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北斗智库环保管家网讯：本文介绍了某燃煤电厂超高压机组脱硫系统及工艺流程，对该厂脱硫装置改造及其效果进行了分析。FGD烟气脱硫系统投运后，二氧化硫和烟尘排放对环境的污染程度极大减轻，明显改善了当地和周边地区的空气质量，有效地治理了环境污染，取得了较好的效果。
二氧化硫是对大气环境危害严重的污染物，而燃煤电厂是二氧化硫的主要来源之一。燃煤电厂在将一次能源煤炭转换为二次能源电力的过程中，会产生污染物，包括废气、废水、灰渣及噪声等。其废气中的二氧化硫是大气污染物之一，SO2大量排放既严重污染环境也造成巨大的硫资源的浪费。因此，必须严格控制燃煤电厂的二氧化硫排放，推行电力洁净生产和改善大气环境质量。
目前，以石灰石作为SO2吸收剂的石灰石-石膏湿法工艺在国内外的火电厂烟气脱硫中得到最广泛的应用。烟气脱硫（Fuel Gas Desulfurization，FGD）的基本原理是以一种碱性物质作为SO2的吸收剂（即脱硫剂）。石灰石是大规模烟气脱硫较为廉价的理想吸收剂之一，用石灰石制成的吸收剂浆液与烟气接触来进行脱硫反应。
1脱硫装置概述
1.1某燃煤电厂概况
该燃煤电厂现有装机容量400MW，即2×200MW供热发电机组。作为该地区惟一热源点，该厂承担冬季供热重任。
2007年，本厂对环保设施进行了全面整改治理，目前中水处理系统、烟气除尘系统、脱硫系统、煤场挡风抑尘墙、灰场喷淋等设施达到国家和地方要求的排放标准。2009年，新建脱硫废水处理装置，处理后脱硫废水水质达到《污水综合排放标准》二级排放标准。
1.2烟气脱硫系统
该电厂2×200MW超高压燃煤机组的烟气脱硫系统采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（简称FGD），一炉采用一套脱硫装置，设置一台吸收塔。副产物为二水石膏，全部烟气参加脱硫，在设计条件下，全烟气脱硫效率不小于95%。按2台机组统一规划，脱硫烟气先经过静电除尘器除尘，脱硫场地位于烟囱后部。两台炉共用一个脱硫控制室。
2脱硫装置改造及效益分析
2.1脱硫工程改造的必要性
该燃煤电厂自投产以来，SO2、烟气排放浓度出现超标。该厂2×200MW机组脱硫系统原采用干法脱硫，由于投运的干法脱硫设备，存在脱硫效率低、引起吸风机振动、排灰受堵、难以保持高效稳定运行等技术问题，因此有必要对现有的脱硫系统进行技术改造。该厂通过进行工程技术研究后决定采用湿法烟气脱硫工艺。
2.2脱硫改造前机组烟气污染及防治措施
该厂2×200MW机组于2005年投产运行，该工程设计中采用循环流化床干法脱硫装置，但电厂投产后，该装置无法正常运行。该工程采取的主要烟气污染防治措施及SO2、烟尘排放情况见下表1：
表1烟气污染防治措施及烟气污染SO2、烟尘排放情况
注：烟尘排放浓度为实测结果。
由表1可见，SO2实际排放浓度为1822mg/m3，烟尘实际排放浓度为2515mg/m3，均不能达到《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003中第3时段SO2浓度400mg/m3、烟尘浓度50mg/m3的限值要求。
2.3本期脱硫改造工程情况
该工程增加石灰—石膏湿法烟气脱硫系统，设计脱硫效率ηso2≥95%;将现有静电除尘器改为静电除尘器加布袋除尘器，除尘器出口烟尘排放浓度低于50mg/m3。
2.4脱硫改造后机组烟气污染及防治措施
脱硫除尘改造后SO2、烟尘排放情况见下表2：
表2SO2、烟气排放情况
注：1.本期SO2排放浓度、小时排量为考虑95%脱硫效率后数值；年排量为考虑脱硫装置可用率保证在95%时的数值。2.设备年利用小时数为5500h。
由表2可见，实施脱硫除尘改造措施后，二氧化硫排放浓度低于100mg/m3，烟尘排放浓度低于50mg/m3，能达到《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003中第3时段SO2浓度400mg/m3、烟尘浓度50mg/m3。脱硫除尘改造后SO2排放量为1661t/a，较改造前削减14894t/a，脱硫改造后烟尘排放量为226t/a，较实施改进前减少11214t/a，明显改善了周边地区的空气质量。
废、污水排放情况：本期工程脱硫系统排放废水全部用做干灰调湿用水，不向外排放，对周围环境不产生影响。固体废物排放情况：本期脱硫除尘改造工程产生的固体废物—脱硫石膏，运送至贮灰场单独堆储，灰场设独立区域放置石膏，以便于条件便利时综合利用。
噪声防治：本期工程脱硫系统增压风机、氧化风机与密封风机等均按噪声限值选用设备，石灰浆液循环泵布置于泵房内，以减小脱硫系统噪声影响。
2.5效果分析
本期脱硫改造工程采用湿法脱硫工艺并同时综合考虑除尘，脱硫效率≥95%，烟尘排放浓度控制在50mg/m3以下。湿法脱硫系统投用后，目前脱硫系统运行稳定，脱硫效率由原来85%提高到95%以上，二氧化硫每年将减少排放约2808吨，当煤种含硫量达到1.86%时，脱硫效率也能达到90%。
