论文部分内容阅读
[摘 要]本文介绍甘肃某电厂通过实际情况，研究决定将进行环保设备改造并实施脱硫装置增容改造，来确保大气污染物派发可以达到“近零排放”，确保脱硫系统安全造成运行。
[关键词]超低排放；烟气流量；液气比；浆液停留时间
中图分类号：TP344 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）46-0221-01
0 引言
目前，我国电力行业以火电厂为主，烟气排放是造成环境污染的重要因素之一，为解决环境恶化的现象，2014年9月12日，国家发改委、国家环保部，国家能源局联合发文“关于印发《煤电技能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，更加明确了超低排放的标准：基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度不得高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。此计划中要求，稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦及以下公用燃煤发电机组实施大气污染物基本达到燃气机组发放限值的环保改造。
燃煤电厂大气污染达到超低排放限值，脱硫装置采取的措施有：对于低硫煤，单塔脱硫可以稳定实现；对于中高硫煤，必须结合机组脱硫装置实际情况，实施脱硫装置增容改造，必要时采取单塔双循环、双塔双循环等高效率脱硫技术。
1 设备介绍
该电厂2×330MW燃煤机组设计采用石灰石-石膏湿式脱硫工艺进行烟气脱硫。脱硫装置采用一炉一塔设计，3（1+2）台除雾器冲洗水泵，每塔配有3台浆液循环泵，两塔公用3（2+1）台氧化风机配，脱硫系统采用湿磨制浆制作吸收剂，吸收剂采用石灰石（GaCO3），副产品为石膏（GaSO4·2H2O）通过真空皮带脱水机进行脱水处理，脱水石膏由大车拖出，排出废水经过处理合格后进行外排。FGD单塔设计烟气处理量为1116108Nm3/h，设计烟气脱硫效率大于95%，正常运行时，吸收塔入口SO2浓度设置为1506mg/Nm3，脱硫装置出口（烟囱入口）SO2浓度小于200mg/Nm3。
2 湿法脱硫工艺改造方案
该厂采用逆流式喷淋塔，吸收剂是碱性物质石灰石，吸收塔循环浆液密度在5.2∽5.8之间。下面通过对脱硫系统进行改造方法进行简单介绍：
2.1 烟气流量
烟气通过除雾器截面的流速过低或过高，都不利于除雾器正常可靠的运行。烟速过低，不利于气液的分离，不利于提高除雾效率，并且烟气流速低，吸收塔截面尺寸就大，投资也会增加。烟气流速过高，容易造成排出烟气二次带水，吸收塔附近会造成“石膏雨”现象，从而降低了除雾效率，此外烟气流速高，系统阻力随之增大，能耗增加。
该电厂烟气流量G控制在3.5-4.5m/s，然而此数值为平均流量，然而大多数流量较快的烟气，与浆液的接触时间很短，降低了出去SO2的能力，为减少此类情况，该电厂采用合金托盘装置，拆除原有的第一层喷淋层，在此位置和吸收塔入口烟道之间增加两层托盘，促使吸收塔在脱硫过程中可以稳定烟气流速，增加气液接触时间，提高石灰石的溶解速率，延长接触时间，提高了SO2溶解度，提高脱硫效率等效果。目前，托盘技术的应用越来越广泛，技术也越来越成熟，是脱硫系统改造的重要手段之一。
2.2 液气比
FGD工艺中，液气比（L/G）指吸收塔洗涤单位体积烟气需要含碱性吸收剂的循环浆液体积，液气比是湿法FGD系统设计和运行的重要参数之一，液气比的大小反应了吸收过程的推动力和吸收速率，对FGD系统的技术性能和经济性能具有重大的影响，液气比直接决定了浆液循环泵运行的数量和容量。
该电厂每个吸收塔配有三塔浆液循环泵，浆液循环泵各带一层浆液喷淋层，每层喷淋层布置有88个螺旋式喷嘴，浆液在压力的作用下呈雾状喷出，吸收塔液气比控制在9.89。该厂将通过选择增加一台浆液循环泵，对应增加一层喷淋层，并对原有三台浆液循环泵进行扩容，增加了吸收塔的液气比，是液气比提高至12以上，强化传质，还增加浆液的雾化程度，保证液滴分散开，两两不接触，使吸收塔覆盖率达300%，充分提高了液滴与SO2的接触面积，增加了SO2的溶解度，提高脱硫效率。
2.3 循环浆液固体物停留时间
因为需要增加喷淋管及喷嘴和吸收塔循环泵，塔内通常也没有足够的可用空间。为了加强塔内气体和浆液的接触，增加循环浆液的停留时间，吸收塔中烟气的停留时间越长，与喷淋而下的浆液接触时间越长，反应的越完全，脱硫效率也就越高。
因此，可以采取两种方法，一是可以通过增加托盘实现，降低煙气流速，增加烟气与吸收剂的接触时间；二就是对喷淋塔的高度进行提高，吸收塔喷淋塔的高度由三大部分组成，即喷淋塔吸收区高度、喷淋塔浆液池高度和喷淋塔除雾区高度，只有保证烟气在每一个区域内停留时间充分，才能保证吸收塔内各种反应可以有充足时间进行反应，因此，必须对吸收塔的整体高度进行提高。该电厂吸收塔总高度提升10m左右，为保证吸收塔的稳定性，必须对地基进行重新夯实，保证烟气与循环浆液接触时间增加2min以上，使浆液充分反应，浆液结晶良好，保证吸收塔内部反应持续进行，提高脱硫效率。
2.4 其他方面的改造
吸收塔在进行上述改造后，烟气中的含水量必然增加，增加了吸收塔周围产生“石膏雨”的现象，为进一步解决这种现象的发生，必须增加一层除雾器，减少烟气含水量。此外，国内业界认为吸收塔出口含尘量一般为吸收塔出口烟气液滴量的百分之二十的值，因此，增加除雾器也必然减少了出口含尘量，只要将出口烟气量含水量控制在25mg/m3以下即可。
3.改造期间发生的问题
3.1 烟气爬升高度降低
2014年，该电厂进行设备改造，将增压风机与引风机进行合并，旁路拆除等改造，该电厂没有设置GGH，使得出口烟温不会达到60℃以上，在进行超低排放改造过程中发现，烟囱排出烟气爬升高度降低，致使周围降水严重，腐蚀设备，解决此问题，必须将引风机扩容或者减少托盘带来的阻力，为施工带来了一定的困难。
3.2 PH值的控制
吸收塔内设置托盘，必然将浆液进行分层处理，导致PH上下不一致，增加了调整的困难。吸收塔喷淋层上部PH值尽量偏碱性，增加吸收SO2的能力以及石膏结晶析出能力；喷淋层下部PH偏酸性，溶解GaCO3。必须进行数据整理分析，取得最优值。
3.3 厂用电增加
近年，“节能降耗”是每一个电厂追求的理念，进行机组改造，必然将使脱硫厂用电增加，原厂用电在0.65%左右，在进行超低排放改造以后，其厂用电增加至1.33%左右，在运行期间，为降厂用电，必然要进行设备优化运行，保证参数的同时，也要节能降耗。
4.结论
该电厂选择此种超低排放改造，主要是此种方法安全可靠，应用面广，已经有多家电厂采用。该电厂通过此方案的设备改造，改造后保持原有烟气不变的情况下，增加入口SO2基准至3290mg/m3，；出口SO2最大值保持在30mg/m3，脱硫效率达到99%以上，真正达到“零排放”标准。（基准氧含量6%条件下）
改造后，保证了吸收塔出口SO2含量能达到环保要求小于35mg/Nm3的标准，在今后的运行过程中，根据实际进行调整，以安全、经济、节能为前提，确保“零排放”。
参考文献
[1] 魏新，陕西某电厂超低排放改造方案选择及优化，中国科技期刊数据库，2016（10），109-110.
[关键词]超低排放；烟气流量；液气比；浆液停留时间
中图分类号：TP344 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）46-0221-01
0 引言
目前，我国电力行业以火电厂为主，烟气排放是造成环境污染的重要因素之一，为解决环境恶化的现象，2014年9月12日，国家发改委、国家环保部，国家能源局联合发文“关于印发《煤电技能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的通知”，更加明确了超低排放的标准：基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度不得高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。此计划中要求，稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦及以下公用燃煤发电机组实施大气污染物基本达到燃气机组发放限值的环保改造。
燃煤电厂大气污染达到超低排放限值，脱硫装置采取的措施有：对于低硫煤，单塔脱硫可以稳定实现；对于中高硫煤，必须结合机组脱硫装置实际情况，实施脱硫装置增容改造，必要时采取单塔双循环、双塔双循环等高效率脱硫技术。
1 设备介绍
该电厂2×330MW燃煤机组设计采用石灰石-石膏湿式脱硫工艺进行烟气脱硫。脱硫装置采用一炉一塔设计，3（1+2）台除雾器冲洗水泵，每塔配有3台浆液循环泵，两塔公用3（2+1）台氧化风机配，脱硫系统采用湿磨制浆制作吸收剂，吸收剂采用石灰石（GaCO3），副产品为石膏（GaSO4·2H2O）通过真空皮带脱水机进行脱水处理，脱水石膏由大车拖出，排出废水经过处理合格后进行外排。FGD单塔设计烟气处理量为1116108Nm3/h，设计烟气脱硫效率大于95%，正常运行时，吸收塔入口SO2浓度设置为1506mg/Nm3，脱硫装置出口（烟囱入口）SO2浓度小于200mg/Nm3。
2 湿法脱硫工艺改造方案
该厂采用逆流式喷淋塔，吸收剂是碱性物质石灰石，吸收塔循环浆液密度在5.2∽5.8之间。下面通过对脱硫系统进行改造方法进行简单介绍：
2.1 烟气流量
烟气通过除雾器截面的流速过低或过高，都不利于除雾器正常可靠的运行。烟速过低，不利于气液的分离，不利于提高除雾效率，并且烟气流速低，吸收塔截面尺寸就大，投资也会增加。烟气流速过高，容易造成排出烟气二次带水，吸收塔附近会造成“石膏雨”现象，从而降低了除雾效率，此外烟气流速高，系统阻力随之增大，能耗增加。
该电厂烟气流量G控制在3.5-4.5m/s，然而此数值为平均流量，然而大多数流量较快的烟气，与浆液的接触时间很短，降低了出去SO2的能力，为减少此类情况，该电厂采用合金托盘装置，拆除原有的第一层喷淋层，在此位置和吸收塔入口烟道之间增加两层托盘，促使吸收塔在脱硫过程中可以稳定烟气流速，增加气液接触时间，提高石灰石的溶解速率，延长接触时间，提高了SO2溶解度，提高脱硫效率等效果。目前，托盘技术的应用越来越广泛，技术也越来越成熟，是脱硫系统改造的重要手段之一。
2.2 液气比
FGD工艺中，液气比（L/G）指吸收塔洗涤单位体积烟气需要含碱性吸收剂的循环浆液体积，液气比是湿法FGD系统设计和运行的重要参数之一，液气比的大小反应了吸收过程的推动力和吸收速率，对FGD系统的技术性能和经济性能具有重大的影响，液气比直接决定了浆液循环泵运行的数量和容量。
该电厂每个吸收塔配有三塔浆液循环泵，浆液循环泵各带一层浆液喷淋层，每层喷淋层布置有88个螺旋式喷嘴，浆液在压力的作用下呈雾状喷出，吸收塔液气比控制在9.89。该厂将通过选择增加一台浆液循环泵，对应增加一层喷淋层，并对原有三台浆液循环泵进行扩容，增加了吸收塔的液气比，是液气比提高至12以上，强化传质，还增加浆液的雾化程度，保证液滴分散开，两两不接触，使吸收塔覆盖率达300%，充分提高了液滴与SO2的接触面积，增加了SO2的溶解度，提高脱硫效率。
2.3 循环浆液固体物停留时间
因为需要增加喷淋管及喷嘴和吸收塔循环泵，塔内通常也没有足够的可用空间。为了加强塔内气体和浆液的接触，增加循环浆液的停留时间，吸收塔中烟气的停留时间越长，与喷淋而下的浆液接触时间越长，反应的越完全，脱硫效率也就越高。
因此，可以采取两种方法，一是可以通过增加托盘实现，降低煙气流速，增加烟气与吸收剂的接触时间；二就是对喷淋塔的高度进行提高，吸收塔喷淋塔的高度由三大部分组成，即喷淋塔吸收区高度、喷淋塔浆液池高度和喷淋塔除雾区高度，只有保证烟气在每一个区域内停留时间充分，才能保证吸收塔内各种反应可以有充足时间进行反应，因此，必须对吸收塔的整体高度进行提高。该电厂吸收塔总高度提升10m左右，为保证吸收塔的稳定性，必须对地基进行重新夯实，保证烟气与循环浆液接触时间增加2min以上，使浆液充分反应，浆液结晶良好，保证吸收塔内部反应持续进行，提高脱硫效率。
2.4 其他方面的改造
吸收塔在进行上述改造后，烟气中的含水量必然增加，增加了吸收塔周围产生“石膏雨”的现象，为进一步解决这种现象的发生，必须增加一层除雾器，减少烟气含水量。此外，国内业界认为吸收塔出口含尘量一般为吸收塔出口烟气液滴量的百分之二十的值，因此，增加除雾器也必然减少了出口含尘量，只要将出口烟气量含水量控制在25mg/m3以下即可。
3.改造期间发生的问题
3.1 烟气爬升高度降低
2014年，该电厂进行设备改造，将增压风机与引风机进行合并，旁路拆除等改造，该电厂没有设置GGH，使得出口烟温不会达到60℃以上，在进行超低排放改造过程中发现，烟囱排出烟气爬升高度降低，致使周围降水严重，腐蚀设备，解决此问题，必须将引风机扩容或者减少托盘带来的阻力，为施工带来了一定的困难。
3.2 PH值的控制
吸收塔内设置托盘，必然将浆液进行分层处理，导致PH上下不一致，增加了调整的困难。吸收塔喷淋层上部PH值尽量偏碱性，增加吸收SO2的能力以及石膏结晶析出能力；喷淋层下部PH偏酸性，溶解GaCO3。必须进行数据整理分析，取得最优值。
3.3 厂用电增加
近年，“节能降耗”是每一个电厂追求的理念，进行机组改造，必然将使脱硫厂用电增加，原厂用电在0.65%左右，在进行超低排放改造以后，其厂用电增加至1.33%左右，在运行期间，为降厂用电，必然要进行设备优化运行，保证参数的同时，也要节能降耗。
4.结论
该电厂选择此种超低排放改造，主要是此种方法安全可靠，应用面广，已经有多家电厂采用。该电厂通过此方案的设备改造，改造后保持原有烟气不变的情况下，增加入口SO2基准至3290mg/m3，；出口SO2最大值保持在30mg/m3，脱硫效率达到99%以上，真正达到“零排放”标准。（基准氧含量6%条件下）
改造后，保证了吸收塔出口SO2含量能达到环保要求小于35mg/Nm3的标准，在今后的运行过程中，根据实际进行调整，以安全、经济、节能为前提，确保“零排放”。
参考文献
[1] 魏新，陕西某电厂超低排放改造方案选择及优化，中国科技期刊数据库，2016（10），109-110.