点地区、城市），应严格控制企业的污染物排放行为，重点地区燃煤发电锅炉二氧化硫的排放浓度小于50mg/m3。
“新排放标准”的推出，引起了电力行业，环保从业人员以及电力行业各级领导的高度关注和重视，从目前或将来电厂采取的治污措施以及治污设备的实际运行效果出发，对重点地区“新排放标准”中二氧化硫的排放浓度小于50mg/m3的新排放标准，从严执行所面临的巨大压力和难度，进行分析并提出相关建议。
二、从严执行二氧化硫新排放标准的压力
“十一五”期间，在国家脱硫减排高压政策的促进下，燃煤发电企业经过超常规的投资改造后，绝大部分燃煤发电机组已经完成了石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置改造，这些脱硫装置的投运，为全面完成“十一五”期间我国的二氧化硫减排任务做出了非常大的贡献，这些脱硫装置在当初改造设计时，均是按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计的，但由于受当时投资资金的限制，以往累计煤质条件较好的限制及排放浓度，仅要求达到当时的排放标准要求的影响，一般设计的燃煤含硫率比较接近当时使用的煤炭的含硫率，脱硫效率一般要求不低于95%，而当时重点地区的二氧化硫排放标准要求小于200mg/m3，按照95%的脱硫效率，绝大部分的燃煤机组脱硫后，二氧化硫排放浓度在绝大部分时段内均可达到要求。
以入口二氧化硫浓度2000mg/m3为设计依据的脱硫装置为例，脱硫效率达到95%时，出口二氧化硫排放浓度可以达到100mg/m3，如果要达到出口二氧化硫排放浓度小于50mg/m3，就要求脱硫效率达到97.5%以上，虽然脱硫系统在设计时留有一定的余地，但要求设计连续运行脱硫效率为95%的脱硫系统，在不进行增效改造的情况下，是无法做到连续运行脱硫效率达到97.5%以上的。
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）已经于2012年1月1日起正式实施。
新标准规定，自2014年7月1日起，特殊地区燃煤火力发电锅炉SO2排放限值50mg/m3，现有燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为200mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤火力发电锅炉执行400mg/m3限值。
2012年1月1日起，新建燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为100mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤发电锅炉执行200mg/m3限值。
2010年6月国家环保部发出《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》（环办[2010]91号）要求对拆除已建脱硫设施的旁路烟道，对暂不拆除的，实施铅封。
《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）对电厂脱硫装置的达标运行提出更高的要求，关闭旁路烟道的通知更是要求脱硫装置的可靠性和投运率提高到电厂主设备的水平。
同时国内部分脱硫装置的运行亦面临着各种内在和外在的问题，因此对部分脱硫装置的改造势在必行，其中吸收塔的增容改造是核心问题。
三、技术现状
电站锅炉广泛使用的石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置中的重要部件之一，是烟气脱硫吸收塔喷淋装置，现有的脱硫装置对含硫比较高的烟气没有很好的解决办法，只能采用不断增加喷淋层数量的方法，不断的增加吸收塔高度，要保证脱硫效率，必然会增加工程造价。
现有烟气脱硫吸收塔喷淋层固定于吸收塔内部，使用的喷淋浆液为吸收塔浆池内石灰石浆液或石膏的混合浆液，喷淋浆液由喷淋管流向喷嘴，以雾状的形式喷向自下而上流动的烟气，其作用是将石灰石与石膏的混合浆液以雾化的形式喷入烟气中，对烟气进行喷淋脱硫，另外，传统喷淋管为恒等直径，管内压力沿流向递减，浆液流速为变速递减，影响浆液喷出量不稳定，浆液容易在管内发生沉积现象，也容易出现喷淋管过度磨损现象。
由于目前我国绝大多数电厂均存在燃煤来源不稳定、燃煤品质不稳定、燃煤含硫量较高的问题，我国火力发电厂脱硫吸收塔的设计基本上以相对较低的燃煤含硫量进行设计，现有的脱硫吸收塔喷淋装置必须加大能耗才能满足环保要求。
随着我国越来越严格的环保政策要求，越来越多的火电厂对燃煤的含硫量进行了限制。
以上几点因素急需改善烟气脱硫吸收塔喷淋装置，如果对吸收塔塔体和吸收塔内部已有喷淋层进行改造，虽然能够提高脱硫效率，但改动较大，投资施工成本和设备成本较高。
因此在投资较少的条件下，能够提高脱硫装置的脱硫效率，满足现行脱硫排放标准要求，且改造安装成本低，进一步降低燃煤烟气的含硫量，并进一步节约能耗提高脱硫效率成为技术难题。
随着新环保政策的落实，火电厂大气排放中SO2浓度降低至50mg/Nm3已经开始普遍实施，这将意味着脱硫效率的大幅提升。
入口SO2浓度
（mg/Nm3）
脱硫效率
（出口SO2≤100mg/Nm3）
脱硫效率
（出口SO2≤50mg/Nm3）
1000
90%
95%
2000
95%
97.5%
3000
96.7%
98.3%
4000
97.5%
98.75%
5000
98%
99%
火电厂新SO2的排放标准对烟气脱硫效率的要求
燃煤含硫
%
1%
2%
3%
4%
烟气SO2
Mg/Nm3
2000-2500
4000-5000
6000-7500
8000-10000
要求脱硫效率
新建
95%-96%
97.5%-98%
98.3%-98.7%
98.8%-99%
已建成
90%-92%
95%-96%
96.7%-97.3%
97.5%-98%
重点地区
97.5%-98%
98.8%-99%
＞99%
不同煤种硫含量对应的脱硫效率
排放标准/mg·m-3
硫含量%
脱硫效率
出口SO2≤100mg/Nm3
脱硫效率
出口SO2≤200mg/Nm3
脱硫效率
出口SO2≤400mg/Nm3
0.6
93.06%
86.11%
72.22%
1
95.83%
91.67%
83.33%
1.5
97.22%
94.44%
88.89%
2
97.92%
95.83%
91.67%
2.5
98.33%
96.67%
93.33%
3
98.61%
97.22%
94.44%
4
98.96%
97.92%
95.83%
6
99.31%
98.61%
97.22%
8
99.48%
98.96%
97.92%
燃煤锅炉如采用含硫量超过3%的高硫煤，脱硫装置效率需达97%以上方可达标。
2015执行200mg/Nm3的排放标准时，脱硫装置效率需达98%以上。
由于国内外现有脱硫设备只能适应含硫＜1%的燃煤，将不得不采取掺烧优质低硫煤的办法。
计算发现，每使用1t含量3%的高硫煤，如果掺烧至1%的含硫量，需要含硫0.5%的低硫煤4t，如每年使用100万吨含硫量3%的高硫煤，需掺烧400万吨的优质低硫煤，这将大幅增加企业的经济负担。
四、提高脱硫效率的途径
1、增加循环量边际效益递减明显，脱硫效率98%左右会出现明显瓶颈。
2、提高PH值98%以上脱硫效率PH值需达到6.1左右。
五、技术内容
湿法脱硫均为多层喷淋设计，效率一般只能达到90%左右，而在脱硫吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫技术，是解决在投资较少的条件下，使现有脱硫喷淋装置进一步提高脱硫效率及进一步节约能耗的技术问题。
这种在烟气脱硫吸收塔入口喷雾新鲜石灰石浆液预脱硫技术，其特征在于：
该喷雾装置设置在吸收塔入口烟道内，由喷雾母管间隔分出喷雾子管，喷雾子管间隔连接喷嘴，喷雾母管设置在脱硫吸收塔烟气入口上游烟道上方，喷雾子管与烟气流向垂直，自烟道上方插入烟道内，喷嘴均匀连接在喷淋子管两侧。
预脱硫喷嘴喷雾的石灰石悬浮液滴随烟气向下降落，烟气与石灰石／液滴逆流接触，发生传质与吸收反应，进行一次预脱硫预脱除烟气中的SO2。
预脱硫的脱硫效率可达60%以上，预脱硫后的烟气进入吸收塔与喷淋层喷淋的石灰石浆液进行二次脱硫。
采用本方法进行的一次预脱硫与吸收塔中的二次脱硫相结合，可代替吸收塔塔内件托盘和增加喷淋层的作用。
脱硫效率可达99%以上，特别适用于石灰石湿法脱硫增容改造。
六、有益效果
在吸收塔入口烟道喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫技术。
是针对已建成的吸收塔，可以通过在吸收塔入口烟道喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫，以提高脱硫效率，从而解决现有吸收塔喷淋层改造困难，投资较大的难题。
同时，在脱硫装置运行中，为保护吸收塔内的防腐层，通常要求喷淋层的运行数量不能少于两层，在负荷降低时无法降低更多的能耗，烟气在预脱硫的同时也能降低烟气温度，并能防止脱硫系统在不设置GGH，取消烟气旁路事故状态下高温烟气对吸收塔内件的损伤。
从而在负荷较低的条件下，可进一步减少吸收塔喷淋层的运行数量，从而减低脱硫运行能耗。
预脱硫喷雾新鲜石灰石浆液与烟气中的SO2捕捉平面图
七、新鲜浆液高PH值预脱硫
脱硫系统吸收塔内一般分为吸收区、氧化区、中和区，原脱硫系统供浆方式是将新鲜浆液直接注入吸收塔浆池内，由于浆池容积大、PH值低，氯离子含量高，造成补充的新鲜浆液对PH值的提升作用受到抑制，严重影响对SO2的吸收效果。
而如果将供浆位置由吸收塔浆池内改至吸收塔入口烟道内进行喷雾，利用新鲜浆液的高PH值，与烟气中的SO2进行直接反应进行预脱硫，也就是将吸收塔入口烟道喷雾区与吸收塔吸收区视作为中和区，进而提升浆液吸收SO2的能力。
八、喷雾形式
烟气预脱硫喷雾管采用渐缩的形式，以保存管内压力的稳定和均衡，喷雾管内流速为等流速设计，保证浆液不会在管内发生沉积现象，也不会出现喷雾管内壁过度磨损现象。
烟气预脱硫喷雾的新鲜浆液PH值为5—6，浆液顺烟气流动方向单向喷入，喷嘴的工作特性与吸收塔内相同，喷嘴采用单向中空喷嘴，材料为烧结SiC。
将原脱硫补浆泵直接连接在预脱硫喷雾管线入口进行预脱硫
增设一台浆液循环泵，浆液循环泵与预脱硫管线连接，利用吸收塔内的石灰石浆液进行预脱硫
预脱硫雾化的新鲜石灰石浆液颗粒越细越好，液雾与烟气接触面积越大，1kg水的表面积仅有0.065m2，雾化成0.04mm的水雾，则面积可增大到175m2，增大2692倍，是一个值得重视非常客观的数字。
九、技术优点
在脱硫吸收塔入口雾化新鲜浆液高PH值预脱硫，施工方便、工作面小，有利于提高吸收塔的脱硫效率及低负荷时降低能耗，对已建设完成的吸收塔，通过在烟道中雾化新鲜浆液高PH值预脱硫，可以提高吸收塔的脱硫效率，并且便于实施，对燃用高含硫煤的电厂尤其重要；对已建设完成的吸收塔和在建吸收塔，烟气在高效雾化预脱硫的同时也能降低温度，从而在负荷较低的条件下，可进一步减少吸收塔喷淋层的运行数量，从而降低能耗。
尤其适用于燃用高含硫煤的火力发电厂的新建吸收塔和已有吸收塔的改造。
十、提高石灰石利用率
向吸收塔入口烟道中和区喷入新鲜的石灰石吸收浆液预脱硫，中和剩余的H+，提升浆液pH值，活化浆液，使之能在下一个循环中重新吸收SO2。
在FGD设计中，中和区并不是那样界限清晰。
在这种情况下，在吸收塔入口烟道中和区喷入新鲜石灰石浆液，将吸收塔入口烟道与吸收塔吸收区的空间视为中和区，增加了中和区的空间，提高了吸收区的ca/s比，避免了将新鲜石灰石浆液加入氧化区，不仅可防止过多的CaCO3进入脱水系统，由石膏副产品带出，影响石灰石利用率，而且有利于HSO3-氧化。
使用表明，使用前石膏中剩余碳酸钙含量在12%-13%。
使用后石膏中剩余碳酸钙含量由12%-13%下降到目前的5-6%左右，充分说明利用预脱硫的方法石灰石粉有效利用率显著提高。
实践证明通过本方法进行预脱硫，不但脱硫系统的运行工况可明显得到改善，而且脱硫系统节能效果非常明显。
十一、实施方式
在脱硫吸收塔入口雾化新鲜浆液高PH值预脱硫、利用原脱硫系统的供浆泵管线直接接入到吸收塔入口预脱硫管线上，顺着烟气流动的方向向烟气中喷入新鲜浆液，利用新鲜浆液的高PH值，与烟气中的SO2进行直线反应，进行预脱硫进而提高脱硫效率，并对烟气进行冷却；由于吸收塔烟气进口的烟气流速相对较高，烟温也较高，在此处喷入浆液后，可以对吸收塔内较快的进行烟气传质与传热，从而在使用相对小的喷淋量的条件下，获得较好的脱硫效果。
十二、节能效果
由于在吸收塔入口雾化新鲜浆液高PH值预脱硫，某电厂#3、#4、#5、#6脱硫系统15天节约石灰石粉2080.5吨，石灰石粉210元/吨，节约43.69万元。
#3、#4、#5、#6机组脱硫系统氧化风机为满足提高脱硫效率的要求，#3、#4机组脱硫系统氧化风机，每日各多耗电8160度，#5、#6机组脱硫系统氧化风机，每日各耗电16320度，15天累计多耗电36.72万度。
由于在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫、视吸收塔入口烟道与吸收塔吸收区为中和区，大大减少氧化风量，#3、#4、#5、#6机组脱硫系统各停用一台氧化风机，15天节约电耗75.88万kwh，每度电按0.39元，节约电费29.26万元，使用后，#3、#4、#5、#6机组脱硫系统氧化风机为一开一备。
大大节约了电能，提高脱硫系统的经济效益，节约厂用电。
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