发电机组脱硫、脱硝、除尘系统深度减排改造分析及措施

柴青

【摘 要】为进一步提升煤电高效清洁发展水平，根据发改能源[2014]2093号《煤电节能减排升级与改造行动计划 （2014～2020年）》，结合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）规定燃煤机组超低排放限值SO2≤35mg/Nm3、NOx≤50mg/Nm3、烟尘≤5mg/Nm3，接近或达到燃气机组排放的环保标准，对脱硫、脱硝、除尘系统深度减排进行了提效改造。

【关键词】发电机组 深度减排 分析 措施

引言

我国能源结构是以燃煤为主，煤烟型污染的控制是大气环境保护的重点。因地制宜、结合国情及企业具体情况及地区大气环境的特点，国电电力大同第二发电厂一期6x200MW机组烟气脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术工艺（以下简称FGD），其中#1、#6机组采用一炉一塔配置，#2、#3、#4、#5机组采用二炉一塔配置。运行过程中进行了脱硫系统提效改造和引风机增容改造，改造后#1～#6机组燃煤含硫量1.75%，FGD入口SO2浓度4000mg/Nm3，设计脱硫效率为96.3%，出口SO2浓度≤150mg/Nm3。

1 脱硫、脱硝、除尘系统深度减排改造原因及分析

根据最新的《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2011规定要求，至2014年7月，燃煤锅炉要达到：汞及其化合物0.03mg/m3，烟尘30mg/m3，二氧化硫200（现有机组）/100（新建机组）mg/m3，氮氧化物100mg/m3的排放标准；其中重点地区的排放标准为烟尘20mg/m3、二氧化硫50mg/m3。

改造后，燃烧设计煤种脱硫装置入口SO2浓度为4000mg/m3（标态，干基，6%O2），脱硝入口NOx浓度350mg/Nm3，电袋除尘器出口烟尘浓度30mg/Nm3。在6%O2条件下，烟尘、SO2、NOx排放浓度限值分别不大于5、35、50mg/Nm3，并利用现有设施以及不影响电厂主机运行为基本前提。

2 脱硫、脱硝、除尘系统深度减排改造措施

2.1改造方案

（1）脱硫系统改造。国电电力大同第二发电厂装机容量为6×200MW，采用石灰石-石膏湿法全烟气脱硫技术，塔型为喷淋塔， #1、#2、#3机组共用一根高210m、出口内径为8m的干烟囱，#4、#5、#6机组共用一根高210m，出口内径为8m的湿烟囱。原设计燃煤含硫量为1.75%， FGD入口SO2浓度4000mg/Nm3，设计脱硫效率为96.3%，出口SO2浓度≤150mg/Nm3。

#1～#6脱硫装置主要由吸收剂制备、储存与输送系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统与贮运系统、FGD供水及排放系统、压缩空气系统等组成。

从锅炉后电袋复合除尘器排出的烟气经两台并联运行的引风机升压后合并为一路原烟道进入吸收塔，在吸收塔内逆向通过喷淋层脱除SO2。氧化充分的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排入石膏脱水系统脱水，净烟气经除雾器除去浆液雾滴、水汽后经烟囱排放到大气中。

烟气进入脱硫岛的原烟气设计温度为140℃，#1、#6吸收塔分别设有3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。为防止吸收塔浆液中固体物的沉积，吸收塔设置3台吸收塔搅拌器对塔内浆液进行搅动，并设2台氧化空气搅拌器。#1、#6脱硫装置分别设有3台氧化风机（2运1备），吸收塔的上部布置了2级除雾器，每套脱硫装置设置两台100%容量的石膏排出泵（一运一备）。

制浆系统采用干粉制备，未设球磨机，一期6台机组共设3座石灰石粉仓，每座石灰石粉仓对应一个石灰石浆液箱，石灰石粉经石灰石罐车输送进石灰石粉仓储存后，通过石灰石粉仓底部星型卸料阀进入石灰石浆液箱制备成石灰石浆液（质量浓度约为30%），制备水源为工艺水与脱水系统溢流排放水，再用石灰石浆液泵（二运一备）输送到相应的吸收塔。

#1、#2、#3、#4、#5及#6机组每台吸收塔设置2台石膏浆液输送泵（一运一备），石膏浆液通过石膏浆液泵输送至脱水系统或灰渣前池（脱水系统故障情况下）。#1吸收塔石膏浆液通过石膏泵送入#2、#3或#4、#5吸收塔内，再通过#2、#3脱硫、#4、#5脱硫石膏浆液泵输送至脱水系统进行处理，#2、#3脱硫吸收塔内的石膏浆液与#4、#5脱硫吸收塔内的石膏浆液可互倒。一期脱硫共设3套脱水系统（3台石膏旋流站3台真空皮带机），#1～#5机组公用2套脱水系统，#6机组单独对应1套脱水系统。

（2）脱硝系统改造。一炉配置两个反应器，布置在省煤器与空预器之间，电除尘器入口烟道上方，无SCR烟气旁路系统，设置省煤器高温烟气旁路装置。还原剂采用尿素水解制氨工艺，水解反应器公用制布置。脱硝入口烟气量1904300m3/h（湿基、实际含氧量、标准状况、设计煤种，省煤器出口）。烟气脱硝装置的出力按单台锅炉100%BMCR工况设计，烟气脱硝装置SCR系统能在锅炉烟气温度不高于400℃条件下连续运行，烟道部分最大允许温度为420℃，当烟气温度低于325℃时，停止喷氨。

在催化剂安装2层的情况下，能满足烟气脱硝效率不低于80%（NOx为标准状态，6%含氧量，干基），反应器出口NOx浓度不高于200mg/Nm3（6%氧含量，干烟气）的要求。

（3）除尘系统改造。6x200MW机组为东方锅炉厂生产的DG 670-5型自然循环汽包锅炉，锅炉为П形布置。每台锅炉尾部设置2台电除尘器（双室五电场），出口含尘量为200～350mg/Nm3。为满足排放要求，电除尘器均改成电袋复合式除尘器（一电三袋）。现电袋复合式除尘器入口含尘量为40g/Nm3，除尘效率为99.925%，出口含尘量为不大于30mg/Nm3。

2.2 可供脱硫、脱硝、除尘系统的水、电等改造条件

（1）水源：脱硫系统用水，其水源为电厂循环水的排污水，电厂工业水用于脱硫石膏冲洗、设备冷却水。脱硝系统用水，包括除鹽水、工业水、消防水、生活用水均从厂区就近主管网接出。湿式除尘器冲洗水源为电厂循环水的排污水。

（2）电源：脱硫采用的电压等级：AC 6kV、380/220V和D220V，脱硝采用380/220V和DC220V，除尘采用380/220V和DC220V。

（3）场地条件：脱硫、脱硝、除尘系统改造附近场地限制，本次改造在原有场地上进行，综合利用原有的场地。

2.3 改造措施

（1）脱硫：主要是对石灰石-石膏湿法脱硫吸收系统进行提效改造，以达到燃机排放的环保标准。根据物料平衡计算在原有吸收塔内部增加喷淋层数量或者循环泵流量，同时增加托盘和璧环等设施。该技术可以在充分发挥吸收塔深度脱硫的同时，实现吸收塔的高效除尘，SO2和烟尘的排放达到燃气机组排放标准。具体做法；①#1、#6吸收塔：浆池容积不变，新增一台循环泵及第四层喷淋层，流量6900m3/h，将原有第一层至第三层喷淋层及喷嘴更换，设置单层托盘及壁环，原两级平板除雾器更换为三级新型高效屋脊式除雾器。②#2、#3、#4、#5吸收塔：浆池容积不变，吸收塔更换第二层及第三层的流量为10500m3/h循环浆液泵，原有第一至第四层喷淋层及喷嘴更换，设置双托盘及壁环，原两级平板除雾器更换为三级新型高效屋脊式除雾器（足满吸收塔出口液滴排放浓度≤15mg/Nm3）。其优点是气流均布、降低装置消耗、检修方便。

（2）脱硝：根据#1～#6锅炉氮氧化物排放浓度，结合该电厂原有脱硝装置运行的实際情况和现场脱硝场地情况，在减少脱硝装置的建设投资、运行费用，采用原有脱硝装置SCR法。具体做法：#1、#2、#4、#5、#6脱硝反应器需加装第三层催化剂， #3脱硝反应器因单层催化剂加装体积小于设计值，需将原两层催化剂更换为原设计催化剂，并加装第三层催化剂。

（3）除尘：为达到燃机排放标准，采用高效脱硫除尘一体化，吸收塔内设置托盘及高效除雾器，FGD入口粉尘≤30mg/m3，为使系统更加可靠，在FGD出口增设高效脱硫除尘一体化装置加湿式除尘器，保证脱硫后烟囱出口最终烟尘排放浓度长期≤5mg/Nm3。具体做法：#1、#2、#3、#4、#5及#6机组净烟道位置及长度调整，增设净烟道支架，对原有净烟道支架进行抬高及加固，将#2、#3、#4、#5机组的湿式除尘器截面为16.18mx11.50m布置在GGH框架上，并对GGH框架局部进行加固。#6机组湿式除尘器布置在#6机组CEMS小间上方，对CEMS小间进行加固，烟道上设置人孔门、检修门。

2.4 改造后环境效益和经济效益

本项目属环保改造项目，该项目的建成，对于降低所在大同市及周围地区大气污染指数，改善环境条件，为当地居民创造一个良好的生活和工作环境，具有深远意义。其排烟中二氧化硫排放量减少99.13%以上，NOx排放量减少88.9%以上，达到国家和地方环保部门规定的排放要求。在脱硫改造完成后，一期改造后每年减少SO2排放量3143t，按每吨收费1263元计，每年可以少纳排污费约397万元；脱硝改造完成后，每年减少NOX排放量1112t，按每吨收费1263元计，每年可以少交纳排污费约140万元。

3 结语

脱硫、脱硝、除尘系统深度减排改造后，烟气脱硫装置脱硫率≥99.13%，脱硫装置入口SO2浓度为4000mg/Nm3（标态、干基、实际氧）时，出口SO2浓度≤35mg/Nm3；脱硫装置入口粉尘浓度为≤30mg/Nm3时，出口粉尘浓度≤5mg/Nm3。改造后烟气脱硝装置脱硫率≥88.9%， 脱硝装置入口NO2浓度为450mg/Nm3时，出口SO2浓度≤50mg/Nm3。脱硝改造通过加装备用层催化剂即可满足洁净排放要求，并且，除尘改造通过在FGD系统后加装湿式除尘器可满足超洁净排放要求。

参考文献：

[1]《大中型火力发电厂设计规范》（GB 50660-2011）.

[2]《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）.中国环境科学出版社出版.

[3]郝吉明，王书肖，陆永琪编著.燃煤二氧化碳污染控制手册.工业出版社，2001.4.

[4]周长丽.燃煤电厂烟气脱硫技术进展[J].中国煤炭，2004.37（7）.