0 引言
燃煤電站大氣污染物脫除與協同控制是當前能源環境領域的戰略性前沿課題之一，也是研究的熱點和難點，燃煤電廠產生的煙塵、SOX、NOx等污染物是造成我國屢次發生大面積重度霧霾天氣的重要原因之一。在該背景下，2014年9月，國家*、環保部和*聯合下發了《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》的通知，要求到2020年，現役600MW及以上燃煤機組改造后大氣污染物排放濃度基本達到超低排放限值，即SO2<35 mg/Nm3,NOX<50 mg/Nm3，粉塵<5mg/Nm3。利電積極響應減排號召，在2015年#8機組大修過程中進行了超低排放改造，本文對脫硫改造的技術路線、改造后的實際效果及存在的問題進行了總結與分析，以期望能確定*下燃煤發電機組脫硫“超低排放”技術路線，在公司其它幾臺機組上盡快實施。
1脫硫改造技術方案的選擇
#8機組脫硫裝置為一爐一塔配置，吸收塔型式為逆流噴淋空塔，采用德國魯奇·能捷斯·比曉夫公司的石灰石-石膏濕法脫硫全套核心技術，配有三層噴淋層，設計脫硫效率95%，入口SO2濃度低于1572 mg/Nm3時，出口SO2濃度不高于79 mg/Nm3，達不到超低排放的要求，需進行脫硫提效改造。
現有燃煤電廠采用了不同的脫硫超低排放改造技術路線，在脫硫超低排放改造后均可達到SO2濃度低于35mg/Nm3的排放水平[2]。目前主流的脫硫提效改造方式有單塔雙循環、雙塔雙循環、單塔分區、單塔單循環（增加托盤強化傳質）技術、旋匯耦合（旋流霧化）等技術。其中單塔雙循環和雙塔雙循環技術對脫硫效率提升作用較明顯，且能適應較高的燃煤硫份，但改造過程中均要增加副塔或漿池，適用于場地充裕，含硫量較高的增容改造項目。文獻[3]中所介紹的單塔單循環（強化傳質）技術相對于單塔雙循環和雙塔雙循環改造，較易于實施，且改造后的效果也很好，但是塔內增加托盤后，煙氣阻力增加很多，#8機組已進行引增合一改造，如脫硫提效再增加較多阻力，引風機的壓頭不足，如重新換型，造價較高，在本工程上不太合適。旋匯耦合技術目前在大機組上實際應用不多，有一定的技術風險。綜上并結合#8脫硫裝置原有比曉夫濕法核心技術，zui終選擇了單塔分區提效方式，增加2層漿液循環噴淋量，抬升吸收塔、提高吸收塔漿池容積和擴容氧化風的方式來進行脫硫提效改造，力求在改動zui小的情況下達到zui家的脫硫效果。
2“石膏雨”治理技術方案的選擇
#8爐脫硫裝置投運以來，由于采用濕煙氣直接外排方式，在環境溫度低，濕煙囪內煙氣在一定范圍內會凝結降落，俗稱“石膏雨”，給居民及廠區的環境帶來一定的影響，2012年9月實施熱二次風加熱凈煙氣的方案使問題得以解決。但超低排放要求凈煙氣粉塵<5 mg/Nm3，原有的熱二次風加熱凈煙氣的方案已經滿足不了這一*zui嚴粉塵排放標準。此外排口處的SO2想要達到<35 mg/Nm3的標準，要求脫硫原、凈煙氣側的泄漏率接近0，對于常規的回轉式煙氣-煙氣再熱器難以滿足此要求。考慮加熱凈煙氣消除“石膏雨”的同時還能夠zui大限度的利用排煙余熱，在治理“石膏雨”的技術路線上選擇了增設中間熱媒體煙氣換熱器MGGH（mediagas-gas heater），利用熱媒水吸收排煙余熱來加熱凈煙氣。在吸收塔入口增設一臺煙氣冷卻器，濕式電除塵器出口增設一臺煙氣再熱器，為防止低溫腐蝕，材料選擇上非常慎重，入口段選擇了耐酸腐蝕的ND鋼，這種材料在一期脫硫煙冷器項目上已有近三年的成功運行經驗，加熱器的低溫段選用耐腐蝕的包塑管材料，確保將脫硫出口的濕煙氣加熱至65℃以上時再進入加熱器高溫段，高溫段材質為耐酸腐蝕的ND鋼，運行中控制煙氣冷卻器入口水溫不低于70℃，這樣能夠zui大限度的減少管材低溫腐蝕現象。
MGGH系統熱媒水為半開式循環，夏季高負荷煙氣冷卻器有多余的熱量時，回收煙氣余熱至#3低加，減少#3低加的抽汽量，達到降低汽機熱耗的目的。
3脫硫超低排放改造的應用效果
脫硫系統監測驗收及性能試驗數據
(1) 2015年7月14~15日，江蘇省環境監測中心對#8爐脫硫提效改造進行了監測驗收，測試數據表明，在機組額定負荷工況下，入口SO2濃度為1061～1102 mg/Nm3，出口SO2濃度為4~12 mg/Nm3，脫硫效率為99.0~99.7%之間，達到了超低排放要求。
(2) 為近一步驗證脫硫提效改造后的效果，2015年8月18~19日，安排了更高燃煤硫份的性能試驗，所有工況點的試驗結果均滿足超低排放要求，具體試驗數據見表1。
表1 #8爐脫硫超低排放改造后性能試驗數據
時間 | 負荷 | 原煙氣SO2濃度 | 循環泵臺數 | pH值 | 凈煙氣SO2濃度 | 脫硫效率 |
MW | mg/Nm3 | / | / | mg/Nm3 | % |
8.18 | 10:00 | 628.5 | 1778.0 | 4 | 5.94 | 18.28 | 98.6 |
12:00 | 630.9 | 1788.4 | 4 | 6.02 | 15.37 | 98.9 |
14:00 | 627.4 | 1886.0 | 4 | 6.02 | 15.26 | 98.9 |
8.19 | 16:00 | 628.2 | 1801.1 | 4 | 6.02 | 16.97 | 99.1 |
10:00 | 632.3 | 1944.4 | 4 | 5.97 | 16.02 | 99.1 |
12:00 | 629.3 | 1929.1 | 4 | 6.01 | 21.48 | 98.9 |
14:00 | 628.6 | 2015.3 | 4 | 5.99 | 14.20 | 99.2 |
| | 16:00 | 630.0 | 2071 | 4 | 6.00 | 17.4 | 99.0 |
3.2 MGGH系統應用效果
3.2.1 *消滅了“石膏雨”現象
原濕法脫硫后，雖然排口煙氣污染物已大幅降低，但由于出口煙氣為濕飽和狀態，在環境溫度低時會出現大量“冒白煙”現象，一些非行業內人士經常配上火電廠濕煙囪圖來說明燃煤電廠污染大，雖有專業性解釋，但公眾難免會產生誤解。這次#8機組增加MGGH系統后，吸收排煙余熱將凈煙氣加熱到80℃左右，原先煙囪冒白煙的現象消失，從視覺上*消除了污染源，目視煙囪排口真正“干干凈凈”，煙囪周圍也不會落下液滴，*消滅了“石膏雨”這個環保衍生品。
3.2.2機組高負荷時回收了排煙余熱至凝水系統
排煙熱損失一直是機組熱損失中zui大的一項，增加MGGH系統后，充分吸收了煙氣余熱，當機組排煙溫度較高，凈煙氣溫度高于設定溫度時，就可以充分利用排煙余熱來加熱凝結水。實際運行數據表明，機組負荷500MW以上時，MGGH系統能夠將#2低加出口凝水提高溫度約20℃后返回至#3低加，zui大回水量98t/h，這樣可以減少#3低加的抽汽量，減排的同時達到了節能的目的。
4改造后系統運行中存在的問題及解決對策
4.1吸收塔漿液大量起泡溢流
爐脫硫裝置進行超低排放改造運行一個多月后，運行人員發現吸收塔內出現大量泡沫，伴隨大量漿液從溢流管中溢出，吸收塔顯示液位低于正常運行液位近3m，判斷塔內存在大量泡沫后產生虛假液位。脫硫裝置自投產以來，吸收塔內未出現如此多的泡沫，如不及時處理，漿液會倒入原煙道，大量泡沫也會對循環漿液泵運行產生威脅，嚴重時會使脫硫裝置被迫停運。采用常規的減少循環漿液噴淋量等措施效果不明顯，只能向吸收塔內大量添加消泡劑，置換漿液并補充大量新鮮工藝水。
分析吸收塔內漿液大量起泡的原因主要應研究影響泡沫穩定性的因素，進入脫硫吸收塔的物質主要有煙氣、石灰石、工藝水以及其它系統補水。問題發生后，我們對這幾個主要影響因素進行了逐一分析。
(1) #8機組目前正常運行中，未有投油以及燃燒不充分等現象。查看#8爐吸收塔漿液近期常規測試項目，運行中控制的幾個主要指標均正常，石膏的純度也很高，且石膏二級脫水系統運行也很正常，說明#8爐塔內漿液的主要成分沒有發生變化。異常發生后取樣的 #8爐吸收塔漿液指標也正常。
表2 #8爐吸收塔漿液測試數據
項目 | 單位 | 8.25日 | 8.17日 | 控制標準 |
CaCO3 | % | 1.36 | 1.954 | ﹤3 |
CaSO4·2H2O | % | 97.73 | 96.99 | ﹥90 |
CaSO3 | % | 0.289 | 0.294 | ﹤1 |
cl- | mg/l | 3545.86 | 3486.86 | ﹤8000 |
pH | / | 5.95 | 5.97 | 5.0~6.0 |
(2) 石灰石的成分影響起泡的主要因素是石灰石中MgO的含量。2012年12月，曾出現所以運行吸收塔液位計顯示液位離溢流口還有1m多時就發生大量溢流現象，后查明原因為MgO含量高達6.68%[7]。MgO含量過高，不僅影響結晶和脫水，而且會與塔內SO42-廣反應產生大量泡沫，查看近期采購的石灰石中MgO含量均比較正常，另外石灰石為全廠公用，目前在運行的其它各臺機組吸收塔漿液均比較正常，未發生大量起泡現象，應不是由于石灰石的影響。
(3) 吸收塔水質控制主要是對工藝水品質的控制和對脫硫廢水處理系統的運行調節。在工藝水方面，若吸收塔補充的工藝水質達不到設計要求，COD等含量超標嚴重，運行中脫水系統或廢水處理系統未能正常投入，將使吸收塔漿液品質惡化，同樣易發生起泡現象。脫硫工藝水水質近期沒有明顯變化，化學RO濃排水排入脫硫系統已經有較長時間，未發生過此類現象，另外工藝水系統也為全廠公用，其它各臺在運行機組均比較正常。查看脫硫廢水排放情況，#8爐排放量基本正常，這點從cl-濃度上可以體現，所以應不是由于工藝水補水和廢水排放不正常造成的影響。
(4) 為達到“超低排放”限值要求，#8爐增加了濕式電除塵器，濕式電除塵器的優點在于，以霧化水作為沖洗介質，可以防止二次揚塵的發生，避免粘性較強粉塵在電極上發生粘掛，受粉塵顆粒度影響較小，對PM2.5控制明顯，可以同步進行氮氧化物、硫化物、重金屬的脫除。其沖洗水直接進入吸收塔地坑，由吸收塔地坑泵返回吸收塔內使用。這部分沖洗水中含有一些超細粉塵以及脫硫除霧器難以去除的液滴。是否是因為這些雜質進入吸收塔內產生泡沫，我們進行了以下2個試驗：
a、濕電沖洗水的起泡特性
將取樣的濕電沖洗水充分攪動和模擬從管道中噴淋下來的兩種情況，發現量杯上層有很多細小的泡沫，
b、將濕電沖洗水加入正常的#7爐吸收塔漿液后，查看起泡特性
將正常的#7爐吸收塔漿液取出，充分攪動，漿液表明并沒有多少泡沫（圖6），將這部分漿液加入部分#8爐濕電沖洗水后，再次進行同樣的充分攪動，發現漿液表明會產生泡沫。
從上述兩個試驗中我們可以定性的看出，#8爐濕電沖洗后排出的水有一定的起泡特性，如果加入脫硫吸收塔后，在大流量漿液逆流噴淋、氧化風鼓入的情況下，起泡特性還會進一步的加強。#8爐濕電沖洗水中含有一些細小的粉塵和其它雜質，這些惰性物質在吸收塔內不斷富集，在不斷逆流噴淋的循環漿液和氧化風的作用下，使吸收塔內本來就有的氣泡液膜穩定性增強，導致這些泡沫不容易破滅，全部從溢流管中溢出。大量泡沫產生后，使吸收塔內產生了虛假液位，所以在吸收塔顯示液位比正常值低近3m的情況下，還會有大量漿液溢出。此后將濕電沖洗水切除#8爐吸收塔一周后，吸收塔內起泡現象逐漸好轉。為驗證，一周左右后又將濕電沖洗水切回#8爐吸收塔，在切回的第5天后，吸收塔內又出現起泡現象。
隨后，我們對漿液起泡物取樣送檢，分析結果見表3：
表3 起泡漿液化學分析數據
組分 | Fe2O3 | Al2O3 | ZnO | MnO | SiO2 | CaO | MgO |
含量 | 1.55 | 6.44 | 0.01 | 0.13 | 9.00 | 31.7 | 0.46 |
組分 | P2O5 | SO3 | Cr2O3 | TiO2 | Na2O | F2O | F |
含量 | 0.10 | 25.9 | 0.03 | 0.24 | 0.09 | 0.45 | 23.6 |
化學分析中F含量很高，分析應該為煙氣中的粉塵攜帶。
應對措施：
(1) 盡量提高干電的除塵效率，降低進入吸收塔以及濕電的入口粉塵，讓盡量多的粉塵在干電中被收集。n
(2) 對濕電沖洗水的濁度、化學特性繼續跟蹤，為后續進一步處理后回收收集相關數據。
(3) 運行加強對#8爐吸收塔液位的監控和就地檢查，發現泡沫量多時，及時添加消泡劑；在出口SO2濃度不超標的情況，減少循環漿泵運行臺數，降低塔內噴淋量。
(4) 保證#8爐脫硫廢水的正常排放。
4.2新增MGGH系統后對脫硫水平衡的影響
MGGH投運后，煙氣冷卻器吸收了排煙余熱，使進入吸收塔內煙氣溫度大幅降低。脫硫裝置吸收塔內為絕熱蒸發換熱過程，煙氣在漿液噴淋洗滌過程中保持焓值始終是不變的，煙氣中的含濕量是不斷增加的，直至濕煙氣變為飽和狀態，吸收塔出口濕煙氣溫度隨入口煙氣溫度變化的值很小，可以認為其恒定，要滿足煙囪排放口溫度達到80℃，或者設定75℃后將多余熱量回收至低加，不考慮投入輔汽后的熱量平衡，則煙冷器入口段溫降無論在哪種工況下，基本需保持在30℃左右。
（1）計算MGGH投運后吸收塔內耗水量的減少
根據已知的理論計算公式，吸收塔入口煙氣溫度每降低5℃，吸收塔內蒸發水量會減少2.62kg/1000Nm3干煙氣[2]，將干煙氣流量和溫降值帶入，則耗水量變化值見表4：
表4:典型工況下MGGH投運后吸收塔蒸發水量減少
序號 | 項目 | 單位 | BMCR | BRL | 75%THA | 50%THA |
1 | 干煙氣流量 | 萬Nm3/h | 190.19 | 183.16 | 150.49 | 107.53 |
2 | 入口煙氣溫降值 | ℃ | 30 | 28.6 | 28.1 | 29.6 |
3 | 吸收塔內耗水量減少 | t/h | 29.9 | 27.4 | 24.2 | 18.2 |
（2）濕電沖洗水進入吸收塔量計算
濕式電除塵利用工藝水對煙氣極板極線進行沖洗，沖洗后的廢水全部進入吸收塔地坑，由地坑泵打入吸收塔，其沖洗水量比較固定，與機組負荷、煙氣量關系不大。通過關閉濕電沖洗水箱補水門，利用水箱液位降低值的方法計算得出：在7.6小時的循環沖洗時間內，水箱液位降低1.3m，計算出沖洗水量為3.4t/h，這部分沖洗水在濕電內幾乎不消耗，全部回收至吸收塔。
（3）吸收塔總計耗水量減少量
#8爐進行超凈排放改造后，MGGH使脫硫裝置耗水量減少，濕電沖洗后產生的廢水全部進入吸收塔，這兩部分合計使脫硫裝置耗水量減少值如表5：
表5：#8爐超凈排放改造后系統水平衡變化表
序號 | 項目 | 單位 | BMCR | BRL | 75%THA | 50%THA |
1 | MGGH使脫硫耗水減少量 | t/h | 29.9 | 27.4 | 24.2 | 18.2 |
2 | 濕電沖洗進入脫硫的水量 | t/h | 3.4 | 3.4 | 3.4 | 3.4 |
3 | 總計耗水減少量 | t/h | 33.3 | 30.8 | 27.6 | 21.6 |
| | | | | | | | |
吸收塔耗水量大幅減少后，給吸收塔液位控制帶來困難，特別是低負荷時。另外對于后續全廠廢水*工程的實施也帶來不利影響，因為脫硫是*能夠消耗低品位水源的一個“大容器”，增加MGGH系統后，依靠吸收塔來消耗低品位水源的量將大幅減少。
應對措施：
(1) 減少系統沖洗水內漏量，特別是除霧器沖洗，除霧器沖洗門運行中有內漏難以判斷，且沖洗門眾多，建議增加電動進水總門，在除霧器沖洗間隔內關閉電動總門。
(2) 利用事故漿罐緩沖容量，機組低負荷時收集多余系統水，高負荷時返回利用。
(3) 優化除霧器沖洗程序，根據實際情況，調整每層的沖洗間隔，下層適當多沖洗，上層減少沖洗，文獻[6]中曾嘗試對吸收塔除霧器的噴嘴流量進行調小，也起到了不錯的效果。
(4) 工藝冷卻、沖洗用水需根據實際情況動態調整。
5 結論
超低排放改造采用的一系列新設備和新技術目前行業內均無長時間運行經驗，且技術種類五花八門，對這些新系統運行中應多總結經驗，逐步摸索*運行方式；另外應及時解決運行中出現的一系列新問題，為后續的系統優化設計提供實際運行數據支持，zui終能使超低排放改造新增加的設備始終運行在zui家性能狀態點，達到真正“近*”的目標，為大氣污染物減排作出應有的貢獻。
