燃煤火电机组烟气污染物超低排放改造探讨 ——以池州九华电厂1#机组为例

宋国明

(池州市环境保护监测站(池州市辐射环境监督站) ，安徽 池州 247000)



燃煤火电机组烟气污染物超低排放改造探讨
——以池州九华电厂1#机组为例

宋国明

(池州市环境保护监测站(池州市辐射环境监督站) ，安徽 池州 247000)

我国电源结构以煤电为主的格局长期不会改变，为满足国家越来越严格的煤电污染物排放要求，池州九华电厂对1#燃煤机组进行了全面改造，通过改造燃烧器，采用浓淡低氮燃烧技术、氨法脱硝、高效静电除尘、石灰石-石膏湿法脱硫、湿式除尘等手段，达到了烟气污染物超低排放要求。

火电机组；烟气污染物；燃煤机组；超低排放；技术改造

1 全国煤电发展趋势及煤耗情况

2014年底，全国全口径发电装机容量为13.6亿kW，其中非化石能源发电装机容量4.5亿kW，占总装机容量比重的33.3%。2014年，全国全口径发电量5.55万亿kWh，其中火电发电量4.17万亿kWh，同比下降0.7%，受电力消费需求放缓、非化石能源发电量高速增长等因素影响，火电发电市场萎缩，火电发电量自1974年以来首次出现负增长。

2015年底，全国全口径火电装机9.9亿kW，其中煤电8.8亿kW，占火电比重的89.3%。全口径发电量同比下降2.3%，连续两年负增长。火电设备利用小时持续下降，主要是电力消费增速向下换挡，煤电机组投产过多，煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用功能等原因造成。此外，火电中的气电装机比重逐年提高，也在一定程度上拉低了火电利用小时。但是从火电占比、机组出力、负荷调节等特性，以及电价经济性等方面综合评价，火电在电力系统中的基础性地位在短时期内难以改变。

我国提出了优先开发水电，积极有序发展新能源发电，安全高效发展核电，优化发展煤电，高效发展天然气发电的原则。但电源结构以煤电为主的格局长期不会改变。全国煤电装机规划2020年达到11亿kW，新增煤电基地占55%；2030年达到13.5亿kW，新增装机主要在煤电基地；2050年下降到12亿kW[1]。

为节能减排的需要，我国对燃煤机组进行节能改造，2013年全国6000kW及以上火电机组供电标准煤耗322g/kWh，2014年为319g/kWh，2015年为315g/kWh，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平。

2 国家对煤电机组的污染物排放要求

2.1 大气污染联防联控对火电烟气污染物排放的要求

2010年5月11日，国务院办公厅转发了由环保部、发改委、科技部、工信部、财政部、住建部、交通部、商务部以及能源局等九部委联合制定的《关于推进大气污染联防联控工作改造区域空气质量的指导意见》(国办发[2010]33号),明确规定“开展大气污染联防联控工作的重点区域是京津冀、长三角和珠三角地区”，明确指出“大气污染联防联控的重点污染物是二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、挥发性有机物等，重点行业是火电、钢铁、有色、石化、水泥、化工等，重点企业是对区域空气质量影响较大的企业”； “提高火电机组脱硫效率，完善火电厂脱硫设施特许经营制度。加大钢铁、石化、有色等行业二氧化硫减排工作力度，推进工业锅炉脱硫工作”；“新建、扩建、改建火电厂应根据排放标准和建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝设施，重点区域内的火电厂应在“十二五”期间全部安装脱硝设施，其他区域的火电厂应预留烟气脱硝设施空间。推广工业锅炉低氮燃烧技术，重点开展钢铁、石化、化工等行业氮氧化物污染防治”；“加大颗粒物污染防治力度。使用工业锅炉的企业以及水泥厂、火电厂应采用袋式等高效除尘技术”[2]。

为了改善大气环境质量，国家与部分地方政府针对火电行业制定了日趋严厉的排放标准，要求采取措施进行污染治理。

2.2 新火电厂大气污染物排放标准的要求

为进一步改善大气环境质量，保障人体健康，国家于2011年对火电厂大气污染物排放标准进行了修订。根据《GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准》的要求，自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放一般地区烟尘含量应<30mg/Nm3，重点地区含尘量应<20mg/Nm3。SO2排放浓度应<200mg/Nm3，NOx排放浓度应<100mg/Nm3[3]。

2.3 煤电节能减排升级与改造行动计划中大气污染物超低排放的要求

国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的“发改能源[2014]2093号关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》的通知”明确提出要求“中部地区(黑龙江、吉林、山西、安徽、湖北、湖南、河南、江西等8省)鼓励现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造”[4]。安徽省发改委等三部门联合下发了“皖发改能源[2015]7号《关于印发安徽省煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020年)的通知》”，“要求大气污染物排放浓度原则上接近或达到燃气轮机排放限值(基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3)”；“并对大气污染物排放浓度接近或达到燃气机组排放限值的机组，适度增加其年度计划发电小时数”；“现役燃煤发电机组按照接近或达到燃气轮机组排放限值实施环保改造后，腾出的大气污染物排放总量指标优先用于本企业的新建燃煤发电项目”[5]。

九华发电公司位于池州市，地处九华山风景区，池州市政府高度重视九华公司的烟气排放工作。2012年、2013年公司率先提前完成脱硝及配套设施改造。为了达到《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》相关要求，同时承担更多的减排任务，池州九华发电公司加快推进超低排放改造力度，创建“绿色环保电厂”品牌。

3 池州九华电厂1#机组概况

池州九华发电有限公司2×320MW贫煤锅炉于2005年7月投运，是哈尔滨锅炉厂采用美国燃烧工程公司(CE)的引进技术设计和制造的。锅炉为亚临界参数、一次中间再热、控制循环汽包炉，采用平衡通风、直流式燃烧器、四角切圆燃烧方式，设计燃料为淮北混煤。

池州九华电厂300MW汽轮发电机组，汽轮机引进美国西屋公司制造技术，是哈尔滨汽轮机制造公司第三步优化后再改进的机组，制造型号为73B，汽轮机最大保证功率不小于316MW，最大功率335.0MW，主、再热汽温538℃/538℃。发电机由哈尔滨发电机厂制造，型号QFSN-300-2。冷却方式水、氢、氢。功率因数0.85，冷却器进口温度35℃时，额定容量353MVA，有功功率300.5MW，额定氢压0.3MPa(G)，冷却器进口温度20℃时，容量390MVA，有功功率331.5MW。电厂由安徽省电力设计院设计，配套辅助设备按机组最大功率332.9MW，蒸气流量按1025t/h设计。机组设计年利用小时为5500h，单位投资约4500元/kW。

根据新的燃料供应形势，九华电厂改用神华烟煤，并对锅炉进行适应性改造。综合考虑锅炉节能和环保的需要，参照同样燃用神华烟煤的同类型锅炉经验，设计及校核具体煤质特性如表1所示。

表1 小断面贫煤锅炉100%燃烧神华烟煤设计煤质特性

4 烟气污染物超低排放的技术路线

(1)浓淡低氮燃烧技术改造，降低氮氧化物的产生浓度

在现有贫煤锅炉基础上，增加再热器、高压省煤器、低温省煤器等设备，解决再热蒸汽温度偏低、排烟温度偏高的问题。

一次风煤粉气流通过煤粉浓缩器进行浓淡分离，经分流隔板后分别形成浓、淡两股煤粉气流。淡煤粉气流在水冷壁附近形成了比普通燃烧器强得多的氧化性气氛。浓煤粉布置炉内烟气温度高的向火侧，浓煤粉具有着火温度低、火焰温度高的特点，保证了煤粉火焰的良好稳定性。采用水平浓淡煤粉燃烧器可以有效改善着火阶段煤粉气流的供风，使煤粉在偏离化学当量比环境中着火，降低了NOx生成量,可大幅度降低NOx排放水平。同时采用了炉内垂直空气分级燃烧技术，空气分级燃烧是目前使用最为普遍的低NOx燃烧技术之，其基本原理为:将燃烧所需的空气量分成两级送入炉膛，燃料先在富燃料条件下的主燃烧区域燃烧，使得燃烧速度和温度降低，延迟了燃烧过程，在还原性气氛中大量含氮基团与NOx反应，提高了NOx向N2的转化率，降低了NOx在这一区域的生成量。将燃烧所需其余空气通过布置在主燃烧器上方的燃尽风喷口(OFA)送入炉膛，在供入燃尽风以后，成为富氧燃烧区。此时空气量虽多，但因火焰温度低，且煤中析出的大部分含氮基团在主燃区已反应完成，最终NOx生成量不大，同时空气的供入使煤粉颗粒中剩余焦炭充分燃尽，保证煤粉的高燃烧效率，最终炉内垂直空气分级燃烧可使NOx生成量降低30%～40%。在机组额定负荷时，炉膛出口NOx不高于180mg/Nm3。

(2) SCR脱硝措施的实施，保证了氮氧化物的超低排放

自氨供应区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。稀释风机流量按100%负荷时氨量对空气的混合比为5%设计。氨的注入量由SCR反应器进、出口NOx、O2在线监视分析仪测量值来联锁控制。

氨和空气混合气体进入位于烟道内的氨喷射格栅，喷入烟道后，通过静态混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器，SCR反应器操作温度一般可在300℃～420℃范围内，SCR反应器安装在省煤器与空预器之间。温度测量点位于SCR反应器进口，当烟气温度在300℃～420℃范围以外时，温度信号将自动关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。

氨与NOx在反应器内，在催化剂的作用下反应生成N2和H2O，N2和H2O随烟气进入空气预热器，并最后通过烟囱排出。在SCR进、出口设置NOx、O2在线分析仪及压力、温度测量仪表，自动调节NH3注入量。

SCR工艺流程：液氨储存于液氨储罐，经过蒸发器蒸发为气氨，送到反应器区，与稀释空气混合均匀并喷入脱硝系统。充分混合后的还原剂和烟气在SCR反应器中催化剂的作用下发生反应，去除NOx。

通过双尺度低氮燃烧器技改后，脱硝系统入口NOx不高于180mg/Nm3，脱硝效率不小于90%。氮氧化物的排放浓度由原来的79.44mg/Nm3降至40mg/Nm3以下，低于50mg/Nm3的要求。

另一方面，通过改造后锅炉的热力计算，改造后SCR入口烟温不降低，即脱硝入口烟温能够满足脱硝系统投运300℃以上的需要。

(3) 优化烟道，控制烟温，增设湿式除尘，保证了烟尘和二氧化硫的超低排放

配备二室四电场静电除尘器，设计烟尘浓度≤4×104mg/Nm3，设计除尘效率≥99.5%。脱硝后的烟气经冷却器处理，将烟温降到90℃左右后进入静电除尘器除尘，烟气随后经过引风机进入湿法脱硫系统，脱硫剂为CaO≥53%的石灰石粉。经脱硫塔脱硫后烟气进入湿式电除尘器。在原静电除尘器入口处新增MGGH烟气冷却器，在静电除尘器出口和脱硫吸收塔入口之间烟道上方设置一套事故喷淋系统，脱硫吸收塔出口通过联络烟道与湿式电除尘器相连，湿式电除尘器布置在1号脱硫吸收塔和烟囱之间，利用原支撑净烟道及原GGH的水泥框架来支撑湿式电除尘器，对于引风机出口到脱硫吸收塔入口的原烟道，由于受场地限制，布置及走向保持原形，在GGH拆除处增加一段4394mm×12014mm的烟道，对脱硫吸收塔入口处烟道进行优化，便于冷凝水流入吸收塔内，并在拐弯处加设导流板，使气流均匀地进入吸收塔。事故喷淋喷灌装置布置在吸收塔入口水平烟道内，配烟温探测和自动控制装置，事故喷淋水箱可布置在脱硫岛工艺水箱边上，事故喷淋水泵布置在水箱边上。湿式电除尘器出口通过二个90°的弯头及烟道直管段与MGGH烟气加热器相连通，MGGH烟气加热器水平布置在湿式电除尘器出口预留烟道上。净化后的烟气通过烟气加热器将烟温从46℃左右提高到80℃左右排入烟囱。综合除尘效率由99.96%提升为99.99%，1#机组的烟尘排放浓度由原来的16.4mg/Nm3降低为5mg/Nm3，满足出口处烟尘浓度要求：<10mg/Nm3。

拆除了原有回转式GGH系统，并增设了MGGH系统，有效改变了原烟气侧向净烟气侧的泄漏问题，提高了系统的脱硫效率，同时系统增设了湿式电除尘器，布置在脱硫系统的后端，湿式电除尘器中的喷淋碱液也进一步降低了SO2排放浓度。脱硫效率由94.91%提升为97.5%，1#机组的二氧化硫排放浓度由原来的61.07mg/Nm3降低为30mg/Nm3，满足出口处二氧化硫浓度<35mg/Nm3的要求。

此外，对1#机组CEMS系统升级改造，采用低量程的烟气分析仪，提高测量精度，使改造后的CEMS系统满足烟气污染物超低排放浓度检测的需求。

5 结论

安徽池州九华发电有限公司1#机组实施烟气污染物超低排放一体化改造，主要进行了新增MGGH系统、低氮燃烧器改造、脱硫系统改造、新增湿式电除尘器、CEMS系统升级改造，以及与之相关的风机改造、烟道改造等。通过一体化改造后，烟尘排放浓度由原来的16.4mg/Nm3降低为5mg/Nm3；二氧化硫排放浓度由原来的61.07mg/Nm3降低为30mg/Nm3；氮氧化物的排放浓度由原来的79.44mg/Nm3降至40mg/Nm3以下，烟气污染物实现了超低排放，满足了《关于印发安徽省煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020年)的通知》中，大气污染物排放浓度原则上接近或达到燃气轮机排放限值(基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3)的要求。

[1]中国电力企业联合会. 中国电力工业现状与展望[M/OL]. http://www.cec.org.cn/yaowenkuaidi/2015-03-10/134972.html.

[2]环保部.关于推进大气污染联防联控工作改造区域空气质量的指导意见[Z/OL]. http://3y.uu456.com/bp_9btld0b3w102ra61xnbn_1.html 2010.

[3]环保部.火电厂大气污染物排放标准[S/OL]. http://www.cs.com.cn/sylm/jsbd/201109/t20110921_3064739.html.

[4]国家发改委.煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)[Z/OL]. http://www.sdpc.gov.cn/gzdt/201409/t20140919_626240.html .

[5]安徽省发改委.安徽省煤电节能减排升级与改造行动计划(2015-2020年)[Z/OL]. http://nyj.ahpc.gov.cn/info.jsp?xxnr_id=10087286.

Ultra-low Emissions of Flue Gas Pollutants through Improving Coal-fired Thermal Power Unit by the Case of the No 1 Unit of Jiuhua Power Plant in Chizhou

SONG Guo-ming

(Chizhou Environmental Protection Monitoring Center, Chizhou Anhui 247000, China)

The No 1 coal-fired unit of ChizhouJiuhua power plant was improved in order to meet the stricter emission discharge standard. The burner was changed to low nitrogen combustion technology. Ammonia process of denitration, efficient electrostatic dust removal devices, limestone-gypsum wet desulfurization, and wet dust removal technologies were adopted as well.

thermal power unit；flue gas pollutants; Coal-fired power unit; ultra-low emission; technological improvement

2016-04-12

宋国明(1973-)，男，安徽池州人，高级工程师，从事环境保护研究工作。

X701

A

1673-9655(2016)06-0084-04