熱電廠循環(huán)流化床爐外脫硫的深度治理研究及優(yōu)化

林梓樺，王觀華

(中國能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院有限公司，廣州 510663)

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熱電廠循環(huán)流化床爐外脫硫的深度治理研究及優(yōu)化

林梓樺，王觀華

(中國能源建設(shè)集團(tuán)廣東省電力設(shè)計(jì)研究院有限公司，廣州 510663)

隨著我國經(jīng)濟(jì)持續(xù)高速發(fā)展，城市化和工業(yè)化進(jìn)程日益加快，各種大氣污染物排放急劇增加，大氣污染防治壓力繼續(xù)加大。某公司響應(yīng)國家號召，擬對運(yùn)行中的兩臺(tái)臺(tái)循環(huán)流化床(CFB)鍋爐進(jìn)行環(huán)保升級改造，并引進(jìn)國內(nèi)外先進(jìn)環(huán)保理念，應(yīng)用最先進(jìn)和成熟的環(huán)保技術(shù)實(shí)現(xiàn)爐外脫硫，使主要污染物排放指標(biāo)達(dá)到國際領(lǐng)先水平。

環(huán)保；改造；脫硫

循環(huán)流化床(CFB)鍋爐技術(shù)源于七十年代發(fā)展起來的新技術(shù),它的發(fā)展動(dòng)力在于人類社會(huì)對環(huán)境保護(hù)的日益重視。循環(huán)流化床技術(shù)是一種清潔燃燒技術(shù)，大大的減少了作為世界主要大氣污染源—燃煤電站的二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)排放，即從根本上解決了酸雨的問題。同時(shí)，循環(huán)流化床鍋爐還具有燃料適應(yīng)性廣、負(fù)荷調(diào)節(jié)性好、投資和運(yùn)行成本相對較低等優(yōu)點(diǎn)，因此該技術(shù)在全世界得到廣泛的應(yīng)用。

國內(nèi)某熱電公司為響應(yīng)國家號召，建設(shè)清潔電廠，體現(xiàn)企業(yè)的社會(huì)責(zé)任，擬對運(yùn)行中的兩臺(tái)循環(huán)流化床(CFB)鍋爐(后簡稱A項(xiàng)目)進(jìn)行環(huán)保升級改造，實(shí)現(xiàn)爐外脫硫，并引進(jìn)國內(nèi)外先進(jìn)環(huán)保理念，應(yīng)用最先進(jìn)和成熟的環(huán)保技術(shù)，使主要污染物排放指標(biāo)達(dá)到國際領(lǐng)先水平，最大限度地降低煙塵、二氧化硫、氮氧化物的排放，實(shí)現(xiàn)綠色供熱供電的目標(biāo)。

A項(xiàng)目地處成都西南部，根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011)的要求[1]，必須執(zhí)行煙塵<20 mg/Nm3、NOx<100 mg/Nm3、SO2<50 mg/Nm3的排放標(biāo)準(zhǔn)。

該熱電公司倡導(dǎo)“綠色供熱計(jì)劃”，其遠(yuǎn)期指標(biāo)規(guī)定：煙塵<10 mg/Nm3、NOx<100 mg/Nm3、SO2<35 mg/Nm3。

1 原有鍋爐情況介紹

A項(xiàng)目1-2號鍋爐共2臺(tái)150 t/h循環(huán)流化床鍋爐，為東方鍋爐廠生產(chǎn)制造，型號為DGJ 150/5.3—Ⅱ1。鍋爐采用單汽包、自然循環(huán)，半露天布置。鍋爐由一個(gè)膜式水冷壁爐膛，一臺(tái)汽冷式旋風(fēng)分離器和一個(gè)由汽冷包墻包覆的尾部豎井(HRA)三部分組成。

爐膛內(nèi)布置有兩片水冷蒸發(fā)屏。鍋爐共設(shè)有3臺(tái)給煤裝置和兩個(gè)石灰石給料口全部置于爐前，在前墻水冷壁下部收縮段沿寬度方向均勻布置。爐膛底部是由水冷壁管彎制圍成的水冷風(fēng)室，水冷風(fēng)室后布置風(fēng)道點(diǎn)火器，風(fēng)道點(diǎn)火器一共有兩臺(tái)，其中各布置有一個(gè)高能點(diǎn)火油燃燒器，用于鍋爐啟動(dòng)點(diǎn)火和低負(fù)荷穩(wěn)燃。風(fēng)室底部布置有3根Φ219排渣管，其中一根為事故排渣管。

爐膛與尾部豎井之間，布置有一臺(tái)汽冷式旋風(fēng)分離器，其下布置一臺(tái)“J”閥回料器。在尾部豎井中從上到下依次布置有高溫過熱器、低溫過熱器、省煤器和臥式空氣預(yù)熱器。過熱器系統(tǒng)中設(shè)有一級噴水減溫器。

2 原有除塵系統(tǒng)情況介紹

煙風(fēng)系統(tǒng)采用平衡通風(fēng)的方式，通過匹配送風(fēng)機(jī)與引風(fēng)機(jī)的出力平衡爐膛的壓力。鍋爐尾部煙氣流程為：空預(yù)器——靜電除塵器——引風(fēng)機(jī)——煙囪。根據(jù)現(xiàn)場實(shí)測結(jié)果，A項(xiàng)目除塵器出口粉塵濃度小于10 mg/Nm3，綜合考慮濕法脫硫系統(tǒng)的部分除塵能力及石膏含量，目前的煙囪出口煙塵排放濃度已滿足<10 mg/Nm3的排放要求。因此，原1-2號鍋爐的除塵器保留，不改造。新增脫硫裝置阻力由新設(shè)置的增壓風(fēng)機(jī)克服，原引風(fēng)機(jī)不改造。

3 改造研究

3.1 目前現(xiàn)狀

3.1.1 爐內(nèi)脫硫系統(tǒng)

循環(huán)流化床鍋爐的優(yōu)勢之一就是可以實(shí)現(xiàn)爐內(nèi)脫硫，進(jìn)而減少爐后煙氣脫硫系統(tǒng)的阻力。A項(xiàng)目1-2號鍋爐通過石灰石爐前給料系統(tǒng)，調(diào)整石灰石的給料量，改變爐內(nèi)Ca/S，保證爐內(nèi)脫硫效率。

3.1.2 脫硝系統(tǒng)

A項(xiàng)目1-2號鍋爐原有的SNCR脫硝裝置經(jīng)過當(dāng)?shù)丨h(huán)保局監(jiān)測均小于100 mg/m3,滿足環(huán)保要求，因此，A項(xiàng)目不考慮脫硝改造。

3.1.3 SO2排放現(xiàn)狀

A項(xiàng)目1-2號鍋爐原有的爐內(nèi)脫硫裝置經(jīng)過當(dāng)?shù)丨h(huán)保局監(jiān)測，平均值為300 mg/m3,不能滿足環(huán)保要求，因此，A項(xiàng)目在爐內(nèi)脫硫的基礎(chǔ)上，增加煙氣脫硫設(shè)施。

3.2 環(huán)保改造工藝選擇

3.2.1 工藝比選原則：

1)如采用干法或半干法脫硫，F(xiàn)GD系統(tǒng)入口SO2濃度按600 mg/Nm3考慮，煙囪出口SO2濃度保證值為50 mg/Nm3,并預(yù)留35 mg/Nm3能力。如采用濕法脫硫，CFB系統(tǒng)入口SO2濃度按1 500 mg/Nm3考慮，煙囪出口SO2濃度保證值為50 mg/Nm3,并預(yù)留35 mg/Nm3能力。

2)煙囪出口煙塵排放濃度保證值為20mg/Nm3,并預(yù)留10 mg/Nm3能力。A項(xiàng)目如果采用干法或半干法脫硫，脫硫后煙塵會(huì)增加；因此干法或半干法脫硫后必須再一次除塵方能達(dá)到A項(xiàng)目的排放要求。

3)A項(xiàng)目1-2號爐改造完成后，將在原2號鍋爐東側(cè)的預(yù)留場地上新建一臺(tái)同類型鍋爐。其鍋爐的脫硫方案將與1-2號的脫硫方案匹配。脫水系統(tǒng)將沿用1-2號機(jī)組脫水系統(tǒng)。廢水系統(tǒng)將沿用1-2號機(jī)組脫硫廢水處理系統(tǒng)。

為了讓機(jī)組適應(yīng)不同的煤質(zhì)，向業(yè)主提供更靈活、經(jīng)濟(jì)的脫硫運(yùn)行工況，如果選擇濕法脫硫，脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度應(yīng)按1 500 mg/m3設(shè)計(jì)。如果選擇干法脫硫，脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度應(yīng)按600 mg/m3設(shè)計(jì)。

4)設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù)，詳見表1。

表1 1-2號鍋爐FGD入口煙氣參數(shù)表

Tab. 1 Flue gas parameter list for NO.1-2 boiler FGD inlet

項(xiàng)目名稱SO2濃度/(mg/Nm3)水分(體積比)/%煙氣溫度/℃含氧量/%標(biāo)態(tài)濕煙氣量(BMCR)/(Nm3·h-1)年運(yùn)行小時(shí)數(shù)/h數(shù)值1500/600668138884981611678000

注：標(biāo)態(tài)濕煙氣量(BMCR)，161 167 Nm3/h為單臺(tái)爐滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)煙氣硫量。

3.2.2 脫硫改造方案

1)改造脫硫系統(tǒng)脫硫工藝選擇

煙氣脫硫的工藝很多，各具特點(diǎn)，適用于不同爐型、場地、燃料的鍋爐，脫硫效果及經(jīng)濟(jì)費(fèi)用也有較大差別。脫硫的方式主要分為燃燒前脫硫、燃燒中脫硫、燃燒后脫硫。燃燒后脫硫技術(shù)有石灰石-石膏濕法脫硫工藝、循環(huán)流化床半干法脫硫(CFB-FGD)工藝、海水脫硫工藝、氨法脫硫工藝等。氨水洗滌脫硫工藝最大的推動(dòng)力是硫酸銨的銷售收入，如果硫酸銨銷路不好或銷售渠道有問題，每年僅吸收劑的成本就高達(dá)幾千萬元，風(fēng)險(xiǎn)較高。海水脫硫只適用于海濱電廠。因此，石灰石-石膏濕法脫硫和循環(huán)流化床半干法脫硫兩種脫硫工藝對廠址條件、反應(yīng)劑和產(chǎn)物等條件要求較低，適用于A項(xiàng)目的燃煤電廠煙氣脫硫。本文主要針對這兩種工藝從技術(shù)經(jīng)濟(jì)角度作比較。

2)綜合方案比較

表2 脫硫工藝方案比較

Tab. 2 A comparison for de-sulfurization processes

對比內(nèi)容循環(huán)流化床(無爐內(nèi)脫硫)+石灰石—石膏濕法煙氣脫硫(WFGD)循環(huán)流化床(帶爐內(nèi)脫硫)半干法脫硫(CFB?FGD)需改造或新增系統(tǒng)脫硫用增壓風(fēng)機(jī)，煙氣系統(tǒng)，吸收塔系統(tǒng)，制漿系統(tǒng)，廢水系統(tǒng)及脫水系統(tǒng)，工藝水系統(tǒng)脫硫用增壓風(fēng)機(jī)、脫硫塔，物料再循環(huán)系統(tǒng)，工藝水系統(tǒng)，流化風(fēng)機(jī)，脫硫后除塵系統(tǒng)適用鍋爐及煤質(zhì)適合各種機(jī)組，各種煤質(zhì)適合中小型機(jī)組，低硫煤工藝水量59t/h×2(臺(tái))7t/h×2(臺(tái))電耗量510kWh×2(臺(tái))575kWh×2(臺(tái))脫硫劑石灰石粉石灰脫硫效率99%90%現(xiàn)場布置可以可以公用系統(tǒng)公用公用脫硫塔一爐一塔一爐一塔排放標(biāo)準(zhǔn)35mg/m3(SO2)，10mg/Nm3(煙塵)35mg/m3(SO2)，10mg/Nm3(煙塵)脫硫劑耗量0436t/h(石灰石)0143t/h(石灰石)+048t/h(生石灰)增壓風(fēng)機(jī)的風(fēng)壓1200Pa3300Pa廢水處理需要廢水處理無需廢水處理廢水處理費(fèi)用120萬(兩臺(tái)機(jī)組)無對煤種含硫量的調(diào)整可預(yù)留噴淋層來適應(yīng)燃煤含硫量的大范圍變化改變吸收劑的加入量以適應(yīng)燃煤含硫量的變化，入口SO2濃度不超過2000mg/m3Ca/S約103約14對煙囪要求煙囪需要防腐無需防腐煙囪防腐費(fèi)用2100元/m2×2550m2=535萬(三臺(tái)爐共用一個(gè)煙囪)無是否需要臨時(shí)煙囪需要(300萬)，根據(jù)環(huán)保局要求，如高度在50m以內(nèi)的臨時(shí)鋼煙囪則可大幅度降低造價(jià)不需要脫硫固廢利用情況脫硫副產(chǎn)物石膏可綜合利用可用于礦井填埋，路基，水泥摻合等總包費(fèi)用(包括土建費(fèi))1100萬/臺(tái)×2臺(tái)+535萬+300萬+120萬=3155萬2400萬/臺(tái)×2臺(tái)=4800萬工藝水單價(jià)05元/t05元/t工藝水耗量59t7t工藝水總計(jì)295元35元電耗單價(jià)04402元/kWh04402元/kWh電耗耗量510kWh572kW/h電耗總計(jì)225元252元石灰石單價(jià)280元/t280元/t石灰石耗量0436t/h048t/h石灰石總計(jì)122元1344元生石灰單價(jià)360元/t360元/t生石灰耗量無0143t/h生石灰總計(jì)無52元單臺(tái)機(jī)年運(yùn)行費(fèi)用(運(yùn)行小時(shí)數(shù)為8000h)280萬元/臺(tái)354萬元/臺(tái)施工工期8個(gè)月，煙囪防腐需要60d5個(gè)月

對以上兩種脫硫工藝進(jìn)行綜合比較，比較結(jié)果列于表2中。

從表2可見，濕法脫硫流程較之干法的復(fù)雜，施工期長。濕法脫硫處理需要鍋爐引風(fēng)機(jī)后進(jìn)行脫硫改造外，還需要增加臨時(shí)煙囪，擬采用鋼結(jié)構(gòu)直接支撐在吸收塔上面，臨時(shí)煙囪防腐采用內(nèi)涂玻璃鱗片，改造完成后拆除。除此之外，原煙囪也需要粘貼賓高德玻璃磚進(jìn)行防腐。但相比之下，濕法脫硫的水量和電耗量都較干法的少，濕法脫硫只需石灰石作為吸收劑，干法需要石灰石和生石灰作為吸收劑。從市場價(jià)格來看，石灰石的價(jià)格比較低。無論是總包費(fèi)用，還是運(yùn)行費(fèi)用，濕法脫硫都占優(yōu)勢。根據(jù)當(dāng)前兩種脫硫技術(shù)，干法脫硫的脫硫效率最高也只能到達(dá)95%，濕法脫硫的脫硫效率可達(dá)99.5%。濕法脫硫的工業(yè)更能滿足往后日益嚴(yán)格的環(huán)保要求。此外，如果1-2號爐為濕法脫硫，脫水樓和廢水處理系統(tǒng)也將在改造中建成。3號爐將沿用1-2號爐的公用系統(tǒng)，無需新建。因此，A項(xiàng)目擬進(jìn)行除塵器后增加濕法脫硫裝置。

3.3 除塵器后增加濕法脫硫的研究

A項(xiàng)目地處成都西南部，根據(jù)《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223—2011)的要求[1]，必須執(zhí)行SO2<50 mg/Nm3的排放標(biāo)準(zhǔn)。項(xiàng)目倡導(dǎo)“綠色發(fā)電計(jì)劃”，其遠(yuǎn)期指標(biāo)規(guī)定：SO2<35 mg/Nm3。

A項(xiàng)目按SO2<35 mg/Nm3計(jì)算，脫硫效率要≥97.7%，能滿足電廠遠(yuǎn)期指標(biāo)的規(guī)定。

煙氣脫硫改造主要設(shè)計(jì)原則

1)脫硫工藝采用石灰石-石膏濕法脫硫(FGD)工藝，脫硫效率按97.7%考慮，可滿足環(huán)評報(bào)告及其批復(fù)意見的要求。

2)每套脫硫裝置的煙氣處理能力為相應(yīng)鍋爐BMCR工況時(shí)的100%煙氣量。

3)脫硫系統(tǒng)不設(shè)煙氣旁路，但設(shè)置增壓風(fēng)機(jī)，脫硫裝置可用率與機(jī)組同步。

4)石灰石制漿方式采用外購符合要求的石灰石粉。

5)脫硫裝置所需的電源、水源、氣源、汽源盡量利用主體工程設(shè)施。

6)脫硫石膏漿采用真空皮帶脫水，石膏脫水后含濕量≤10%，按石膏庫考慮。

7)本期改造中的公用系統(tǒng)將與3號機(jī)組的一并建成。

8)A項(xiàng)目改造期間，每臺(tái)爐的停爐時(shí)間不超過1個(gè)月。

9)從經(jīng)濟(jì)性角度表示，脫硫系統(tǒng)控制與全廠統(tǒng)一考慮，不設(shè)置單獨(dú)的脫硫控制室。

根據(jù)目前國內(nèi)同類型電廠煙氣脫硫項(xiàng)目的經(jīng)驗(yàn)，并結(jié)合本工程的實(shí)際情況，全套煙氣脫硫裝置的工藝系統(tǒng)將利用國外技術(shù)，原則上，設(shè)備及材料將國內(nèi)采購，關(guān)鍵設(shè)備及關(guān)鍵零部件考慮國外進(jìn)口。

3.3.1 脫硫系統(tǒng)工程設(shè)想

A項(xiàng)目煙氣脫硫?yàn)?-2號鍋爐全煙氣脫硫系統(tǒng)，采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝。A項(xiàng)目爐外煙氣脫硫濃度按照1 500 mg/Nm3設(shè)計(jì)，為實(shí)現(xiàn)近零排放，使燃煤機(jī)組與燃?xì)鈾C(jī)組達(dá)到相應(yīng)的排放水平，排放的SO2濃度不超過35 mg/Nm3(6%O2)，脫硫效率需達(dá)到97.7%以上。

傳統(tǒng)的噴淋空塔技術(shù)在國內(nèi)已成功運(yùn)行。工程業(yè)績中，大型電廠以石灰石/石灰-石膏法工藝為主，大部分可以保證長期運(yùn)行的脫硫效率在95%以上，設(shè)計(jì)合理、管理水平高、運(yùn)行狀況優(yōu)良的系統(tǒng)脫硫效率在98%左右，但能實(shí)現(xiàn)SO2濃度不超過35 mg/Nm3(6%O2)工程實(shí)例較少。因而，在傳統(tǒng)脫硫技術(shù)上改進(jìn)的高效濕法脫硫工藝應(yīng)運(yùn)而生。

高效的濕法脫硫技術(shù)有：在常規(guī)的脫硫塔基礎(chǔ)上增加噴淋層數(shù)量和漿池容量、FGDplus技術(shù)、單、雙塔雙循環(huán)濕法脫硫技術(shù)、雙托盤技術(shù)、湍流子技術(shù)、液柱塔技術(shù)等。

1)傳統(tǒng)噴淋空塔濕法FGD技術(shù)

國內(nèi)外某些電廠采用傳統(tǒng)噴淋空塔技術(shù)可以在入口含硫量很高時(shí)吸收塔效率達(dá)到98%以上，但其FGD出口SO2濃度一般均超過50 mg/Nm3。根據(jù)A項(xiàng)目煤質(zhì)中含硫量要求，設(shè)置3層噴淋層雖然理論上吸收塔可能夠達(dá)到97.7%的脫硫效率，但若要使吸收塔出口SO2濃度在長期運(yùn)行時(shí)低于35 mg/Nm3，將存在風(fēng)險(xiǎn)。因此需要采取增效措施如另外增加一級吸收塔，形成串聯(lián)，確保脫硫效率達(dá)到97.7%甚至更高的水平。

2)FGDplus技術(shù)

FGDplus技術(shù)是奧地利能源與環(huán)境公司(AEE)為高硫份煤與超低SO2濃度排放的先進(jìn)脫硫技術(shù)?；凇皩?dǎo)向傳質(zhì)”的原理，對現(xiàn)有的空塔噴淋層技術(shù)進(jìn)行改進(jìn)，以減少氣液傳質(zhì)阻力和能量消耗，提高脫硫效率，減少系統(tǒng)的能量損耗和達(dá)到低濃度的SO2排放。此技術(shù)已于2009年在德國Niederaussem電廠建立了一個(gè)示范裝置，處理煙氣量30 000 Nm3/h，運(yùn)行兩年期間，脫硫效率達(dá)到99.7%。目前，該技術(shù)在太原第二熱電廠已運(yùn)行。

3)雙循環(huán)技術(shù)

雙循環(huán)技術(shù)是德國諾爾公司的一種濕法脫硫技術(shù)。該技術(shù)是通過兩級的漿液循環(huán)，將SO2進(jìn)行兩次的脫除過程，這兩級循環(huán)分別設(shè)有獨(dú)立的循環(huán)漿池，噴淋層，每級循環(huán)具有不同的運(yùn)行參數(shù)。煙氣首先經(jīng)過一級循環(huán)，此級循環(huán)的脫硫效率在30%～70%，此級循環(huán)的主要功能是保證優(yōu)異的亞硫酸鈣氧化效果和充足的石膏結(jié)晶時(shí)間[3]。經(jīng)過一級循環(huán)，煙氣直接進(jìn)入二級循環(huán)，此級循環(huán)主要是完成脫硫洗滌。

國電龍?jiān)垂驹趪娬貞c大旺熱電聯(lián)產(chǎn)(2×300 MW級)和廣州恒運(yùn)電廠2×300 MW機(jī)組首次采用單塔雙循環(huán)，于2013年投運(yùn)，國電永福電廠脫硫改造項(xiàng)目采用了雙塔雙循環(huán)技術(shù)，4號機(jī)組已于2011年11月運(yùn)行，脫硫效率達(dá)到了99%左右。

4)雙托盤脫硫技術(shù)

開發(fā)應(yīng)用此技術(shù)的是美國巴威公司，在噴淋空塔的基礎(chǔ)上，設(shè)置一層或多層塔板，塔板位于吸收漿液噴嘴下部，塔板上按照一定的開孔率布滿小孔，吸收劑漿液在塔板上形成一定厚度的液層，因此稱塔板為多空托盤[3]。

雙托盤脫硫技術(shù)是在傳統(tǒng)的脫硫塔的基礎(chǔ)上，增加兩層托盤，托盤產(chǎn)生的阻力使氣體流量均勻地分布在塔的截面。在氣體和漿液剛接觸時(shí)形成了這種阻力使?jié){液均布，使?jié){液與煙氣得到充分的接觸。雙托盤技術(shù)重點(diǎn)在氣流均質(zhì)、氣液接觸、提高石灰石的溶解量等方面進(jìn)行加強(qiáng)，脫硫效率可比單托盤提高可達(dá)8%以上，達(dá)到98%以上。

目前，國內(nèi)華能珞璜300 MW機(jī)組、廣州珠江電廠300 MW機(jī)組及華能長興電廠600 MW均采用了該技術(shù)。

5)液柱塔技術(shù)

液柱塔技術(shù)是日本三菱公司的專有技術(shù)，單回流液柱塔脫硫技術(shù)煙氣從下部進(jìn)入塔內(nèi)，先與向上噴射的漿液液柱順流接觸，漿液柱到達(dá)最高點(diǎn)后散開形成向下落的液滴，再與煙氣自上而下逆流接觸[2]。雙回流液柱塔脫硫技術(shù)煙氣從左側(cè)吸收塔上部進(jìn)入塔內(nèi)，先與向上噴射的漿液液柱逆流接觸，漿液柱到達(dá)最高點(diǎn)后散開形成向下落的液滴，再與煙氣自上而下順流接觸；再由右側(cè)吸收塔底部自下而上與漿液順流接觸，右側(cè)吸收塔漿液柱下落再與煙氣逆流接觸，雙回流液柱塔脫硫技術(shù)脫硫效率可達(dá)98%以上。

6)旋匯耦合(湍流子)脫硫技術(shù)

湍流塔是在傳統(tǒng)噴淋空塔的基礎(chǔ)上，增設(shè)一套由多個(gè)湍流單元構(gòu)成的旋匯耦合裝置。該技術(shù)基于多相紊流摻混的強(qiáng)傳質(zhì)機(jī)理，利用氣體動(dòng)力學(xué)原理，通過特制的旋匯耦合裝置，產(chǎn)生氣液旋轉(zhuǎn)翻騰的湍流空間，氣液固三相充分接觸，大大降低了氣液膜傳質(zhì)阻力，大大提高傳質(zhì)速率，迅速完成傳質(zhì)過程，從而達(dá)到提高脫硫效率的目的[4]。

因此，A項(xiàng)目需根據(jù)實(shí)際情況，合理選擇與之相符的高效脫硫技術(shù)，盡量做到揚(yáng)長避短。

4 結(jié)論

脫硫系統(tǒng)的改造是以節(jié)能減排為核心的，由于現(xiàn)有脫硫系統(tǒng)的場地有限，以及改造工期的限制，增加了場地的布置、工藝設(shè)計(jì)的難度。脫硫改造的設(shè)計(jì)方案將按照實(shí)際情況進(jìn)行設(shè)計(jì)，對脫硫改造技術(shù)方案的選取仍需進(jìn)行詳細(xì)討論。

A項(xiàng)目循環(huán)流化床“爐內(nèi)脫硫+石灰石-石膏濕法脫硫”結(jié)合靜電除塵法工藝，技術(shù)成熟、可靠, 治理效果良好。工程建成后二氧化硫和煙塵的排放量將大幅下降, 電廠區(qū)域空氣環(huán)境質(zhì)量將得到明顯的改善，完全可滿足我國煙氣“超凈+ 排放”治理的需求，是適應(yīng)燃煤煙氣環(huán)保新形勢的科學(xué)選擇，滿足“資源節(jié)約型、環(huán)境友好型”社會(huì)建設(shè)的需要，能實(shí)現(xiàn)社會(huì)與環(huán)境的可持續(xù)發(fā)展。因此，從環(huán)境保護(hù)的角度出發(fā),A項(xiàng)目建設(shè)是可行的。

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[1] 環(huán)境保護(hù)部科技標(biāo)準(zhǔn)司. 火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)：GB 13223—2011 [S]. 北京：中國環(huán)境科學(xué)出版社，2011.

[2]戴鐵華，李彥，胡昌斌，等. 大型燃煤電廠大氣污染物近零排放技術(shù)方案 [J]. 湖南電力，2014，34(6)：47-50.

[3]方寶龍. 燃煤電廠煙氣近“零”排放技術(shù)方案淺析 [J]. 科技與創(chuàng)新，2014(10)：146-150.

[4]劉曉威，王冰，鞠鑫，等. 火電廠大氣污染物近“零”排放污染控制技術(shù)的示范應(yīng)用 [J]. 電力科技與環(huán)保，2015，31(6)：25-27.

(責(zé)任編輯 黃肇和)

Research and Optimization on the Deep Treatments of Circulating Fluidized Boiler Desulfurization in Thermal Power Plant

LIN Zihua, WANG Guanhua

(China Energy Engineering Group Guangdong Electric Power Design Institute Co., Ltd., Guangzhou 510663, China)

In China, with the rapid and sustainable development of economy and the growing process of urbanization and industrialization, all kinds of air pollutants are increasingly emitted, which causes the pressures of preventing the air pollution continuing to strengthen. In response to the national need and introducing the advanced environmental concepts at home and abroad, the company plans to do the environmental protection and upgrade the environmental equipments for two circulating fluidized boilers with the application of the most scientific and mature environmental technology to re-trofit the flue gas de-sulfurization. The emission limits of major pollutants will reach the international leading level.

environment; re-trofit; de-sulfurization

2016-01-15

林梓樺(1982)，女，廣東廣州人，工程師，碩士，主要從事電廠環(huán)境工程設(shè)計(jì)工作(email)linzihua@gedi.com.cn。

10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2016.04.015

TK229.6

A

2095-8676(2016)04-0073-05