超低排放改造后脱硫系统出口粉尘无法达设计值的分析与对策

李强

（四川中电福溪电力开发有限公司，四川 宜宾 645152）

1 原有单塔单循环脱硫系统概况

二氧化硫入口9000mg/Nm3，出口小于400mg/Nm3，满足现行环保排放标准；粉尘入口80mg/Nm3，出口小于30mg/Nm3，满足现行环保排放标准；配备5 层喷淋层，双层屋脊式除雾器；原吸收塔设计五层喷淋层时除尘效率为70%；预留一层喷淋层安装空间。配备3 台八级高速离心式氧化风机，矛枪插入式氧化风布置；外购粉方式调浆，250 目，过筛率90%，含钙量91%以上石灰石粉制备吸收剂。

2 改造后双塔双循环脱硫系统概述

设计值：二氧化硫入口12000mg/Nm3，出口小于35mg/Nm3；粉尘（DUST）入口30mg/Nm3，设计出口小于5mg/Nm3；配备3+5 层喷淋层，使用3+1 层高效屋脊式除雾器辅助控制出口粉尘增量，除雾器出口烟气湿度不大于20mg/Nm3；一级吸收塔烟气流速4.5m/s，二级吸收塔烟气流速3.55m/s，烟气总量仍按原系统BMCR 工况设计，为197.5×104Nm3/h；改造原预留一层喷淋层安装空间，布置第一级管式除雾器，以上区域配备三层高效屋脊式除雾器；二级吸收塔内布置喷淋托盘；增配1 台八级高速离心式氧化风机，合计4 台，一级吸收塔管网式氧化风管布置，二级吸收塔沿用矛枪插入式氧化风布置；一二级吸收塔合并母管式供风；吸收剂不变。设计脱硫效率不低于99.7%，吸收塔出口粉尘浓度小于10mg/Nm3的环保要求。

3 改造后实际运行情况概述

试运期间，60%负荷调试期间出现入口含硫量12000mg/Nm3左右波动，运行方式3+3，3 台氧化风机启动，备用1 台，供浆系统投自动，脱硫系统出口含硫量稳定在20mg/Nm3，脱硫效率达99.83%。该过程中分别进行了一二级塔的喷淋层排列组合状态下粉尘取样测量，粉尘含量始终维持较高的水平，无法达到小于10mg/Nm3的原设计要求，进行了出口液雾滴取样比对及蛇形管滴定监测，基本维持在20mg/Nm3左右。

4 整改过程简述

本方案进行了多种循环浆液泵搭配组合方式进行反复测试，发现粉尘均无法达到协议要求，随后停机整改。简要情况如下。

第一次整改处置方案：对脱硫系统进行冷态测试，以核实粉尘是否由浆液携带造成。对喷淋托盘孔径、开孔率进行调整后，对喷淋托盘进行更换。更换原吸收塔第四层和第五层喷淋层喷嘴更换为单头单向喷嘴。从原吸收塔供浆管引一路支管至原吸收塔浆池，以调整原吸收塔供浆方式。

第一次结论：经过多种循环浆液泵搭配组合方式进行反复测试，不满足超低排放标准（粉尘排放值测试结果平均在20mg/Nm3）。

第一次整改后分析与第二次处置方案：试验中滤膜称重结果表明，脱硫后的颗粒物从105 ～160℃烘干，质量失重约80%；石灰石粉和其水溶液观察结果表明，石灰石粉呈现灰色（类似铁粉和灰），水溶液表面有油和其他黑色漂浮物（后证明此为该片区石灰石含有机物较多造成的特有情况）。分析结论为大部分为有机物。喷淋托盘、喷淋层和除雾器等部件总体无堵塞、无损伤、无松动。拆除脱硫除雾器导流板后减少烟气扰动。测量时所有取样孔均进行取样，取样体积满足《固定污染源废气低浓度颗粒物测定重量法》要求，减小测量误差。

处理后分析：调整机组燃煤煤质，测试启动A 塔（前塔）3 泵，B 塔（后塔）5 台泵全停工况；经测试，该工况下粉尘浓度仍然超标，证明喷淋托盘是粉尘超标的主因不成立。拆除除雾器导流板，减小烟气扰流，测试结果证明影响幅度可忽略。同时发现脱硫喷淋托盘孔径改小后，出口粉尘有增大趋势。

第二次结论：不满足超低排放标准，粉尘排放值测试结果平均在18mg/Nm3，160℃烘干后减重量仍在70%～80%之间。

第二次整改后分析与第三次处置方案：（1）更换喷淋托盘至原设计值，增加供浆方式——浆液直接供至塔内；（2）脱硫系统B 吸收塔第二、三、五喷淋层单头双向喷嘴全部更换为单向双头喷嘴。处理后分析：喷淋层喷嘴对粉尘有一定的影响，单头喷嘴的反向压制功能得到了印证，但从测试数据观察仍未找到主因。

第三次结论：不满足超低排放标准，粉尘排放值测试结果平均在19mg/Nm3，160℃烘干后减重量仍在80%～90%。

第三次整改后：增设强制循环并进行置换吸收塔浆液；处理结果：实验结果出口粉尘浓度仍在10mg/Nm3上下，但仍然未得到有效处理。

后续处置措施：在前几次整改的基础上又分别进行了运行调整、除雾器更换等措施，仍未彻底解决粉尘超出设计值的问题。

最终处置措施：在综合考虑各种问题的情况下，从降低烟温、冷凝气溶胶液滴的角度出发，参考废水零排放回收技术，在电除尘前加装了一套喷水降温装置，装置采用压缩空气作为雾化的主要方式，以工艺水作为主要水源，消防水作为辅助水源，以不大于每小时20t 的进水量使用双流体喷枪以一定的角度进行均匀喷雾，最终达到了技术协议约定要求（≤5mg/Nm3）的出口排放值，至此彻底解决了粉尘无法达到设计值的问题。

5 超低排放改造后脱硫系统出口粉尘无法达设计值解决方案分析

从以上实例的整改试验全过程，总结出如下的针对超临界W 型火焰机组情况下，粉尘超标的处置方式分以下两种情况，分别阐述处理方案。

（1）A 类：若脱硫装置出口粉尘取样结果在105℃逐步升温至160℃时，失重量大于50%以上的情况（以下处置方法前提为脱硫装置已设置了高效除雾器）：不设置低温省煤器与GGH 换热器的情况下，以超临界W 型燃烧无烟煤机组为例，烟温降低至120 ～130℃，加入电除尘自升温所带来的温升5 ～8℃，最终到脱硫系统吸收塔入口的烟温将维持在130 ～140℃，此时出口粉尘将出现较大幅度波动，若目标值设定为降低吸收塔入口烟温至120℃以下时，脱硫装置出口粉尘则相对稳定且数据较小，此为一种调节手段；如“节流环”、“喷淋托盘（含耦合单元、传质机构、FGD 装置）”，从大幅度降低局部产生“空气炮”效应发生的可能性角度出发，增加烟气在吸收塔内的滞留时间，从而使得浆液与烟气的接触面积与时间增大，充分利用石灰石—石膏湿法脱硫的洗尘功能。以FBE 技术流派为例，正常情况下，脱硫装置洗尘效率均可达到甚至超过78%，正是利用这种强制洗尘效果，可达到脱硫除尘协同治理的目的，但此种情况下，若产生了局部节流从而提高了局部烟气流速，将导致烟气夹带物增大，除雾器效果下降。

从气溶胶生成原理角度扼制其进入脱硫系统的可能性，利用电除尘收集下来的飞灰进行反向包裹液滴状的气溶胶，使其进入输灰系统。此种情况的布置方案可分为3 种：①设置低低温省煤器，降低烟气温度；②设置GGH 换热器；③引用脱硫废水系统回收利用措施，在电除尘前增加喷水降温装置，但需注意安装位置需尽量远离电除尘入口烟道，严格控制进水量不大于20t/h（根据机组型式、负荷与烟气量需进行重新校核），防止大量水汽随烟气进入电除尘内部形成反电晕，造成击穿短路，使电除尘失备。在实际操作中，发现针对案例中600MW 超临界W 型燃煤机组仅需12t/h 喷水量即可满足出口排放需要，而在后续进行全面性检查时，未发现电除尘内部有板结情况；在满足超低排放改造所需求的脱硫效率前提下，喷淋层喷嘴采用单向喷嘴，以反向压制能力进一步降低烟气夹带。

（2）B 类：若脱硫装置出口粉尘取样结果在105℃逐步升温至160℃时，失重量未发现明显异常的情况：在超低排放改造规划中考虑增加湿式电除尘，以此提升整套系统负载，但现阶段行业趋势均为摒弃湿式电除尘或其变种的高能耗设备，此条酌情采用；采用冷凝湿膜屋脊式除雾器进行后端减温冷凝，以此来包裹粉尘予以回流至吸收塔的塔池内，与石膏浆液混合后，以排出石膏的方式予以脱除。

此种方案优点在于：设备简单，设备改动量小，仅需在原有屋脊式除雾器内部增设1 套冷凝单元，外接1 台供水泵与一套储水罐即可；能源消耗小，能源仅为1 台75kW 供水泵（视吸收塔标高酌情选择适合的扬程）；设备阻力小，阻力值可根据降温要求进行灵活调整，模块式结构检修便捷；此种方案缺点在于水平衡调节困难。冷凝的基础就是将烟气携带的水汽凝结成水滴，相互碰撞汇集后进行回流，由于烟气冷凝过程中将烟气中大量水汽进行了凝结，极易造成塔池水平衡被破坏，塔池液位无法维持，因此在使用此方案时需从运行调节提前量与事故应急排浆措施方面进行充分考虑；吸收塔除雾器主、副粱改动较大。部分低含硫燃煤机组由于其吸收塔原设计并没有考虑除雾器的增设模块问题，因此在增设冷凝模块时存在空间不足、固定位置偏移、回流通道缺失等问题，因此可能存在需在原有设计基础上改动主、副粱，甚至需对原有吸收塔进行增高处理。

脱硫装置超低排放改造方案采用双塔双循环+旋汇耦合单元+管束式除雾器进行协同治理。此方案在高含硫地区有着尤为重要的意义，现阶段火力发电企业均面临煤炭市场的大浮动波动情况，加之配煤掺烧与降本增效工作的推进，来煤杂乱、品质不等、含硫无法稳定在设计值以内等问题，此种方案将有效的解决以上问题。利用FBE 技术流派配合塔内增效单元与管束式回旋除雾技术，能有效的降低出口SO2排放与粉尘排放，同时对PM2.5 以下的粉尘脱除效果较好；加装净烟道除雾器。此方式仅适用于粉尘超出部分不大，在合格值周围徘徊的情况，此种方式灵活性较差，但经济性较高，投资与施工均不会对企业造成较大负担。但此项需校核引风机出力裕度，特别是针对脱硫增压风机与引风机合并后的机组，否则将一定程度上影响机组带负荷能力。

6 结语

本文仅针对案例炉型高含硫、高氮氧化物状态下通过试验分析对策，并不是一成不变的，环境温度、湿度、石灰石粉成份变化，脱硫装置用水的变化、废水系统启停频次等均可影响到出口排放数值的高低，可根据实际取样分析结果与机组特性进行有针对性的处理，也可多重手段合并使用。