摘要

本文針對新疆某發(fā)電廠無法達(dá)到國家和新疆地方環(huán)保部門“超低排放”要求，在現(xiàn)有處理設(shè)施基礎(chǔ)上，對該廠2×330MW超臨界壓力燃煤機組進(jìn)行超低排放改造。#1和#2兩機組均采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝工藝，新增備用層催化劑，且#1機組進(jìn)行空預(yù)器改造；除塵超低排放改造#1機組采用現(xiàn)有電除塵恢復(fù)性檢修+高頻電源+預(yù)留相變凝聚器+濕式靜電除塵裝置改造；#2機組在原有除塵裝置基礎(chǔ)上配套高頻電源，同時改造電控技術(shù)。煙氣脫硫超低排放改造#1和#2機兩機組均采用雙塔雙循環(huán)方案。經(jīng)對改造工程進(jìn)行綜合評價，顆粒物、SO2、NOX排放濃度達(dá)到限制要求。

關(guān)鍵詞：發(fā)電廠；燃煤機組；超低排放

隨著我國工業(yè)化進(jìn)程加快和經(jīng)濟(jì)的飛速發(fā)展，火電廠排放的污染物，特別是 SO2、NOX和顆粒物等造成的大氣環(huán)境污染問題直接或間接威脅著社會發(fā)展和人體健康。若火電行業(yè)不及時采取有效的氣體污染物控制措施，則排放的各類污染物將會對區(qū)域環(huán)境及社會經(jīng)濟(jì)發(fā)展造成巨大危害。國家發(fā)改委、環(huán)境保護(hù)部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)的“發(fā)改能源〔2014〕2093 號關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020 年）》的通知”，提出超低排放的目標(biāo)，要求新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C組排放限值；到 2020 年現(xiàn)役30 萬 k W 及以上公用燃煤發(fā)電機組、10 萬 kW 及以上自備燃煤發(fā)電機組以及其他有條件的燃煤發(fā)電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C組排放限值，即顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不超過 10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，并且西部地區(qū)要求在 2020 年前完成，時間進(jìn)度緊迫，燃煤發(fā)電企業(yè)必須立刻開展相關(guān)改造工作以滿足環(huán)保要求。目前在我國火電行業(yè)中多種脫硫脫硝除塵技術(shù)得以運用[6-8]，根據(jù)電廠規(guī)模以及實際情況選擇不同，運用效果不同。新疆是我國煤電發(fā)展的主要區(qū)域之一，某電廠為達(dá)到最新的環(huán)保排放要求，根據(jù)電廠實際情況，對煙塵、SO2和 NOX進(jìn)行改造方案的探討，提出一套切實可行的超低排放改造方案，不僅為同區(qū)域電廠后續(xù)改造提供借鑒，而且為區(qū)域大氣環(huán)境污染物減排提供技術(shù)方案參考。

1?脫硝改造方案

1.1脫硝系統(tǒng)改造前概況

該 電 廠 #1、#2 號 機 組 煙 氣 脫 硝 系 統(tǒng) 均采用 SCR（Selective Catalytic Reduction，選擇性催化還原法）脫硝方案，整個 SCR 煙氣脫硝系統(tǒng)分為兩大部分，即 SCR 反應(yīng)器系統(tǒng)和尿素存儲及供應(yīng)系統(tǒng)，脫硝裝置 SCR 反應(yīng)器直接布置在省煤器之后空預(yù)器之前，不設(shè)置 SCR 煙氣旁路。尾部煙道支架上部空間作為 SCR 裝置布置場地，也是原機組建設(shè)時預(yù)留的脫硝場地位置。根據(jù)該電廠 #1、#2 號機組脫硝系統(tǒng)的運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計表明，隨著鍋爐設(shè)備負(fù)荷的降低，NOX入口濃度逐漸增加；鍋爐變負(fù)荷時脫硝入口 NOX濃度也會增加；設(shè)備在滿負(fù)荷狀態(tài)，脫硝入口NOX濃度基本保持在 300mg/Nm3以下，最高不超 350mg/Nm3；設(shè)備負(fù)荷在240 MW 以上時濃度有超出 350 mg/Nm3的情況，其占比較小。滿負(fù)荷時設(shè)備入口的氮氧化物濃度在 350 mg/Nm3（設(shè)計進(jìn)口濃度）以內(nèi)時，脫硝出口的氮氧化物濃度可控制在 70 ～ 80 mg/Nm3范圍內(nèi)，其現(xiàn)有的排放濃度無法滿足超低排放的要求。

1.2 脫硝系統(tǒng)改造

1.2.1脫硝系統(tǒng)超低排放改造的技術(shù)思路

根據(jù)該電廠脫硝系統(tǒng)的運行狀況，超低排放改造可從以下幾方面解決：

（1）目前電廠采用的是 SCR 選擇性催化還原反應(yīng)脫除氮氧化物，原設(shè)計效率為 75%，現(xiàn)有工藝無法滿足最新標(biāo)準(zhǔn)要求，需將脫硝效率提升至 86% 以上。

（2）由于煙氣設(shè)計灰分未變，原有催化劑型號可滿足要求，但由于脫硝效率增加，出口 NOX濃度降低，催化劑體積偏小無法滿足工藝需求，可試圖增加催化劑體積，提高脫硝效率。

（3）煙氣在通過 SCR 催化劑時，形成的 SO3與逃逸的 NH3在空氣預(yù)熱器中下層形成硫酸氫氨，硫酸氫氨在 146℃～ 207℃溫度范圍捕捉大量飛灰，其結(jié)合物附著于預(yù)熱器傳熱元件上形成融鹽狀的積灰，造成預(yù)熱器的腐蝕、堵灰等，進(jìn)而影響預(yù)熱器的換熱及機組的正常運行。

表 1 脫硝改造方案

表 2 除塵改造方案

1.2.2脫硝改造方案選擇

根據(jù)上述思路及工程的實施時間，改造方案如下：

1.2.2.1 增加催化劑

增加催化劑可采用兩種方案：一種改造時新增備用層催化劑，一種為改造時更換原有兩層催化劑。兩種方案見表 1。由上述可知，方案一加裝備用層催化劑的用量較小，能充分利用現(xiàn)有催化劑的性能，投資較低，本次改造采用加裝備用層催化劑。

1.2.2.2 空預(yù)器改造

為解決現(xiàn)有空預(yù)器易被灰分堵塞，影響預(yù)熱器的換熱及機組的正常運行等問題，對脫硝改造時已增設(shè)的省煤器灰斗加強運行管理，保證省煤器灰斗定期排灰以及暖風(fēng)器的正常運行?？疹A(yù)器改造以改動量最小為原則，僅對轉(zhuǎn)子內(nèi)部換熱元件進(jìn)行改造，具體改造方案為：拆除全部換熱元件，其中熱端（h=1000mm）換熱元件與冷端（h=333mm）換熱元件利舊，現(xiàn)場清洗處理；將扇形板割薄上提，剔除熱端及中間兩層?xùn)偶?，向上拼接隔板；按尺寸焊接新設(shè)計的兩層?xùn)偶?，安裝新設(shè)計的冷端鍍搪瓷換熱元件（h=900mm）及清洗之后的兩層換熱元件；安裝徑向、軸向、旁路密封片；恢復(fù)封倉板及保溫；利舊冷端蒸汽吹灰器，并移至熱端，在冷端安裝新設(shè)計雙介質(zhì)高壓水吹灰器。

2 除塵改造方案

2.1除塵系統(tǒng)改造前概況

該電廠 #1、#2 機組采用電除塵器裝置，#2 機組在脫硫后增設(shè)濕法電除塵器裝置。電除塵器配置蘭州電力修造廠生產(chǎn)的臥式、板式雙室四電場干式靜電除塵器，供電設(shè)備采用 GGAj02-1.1A/72kv 型高壓硅整流設(shè)備。電除塵器設(shè)計保證效率≥ 99.6%，保證電除塵器出口煙塵濃度< 100mg/Nm3。濕式電除塵器分 4 個供電區(qū)，陰、陽極長度>6m，設(shè)計處理煙氣量為 1709907m3/h，設(shè)計濕式電除塵器出口煙塵濃度 <20mg/Nm3。

2.2 除塵系統(tǒng)組改造

2.2.1除塵系統(tǒng)超低排放改造的技術(shù)思路

根據(jù)該電廠脫硝系統(tǒng)的運行狀況，#1 機組除塵設(shè)備煙塵排放30 ～ 50mg/Nm3，無法滿足最新的排放標(biāo)準(zhǔn)，需進(jìn)行改造。目前 #2 機組濕法脫硫后已加裝濕法電除塵裝置，可滿足最新的排放標(biāo)準(zhǔn)限值，本次改造為配套高頻電源，同時改造電控技術(shù)，其可具備 20% 的除塵提效效果，同時也具備一定節(jié)能效果。

2.2.2除塵改造方案選擇

根據(jù) 2 臺機組除塵設(shè)備的現(xiàn)運行狀況，針對 #1 除塵設(shè)備的改造方案有兩個：方案 1 為高頻電源 + 濕式電除塵，方案 2 為擴容 + 脫硫提效。具體方案內(nèi)容及對比見表 2。根據(jù)上述兩種方案的對比，方案一采用高頻電源電除塵改造 + 加裝濕式電除塵裝置對機組工況的適應(yīng)性較強，改造后煙囪煙塵排放濃度能滿足超低排放要求，改造后對引風(fēng)機影響較??；對其他污染物具有去除效果，達(dá)到綜合治理的目的；預(yù)留濕除提效的空間，具備煙囪煙塵排放濃度< 5mg/Nm3的潛力。

3 脫硫改造方案

3.1脫硫系統(tǒng)改造前概況

該電廠脫硫系統(tǒng)采用石灰石—石膏就地強制氧化濕法煙氣脫硫工藝，脫硫裝置按一爐一塔單元布置。每套脫硫裝置的煙氣處理能力為相應(yīng)鍋爐 BMCR（Boile MaXimum Continuous Rating，最大連續(xù)蒸發(fā)量）工況時的 100 % 煙氣量；當(dāng)燃煤含硫量為 1.7% 時，脫硫效率高于96%。公用系統(tǒng)主要有吸收劑制備及供應(yīng)石膏脫水系統(tǒng)、工藝水系統(tǒng)、排空系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)。脫硫副產(chǎn)品—石膏在脫水后含濕量 <10%。#1 機組煙塵和脫硫尚未改造，其二氧化硫的排放濃度分別為 100 ～ 200 mg/Nm3。#2 機組除塵和脫硫正在改造中，采用雙塔雙循環(huán)工藝設(shè)計，設(shè)置兩級吸收塔，吸收塔均采用空塔噴淋，設(shè)計二氧化硫的排放限值分別為 50mg/Nm3；改造后要求二氧化硫低于 35mg/Nm3。

3.2 脫硫系統(tǒng)組改造

3.2.1脫硫系統(tǒng)超低排放改造的技術(shù)思路

根據(jù)該電廠脫硫系統(tǒng)的運行狀況，超低排放改造可從以下幾方面解決：

（1）吸收塔原設(shè)計氧化槽容積偏小、流速稍高，在硫分和煙氣量均有增加的情況下吸收塔各參數(shù)不能滿足現(xiàn)有排放標(biāo)準(zhǔn)的要求，必須對吸收塔系統(tǒng)進(jìn)行改造。

（2）氧化風(fēng)機及管道無法適應(yīng)現(xiàn)有改造燃煤硫分的運行工況，需對氧化風(fēng)系統(tǒng)進(jìn)行擴容改造。

（3）根據(jù)實際運行情況，現(xiàn)有廢水系統(tǒng)的處理能力偏小，導(dǎo)致脫硫系統(tǒng)的氯離子濃度偏高。

表 3 脫硫改造方案

3.2.2脫硫改造方案選擇

根據(jù)兩臺機組運行情況的不同，采取的改造方案分析如下：

3.2.2.1 #1 機組脫硫系統(tǒng)改造工程方案

（1）吸收塔改造。目前改造技術(shù)主要有單塔雙循環(huán)技術(shù)、雙塔雙循環(huán)技術(shù)等，該機組采用雙塔雙循環(huán)技術(shù)。改造內(nèi)容見表 3。

（2）氧化空氣系統(tǒng)改造。由于硫分增加較多，原有氧化風(fēng)機不能滿足要求，故一級吸收塔需更換兩臺氧化風(fēng)機，改造方案為：更換為兩臺單級高速離心風(fēng)機，一用一備。

3.2.2.2 #2 機組脫硫系統(tǒng)改造

工程方案由上述性能評估可知，#2 機組采用雙塔雙循環(huán)工藝設(shè)計，設(shè)置兩級吸收塔，吸收塔均采用空塔噴淋，且機組及脫硫公用系統(tǒng)均能滿足電廠脫硫超低排放改造的要求，無須再改造，但 #2 機組一級塔（原塔）噴淋支管磨損嚴(yán)重，需更換。

3.2.2.3 脫硫廢水系統(tǒng)改造

根據(jù)對脫硫系統(tǒng)的分析，需更換大流量廢水旋流給料泵和廢水旋流器；采用 NaOH 作為廢水用堿，新增一臺卸堿泵，一座堿罐及兩臺堿計量泵；由于現(xiàn)有澄清池容量偏小，本次新建一座澄清池；對污泥處理系統(tǒng)進(jìn)行更換原板框壓濾機。

4 電廠超低排放技術(shù)改造工程

綜合評估對該電廠1#、2#機組超低排放技術(shù)改造工程進(jìn)行綜合評估，監(jiān)測結(jié)果表明，監(jiān)測期間在相同煤種和工況（75%以上穩(wěn)定工況）條件下，1#機組顆粒物、SO2、NOX排放濃度值分別為7.1mg/m3、13mg/m3、6mg/m3，2#機組顆粒物、SO2、NOX排放濃度值分別為7.6 mg/m3、12mg/m3、44 mg/m3。均符合《關(guān)于做好燃煤發(fā)電機組超低排放改造項目評估監(jiān)測工作的通知》（新環(huán)發(fā)〔2016〕389號）的要求限值污染物低濃度排放要求（煙塵濃度<10mg/Nm3，SO2<35mg/Nm3，NOX<50mg/Nm3）。

5 結(jié)論

對該廠 2×330MW 超臨界壓力燃煤機組煙氣脫硝超低排放改造，兩機組均采用選擇性催化還原法（SCR）脫硝工藝，新增備用層催化劑，且 #1 機組改造空預(yù)器；除塵超低排放改造 #1 機組采用現(xiàn)有電除塵恢復(fù)性檢修 + 高頻電源 + 預(yù)留相變凝聚器 + 濕式靜電除塵裝置改造；#2 機組在原有除塵裝置基礎(chǔ)上配套高頻電源，同時改造電控技術(shù)。煙氣脫硫超低排放改造 #1 和 #2 機組均采用雙塔雙循環(huán)方案，經(jīng)對改造工程進(jìn)行綜合評價，顆粒物、SO2、NOX排放濃度達(dá)到要求限制。