1000MW超超臨界機(jī)組超低排放改造工程的分析

環(huán)保網(wǎng)訊:煤炭是我國(guó)的主要一次能源，煤燃燒過程中產(chǎn)生的SO2、NOx和煙塵是我國(guó)大氣的主要污染物。近年來我國(guó)頻繁發(fā)生了大面積的嚴(yán)重霧霾天氣，給工農(nóng)業(yè)生產(chǎn)和人民的身體健康帶來嚴(yán)重的影響，燃煤污染物控制形勢(shì)日趨嚴(yán)峻。為此，2011年我國(guó)頒布了嚴(yán)格的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB13223—2011)[1]，將燃煤火力發(fā)電廠煙塵、SO2、NOx等污染物排放濃度限值分別降至30、100、100mg/m3，重點(diǎn)地區(qū)降至20、50、100mg/m3。

2014年《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》對(duì)燃煤煙氣中煙塵、SO2、NOx的排放濃度提出了要求新建燃煤機(jī)組大氣污染物排放基本達(dá)到燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組排放限值，即在基準(zhǔn)氧含量6%的條件下，煙塵、SO2、NOx的排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3[2]。目前國(guó)內(nèi)外對(duì)燃煤電廠煙氣多種污染物超低排放與協(xié)同脫除開展了大量的研究與工程應(yīng)用，歐美日等發(fā)達(dá)國(guó)家部分電廠已率先實(shí)現(xiàn)了燃煤煙氣主要污染物排放濃度達(dá)到超低排放的要求。

日本碧南電廠1000MW機(jī)組采用低NOx燃燒器和空氣分級(jí)燃燒技術(shù)、SCR煙氣脫硝、低低溫靜電除塵器、濕法煙氣脫硫和濕式靜電除塵器實(shí)現(xiàn)了煙塵、SO2、NOx排放濃度分別為3、30和25mg/m3[3]。

2014年5月浙江能源集團(tuán)嘉興電廠1000MW機(jī)組率先實(shí)施超低排放改造并投入運(yùn)行，測(cè)試結(jié)果表明主要污染物煙塵、SO2、NOx排放濃度分別達(dá)到了2.12、17.47和38.94mg/m3[4]。

目前我國(guó)各發(fā)電集團(tuán)相繼實(shí)施了燃煤發(fā)電機(jī)組的超低排放技術(shù)改造，并制定了明確時(shí)間表，開啟了我國(guó)燃煤火力發(fā)電機(jī)組超低排放改造的新局面。本文針對(duì)國(guó)內(nèi)某1000MW燃燒發(fā)電機(jī)組主要污染物的排放現(xiàn)狀，分析了燃煤機(jī)組主要污染物超低排放的技術(shù)路線，實(shí)施了切實(shí)可行的超低排放技術(shù)改造工程，進(jìn)行了超低排放改造前后煙氣脫硫、脫硝和除塵性能測(cè)試，煙氣主要污染物煙塵、SO2、NOx排放濃度分別低于5、35、50mg/m3，有效改善了重點(diǎn)區(qū)域空氣質(zhì)量。

1 1000MW燃煤機(jī)組污染物排放現(xiàn)狀

某電廠2臺(tái)1000MW機(jī)組鍋爐為東方鍋爐廠制造的超超臨界一次中間再熱直流鍋爐，為超超臨界參數(shù)變壓直流爐、對(duì)沖燃燒方式、固態(tài)排渣、單爐膛、一次再熱、全懸吊п型結(jié)構(gòu)。采用東方鍋爐廠引進(jìn)技術(shù)生產(chǎn)的旋流燃燒器前后墻對(duì)沖燃燒，燃用晉南、晉東南地區(qū)貧煤、煙煤的混合煤種。燃燒系統(tǒng)采用空氣分級(jí)燃燒和濃淡燃燒等技術(shù)，可有效降低NOx排放量和降低鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷。

煙氣脫硫裝置為一爐一塔配置的噴淋塔，采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，吸收塔配置4層噴淋層和4臺(tái)漿液循環(huán)泵。在燃用收到基含硫量為1.8%的設(shè)計(jì)煤種時(shí)(對(duì)應(yīng)的脫硫塔入口SO2質(zhì)量濃度為3900mg/m3)設(shè)計(jì)脫硫效率不小于95%，脫硫塔出口SO2排放濃度在195mg/m3左右。選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)裝置催化劑層數(shù)按“2+1”模式布置，初裝2層預(yù)留1層。目前投運(yùn)2層催化劑，SCR脫硝裝置可有效地控制NOx排放濃度在80mg/m3。鍋爐尾部配備2臺(tái)3室4電場(chǎng)的干式靜電除塵器，對(duì)原有除塵器進(jìn)行了高頻電源改造后，除塵器出口煙塵質(zhì)量濃度可達(dá)到39.8mg/m3。

從以上數(shù)據(jù)可以看出，雖然該機(jī)組依據(jù)2011年的排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行了增容提效改造，但現(xiàn)有的煙氣脫硫、脫硝、除塵裝置不能滿足超低排放NOx、SO2、煙塵排放分別低于50、35、5mg/m3。因此，該機(jī)組于2016年底實(shí)施了超低排放技術(shù)改造。

2 1000MW燃煤機(jī)組超低排放改造工程

環(huán)保島超低排放技術(shù)是對(duì)目前燃煤電站的污染物控制技術(shù)的整合，在實(shí)現(xiàn)超低排放目標(biāo)的同時(shí)有機(jī)協(xié)調(diào)各部分污染物減排裝置，以達(dá)到NOx、SO2和煙塵等污染物的協(xié)同脫除。其中低低溫靜電除塵器和濕式靜電除塵器以其高效的除塵性能及污染物聯(lián)合脫除性能，逐漸成為多種污染物協(xié)同脫除技術(shù)的核心。

2.1煙氣脫硫系統(tǒng)改造

該電廠2臺(tái)1000MW機(jī)組脫硫裝置自2012年投運(yùn)以來，凈煙氣SO2濃度滿足小于200mg/m3排放限值環(huán)保要求，但無法滿足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》中關(guān)于重點(diǎn)地區(qū)不超過50mg/m3的SO2排放限值，更無法滿足超低排放SO2濃度不超過35mg/m3的要求。

為了滿足新的超低排放要求，需要對(duì)1000MW燃煤機(jī)組脫硫裝置進(jìn)行增容提效改造。根據(jù)電廠近年來實(shí)際燃用煤種硫含量，結(jié)合當(dāng)前石灰石-石膏濕法單塔脫硫裝置提效改造的技術(shù)水平及改造后要達(dá)到的出口SO2質(zhì)量濃度不超過35mg/m3的控制目標(biāo)，本次脫硫提效改造設(shè)計(jì)煤種收到基含硫量(Sar)按1.5%考慮，即原煙氣中SO2濃度按3350mg/m3(標(biāo)態(tài)，干基，6%O2，下同)考慮，要求脫硫系統(tǒng)效率≥99%。

本次改造噴淋吸收塔新增1層噴淋層和1層合金托盤，改造后按5層噴淋層(其中4層投運(yùn)1層備用)加1層合金托盤設(shè)置。原吸收塔入口煙道上沿至底層噴淋層之間距離為3m，利用此空間增設(shè)1層不銹鋼材質(zhì)、3mm厚度的合金托盤。

改造原有的4層噴淋層，并在原頂層噴淋層上方新增1層噴淋層，噴淋層間距為2m，新增噴淋層對(duì)應(yīng)設(shè)置一臺(tái)漿液循環(huán)泵，改造噴淋層及新增噴淋層對(duì)應(yīng)循環(huán)泵流量均為14000m3/h。為保證可靠的脫硫效率，本次改造增加了噴淋層噴嘴數(shù)目，提高噴淋層覆蓋率，單層噴淋覆蓋率不小于300%，并采用單向雙頭高效噴嘴。為防止吸收塔邊壁煙氣逃逸，每2層噴淋層之間設(shè)置塔壁聚氣環(huán)。

考慮吸收塔協(xié)同除塵效果，拆除原有兩級(jí)屋脊式除霧器，新增塔內(nèi)三級(jí)高效屋脊式除霧器和一級(jí)煙道除霧器，并增加相應(yīng)的沖洗管路，煙道除霧器沖洗水按返回吸收塔設(shè)計(jì)。脫硫后的煙氣夾帶的液滴在吸收塔出口的除霧器中收集，使凈煙氣的液滴含量不超過15mg/m3。

2.2SCR煙氣脫硝系統(tǒng)改造

煙氣脫硝裝置采用選擇性催化還原煙氣脫硝(SCR)技術(shù)，催化劑層數(shù)按“2+1”模式布置，脫硝還原劑用液氨，SCR脫硝裝置設(shè)計(jì)入口NOx質(zhì)量濃度為550mg/m3。在設(shè)計(jì)煤種及校核煤種、鍋爐最大連續(xù)出力工況(BMCR)、氨逃逸濃度不大于3μL/L情況下，初裝的2層催化劑時(shí)SCR最大脫硝效率為83.3%。

此次SCR煙氣脫硝改造方案為增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑，改造后原入口NOx濃度不變，脫硝反應(yīng)器出口NOx質(zhì)量濃度要求降低到50mg/m3以內(nèi)，其脫硝效率≥90.9%。改造后性能試驗(yàn)時(shí)脫硝效率不低于92.8%，NOx排放濃度為38.2mg/m3。

綜合以上SCR裝置性能評(píng)估，在現(xiàn)有SCR煙氣脫硝基礎(chǔ)上按照“2+1”模式增加1層備用層催化劑并更換1層催化劑，進(jìn)一步提高了SCR脫硝效率，實(shí)現(xiàn)了低于50mg/m3的NOx超低排放控制目標(biāo)。

2.3煙塵超低排放改造

目前國(guó)內(nèi)外燃煤電廠多采用靜電除塵器、電袋復(fù)合除塵器等除塵技術(shù)，濕式脫硫吸收塔具有協(xié)同脫除煙塵的效果。為了進(jìn)一步大幅度降低燃煤電廠煙塵排放濃度，目前主要采用低低溫靜電除塵器、濕式靜電除塵器或其組合技術(shù)。

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