600 MW級燃褐煤直流鍋爐超低排放技術路線分析

李翠翠，鄭國寬，陳廣林

(中國神華能源股份有限公司勝利能源分公司，內蒙古錫林浩特026000)

600 MW級燃褐煤直流鍋爐超低排放技術路線分析

李翠翠，鄭國寬，陳廣林

(中國神華能源股份有限公司勝利能源分公司，內蒙古錫林浩特026000)

國內褐煤儲量豐富，高水份、高揮發份、中硫、低灰的低熱值褐煤不適合長途運輸，適合就地轉換發電。研究高水、中硫、低灰褐煤的超低排放技術路線對該類型機組的超低排放具有重大意義。以3臺600 MW級燃褐煤空冷機組為模型，對3臺機組的超低排放技術路線、實際運行情況及綜合經濟性進行分析。結果表明，3臺機組的NOX、煙塵、SO2排放濃度均能達到超低排放標準，經濟性比較可知A機組的綜合經濟性最優越，并對燃該煤種機組的超低排放技術路線的選擇提出建議。

超低排放；直流鍋爐；褐煤；脫硝；除塵；脫硫；經濟性分析

0 引言

超低排放是指在基準氧含量6%條件下，不包含CO2和其它污染物，煙塵、SO2、NOX的排放濃度不高于5 mg/m3、35 mg/m3和50 mg/m3[1]。燃煤電廠實現超低排放是煤炭清潔利用的重要途徑，自《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》實施以來，針對燃煤機組的超低排放技術開展科研攻關，在役機組通過技術改造，實現了污染物的超低排放[2]。

新建600 MW及以上超(超)臨界燃低水、低灰、低硫、高發熱量煙煤機組，污染物超低排放的各項指標均能實現，然而對于燃用高水、低灰、中硫、低發熱量褐煤機組，污染物實現超低排放卻鮮有報道。本文以3臺燃錫林浩特地區褐煤的600 MW級空冷機組為研究對象，對3臺機組超低排放的技術路線進行分析、比較、討論，以期為燃該煤種的同類型機組在選擇超低排放技術路線方面提供參考。

1 鍋爐設備及燃煤概況

本文分析的3臺鍋爐均為單爐膛、一次中間再熱、平衡通風、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、緊身封閉布置、變壓運行直流鍋爐，A爐、B爐Π型鍋爐，C爐為塔式鍋爐。A爐采用四角切圓燃燒，B爐采用前后墻對沖燃燒，C爐采用八角切圓燃燒。3臺鍋爐的燃燒器均采用分級燃燒技術，燃燒器均為低NOX燃燒器，NOX排放濃度的設計值均不超過200 mg/m3(O2=6%)。

3臺鍋爐的燃煤均為錫林浩特地區生產的褐煤，煤質工業分析及元素見表1。從表1可以看出，3臺鍋爐燃煤的全水分大于20%，屬于高水分煤，干燥無灰基揮發分Vdaf大于37%，屬于高揮發份煤。A爐、B爐、C爐燃煤的收到基灰分Aar相近，分別為16.86%、19.09%、16.86%，為低等灰分煤。從收到基全硫分St.ar來看，在A爐、B爐、C爐燃煤的收到基全硫分St.ar在1%左右，屬中硫份煤。綜上所述，3臺鍋爐的燃煤均屬于高水份、高揮發份、中硫、低灰的低熱值褐煤。

表1 煤質工業分析與元素分析對比表

2 超低排放技術路線概況

2.1A機組超低排放技術路線

A機組采用SCR+前置換熱器+干式電除塵器+零補水石灰石-石膏濕法脫硫工藝的超低排放技術路線。工藝流程圖見圖1。

圖1 A機組超低排放技術路線工藝流程圖

脫硝系統采用尿素熱解法，催化劑按3+1層設置，煙氣脫硝效率保證值為90%，脫硝后的煙氣NOX的排放值不高于40 mg/m3。

除塵系統采用雙室五電場靜電除塵器，每臺鍋爐配置2臺除塵器，燃用設計煤種時停1個供電單元后除塵效率大于99.9%，除塵器出口含塵濃度小于30 mg/m3。

脫硫系統采用零補水石灰石-石膏濕法脫硫工藝，脫硫效率大于99.5%，SO2排放濃度小于10 mg/m3，脫硫塔出口煙塵濃度小于3 mg/m3。

2.2B機組超低排放技術路線

B機組采用SCR+袋式除塵器+單塔雙循環脫硫吸收塔+濕式電除塵器的超低排放技術路線。工藝流程圖見圖2。

圖2 B機組超低排放技術路線工藝流程圖

脫硝系統采用液氨法，催化劑按“2+1”布置，預留1層催化劑的空間，脫硝效率保證值為80%，脫硝裝置出口NOX濃度不高于50 mg/Nm3。

除塵系統采用干式除塵器+濕法脫硫塔內洗塵+濕式除塵器的組合方案。干式除塵器效率99.2%，出口煙塵濃度不高于40 mg/m3；脫硫裝置煙塵洗滌效率50%，脫硫裝置出口液滴濃度不高于50 mg/m3，脫硫裝置出口煙塵排放濃度不高于30 mg/m3；濕式除塵器效率85%，出口煙塵排放濃度不高于5 mg/m3。

脫硫系統采用單塔雙循環技術，脫硫裝置出口SO2排放濃度不超過35 mg/m3，脫硫效率不低于99.4%。

2.3C機組超低排放技術路線

C機組采用SCR+高效低低溫靜電除塵器+單塔雙托盤脫硫吸收塔的超低排放技術路線。工藝流程圖見圖3。

圖3 C機組超低排放技術路線工藝流程圖

脫硝系統采用液氨法，脫硝效率為85%，NOX排放濃度低于30 mg/m3。

除塵系統采用高效低低溫靜電除塵器，并配置高頻電源。每臺爐設置2臺三室五電場的低低溫靜電除塵器，5個電場均采用高頻電源，除塵效率大于99.9%，除塵器出口煙塵排放濃度小于5 mg/m3。

脫硫系統采用石灰石-石膏濕法脫硫裝置，SO2排放濃度低于35 mg/m3，脫硫效率為99.4%。

3 超低排放技術路線分析

3臺機組的排放指標對比見表2。從表2可以看出，3臺機組污染物的脫除效率較高，排放濃度符合國家規定的排放標準。

表2 脫除效率與排放濃度對比表

3.1 脫硝技術路線分析

3臺鍋爐的燃燒器均采用低氮燃燒器和分級燃燒技術，A機組脫硝采用尿素熱解法，B機組和C機組脫硝采用液氨法，NOX的脫除效率為80%～90%，排放濃度在30 mg/m3～50 mg/m3。

液氨法和尿素熱解法脫硝技術都比較成熟，液氨法在初始投資、運行費用方面較低，但與尿素熱解法相比，液氨法存在一定的危險性，在實際運行中需加強安全管理。

3.2 除塵技術路線分析

A機組將汽輪機空冷塔、輔機空冷塔、脫硫塔、褐煤煙氣提水冷卻塔和煙囪相結合采用五塔合一、兩機一塔的形式，除塵系統采用干式靜電除塵結合脫硫塔和冷凝塔內的“旋匯耦合”洗塵的協同脫除技術[3-4]。煙氣經雙室五電場靜電除塵器除塵后，除塵器出口煙塵濃度小于30 mg/m3，此時脫硫塔和冷凝塔的協同效應顯現出來，經脫硫塔旋流洗塵后，脫硫塔出口煙塵濃度低至3 mg/m3。經冷凝塔“旋匯耦合”脫除后，煙囪出口煙塵的排放濃度為1 mg/m3。

B機組干式除塵器采用高效電源控制技術，除塵器出口煙塵濃度控制在40 mg/m3以內，煙氣經脫硫塔洗塵和濕式除塵器除塵后，煙囪出口煙塵的濃度為3 mg/m3。

C機組采用低低溫省煤靜電除塵器結合單塔雙循環托盤脫硫吸收塔高效除塵，煙塵的排放濃度達到超低排放標準。

從煙塵的排放濃度比較來看，3臺機組的煙塵排放濃度均能達到超低排放標準，A機組的除塵效率高于B機組和C機組。

3.3 脫硫路線分析

由于A機組燃煤的硫分較高，A機組脫硫系統采用零補水石灰石-石膏濕法脫硫技術，工藝流程圖見圖4。高溫原煙氣首先經過低溫升溫器降溫至90℃后進入脫硫吸收塔，脫硫吸收塔應用“旋匯耦合”技術，旋流子高效脫硫后的凈煙氣經過管束式除塵器脫除凈煙氣夾帶的塵和石膏液滴，保證吸收塔出口50℃飽和凈煙氣中的SO2含量低于30 mg/m3、塵含量低于5 mg/m3。吸收塔排出的飽和凈煙氣進入冷卻凝結塔，經湍流器層與噴淋下來的40 ℃冷卻循環水進行劇烈的汽水混合，實現換熱降溫冷凝，冷凝生成的細小霧滴大部分被冷卻循環水捕悉，一部分隨著降溫后溫度約為45 ℃的凈煙氣與噴淋層的液滴接觸被捕悉與噴淋液一起落下，其余的細小液滴在上部的管束除塵器層被捕悉，極少部分隨煙氣排放。

圖4 零補水石灰石-石膏濕法脫硫工藝流程圖

B機組脫硫系統采用單塔雙循環技術，工藝流程圖見圖5。煙氣首先在冷凝區進行一級循環，該循環確保亞硫酸鈣氧化和石膏結晶，SO2脫除率30%～90%，然后在吸收區發生二級循環，進行脫硫洗滌，兩次循環后凈煙氣中SO2的排放濃度低于35 mg/m3。

C機組脫硫系統采用石灰石-石膏濕法脫硫裝置，吸收塔采用單塔、塔內分區、雙托盤、4層噴淋層、加裝增效環、三層除霧器，SO2排放濃度低于35 mg/m3，脫硫效率99.4%，從目前應用來看，該技術多應用于低硫分煤種[5]。

綜上所述，A機組SO2的排放濃度低于B機組和C機組。

圖5 單塔雙循環脫硫吸收塔工藝流程圖

4 超低排放技術路線應用情況

168 h試運期間及正式投運后，機組負荷為660 MW和330 MW時，3臺機組燃煤量相近的情況下，對煙氣進行取樣分析，測量結果見表3。

表3 污染物排放測量結果 mg/m3

3臺機組污染物排放實測數據一般平均計算結果見表4。由表2和表4對比來看，污染物實際排放濃度值低于設備的設計值，表明3臺機組的超低排放技術路線適合燃高水份、高揮發份、中硫、低灰的低熱值褐煤直流鍋爐污染物超低排放。

表4 污染物排放一般平均計算結果 mg/m3

在計算污染物年排放量方面，3臺機組的年利用小時數以5 500 h/a，A機組、B機組、C機組煙氣流量(660 MW、BMR工況、吸收塔前總煙道)設計值分別為1 018.56 m3/s、1 007.34 m3/s、1 021.42 m3/s計算，3臺機組NOX、煙塵、SO2的年排放量計算結果見表5。

表5 污染物年排放量計算結果 t/a

由表5可以看出，在NOX排放控制方面，C機組的年排放量為497.5 t/a，為3臺機組中NOX的排放量最少，比A機組少排放71.2 t/a，比B機組少排放298.3 t/a。在煙塵排放的控制方面，A機組的年排放量為20.2 t/a，遠低于B機組和C機組，比B機組少排放29.7 t/a，比C機組少排放68.8 t/a。在SO2排放量控制方面，A機組的年排放量為338.8 t/a，低于其他2臺機組，比B機組少排放199.7 t/a，比C機組少排放292.1 t/a。總體來看，3臺機組NOX、煙塵、SO2年排放量均符合我國超低排放指標，在NOX排放控制方面，C機組優于A機組和B機組，在煙塵和SO2排放控制方面，A機組優于B機組和C機組。

5 技術經濟分析

5.1 邊界條件

對3臺機組超低排放技術進行經濟性比較時，以機組負荷660 MW、汽輪機THA工況、機組年利用小時數5 500 h/a、機組年發電收入差值為0元/a、標煤價213.9元/t(錫林浩特地區生產的褐煤折算后的標準煤價格)、上網電價為 314.5 元·MW-1/h、水價13元/t、貸款利率5.9%等作為邊界條件，進行分析[5-6]。

5.2 初投資比較

從初投資方面來看，脫硝系統、除塵系統、脫硫系統在設備本體、水工設備、電氣設備、主廠房結構、土建費用、安裝費用等方面存在較大差異，3臺機組脫硝系統、除塵系統、脫硫系統的初設收口投資比較見表6。由表6可以看出，A機組初投資最大，為37 305萬元，比B機組和C機組分別多投資517萬元、914萬元，B機組、C機組在初投資方面具有明顯優勢。

表6 初投資比較表 臺/萬元

5.3 運行維護費用比較

設備的運行維護費用是考核機組盈利能力的一項重要指標，表7給出3臺機組超低排放設備的各項費用，并以A機組的的各項費用為基準值進行差額比較。

從表7可以看出，3臺機組超低排放設備在電費和人工費用方面相近；在耗材方面，A機組比B、C機組分別高出107萬元/a、99萬元/a；在水費方面，A機組具有相當優勢，比B機組、C機組低943萬元/a、1 069萬元/a。綜合比較，A機組的運行維護費用較低，比B機組、C機組低837.5萬元/a、968.7萬元/a。

表7 運行維護費用比較 萬元/a

注：以A機組的費用為基準值進行比較，+ 表示差值大于基準值，- 表示差值小于基準值。

5.4 綜合性技術經濟比較

采用費用現值比較法對3臺機組超低排放設備進行綜合性技術經濟分析[7-10]，比較條件取：機組經濟運行年限20 a，現金折現率為0.07，20 a年現金值系數10.594，計算結果見表8。

由計算結果可知，對B機組和C機組來說，20年累計節約的運行費用不足回收機組增加的初投資，A機組的綜合經濟性要優于B機組和C機組，B機組的綜合經濟性居中，C機組的綜合經濟性最差。

表8 綜合性技術經濟比較表

注：(1) 以A機組的費用為基準值進行比較，+ 表示差值大于基準值，- 表示差值小于基準值；(2) 綜合經濟性差額=初投資差額- (年凈收入差額×20a年現金值系數)。

6 結論

對采用不同超低排放技術路線的3臺燃高水份、高揮發份、中硫、低灰的低熱值褐煤機組分析可知，3臺機組污染物的脫除效率較高，污染物排放濃度符合國家規定的超低排放標準。實際運行測量可知，在NOX排放控制方面，C機組優于A機組和B機組。在煙塵和SO2排放的控制方面，A機組優于B機組和C機組。綜合經濟性分析可知，A機組的綜合經濟性要優于B機組和C機組，B機組的綜合經濟性居中，C機組的綜合經濟性最差。

燃用高水、中硫、低灰的低熱值褐煤選擇適當的超低排放技術路線，可以滿足超低排放的要求。在脫硝方面，建議采用尿素熱解法降低運行中的安全風險，催化劑采用3層或3+1層的SCR裝置。在除塵方面，建議采用干式靜電除塵結合脫硫塔和冷凝塔內的“旋匯耦合”洗塵的協同脫除技術，將煙氣出口煙塵濃度降至最低。在脫硫方面，建議采用零補水石灰石-石膏濕法脫硫技術，降低脫硫耗水量，實現脫硫零補水。

對于高硫分、高灰分、低發熱量的褐煤，考慮運行的經濟性和安全性的前提下，即使采用超低排放技術仍難達到超低排放標準，建議對入爐煤進行洗煤，降低入爐煤的含硫量和含灰量，根據實際入爐煤的煤質分析情況選擇合適的超低排放路線。

[1]李博，趙錦洋，呂俊復．燃煤電廠超低排放技術方案應用[J]．中國電力，2016，49(8)：135-139．

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[3]陳牧，杜玉清，桂本．利用協同治理技術實現燃煤電廠煙塵的超低排放[J]．中國電力，2015，48(9)：146-151．

[4]程永新．600MW燃煤電廠超低排放技改方案及應用[J]．電力科學與工程，2016，32(7)：73-78．

[5]鄭國寬，李翠翠，陳廣林．600MW級空冷機組給水泵配置分析[J]．電力科學與工程，2016，32(7)：50-55．

[6]鄭國寬．660MW超超臨界空冷機組優化設計與經濟性分析[J]．內蒙古電力技術，2016，34(4)：56-60．

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[9]黃愷琿．300 MW燃煤機組濕法脫硫二爐一塔改一爐一塔研究[J]．電力科學與工程，2016，32(8)：75-78．

[10]袁園．火電廠濕法脫硫運行經濟性分析與第三方治理[J]．電力科學與工程，2016，32(1)：27-30．

Analysis of Ultra Low Emission Technological Schemes for 600 MW Units Lignite Fired Once-through Boiler

LI Cuicui, ZHENG Guokuan, CHEN Guanglin

(China Shenhua Energy Co. Ltd., Shengli Energy Branch Company, Xilinhaote 026000, China)

Lignite reserves are rich in China. However, in view of its own properties of low calorific value lignite with high water content, high volatile matter, medium sulfur and low ash, it is not suitable for the long distance transportation, but suitable for in situ conversion of power generation. It is of great significance to study the ultra-low emission technology of high water, medium sulfur and low ash lignite. The model is based on 3 units of 600 MW lignite fired units, and the ultra-low emission technology, practical operation situation, and comprehensive economy of the 3 units, are analyzed. The results show that the emission concentration of the NOX, soot, SO2emissions for the 3 units can reach the ultra-low emission standards. Economy comparison shows that the economic performance of A unit is the best. Suggestions are put forward on the selection of ultra-low emission technology route for these types of units.

ultra low emission; once-through boiler; lignite; denitrification; precipitator; desulphurizatio; economic analysis

10.3969/j.ISSN.1672-0792.2017.03.012

2016-10-17。

TK09

A

1672-0792(2017)03-0068-06

李翠翠(1982-)，女，工程師，從事大型電站節能減排技術研究工作。