湿法脱硫增容改造在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫重点.doc

湿法脱硫增容改造 在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫 湿法脱硫增容改造 在吸收塔入口喷雾新鲜浆液高PH值预脱硫技术 一、问题的提出 2011年7月，环境保护部正式批准实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)。由于《火电厂大气污染物排放标准》（以下简称新排放标准），涉及每一台火力发电机组全部运行阶段的污染物排放浓度控制要求，而本次新排放标准中大幅度提升了火电厂大气污染物的排放标准，对新建已建火电厂的二氧化硫的排放限制，比现行标准(GB13223-2011)的控制限值严格了几倍，远远超过美国和欧洲，成为最严标准，同时新排放标准规定在国土开发密度较高，环境承载能力开始减弱，或大气环境容量较小，生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题，而需要严格控制大气污染物排放重点地区（目前尚未规定重点地区、城市），应严格控制企业的污染物排放行为，重点地区燃煤发电锅炉二氧化硫的排放浓度小于50mg/m3。 “新排放标准”的推出，引起了电力行业，环保从业人员以及电力行业各级领导的高度关注和重视，从目前或将来电厂采取的治污措施以及治污设备的实际运行效果出发，对重点地区新排放标准中二氧化硫的排放浓度小于50mg/m3的新排放标准，从严执行所面临的巨大压力和难度，进行分析并提出相关建议。 二、从严执行二氧化硫新排放标准的压力 十一五期间，在国家脱硫减排高压政策的促进下，燃煤发电企业经过超常规的投资改造后，绝大部分燃煤发电机组已经完成了石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置改造，这些脱硫装置的投运，为全面完成十一五期间我国的二氧化硫减排任务出了非常大的贡献，这些脱硫装置在当初改造设计时，均是按环保主管部门批复文件规定的燃煤含硫量和脱硫效率设计的，但由于受当时投资资金的限制，以往累计煤质条件较好的限制及排放浓度，仅要求达到当时的排放标准要求的影响，一般设计的燃煤含硫率比较接近当时使用的煤炭的含硫率，脱硫效率一般要求不低于95%，而当时重点地区的二氧化硫排放标准要求小于200mg/m3，按照95%的脱硫效率，绝大部分的燃煤机组脱硫后，二氧化硫排放浓度在绝大部分时段内均可达到要求。以入口二氧化硫浓度2000mg/m3为设计依据的脱硫装置为例，脱硫效率达到95%时，出口二氧化硫排放浓度可以达到100mg/m3，如果要达到出口二氧化硫排放浓度小于50mg/m3，就要求脱硫效率达到97.5%以上，虽然脱硫系统在设计时留有一定的余地，但要求设计连续运行脱硫效率为95%的脱硫系统，在不进行增效改造的情况下，是无法做到连续运行脱硫效率达到97.5%以上的。 《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)已经于2012年1月1日起正式实施。新标准规定，自2014年7月1日起，特殊地区燃煤火力发电锅炉SO2排放限值50mg/m3，现有燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为200mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤火力发电锅炉执行400mg/m3限值。2012年1月1日起，新建燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为100mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤发电锅炉执行200mg/m3限值。 2010年6月国家环保部发出《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》（环办[2010]91号）要求对拆除已建脱硫设施的旁路烟道，对暂不拆除的，实施铅封。 《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）对电厂脱硫装置的达标运行提出更高的要求，关闭旁路烟道的通知更是要求脱硫装置的可靠性和投运率提高到电厂主设备的水平。同时国内部分脱硫装置的运行亦面临着各种内在和外在的问题，因此对部分脱硫装置的改造势在必行，其中吸收塔的增容改造是核心问题。 三、技术现状 电站锅炉广泛使用的石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置中的重要部件之一，是烟气脱硫吸收塔喷淋装置，现有的脱硫装置对含硫比较高的烟气没有很好的解决办法，只能采用不断增加喷淋层数量的方法，不断的增加吸收塔高度，要保证脱硫效率，必然会增加工程造价。现有烟气脱硫吸收塔喷淋层固定于吸收塔内部，使用的喷淋浆液为吸收塔浆池内石灰石浆液或石膏的混合浆液，喷淋浆液由喷淋管流向喷嘴，以雾状的形式喷向自下而上流动的烟气，其作用是将石灰石与石膏的混合浆液以雾化的形式喷入烟气中，对烟气进行喷淋脱硫，另外，传统喷淋管为恒等直径，管内压力沿流向递减，浆液流速为变速递减，影响浆液喷出量不稳定，浆液容易在管内发生沉积现象，也容易出现喷淋管过度磨损现象。由于目前我国绝大多数电厂均存在燃煤来源不稳定、燃煤品质不稳定、燃煤含硫量较高的问题，我国火力发电厂脱硫吸收塔的设计基本上以相对较低的燃煤含硫量进行设计，现有的脱硫吸收塔喷淋装置必须加大能耗才能满足环保要求。随着我国越来越严格的环保政策要求，越来越多的火电厂对燃煤的含硫量进行了限