以燃燒特高硫煤300MW單元應(yīng)用的旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化技術(shù)為研究對(duì)象，對(duì)該技術(shù)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試和評(píng)價(jià)。測(cè)試結(jié)果顯示，燃煤硫分為5%左右時(shí)，脫硫系統(tǒng)的脫硫效率穩(wěn)定在99.70%~99.82%，SO2排出質(zhì)量濃度為23.4~30.8mg/m3，SO2超低排出可滿足35mg/m3以下的除塵效率為78.6%~87.8%，顆粒排出質(zhì)量濃度穩(wěn)定在4.60~5.76mg/m3，顆粒超低排出濃度為10mg/m3以滿足與脫硫單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)系統(tǒng)技術(shù)改造方案相比，這種SO2超低排放技術(shù)的改造和運(yùn)行費(fèi)用具有較大優(yōu)勢(shì)。

近年來(lái)，中國(guó)大氣霧污染問(wèn)題越來(lái)越嚴(yán)重，大量極細(xì)粒主要來(lái)源于工業(yè)排放和氣體污染物的轉(zhuǎn)換，文獻(xiàn)[1]大氣PM2.5中的主要化學(xué)成分以質(zhì)量濃度排序?yàn)榱蛩岣?SO42-)>；硝酸根(NO3-)>；銨根(NH4+)>；有機(jī)碳(OC)>；鈉離子(Na+)>；元素碳(EC)，文獻(xiàn)[2]認(rèn)為煤電廠排放在大氣中的PM2.5占全社會(huì)總量的10%，因此降低火電廠SO2、粒子等污染物的排放濃度至關(guān)重要。

《火力發(fā)電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB1323-2011)[3]要求，新建、現(xiàn)有燃煤鍋爐對(duì)SO2排放要求分別為100mg/m3、200mg/m3，廣西、重慶市、四川省和貴州省火力發(fā)電鍋爐由于燃煤硫比較高，排放量小于200mg/m3和400mg/m3的標(biāo)準(zhǔn)，重點(diǎn)地區(qū)SO2排放量均小于50mg/m3，超低排放要求SO2排放量小于35mg/m3。

根據(jù)《中國(guó)煤中硫分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)》，中國(guó)高硫煤(硫分為2%~3%)占7.86%，特高硫煤(硫分>；3%)占8.54%，硫分高的煤主要集中在西南和中南地區(qū)，華東和華北地區(qū)上部煤層硫分低，下部煤層硫分高。

為了實(shí)現(xiàn)超低排放，中國(guó)火力發(fā)電環(huán)境保護(hù)產(chǎn)業(yè)不斷研究總結(jié)和技術(shù)進(jìn)步，從2013年下半年開(kāi)始，少數(shù)東部地區(qū)的電力企業(yè)自主發(fā)布超低排放，陸續(xù)在火力發(fā)電廠實(shí)施超低排放改造。根據(jù)《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2021年)》(發(fā)展改革能源〔2014〕2093號(hào))的文件要求，各大電力集團(tuán)、地方電力制定了十三五的超低排放計(jì)劃，嚴(yán)格按要求在2021年前完成超低排放改造。

文獻(xiàn)[4]燃煤硫分>1.25%時(shí)，為了達(dá)到超低排放，需要更高的脫硫效率。目前國(guó)內(nèi)對(duì)中低硫煤SO2超低排放改造的技術(shù)路線有脫硫除塵一體化技術(shù)、單塔雙循環(huán)技術(shù)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)、雙塔雙循環(huán)加托盤技術(shù)。特高硫煤SO2超低排放研究較少。

北京清新環(huán)境技術(shù)株式會(huì)社研究了燃燒特高硫煤SO2超低排放技術(shù)，該技術(shù)已應(yīng)用于國(guó)內(nèi)350MW超臨界燃煤凝汽式發(fā)電機(jī)組煙SO2超低排放改造工程。為客觀評(píng)價(jià)該技術(shù)的應(yīng)用效果，監(jiān)測(cè)和評(píng)價(jià)某發(fā)電廠2號(hào)超臨界燃煤機(jī)組在不同運(yùn)行情況下排出的SO2等污染物濃度。

1旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化技術(shù)原理

煙氣通過(guò)旋轉(zhuǎn)耦合裝置和漿液產(chǎn)生可控的亂流空間，提高氣液固三相傳質(zhì)速度，完成一級(jí)脫硫除塵，同時(shí)實(shí)現(xiàn)快速降溫和煙氣均布的亂流器煙繼續(xù)通過(guò)高效的淋浴系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)SO2的深度去除和粉塵的二次去除的煙進(jìn)入管束式除塵除霧裝置，在離心力的作用下，霧滴和粉塵最終被墻面的液膜捕獲，實(shí)現(xiàn)粉塵和霧滴的深度去除。

2脫硫超低排放改造

北京清新環(huán)境技術(shù)株式會(huì)社對(duì)某發(fā)電廠2號(hào)單元實(shí)施超低排放改造，在原脫硫裝置的基礎(chǔ)上進(jìn)行，設(shè)計(jì)脫硫裝置入口煙氣中SO2質(zhì)量濃度≤11627mg/m3條件下，出口SO2濃度達(dá)到超低排放要求。工程于2021年運(yùn)行，脫硫系統(tǒng)的主要設(shè)計(jì)和保證指標(biāo)參數(shù)見(jiàn)表1。

表1脫硫系統(tǒng)的主要設(shè)計(jì)和保證指標(biāo)參數(shù)

本次效果改造結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行的實(shí)際情況，在原吸收塔的基礎(chǔ)上進(jìn)行，采用吸收塔不提高的方案。吸收塔由吸收漿池和吸收區(qū)兩部分組成。本次改造原原來(lái)的5臺(tái)循環(huán)泵的利用，追加了1臺(tái)循環(huán)泵和淋浴層。增加的一臺(tái)循環(huán)泵，流量7800m3/h，揚(yáng)程30.5m，功率1000kW，噴嘴采用離心錐形，單向噴霧，壓力0.05mpa。氧化空氣系統(tǒng)、石灰石制漿系統(tǒng)、石膏漿排放系統(tǒng)等利潤(rùn)老化，無(wú)需改造。

3系統(tǒng)性能測(cè)試和評(píng)價(jià)

3.1測(cè)試狀況

2號(hào)單元在測(cè)試期間，單元負(fù)荷分別為350MW和278MW，單元負(fù)荷穩(wěn)定，燃煤種類、煤質(zhì)基本不變，燃料配比不變，鍋爐無(wú)油槍助燃，無(wú)吹灰和焦點(diǎn)，袋式除塵器

3.2采樣和測(cè)試方法

污染物和煙氣參數(shù)測(cè)試參考固定污染源排氣中粒子狀物的測(cè)定和氣體污染物的采樣方法(GB/T16157-1996)[5]、燃煤煙氣脫硫設(shè)備性能測(cè)試方法(GB/T21508-2008)[6]、Stationarysourcemissionss-Determination設(shè)備性能測(cè)試方法(GB/T21508-2008)[6]、Statationarysourysisiomisions-Demisions-Detinatinatinatinatinatinationationtions-Dinatinationatiofme)[6][6](GBationtiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontionte)的手機(jī))。污染物采樣和分析方法見(jiàn)表2。

表2污染物取樣和分析方法

測(cè)試儀器:德國(guó)羅斯蒙特NGA2000煙氣分析儀、青島高度3012H自動(dòng)煙塵(氣)測(cè)試儀、取樣頭和濾膜一體化裝置、液滴收集器、SO3氣體取樣系統(tǒng)。

3.3測(cè)試結(jié)果

在不同負(fù)荷條件下，脫硫系統(tǒng)的脫硫效率和出口污染物濃度為表3，污染物濃度均為標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)、干燥基礎(chǔ)、6%O2。

表3顯示，旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化技術(shù)在全負(fù)荷狀況下脫硫效率為99.70%~99.78%，平均值為99.75%，出口SO2質(zhì)量濃度為24.7~30.8mg/m3，平均值為28.0mg/m3，中負(fù)荷狀況下脫硫效率為99.82%，出口SO2質(zhì)量濃度為23.6mg/m3，脫硫效率高，中負(fù)荷狀況均高于99.7%，比保證效率高0.05%~0.12%脫硫效率、出口SO2質(zhì)量濃度在不同負(fù)荷條件下相對(duì)穩(wěn)定，與單元運(yùn)行負(fù)荷基本無(wú)關(guān)。

表3顯示，高負(fù)荷狀況下入口SO2的質(zhì)量濃度為10153.5~11814.6mg/m3，平均值為11019.3mg/m3，入口SO2的質(zhì)量濃度比設(shè)計(jì)值高-12.67%~1.61%，平均值比設(shè)計(jì)值高-5.23%

旋匯耦合濕法脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)6臺(tái)循環(huán)漿液泵,在試驗(yàn)期間漿液循環(huán)泵F停運(yùn),其余5臺(tái)漿液循環(huán)泵正常運(yùn)行,說(shuō)明該脫硫系統(tǒng)有1臺(tái)漿液循環(huán)泵可以作為備用,可確保在煤質(zhì)硫分往上波動(dòng)時(shí),或某臺(tái)漿液循環(huán)泵發(fā)生故障時(shí),旋匯耦合濕法脫硫系統(tǒng)仍可保證較高的脫硫效率和出口SO2達(dá)到超低排放。

表3耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)的主要污染物去除效率和排出濃度

表3還可以看出，耦合脫硫除塵一體化技術(shù)對(duì)顆粒物、SO3、液滴也有一定程度的去除效果。高、中負(fù)荷狀況下顆粒物的除塵效率為78.6%~87.8%，出口顆粒物濃度為4.60~5.76mg/m3，傳統(tǒng)空塔濕式煙氣脫硫系統(tǒng)的除塵效率基本為50%左右，旋轉(zhuǎn)耦合濕式脫硫系統(tǒng)的除塵效率明顯高于濕式煙氣脫硫系統(tǒng)的除塵效率，出口顆粒物濃度均低于10mg/m3

在高、中負(fù)荷的情況下，SO3的去除效率為61.5%~75.2%，比文獻(xiàn)高[8、9、10、11]的SO3氣溶膠粒子難以吸收，傳統(tǒng)石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)對(duì)SO3的去除效率為30%~50%脫硫系統(tǒng)出口液滴的質(zhì)量濃度為17.5~23.6mg/m3，遠(yuǎn)低于火力發(fā)電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范石灰石-石膏濕法脫硫(HJ/T179-2005)規(guī)定的液滴質(zhì)量濃度為75mg/m3

4經(jīng)濟(jì)分析

電廠單臺(tái)350MW機(jī)組超低排放改造費(fèi)用2000萬(wàn)元，系統(tǒng)增加的阻力在550Pa左右，與同類型機(jī)組超低排放改造投資費(fèi)用和增加的阻力相比，如圖1所示。

圖1超低排放改造投資和增加的阻力

從圖1可以看出，旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化系統(tǒng)的投資成本為單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)的57%，單塔雙循環(huán)+濕除技術(shù)的40%，雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)的50%，雙塔雙循環(huán)+濕除技術(shù)的36%，單塔雙循環(huán)，雙塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)只能脫SO2，對(duì)顆粒物的脫硫效率低可轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化技術(shù)投資成本低。

從增加的阻力來(lái)看，在旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化系統(tǒng)中脫硫系統(tǒng)只增加了一臺(tái)漿液循環(huán)泵，增加了阻力150Pa，高效管束除塵霧器增加了阻力400Pa，超低排放改造總阻力只增加了550Pa，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)增加的阻力，其增加的能源消耗最低，因此從投資和運(yùn)行成本來(lái)看，旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化技術(shù)具有較大的優(yōu)勢(shì)。

5結(jié)論

（1）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)在350MW機(jī)組燃用特高硫煤脫硫系統(tǒng)的脫硫效率為99.70%~99.82%,SO2排放濃度在23.6~30.8mg/m3,能夠滿足SO2超低排放小于35mg/m3的要求。

(2)旋轉(zhuǎn)耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)對(duì)粒子狀物、SO3、液滴也有較好的除塵效率，對(duì)粒子狀物的除塵效率為78.6%~87.8%，出口粒子狀物濃度為4.60~5.76mg/m3SO3的除塵效率為61.5%~75.2%的液滴排放濃度為17.5~23.6mg/m3，遠(yuǎn)低于火力發(fā)電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范石灰石膏濕法脫硫(H/T17-2005)規(guī)定的液滴質(zhì)量濃度為75mg/mg/m3

（3）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)具有脫硫效率高,對(duì)多種污染物排放一體化解決的優(yōu)勢(shì),投資和運(yùn)行成本較低,系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定,該技術(shù)在特高硫煤350MW機(jī)組上的成功應(yīng)用,為較低成本解決特高硫煤SO2超低排放提供了技術(shù)途徑。