1?000?MW燃煤機組超低排放改造方案探討

張蘭華，閆 超

(廣東惠州平海發電廠有限公司，廣東 惠州 516363)

1?000?MW燃煤機組超低排放改造方案探討

張蘭華，閆 超

(廣東惠州平海發電廠有限公司，廣東 惠州 516363)

某電廠為達到最新的地區環保排放要求，根據電廠實際情況對NOx、煙塵及SO2這3項主要排放指標進行了分析，通過SCR增效改造、高效除塵除霧協同處理工藝和脫硫裝置處理能力計算，提出一套切實可行的超低排放改造方案，為其他電廠后續改造提供參考。

燃煤機組；超低排放；脫硫；脫硝；煙塵

0 引言

國家發改委、環保部、能源局聯合發布的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》(發改能源[2014]2093號)明確要求：“在役或新建300 MW以上煤電機組大氣污染物排放需達到或接近燃氣輪機的標準，即在基準氧含量6 %條件下，NOx、煙塵、SO2排放濃度分別不高于50 mg/Nm3，10 mg/Nm3，35 mg/Nm3。”

某電廠地處珠三角地區，為了滿足環保排放長遠要求，參考了該地區更為嚴格的排放標準，制定了3種排放物防治的最優改造方案，以期達到更高的污染物排放標準，即在基準氧含量6 %條件下，NOx、煙塵、SO2排放濃度分別不高于50 mg/Nm3，5 mg/Nm3，35 mg/Nm3。

1 脫硝改造方案

1.1 脫硝系統概況

該電廠1，2號1 000 MW超超臨界燃煤機組鍋爐采用阿爾斯通技術，為一次中間再熱、全鋼結構、露天布置、雙切圓八角噴燃、平衡通風、固態排渣螺旋管圈直流煤粉鍋爐。煙氣脫硝系統采用SCR(Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原法)脫硝方案，將系統布置于省煤器之后、空預器之前，該布置屬于高塵布置方式。

1.2 脫硝系統運行參數

該電廠1，2號機組2015年上半年脫硝運行情況如表1所示。煙囪煙氣NOx排放濃度平均值為40 mg/Nm3左右，但排放濃度會間斷性大于50 mg/Nm3，無法保證瞬時值達標；尤其是在二次調頻投入后，在協調大幅擾動和燃燒工況不穩定時，常常出現瞬時超標。因NOx排放不能滿足超低排放的要求，故需進行改造。

表1 2015年上半年脫硝系統運行參數平均值

1.3 脫硝系統改造

1.3.1 脫硝改造需要考慮的問題

(1) 根據鍋爐的設計參數，通過低NOx燃燒技術，可將脫硝裝置入口處的NOx濃度維持在350 mg/Nm3以下。若脫硝效率控制在86 %以上，可確保SCR系統出口NOx排放濃度在50 mg/Nm3以下。在實際運行過程中，脫硝裝置入口處的NOx濃度一般都小于280 mg/Nm3，按脫硝效率86 %計算，脫硝裝置出口NOx排放濃度能保證小于39.2 mg/Nm3，有充足裕量。

(2) 在脫硝入口煙氣條件不變的情況下，現有脫硝裝置不能滿足NOx濃度低于50 mg/Nm3的排放要求。要強制達到50 mg/Nm3的排放要求，可通過加大噴氨量實現；但這會增大氨的逃逸量，進而導致催化劑的損壞及工藝流程后續設備的堵塞、腐蝕。因此，加大噴氨量來提升脫硝效率的方法不可取。

(3) 單臺機組現有總催化劑為794.8 m3，其中542.8 m3催化劑運行已近6年，252 m3催化劑運行已超過3年。因催化劑活性會隨著運行時間增長而下降，所以需要充分考慮催化劑的活性衰減。

1.3.2 脫硝改造方案選擇

國內超低排放脫硝改造方面主要有以下2種技術路線。

(1) 更換1層舊催化劑并增加催化劑層數。至2016年，初裝催化劑運行已超5年，催化劑活性降低，無法使NOx排放達到超低排放標準，需要更換部分催化劑以提高脫硝裝置的脫硝性能。由于該電廠1，2號機組目前是3層催化劑同時運行，無法再增加催化劑層數。

通過分析，更換1層舊催化劑并增加35.6 %的體積，可將脫硝裝置出口NOx濃度控制到50 mg/Nm3以下。

(2) 將1層舊催化劑再生，通過舊催化劑再生恢復部分催化劑活性。該方法只能達到安裝第3層催化劑時的技術規范要求(脫硝效率80 %，SCR出口NOx不高于70 mg/Nm3)，因脫硝效率無法達到86 %，NOx濃度控制無法控制在50 mg/Nm3以下，所以該技術路線無法滿足NOx超低排放改造要求。

比較以上2種方案，第1種方案可達到超低排放的要求。

2 煙塵改造方案

2.1 除塵設備概況

該電廠除塵器采用福建龍凈環保股份有限公司生產的電除塵設備，型號為2BE666/3-4，每臺鍋爐配2臺三室四電場靜電除塵器。在燃用設計煤種或者單燒準格爾煤時，保證燃燒效率不低于99.65 %；在燃用校核煤種時，除塵器出口煙氣含塵量高于45 mg/Nm3。

2.2 煙塵排放現狀

該電廠1，2號機組煙塵排放濃度能達到現階段環保要求(煙塵濃度不大于20 mg/Nm3)，但還不能滿足不高于5 mg/Nm3的要求。2015上半年1，2號機組煙塵排放均值如表2所示。

表2 2015年上半年煙塵排放月平均值

2.3 煙塵超低排放改造路線

根據除塵器的設計特點，在原有除塵設施的基礎上采用高效除塵工藝，提高除塵效率。

改造方式主要有2種：采用高效除塵除霧協同處理工藝或濕式電除塵器。

2.3.1 高效除塵除霧協同處理工藝

對傳統除塵技術升級改造，在電除塵器前增加熱交換器，降低進入電除塵器的煙氣溫度，降低煙塵比電阻，提高除塵效率；同時在脫硫塔頂部加裝高效除塵除霧器，脫除煙氣攜帶的霧滴和煙塵。高效除塵除霧工藝的流程如圖1所示。

圖1 高效除塵除霧協同處理工藝流程

2.3.2 濕式電除塵器

濕式電除塵器除塵原理與常規干式電除塵器除塵原理相同，但工作環境不同。濕式電除塵器設置于脫硫設施與煙囪之間，能夠有效去除脫硫后飽和濕煙氣中的煙塵、氣溶膠等細微顆粒。

2.4 綜合對比分析

這2種改造工藝都能滿足煙塵超低排放要求，其工藝的性能比較如表3所示。因該電廠前期已經進行了低低溫電除塵器升級改造，如果選用脫硫塔頂端布置高效除塵除霧器方式，將在一次性投資、能耗、維護費用、改造周期等方面更具優勢。

3 脫硫改造方案

3.1 脫硫系統概況

該電廠脫硫系統采用石灰石—石膏就地強制氧化濕法煙氣脫硫工藝，脫硫裝置按一爐一塔單元布置。每套脫硫裝置的煙氣處理能力為相應鍋爐BMCR(Boile Maximum Continuous Rating，最大連續蒸發量)工況時的100 %煙氣量；當燃煤含硫量為1.7 %時，脫硫效率高于96 %。

表3 高效除塵除霧技術與濕除技術性能比較

3.2 脫硫處理能力計算及改造必要性分析

參照該電廠2015年機組滿負荷工況運行情況，收到基硫分(St，ar%)為0.75 %，運行3臺漿液循環泵，吸收塔pH值為5.0，脫硫效率約97.5 %。如果運行4臺漿液循環泵且適當提高pH值運行，脫硫效率可達到98 %。SO2排放濃度按超低排放指標不高于35 mg/Nm3，根據該電廠煤種硫分和脫硫入口SO2濃度實際對應關系，SO2濃度的計算參考值取2 200 mg/Nm3。

脫硫設施適應的收到基硫分反推算公式如下：

式中：St，ar%為收到基硫分；η為脫硫效率。當脫硫效率η=97.5 %時：

當脫硫效率η=98 %時：

經過計算，脫硫設施適應的收到基硫分滿足燃煤硫分排放要求(不大于0.58 %)，說明該電廠的脫硫設施的最初設計容量即可滿足超低排放要求，無需進一步改造。

4 結束語

通過對該電廠NOx、煙塵、SO2這3個排放參數實際運行情況的分析，提出了3種排放物防治的最優改造方案。

NOx可通過更換1層新催化劑并增加該層催化劑35.6 %的體積，提高SCR效率，從而滿足不高于50 mg/Nm3的排放要求；煙塵可通過在吸收塔內增加高效除塵除霧器，配合低低溫電除塵器做到除塵除霧協同處理，以滿足不高于5 mg/Nm3的排放要求；而對于SO2，在保證燃用批復煤種和適當的脫硫運行方式時，原脫硫裝置能夠滿足不高于35 mg/Nm3的排放要求，無需改造。

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7 盧泓樾．燃煤機組煙氣污染物超低排放研究[J]．電力科技與環保，2014，30(5)：8-11.

2016-08-06。

張蘭華(1984-)，男，助理工程師，主要從事火電廠熱工控制工作，email：18688864680@126.com。

閆 超(1983-)，男，工程師，主要從事火電廠自動控制管理維護工作。