600MW W型火焰機組超低排放改造技術(shù)研究

大氣網(wǎng)訊:摘要：圍繞某600MWW型火焰機組超低排放改造項目的實際開展情況，對現(xiàn)階段主流的超低排放改造技術(shù)進行了分析比較，簡要論證了該機組采用的超低排放技術(shù)的可行性和實施有效性；結(jié)合項目工程實施的過程，對超低排放改造的相關(guān)注意事項進行了闡述。

關(guān)鍵詞：600MWW型燃煤機組；超低排放改造；技術(shù)路線

0引言

隨著國家節(jié)能減排工作的不斷深入，火力發(fā)電廠的煙氣排放標準也相應提高，2014年9月，國家發(fā)改委、環(huán)保部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》，文件要求，到2020年，東部地區(qū)現(xiàn)役30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發(fā)電機組以及其他有條件的燃煤發(fā)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。

2016年4月，湖南省環(huán)保廳、湖南省發(fā)改委、湖南省經(jīng)信委、湖南能源局聯(lián)合發(fā)布《湖南省全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》，文件要求，到2018年底，湖南省所有具備改造條件的現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組實現(xiàn)超低排放（即在基準含氧6%的條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3）。大唐華銀金竹山火力發(fā)電分公司3號機組（1×600MW）位于非國家大氣聯(lián)防聯(lián)控重點區(qū)域，且機組鍋爐類型為W型火焰爐，但為積極響應國家節(jié)能減排號召，經(jīng)多方技術(shù)調(diào)研，于2016年5月開始實施超低排放改造項目技術(shù)研究。

本文針對目前的超低排放改造技術(shù)進行了分析比較，同時結(jié)合金竹山3號機組超低排放改造項目，就600MWW火焰鍋爐機組的超低排放改造進行了研究。超低排放技術(shù)即將煙塵、二氧化硫、氮氧化物等多種污染物協(xié)同脫除集成技術(shù)，超低排放就是要將燃煤電廠排放限制在標準限值之內(nèi)。

燃煤電廠超低排放技術(shù)路線主要包括：

1脫硫改造技術(shù)

燃煤發(fā)電機組脫硫多采用石灰石—石膏濕法脫硫技術(shù)，高效的濕法脫硫技術(shù)主要包括單塔單循環(huán)、單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等脫硫工藝，以上各種脫硫工藝設計脫硫效率均可超過98.5%，確保脫硫出口二氧化硫濃度小于35mg/m3。

1.1單塔單循環(huán)脫硫技術(shù)

單塔單循環(huán)脫硫技術(shù)是早期石灰石—石膏濕法脫硫系統(tǒng)應用最為廣泛的脫硫技術(shù)，單塔單脫硫技術(shù)也分為噴淋空塔和帶煙氣托盤裝置的噴淋塔技術(shù)。各種吸收塔的附屬系統(tǒng)設置也不盡相同，一般來說，吸收塔下部為漿液池，往上依次為煙氣入口區(qū)、煙氣均流裝置（若有）、噴淋層、除霧器等。在超低排放改造項目中，該技術(shù)路線主要通過增加噴淋層和漿池高度來增加脫硫效率，單純的單塔單循環(huán)技術(shù)雖然減少了脫硫系統(tǒng)的占地面積，且系統(tǒng)相對簡單，但該技術(shù)路線要增加脫硫效率，其相應氧化風機的壓頭和漿液循環(huán)泵的揚程均需增大，將導致不能利用原有氧化風機和漿液循環(huán)泵電耗增加的問題。因此，在超低排放改造項目中，單純的單塔單循環(huán)技術(shù)路線基本不再沿用。

1.2單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)

單塔雙循環(huán)脫硫技術(shù)是在吸收塔內(nèi)設置集液斗，同時設置塔外漿池。集液斗將噴淋空塔中二氧化硫的氧化和吸收進行分區(qū)，氧化和吸收塔自成循環(huán)。原煙氣進入吸收塔首先與吸收塔內(nèi)噴淋的一級循環(huán)漿液（pH值低，為4.5～5.3）逆向接觸，吸收部分SO2，能夠保證脫硫劑的溶解吸收過程，并生成高品質(zhì)的石膏。

1.3脫硫改造技術(shù)路線確定

3號機組原脫硫系統(tǒng)采用的是單塔單循環(huán)噴淋空塔技術(shù)，現(xiàn)場的脫硫場地也非常有限。相比較，3號機組脫硫系統(tǒng)超低排放改造更適合采用塔外漿池的單塔單循環(huán)技術(shù)路線，即將靠近吸收塔的事故漿液箱改造為塔外漿池，另行異地新增事故漿液箱。吸收塔本體在原有三層噴淋的基礎上新增三層噴淋層，拆除原有兩層平板式除霧器，安裝三層屋脊式除霧器等。設計改造后的脫硫系統(tǒng)脫硫效率大于99.125%。

2除塵改造技術(shù)

燃煤電廠現(xiàn)有的除塵裝置主要為干式靜電除塵器或布袋除塵器，能保障煙氣中煙塵排放小于30mg/m3。超低排放改造項目中，基本采用在脫硫系統(tǒng)后或脫硫系統(tǒng)中增加除塵裝置的方案，以確保煙氣總排口的煙塵排放符合標準。

2.1濕式靜電除塵器

濕式靜電除塵器與干式靜電除塵器的原理基本類似，但系統(tǒng)的設置和主要部件的材料選擇有較大區(qū)別。相對于干式電除塵，濕電用沖洗水系統(tǒng)替代了振打系統(tǒng)，其陰陽極系統(tǒng)的材料也基本選用2205不銹鋼或更高等級的防腐型材料，能大幅度降低脫硫系統(tǒng)后的煙塵含量，是超低排放改造中最為有效的除塵技術(shù)路線，也是目前實施最為廣泛的一種除塵應用方式。

2.2高效除塵除霧裝置

高效除塵除霧裝置一般指管束式除霧器，又稱“湍流器”，主要應用于脫硫除塵一體化系統(tǒng)，起源于國電清新，現(xiàn)已有多家環(huán)保公司應用該裝置。高效除塵除霧器裝置可布置在吸收塔內(nèi)，相對于濕電除塵器，其占地面積和投資成本均大幅減少。該技術(shù)路線的應用也非常廣泛，但為保證除塵效率，部分發(fā)電公司硬性規(guī)定在脫硫系統(tǒng)入口煙塵含量大于20mg/m3時，必須采用濕式靜電除塵器的技術(shù)路線。

2.3除塵改造技術(shù)路線確定

3號機組使用的燃煤平均灰分高達36%，且原干式電除塵器未進行低低溫改造。因此，3號機組首選在脫硫系統(tǒng)后增設濕電裝置，以確保煙氣總排口的煙塵排放濃度小于10mg/m3。

3脫硝改造技術(shù)

脫硝改造是600MWW型火焰鍋爐機組超低排放改造的技術(shù)難點。3號機組設計為燃用無煙煤，無煙煤是劣質(zhì)煤的一種，由于無煙煤的Vdaf≤10%，所以燃燒無煙煤有三難：著火難、穩(wěn)燃難和燃盡難。同時，3號機組也是W型火焰鍋爐，其運行過程中由于衛(wèi)燃的要求NOx排放量很高，大多數(shù)情況下在1000mg/Nm3或更高。為實現(xiàn)超低排放目標，基本所有燃煤電廠都會進行低氮燃燒改造，部分電廠則采用低氮+SNCR+SCR聯(lián)合脫硝的方法。

3.1選擇性還原催化法（SCR）

選擇性還原催化法（SCR）是指在催化劑作用下，向280～420℃的煙氣中噴入氨，將NOx還原成N2和H2O，其脫除效率可達90%以上，是目前應用最多的脫硝技術(shù)。

催化劑是脫硝SCR系統(tǒng)的核心，催化劑可分為板式和蜂窩式，板式催化劑主要應用在灰分含量高的脫硝裝置中。

3.2非選擇性還原催化法（SNCR）

非選擇性還原催化法（SNCR）是指無催化劑的條件下，在適合脫硝反應的“溫度窗口（850～1200℃）”內(nèi)噴入還原劑（尿素溶液或氨水），將煙氣中的氮氧化物有選擇性地還原為氮氣和水。

根據(jù)3號機組為大型W型火焰機組的特性，主要進行了SNCR區(qū)域模型模擬、爐內(nèi)噴槍位置選擇及還原劑噴射場數(shù)值模擬等工作。

3.3脫硝改造技術(shù)路線確定

3號機組為燃用劣質(zhì)無煙煤的W型火焰600MW機組，其鍋爐的特性導致其燃燒產(chǎn)生的氮氧化物濃度高達1500mg/m3左右，即使進行低氮改造，其燃燒產(chǎn)生的氮氧化物仍維持在較高水平。最終，3號機組確定采用低氮+SNCR（氨水法）+SCR（3+0層催化劑）的技術(shù)路線，以實現(xiàn)氮氧化物的超低排放目標。

4超低排放改造實施中的相關(guān)注意事項

（1）超低排放改造的技術(shù)路線紛繁復雜，必須充分結(jié)合實際系統(tǒng)的現(xiàn)狀，選擇最合適的改造技術(shù)路線。充分考慮投資成本、現(xiàn)場場地、實施難度等因素。

（2）項目實施初期，應積極進行實地調(diào)研，首選與本企業(yè)相類似的電廠。項目可行性研究和論證應充分有效。

（3）在條件允許的情況下，應盡量選用成熟可靠的技術(shù)路線，可結(jié)合超低排放改造項目，對原有系統(tǒng)的改造難點進行攻關(guān)。

（4）改造項目一般均具有工作量大、工期短的特點，實施過程中必須有效掌控施工質(zhì)量，確保滿足系統(tǒng)的性能要求。

原標題:600MW W型火焰機組超低排放改造技術(shù)研究