高硫低热值煤电厂超低排放可行方案研究

马继军，蒋安，韩炜，赵斌

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西西安 710075)

高硫低热值煤电厂超低排放可行方案研究

马继军，蒋安，韩炜，赵斌

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西西安 710075)

随着中国经济的不断发展，电力需求持续增大，电力行业面临的环保形势日益严峻，为积极探索火电厂“超低排放”技术，特别是保证机组低负荷状态下脱硝装置仍能不退出系统，提高烟气脱硝系统的投运率，通过系统整理和对比当前各类脱硝技术，研究了烟气脱硝系统的设计方案，提出了提高烟气脱硝系统投运率的技术路线，同时对燃煤高灰、高硫情况下实现高效除尘、高效脱硫的技术方案进行了研究。

全负荷；超低排放；燃煤电厂；脱硝

目前，我国按超低排放设计或改造的电厂在锅炉正常负荷下都能真正做到超低排放，但当负荷降至最低稳燃负荷时，烟尘、二氧化硫排放还能做到超低排放，大部分锅炉的脱硝系统则需要退出运行。因此，氮氧化物排放仍无法达到全负荷超低排放[1-3]。为达到环境保护管理部门的要求，本文旨在探讨实现全负荷超低排放的方案，以期为生产实践提供参考。

1 超低排放研究项目概况

1.1 技术方案

本研究依托的山西某2×350 MW工程为低热值煤发电项目，建设规模为2×350 MW超临界空冷机组，属于坑口电厂，利用当地煤矿产生的丰富煤矸石、煤泥等作为燃料，工程燃煤属高灰、高硫、低热值燃煤，实现超低排放非常困难。该工程煤质如表1所示。

表1 煤质资料

1.2 排放限值

国外部分发达国家及地区300 MW级燃煤电站污染物的排放限值[4]，以及我国《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)[5]中的排放限值，如表2所示。由表2可知，我国最新环保标准排放限值比主要发达国家的标准均要严格许多。

表2 国际主要国家及地区燃煤电站污染物排放标准

注：①美国40 CFR Parts 60、63：30日(Hg为30日或90日，锅炉运行日数)滚动均值须达标，燃煤、燃油等机组启动、停机阶段附条件不考核。②欧盟2010/75/EC：1个日历年内，月均值须达标；且日均值不超过标准限值的110%，当火电厂仅由单座热功率小于50 MW的燃煤锅炉组成时，日均值不超过标准限值的150%；且95%的小时均值不超过标准限值的200%。

2015年12月，环境保护部、国家发改委和国家能源局联合发布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》(环发[2015]164号)，要求到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放(即在基准氧含量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、50 mg/Nm3)，全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平[6]。

2 降低PM10排放技术方案

除尘器按照结构型式区分主要有机械式、水膜式、静电式、过滤式等几大类型。满足现行国家和地区环保要求，并且适合350 MW以上燃煤机组使用的除尘设备主要有静电式、袋式和电袋复合式3种。对于燃煤电厂，影响静电除尘器收尘效率的主要因素有烟气流速、比集尘面积、电场参数自动控制水平、粉尘特性等；影响袋式除尘器收尘效率的主要因素有滤袋品质、破损率、清灰方式。

目前，静电除尘和袋式除尘的技术日渐成熟，通过优化设计均能将除尘器出口的烟尘浓度控制到30 mg/m3以下，袋式除尘还有能力将除尘器出口的烟尘浓度控制到20 mg/m3以下。

尽管高效除尘器能将除尘器出口的烟尘浓度控制到较低水平，但要做到超低排放还有一定差距。目前，最后一级去除电厂烟气颗粒物的措施就是在高效除尘、湿法脱硫后加湿式电除尘器(WESP)。湖南益阳电厂2013年的测试结果表明，WESP对脱硫后烟气中固体(包括烟尘、石膏)的去除率为86.4%，对液滴的去除率为91.3%，对气态汞的去除率为57.4%。在解决了“石膏雨”问题的同时，能够稳定实现烟尘达标排放[7]。

本工程通过设置袋式除尘器和湿式除尘器控制PM10排放。每台锅炉配两台电袋除尘器，以及一台湿式除尘器。电袋除尘器主要性能指标为：设计效率≥99.977%，处理烟气量1 238 234 Nm3/h，入口烟气含尘量82 g/Nm3，漏风率3%，除尘器出口含尘浓度17.3 mg/Nm3。湿式除尘器主要性能指标如表3所示。

表3 湿式除尘器选择计算结果

3 高效脱硫技术方案

本研究设计煤种含硫量2.65%，校核煤种含硫量2.31%。为实现超低排放，控制二氧化硫的排放浓度不高于35 mg/Nm3，本工程综合脱硫效率需在99.7%以上。单纯采用湿法烟气脱硫尚无法实现如此高的脱硫效率，因此本工程设计中采用炉内脱硫效率85%+炉后高效湿法脱硫效率98%的技术方案。

炉后高效湿法脱硫技术包括在常规脱硫塔的基础上增加喷淋层数量和浆池容量、双回路吸收塔技术、托盘技术、液柱塔技术等。双回路循环塔第一阶段起预吸收作用，去除粉尘、HCl和HF，部分去除二氧化硫。第一阶段回路中，循环浆液pH值控制在4.0～5.0，最佳pH值控制在4.5左右，主要功能是保证充分的亚硫酸钙氧化效果和充足的石膏结晶时间。

第二阶段实现二氧化硫的吸收，保证脱硫效率。pH值应控制在较高水平，一般在5.8～6.4，最佳pH值控制在6左右。为达到分阶段吸收的目的，最近国内已有脱硫公司开发出高效渐变分级复合脱硫塔。主要依靠在传统喷淋塔以上增加一个持液层，利用鼓泡塔的原理，采用纯石灰石浆液作为吸收剂，达到提高脱硫效率、减少石膏颗粒排放的目的。双回路吸收塔的特点是石灰石利用效率高，反应处于最佳pH值要求，可以保证较高的脱硫效率。

二氧化硫液柱吸收塔为日本三菱重工开发的吸收塔型，根据脱硫效率的不同要求，液柱塔可以分为单液柱塔和双液柱塔(U形塔)。本期2×350 MW机组配套建设100%烟气处理量的脱硫装置，采用炉内脱硫+石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，炉内脱硫效率85%，炉后吸收塔采用逆流喷淋双循环塔。脱硫装置脱硫效率不小于98.2%，综合脱硫效率99.7%，确保脱硫设施长期稳定满足达标要求。

4 高效脱硝技术方案

目前，国内火电厂脱硝多采用炉内低氮氧化物燃烧加炉后催化还原(SCR)技术，该技术在锅炉负荷较高的情况下，可满足当前的大气污染物排放标准要求。然而在电厂实际运行中，SCR系统在烟温低于一定程度时就要停止喷氨，虽然烟温还在催化反应的允许温度内，但是考虑到下游空预器硫酸氢铵凝结段上移，因此在锅炉低负荷时要停止脱硝反应。随着环保要求的提高，会要求机组在低负荷下也要运行SCR系统，这时候就需要采取一些针对性的措施以实现在更低烟温下运行SCR系统，使机组在各种负荷工况下均可达标排放。

4.1 低氮氧化物燃烧技术

随着环保标准的提高，为降低SCR的投资和运行费用，各主机厂都十分重视对于低氮燃烧的研究。国华锦界电厂经低氮燃烧改造后，炉膛出口氮氧化物浓度低于150 mg/Nm3。

多年来，各大锅炉厂开发积累了多种低氮氧化物煤粉燃烧技术，目前采用最多的是第3代高级复合空气分级低氮氧化物燃烧系统。

4.2 选择性非催化还原技术

选择性非催化还原(SNCR)技术应用在大型锅炉上一般能达到30%左右的氮氧化物脱除率，对于循环流化床锅炉(CFB)，由于炉温正好处于SNCR脱硝的温度窗口区间，且旋风分离器混合效果很强烈，通过旋风分离器将还原剂和烟气的充分混合作用，脱硝效率可达到60%以上。

4.3 选择性催化还原技术

选择性催化还原(SCR)系统的限制因素因运行环境和工艺过程而变化。这些制约因素包括系统压降、烟道尺寸、空间、烟气微粒含量、逃逸氨浓度限制、二氧化硫氧化率、温度和氮氧化物浓度，都影响着催化剂的寿命和系统的设计。对于一般燃油或燃煤锅炉，其SCR反应器多选择安装于锅炉省煤器与空气预热器之间，因为此区间的烟气温度刚好适合SCR脱硝还原反应，氨则被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置，使其与烟气充分混合后在反应器内与氮氧化物反应，SCR系统商业运行业绩的脱硝效率为80%～90%[8]。

4.4 全负荷脱硝技术方案

为满足各种负荷工况下脱硝系统的正常运行，目前可以采用的主要方案有省煤器入口加装旁路烟道[9]、设置省煤器水侧旁路、省煤器分级布置等。

(1)省煤器入口加装旁路烟道。在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构。在低负荷时，通过抽取烟气加热省煤气出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处的烟气温度达到脱硝反应窗口温度下限值以上[9]。

该方案实施较为简单，在较低负荷下仍能满足脱硝运行的条件。但会影响省煤器换热量，增加炉水欠焓，当控制系统不改变煤水比的时候，可能会导致蒸发量减少或者主汽温偏低；如果长期不在低负荷运行，也就是挡板门处于常闭状态，可能会导致积灰、卡涩[9]；当旁路挡板打开时，会使得排烟温度升高10～20 ℃，影响机组经济性(热效率可能降低0.5%～1%)；投资比较高。

(2)省煤器水侧旁路改造。在省煤器进口集箱前设置调节阀和连接管道，将部分给水短路后直接引至悬吊管，减少给水在省煤器中的吸热量，提高省煤器出口烟温[9]。但由于水侧传热系数极大，减少工质流量无法有效降低出口烟温，只是提高了省煤器出口水温。当负荷较低时，需要的旁路流量较大，会产生省煤器中介质超温现象，威胁机组安全。

(3)省煤器分级。将原有省煤器部分(靠烟气下游部分)拆除，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水直接引至位于SCR反应器后面的省煤器，然后通过连接管道引至位于SCR反应器前面的省煤器中[9]。

该方法能提高SCR入口烟温，且不影响锅炉整体效率，同时还能降低排烟温度，提高锅炉效率，具体布置方案需要根据实际情况进行设计。但受SCR最高允许温度的限制，分配到SCR之后的省煤器受热面积也不能太大，相应地在低负荷下提高SCR入口烟温的幅度有限，而且SCR入口烟温没有调节手段。如果可以设置成两级省煤器流量分配可调的话，就可以控制SCR入口烟温，下级省煤器只要保证有一定流量带走热量防止汽化即可。在具体实施时，一般锅炉的竖井高度可能较小，布置上会紧张一些，但是塔式锅炉垂直烟道较长，布置上较容易实现。

(4)提高低负荷给水温度。据了解，外高桥三期工程脱硝装置在原设计条件下，控制在入口烟气温度320 ℃以上运行，机组约能在550 MW及以上负荷投运喷氨装置。经技术改造后，提高了给水温度以及脱硝装置入口烟气温度，能够实现在最低稳燃负荷以上负荷投运。浙江台二、江苏沙洲二期、国电泰州二期等工程在设计阶段通过提高给水温度，已经基本实现了在最低稳燃负荷以上投运脱硝，即全负荷脱硝技术[3]。

(5)选用更合适的脱硝催化剂。当前我国火电厂脱硝所用的催化剂主要是VWTi型催化剂，对该类型催化剂的研究已经比较完备。VWTi型催化剂在其窗口区间300～400 ℃具有较好的催化还原效果，电厂正常运行时脱硝反应区也刚好可维持在这一温度区间，这也是众多电厂选用VWTi型催化剂的原因。但值得注意的是，火力发电锅炉在低负荷运行时不采取有效措施，就不能将脱硝反应区维持在300～400 ℃温度区间，烟气温度低于300 ℃时，VWTi型催化剂脱硝效率快速降低，影响到电厂的达标排放。为保障火电厂氮氧化物达标排放，最近几年脱硝催化剂厂家深入研究了多种催化剂在脱硝过程中的特性，已经发现先采用Pt/Al2O3催化剂将烟气中NO氧化为NO2，然后在Cu/Al2O3催化剂上喷氨，脱硝效率可达90%。以V2O5/活性炭为催化剂，以NH3为还原剂，脱硝效率可达92%，且抗二氧化硫中毒能力强。MnO/NaY分子筛催化剂在烟温200 ℃左右有80%以上的脱硝效率。最近，又找到了脱硝窗口在250～400 ℃区间的VMoTi型催化剂，火电厂若能改用这种催化剂就基本能做到各种工况下氮氧化物达标排放。

4.5 本工程脱硝方案选取

本工程采用流化床锅炉，锅炉氮氧化物排放浓度不高于150 mg/Nm3。同步安装SNCR+SCR两级脱硝系统，SNCR脱硝系统脱硝效率不低于60%，两级省煤器间设SCR脱硝反应器(1+1层)，脱硝效率不低于50%，综合脱硝效率不低于80%，氮氧化物最终排放浓度不高于30 mg/Nm3。脱硝还原剂采用尿素，同时确保其品质符合国家标准《尿素》(GB 2440—2001)技术指标的要求。

SCR脱硝系统分为SCR反应器系统和氨贮存供应系统两大部分：SCR反应器系统主要包括SCR反应器、烟道、催化剂、氨喷射系统、吹灰器、稀释风机；氨贮存供应系统主要包括液氨贮罐、液氨卸料压缩机、氨蒸发器、稳压罐、氨吸收罐、废水池、废水泵[10]。本期工程SCR反应器布置在脱硝构架内，脱硝钢架与锅炉钢架联合设计，由锅炉厂供货。脱硝装置满足锅炉50% TMCR工况和100% BMCR工况之间任何负荷的运行要求，并适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。

每台锅炉配有一个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层，然后进入空预器、除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。在进入烟气催化剂前设有氨注入的系统，烟气与氨气充分混合后进入催化剂发生反应，脱除氮氧化物[10]。本工程由于上游有SNCR工艺已经脱除了一部分氮氧化物，故此SCR采用1+1(1层使用，1层备用)的布置，并采用省煤器分级，实现全负荷脱硝，达到氮氧化物超低排放。

5 结论

本工程拟采用锅炉低氮燃烧+SNCR+SCR脱硝技术，布袋除尘器+一级湿式静电除尘器相结合的除尘技术，炉内脱硫+常规5层喷淋空塔脱硫装置，并考虑省煤器入口加装旁路烟道、省煤器分级等保证低负荷时脱硝系统正常投运的措施，形成一体化全负荷条件下的烟气污染治理系统。经设计测算，烟尘排放浓度≤7.2 mg/m3，二氧化硫≤30.6 mg/m3，氮氧化物≤30 mg/m3。1#、2#锅炉分别于2016年5月和2016年8月的实测结果表明，1#锅炉烟尘排放浓度1.74 mg/m3、二氧化硫18.6 mg/m3、氮氧化物27.1 mg/m3，2#锅炉烟尘4.30 mg/m3、二氧化硫15.8 mg/m3、氮氧化物40.0 mg/m3，低于重点地区燃煤电厂排放限值，也低于山西省超低排放限值，实现了超低排放，说明本工程采用的设计方案对高硫低热值煤电厂实现超低排放是可行的。

[1] 莫华, 王圣. 火电减排遭遇五大挑战[N]. 北京: 中国环境报, 2013-04-10.

[2] 朱法华, 王圣. 煤电大气污染物超低排放技术集成与建议[J]. 环境影响评价, 2014(5): 25- 29.

[3] 马继军. 火电厂大气环境污染防治措施进展情况报告[C]//中国环境影响评价研讨会大会报告集. 2014.

[4] 舒国铭. 环境保护政策执行中的发电企业责任研究[D]. 湘潭: 湘潭大学, 2014.

[5] 环境保护部, 国家质量监督检验检疫总局. GB 13223—2011 火电厂大气污染物排放标准[S]. 北京: 中国环境科学出版社, 2011.

[6] 胡耘, 王圣, 郭同书. 超低排放形势下火电环评存在的问题与建议[J]. 环境影响评价, 2017, 39(1): 19- 22.

[7] 莫华, 朱法华, 王圣, 等. 湿式电除尘器在燃煤电厂的应用及其对PM2.5的减排作用[J].中国电力, 2013, 46(11): 62- 65.

[8] 郑永亮. NJCRTP燃煤发电机组脱硝改造项目可行性研究[D]. 南京: 南京理工大学, 2012.

[9] 胡蓉. 关于锅炉SCR全负荷适应性改造的探讨[J]. 中国科技信息, 2015(3): 179- 181.

[10] 住房和城乡建设部, 国家质量监督检验检疫总局. GB 50660—2011 大中型火力发电厂设计规范[S]. 北京: 中国计划出版社, 2011.

A Feasible Proposal for Super Low Level of Air Pollutant Emission in Coal Fired Power Plants with High Sulphur and Low Calorific Value

MA Ji-jun, JIANG An, HAN Wei, ZHAO Bin

(Northwest Electric Power Design Institute Co., Ltd., Xi’an 710075, China)

China needs more and more electricity in recent years as its total output becomes even larger. Power plants emit large amount of air pollutants at the same time. The government and power plants want to change power plants into electricity producers with super low level emission. This article focused on the possibility of maintaining a high level de-NOxefficiency under low boiler load. In addition, this article put forward the countermeasures to assure a super low level emission of dust and SO2when the coal contains a lot of ash and sulphur.

full load; super low level emission; coal fired power plant; denitration

2016-10-14

马继军(1966—)，男，江苏南通人，教授级高级工程师，硕士，研究方向为电力环保，E-mail：majj@nwepdi.com

10.14068/j.ceia.2017.03.013

X701

A

2095-6444(2017)03-0047-05