0 引 言

依据GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》要求，燃煤电厂SO2排放浓度需控制在35 mg/Nm3以下，粉尘排放浓度需控制在5 mg/Nm3以下。截至2016年底，化石燃料用量增多，仅我国已投运火电厂机组容量约8.8亿kW，占煤电机组容量的93%。采用传统技术的高硫煤火电机组烟气超洁净排放改造出现了脱硫除尘系统投资高、能耗高、系统复杂等诸多问题，发展高效节能的烟气脱硫除尘一体化技术尤为重要。

目前国内外火力发电机组超低排放改造方案主要是燃烧低硫煤，采用湿法烟气脱硫装置，且配套湿电除尘器装置的技术路线。孟炜等[1]采用低低温静电除尘器和电场湿式静电除尘器除尘改造方案，结合脱硫吸收塔内交互喷淋技术，对设计煤种硫含量0.8%的百万千瓦机组进行超洁净排放改造，该改造方案存在系统复杂、造价高以及能耗大等缺点。Sui等[2]使用湿法烟气脱硫烟气装置且配套湿电除尘器装置对火力发电机组进行脱硫除尘改造，以实现烟气超低排放。日本碧南电厂1 000 MW机组采用分级燃烧技术和新型燃烧器、SCR脱硝、干式静电除尘器、湿法烟气脱硫装置以及湿式静电除尘器的技术路线实现烟气超低排放，具有改造费用高、系统复杂的缺点[3]。张军等[4]针对2台1 000 MW火力机组，采用低氮燃烧器、SCR脱硝装置、干式静电除尘器、湿法烟气脱硫装置和湿式静电除尘器的技术路线实现烟气的超洁净排放。当前国内外火力发电机组超低排放改造方案均具有系统复杂、改造费用高等问题[5-9]。对于高硫煤火电机组，国内目前多采用双塔双循环技术对其改造，但具有系统复杂、占地面积大、能耗高等缺点[10-11]。考虑到实际运行的可靠性和经济性，硫含量大于2.2%时，双塔双循环技术难以在现有脱硫增效措施下完成SO2的超低排放[11]。

针对上述问题，本文提出高效旋流雾化脱硫除尘一体化技术以解决现有高硫煤火电机组在烟气超洁净排放改造中遇到的诸多问题。该技术可在单塔、高烟气流速、低液气比条件下在脱硫塔内同时完成脱硫除尘过程，实现烟气超洁净排放。本文对高硫煤火力发电机组烟气脱硫塔开展高效旋流雾化脱硫除尘一体化改造试验，通过改造前后性能试验，分析增装旋流雾化层后，液气比、进口烟气温度、进口SO2浓度、进口粉尘浓度与脱硫效率、除尘效率的关系，为高硫煤火力发电机组的烟气超洁净排放提供一条新的技术路线。

1 旋流雾化脱硫除尘一体化技术机理

1.1 旋流雾化喷嘴

旋流雾化喷嘴是一种气力式新型双流喷嘴，采用双通道结构，中心管通入压缩空气，外环管通入液相工质;液相入口贴壁切向布置。其雾化机理为:2个通道中流动的气体和液体之间存在较大的相对速度，加强了气体对液体的扰动，形成不稳定波。高压气流通过拉法尔喷管射出，带动四周的液流将其破碎成液滴，形成剧烈湍动的气液两相流喷入外部环境中。由于旋流雾化喷嘴内外压差的剧烈变化，使气流进一步膨胀，将包裹在其周围的液膜进一步破碎成为更细小的液滴[12]。旋流雾化喷嘴如图1所示。

1.2 技术机理

本文运用自主研发的高效旋流雾化脱硫除尘一体化技术，通过在脱硫塔壁上切圆布置的旋流雾化器实现脱硫浆液的微细雾化，形成切圆喷雾湍流旋流场。在高效旋流雾化器中，脱硫浆液被雾化成细小颗粒，粒径由传统喷淋层的1 500～3 000 μm降到50～150 μm[13]，气液接触比表面积提高400～900倍，吸收反应速率显著提高。同时通过旋流雾化切圆布置技术，烟气凭借切圆湍流旋流场的作用而不断螺旋上升，大大延长了烟气在脱硫塔内的停留时间，提升了烟气中SO2与浆液颗粒的脱硫反应机率，从而提高了脱硫效率。

脱硫塔内，烟气与浆液微粒在切圆式旋流场及圆周剪切力的综合作用下形成强烈湍流[14]，加上高效旋流雾化器对浆液颗粒的破碎撕裂与声波雾化，形成湍流凝并、声波凝并与相变凝并的复合作用，烟气中携带的微细颗粒不断聚集长大，粒径由<20 μm增大到150 μm以上[15-16]，实现了高效凝并。凝并的大颗粒再由高效复合相变除雾器捕捉除去，可显著提高脱硫塔的除尘效率，从而实现了协同脱硫除尘。

2 改造试验

2.1 改造前系统状况

某燃用高硫煤的火力发电机组采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔布置。脱硫塔前设有静电除尘设备。脱硫塔为逆流喷淋塔，脱硫塔直径为12 m，总高度44 m。吸收区自上而下布置有A、B、C、D、E五层喷淋层和5台浆液循环泵，浆液循环泵的规格参数见表1。除雾系统由两级屋脊式除雾器组成。在额定工况下，烟气流量为150万m3/h，脱硫塔内流速为3.69 m/s，入口烟气温度在120 ℃左右。

表1 浆液循环泵规格参数
Table 1 Specifications of slurry circulation pump

改造前锅炉燃用硫含量1.5%的煤，脱硫塔入口SO2质量浓度4 500 mg/Nm3，出口SO2质量浓度55 mg/Nm3左右;脱硫入口粉尘质量浓度30 mg/Nm3，出口粉尘浓度25 mg/Nm3。烟气在脱硫塔流速为3.686 m/s，粉尘二次携带严重。

2.2 系统改造

对上述脱硫塔进行旋流雾化脱硫除尘一体化改造。在原A、B、C、D、E五层喷淋层下增设一层旋流雾化层F，对应配套一台流量为3 500 m3/h浆液循环泵，扬程为36 m。在旋流雾化层F，沿脱硫塔壁切圆式布置36个旋流雾化器。通过加装高效凝并除雾器对烟气中的粗粒径粉尘进行捕捉，达到超洁净除去微细粉尘颗粒的目的。改造方案如图2所示。

3 试验结果及分析

3.1 改造前后试验结果

为研究改造前后系统性能，选取不同煤种进行试验。由于环境排放限制，改造前只能选取含硫量为1.5%的试验煤种，入口SO2质量浓度为4 000～4 500 mg/Nm3，控制入口烟气流量为150万m3/h，入口烟气温度在120 ℃左右，入口粉尘质量浓度不超过30 mg/Nm3。改造前系统出口SO2质量浓度只维持在55 mg/Nm3，出口粉尘质量浓度维持在20～25 mg/Nm3。

改造后，选取试验煤种硫含量为2.5%～2.7%，控制入口烟气流量为15万m3/h，入口烟气温度在120 ℃左右，入口SO2质量浓度5 600～6 200 mg/Nm3，入口粉尘质量浓度不超过30 mg/Nm3。启动旋流雾化层F，选取4种不同运行方式ABCDE、ABCEF、BCDEF、ABCDEF进行试验。分析4种运行方式下液气比、入口烟气温度、入口SO2浓度、入口粉尘浓度、出口SO2浓度、出口粉尘浓度等测试数据。对现场测得的354组数据进行整理，其中9组重要测试数据见表2。

表2 旋流雾化脱硫除尘一体化改造前后实测数据
Table 2 Measurement data of swirl atomization desulphurization and de-dusting integrated technology before and after transformation

3.2 液气比对脱硫效率的影响

为研究液气比对脱硫效率的影响，选取ABCDE(无旋流雾化层运行)、ABCEF、BCDEF和ABCDEF四种运行方式进行性能测试。试验结果如图3所示。运行方式ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF对应的液气比分别为21.7、19.9、18.3、23.3 L/Nm3，平均脱硫效率分别为98.77%、99.35%、99.34%、99.44%。说明改造后脱硫效率较改造前有较大提升。特别是投运旋流雾化层后，平均脱硫效率都高于99%。随着液气比的升高脱硫效率可高达99.44%。

通过多工况反复试验，表明旋流雾化脱硫除尘一体化技术可更好地适应液气比的变化，烟气入口SO2质量浓度4 000～4 500 mg/Nm3、液气比18.3 L/Nm3的情况下就可以实现烟气脱硫的超洁净排放。液气比23.3 L/Nm3、烟气入口SO2质量浓度6 200 mg/Nm3的条件下也可实现烟气脱硫的超洁净排放。

3.3 入口烟气温度对脱硫效率的影响

为了研究入口烟气温度对脱硫效率的影响，选取烟气入口温度为124～136 ℃，在ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF四种浆液泵运行方式下进行对比分析，试验结果如图4所示。

由图4可知，运行方式ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF的脱硫效率均随着入口温度的升高而缓慢降低。对比运行方式ABCDE和ABCEF、BCDEF，保持喷淋层运行层数不变，改设旋流雾化层F后，平均脱硫效率分别提高了0.58%和0.57%。旋流雾化脱硫除尘一体化技术可以更好地适应入口烟气温度的变化，脱硫效率可稳定控制在99.29%以上。

3.4 液气比对除尘效率的影响

为研究液气比对除尘效率的影响，选取ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF四种运行方式进行对比，试验结果如图5所示。由图5可知，运行方式ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF对应的液气比分别为21.7、19.9、18.3、23.3 L/Nm3，平均除尘效率分别为80.0%、89.57%、88.81%、89.92%。旋流雾化改造后，脱硫塔的除尘效率明显提升。特别是投运旋流雾化层F后，除尘效率随着液气比的升高而升高，运行方式ABCDEF的平均除尘效率为89.92%，最高可达90.84%。说明旋流雾化脱硫除尘一体化技术可有效去除脱硫塔尾部微细颗粒物，且投运旋流雾化层后除尘效率可更好地适应液气比的变化。

3.5 入口烟气温度对除尘效率的影响

为了研究入口烟气温度对除尘效率的影响，选取ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF四种运行方式进行性能试验，结果如图6所示。

由图6可知，在运行方式ABCDE下，入口烟气温度由126 ℃升高到132 ℃时，脱硫塔除尘效率随由81.29%降至79.04%;在ABCEF、BCDEF和ABCDEF运行方式下，入口烟气温度由124 ℃升高到135 ℃时，脱硫塔除尘效率随由90.84%降低到88.52%。由此可见投运旋流雾化层，烟气温度对脱硫塔除尘效率的敏感性变小。

3.6 入口SO2浓度对出口SO2浓度的影响

为了研究入口SO2浓度对出口SO2浓度的影响，选取ABCDE、ABCEF、BCDEF和ABCDEF四种运行方式进行性能试验，结果如图7所示。

由图7可知，ABCDE运行方式下，因环保要求不允许超标排放，入口SO2质量浓度为4 000～4 500 mg/Nm3，若继续提高入口SO2浓度，出口SO2浓度将瞬间上升到50 mg/Nm3以上，无法满足超低排放的要求。投运旋流雾化层后，在运行方式BCDEF、ABCEF和ABCDEF下，入口SO2质量浓度为4 000～6 200 mg/Nm3，出口SO2浓度随入口SO2浓度的升高而缓慢升高，出口SO2质量浓度稳定控制在35 mg/Nm3以内。旋流雾化脱硫除尘一体化技术可更好地适应入口SO2浓度的变化，在燃用高硫煤的情况下，脱硫塔入口烟气SO2质量浓度达到6 200 mg/Nm3时，出口烟气SO2质量浓度稳定在30 mg/Nm3，符合超低排放的要求。

3.7 入口粉尘浓度对出口粉尘浓度的影响

由于烟气经过静电除尘器，脱硫塔入口粉尘质量浓度在26～30 mg/Nm3，入口粉尘浓度对出口粉尘浓度的影响如图8所示。

由图8可知，在ABCDE运行方式下，出口粉尘质量浓度始终超出5 mg/Nm3，并随入口粉尘浓度的增加而增加，不能满足超低排放的要求。在改设旋流雾化层后，运行方式BCDEF、ABCEF和ABCDEF的出口粉尘浓度随入口粉尘浓度的升高而缓慢升高，出口粉尘质量浓度稳定控制在3.3 mg/Nm3以内。在ABCDEF运行方式下，入口粉尘质量浓度达到30.0 mg/Nm3时，出口粉尘质量浓度达到3.3 mg/Nm3，符合超低排放要求。旋流雾化脱硫除尘一体化技术可较好地适应入口粉尘浓度的变化。

4 结 论

1)对某300 MW火力发电机组采用高效旋流雾化脱硫除尘一体化技术进行改造，在锅炉燃用高硫煤，采用直径12 m单塔，不增加湿电除尘器情况下实现了烟气脱硫与除尘的超洁净排放。锅炉燃煤出口SO2质量浓度由53.5 mg/Nm3(硫含量1.5%)降至30 mg/Nm3(硫含量2.7%)，实现了燃用高硫煤的情况下，在单塔高烟气流速下的超洁净排放。

2)采用旋流雾化脱硫除尘一体化技术，脱硫塔入口粉尘质量浓度为30 mg/Nm3时，出口粉尘质量浓度实现小于5 mg/Nm3的超洁净排放要求，不需在脱硫塔后加装湿电除尘器，可在脱硫单塔协同完成脱硫除尘。烟气入口SO2质量浓度为6 200 mg/Nm3时，液气比23.3 L/Nm3即可实现烟气脱硫的超洁净排放，解决了高硫煤需要高液气比的难题。

3)采用旋流雾化脱硫除尘一体化技术，在一定液气比下，烟气入口温度及SO2浓度对脱硫塔的效率影响不大，脱硫效率可稳定在99.29%以上，脱硫塔除尘效率高达90.84%。该示范工程为实现燃煤烟气SO2和粉尘的协同超低排放提供了稳定可靠的运行结果。

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