浅析新型超洁净排放技术在某百万机组的应用

肖振清

（神华（福州）罗源湾港电公司，福建 连江 350512）

某发电公司百万机组离省会城市27 km，属于电网负荷中心区域，二期工程建设2×1 030 MW超超临界燃煤发电机组，贫煤为设计煤种，分别于2012年3月和7月建成投产；脱硝采用以TiO2为催化剂的SCR脱硝法；原设计布置2层，预留1层；除尘器采用福建龙净化环保股份有限公司生产的2电场+2电袋的复合除尘器；脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫法，不设GGH。

1 煤电机组排放污染物控制现状

1.1 环保标准的变化

2015年以来，某地区在经济高速发展的同时遭受了雾霾带来的严重空气污染。随着空气质量的恶化，雾霾天气增多，已经对人民的健康生活和当地经济发展造成严重影响，雾霾天气的治理越来越迫切。对于全国范围内集中爆发的大规模污染天气，国家发展和改革委员会出台了史上最严厉的煤电机组新排放标准，要求在2020年前全国范围内的煤电机组完成超洁净排放升级工作。环保新标颁布后，煤电机组面临重大考验。能否达标并实现正常运行，成为火电企业经营过程中颇为关切的工作，加大环保设备的投入、选择更为新型的高效环保设备成为火电厂环保升级改造的关键。

1.2 超洁净排放技术的发展

2013年以前，国内煤电机组因认知上的差异，在烟气排放控制技术上没有考虑协同方式的应用，新建项目的环保岛普遍采用脱硝+电除尘+脱硫装置的简单处理方式[1]。

随着如今排放指标压力的增大，为了突破环保污染物治理过程中的技术瓶颈，脱硝+电除尘+脱硫装置+湿式电除尘的技术路线成为满足超洁净排放升级的一种行之有效的技术选择，诸多新建、改扩建项目均考虑了该技术。

1.3 技术路线的选择

研究发现，湿式电除尘器可以有效去除粉尘、微细颗粒物和单质汞等，达到国家相关环保要求，但因其增加了用水量、耗碱量、排污水量等，新建电厂和改造电厂需针对本区域的水文资料、废水处理情况、运行成本等多种因素进行综合分析。在吸收塔后布置湿式电除尘，喷淋层雾化浆液对1.0～2.5 μm的粉尘去除率较低，无形增加了吸收塔的负担，当含尘量达到一定数量级后，吸收塔的工作效率下降，粉尘中的碱金属物质会抑制原烟气与浆液反应，造成浆液中毒的现象。再者，湿式电除尘的含尘废水需要进行再次处理，增加了投资和处理难度[1]。

鉴于上述原因，本工程完全利用机组现有的（脱硝设备+电袋除尘设备+脱硫设备）设备组合，通过局部升级改造的方法同样可以达到国家环保新规的要求。在以贫煤作为设计煤种的超洁净排放技术升级的过程中，该发电公司首创了一种有别于其他同类型机组的超洁净排放方法。

1.4 新型排放技术实施后的优势对比

投资方面，湿式电除尘投资成本高，回收周期长，整体项目全部费用比他方法高出50%。运行方面，新方法改善了吸收塔原烟气的入口含尘量，为稳定脱硫提供有力的保障，保证了设备运行安全和稳定，延长了使用周期和寿命，源头上防止了浆液中毒的发生。收益方面，湿式电除尘的含尘废水需要经过二次处理才能加以利用，投资成本大，回报率较低；通过升级电除尘，处理后的干灰可以直接利用，产生的经济效益直接。

2 新技术的应用过程

2.1 技术路线的选择

目前，国内燃煤电厂处理氮氧化物、烟尘和二氧化硫的环保设备呈现多样性；经过多次分析，结合减排效果、投资成本、实施工期和质量控制等考虑，百万机组单位提出了以下技术路线：SCR脱硝技术（增加单层催化剂）+超净电袋除尘器+脱硫系统优化改造+高效除雾器技术。

2.2 升级前重要技术参数

2.2.1 烟气中污染物成分参数

污染物各成分占比为：SO335.7 mg/Nm3、F（HF）20 mg/Nm3、Cl（HCl）50 mg/Nm3。含油浓度为 20 mg/Nm3。

2.2.2 煤质数据

水分为8.9%、挥发分为13.9%，灰分为26.35%，发热量为21 582 kJ。

2.2.3 吸收塔原设计基本情况及相关数据

设计压力5 000 Pa、含氯量＜20 g/L、浆液循环停留时间4.08 min、塔总高39.61 m、喷淋层层数和间距分别为5层与2 m、吸收塔直径20.5 m、浆池容积2 852 m3、浆液泵配置5台，流量10 356 m3/h，扬程分别为19、21、23、25、27m，功率分别为900、900、1 000、1 120、1 250 kW。氧化风机配置为6台，风量为4 186 Nm3/h，压力为98 kPa，功率为200 kW[2]。

2.2.4 除尘原设计基本情况及相关数据

效率为99.90%，每台电除尘器室数/电场为2/2，入口烟温为90～180℃，入口浓度≤2.22 g/m3，出口浓度≤30 mg/m3，烟气量5 273 395 m3/h，漏风率＜1.5%，总功率为2×920 kW。

2.2.5 脱硝原设计基本情况及相关数据

脱硝效率≥70%，阻力≤6 000 Pa，氨逃逸率≤3 μg/L，入口浓度650 mg/Nm3、转化率≤1.0%，催化剂层数为2+1（预留）。

2.3 升级过程

2.3.1 脱硫系统优化

脱硫系统升级时，吸收塔喷淋层与除雾器之间需加高4 m，将原有的2级屋脊式+1级管式除雾器改造成3级屋脊式凝并式除雾器，净烟气液滴含量不超过20 mg/m3；本次不增加喷淋层数，吸收塔循环泵按利旧考虑，对喷淋层支管进行改造，更换喷淋层喷嘴，每层喷嘴数由112个增加到256个，更换的喷嘴选用空心锥喷嘴，采用下沉式布置，改造后喷淋层覆盖率不小于300%；每塔设置2个提效环，设置一套气液再平衡器；更换2台氧化风机，更换后，每塔氧化风机按2运1备运行，单台风量由4 800 m3/h提高到9 750 m3/h，并改造氧化空气管及其阀门和吸收塔氧化空气喷枪[2]。

2.3.2 除尘和脱硝系统设备优化

复合除尘器此次升级后采用了3电场+2布袋形式，设备在原有的基础上增加1袋区；根据《火电厂锅炉烟气袋式除尘器滤料滤袋技术条件》（DL/T 1175—2012）要求，更换了原复合除尘器中电袋的相关辅助设备，其中基布采用PTFE，滤料采用混纺工艺，30%超细PPS+20%常规PPS+20%超细PTFE+30%常规PTFE 30%超细PPS+20%常规PPS+20%超细PTFE+30%常规PTFE，PPS采用进口原料，PTFE纤维不低于50%，克重680g/m2，并将原工频电源改为高频电源，优化了净烟道，电袋除尘器的钢结构进行了校核补强[2]。

SCR脱硝系统增加了一层催化剂，催化剂采用TiO2。其中，催化剂层由原来的2+1（备用）层形式变为3层。

2.4 升级后设备的说明

脱硝装置通过增加催化剂层升级，提高了脱硝装置的效率，增强了反应区的活性，降低了烟气中NOx的含量；电除尘升级后，处理烟气含尘的能力大幅度提高，出口排放指标控制明显，在机组的任何工况下（包括初期的煤油混烧阶段）始终能保持电除尘出口的烟尘浓度≤10 mg/m3；由于电除尘效率升级，吸收塔入口的烟尘浓度始终处于较低的水平，减轻了吸收塔的工作压力，保证了其工作效率，提高了设备的稳定性和可靠性；由于设备的变更和升级，FGD系统总阻力增加了340 Pa，升级后的脱硫系统总阻力＜1 940 Pa（脱硫BMCR工况），其余脱硫相关参数满足设计要求[3]。

3 考核试验数据的分析

本工程委托第三方机构分别于2016年6月3-7日和2016年5月25-30日完成了3#和4#机相关数据测试工作，所测数据均全部满足以下标准值要求，如表1所示。

表1 性能考核试验数据与标准值对照

浆液循环泵优化配置试验如下。3#机组停运3A浆液循环泵时，净烟气SO2浓度为25.60～26.59 mg/Nm3（标态，6%O2），达到性能保证值小于35 mg/Nm3的要求。此时，原烟气实际SO2浓度为1 550～1 820 mg/m3，脱硫入口SO2浓度相对较高，系统具备优化条件[3]。

4#机停运4A浆液循环泵时，净烟气SO2排放浓度为24.80～31.01 mg/Nm3（标态，6%O2），达到性能保证值小于35 mg/Nm3的要求。此时，原烟气实测SO2浓度为2 100～2 230 mg/Nm3，脱硫入口SO2浓度较高，同样系统具备优化条件。运行过程中，脱硫运行人员要密切关注净烟气SO2排放浓度，及时调整吸收塔液位和pH值等参数。

4 超洁净排放升级效果及效益分析

通过此次现役机组的控制排放物的改造，目前已经达到甚至超过燃机排放标准，大大缓解了火力发电厂的环保压力，产生了客观的社会价值和经济效益。目前辖区内的煤电机组排放压力日益增大，原设计已经不能满足新规要求。此次的设备升级结合当前环保升级新技术和自身设备情况，在百万机组实施超洁净排放过程中，探索出一种新型超洁净排放技术方案。实践证明，该技术既可以满足煤电机组的国家新指标要求，又给企业创造了费用节约、环保电价、辅助产品收益等几个方面的增长点。

超洁净排放技术实施后，从试验数据分析可知，其完全达到超洁净排放要求。通过合理选择方案，设备投资成本降低近50%。系统优化设计减少了运营成本，机组NOx、SO2、粉尘的年排放量将大幅度削减，机组的潜能进一步被挖掘。自2016年7月二期1 000 MW机组顺利通过国家超洁净排放改造验收后，每度电按某省煤电机组标杆电价0.355 1元/（kW·h）计算，超洁净排放机组国家补贴0.01元/（kW·h），投资当年即可回收成本。