新排放标准下脱硫系统提效改造方案

新排放标准下脱硫系统提效改造方案

李伟

北京国电龙源环保工程有限公司宿州分公司，安徽 宿州 234000

摘 要：江苏省现阶段燃煤电厂污染物排放标准执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）特别排放限值和超低排放指标控制要求，2020年江苏省又制订了更加严格的地方标准。本文结合江苏某电厂环保装置运行现状，对该厂在新的污染物排放标准下，脱硫系统提效改造方案提出初步设想。

关键词：江苏区域 新排放标准 脱硫提效改造

1、脱硫系统概况

江苏某电厂两台百万机组脱硫装置于2014年随主机同步新建，采用石灰石-石膏湿法单塔双循环工艺路线。设计脱硫入口SO2浓度3500mg/Nm3（6%O₂，标干态）时，出口SO₂排放浓度不高于50mg/Nm3（6%O₂，标干态），设计脱硫效率不低于98.6%。两套脱硫装置于2016年进行超低排放改造，烟气脱硫系统改为单塔双循环工艺，2018年优化改造增加一台浆液循环泵，但该循环泵的吸入口存在一定问题，与原两台循环泵发生干涉，循环泵入口存在抢浆液的问题，导致三台循环泵无法同时运行，实际脱硫效率较差。

目前脱硫系统浆液循环泵配置3+4台，污染物排放浓度执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）特别排放限值，且按照《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164 号）等政策文件要求，出口SO₂控制不高于35mg/Nm³。

2、提效改造必要性

2020年江苏省生态环境厅按照生态环境保护相关法规政策，结合行业发展现状与江苏省环境管理政策要求，制定了江苏省地方《燃煤电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）。自标准实施之日起，江苏省现有燃煤发电锅炉、燃煤锅炉执行Ⅰ阶段规定的排放浓度限值。自2023年7月1日起，单台出力300MW 及以上发电机组配套的现有燃煤发电锅炉执行表Ⅱ阶段规定的排放浓度限值。

根据标准要求，该电厂颗粒物、二氧化硫和氮氧化物排放浓度需满足Ⅰ阶段规定的排放浓度限值，且要在2023年7月1日前完成提效改造，以满足Ⅱ阶段规定的排放浓度限值。

单位：mg/m³（烟气黑度除外）

该厂脱硫系统经过超低排放改造和运行优化调整，目前已可满足燃煤电厂超低排放要求，出口SO2排放浓度由50mg/Nm3降低至35mg/Nm3（6%O2，标干态）。2018年一级塔增设了第三层喷淋层，但是实际效果较差，同时循环泵开启时，存在电流扰动问题。主要是因为新增循环泵为避开原搅拌器，其入口与原循环泵入口较近，三台循环泵的吸入口存在干扰，经实际运行验证，一级循环3台循环泵同时启动时，电流波动较大，循环泵吸收口存在干扰情况，实际循环泵流量、压力小于设计出力，降低了喷淋效果。由于吸收塔高度空间受限，喷淋距离较短，新增层的SO2脱除效率较低，并且由于抢液造成的喷淋量偏小，烟气进入吸收塔后均匀性较差，因此脱硫效率较差，因此效果不明显。此上两个原因，导致在低硫份运行时，一级循环3层喷淋层同时投运，叠加脱硫效率不明显，同时处在电流扰动问题。

根据实际运行数据，脱硫入口SO2浓度最高约为2500~2800mg/Nm3（6%O2，标干态）时，出口SO2排放浓度约28mg/Nm3（6%O2，标干态），其中吸收塔、AFT塔的浆液pH约为5.0、6.0，循环泵按2+4运行。按实际运行情况计算，一级循环脱硫效率约68%，二级循环脱硫效率约97%。其中一级循环脱硫效率较低，如超低提效改造实现99.3%的脱硫效率，应提高一级脱硫循环的效率，降低进入二级塔的SO2浓度，不仅可以保证较高的脱硫效率，同时还可以保证石膏的结晶。

3、脱硫提效工艺方案

3.1 增加合金托盘方案

拆除原一级塔最下层喷淋层（减低阻力约150Pa），在此位置增设一层托盘（阻力550~650Pa），提高一级塔的脱硫效率；为提高一级塔运行的可靠性，将C循环泵出口与A循环管、B循环管相连，作为备用泵，避免单泵运行影响机组安全性。为进一步降低阻力，对空预器至脱硫的烟道进行整体阻力优化，预计可降低阻力200Pa左右。

通过上述方案，可以保证脱硫效率，同时确保系统阻力增加值在200~300pa的水平。该方案的优点是停炉时间较短，托盘安装约为30天左右，托盘对于高硫煤的效果更佳显著，缺点是托盘阻力较大，同时一级塔采用3泵+2层喷淋层，相对可靠性较低。

3.2 一级塔增容改造方案

将一级塔的三台循环泵进行增容换型，提高喷淋量和扬程，确保喷淋效果，提高一级塔的脱硫效率。三台吸收塔循环泵流量由10000m3/h提高至12000m3/h，单喷嘴流量由30m3/h提高至36m3/h。三台泵同时运行时，可提高一级循环脱硫效率至80%，脱硫系统出口SO2浓度不高于25mg/Nm3（6%O2，标干态），阻力增加约88Pa。

改造一级塔C循环泵入口及对应搅拌器的接口位置，解决目前抢流量、电流波动、效率差的问题，真正的实现3台循环泵+喷淋层可靠运行。改造后系统阻力增加可控制在200Pa以内，在入炉煤硫份较高时，循环泵3+4运行。

脱硫优化改造后运行参数

4、结论

综上所述，针对该厂脱硫装置，在其它条件不变的情况下，若要满足脱硫系统效率不低于99.3%，出口SO2浓度低于25mg/Nm3（干基、标态、6%氧），整体改造方案简述如下：

更换脱硫吸收塔一级吸收塔的3台循环泵，每台机组3台，共6台，循环泵流量由10000m3/h提高至12000m3/h，扬程适当提高，配套电机根据实际情况选择是否利旧。同时应配套相应修改循环泵基础、管道、电缆等，循环管、喷淋层、喷嘴可不需更换，在原设计范围内。

优化改造吸收塔循环泵C泵的吸入口定位，原吸收塔循环泵A泵吸收口距离增大至3m以上，避免两台泵之间发生互相干扰，确保独立运行的可靠性以及流量，提高喷淋效果。同时应相应调整搅拌器的布置角度和平台楼梯，真正实现3层循环泵+喷淋层的运行效果。

参考文献：

1. HJ/T 179 火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石/石灰-石膏法

2. GB 13223 火电厂大气污染物排放标准

3. DL/T 5196 火力发电厂烟气脱硫设计技术规程

4. 业主提供的相关技术协议、图纸、设备清册、设计说明书等

第 3 页 共 11 页