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)為研究對象，對該技術(shù)進行現(xiàn)場測試和評價。測試結(jié)果顯示，燃煤硫分為5%左右時，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)的改造和運行費用具有較大優(yōu)勢。

近年來，中國大氣霧污染問題越來越嚴(yán)重，大量極細(xì)粒主要來源于工業(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)量濃度排序為硫酸根(SO42-)>；硝酸根(NO3-)>；銨根(NH4+)>；有機碳(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)《中國煤中硫分級標(biāo)準(zhǔn)》，中國高硫煤(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。

為了實現(xiàn)超低排放，中國火力發(fā)電環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)不斷研究總結(jié)和技術(shù)進步，從2013年下半年開始，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)電廠實施超低排放改造。根據(jù)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2021年)》(發(fā)展改革能源〔2014〕2093號)的文件要求，各大電力集團、地方電力制定了十三五的超低排放計劃，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，為了達(dá)到超低排放，需要更高的脫硫效率。目前國內(nèi)對中低硫煤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)用于國內(nèi)350MW超臨界燃煤凝汽式發(fā)電機組煙SO2超低排放改造工程。為客觀評價該技術(shù)的應(yīng)用效果，監(jiān)測和評價某發(fā)電廠2號超臨界燃煤機組在不同運行情況下排出的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，完成一級脫硫除塵，同時實現(xiàn)快速降溫和煙氣均布的亂流器煙繼續(xù)通過高效的淋浴系統(tǒng)，實現(xiàn)SO2的深度去除和粉塵的二次去除的煙進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)株式會社對某發(fā)電廠2號單元實施超低排放改造，在原脫硫裝置的基礎(chǔ)上進行，設(shè)計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年運行，脫硫系統(tǒng)的主要設(shè)計和保證指標(biāo)參數(shù)見表1。

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

本次效果改造結(jié)合現(xiàn)場運行的實際情況，在原吸收塔的基礎(chǔ)上進行，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。本次改造原原來的5臺循環(huán)泵的利用，追加了1臺循環(huán)泵和淋浴層。增加的一臺循環(huán)泵，流量7800m3/h，揚程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)等利潤老化，無需改造。

3系統(tǒng)性能測試和評價

3.1測試狀況

2號單元在測試期間，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，鍋爐無油槍助燃，無吹灰和焦點，袋式除塵器

3.2采樣和測試方法

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

表2污染物取樣和分析方法

測試儀器:德國羅斯蒙特NGA2000煙氣分析儀、青島高度3012H自動煙塵(氣)測試儀、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)荷條件下相對穩(wěn)定，與單元運行負(fù)荷基本無關(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)計值高-12.67%~1.61%，平均值比設(shè)計值高-5.23%

旋匯耦合濕法脫硫系統(tǒng)設(shè)計6臺循環(huán)漿液泵,在試驗期間漿液循環(huán)泵F停運,其余5臺漿液循環(huán)泵正常運行,說明該脫硫系統(tǒng)有1臺漿液循環(huán)泵可以作為備用,可確保在煤質(zhì)硫分往上波動時,或某臺漿液循環(huán)泵發(fā)生故障時,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)濟分析

電廠單臺350MW機組超低排放改造費用2000萬元，系統(tǒng)增加的阻力在550Pa左右，與同類型機組超低排放改造投資費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，因此從投資和運行成本來看，旋轉(zhuǎn)耦合脫硫除塵一體化技術(shù)具有較大的優(yōu)勢。

5結(jié)論

（1）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術(shù)在350MW機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)對粒子狀物、SO3、液滴也有較好的除塵效率，對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,對多種污染物排放一體化解決的優(yōu)勢,投資和運行成本較低,系統(tǒng)運行穩(wěn)定,該技術(shù)在特高硫煤350MW機組上的成功應(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。