燃煤電廠1000MW機組超低排放改造項目實踐

秦文學 尹琦 李玉洲 李紅獅

摘 要 某燃煤電廠1000MW機組超低排放改造采用對原有SCR脫硝系統加裝第三層催化劑，加裝低低溫省煤器+靜電除塵提效，石灰石-石膏濕法脫硫提效，新增一層噴淋層，新增一層管式除霧器、一層屋脊除霧器的方式。改造后對改造效果、設備穩定性及排放數據進行分析，認為該改造工藝是一種適合燃煤電廠煙氣超低排放改造的可靠工藝。

關鍵詞 超低排放;脫硝;低低溫省煤器;靜電除塵;濕法脫硫

引言

近年來，我國大氣污染形勢嚴峻，以可吸入顆粒物（PM10）、細顆粒物（PM2.5）為特征污染物的區域性大氣環境問題日益突出，損壞人民群眾身體健康，影響社會和諧穩定，大氣污染問題已成為社會輿論關注的焦點問題[1]。根據國家發展改革委、環境保護部、國家能源局聯合下發的《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》[2]、《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》[3]及山東省發展和改革委員會、山東省環境保護廳制定的《關于盡快制定現役燃煤機組節能減排升級與改造計劃的通知》[4]，到 2020年，東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，即粉塵、SO2、NOX排放濃度（基準含氧量為6%）分別為5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。

隨著《山東省火電廠大氣污染物排放標準》[5]（DB37/664-2013）第2號修改單超低排放標準的提出，超低排放已成為國內發電企業污染物排放的新常態，有必要采用新的“一體化協同治理”的技術應對越來越嚴格的環保要求。當粉塵排放濃度≦5mg/m3的時候，僅在濕法脫硫前改造電除塵器進行提質增效已無法滿足排放要求，目前常見的超低技術有低低溫省煤器、袋式除塵器、電-袋除塵器、加裝濕式除塵器等。當前煙氣脫硫技術多采用石灰石-石膏濕法脫硫，主流的脫硫改造技術為增加托盤、增加噴淋層、改造除霧器、單塔雙循環、雙塔雙循環等。對于燃燒低硫煤的區域，火電機組通過增加噴淋層提高吸收塔液氣比或者采用增強汽液傳質措施（增設托盤、湍流層、聚氣環等），可提高吸收塔的脫硫效率，滿足超低排放的要求。二級塔串聯的改造方案可以通過控制一級、二級吸收塔的pH值實現分區控制，利于高效脫硫，滿足超低排放要求。NOX控制采用低氮燃燒和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施，低氮燃燒技術作為燃煤電廠NOX控制的首選技術，主要有低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術和燃料分級燃燒技術等，煙氣脫硝技術以高效SCR為主[6]。在超低排放改造工程實際應用中，現場情況復雜，在工藝和技術路線選擇中沒有統一的標準，需要根據實際情況進行綜合設計[7]。本文中某電廠1000MW機組所選用的超低排放改造技術是成熟可行技術，對其方案路線及運行數據研究分析，為燃煤電廠超低排放改造提供工程解決方案和數據支撐。

1超低排放改造工程方案

該電廠原環保設施為脫硝裝置采用選擇性催化還原（SCR）工藝，單臺機組脫硝催化劑按“2+1”層設計，初裝2層催化劑。脫硫部分采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝、“一爐一塔”配置，脫硫吸收劑采用石灰石，吸收塔內設置5層噴淋層。除塵設施配備兩臺三室四電場臥室靜電除塵器。

1.1 脫硫部分改造

脫硫超低排放改造按吸收塔改造拆除吸收塔內原有全部噴淋層，重新安裝6層FRP噴淋層（5運1備）及螺旋噴嘴，同時在新增噴淋層下方增設聚氣環，原有最底層的噴淋層新增1臺漿液循環泵，循環泵入口均設置合金濾網，并采用三級屋脊式除霧器+一級管式除霧器。原煙道增設噴淋降溫系統，更換除霧器沖洗水泵和供漿泵，新增1個回流水箱、攪拌器及泵。

1.2 脫硝部分改造

脫硝超低排放改造在原SCR脫硝裝置基礎上進行提效改造，增加備用層催化劑。催化劑采用蜂窩式，采取聲波吹灰器和蒸汽吹灰器相結合的吹灰措施，吹灰器的布置不得影響催化劑的安裝或更換。反應器內部流場進行校核調整。

1.3 除塵部分改造

除塵部分超低排放改造在原電除塵器前端增設低低溫煙氣余熱利用裝置，并對原除塵器進行恢復性檢修，改造后形成低低溫電除塵器，同期進行一、四電場高效電源更換，二、三電場高頻電源控制系統、冷卻系統進行改造，一、二電場陰極線換型，腐蝕及變形嚴重的陽極板更換等。綜上所述，該電廠項目改造后，機組通過低氮燃燒器降低鍋爐出口煙氣中NOX濃度，煙氣再經過SCR脫硝裝置脫硝（三層催化劑），低低溫省煤器和高效靜電除塵器除塵后，進入石灰石-石膏濕法脫硫塔脫硫、除塵，最后煙氣經脫硫塔頂部四層高效除霧器的進一步除塵、脫硫后，通過240m煙囪高空排放。

2改造效果

2.1 脫硫效果分析

圖1 機組脫硫運行主要參數（DCS畫面數據）

調取現場運行情況數據，現場脫硫DCS畫面清晰，未出現測點壞點，脫硫運行關鍵監控參數如pH、密度、壓差等數據準確，能夠有效指導脫硫系統運行調整。調取期間，機組負荷為1051.5MW，為滿負荷運行，此期間原煙氣SO2濃度為此時僅開啟1A、1B、1D 三臺漿液循環泵，三臺泵處于備用狀態，且漿液pH值為5.09，處于較低水平。從日常運行情況來看，現有脫硫系統裕量充足。機組脫硫運行主要參數（DCS畫面數據）如圖1所示。

同時該機組超低排放改造后調取1月-12月SO2排放濃度數據分析，改造后排放濃度較為穩定，未出現超標現象。如表1所示：

表1 1-12月份SO2排放濃度月均值

根據性能考核試驗結果[8]，滿負荷工況下，原煙氣SO2濃度為2931mg/m3（設計值3157mg/m3的92.8%）的前提下，脫硫出口凈煙氣SO2排放濃度為29.9mg/m3 ，修正到設計條件下為31.1mg/m3，優于保證值要求，達到超低排放改造的目標和要求。

2.2 脫硝效果分析

根據表2所示，NOX排放濃度數據穩定，且未出現超標現象。

表2 1-12月份NOX排放濃度月均值

根據性能考核試驗結果[8]，機組NOx排放濃度為40mg/m3（標態、干基、6%O2）。機組脫硝效率為 88.7%。優于性能保證值85.7%。氨逃逸濃度為1.98mg/m3。優于性能保證值2.28mg/m3。脫硝系統SO2/SO3轉化率為0.81%，優于性能保證值1.1%。

2.3 除塵效果分析

根據現場測試結果[8]，滿負荷工況下機組電除塵器出口煙塵排放濃度為17mg/m3，低于設計性能保證值（20mg/m3）。同時調取機組1月至12月統計報表數據，總排口粉塵平均排放濃度為1.31～1.76mg/m3 ，滿足超低排放限值（5mg/m3）要求。圖表3所示。

根據運行記錄、檢修記錄、故障記錄及月度運行分析報告，低低溫電除塵器整體性能良好。節能模式下，二次電壓和二次電流長期穩定在45～50kV和800mA運行，且凈煙氣粉塵控制達標。

3結束語

根據表1、表2和表3的排放數據，超低排放改造后SO2、NOX、粉塵排放濃度優于設計排放要求。根據現場測試結果顯示脫硝系統超低排放改造設計的主要性能指標均與可研設計指標相一致，滿足超低排放改造的設計要求。低低溫電除塵器出口煙塵排放濃度滿足性能保證值要求，脫硫系統超低排放改造設計的主要性能指標能夠與可研設計指標要求保持一致。達到超低排放改造的目標。

實際運行過程中，部分電場出現火花率高、除塵器部分極線螺栓脫落、陽極板限位板缺失等現象，其他改造單位可相互借鑒。

表3 1-12月份粉塵排放濃度月均值

參考文獻

[1] 佚名.【關注】環保部發布《燃煤電廠超低排放煙氣治理工程技術規范（征求意見稿）》[ED/OL].https：//www.sohu.com/a/152488433_806315，2017-06-27.

[2] 國家發展改革委、環保部、國家能源局關于印發《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[S].北京：中國標準出版社，2014.

[3] 環境保護部、發展改革委、能源局.關于印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》的通知：環發[2015]164號[ED/OL]. http：//www.mee.gov.cn/gkml/hbb/bwj/201512/t20151215_319170.htm ，2015-12-11.

[4] 山東省發展和改革委員會、山東省環境保護廳.關于盡快制定現役燃煤機組節能減排升級與改造計劃的通知[ED/OL]. http：//www.dztianjie.com/content/？722.html，2014-11-28.

[5] 山東省火電廠大氣污染物排放標準：DB37/664-2013[S].北京：中國標準出版社，2013.

[6] 盛洪產，周為莉，樓軍，等.燃煤熱電廠煙氣超低排放改造工程實踐[J].環境工程，2019，37（3）：124-127，151.

[7] 陳輝.燃煤電廠煙氣超低排放改造土建設計經驗淺談[J].浙江電力，2016，35（7）：73-76.

[8] 楊應龍.華電萊州發電有限公司超低排放改造后評估報告[R].華電電力科學研究院有限公司，2018.

作者簡介

秦文學（1962-），男，山東省萊蕪市人;學歷：碩士，職稱：高工，現就職單位：華電萊州發電有限公司，研究方向：電力生產、管理。

尹琦（1984-），女，山東省菏澤市人;學歷：碩士，職稱：工程師，現就職單位：華電萊州發電有限公司，研究方向：電力生產環保。

李玉洲（1971-），男，山東省萊州市人;學歷：本科，職稱：技師，現就職單位：華電萊州發電有限公司，研究方向：電力生產環保。

李紅獅（1977-），男，山西省絳縣人;學歷：本科，職稱：環保工程（中級），現就職單位：煙臺生態環境局，研究方向：環境自動監測監控。