以燃烧特高硫煤300MW单元应用的旋转耦合脱硫除尘一体化技术为研究对象，对该技术进行现场测试和评价。测试结果显示，燃煤硫分为5%左右时，脱硫系统的脱硫效率稳定在99.70%~99.82%，SO2排出质量浓度为23.4~30.8mg/m3，SO2超低排出可满足35mg/m3以下的除尘效率为78.6%~87.8%，颗粒排出质量浓度稳定在4.60~5.76mg/m3，颗粒超低排出浓度为10mg/m3以满足与脱硫单塔双循环、双塔双循环系统技术改造方案相比，这种SO2超低排放技术的改造和运行费用具有较大优势。

近年来，中国大气雾污染问题越来越严重，大量极细粒主要来源于工业排放和气体污染物的转换，文献[1]大气PM2.5中的主要化学成分以质量浓度排序为硫酸根(SO42-)>；硝酸根(NO3-)>；铵根(NH4+)>；有机碳(OC)>；钠离子(Na+)>；元素碳(EC)，文献[2]认为煤电厂排放在大气中的PM2.5占全社会总量的10%，因此降低火电厂SO2、粒子等污染物的排放浓度至关重要。

《火力发电厂大气污染物排放标准》(GB1323-2011)[3]要求，新建、现有燃煤锅炉对SO2排放要求分别为100mg/m3、200mg/m3，广西、重庆市、四川省和贵州省火力发电锅炉由于燃煤硫比较高，排放量小于200mg/m3和400mg/m3的标准，重点地区SO2排放量均小于50mg/m3，超低排放要求SO2排放量小于35mg/m3。

根据《中国煤中硫分级标准》，中国高硫煤(硫分为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区，华东和华北地区上部煤层硫分低，下部煤层硫分高。

为了实现超低排放，中国火力发电环境保护产业不断研究总结和技术进步，从2013年下半年开始，少数东部地区的电力企业自主发布超低排放，陆续在火力发电厂实施超低排放改造。根据《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2021年)》(发展改革能源〔2014〕2093号)的文件要求，各大电力集团、地方电力制定了十三五的超低排放计划，严格按要求在2021年前完成超低排放改造。

文献[4]燃煤硫分>1.25%时，为了达到超低排放，需要更高的脱硫效率。目前国内对中低硫煤SO2超低排放改造的技术路线有脱硫除尘一体化技术、单塔双循环技术、双塔双循环技术、双塔双循环加托盘技术。特高硫煤SO2超低排放研究较少。

北京清新环境技术株式会社研究了燃烧特高硫煤SO2超低排放技术，该技术已应用于国内350MW超临界燃煤凝汽式发电机组烟SO2超低排放改造工程。为客观评价该技术的应用效果，监测和评价某发电厂2号超临界燃煤机组在不同运行情况下排出的SO2等污染物浓度。

1旋转耦合脱硫除尘一体化技术原理

烟气通过旋转耦合装置和浆液产生可控的乱流空间，提高气液固三相传质速度，完成一级脱硫除尘，同时实现快速降温和烟气均布的乱流器烟继续通过高效的淋浴系统，实现SO2的深度去除和粉尘的二次去除的烟进入管束式除尘除雾装置，在离心力的作用下，雾滴和粉尘最终被墙面的液膜捕获，实现粉尘和雾滴的深度去除。

2脱硫超低排放改造

北京清新环境技术株式会社对某发电厂2号单元实施超低排放改造，在原脱硫装置的基础上进行，设计脱硫装置入口烟气中SO2质量浓度≤11627mg/m3条件下，出口SO2浓度达到超低排放要求。工程于2021年运行，脱硫系统的主要设计和保证指标参数见表1。

表1脱硫系统的主要设计和保证指标参数

本次效果改造结合现场运行的实际情况，在原吸收塔的基础上进行，采用吸收塔不提高的方案。吸收塔由吸收浆池和吸收区两部分组成。本次改造原原来的5台循环泵的利用，追加了1台循环泵和淋浴层。增加的一台循环泵，流量7800m3/h，扬程30.5m，功率1000kW，喷嘴采用离心锥形，单向喷雾，压力0.05mpa。氧化空气系统、石灰石制浆系统、石膏浆排放系统等利润老化，无需改造。

3系统性能测试和评价

3.1测试状况

2号单元在测试期间，单元负荷分别为350MW和278MW，单元负荷稳定，燃煤种类、煤质基本不变，燃料配比不变，锅炉无油枪助燃，无吹灰和焦点，袋式除尘器

3.2采样和测试方法

污染物和烟气参数测试参考固定污染源排气中粒子状物的测定和气体污染物的采样方法(GB/T16157-1996)[5]、燃煤烟气脱硫设备性能测试方法(GB/T21508-2008)[6]、Stationarysourcemissionss-Determination设备性能测试方法(GB/T21508-2008)[6]、Statationarysourysisiomisions-Demisions-Detinatinatinatinatinatinationationtions-Dinatinationatiofme)[6][6](GBationtiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontiontionte)的手机)。污染物采样和分析方法见表2。

表2污染物取样和分析方法

测试仪器:德国罗斯蒙特NGA2000烟气分析仪、青岛高度3012H自动烟尘(气)测试仪、取样头和滤膜一体化装置、液滴收集器、SO3气体取样系统。

3.3测试结果

在不同负荷条件下，脱硫系统的脱硫效率和出口污染物浓度为表3，污染物浓度均为标准状态、干燥基础、6%O2。

表3显示，旋转耦合脱硫除尘一体化技术在全负荷状况下脱硫效率为99.70%~99.78%，平均值为99.75%，出口SO2质量浓度为24.7~30.8mg/m3，平均值为28.0mg/m3，中负荷状况下脱硫效率为99.82%，出口SO2质量浓度为23.6mg/m3，脱硫效率高，中负荷状况均高于99.7%，比保证效率高0.05%~0.12%脱硫效率、出口SO2质量浓度在不同负荷条件下相对稳定，与单元运行负荷基本无关。

表3显示，高负荷状况下入口SO2的质量浓度为10153.5~11814.6mg/m3，平均值为11019.3mg/m3，入口SO2的质量浓度比设计值高-12.67%~1.61%，平均值比设计值高-5.23%

旋汇耦合湿法脱硫系统设计6台循环浆液泵,在试验期间浆液循环泵F停运,其余5台浆液循环泵正常运行,说明该脱硫系统有1台浆液循环泵可以作为备用,可确保在煤质硫分往上波动时,或某台浆液循环泵发生故障时,旋汇耦合湿法脱硫系统仍可保证较高的脱硫效率和出口SO2达到超低排放。

表3耦合湿法脱硫除尘一体化技术的主要污染物去除效率和排出浓度

表3还可以看出，耦合脱硫除尘一体化技术对颗粒物、SO3、液滴也有一定程度的去除效果。高、中负荷状况下颗粒物的除尘效率为78.6%~87.8%，出口颗粒物浓度为4.60~5.76mg/m3，传统空塔湿式烟气脱硫系统的除尘效率基本为50%左右，旋转耦合湿式脱硫系统的除尘效率明显高于湿式烟气脱硫系统的除尘效率，出口颗粒物浓度均低于10mg/m3

在高、中负荷的情况下，SO3的去除效率为61.5%~75.2%，比文献高[8、9、10、11]的SO3气溶胶粒子难以吸收，传统石灰石-石膏湿法脱硫技术对SO3的去除效率为30%~50%脱硫系统出口液滴的质量浓度为17.5~23.6mg/m3，远低于火力发电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石-石膏湿法脱硫(HJ/T179-2005)规定的液滴质量浓度为75mg/m3

4经济分析

电厂单台350MW机组超低排放改造费用2000万元，系统增加的阻力在550Pa左右，与同类型机组超低排放改造投资费用和增加的阻力相比，如图1所示。

图1超低排放改造投资和增加的阻力

从图1可以看出，旋转耦合脱硫除尘一体化系统的投资成本为单塔双循环脱硫技术的57%，单塔双循环+湿除技术的40%，双塔双循环脱硫技术的50%，双塔双循环+湿除技术的36%，单塔双循环，双塔双循环脱硫技术只能脱SO2，对颗粒物的脱硫效率低可转耦合脱硫除尘一体化技术投资成本低。

从增加的阻力来看，在旋转耦合脱硫除尘一体化系统中脱硫系统只增加了一台浆液循环泵，增加了阻力150Pa，高效管束除尘雾器增加了阻力400Pa，超低排放改造总阻力只增加了550Pa，远远低于单塔双循环、双塔双循环技术增加的阻力，其增加的能源消耗最低，因此从投资和运行成本来看，旋转耦合脱硫除尘一体化技术具有较大的优势。

5结论

（1）旋汇耦合湿法脱硫除尘一体化技术在350MW机组燃用特高硫煤脱硫系统的脱硫效率为99.70%~99.82%,SO2排放浓度在23.6~30.8mg/m3,能够满足SO2超低排放小于35mg/m3的要求。

(2)旋转耦合湿法脱硫除尘一体化技术对粒子状物、SO3、液滴也有较好的除尘效率，对粒子状物的除尘效率为78.6%~87.8%，出口粒子状物浓度为4.60~5.76mg/m3SO3的除尘效率为61.5%~75.2%的液滴排放浓度为17.5~23.6mg/m3，远低于火力发电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石膏湿法脱硫(H/T17-2005)规定的液滴质量浓度为75mg/mg/m3

（3）旋汇耦合湿法脱硫除尘一体化技术具有脱硫效率高,对多种污染物排放一体化解决的优势,投资和运行成本较低,系统运行稳定,该技术在特高硫煤350MW机组上的成功应用,为较低成本解决特高硫煤SO2超低排放提供了技术途径。