1 000 MW燃煤机组超低排放改造方案探讨

张兰华，闫 超

(广东惠州平海发电厂有限公司，广东 惠州 516363)

1 000 MW燃煤机组超低排放改造方案探讨

张兰华，闫 超

(广东惠州平海发电厂有限公司，广东 惠州 516363)

某电厂为达到最新的地区环保排放要求，根据电厂实际情况对NOx、烟尘及SO2这3项主要排放指标进行了分析，通过SCR增效改造、高效除尘除雾协同处理工艺和脱硫装置处理能力计算，提出一套切实可行的超低排放改造方案，为其他电厂后续改造提供参考。

燃煤机组；超低排放；脱硫；脱硝；烟尘

0 引言

国家发改委、环保部、能源局联合发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)》(发改能源[2014]2093号)明确要求：“在役或新建300 MW以上煤电机组大气污染物排放需达到或接近燃气轮机的标准，即在基准氧含量6 %条件下，NOx、烟尘、SO2排放浓度分别不高于50 mg/Nm3，10 mg/Nm3，35 mg/Nm3。”

某电厂地处珠三角地区，为了满足环保排放长远要求，参考了该地区更为严格的排放标准，制定了3种排放物防治的最优改造方案，以期达到更高的污染物排放标准，即在基准氧含量6 %条件下，NOx、烟尘、SO2排放浓度分别不高于50 mg/Nm3，5 mg/Nm3，35 mg/Nm3。

1 脱硝改造方案

1.1 脱硝系统概况

该电厂1，2号1 000 MW超超临界燃煤机组锅炉采用阿尔斯通技术，为一次中间再热、全钢结构、露天布置、双切圆八角喷燃、平衡通风、固态排渣螺旋管圈直流煤粉锅炉。烟气脱硝系统采用SCR(Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原法)脱硝方案，将系统布置于省煤器之后、空预器之前，该布置属于高尘布置方式。

1.2 脱硝系统运行参数

该电厂1，2号机组2015年上半年脱硝运行情况如表1所示。烟囱烟气NOx排放浓度平均值为40 mg/Nm3左右，但排放浓度会间断性大于50 mg/Nm3，无法保证瞬时值达标；尤其是在二次调频投入后，在协调大幅扰动和燃烧工况不稳定时，常常出现瞬时超标。因NOx排放不能满足超低排放的要求，故需进行改造。

表1 2015年上半年脱硝系统运行参数平均值

1.3 脱硝系统改造

1.3.1 脱硝改造需要考虑的问题

(1) 根据锅炉的设计参数，通过低NOx燃烧技术，可将脱硝装置入口处的NOx浓度维持在350 mg/Nm3以下。若脱硝效率控制在86 %以上，可确保SCR系统出口NOx排放浓度在50 mg/Nm3以下。在实际运行过程中，脱硝装置入口处的NOx浓度一般都小于280 mg/Nm3，按脱硝效率86 %计算，脱硝装置出口NOx排放浓度能保证小于39.2 mg/Nm3，有充足裕量。

(2) 在脱硝入口烟气条件不变的情况下，现有脱硝装置不能满足NOx浓度低于50 mg/Nm3的排放要求。要强制达到50 mg/Nm3的排放要求，可通过加大喷氨量实现；但这会增大氨的逃逸量，进而导致催化剂的损坏及工艺流程后续设备的堵塞、腐蚀。因此，加大喷氨量来提升脱硝效率的方法不可取。

(3) 单台机组现有总催化剂为794.8 m3，其中542.8 m3催化剂运行已近6年，252 m3催化剂运行已超过3年。因催化剂活性会随着运行时间增长而下降，所以需要充分考虑催化剂的活性衰减。

1.3.2 脱硝改造方案选择

国内超低排放脱硝改造方面主要有以下2种技术路线。

(1) 更换1层旧催化剂并增加催化剂层数。至2016年，初装催化剂运行已超5年，催化剂活性降低，无法使NOx排放达到超低排放标准，需要更换部分催化剂以提高脱硝装置的脱硝性能。由于该电厂1，2号机组目前是3层催化剂同时运行，无法再增加催化剂层数。

通过分析，更换1层旧催化剂并增加35.6 %的体积，可将脱硝装置出口NOx浓度控制到50 mg/Nm3以下。

(2) 将1层旧催化剂再生，通过旧催化剂再生恢复部分催化剂活性。该方法只能达到安装第3层催化剂时的技术规范要求(脱硝效率80 %，SCR出口NOx不高于70 mg/Nm3)，因脱硝效率无法达到86 %，NOx浓度控制无法控制在50 mg/Nm3以下，所以该技术路线无法满足NOx超低排放改造要求。

比较以上2种方案，第1种方案可达到超低排放的要求。

2 烟尘改造方案

2.1 除尘设备概况

该电厂除尘器采用福建龙净环保股份有限公司生产的电除尘设备，型号为2BE666/3-4，每台锅炉配2台三室四电场静电除尘器。在燃用设计煤种或者单烧准格尔煤时，保证燃烧效率不低于99.65 %；在燃用校核煤种时，除尘器出口烟气含尘量高于45 mg/Nm3。

2.2 烟尘排放现状

该电厂1，2号机组烟尘排放浓度能达到现阶段环保要求(烟尘浓度不大于20 mg/Nm3)，但还不能满足不高于5 mg/Nm3的要求。2015上半年1，2号机组烟尘排放均值如表2所示。

表2 2015年上半年烟尘排放月平均值

2.3 烟尘超低排放改造路线

根据除尘器的设计特点，在原有除尘设施的基础上采用高效除尘工艺，提高除尘效率。

改造方式主要有2种：采用高效除尘除雾协同处理工艺或湿式电除尘器。

2.3.1 高效除尘除雾协同处理工艺

对传统除尘技术升级改造，在电除尘器前增加热交换器，降低进入电除尘器的烟气温度，降低烟尘比电阻，提高除尘效率；同时在脱硫塔顶部加装高效除尘除雾器，脱除烟气携带的雾滴和烟尘。高效除尘除雾工艺的流程如图1所示。

图1 高效除尘除雾协同处理工艺流程

2.3.2 湿式电除尘器

湿式电除尘器除尘原理与常规干式电除尘器除尘原理相同，但工作环境不同。湿式电除尘器设置于脱硫设施与烟囱之间，能够有效去除脱硫后饱和湿烟气中的烟尘、气溶胶等细微颗粒。

2.4 综合对比分析

这2种改造工艺都能满足烟尘超低排放要求，其工艺的性能比较如表3所示。因该电厂前期已经进行了低低温电除尘器升级改造，如果选用脱硫塔顶端布置高效除尘除雾器方式，将在一次性投资、能耗、维护费用、改造周期等方面更具优势。

3 脱硫改造方案

3.1 脱硫系统概况

该电厂脱硫系统采用石灰石—石膏就地强制氧化湿法烟气脱硫工艺，脱硫装置按一炉一塔单元布置。每套脱硫装置的烟气处理能力为相应锅炉BMCR(Boile Maximum Continuous Rating，最大连续蒸发量)工况时的100 %烟气量；当燃煤含硫量为1.7 %时，脱硫效率高于96 %。

表3 高效除尘除雾技术与湿除技术性能比较

3.2 脱硫处理能力计算及改造必要性分析

参照该电厂2015年机组满负荷工况运行情况，收到基硫分(St，ar%)为0.75 %，运行3台浆液循环泵，吸收塔pH值为5.0，脱硫效率约97.5 %。如果运行4台浆液循环泵且适当提高pH值运行，脱硫效率可达到98 %。SO2排放浓度按超低排放指标不高于35 mg/Nm3，根据该电厂煤种硫分和脱硫入口SO2浓度实际对应关系，SO2浓度的计算参考值取2 200 mg/Nm3。

脱硫设施适应的收到基硫分反推算公式如下：

式中：St，ar%为收到基硫分；η为脱硫效率。当脱硫效率η=97.5 %时：

当脱硫效率η=98 %时：

经过计算，脱硫设施适应的收到基硫分满足燃煤硫分排放要求(不大于0.58 %)，说明该电厂的脱硫设施的最初设计容量即可满足超低排放要求，无需进一步改造。

4 结束语

通过对该电厂NOx、烟尘、SO2这3个排放参数实际运行情况的分析，提出了3种排放物防治的最优改造方案。

NOx可通过更换1层新催化剂并增加该层催化剂35.6 %的体积，提高SCR效率，从而满足不高于50 mg/Nm3的排放要求；烟尘可通过在吸收塔内增加高效除尘除雾器，配合低低温电除尘器做到除尘除雾协同处理，以满足不高于5 mg/Nm3的排放要求；而对于SO2，在保证燃用批复煤种和适当的脱硫运行方式时，原脱硫装置能够满足不高于35 mg/Nm3的排放要求，无需改造。

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7 卢泓樾．燃煤机组烟气污染物超低排放研究[J]．电力科技与环保，2014，30(5)：8-11.

2016-08-06。

张兰华(1984-)，男，助理工程师，主要从事火电厂热工控制工作，email：18688864680@126.com。

闫 超(1983-)，男，工程师，主要从事火电厂自动控制管理维护工作。