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，现有石灰石/石膏湿法烟气脱硫能力不能满足即将执行的新环保要求。本文针对沙角B电厂现有脱硫装置状况及现场条件，提出了氧化镁湿法脱硫工艺和石灰石/石膏湿法脱硫工艺相应的提效改造技术路线，通过综合比较，确定采用氧化镁工艺完成脱硫提效改造，满足新的环保要求，并对氧化镁脱硫提效改造实施方案进行分析探讨，为同类燃煤机组烟气脱硫提效改造提供参考和借鉴。
国家持续保持污染物减排的高压态势，2012年10月，环境保护部发布“关于印发《重点区域大气污染防治“十二五”规划》的通知”【环发[2012]130号】，2013年2月，环境保护部发布《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），要求重点控制区域（19个省的47个城市）新建燃煤机组自2013年4月1日起全部执行特别排放限值，烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别为20、50、100毫克/立方米；对于现役机组，位于重点控制区主城区的自2014年7月1日起执行特别排放限值。非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。
地方环保行政要求不断强化，加强对燃煤电厂的污染物减排力度，增加了燃煤电厂污染物减排工作的压力。如广州市政府常务会议2014年2月24日审议并通过了《广州市燃煤电厂“超洁净排放”改造工作方案》，使广州市燃煤电厂大气污染物排放浓度达到：氮氧化物50mg/m3以下、二氧化硫35mg/m3以下、烟尘5mg/m3以下。
沙角B电厂处于珠三角重点控制区域范围，需执行50mg/m3的二氧化硫排放限值，现有石灰石/石膏湿法烟气脱硫能力不能满足即将执行的新环保要求，必须进行脱硫系统提效改造。
1、氧化镁脱硫提效改造背景概述
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%（FGD入口SO2浓度2379.8mg/m3），由山东三融工程有限公司总承包建设，采用石灰石/石膏湿法烟气脱硫、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，采用德国鲁奇比晓夫脱硫工艺，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，2台脉冲悬浮泵（1运1备）和2台石膏浆液排出泵（1运1备），设两级屋脊型除雾器，两塔各配备1台氧化风机，另1台氧化风机通过母管为两塔备用。
1.2新标准需达到的脱硫效率
按照燃煤含硫量推算，新环保标准对脱硫效率的要求如下。
火电厂新SO2的排放标准对烟气脱硫效率的要求
1.3脱硫装置摸底测试按照新标准，沙角B厂位于珠三角重点地区，锅炉烟气SO2排放应不高于50mg/m3。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%，脱硫效率应达到97.9%。若考虑脱硫GGH1%的泄漏率，脱硫提效改造设计吸收塔脱硫效率需达到98.9%。
脱硫系统运行性能进行试验测试情况：2号机组脱硫装置在2013年4月26日至2013年4月27日满负荷测试时段内，原烟气SO2浓度的平均值为1521mg/m3(标态，干基，6%O2)，净烟气SO2浓度的平均值为83mg/m3(标态，干基，6%O2)，脱硫效率平均值为94.58%；在2013年5月4日满负荷测试时段内，原烟气SO2浓度的平均值为2228mg/m3(标态，干基，6%O2)，净烟气SO2浓度的平均值为158mg/m3(标态，干基，6%O2)，脱硫效率平均值为92.89%。以上测试时段内的净烟气SO2排放浓度均不满足国家对重点区域SO2小于50mg/m3的环保要求。
根据摸底测试，电厂GGH泄漏率在1.1%左右，两侧总压差909Pa。如若不改造GGH，则吸收塔脱硫效率需达到98.9%。根据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，但长期运行且维护充分时其泄漏率一般在1%左右，长时间运行GGH泄漏率有可能进一步增大，对烟气SO2排放造成很大的压力，对吸收塔的脱硫效率提出了更高的要求。
延伸阅读：
2、氧化镁脱硫提效改造技术路线的确定
2.1脱硫提效改造目标与原则
1）本次改造按燃煤含硫量1.06%，原烟气中FGD入口SO2浓度2379.8mg/m3（标态、干基、6%O2），脱硫系统出口SO2浓度≤50mg/m3（标态、干基、6%O2）设计，脱硫系统效率达到97.9%以上，满足新的环保要求，并尽可能在使用周期内适应环保要求的进一步提高。
2）保留GGH，脱硫吸收塔效率按98.9%设计。拆除脱硫系统GGH可消除GGH固有漏烟额外排放、减少系统阻力，但排烟温度降低，烟囱排放“白汽”，影响可视环境，在珠三角区域难以通过环保验收，且烟囱需重新防腐，耗资较大。
3）结合电厂脱硫系统现状和场地，采用技术成熟可靠的脱硫工艺完成提效改造，在满足新环保要求的前提下，尽可能降低初投资和运行成本。
2.2脱硫工艺的选择
国内电厂有一定应用业绩的的烟气脱硫方法主要有：循环流化床烟气半干法、海水法、湿式氨法、石灰石/石灰-石膏湿法、氧化镁湿法。
石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺是技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术，我国90%左右的电厂烟气脱硫系统都是采用该种工艺。对于本次改造，由于原系统为石灰石/石膏法，采用本工艺改造还可以利旧原有的石灰石制浆、供浆、排浆、石膏脱水和氧化系统等，可以大大减少改造工程量，大大缩短改造工期和节省改造费用。但从国内石灰石/石膏脱硫喷淋塔运行情况来看，喷淋单塔效率很难达到98.9%，而脱硫效率要达到98.9%，需采用串联双塔模式。但新建串联塔投资较大（静态投资预估在6500～7000万左右），且沙角B电厂场地条件非常紧张，无法满足布置串联吸收塔要求。
石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺，增加两层喷淋层（方案一）或增加一层喷淋层和一层持液层（方案二），改造后吸收塔效率可以达到98.4%以上（国内近两年来部分改造可见满负荷接近设计硫份下脱硫效率98.9%运行画面，但目前尚无收集到长期稳定运行在此效率下的案例），要实现98.9%的脱硫效率，需通过燃煤选择，控制原烟气SO2入口浓度在2000mg/Nm3以下。
氧化镁湿法脱硫工艺（方案三），吸收剂为MgO熟化后的强碱性Mg(HO)2，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［3］，工艺流程与石灰石-石膏法基本接近，可很大程度上利旧原有脱硫设备，且近年来国内具有一定的应用业绩，（如鲁北电厂2×330MW机组采用氧化镁脱硫工艺运行良好），是一种可选择的高效脱硫方法。在设计燃煤含硫量下，可满足沙角B电厂脱硫系统出口SO2浓度≤50mg/m3的排放要求。
石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺根据吸收塔结构型式的不同又可以分成许多类别，其中应用较多的吸收塔塔型有：鼓泡塔、液柱塔、喷淋塔。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来实现，由于氧化镁法液气比低，在设计脱硫效率目标条件下，可通过更换吸收塔内的三层喷淋层及对应喷嘴来实现。需新建氧化镁制浆储存及制浆系统，采用旋流分离进行脱水，并利用现有浆液循环泵，对现有系统的改动量小，需停机施工工期短，更易达到较高的脱硫效率。
2.3氧化镁脱硫原理
氧化镁法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。该法脱硫效率高，可达到99%以上。由于镁盐溶解度较高，不容易造成设备结垢，系统运行稳定。氧化镁湿法烟气脱硫在美国、日本发展最早，上世纪70年代末就开始开发镁法脱硫，并陆续上了一些工业性装置，例如PECOEnergyCompany的Cromby1电厂以及Eddystone1和Eddystone2电厂。随后韩国和台湾地区也发展了自己的湿式镁法脱硫技术，在台湾有95%的电站采用氧化镁法脱硫。近几年国内氧化镁湿法脱硫发展较快，已经有十几个镁法烟气脱硫项目投入运行。
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氧化镁脱硫包括四个工艺过程，两种运行模式：
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。
2.4氧化镁法脱硫技术特点［1］
1)工艺成熟，原料有保证。我国氧化镁储量为160亿t，占全世界的80%，分布在辽宁、山东、四川、河北等地，辽宁、山东占前二位，资源丰富。
2)脱硫效率高，设备不结垢。在化学反应活性方面，氧化镁要远远高于钙基脱硫剂，而且氧化镁的分子量比CaCO3和CaO都小，在相同的条件下脱硫率高，用量少，且亚硫酸镁不结垢。
3)投资少，运行费用低。氧化镁制取浆液比较简单，不用粉磨，而且在吸收塔中液气比小，塔径小，循环泵流量、功率降低，吸收剂的用量也少。
4)副产品价值高。亚硫酸镁主要有两种用途:一是制硫酸和氧化镁，氧化镁循环再使用，只补充8%的氧化镁，副产硫酸，经济效益显著;二是亚硫酸镁可以制做硫镁肥料，无二次污染。
2.5氧化镁法与石灰石/石膏法脱硫技术经济比较
氧化镁法（方案三）与石灰石/石膏法（方案一、方案二）提效改造方案运行成本差异，主要是脱硫剂的价格，厂用电消耗；脱硫装置的初投资、运行人工、日常维护费用基本相当。石灰石/石膏法（方案一、方案二）难以达到97.9%以上的效率，本次技术经济比较采用97.9%的脱硫效率为基准，石灰石价格到厂价格按150元/吨，氧化镁到厂价格按750元/吨计，石灰石纯度（CaCO3）按91%计，氧化镁纯度（MgO）按85%计，厂用电价格按0.512元/KWH计算。
主要技术经济指标比较
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在现有石灰石/石膏法脱硫基础上进行提效改造，氧化镁脱硫（方案三）与石灰石/石膏法脱硫（方案一、方案二）相比，脱硫效率更高，吸收塔不需增加喷淋层，效率可达99%以上，设计烟气流量下，原烟气SO2入口浓度在2379.8mg/Nm3下，可满足重点区域SO2小于50mg/m3的环保要求，而石灰石/石膏法脱硫（方案一、方案二）需适控制原烟气SO2入口浓度在2000mg/Nm3以下才能满足新环保排放要求。
氧化镁工艺流程与石灰石-石膏法基本接近，可很大程度上利旧原有脱硫设备，改造初投资和运行成本低，考虑脱硫剂成本，综合运行成本与石灰石/石膏湿式脱硫相当，若进一步做好副产品的综合利用，优势更加明显。本项目副产品亚硫酸镁已与广州某肥料厂达成销售意向。经上述综合比较分析，确定选择采用氧化镁工艺实施脱硫提效改造。
3、氧化镁脱硫提效改造实施方案
3.1氧化镁脱硫工艺流程
工艺流程说明：氧化镁脱硫剂原料用“吨袋”海运到场后，储存在厂区仓库内，至少储存一周的使用量（约700t）。然后由仓库转运至制浆车间，采用吨袋拆包机拆包，然后用罗茨风机输送至氧化镁仓内存储，通过螺旋计量输送机计量后进入熟化罐，加水熟化制成氢氧化镁浆液，然后经除砂机净化浆液后泵入浆液罐中存储，浆液罐中的浆液再通过浆液输送泵输送至脱硫塔中。
现系统的原烟气经GGH降温后从下部进入喷淋吸收脱硫塔，脱硫浆液经循环泵至上而下循环喷淋，与烟气逆向接触吸收，净化后的烟气经除雾后排出，经GGH加热后经烟囱排放。吸收了SO2的亚硫酸镁浆液经浆液排出泵进入浓缩池进行浓缩，浓缩后的浆液经下置泵进入真空皮带脱水机进行脱水，脱水后生产亚硫酸镁副产物。浓缩池的清液和脱水机的滤液则进入回水池。回水池大部分清液返回脱硫系统重新回用，小部分则进入废水处理系统进行处理，控制系统内的氯根浓度。
3.2SO2吸收系统改造
1）保留现有三台循环泵，由于氧化镁法液气比低，提效改造后循环泵的流量仅为原有循环泵的60%，更换吸收塔内的三层喷淋层及对应喷嘴。喷淋层母管及支管采用316L不锈钢材质，喷嘴采用钴合金外螺旋喷嘴，每层喷淋层布置72个喷嘴。可以采用二运一备（如鲁北电厂的运行模式），降低耗电，提高可靠性。
2）保留主循环管道；
3）除雾器利旧；新增一层管式除雾器。
4）脱硫浆液不需要氧化，要拆除氧化风机和塔底浆池内氧化器设施；
5）拆除悬浮脉冲泵及其管线，更换成侧进式搅拌器，每塔配置四台；
6）脱硫塔浆液排出泵利旧，用于将浆液输送至浓缩池中。
3.3烟气系统改造
保留GGH，对GGH密封进行改造，减少GGH泄漏率。GGH及其进出口膨胀节，以及GGH配套的设备利旧。电厂引风机与增压风机合一改造已进行。
3.4制浆系统改造
采用氧化镁做脱硫剂，氧化镁用吨袋袋装到场，氧化镁的消耗量仅为石灰石耗量的40%左右。按98.9%效率设计的氧化镁耗量为4.6吨/小时（85%MgO），利用小时按5500小时计，年耗量约2.5万吨。
1)新增两台拆包机，用于氧化镁吨袋拆袋；
2)新增一台罗茨风机，用于把氧化镁输送至储仓内；
3)原有石灰石仓利旧，用于储存氧化镁；
4)原有石灰石仓配置的所有阀门不变，在卸料阀下部增设一个振动料斗，方便氧化镁下料；
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5)拆除原有石灰石振动给料机、皮带称重给料机，新增一台螺旋计量输送机，用于氧化镁计量和输送至熟化罐；
6)拆除原有磨机制浆设备，包括球磨机、磨机浆液箱、磨机浆液泵、磨机旋流站、附属管道；
7)新增一个熟化罐和搅拌器，用于氧化镁熟化制浆；
8)利用两台原有浆液输送泵作为熟化泵，一运一备，将熟化罐中的浆液输送至浆液罐中；
9)浆液罐利旧，新增除砂机一台，用于除去浆液中的杂质；
10)新增三台浆液泵，每塔配置一台，一台备用，将浆液输送至吸收系统。
3.5脱水系统改造
1）增加一个浓缩池供两套脱硫系统排浆共用，并做玻璃钢防腐；
2）新增两台下置泵，用于将浓缩后的浆液输送至皮带脱水机。
浓缩池新增管道至回水池，其他所有设备利旧；
3.6工艺水系统、事故浆液系统、废水处理系统设备利旧。
4结束语
1）氧化镁脱硫活性好，与钙法脱硫相比，液气比小，只需钙法的1/3-1/5，脱硫浆液循环泵容量较小，吸收塔阻力小，脱硫效率可达99%以上。沙角B电厂通过氧化镁脱硫提效改造，可满足污染物重点防治区域脱硫系统出口SO2浓度≤50mg/m3的排放要求，并可适应使用周期内环保要求的进一步提高。
2）在石灰石/石膏湿式脱硫的基础上采用氧化镁脱硫工艺进行提效改造，改造初投资和运行成本低，考虑脱硫剂成本，综合运行成本与石灰石/石膏湿式脱硫相当，若进一步做好副产品的综合利用，优势更加明显。
3）与钙法脱硫相比，镁法脱硫在脱硫效率方面有其独特的优越性，国内有300MW等级机组应用业绩，在国家新污染物排放标准和超洁净排放概念下，是一种具有竞争力和发展前景的脱硫提效改造技术。
延伸阅读：
原标题：350MW燃煤机组镁法脱硫提效改造技术路线探讨
