摘 要： 针对燃煤电厂烟尘、SO2 超低排放要求，简述目前多采用的高效脱硫技术，脱硫系统协同除尘技术和湿式电除尘器技术。以某燃用高硫、高灰煤600 MW机组 SO2、烟尘超低排放改造为例，在技术参数、工程量、适应能力、投资及运行成本方面，对双塔双循环脱硫协同除尘方案(方案 1)及双塔双循环+湿式电除尘器脱硫除尘方案(方案 2)进行技术经济比较。由比较结果可知，方案 1 的改造工程量、检修维护工作量及增加的厂用电耗小于方案 2;方案 2 在机组负荷和入口烟尘浓度适应性、烟尘理化特性敏感度、运行稳定性方面优于方案 1;方案 2 的总投资费用、运行维护成本高于方案 1，但能够进一步协同脱除SO3，有助于消除蓝色烟羽现象。
（作者：张志中，张杨，杜振，裴煜坤，徐克涛，朱跃）
0引言
据环发 [2015]164 号文[1] 规定， 2020 年以前， 有条件的燃煤电厂争取实现烟尘、SO2 分别低于10 mg/m3、35 mg/m3(标准状态、干基、6%O2，下同) 的超低排放要求，部分电厂烟尘执行 5 mg/m3 的限值要求。烟尘超低排放在考虑脱硫设施协同除尘效果的同时，也可考虑增设湿式电除器[2-7]。SO2 超低排放要求脱硫效率从早期的 95% 提至 98%， 甚至 99 % 以上。本文针对西南地区某 2×600 MW 燃煤机组双塔双循环高效脱硫协同除尘方案和双塔双循环+湿式电除尘器脱硫除尘方案进行技术经济比较，为燃煤机组 SO2、烟尘的综合治理提供一定的技术经济分析依据。
1 高效脱硫技术
石灰石-石膏湿法脱硫( WFGD)技术占据脱
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收稿日期：2018−07−31; 修回日期：2018−08−27。
基金项目：国家重点研发计划资助项目 (典型除尘器颗粒物
脱除响应关系数据库构建及高效除尘技术装备与系统的性能评估研究，2017YFB0603201-03)。
硫市场的主导地位[1, 8]，其工艺的核心包括 SO2 的液相吸收、吸收剂的溶解及中和反应。增大液气比可提高脱硫效率，但不能从根本上改善 SO2 吸收传质效果，并带来巨大的动力消耗[9]。实现高效脱硫的关键是如何用较低的液气比实现较高的脱硫效率。
1.1 双塔双循环脱硫技术
双塔双循环脱硫技术分为串联和并联 2 种形式，实际应用中多采用双塔串联方案。双塔串联方案可充分利用原有脱硫设备，避免了拆塔重建。一级塔 pH 值为 4.0~5.2，保证吸收剂的溶解吸收，利于石膏的氧化结晶;二级塔 p H 值为5.5~6.4，实现 SO2 的深度处理，综合脱硫效率超过 99.5%。
1.2 托盘/双托盘塔脱硫技术
托盘/双托盘塔脱硫技术是一种通过在吸收塔喷淋层下方布置 1 层或 2 层多孔合金托盘以加强传质效果的脱硫技术。进入吸收塔的高速烟气流经托盘并与液膜进行气、液相的均质调整[10]，烟气流速降低，显著改善了塔内的气流分布，浆液液滴与烟气接触机会增大，所需喷淋密度降低。由于托盘可形成一定厚度持液层，延长了烟气的停留时间，烟气穿过持液层时，强烈的湍流使气液充分反应，在相同浆液量的条件下保持较高的SO2 脱除率。
2 脱硫系统协同除尘技术
常用的干式除尘器，较难捕捉微细烟尘，出口烟尘质量浓度最低可控制在 20 mg/m3[10]。处理后的烟气进入湿法脱硫塔，与浆液逆流接触，在洗涤 SO2 的同时，烟尘颗粒通过物理方式被捕集。强烈的气液交换势必造成浆液的夹带，净烟气中的烟尘一部分是经洗涤后残余的细小烟尘颗粒，另一部分是逃逸雾滴中的石膏、石灰石及可溶性盐[11-14]，因而在计算脱硫系统协同除尘效率时应考虑后者的影响。早期湿法脱硫系统设计的洗尘效率仅为 50% 左右[2]，实际运行效果并不佳[15]。超低改造带来高效脱硫的同时，协同除尘效率有望达到 75%，甚至 80% 以上[16]。
2.1 除雾器系统优化
当脱硫装置入口烟尘浓度较低时，脱硫浆液中固体成分在雾滴烟尘中的比例较为突出，控制脱硫出口雾滴含量在较低水平将会大幅提高洗尘效率。除雾器优先选用屋脊式，可采用多级或组合布置。采用带钩叶片实现间距的调整，以保证除雾器连续高效运行。优质的冲洗水系统可减少除雾器局部堵塞，使烟速均匀，减少雾滴的二次夹带。除雾器内烟气流速过低，惯性碰撞效果差;流速过高，雾滴随烟气带出，二者均会引起雾滴含量偏高。适当提高空塔流速，气液分离效果更好，更利于小粒径雾滴的去除[15]，新建吸收塔空塔流速要求在 3.0~3.5 m/s。前期展开数模和物模实现塔内流动均布的要求，为除雾器选型设计提供依据。
2.2 高效喷淋系统
通过优化喷淋层结构、增加喷淋层间距、合理选择喷嘴型式等方式来实现高效喷淋。增加喷淋层和喷淋密度可使浆液与烟尘颗粒更易接触， 有助于烟尘协同脱除。液气比的提高需兼顾空塔流速、液滴粒度，否则液滴夹带会较多，对烟尘排放极为不利。喷淋层间距过小会影响喷淋覆盖率，间距过大，塔体增高，投资增加，一般选择1.2~2.5 m[9]。采用高性能喷嘴，控制雾化角度偏差在±10% 之间，确保喷淋覆盖率不小于 300%。
为实现高效协同除尘，一般选用单向双头空心锥喷嘴，其雾化粒径小于常规空心锥和实心锥喷嘴，覆盖率约为后者的 2 倍。
2.3 合金托盘与增效环
烟气流经托盘时，一部分烟尘被筛孔流下的液滴捕集，一部分粒径较大的烟尘颗粒落下被塔底液膜捕集，大部分微细烟尘被烟气携带通过筛孔进入持液层，形成大量气泡，固液强烈接触， 烟尘被充分洗涤，托盘塔对粒径小于 2.5 μm 的微细烟尘具有较高的捕集率。在喷淋层下方布置增效环，可减少烟尘颗粒的逃逸及增强浆液对SO2 吸收传质的效果。精细化控制托盘开孔率， 合理布置增效环，可增强吸收塔洗尘效率。
2.4 高效除尘除雾装置
一般除雾器捕集细小液滴的作用非常有限， 因此需采用高效除尘除雾装置，其主要包括高效三级屋脊式除雾器、管束式除尘除雾器、冷凝式除雾器等，可实现净烟气雾滴和烟尘质量浓度分别低于 20 mg/m3 和 5 mg/m3。
高效三级屋脊式除雾器采用精细化设计，每级采用不同的叶片形式，叶片间距逐级减小，叶片倾角针对性设计，浆液液滴更易脱除，石膏等固体颗粒物的携带较少，有助于烟尘的低浓度排放。
管束式除尘除雾器采用雾滴与烟尘的凝聚、捕悉和湮灭的原理，将烟气中的雾滴和烟尘脱除;由于离心力的作用，烟气停留时间长，烟尘与液滴、液滴与液滴的碰撞概率高，二次夹带少， 较常规屋脊式除雾器更易捕捉粒径在 15 μm 以下的液滴[17]，在较大的烟尘浓度范围内能实现烟尘的超低排放。
冷凝式除雾器主要由塔内的高效除雾器、冷凝湿膜离心分离器、超精细分离器和塔外的循环冷却水系统组成。塔内的饱和湿烟气先经高效除雾器除去大部分雾滴，后经冷凝湿膜层的冷却降温，析出大量水汽，水汽以烟尘作为凝结核，并将剩余的细小雾滴和烟尘包裹形成大的液滴，最终撞击在波纹板表面的水膜覆盖层，达到高效除尘除雾的目的。
3 湿式电除尘器技术
湿式电除尘器能够有效去除湿法脱硫后烟气中的 PM2.5、SO3 酸雾、气溶胶、石膏雾滴、二噁英等有机复合污染物及 Hg 等重金属[18]。烟气离开湿法脱硫装置后进入湿式电除尘器，尘、雾颗粒经荷电到达集尘极并放电，通过水膜冲刷完成清灰。阳极一般分为刚性金属极板和导电玻璃钢。前者采用连续的水膜清灰，可有效消除反电晕现象;后者采用间歇喷淋的方式清灰，耗水量少。
4 某 600 MW 机组改造的技术经济分析
4.1 技术分析
结合煤质(收到基硫分、收到基灰分、收到基低位发热量分别为 4.2%、39.55%、17.228 MJ/kg) 与环保岛布置，以及性能测试结果， 对 SO2、烟尘的综合治理提出了 2 种技术路线。
4.1.1 技术路线 1
利用原塔作为一级塔，新建二级塔，二级塔内设置高效除尘除雾装置。为了稳定实现烟尘质量浓度低于 5 mg/m3，减轻除雾装置的协同除尘压力，二级塔内布置一定数量的托盘。一级塔预洗尘后，烟尘粒径降低，二级塔的洗尘效果非常有限，二级塔可采用高效喷淋系统以提高协同除尘效果。另外高效喷淋层可保证在一级塔入口硫分波动较大的情况下实现二级塔出口 SO2 的超低排放。为了维持两塔的液位平衡，通常利用一级塔排石膏，将部分二级塔浆液强制打入一级塔，此方法可提高运行经济性。串塔脱硫工艺煤质适应性好，系统稳定性高，但系统复杂，设备阻力大，废水量较多。
高效除尘除雾装置主要作用是协同除尘，同时有助于减少石膏雨现象，以下介绍 3 种类型。
(1) )三级高效屋脊式除雾器。该除雾器采用功能分区，通过对脱硫系统进行 CFD 数值模拟， 确保除雾器入口烟气流速标准偏差低于 15%[ 2 ]，运行阻力在 200 Pa 左右。采用间断冲洗，实时调整冲洗频次，保证除雾器前后压差正常。该除雾器适用于全负荷段，投资相对较低，冲洗水耗高，国内外应用业绩相对较多。
(2) )管束式除尘除雾器。该除雾器在满足烟尘 5 mg/m3 的限值要求时，能够适应的吸收塔入口烟尘质量浓度高达 30~50 mg/m3[19]，系统阻力在 350~450 Pa[17]。冲洗系统间断运行，冲洗频率和冲
洗水耗量较低。结构简单，改造工期短，可靠性相对较高，但机组在低负荷时能否保证长期、稳定高效运行有待进一步验证。
(3) )冷凝式除雾器。该除雾器塔内部分通过冷凝湿膜层降温(烟气温降不大于 1 ℃)，产生大量水汽[20]，用于降低净烟气雾滴浓度，兼具除尘功能;塔外部分用来吸收烟气热量，保证冷却水循环利用，为水汽的析出创造条件。运行阻力约 450 Pa，煤种适应性好，适用于机组全负荷段，系统较为复杂，投资费用高，冲洗水量大， 投产业绩较少，运行的稳定性和可靠性需足够的业绩作支撑。
4.1.2 技术路线 2
利用原塔作为一级塔，新建二级塔，二级塔下游设置湿式电除尘器。采用串联塔实现高效脱硫，并达到一定的协同除尘效果，保证二级塔出口烟尘、雾滴浓度在一定范围内，再利用湿式电除尘器实现烟尘排放质量浓度低于 5 mg/m3。脱硫装置与技术路线 1 的不同点在于喷淋层采用常规空心锥喷嘴和两级屋脊式除雾器，但也能实现SO2 的超低排放。
湿式电除尘器对湿法脱硫装置排放的烟尘、雾滴去除率一般为 80% 及以上，对包括 SO3 在内的多种污染物有协同脱除能力，有助于消除燃用高硫煤引起的蓝色烟羽现象。研究表明，单塔对烟气中的 SO3 脱除率为 30%~40%[ 20 ]，二级塔内SO3 主要以亚微米级的气溶胶形式存在，故二级塔对 SO3 洗涤作用有限。新建二级塔时，湿式电除尘器通常为塔顶式布置，宜采用导电玻璃钢作阳极，本体阻力在 200~300 Pa。通常要求烟尘质量浓度低于 30 mg/m3，出口排放稳定，但投资较高，改造工程量较大，系统能耗高。
4.2 技术参数比较
某电厂 2×600 MW 燃煤机组采用 2 种 SO2、烟尘综合治理方案。方案 1：原除尘器不变+原塔作为一级塔+新增二级合金托盘塔(设置冷凝式除雾器);方案 2：原除尘器不变+原塔作为一级塔+新增二级合金托盘塔+湿式电除尘器。设计参数如表 1 所示。
对于方案 1 和方案 2，直接新建二级塔并对其优化设计，改造工作量和风险均较小。本次改造拆除原塔最上面的一级屋脊式除雾器以满足水平衡要求。二级塔烟气流速按不大于 3.5 m/s 设计， 改造后浆液循环停留时间约 5 min。二级塔内布置 1 层合金托盘，增加的阻力约 550 Pa。每台机组考虑新增 1 台氧化风机以满足氧硫摩尔比的需要。二级塔内共设 2 层增效环，以减少二级塔内SO2 的贴壁逃逸。两塔间建一旋流站，用于控制二级塔液位、pH 值、浆液密度和水平衡。为提高除雾和协同除尘效果，底层喷淋层中心至烟气入口顶部间距按 3.5 m 设计，顶层喷淋层中心线至冷凝式除雾器或二级屋脊式除雾器底部间距按3 m 设计，冷凝式除雾器顶部至吸收塔出口烟道底部间距及二级屋脊式除雾器顶部至湿式电除尘器底部间距均按 3.5 m 设计。
方案 1 中二级塔喷嘴采用高效单向双头空心锥喷嘴，每层喷淋层配置喷嘴 212 个;喷淋层、喷嘴模块化制作。冷凝式除雾器阻力按 450 Pa 考虑。脱硫系统综合洗尘效率按不低于 88% 设计，阻力增加 2 290 Pa，增加厂用电耗 10 790 kW。
方案 2 中二级塔喷嘴采用常规空心锥喷嘴， 数量同方案 1。二级塔采用两级屋脊式除雾器， 确保雾滴含量低于 50 mg/m3，烟尘质量浓度不高于 20 mg/m3，脱硫系统综合洗尘效率为 50%。湿式电除尘器除尘效率按 75% 设计，所需总集尘面积 21 333 m2，导电玻璃钢阳极管数量约 4 277 个，本体阻力 400 Pa。两级屋脊式除雾器阻力 200 Pa，改造后脱硫系统阻力增加 1 890 Pa，改造总增加厂用电耗 12 458 kW。
2 种改造方案主要技术参数如表 2 所示。改造方案的工程量主要涉及原电除尘器及引风机、SO2 吸收系统、烟气系统、吸收剂制备系统、石膏脱水系统、排空系统、工艺水和工业水系统、湿式电除尘器以及电气、热控、土建等方面的改造。
2 种改造方案相同之处：( 1)更换原电除尘器灰斗料位计和插板门，引风机整体更换;( 2) 布置 1 层合金托盘及 2 层增效环，更换一级塔喷淋层和切向空心锥喷嘴，拆除一级塔上层一级屋脊式除雾器，一级塔新增 1 台离心式氧化风机;( 3)新增 1 套来粉制浆系统和 2 套圆盘脱水机系统，更换石膏旋流器和废水旋流器;( 4) 事故浆液箱异地还建，新增二级塔区域、来粉制浆区域和移位后的事故浆液箱区域排水坑及其附属设备，更换 2 台工艺水泵和新增 1 座工业水箱及 2 台工业水泵;(5)更换一级塔入口烟道，新增两塔间的联络烟道;( 6)新增低压干式变压器、区域照明和现场仪表， 对 DCS 控制系统进行完善，利旧或更换在线监测系统;( 7)新增二级塔基础、浆液循环泵房框架、循环泵基础、氧化风机房、氧化风机基础、石灰石粉仓、事故浆液箱及在线监测设备小间等;( 8)脱硫系统局部 利旧或新增 6kV、380V 配电装置。
2 种改造方案不同之处：( 1)新增二级塔均采用 3 层喷淋层，分别配置高效单向双头空心锥型喷嘴和常规空心锥型喷嘴;( 2)分别配置高效除尘除雾装置和 2 级屋脊式除雾器。另外，方案 1 新增二级塔出口烟道，因方案 2 采用二级塔顶一体式布置湿式电除尘器，需要新增湿式电除尘器出口烟道;方案 2 新增湿式电除尘器电控设备，湿式电除尘器本体载荷由二级塔基础统筹考虑。2 种改造方案适应能力的对比如表 3 所示。
由上述改造工程量分析及表 3 可知，方案 2 改造工程量大于方案 1，但在脱硫系统入口烟尘浓度适应性、烟尘理化特性敏感度、机组负荷适应性及运行稳定性方面优于方案 1。方案 2 对硫分适应性较强，且有助于降低 SO3 排放，若在后续改造中采用湿式电除尘器，方案 1 要尽可能在场地条件、电气热控接口等方面预留位置和相应接口。
4.3 经济分析
2 种改造方案投资估算及运行成本分析如表 4和表 5 所示。根据经济分析比较可知，方案 1 脱硫部分的改造投资费用高于方案 2，除尘部分的改造投资费用低于方案 2 ;方案 2 的总投资费用、运维成本和单位发电成本均高于方案 1。
5 结论
根据技术经济分析比较可知，对于燃用高硫、高灰煤机组，本文所述 2 种方案均能实现 SO2 和烟尘质量浓度分别低于 35 mg/m3 和 5 mg/m3 的超低排放要求，但各有优缺点。方案 1 和方案 2 增加的系统阻力相当，方案 1 增加的厂用电耗低于方案 2;方案 1 改造工程量、检修维护工作量小于方案 2，但在脱硫系统入口烟尘浓度适应性、烟尘理化特性敏感度、机组负荷适应性、运行稳定性方面不如方案 2;方案 1 的总投资费用、运行维护成本及单位发电成本增加均低于方案 2; 方案 2 可进一步协同脱除烟气中的部分 SO3，有助于消除烟囱蓝色烟羽现象。实际方案选择时需根据企业自身资金状况、年利用小时数及发电负荷水平进行综合评估。
