以燃燒特高硫煤300MW單元應用的旋轉耦合脫硫除塵一體化技術為研究對象，對該技術進行現場測試和評價。測試結果顯示，燃煤硫分為5%左右時，脫硫系統的脫硫效率穩定在99.70%~99.82%，SO2排出質量濃度為23.4~30.8mg/m3，SO2超低排出可滿足35mg/m3以下的除塵效率為78.6%~87.8%，顆粒排出質量濃度穩定在4.60~5.76mg/m3，顆粒超低排出濃度為10mg/m3以滿足與脫硫單塔雙循環、雙塔雙循環系統技術改造方案相比，這種SO2超低排放技術的改造和運行費用具有較大優勢。

近年來，中國大氣霧污染問題越來越嚴重，大量極細粒主要來源于工業排放和氣體污染物的轉換，文獻[1]大氣PM2.5中的主要化學成分以質量濃度排序為硫酸根(SO42-)>；硝酸根(NO3-)>；銨根(NH4+)>；有機碳(OC)>；鈉離子(Na+)>；元素碳(EC)，文獻[2]認為煤電廠排放在大氣中的PM2.5占全社會總量的10%，因此降低火電廠SO2、粒子等污染物的排放濃度至關重要。

《火力發電廠大氣污染物排放標準》(GB1323-2011)[3]要求，新建、現有燃煤鍋爐對SO2排放要求分別為100mg/m3、200mg/m3，廣西、重慶市、四川省和貴州省火力發電鍋爐由于燃煤硫比較高，排放量小于200mg/m3和400mg/m3的標準，重點地區SO2排放量均小于50mg/m3，超低排放要求SO2排放量小于35mg/m3。

根據《中國煤中硫分級標準》，中國高硫煤(硫分為2%~3%)占7.86%，特高硫煤(硫分>；3%)占8.54%，硫分高的煤主要集中在西南和中南地區，華東和華北地區上部煤層硫分低，下部煤層硫分高。

為了實現超低排放，中國火力發電環境保護產業不斷研究總結和技術進步，從2013年下半年開始，少數東部地區的電力企業自主發布超低排放，陸續在火力發電廠實施超低排放改造。根據《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2021年)》(發展改革能源〔2014〕2093號)的文件要求，各大電力集團、地方電力制定了十三五的超低排放計劃，嚴格按要求在2021年前完成超低排放改造。

文獻[4]燃煤硫分>1.25%時，為了達到超低排放，需要更高的脫硫效率。目前國內對中低硫煤SO2超低排放改造的技術路線有脫硫除塵一體化技術、單塔雙循環技術、雙塔雙循環技術、雙塔雙循環加托盤技術。特高硫煤SO2超低排放研究較少。

北京清新環境技術株式會社研究了燃燒特高硫煤SO2超低排放技術，該技術已應用于國內350MW超臨界燃煤凝汽式發電機組煙SO2超低排放改造工程。為客觀評價該技術的應用效果，監測和評價某發電廠2號超臨界燃煤機組在不同運行情況下排出的SO2等污染物濃度。

1旋轉耦合脫硫除塵一體化技術原理

煙氣通過旋轉耦合裝置和漿液產生可控的亂流空間，提高氣液固三相傳質速度，完成一級脫硫除塵，同時實現快速降溫和煙氣均布的亂流器煙繼續通過高效的淋浴系統，實現SO2的深度去除和粉塵的二次去除的煙進入管束式除塵除霧裝置，在離心力的作用下，霧滴和粉塵最終被墻面的液膜捕獲，實現粉塵和霧滴的深度去除。

2脫硫超低排放改造

北京清新環境技術株式會社對某發電廠2號單元實施超低排放改造，在原脫硫裝置的基礎上進行，設計脫硫裝置入口煙氣中SO2質量濃度≤11627mg/m3條件下，出口SO2濃度達到超低排放要求。工程于2021年運行，脫硫系統的主要設計和保證指標參數見表1。

表1脫硫系統的主要設計和保證指標參數

本次效果改造結合現場運行的實際情況，在原吸收塔的基礎上進行，采用吸收塔不提高的方案。吸收塔由吸收漿池和吸收區兩部分組成。本次改造原原來的5臺循環泵的利用，追加了1臺循環泵和淋浴層。增加的一臺循環泵，流量7800m3/h，揚程30.5m，功率1000kW，噴嘴采用離心錐形，單向噴霧，壓力0.05mpa。氧化空氣系統、石灰石制漿系統、石膏漿排放系統等利潤老化，無需改造。

3系統性能測試和評價

3.1測試狀況

2號單元在測試期間，單元負荷分別為350MW和278MW，單元負荷穩定，燃煤種類、煤質基本不變，燃料配比不變，鍋爐無油槍助燃，無吹灰和焦點，袋式除塵器

3.2采樣和測試方法

污染物和煙氣參數測試參考固定污染源排氣中粒子狀物的測定和氣體污染物的采樣方法(GB/T16157-1996)[5]、燃煤煙氣脫硫設備性能測試方法(GB/T21508-2008)[6]、Stationarysourcemissionss-Determination設備性能測試方法(GB/T21508-2008)[6]、Statationarysourysisiomisions-Demisions-Detinatinatinatinatinatinationationtions-Dinatinationatiofme)[6][6](GBationtiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontionte)的手機)。污染物采樣和分析方法見表2。

表2污染物取樣和分析方法

測試儀器:德國羅斯蒙特NGA2000煙氣分析儀、青島高度3012H自動煙塵(氣)測試儀、取樣頭和濾膜一體化裝置、液滴收集器、SO3氣體取樣系統。

3.3測試結果

在不同負荷條件下，脫硫系統的脫硫效率和出口污染物濃度為表3，污染物濃度均為標準狀態、干燥基礎、6%O2。

表3顯示，旋轉耦合脫硫除塵一體化技術在全負荷狀況下脫硫效率為99.70%~99.78%，平均值為99.75%，出口SO2質量濃度為24.7~30.8mg/m3，平均值為28.0mg/m3，中負荷狀況下脫硫效率為99.82%，出口SO2質量濃度為23.6mg/m3，脫硫效率高，中負荷狀況均高于99.7%，比保證效率高0.05%~0.12%脫硫效率、出口SO2質量濃度在不同負荷條件下相對穩定，與單元運行負荷基本無關。

表3顯示，高負荷狀況下入口SO2的質量濃度為10153.5~11814.6mg/m3，平均值為11019.3mg/m3，入口SO2的質量濃度比設計值高-12.67%~1.61%，平均值比設計值高-5.23%

旋匯耦合濕法脫硫系統設計6臺循環漿液泵,在試驗期間漿液循環泵F停運,其余5臺漿液循環泵正常運行,說明該脫硫系統有1臺漿液循環泵可以作為備用,可確保在煤質硫分往上波動時,或某臺漿液循環泵發生故障時,旋匯耦合濕法脫硫系統仍可保證較高的脫硫效率和出口SO2達到超低排放。

表3耦合濕法脫硫除塵一體化技術的主要污染物去除效率和排出濃度

表3還可以看出，耦合脫硫除塵一體化技術對顆粒物、SO3、液滴也有一定程度的去除效果。高、中負荷狀況下顆粒物的除塵效率為78.6%~87.8%，出口顆粒物濃度為4.60~5.76mg/m3，傳統空塔濕式煙氣脫硫系統的除塵效率基本為50%左右，旋轉耦合濕式脫硫系統的除塵效率明顯高于濕式煙氣脫硫系統的除塵效率，出口顆粒物濃度均低于10mg/m3

在高、中負荷的情況下，SO3的去除效率為61.5%~75.2%，比文獻高[8、9、10、11]的SO3氣溶膠粒子難以吸收，傳統石灰石-石膏濕法脫硫技術對SO3的去除效率為30%~50%脫硫系統出口液滴的質量濃度為17.5~23.6mg/m3，遠低于火力發電廠煙氣脫硫工程技術規范石灰石-石膏濕法脫硫(HJ/T179-2005)規定的液滴質量濃度為75mg/m3

4經濟分析

電廠單臺350MW機組超低排放改造費用2000萬元，系統增加的阻力在550Pa左右，與同類型機組超低排放改造投資費用和增加的阻力相比，如圖1所示。

圖1超低排放改造投資和增加的阻力

從圖1可以看出，旋轉耦合脫硫除塵一體化系統的投資成本為單塔雙循環脫硫技術的57%，單塔雙循環+濕除技術的40%，雙塔雙循環脫硫技術的50%，雙塔雙循環+濕除技術的36%，單塔雙循環，雙塔雙循環脫硫技術只能脫SO2，對顆粒物的脫硫效率低可轉耦合脫硫除塵一體化技術投資成本低。

從增加的阻力來看，在旋轉耦合脫硫除塵一體化系統中脫硫系統只增加了一臺漿液循環泵，增加了阻力150Pa，高效管束除塵霧器增加了阻力400Pa，超低排放改造總阻力只增加了550Pa，遠遠低于單塔雙循環、雙塔雙循環技術增加的阻力，其增加的能源消耗最低，因此從投資和運行成本來看，旋轉耦合脫硫除塵一體化技術具有較大的優勢。

5結論

（1）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術在350MW機組燃用特高硫煤脫硫系統的脫硫效率為99.70%~99.82%,SO2排放濃度在23.6~30.8mg/m3,能夠滿足SO2超低排放小于35mg/m3的要求。

(2)旋轉耦合濕法脫硫除塵一體化技術對粒子狀物、SO3、液滴也有較好的除塵效率，對粒子狀物的除塵效率為78.6%~87.8%，出口粒子狀物濃度為4.60~5.76mg/m3SO3的除塵效率為61.5%~75.2%的液滴排放濃度為17.5~23.6mg/m3，遠低于火力發電廠煙氣脫硫工程技術規范石灰石膏濕法脫硫(H/T17-2005)規定的液滴質量濃度為75mg/mg/m3

（3）旋匯耦合濕法脫硫除塵一體化技術具有脫硫效率高,對多種污染物排放一體化解決的優勢,投資和運行成本較低,系統運行穩定,該技術在特高硫煤350MW機組上的成功應用,為較低成本解決特高硫煤SO2超低排放提供了技術途徑。