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氧化镁脱硫在350MW燃煤机组上的应用 　　摘要：沙角B电厂地处珠三角大气污染物防治重点地区，需执行50mg/m3的二氧化硫排放限值，原有石灰石-石膏湿法烟气脱硫能力不能满足即将实施的新环保要求。文章针对沙角B电厂的脱硫装置状况和现场条件，通过对氧化镁和石灰石-石膏湿法增效改造方案综合比较，确定采用氧化镁工艺完成脱硫增效改造。 　　关键词：石灰石-石膏湿法脱硫；氧化镁脱硫；300MW燃煤机组；脱硫装置；环保要求 文献标识码：A 　　中图分类号：X701 文章编号：1009-2374（2015）25-0047-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.25.024 　　根据环境保护部发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》（环境保护部公告2013年第14号），沙角B电厂地处珠三角重点控制区域，锅炉烟气SO2排放浓度需执行50mg/m3的排放限值。机组原有石灰石/石膏湿法烟气脱硫能力不能满足新的环保要求，必须进行脱硫系统增效改造。 　　1 氧化镁脱硫增效改造背景概述 　　1.1 原脱硫系统概况 　　沙角B电厂#1、#2燃煤发电机组（2×350MW）脱硫工程原设计燃煤含硫量为1.06%，烟气脱硫（flue-gas desulfurization，FGD）入口SO2浓度为2379.8mg/m3，由山东三融工程有限公司总承包建设，采用德国鲁奇比晓夫公司的石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺、一炉一塔脱硫系统逆流布置，设计脱硫效率不小于95%，脱硫后净烟气SO2浓度不大于120mg/m3，喷淋塔内径11.5m，塔高34.3m，每座吸收塔配置3台浆液循环泵，设两级屋脊型除雾器。 　　1.2 新标准需达到的脱硫效率 　　沙角B电厂原设计燃煤含硫量为1.06%，校核煤种含硫量为1.2%，锅炉烟气SO2排放要达到50mg/m3的新标准要求，脱硫系统效率需达到97.9%，考虑脱硫GGH 1%的泄漏率，脱硫增效改造设计的吸收塔脱硫效率需达到98.9%以上。 　　1.3 脱硫装置摸底测试 　　委托西安热工院进行了二号机组满负荷工况下的脱硫系统性能测试，测试的脱硫效率为92.89%，SO2排放浓度不满足国家对重点区域SO2小于50mg/m3的环保要求；测试烟气换热器（gas gas heater，GGH）泄漏率为1.1%，两侧总压差909Pa。若不改造GGH，则吸收塔脱硫效率需达到98.9%以上才能达到新环保要求。根据对国内同类电厂调研情况，GGH新改造后其泄漏率可以控制在0.5%左右，长期运行且维护充分时其泄漏率一般在1%左右。 　　2 氧化镁脱硫工艺原理 　　氧化镁工艺是以氧化镁作为原料，通过与水熟化后生成Mg（OH）2，再通往吸收塔内与SO2反应生成MgSO3或MgSO4。由于镁离子的溶解性大大高于钙离子，对二氧化硫（SO2）的吸收反应强度高数十倍，在相对较低的液气比下显示出很高的脱硫效率，可以达到99%以上，是一种先进、高效的脱硫技术。氧化镁脱硫包括四个工艺过程、两种运行模式。 　　四个工艺过程包括：（1）氧化镁熟化制浆：MgO+H2O→Mg（OH）2（浆液）；（2）脱硫吸收：Mg（OH）2+SO2→MgSO3+H2O（浆液）；（3）氧化：MgSO3+1/2O2→MgSO4（溶液），脱硫形成的副产物中主要含有固态的MgSO3?3H2O，MgSO3?6H2O及溶液中的MgSO4?H2O；（4）脱水：对脱硫排出的浆液进行脱水后得到以MgSO3为主要成份的副产品，含水量10%。 　　脱硫浆液的氧化程度决定了两种运行模式：（1）溶液模式：即对脱硫副产物浆液进行强制氧化，全部生成硫酸镁溶液，经废水处理后达标排放；（2）固态模式：即抑制氧化，产生亚硫酸镁固体，经脱水后成为固态副产物，便于利用。 　　3 脱硫增效改造方案比较 　　根据脱硫剂及副产品进出吸收器的状态，烟气脱硫技术分为干法、半干法和湿法烟气脱硫。干法和半干法脱硫效率很低，一般脱硫效率只能达到70%左右，湿法主要有石灰石-石膏法、氧化镁湿法、海水法、氨法等。在石灰石-石膏湿法脱硫工艺上进行增效改造，宜采用氧化镁或石灰石-石膏法工艺。 　　氧化镁脱硫（方案一）工艺流程与石灰石-石膏法基本接近，氧化镁湿法脱硫吸收塔也为与石灰石/石膏湿法脱硫工艺相似的喷淋塔，可通过改造现有脱硫塔喷淋层喷嘴来实现，很大程度上利旧原有脱硫设备，且近年来国内具有300MW燃煤机组的应用业绩，是一种可选择的高效脱硫方法。在沙角B电厂设计燃煤含硫量下，可满足脱硫系统出口SO2浓度≤50mg/m3的排放要求。 　　石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺是技术成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术，但从国内石灰石/石膏脱硫喷淋塔运行情况来看，喷淋单塔效率难以保证脱硫效率