125MW燃煤發電機組脫硫脫硝除塵改造探討

蔡明貴?敖奇碩

1 面臨的環保形勢

為了改善大氣環境質量，保護生態環境，促進火電行業可持續發展，實現大氣污染物排放總量控制目標，環保部和國家質檢總局2011年頒布了新的《火電廠污染物排放標準》（GB12232-2011），要求現有電廠將于2014年7月1日起實施新標準。目前125MW燃煤火電廠沒有進行脫硫脫硝除塵改造的火電廠鍋爐的煙氣SO2、NOx、煙塵排放濃度無法滿足新標準排放濃度限值。為確保現有125WM燃煤發電機組達標排放需要對現有鍋爐煙氣進行治理。

2 火電廠大氣污染防治技術政策

2.1 二氧化硫防治技術路線

（1）、燃用中高硫煤（含硫≥2%）機組、或大容量機組（≥200MW）的電廠鍋爐建設煙氣脫硫設施時，宜優先考慮采用濕式石灰石-石膏法工藝，脫硫率應保證在90%以上，投運率應保證在電廠正常發電時間的98%以上。

（2）、燃用中、低硫煤（含硫<2%）的中小電廠鍋爐（<200MW），或是剩余壽命低于10年的老機組建設煙氣脫硫設施時，宜優先采用半干法、干法或其它費用較低的成熟技術，所選技術應在國內已進行過100MW或以上規模的應用或示范，脫硫率應保證在75%以上，投運率應保證在電廠正常發電時間的96%以上。

2.2 氮氧化物防治技術路線

（1）、倡導合理使用燃料與污染控制技術相結合、燃燒控制技術和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施，以減少燃煤電廠氮氧化物的排放。

（2）、燃煤電廠氮氧化物控制技術的選擇應因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，依據技術上成熟、經濟上合理及便于操作來確定。

（3）、低氮燃燒技術應作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術。當采用低氮燃燒技術后，氮氧化物排放濃度不達標或不滿足總量控制要求時，應建設煙氣脫硝設施。

3 編制方案原則

根據我國頒布的《火電廠污染物排放標準》（GB13223-2011）排放標準及現

役的125MW燃煤發電機組調峰、應急發電運行時間較短的特點，選擇應因地制宜、因煤制宜、因爐制宜，依據技術上成熟、經濟上合理及便于操作來確定，脫硫脫硝除塵技術方案。

4 干法脫硫主要技術說明

鍋爐煙氣進入一套煙氣脫硫裝置，煙氣從底部進入吸收塔，在此處高溫煙氣與加入的吸收劑、循環脫硫灰充分預混合，進行初步的脫硫、除HCl、HF反應。然后煙氣通過吸收塔底部的文丘里管的加速，進入循環流化床體，物料在循環流化床里，氣固兩相由于氣流的作用，產生激烈的湍動與混合，充分接觸，在上升的過程中，不斷形成絮狀物向下返回，形成類似循環流化床鍋爐所特有的內循環顆粒流，而絮狀物在激烈湍動中又不斷解體重新被氣流提升，使得氣固間的滑落速度高達單顆粒滑落速度的數十倍；吸收塔頂部結構進一步強化了絮狀物的返回，提高了塔內顆粒的床層密度。這種循環流化床內的氣固兩相流機制，極大地強化了氣固間的傳質與傳熱，為高效脫除煙氣中SO2等提供了根本的保證。通過塔內高顆粒密度區設置的高壓噴水霧裝置，噴入用于降低煙氣溫度的水，借助于塔內激烈湍動的、擁有巨大的表面積的顆粒作為載體，在塔內得到充分的蒸發，使煙溫迅速降至煙氣露點以上15℃左右，從而使得SO2與Ca（OH）2的反應轉化為可以快速完成的離子型反應。由于流化床中氣固間良好的傳熱、傳質效果，HF、HCl、SO3等全部得以去除，加上排煙溫度始終控制在高于露點溫度15℃以上，因此煙氣不需要再加熱，現有煙囪無需進行任何防腐改造，同時整個系統也無須任何的防腐處理。脫硫率可達90%以上。

5 選擇干法脫硫方案的理由

5.1 煙囪、煙道防腐難度很大，無法選擇濕法脫硫

目前125MW燃煤發電機組一般已運行15左右年，煙囪內襯耐火磚強度有限，煙囪防腐存在很大安全隱患，無法進行內防腐。煙道運行日久，已腐蝕和磨損較多，很難再進行全面防腐，如采用濕法脫硫，整個脫硫后煙道全部要重新制作和安裝，工程量和投資相當大。

5.2 機組應急備用運行方式無法選擇濕法脫硫

目前125MW燃煤發電機組是履行應急發電及調峰職責，機組一般處于備用狀態，機組啟停時間不確定，機組運行不連續。每次應急發電及調峰運行時間較短，如采用濕法脫硫技術，每次停機時吸收塔漿液池未完全反應和氧化的漿液將無法變成石膏，需要人為排空，無法處理，將造成二次污染。125MW機組一般采用輕柴油助燃開機，機組啟動時對漿液污染較大。

5.3 從運行能耗和廢水治理上考慮

濕法脫硫工藝的系統阻力高，能耗大，總體耗能約10720KW（包括風機、廢水處理等工藝）占發電容量1.0%～1.5%，過程為濕態。石灰制漿液，脫硫反應過程為液氣反應，耗水量比干法大2～3倍，脫硫廢水無法與廠內現有的廢水處理系統混合處理，需新建廢水處理系統，增加系統復雜性。

5.4 從現場布置考慮

現有125MW燃煤發電機組鍋爐后場地較小，如采用濕法脫硫，石膏脫水處理、石灰石漿液等系統占地較大，現有場地無法滿足要求。

6 低氮燃燒加SNCR脫硝主要技術說明

脫硝系統采用兩級脫硝方式：一級采用低氮燃燒技術，通過特殊設計的燃燒器結構及改變通過燃燒器的風煤比例，以達到在燃燒器著火區空氣分級、燃燒分級，在保證煤粉著火燃燒的同時，有效地抑制NOx的生成。以爐內區域大空間分離SOFA燃盡風射流、濃淡一次風水平分離射流、主燃燒區域剛性偏置二次風射流為核心技術，構成爐內超低NOx排放、煤粉高效燃燒、高燃盡、防結渣、防高溫腐蝕的爐內燃燒動力場特性，脫硝效率達45%。二級采用選擇性非催化還原（SNCR）。SNCR工藝是一個燃燒后的脫硝過程，通過在鍋爐中噴入適量的尿素等脫硝還原劑來去除NOx的化學反應過程。脫硝還原劑噴入爐膛溫度為850—1250℃的區域，在無催化劑作用下，NH3或尿NH3素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx，脫硝效率達40%。低氮燃燒+SNCR組合技術總的脫硝效率可達67%以上，使得氮氧化物排放濃度小于200mg/Nm3，從而實現NOx達標排放。

7 選擇低氮燃燒+SNCR脫硝方案的理由

7.1 低氮燃燒作為燃煤電廠氮氧化物控制技術已十分成熟。

當采用低氮燃燒技術后，NOx排放濃度不達標或不滿足總量控制要求時，再進行煙氣脫硝設施的建設。低氮燃燒技術具有運行費用很低、脫硝效率較高、占地很小、老廠改造容易，燃燒器煤種適應性強、低負荷穩燃性好安裝方便、調節靈活；防磨性好、壽命長等優點，

7.2 鍋爐尾部受熱面空間無法布置SCR進出口煙道

SCR技術的要求是煙氣溫度控制在310～430℃，若125MW燃煤發電機組采用SCR脫硝工藝，要對鍋爐尾部煙道進行較大的改造，要把高溫空預器要全部移位，鍋爐省煤器、低溫空預器等受熱面都要移位，對鍋爐影響非常大，增加的投資十分巨大。

7.3 運行特性不宜采用SCR脫硝技術

125MW燃煤發電機組鍋爐采用輕柴油助燃方式點爐，啟動時未燃盡柴油對催化劑污染較大。發電時負荷不確定性大，排煙溫度較難控制在催化劑的適用范圍（310-4300C），造成脫硝運行不穩定。

7.4 從運行費用考慮

SCR脫硝系統運行成本主要在于還原劑和崔化劑及電耗上，運行費用較高。SNCR工藝不使用催化劑其運行費用是SCR脫硝工藝15～30%，是在滿足國家排放標準基礎上最經濟的方案。SNCR脫硝技術短期脫硝效率可達75%，長期可達30～50%。

8 布袋除塵方案

干法脫硫本身需要在脫硫塔后進行收塵，采用干法脫硫無需對原靜電除塵器進行改造，可以有效利用原有電除塵進行預除塵，去除部分煙塵，煙氣保持一定高灰量進入脫硫塔，經過脫硫后，在脫硫塔后加一臺低壓脈沖布袋除塵器，布袋除塵器對粉塵特性不敏感、除塵效率高，完全可滿足煙塵排放濃度小于30mg/Nm3的排放標準。

9 結論

125MW燃煤發電機組在現有的生產設備的基礎上進行脫硫脫硝除塵改造，不僅應考慮建設投資，而且考慮脫硫、脫硝、除塵效果和運行維護費用等，更保證工藝的可靠性以及與現有設備和現場空間相結合，通過深入調研及分析比較，擬采用低氮燃燒+SNCR脫硝；循環流化床干法脫硫；低壓回轉脈沖布袋除塵器除塵。該套工藝具有安全可靠性高、投資小、適應性強、效果好、結構簡單、占地少、吸收劑價格低、易采購、脫硫灰易輸送、二次污染少、易操作控制、生產運行和維護費用低、排放煙氣符合環保要求等優勢。

作者簡介

蔡明貴（1961-），男，福建省莆田市，現職稱：高級工程師，學歷：大學，研究方向：火電廠生產經營管理。

敖奇碩（1961-），男，湖南省岳陽市，現職稱：工程師，學歷：大學，研究方向：火電廠環境管理。